EP4157963A1 - Procédé de récupération assistée de pétrole dans une formation souterraine carbonatée - Google Patents

Procédé de récupération assistée de pétrole dans une formation souterraine carbonatée

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EP4157963A1
EP4157963A1 EP21726673.3A EP21726673A EP4157963A1 EP 4157963 A1 EP4157963 A1 EP 4157963A1 EP 21726673 A EP21726673 A EP 21726673A EP 4157963 A1 EP4157963 A1 EP 4157963A1
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EP
European Patent Office
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water
soluble polymer
polymer
carbonate
acid
Prior art date
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Pending
Application number
EP21726673.3A
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German (de)
English (en)
Inventor
Cédrick FAVERO
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SNF Group
Original Assignee
SPCM SA
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Publication date
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Pending legal-status Critical Current

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    • C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
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    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
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    • C08F220/52—Amides or imides
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    • C08F220/585—Amides, e.g. N,N-dimethylacrylamide or N-isopropylacrylamide containing oxygen in addition to the carbonamido oxygen, e.g. N-methylolacrylamide, N-(meth)acryloylmorpholine and containing other heteroatoms, e.g. 2-acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid [AMPS]
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    • C08F220/02—Monocarboxylic acids having less than ten carbon atoms; Derivatives thereof
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
    • C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
    • C08F2800/00—Copolymer characterised by the proportions of the comonomers expressed
    • C08F2800/10—Copolymer characterised by the proportions of the comonomers expressed as molar percentages

Definitions

  • the present invention relates to the technical field of enhanced oil recovery in a carbonate underground formation. More specifically, the present invention relates to a process for enhanced oil recovery in a carbonate underground formation by injecting an aqueous composition comprising a water-soluble polymer containing acrylamido-propyl-trimethyl-ammonium chloride (APTAC) .
  • ATAC acrylamido-propyl-trimethyl-ammonium chloride
  • the most frequently implemented method consists of injecting water into the deposit through injection wells dedicated for this purpose. This is called secondary recovery.
  • This second phase stops when the water / oil ratio is too high, that is to say when the quantity of water in the mixture produced by the producing wells is too high.
  • This secondary recovery thus makes it possible to obtain an additional recovery rate of the order of 10 to 20%.
  • RAP or EOR acronym for “Enhanced Oil Recovery”. Their goal is to recover between 10 and 35% additional oil compared to the initial quantity of oil.
  • petroleum denotes any type of oil, namely light oil such as heavy oil, or even bituminous oil.
  • An oil generally results from the natural transformation of organic matter and is composed of a mixture of hydrocarbons.
  • the terms “petroleum” and “oil” are used to refer to the same material.
  • the present invention relates more specifically to enhanced oil recovery by chemical means involving the injection, into a carbonate underground formation, of an aqueous injection fluid comprising at least one water-soluble polymer, said fluid being able to sweep the underground formation, and therefore to push the oil out of the rock.
  • Subterranean carbonate formations represent about half of the petroleum reservoirs in the world. They are particularly rich in calcite and / or dolomite. The special nature of these formations is that the rocks have surfaces that tend to be wetted more with oil than with water. This results in a difficulty in treating and using these reservoirs with water-soluble polymers. Particularly complex phenomena linked to the wetting of the rock and to the interfacial tensions of the chemical compounds in contact with the rock make it difficult to exploit these underground formations.
  • acrylamide-based polymers offer limited performance.
  • the document "Enhanced Oil Recovery Field Experiences in Carbonate Reservoirs in the United States ”, E. Manrique, Center for Energy and Technology of the Americas (CET A) summarizes the different experiences of enhanced oil recovery in carbonate reservoirs.
  • One of the technologies used with success is “Carbon Dioxide Flooding”, ie the injection into the carbon dioxide reservoir.
  • the other technique used is “Chemical Flooding”, ie enhanced oil recovery by injection of an aqueous polymeric composition. The hydrolyzed polyacrylamides, as well as the polysaccharides were tested.
  • the problem to be solved by the present invention is to improve the efficiency of enhanced oil recovery from carbonate subterranean formations using specific water soluble polymers.
  • the present invention relates to a process for enhanced oil recovery in a carbonate underground formation comprising the injection of an aqueous composition (or injection fluid) comprising at least one water-soluble polymer containing acrylamido-propyl chloride. trimethyl ammonium (APTAC).
  • an aqueous composition or injection fluid
  • APITAC trimethyl ammonium
  • the invention also relates to an aqueous composition, also called injection fluid, for use in a process for enhanced oil recovery in a carbonate subterranean formation comprising said water-soluble polymer.
  • water-soluble polymer denotes a copolymer making it possible to obtain an aqueous solution when it is dissolved with stirring at 25 ° C. and with a concentration of 20 gL 1 in water.
  • the amount of acrylamido-propyl-trimethyl-ammonium chloride (APTAC) units in the water-soluble polymer according to the invention is preferably between 20 mol% and 100 mol% relative to the total number of moles of monomer units of the water-soluble polymer. It is more preferably between 20 mol% and 99.9 mol%, more preferably between 30 mol% and 99 mol%, more preferably between 40 and 95 mol%, even more preferably between 50 and 90 mol%.
  • the water-soluble polymer further contains at least one nonionic, anionic and / or zwitterionic monomer.
  • the quantity of units of nonionic, anionic or zwitterionic monomer in the water-soluble polymer is preferably between 0.1 mol% and 70 mol% relative to the total number of moles of monomer units of the water-soluble polymer, preferably between 1 and 50 mol%, more preferably between 5 and 40 mol%, and even more preferably between 5 and 20 mol%.
  • the anionic monomers are preferably chosen from acrylic acid, methacrylic acid, itaconic acid, crotonic acid, maleic acid, fumaric acid, sulfonated monomers, phosphonated monomers, 2- acid.
  • 2-acrylamido-methylpropane sulfonic acid (ATBS) vinyl sulfonic acid, vinyl phosphonic acid, allyl sulfonic acid, allyl phosphonic acid said anionic monomer being unsalted, partially or totally salified.
  • Preferred anionic monomers are acrylic acid, sulfonated monomers, phosphonated monomers, 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonic acid (ATBS) and their salts.
  • the preferred anionic monomer is 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonic acid (ATBS) and its salts.
  • the nonionic monomers are preferably chosen from acrylamide, methacrylamide, N-isopropylacrylamide, N, N-dimethylacrylamide and N-methylolacrylamide, N-vinylformamide, N-vinyl acetamide, acryloyl morpholine (ACMO) and diacetone acrylamide.
