FR2984397A1

FR2984397A1 - Procede de recuperation assistee chimique comportant un traitement des eaux optimise

Info

Publication number: FR2984397A1
Application number: FR1103866A
Authority: FR
Inventors: Jean Francois Argillier; Isabelle Henaut; Mouhamad Mouazen
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 2011-12-15
Filing date: 2011-12-15
Publication date: 2013-06-21
Anticipated expiration: 2031-12-15
Also published as: FR2984397B1

Abstract

L'invention concerne un procédé de récupération assistée qui optimise les étapes de pompage, de transport et de traitement en surface de l'effluent de production. Le procédé de l'invention comprend les étapes suivantes : - on injecte dans ledit réservoir (1) un fluide de balayage comprenant au moins un polymère de manière à déplacer lesdits hydrocarbures vers au moins un puits producteur (4), - on collecte un effluent de production comportant les hydrocarbures par le puits producteur (4), - on effectue un traitement de séparation (14) sur l'effluent, - on injecte, au moins dans le fluide aqueux résultant de la séparation, au moins un agent de dégradation dudit polymère.

Description

La présente invention concerne un procédé de récupération assistée à l'aide d'un fluide de balayage comportant au moins un polymère, comportant une étape pour optimiser le traitement des eaux de production. Depuis la crise mondiale de l'énergie, il est devenu essentiel de pouvoir récupérer le maximum d'hydrocarbures contenu dans des formations souterraines. La méthode la plus couramment utilisée consiste à injecter via un puits injecteur un fluide aqueux (en général de l'eau ou de la saumure). Ce fluide balaye la formation souterraine pour forcer les hydrocarbures à sortir des pores de la roche où il se trouve piégé. Des puits producteurs permettent de récupérer un effluent de production comprenant un mélange d'eau, de sels et d'hydrocarbures. Cette méthode est connue sous le nom de méthode de récupération assistée de pétrole ou "Enhanced Oil Recovery (EOR) en terminologie anglo-saxonne. Il existe plusieurs méthodes de récupération assistée de pétrole. Lorsque le fluide injecté, aussi appelé fluide de balayage, est additionné de composés, on parle de récupération assistée tertiaire. Ces composés chimiques sont des polymères, tensioactifs, des composés alcalins, ou des mélanges de ces composés. Par rapport à une simple injection d'eau ou de saumure, l'intérêt de la présence d'un polymère est d'augmenter la viscosité du fluide de balayage et par conséquent d'améliorer le rapport de mobilité entre le fluide injecté et les hydrocarbures en place dans la formation souterraine. Le rendement de récupération en hydrocarbures est augmenté grâce à une meilleure efficacité du balayage de la formation. Les polymères utilisés dans cette méthode sont généralement des polymères de fortes masses moléculaires utilisées pour leurs propriétés viscosifiantes à concentrations modérées. L'utilisation de polymères dans la récupération assistée tertiaire pose néanmoins des problèmes pratiques. Au niveau des puits producteurs, on récupère un mélange fluide aqueux/hydrocarbures sous forme d'une émulsion dont le rapport eau/hydrocarbure évolue en fonction de la durée de production. Au bout d'un certain temps d'exploitation (appelé breakthrough du polymère), du polymère mélangé à la phase aqueuse du fluide de balayage est récupéré lors du pompage dans les tubes de production. La concentration en polymère dans l'effluent de production est variable mais néanmoins suffisante pour en perturber le pompage. En effet, le polymère a la propriété d'augmenter la viscosité du fluide de balayage, il augmente donc également la viscosité et les propriétés viscoélastiques de l'effluent de production. Plus l'effluent de production est visqueux, plus les pertes de charge et la consommation énergétique de pompage augmente au cours de la production du gisement. L'augmentation de la viscosité du fluide de production peut aussi entraîner le bouchage des tubes de production nécessitant l'arrêt temporaire de l'exploitation de la formation souterraine. Plus l'effluent de production a des propriétés visqueuses élevées, plus il crée des difficultés de pompage, ainsi qu'avec les autres équipements nécessaires aux traitements de surface du fluide. La présence de polymère dans le fluide de production rend plus difficile la séparation des différents fluides (huile/gaz/eau) et, en particulier, les traitements secondaires de l'eau. Lorsque l'effluent de production arrive en surface, il est traité dans une unité de surface. Cette unité permet de séparer les différents fluides, gaz, huile et eau. A l'issue du traitement de surface, les hydrocarbures sont prêts à être raffinés. L'eau est traitée et dépolluée afin de minimiser les rejets de produits toxiques dans l'environnement. La présence du polymère dans les fluides produits, comme il est rapporté dans la publication SPE 65390 (2001) "Emulsification and stabilization of ASP Flooding Produced liquid" by Wu Di et al, peut entraîner la stabilisation des émulsions dans les fluides produits et poser des problèmes au niveau des procédés de traitement de surface, au niveau de la séparation eau/huile/gaz et en particulier, au niveau des procédés de traitement secondaires de l'eau. Le but de la présente invention est de proposer un procédé de récupération assistée qui optimise les étapes de pompage, de transport et de traitement en surface de l'effluent de production, et en particulier de l'eau de production. Ainsi, l'invention concerne un procédé optimisé de récupération assistée d'hydrocarbures contenus dans un réservoir géologique dans lequel : on injecte dans ledit réservoir un fluide de balayage comprenant au moins un polymère de manière à déplacer lesdits hydrocarbures vers au moins un puits producteur, on collecte un effluent de production comportant les hydrocarbures par le puits producteur, on effectue un traitement de séparation sur ledit effluent, on injecte, au moins dans le fluide aqueux résultant de la séparation, au moins un agent de dégradation dudit polymère. L'injection de l'agent de dégradation peut s'effectuer en outre en fond du puits producteur et/ou en tête du puits producteur et/ou avant l'étape de séparation primaire hydrocarbures/eau. Plus particulièrement, l'agent de dégradation peut être injecté en solution aqueuse. Selon l'invention, l'agent de dégradation peut être un composé oxydant.