  • a preferred nonionic monomer is acrylamide.
  • the water-soluble polymer is an amphoteric polymer containing acrylamido-propyl-trimethyl-ammonium chloride (APTAC) and at least one anionic monomer.
  • ATAC acrylamido-propyl-trimethyl-ammonium chloride
  • the anionic monomer is chosen from the anionic monomers mentioned above. The same preferences apply.
  • the anionic monomer is 2-acrylamido-2-methylpropanesulfonic acid (ATBS) and its salts.
  • such a water-soluble polymer exhibits very good stability at temperatures above 80 ° C, preferably between 90 ° C and 130 ° C.
  • the present invention allows the enhanced recovery of petroleum in underground carbonate formations in particular at temperatures above 80 ° C, preferably between 90 ° C and 130 ° C.
  • the water-soluble polymer further contains at least one nonionic and / or zwitterionic monomer.
  • the amount of nonionic or zwitterionic monomer units in the water-soluble polymer is preferably between 0.1 mol% and 70 mol% relative to the total number of moles of monomer units of the water-soluble polymer, preferably between 1 and 50 mol% , more preferably between 5 and 40 mol%, and even more preferably between 5 and 20 mol%.
  • the water soluble polymer may further contain another cationic monomer, but it is highly preferable that the water soluble polymer does not contain cationic monomers other than acrylamido-propyl-trimethyl-ammonium chloride (APTAC).
  • ATAC acrylamido-propyl-trimethyl-ammonium chloride
  • ADAME quaternized dimethylaminoethyl acrylate
  • MADAME quaternized dimethylaminoethyl methacrylate
  • DADMAC dimethyldiallylammonium chloride
  • MADMAC quaternized dimethylamino propyltrimethyl ammonium chloride
  • the water-soluble polymers which offer the best performance in underground carbonate formations are the amphoteric polymers of acrylamido-propyl-trimethyl-ammonium chloride (APTAC) and 2-acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid (ATBS ) and / or one of its salts.
  • ATAC acrylamido-propyl-trimethyl-ammonium chloride
  • ATBS 2-acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid
  • the ATBS monohydrate described in document WO 2018/172676 can advantageously be used.
  • the amount of APTAC units is preferably between 30 mol% and 95 mol% relative to the total number of moles of monomer units of the water-soluble polymer, preferably between 60 mol% and 80 mol%, and that of ATBS units and / or one of its salts is preferably between 5 and 70 mol%, preferably between 20 and 60 mol%, more preferably between 20 and 50 mol%, even more preferably between 25 and 40 mol%.
  • the water-soluble polymers are polymers containing as monomeric units only APTAC and ATBS and / or one of its salts.
  • branching agents having at least two unsaturated ethylenic functions such as methylene-bis-acrylamide, are not considered as monomeric units, the latter being limited to monomers having a single unsaturated ethylenic function.
  • the water soluble polymer has a weight average molecular weight of between 1 million and 15 million g / mol.
  • the weight average molecular weight is determined by the intrinsic viscosity of the water soluble polymer.
  • the intrinsic viscosity can be measured by methods known to those skilled in the art and can be calculated from the values of reduced viscosity for different concentrations of water-soluble polymer by a graphical method consisting in recording the values of reduced viscosity (y-axis) on the concentration (x-axis) and extrapolate the curve to zero concentration.
  • the intrinsic viscosity value is plotted on the y-axis or using the least squares method.
  • the molecular weight can then be determined by the Mark-Houwink equation:
  • [h] represents the intrinsic viscosity of the water-soluble polymer determined by the solution viscosity measurement method
  • M represents the molecular weight of the water-soluble polymer
  • K and a depend on the particular water-soluble polymer-solvent system.
  • the water-soluble polymer can be obtained by radical polymerization.
  • Polymerization techniques such as controlled radical polymerization known as RAFT (reversible chain transfer by addition-fragmentation, from the English “reversible-addition fragmentation Chain transfer”), NMP (polymerization in the presence of nitroxides, from the English “Nitroxide Mediated Polymerization ”) or ATRP (Atom Transfer Radical Polymerization), can be used to obtain the water-soluble polymer.
  • the water soluble polymer used can have a linear, branched, star (star shaped) or comb (comb shaped) structure. These structures can be obtained by selecting the initiator, the transfer agent or the polymerization technique as desired.
  • the water-soluble polymer does not require the development of a particular polymerization process. Indeed, it can be obtained using all the polymerization techniques well known to those skilled in the art. It can in particular be solution polymerization; gel polymerization; precipitation polymerization; emulsion polymerization (aqueous or reverse); suspension polymerization; reactive extrusion polymerization; water-in-water polymerization; or micellar polymerization.
  • the polymerization is preferably carried out in reverse emulsion followed or not by a concentration step, or by the gel route.
  • the water-soluble polymer can be in liquid, gel or solid form (powder or ball) when its preparation includes a drying step such as “spray drying”, drying on a drum, drying. radiation drying such as microwave drying, or else fluidized bed drying.
  • the Applicant has discovered that the water-soluble polymer according to the invention is particularly suitable for use in processes for enhanced oil recovery from carbonate underground formations, particularly rich in calcite and / or dolomite.
  • the underground carbonate formation contains at least 20% carbonates, preferably at least 30% carbonates, more preferably at least 50% carbonates.
  • the percentage of carbonates corresponds to the proportion of carbonate rocks in the formation.
  • the presence of monomeric units of acrylamido-propyl-trimethyl-ammonium chloride (APTAC) in the water-soluble polymer allows the latter to significantly improve the enhanced recovery of petroleum in these underground carbonate formations.
  • the water-soluble polymer is particularly effective when it also comprises monomeric units of 2-acrylamido 2-methylpropane sulfonic acid (ATBS) and / or one of its salts.
  • the aqueous composition injected into the underground carbonate formation comprises between 50 and 50,000 ppm of water-soluble polymer, preferably between 100 and 30,000 ppm, more preferably between 500 and 10,000 ppm relative to the weight of the aqueous composition.
  • the implementation of the water-soluble polymer is advantageously carried out on site, just upstream of its injection into the deposit.
  • all the components introduced into the water or the brine to constitute the injection fluid are, most often added on a circulation line of the aqueous solution or the brine.
  • the water soluble polymer When the water soluble polymer is in particulate form, it can be dissolved in an aqueous medium in a dispersing device.
  • a dispersing device is the Polymer Slicing Unit (PSU) described in US 8,186,871, which allows the preparation of a concentrated aqueous polymer composition.
  • PSU Polymer Slicing Unit
  • the aqueous composition may also include one or more chemical compounds useful in improved oil recovery and well known to those skilled in the art.
  • alkaline agents weak, strong or super-strong, mineral or organic base which can saponify crude oil and form in situ surfactant species that solubilize petroleum.
  • these include sodium carbonate, caustic soda, borate and metaborate compounds, amines, basic polymeric species.
  • Another family of compounds widely injected with polymers is that of surfactant compounds, often anionic, zwiterrionic, cationic and sometimes also nonionic. These compounds are rarely injected pure but with a co-surfactant and a co-solvent to improve their compatibility and their efficiency in the reservoir.
  • the surfactants can be cationic and chosen from quaternary ammonium salts, phosphonium salts, iodonium salts and iodonium salts. They can be nonionic and chosen from glycerol esters, glycol esters, polyoxyethylene glycol esters, sorbitan esters and their derivatives, ethoxylated alcohols, alkoxylated alcohols, fatty alcohol ethers and polyoxyethylene glycols.
  • aqueous composition comprises at least one surfactant
  • said composition comprises between 0.01 and 8% by weight of surfactants.
  • the water or brine used for the preparation of the aqueous composition can be produced water.
  • produced water is meant all saline or unsalted water, brines, sea water, aquifer water which comes from an hydrocarbon reservoir. This produced water can be treated prior to the preparation of the injection fluid as described in patent application WO 2018/020175.
  • the aqueous composition has, at the time of its injection, a viscosity of between 1 and 200 cps (centipoise) (viscosity measurements at 20 ° C with a Brookfield viscometer with a UL module and at a speed of 6 revolutions per minute).
  • the method according to the invention generally comprises the following steps:
  • the process may be a process for assisted recovery of petroleum of the Surfactant Polymer (SP), Alkaline Polymer (AP) or Alkaline Surfactant Polymer (ASP) type comprising the injection of surfactants and / or alkaline agents.
  • SP Surfactant Polymer
  • AP Alkaline Polymer
  • ASP Alkaline Surfactant Polymer
  • the use of surfactants and / or alkaline agents makes it possible to improve the recovery of oil, particularly in underground carbonate formations.
  • These compounds can be added to the aqueous composition of the invention or injected separately, before or after.
  • the invention also relates to an aqueous composition, or injection fluid, for use in a process for enhanced oil recovery in a carbonate underground formation comprising a water-soluble polymer according to the invention.
  • the injection fluid (or aqueous composition) comprises at least one water-soluble polymer according to the invention, and at least water or a brine.
  • it comprises other components such as, for example, an alkaline agent as described above, one or more surfactants as described above, co-solvents or other water-soluble polymers.
  • Polymers are prepared by gel polymerization. Powders are obtained for each of the polymers, the monomeric composition of which is given in Table 1.
  • ATBS 2-acrylamido 2-methylpropane sulfonic acid
  • NVP N-Vinyl Pyrrolidone
  • APTAC Acrylamido-propyl-trimethyl-ammonium chloride
  • the polymers are subjected to various tests to evaluate their capacities to be well injected into the underground formation (filtration quotient or Filter Ratio), to add viscosity to the injection fluid, including under conditions of high salinity and high temperature (Brookfield viscosity), and finally to be effective in a carbonate field (adsoption).
  • filtration quotient (or Filter Ratio in English (FR)) is used to denote a test which makes it possible to determine the performance of the polymer solution under conditions approaching the permeability of the deposit consisting of measuring the time taken by volumes / given concentrations of solution to pass through a filter.
  • the RF generally compares the filterability of the polymer solution for two equivalent consecutive volumes, indicating the tendency of the solution to clog the filter. Lower RFs indicate better performance.
  • the test used to determine the RF consists of measuring the times taken by given volumes of 1000 ppm active polymer solution to flow through a filtered.
  • the solution is contained in a pressurized cell at two bar pressure and the filter is 47 mm in diameter and a pore size of 1.2 ⁇ m.
  • Times are measured to the nearest 0.1 second.
  • the FR thus represents the capacity of the polymer solution to clog the filter for two equivalent consecutive volumes.
  • the viscosity measurement at 25 ° C is carried out with a Brookfield viscometer equipped with a UL module at 6 revolutions per minute (7.34 s 1 ) at 25 ° C on a solution at 5 g / liter of polymer, the polymer being placed dissolved in water.
  • the viscosity measurement is carried out under anaerobic condition in a glove box.
  • the brine viscosity measurement is carried out under the same conditions except that the measurement temperature is 70 ° C. and that the polymer is used in a brine containing 10 g / l of NaCl and 1 g / l of CaCl 2 .
  • the viscosity measurement is carried out under anaerobic condition in a glove box.
  • Viscosity results are expressed in centipoise (cps). The higher the viscosity, the better the oil sweep performance in the subterranean formation.
  • the thermal stability corresponds to the percentage of retention of the viscosity at 25 ° C, after 6 months of storage of a polymer solution at 4.5 g / liter in a brine containing 75.984 g of NaCl per liter, 22.42 g of CaCl 2 , 2H 2 0 per liter and 13.475 g of MgC, 6H 2 0 per liter, and this at a temperature of 100 ° C or 120 ° C.
  • the viscosity measurements are carried out under the same conditions as the viscosity measurements at 25 ° C. previously described. The higher the percentage, the better the sweeping performance under these temperature conditions.
  • the adsorption in a carbonate medium is measured according to the method described below.
  • the test consists of injecting a polymer solution at 1000 ppm by mass into a core of carbonate rock and determining the quantity of polymer adsorbed on the surface of this carbonate rock by difference with the proportion of polymer which will have crossed the core. More precisely, two injections of the polymer solution to be evaluated are made into a core of the carbonate rock considered.
  • the carbonate rock on which the tests are carried out is a carbonate rock from Estaillades, a well-known reference, the characteristics of which are as follows: permeability: 120 millidarcies, porosity (pore volume): 30.7%, and of the following composition:
  • the carbonate rock core 2.5 cm in diameter and 15 cm long, is saturated under vacuum with the same brine as previously described, filtered and deoxygenated beforehand then placed in an injection cell in a porous medium. , itself connected to the test device.
  • a first injection of the polymer solution is carried out at a constant flow rate of 5 ml / h.
  • the volume of this injection is set at 5 times the pore volume of the rock considered.
  • a volume of brine corresponding to 25 times the pore volume of the rock in question is injected at a constant flow rate of 5 ml / h to displace the non-adsorbed polymer out of the rock.
  • the effluents at the core outlet are collected in the form of 4 ml fractions.
  • concentration of the polymer solution is determined to establish the breakthrough curves of the polymer solution for each injection.
  • the difference in breakthrough volume at 50% of the concentration injected between the two polymer injections is then used to determine the quantity of polymer adsorbed in micrograms of polymer per gram of rock.
  • the adsorption is expressed in pg / g and a low value is advantageous since it demonstrates the lower propensity of the polymer to be adsorbed and therefore immobilized by the carbonate rock. A lower adsorption therefore allows more polymers to participate in the sweeping of the formation and de facto to increase the performance of oil recovery in a carbonate field.
  • the examples according to the invention offer much better performance in carbonate fields without too much compromising the temperature resistance.
  • the performance of polymer 5 in a carbonate field is very good, but has a lower temperature stability than that of polymers 6, 7 and 8. It would therefore be suitable in a carbonate field with a lower temperature.

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Abstract

La présente invention concerne un procédé de récupération assistée du pétrole dans une formation souterraine carbonatée comprenant l'injection d'une composition aqueuse comprenant au moins un polymère hydrosoluble contenant du chlorure d'acrylamido-propyl-triméthyl-ammonium (APTAC).

Description

Procédé de récupération assistée de pétrole dans une formation souterraine carbonatée
DOMAINE DE L’INVENTION
La présente invention concerne le domaine technique de la récupération assistée du pétrole dans une formation souterraine carbonatée. Plus précisément, la présente invention a pour objet un procédé de récupération assistée du pétrole dans une formation souterraine carbonatée grâce à l’injection d’une composition aqueuse comprenant un polymère hydrosoluble contenant du chlorure d’acrylamido-propyl-triméthyl-ammonium (APTAC).
ETAT DE LA TECHNIQUE
La plupart des champs de pétrole actuellement exploités sont devenus matures et ont, de fait, amorcé le déclin de leur production ou sont sur le point de le faire. Le taux de récupération de ces champs est actuellement de l’ordre de 15 à 35% en moyenne par rapport à la quantité initiale de pétrole. Ils offrent donc un potentiel de production encore considérable.
De manière générale, la récupération du pétrole brut contenu dans les gisements s’effectue en plusieurs temps.
La production résulte d’abord de l’énergie naturelle des fluides et de la roche qui se décompriment. A l’issue de cette phase de déplétion, la quantité d’huile récupérée en surface représente en moyenne quelques 5 à 15% de la réserve initiale. Il est donc nécessaire dans un deuxième temps d’employer des techniques visant à accroître le rendement de récupération en maintenant la pression du champ.
Pour cela, la méthode la plus fréquemment mise en œuvre consiste à injecter de l’eau dans le gisement par le biais de puits injecteurs dédiés à cette fin. On parle alors de récupération secondaire. Cette deuxième phase s’arrête lorsque le rapport eau/huile est trop important, c’est-à-dire lorsque la quantité en eau dans le mélange produit par les puits producteurs est trop importante. Cette récupération secondaire permet ainsi d’obtenir un taux de récupération additionnel de l’ordre de 10 à 20%. Les autres techniques utilisables sont regroupées sous le nom de récupération assistée du pétrole (RAP ou EOR acronyme anglais de « Enhanced Oil Recovery »). Leur but est de récupérer entre 10 et 35% d’huile additionnelle par rapport à la quantité initiale d’huile. Sous le terme de récupération assistée du pétrole sont connues diverses techniques thermiques, ou non, telles que les techniques dites électrique, miscible, vapeur, ou encore chimique de « récupération améliorée du pétrole » restant en place (voir « Oil & gas science and technology » - revue IFP, vol 63 (2008) n°1 , pp 9-19).
Par « pétrole », on désigne tout type d’huile, à savoir huile légère comme huile lourde, voire bitumineuse. Une huile résulte généralement de la transformation naturelle de matière organique et est composée d’un mélange d’hydrocarbures. Dans la description de l’art antérieur ou de l’invention, les termes « pétrole » et « huile » sont utilisés pour désigner la même matière.
La présente invention concerne plus précisément la récupération assistée du pétrole par voie chimique impliquant l’injection, dans une formation souterraine carbonatée, d’un fluide d’injection aqueux comprenant au moins un polymère hydrosoluble, ledit fluide étant apte à balayer la formation souterraine, et donc à pousser le pétrole en dehors de la roche.
Il est connu de l’homme du métier que les polymères hydrosolubles synthétiques, et en particulier à base d’acrylamide, sont des polymères très avantageux pour augmenter la viscosité des solutions aqueuses et sont de fait, majoritairement utilisés en récupération assistée du pétrole.
Les formations souterraines carbonatées représentent environ la moitié des réservoirs de pétrole dans le monde. Elles sont particulièrement riches en calcite et/ou en dolomite. La nature particulière de ces formations réside dans le fait que les roches ont des surfaces ayant une tendance à être mouillée plutôt par de l’huile que par de l’eau. Il en résulte une difficulté à traiter et exploiter ces réservoirs avec des polymères hydrosolubles. Des phénomènes particulièrement complexes liés au mouillage de la roche et aux tensions interfaciales des composés chimiques en contact avec la roche rendent difficile l’exploitation de ces formations souterraines.
Dans le cas particulier des formations souterraines carbonatées, qui ont généralement une faible perméabilité, les polymères à base d’acrylamide offrent des performances limitées. Le document « Enhanced Oil Recovery Field Expériences in Carbonate Réservoirs in the United States”, E. Manrique, Center for Energy and Technology of the Americas (CET A) récapitule les différentes expériences de récupération assistée du pétrole dans des réservoirs carbonatés. Une des technologies utilisées avec succès est le « Carbon Dioxide Flooding », i.e. l’injection dans le réservoir de dioxyde de carbone. L’autre technique utilisée est le « Chemical Flooding », i.e. la récupération assistée du pétrole par injection d’une composition aqueuse polymérique. Les polyacrylamides hydrolysés, ainsi que les polysaccharides ont été testés.
Le problème que se propose de résoudre la présente invention est d’améliorer l’efficacité de la récupération assistée du pétrole dans les formations souterraines carbonatées à l’aide de polymères hydrosolubles spécifiques.
EXPOSE DE L’INVENTION
La Demanderesse a découvert de manière surprenante que cela était possible grâce à l’utilisation de polymère hydrosoluble contenant du chlorure d’acrylamido-propyl- triméthyl-ammonium (APTAC).
Plus précisément, la présente invention concerne un procédé de récupération assistée du pétrole dans une formation souterraine carbonatée comprenant l’injection d’une composition aqueuse (ou fluide d’injection) comprenant au moins un polymère hydrosoluble contenant du chlorure d’acrylamido-propyl-triméthyl-ammonium (APTAC).
L’invention porte également sur une composition aqueuse, également appelée fluide d’injection, destinée à être utilisée dans un procédé de récupération assistée du pétrole dans une formation souterraine carbonatée comprenant ledit polymère hydrosoluble.
Par polymère hydrosoluble, on désigne un copolymère permettant d’obtenir une solution aqueuse lorsqu’il est dissout sous agitation à 25°C et avec une concentration de 20 g.L 1 dans l’eau.
La quantité d’unités de chlorure d’acrylamido-propyl-triméthyl-ammonium (APTAC) dans le polymère hydrosoluble selon l’invention est de préférence comprise entre 20 mol% et 100 mol% par rapport au nombre total de mole d’unités monomériques du polymère hydrosoluble. Elle est de manière plus préférentielle comprise entre 20 mol% et 99,9 mol%, plus préférentiellement entre 30 mol% et 99 mol%, plus préférentiellement entre 40 et 95 mol%, encore plus préférentiellement entre 50 et 90 mol%.
Dans un mode préféré de l’invention le polymère hydrosoluble contient en outre au moins un monomère non ionique, anionique et/ou zwittérionique. La quantité d’unités de monomère non ionique, anionique ou zwittérionique dans le polymère hydrosoluble est préférentiellement comprise entre 0,1 mol% et 70 mol% par rapport au nombre total de mole d’unités monomériques du polymère hydrosoluble, préférentiellement entre 1 et 50 mol%, plus préférentiellement entre 5 et 40 mol%, et encore plus préférentiellement entre 5 et 20 mol%.
Les monomères anioniques sont préférentiellement choisis parmi l’acide acrylique, l’acide méthacrylique, l’acide itaconique, l’acide crotonique, l’acide maléique, l’acide fumarique, les monomères sulfonés, les monomères phosphonés, l’acide 2-acrylamido-2- méthylpropane sulfonique (ATBS), l’acide vinyl sulfonique, l’acide vinyl phosphonique, l’acide allyl sulfonique, l’acide allyl phosphonique ledit monomère anionique étant non salifié, partiellement ou totalement salifié. Les monomères anioniques préférés sont l’acide acrylique, les monomères sulfonés, les monomères phosphonés, l’acide 2-acrylamido-2- méthylpropane sulfonique (ATBS) et leurs sels. Le monomère anionique préféré est l’acide 2-acrylamido-2-méthylpropane sulfonique (ATBS) et ses sels.
Les monomères non ioniques sont préférentiellement choisis parmi l’acrylamide, le méthacrylamide, le N-isopropylacrylamide, le N,N-diméthylacrylamide et le N- méthylolacrylamide, la N-vinylformamide, le N-vinyl acetamide, l’acryloyl morpholine (ACMO) et la diacétone acrylamide. Un monomère non ionique préféré est l’acrylamide.
Dans un mode préféré de l’invention le polymère hydrosoluble est un polymère amphotère contenant du chlorure d’acrylamido-propyl-triméthyl-ammonium (APTAC) et au moins un monomère anionique. De préférence, le monomère anionique est choisi parmi les monomères anioniques précédemment cités. Les mêmes préférences s’appliquent. Avantageusement, le monomère anionique est l’acide 2-acrylamido-2-méthylpropane sulfonique (ATBS) et ses sels.
De façon avantageuse, un tel polymère hydrosoluble présente une très bonne stabilité à des températures supérieures à 80°C, de préférence comprises entre 90°C et 130°C. Ainsi, de façon avantageuse, la présente invention permet la récupération assistée du pétrole dans des formations souterraines carbonatées notamment à des températures supérieures à 80°C, de préférence comprises entre 90°C et 130°C.
Dans un mode préféré de l’invention le polymère hydrosoluble contient en outre au moins un monomère non ionique et/ou zwittérionique. La quantité d’unités de monomère non ionique ou zwittérionique dans le polymère hydrosoluble est préférentiellement comprise entre 0,1 mol% et 70 mol% par rapport au nombre total de mole d’unités monomériques du polymère hydrosoluble, préférentiellement entre 1 et 50 mol%, plus préférentiellement entre 5 et 40 mol%, et encore plus préférentiellement entre 5 et 20 mol%.
Le polymère hydrosoluble peut en outre contenir un autre monomère cationique, mais il est fortement préférable que le polymère hydrosoluble ne contienne pas de monomères cationiques autres que le chlorure d’acrylamido-propyl-triméthyl-ammonium (APTAC).
On peut citer comme autre monomère cationique possible l’acrylate de diméthylaminoéthyle (ADAME) quaternisé, le méthacrylate de diméthylaminoéthyle (MADAME) quaternisé, le chlorure de diméthyldiallylammonium (DADMAC), et le chlorure de methacrylamido propyltrimethyl ammonium (MAPTAC).
Selon un mode particulièrement préféré, les polymères hydrosolubles qui offrent les meilleures performances dans les formations souterraines carbonatées sont les polymères amphotères de chlorure d’acrylamido-propyl-triméthyl-ammonium (APTAC) et d’acide 2- acrylamido 2-methylpropane sulfonique (ATBS) et/ou un de ses sels. Le monohydrate d'ATBS décrit dans le document WO 2018/172676 peut être avantageusement utilisé.
Selon ce mode, la quantité d’unités d’APTAC est de préférence comprise entre 30 mol% et 95 mol% par rapport au nombre total de mole d’unités monomériques du polymère hydrosoluble, préférentiellement entre 60 mol% et 80 mol%, et celle des unités d’ATBS et/ou un de ses sels est préférentiellement comprise entre 5 et 70 mol%, préférentiellement entre 20 et 60 mol%, plus préférentiellement entre 20 et 50 mol%, encore plus préférentiellement entre 25 et 40 mol%.
Dans l’ensemble de l’invention, il est bien entendu que la somme des pourcentages des monomères du polymère est égale à 100%. Selon ce mode, et de manière préférée, les polymères hydrosolubles sont des polymères ne contenant comme unités monomériques que de l’APTAC et de l’ATBS et/ou un de ses sels. Dans la présente demande, les agents de ramification possédant au moins deux fonctions éthyléniques insaturées, tel que le méthylène-bis-acrylamide, ne sont pas considérées comme des unités monomériques, ces dernières étant limités aux monomères possédant une seule fonction éthylénique insaturée.
De préférence, le polymère hydrosoluble a un poids moléculaire moyen en poids compris entre 1 million et 15 millions de g/mol.
Le poids moléculaire moyen en poids est déterminé par la viscosité intrinsèque du polymère hydrosoluble. La viscosité intrinsèque peut être mesurée par des méthodes connues de l’homme du métier et peut être calculée à partir des valeurs de viscosité réduite pour différentes concentrations en polymère hydrosoluble par méthode graphique consistant à relever les valeurs de viscosité réduite (axe des ordonnées) sur la concentration (axe des abscisses) et d’extrapoler la courbe jusqu’à concentration nulle. La valeur de viscosité intrinsèque est relevée sur l’axe des ordonnées ou en utilisant la méthode des moindres carrés. Le poids moléculaire peut alors être déterminé par l’équation de Mark-Houwink :
[h] = K.Ma
[h] représente la viscosité intrinsèque du polymère hydrosoluble déterminée par la méthode de mesure de viscosité en solution,
K représente une constante empirique (K = 3,73.10-4),
M représente le poids moléculaire du polymère hydrosoluble, a représente le coefficient de Mark-Houwink (a = +0,66),
K et a dépendent du système particulier polymère hydrosoluble-solvant.
Le polymère hydrosoluble peut être obtenu par polymérisation radicalaire. Les techniques de polymérisation telles que la polymérisation radicalaire contrôlée dite RAFT (transfert de chaîne réversible par addition-fragmentation, de l’anglais « reversible-addition fragmentation Chain transfer »), NMP (polymérisation en présence de nitroxydes, de l’anglais « Nitroxide Mediated Polymerization ») ou ATRP (polymérisation radicalaire par transfert d’atomes, de l’anglais « Atom Transfert Radical Polymerization »), peuvent être utilisées pour obtenir le polymère hydrosoluble. Le polymère hydrosoluble utilisé peut avoir une structure linéaire, branché, star (en forme d’étoile) ou comb (en forme de peigne). Ces structures peuvent être obtenues par sélection au choix de l’amorceur, de l’agent de transfert, de la technique de polymérisation.
De manière générale, le polymère hydrosoluble ne nécessite pas de développement de procédé de polymérisation particulier. En effet, il peut être obtenu selon toutes les techniques de polymérisation bien connues par l’homme de métier. Il peut notamment s’agir de polymérisation en solution ; polymérisation en gel ; polymérisation par précipitation ; polymérisation en émulsion (aqueuse ou inverse) ; polymérisation en suspension ; polymérisation par extrusion réactive ; polymérisation eau dans eau ; ou de polymérisation micellaire.
La polymérisation est de préférence effectuée en émulsion inverse suivie ou pas par une étape de concentration, ou par voie gel.
Selon l’invention, le polymère hydrosoluble peut se présenter sous forme liquide, gel ou solide (poudre ou bille) lorsque sa préparation inclut une étape de séchage tel que le « spray drying » (séchage par pulvérisation), le séchage sur tambour, le séchage par rayonnement tel que le séchage micro-ondes, ou encore le séchage en lit fluidisé.
De manière surprenante, la Demanderesse a découvert que le polymère hydrosoluble selon l’invention est particulièrement adapté à une utilisation dans les procédés de récupération assistée du pétrole de formations souterraines carbonatées, particulièrement riches en calcite et/ou en dolomite.
De préférence, dans le procédé de récupération assistée du pétrole selon l’invention, la formation souterraine carbonatée contient au moins 20% de carbonates, préférentiellement au moins 30% de carbonates, plus préférentiellement au moins 50% de carbonates. Le pourcentage de carbonates correspond à la proportion de roches carbonatées dans la formation.
La présence d’unités monomériques de chlorure d’acrylamido-propyl-triméthyl- ammonium (APTAC) dans le polymère hydrosoluble permet à ce dernier d’améliorer significativement la récupération assistée du pétrole dans ces formations souterraines carbonatées. Le polymère hydrosoluble est particulièrement efficace lorsqu’il comprend également des unités monomériques d’acide 2-acrylamido 2-methylpropane sulfonique (ATBS) et/ou un de ses sels.
De préférence, dans le procédé selon l’invention, la composition aqueuse injectée dans la formation souterraine carbonatée comprend entre 50 et 50 000 ppm de polymère hydrosoluble, préférentiellement entre 100 et 30 000 ppm, plus préférentiellement entre 500 et 10 000 ppm par rapport au poids de la composition aqueuse.
La mise en œuvre du polymère hydrosoluble est avantageusement réalisée sur site, juste en amont de son injection dans le gisement. En général, tous les composants introduits dans l’eau ou la saumure pour constituer le fluide d’injection sont, le plus souvent additionnés sur une ligne de circulation de la solution aqueuse ou de la saumure.
Lorsque le polymère hydrosoluble est sous forme de particules, il peut être dissous dans un milieu aqueux dans un dispositif de dispersion. Un exemple de dispositif de dispersion est l’unité de tranchage de polymères (PSU) décrite dans le document US 8,186,871, qui permet la préparation d’une composition aqueuse concentrée en polymère.
Outre le polymère hydrosoluble, la composition aqueuse peut également comprendre un ou plusieurs composés chimiques utiles à la récupération améliorée du pétrole et bien connus de l’homme de métier.
Parmi ces composés chimiques, on citera l’utilisation d’agent alcalins, de base faible, forte ou super-forte, minérale ou organique pouvant saponifier le pétrole brut et former in-situ des espèces tensioactives solubilisantes du pétrole. A titre d’exemple, on trouve parmi ceux-ci le carbonate de sodium, la soude caustique, les composés borates et metaborates, les amines, les espèces polymériques basiques.
Une autre famille de composés largement injectée avec les polymères est celle des composés tensioactifs, souvent anioniques, zwiterrioniques, cationiques et parfois aussi non ioniques. Ces composés sont rarement injectés purs mais avec un co-tensioactif et un co-solvant pour améliorer leur compatibilité et leur efficacité dans le réservoir.
Les tensioactifs peuvent être cationiques et choisis parmi les sels d’ammonium quaternaire, les sels de phosphonium, les sels d’iodonium et les sels de iodonium. Ils peuvent être non ioniques et choisis parmi les ester de glycérol, les ester de glycol, les esters de polyoxyéthylène glycol, les esters de sorbitan et leurs dérivés, les alcools ethoxylés, les alcools alkoxylés, les ethers d’alcools gras et les polyoxyéthylène glycol.
Lorsque la composition aqueuse comprend au moins un tensioactif, ladite composition comprend entre 0,01 et 8% en poids de tensioactifs.
L’homme de métier saura choisir les tensioactifs, les agents alcalins et les bases appropriés en fonction de la nature de la formation souterraine à traiter.
L’eau ou la saumure utilisée pour la préparation de la composition aqueuse peut être une eau de production. On entend par « eau de production » toutes les eaux salées ou non salées, saumures, eau de mer, eau d’aquifère qui sont issues d’un réservoir d’hydrocarbures. Cette eau de production peut être traitée préalablement à la préparation du fluide d’injection comme décrit dans la demande de brevet WO 2018/020175.
De manière avantageuse, la composition aqueuse présente, au moment de son injection, une viscosité comprise entre 1 et 200 cps (centipoises) (mesures de viscosité à 20°C avec un viscosimètre Brookfield avec un module UL et à une vitesse de 6 tours par minute).
De préférence, le procédé selon l’invention comprend généralement les étapes suivantes :
- préparer une composition aqueuse comprenant au moins un polymère hydrosoluble selon l’invention,
- injecter la composition aqueuse dans une formation souterraine carbonatée,
- balayer la formation souterraine carbonatée à l’aide de la composition aqueuse injectée,
- récupérer un mélange aqueux et huileux et/ou gazeux.
De préférence, le procédé peut être un procédé de récupération assisté du pétrole de type Surfactant Polymère (SP), Alcalin Polymère (AP) ou Alcalin Surfactant Polymère (ASP) comprenant l’injection de surfactants et/ou d’agents alcalins. En effet l’utilisation de surfactants et/ou d’agents alcalins permet d’améliorer la récupération du pétrole particulièrement dans les formations souterraines carbonatées. Ces composés peuvent être ajoutés dans la composition aqueuse de l’invention ou injectés séparément, avant ou après.
L’invention concerne également une composition aqueuse, ou fluide d’injection, destinée à être utilisée dans un procédé de récupération assistée du pétrole dans une formation souterraine carbonaté comprenant un polymère hydrosoluble selon l’invention. Le fluide d’injection (ou composition aqueuse) comprend au moins un polymère hydrosoluble selon l’invention, et au moins de l’eau ou une saumure. Optionnellement, il comprend d’autres composants comme par exemple un agent alcalin tel que décrit précédemment, un ou plusieurs tensioactifs tels que décrits précédemment, des co solvants ou d’autres polymères hydrosolubles.
L’invention et les avantages qui en découlent ressortiront mieux des exemples suivants donnés afin d’illustrer l’invention et non de manière limitative.
EXEMPLES
Exemple 1 : Obtention des polymères
Des polymères sont préparés par polymérisation gel. Des poudres sont obtenues pour chacun des polymères dont la composition monomérique est consignée dans le tableau 1 .
Tableau 1 - Composition monomérique des polymères en pourcentage molaire.
ATBS : Acide 2-acrylamido 2-methylpropane sulfonique
NVP : N-Vinyl Pyrrolidone
AM : Acrylamide
DADMAC : Chlorure de diméthyldiallylammonium
APTAC : Chlorure d’acrylamido-propyl-triméthyl-ammonium
Exemple 2 : Evaluation des propriétés des polymères
Les polymères sont soumis à différents tests pour évaluer leurs capacités à être bien injectés dans la formation sous-terraine (Quotient de filtration ou Filter Ratio), à apporter de la viscosité au fluide d’injection, y compris dans des conditions de haute salinité et de haute température (Viscosité Brookfield), et enfin à être efficace dans un champ carbonaté (adsoption).
Le terme quotient de filtration (ou Filter Ratio en anglais (FR)) est utilisé pour désigner un test qui permet de déterminer la performance de la solution de polymère dans des conditions approchant la perméabilité du gisement consistant à mesurer le temps pris par des volumes/concentrations donnés de solution pour traverser un filtre. Le FR compare généralement la filtrabilité de la solution polymère pour deux volumes consécutifs équivalents, ce qui indique la tendance de la solution à boucher le filtre. Les FR plus faibles indiquent un meilleur rendement.
Le test utilisé pour déterminer le FR consiste à mesurer les temps que mettent des volumes donnés de solution à 1000 ppm actif de polymère pour s’écouler au travers d’un filtre. La solution est contenue dans une cellule pressurisée à deux bars de pression et le filtre est de 47 mm de diamètre et d’une taille de pores de 1 ,2 pm.
Les temps nécessaires pour obtenir 100 ml (t100ml) ; 200 ml (t200ml) et 300 ml (t300ml) de filtrat sont donc mesurés et est défini alors un FR s’exprimant par :
FR = (t300ml - t200ml) / (t200ml - 1100ml)
Les temps sont mesurés à 0,1 seconde près.
Le FR représente ainsi la capacité de la solution de polymère à colmater le filtre pour deux volumes consécutifs équivalents.
La mesure de viscosité à 25°C est réalisée avec un viscosimètre Brookfield équipé d’un module UL à 6 tours par minute (7,34 s 1) à 25°C sur une solution à 5g/litre de polymère, le polymère étant mis en solution dans de l’eau. La mesure de viscosité est réalisée en condition anaérobique dans une boîte à gant.
La mesure de viscosité saumure est réalisée dans les mêmes conditions à la différence que la température de mesure est de 70°C et que le polymère est mis en œuvre dans une saumure contenant 10g/I de NaCI et 1 g/l de CaCI2. La mesure de viscosité est réalisée en condition anaérobique dans une boîte à gant.
Les résultats de viscosité sont exprimés en centipoise (cps). Plus la viscosité est élevée, meilleures sont les performances de balayage du pétrole dans la formation sous- terraine.
La stabilité thermique correspond au pourcentage de conservation de la viscosité à 25°C, après 6 mois de conservation d’une solution de polymère à 4,5g/litre dans une saumure contenant 75,984 g de NaCI par litre, 22,42 g de CaCI2, 2H20 par litre et 13,475 g de MgC , 6H20 par litre, et ce à une température de 100°C ou de 120°C. Les mesures de viscosité sont effectuées dans les mêmes conditions que les mesures de viscosité à 25°C précédemment décrites. Plus le pourcentage est élevé, meilleures sont les performances de balayage dans ces conditions de température.
L’adsorption en milieu carbonaté est mesurée selon la méthode ci-après exposée. Le test consiste à injecter une solution de polymère à 1000 ppm en masse dans une carotte de roche carbonatée et à déterminer la quantité de polymère adsorbé à la surface de cette roche carbonatée par différence avec la proportion de polymère qui aura traversée la carotte. Plus précisément deux injections de la solution de polymère à évaluer sont faites dans une carotte de la roche carbonatée considérée.
La roche carbonatée sur laquelle sont réalisés les essais est une roche carbonate d’Estaillades, référence bien connue, dont les caractéristiques sont les suivantes : perméabilité : 120 millidarcies, porosité (volume poreux) : 30,7%, et de composition suivante :
- Quartz : 0,3% en masse ;
- Calcite : 99,4% en masse ;
- Apatites : 0,2% en masse ;
- Barytine : 0,1% en masse.
Tout d’abord, la carotte de roche carbonatée, de diamètre 2,5 cm et de longueur 15 cm, est saturée sous vide avec la même saumure que précédemment décrite, préalablement filtrée et désoxygénée puis placée dans une cellule d’injection en milieu poreux, elle-même connectée au dispositif de test.
Ensuite, une première injection de la solution de polymère est réalisée à un débit constant de 5 ml/h. Le volume de cette injection est fixé à 5 fois le volume poreux de la roche considérée.
Puis, un volume de saumure correspondant à 25 fois le volume poreux de la roche considérée est injecté à un débit constant de 5 ml/h pour déplacer le polymère non-adsorbé hors de la roche.
Enfin, une deuxième injection de la solution de polymère est réalisée à un débit constant de 5 ml/h. Le volume de ce front est fixé à 5 fois le volume poreux de la roche considérée.
Lors de chaque injection de la solution de polymère, les effluents en sortie de carotte sont collectés sous la forme de fractions de 4 ml. Pour chaque fraction d’effluent collectée, la concentration de la solution de polymère est déterminée pour établir les courbes de percée de la solution de polymère pour chaque injection. La différence de volume de percée à 50% de la concentration injectée entre les deux injections de polymère est alors utilisée pour déterminer la quantité de polymère adsorbée en microgramme de polymère par gramme de roche. L’adsorption est exprimée en pg/g et une valeur faible est avantageuse puisque qu’elle démontre la plus faible propension du polymère à être adsorbé et donc immobilisé par la roche carbonatée. Une plus faible adsorption permet donc à d’avantage de polymères de participer au balayage de la formation et de facto d’augmenter les performances de récupération du pétrole dans un champ carbonaté.
Les résultats sont consignés dans le tableau 2.
Tableau 2 - Performances des polymères Ces résultats montrent que les polymères hydrosolubles de l’invention 6, 7 et 8 sont les seuls à offrir en même temps de bonnes performances dans des roches carbonatées, et de bonnes propriétés de balayage y compris dans des conditions de haute salinité, tout en présentant de très bonnes stabilités à 100°C et 120°C.
En effet, les champs carbonatés sont souvent des champs haute température. La résistance des polymères en température a donc été prise en compte pour ces cas particuliers. Bien que les polymères 1 et 2 (comparatifs) (et 9 et 10, dans une moindre mesure) offrent une excellente résistance en température, les résultats montrent qu’ils sont peu efficaces dans des champs carbonatés.
Les exemples selon l’invention offrent quant à eux de bien meilleures performances en champs carbonatés sans trop compromettre la résistance en température. La performance du polymère 5 en champ carbonaté est très bonne, mais présente une stabilité en température inférieure à celle des polymères 6, 7 et 8. Il conviendrait donc dans un champ carbonaté avec une plus faible température.

Claims

REVENDICATIONS
1. Procédé de récupération assistée du pétrole dans une formation souterraine carbonatée comprenant l’injection d’une composition aqueuse comprenant au moins un polymère hydrosoluble, ledit polymère hydrosoluble étant un polymère amphotère contenant du chlorure d’acrylamido-propyl-triméthyl-ammonium et au moins un monomère anionique.
2. Procédé selon la revendication 1 , caractérisé en ce que la quantité d’unités de chlorure d’acrylamido-propyl-triméthyl-ammonium dans le polymère hydrosoluble est comprise entre 20 mol% et 99,9 mol% par rapport au nombre total de mole d’unités monomériques du polymère hydrosoluble.
3. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que la quantité d’unités de monomère anionique dans le polymère hydrosoluble est comprise entre 0,1 mol% et 70 mol% par rapport au nombre total de mole d’unités monomériques du polymère hydrosoluble.
4. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le polymère hydrosoluble est un polymère amphotère de chlorure d’acrylamido-propyl- triméthyl-ammonium et d’au moins un monomère anionique, le monomère anionique étant choisi parmi l’acide acrylique, l’acide méthacrylique, l’acide itaconique, l’acide crotonique, l’acide maléique, l’acide fumarique, les monomères sulfonés, les monomères phosphonés, l’acide 2-acrylamido-2-méthylpropane sulfonique (ATBS), l’acide vinyl sulfonique, l’acide vinyl phosphonique, l’acide allyl sulfonique, l’acide allyl phosphonique ledit monomère anionique étant non salifié, partiellement ou totalement salifié.
5. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que le polymère hydrosoluble contient en outre au moins un monomère non ionique et/ou zwittérionique.
6. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le polymère hydrosoluble est un polymère amphotère de chlorure d’acrylamido-propyl- triméthyl-ammonium et d’acide 2-acrylamido 2-methylpropane sulfonique et/ou un de ses sels.
7. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le polymère hydrosoluble ne contient pas de monomères cationiques autres que le chlorure d’acrylamido-propyl-triméthyl-ammonium.
8. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le poids moléculaire moyen en poids du polymère hydrosoluble est compris entre 1 million et 15 millions de g/mol.
9. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que la composition aqueuse comprend entre 50 et 50 000 ppm de polymère hydrosoluble.
10. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que la formation souterraine carbonatée contient au moins 20% de carbonates.
11. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le procédé comprend les étapes suivantes : préparer une composition aqueuse comprenant au moins un polymère hydrosoluble, injecter la composition aqueuse dans une formation souterraine carbonatée, balayer la formation souterraine carbonatée à l’aide de la composition aqueuse injectée, récupérer un mélange aqueux et huileux et/ou gazeux.
12. Procédé selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le procédé est un procédé de récupération assisté du pétrole de type Surfactant Polymère, Alcalin Polymère ou Alcalin Surfactant Polymère comprenant l’injection de surfactants et/ou d’agents alcalins.
13. Fluide d’injection destiné à être utilisé dans un procédé de récupération assistée du pétrole dans une formation souterraine carbonatée comprenant un polymère hydrosoluble tel que défini selon l’une quelconque des revendications 1 à 8.
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