Avantageusement, ledit agent de dégradation peut être choisi parmi le groupe constitué par: les ions ferreux Fe2+, le peroxyde d'hydrogène, l'hypochlorite de sodium, le persulfate d'ammonium, le persulfate de sodium, le persulfate de potassium et leurs mélanges.

Selon l'invention, la concentration en agent de dégradation dans la solution aqueuse peut être comprise entre 0,1 et 5000 ppm, préférentiellement entre 1 et 2000 ppm. Conformément à l'invention, ledit polymère peut être choisi parmi le groupe constitué par : les polymères naturels, les polymères synthétiques; la masse molaire dudit polymère est comprise entre 0,5.106 et 30.106 g/mol. Avantageusement, ledit polymère peut être choisi parmi le groupe constitué par: les polymères ou copolymères à base d'acrylamide, les polyacrylamides partiellement hydrolysés, les copolymères d'acrylamide avec des monomères sulfonés, les copolymères d'acrylamide et de polyvinylpyrrolidone, les copolymères d'acrylamide et d'acrylique, les gommes guar, la cellulose et les dérivés cellulosiques, l'amidon, les gommes de xanthanes, les galactomannanes, et leurs mélanges. En outre, on peut injecter dans ledit effluent un agent anti-corrosion en mélange avec ledit agent de dégradation.

La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la lecture de la description qui suit d'une mise en oeuvre du procédé, nullement limitative, illustrée par les figures ci-après annexées, parmi lesquelles : - la figure 1 représente schématiquement un réservoir exploité par récupération assistée et son installation de surface, - la figure 2 montre la qualité d'eau récupérée après 60 s d'injection de gaz pour trois émulsions A, B et C, - la figure 3 donne, par UV, l'évolution de la quantité de brut en fonction du temps d'injection de gaz pour trois échantillons A, B et C, - la figure 4 donne, par transmittance, l'évolution de la quantité de brut en fonction du temps d'injection de gaz pour les trois échantillons A, B et C, - la figure 5 montre l'évolution du débit massique en fonction du temps de filtration pour les trois émulsions A, B et C, - la figure 6 donne les courbes de transmission obtenues par turbiscan pour les trois Filtrats A, B et C.

Par "hydrocarbure(s)", on entend au sens de la présente invention des produits pétrolifères tels que du pétrole ou de l'huile brute, du pétrole ou de l'huile extra-lourd(e), des sables asphaltèniques, des schistes bitumineux et des gaz présents dans une formation souterraine. Par "effluent de production" ou "fluide de production", on entend au sens de la présente invention le fluide récupéré dans un puits de production après le balayage d'une formation souterraine. Ce fluide comprend, en quantité variable, les hydrocarbures extraits des pores de la formation souterraine et des composants du fluide de balayage, tels que des polymères, des tensio-actifs, des composés alcalins, de l'eau ou de la saumure. La figure 1 montre un réservoir géologique souterrain 1 coiffé d'une roche couverture 2. Un puits 3 est foré dans ce réservoir et sert de puits injecteur 3. Un puits 4 foré également dans le réservoir, à une distance déterminée du puits injecteur 3, sert de puits producteur 4. Les deux puits sont classiquement cuvelés par un tube (5, 6) cimenté dans la formation. Une colonne de tubes d'injection 7 permet l'injection dans la roche réservoir du fluide de balayage. Une colonne de tubes de production 8 permet l'extraction de l'effluent de production vers la surface. La colonne de production 8 peut comporter des moyens de pompages référencés 9. Ce peut être une pompe électrique de fond, ou tout autre système de pompage conventionnel. Une conduite d'injection 10 peut être mise en place dans l'annulaire du puits de production de façon à pouvoir injecter dans la zone de collecte 11 en fond de puits un agent de dégradation du polymère, ou des polymères, utilisé(s) pour augmenter lors de l'injection la viscosité du fluide de balayage. Dans une variante, une conduite d'injection de surface 12 est raccordée à la conduite de surface 13 ("flowline") en continuité de la colonne de production 8. On peut également injecter un agent de dégradation par cette conduite, à la place d'une injection de fond, ou en complément. La "flowline"13 conduit l'effluent de production vers une installation de traitement 14 qui peut comporter des moyens de dilution, de séparation et/ou de filtration. Le fluide de production contenant la plupart des hydrocarbures est évacué par le conduit 22 vers une installation de pré traitement. Le fluide de rejet, essentiellement aqueux, ou eaux de séparation, est amené par le conduit 21 vers une installation de traitement des eaux de rejet. A la sortie de ce traitement d'eaux, une eau de qualité normée est évacuée par la canalisation 25 et les rejets (boues) sont évacués par la canalisation 24. Une conduite d'injection 23 d'un agent de dégradation du polymère viscosifiant est disposée en aval de l'installation de séparation gaz/huile/eau 14. L'injection de l'agent de dégradation est contrôlée depuis la surface et se fait en fonction de la percée du fluide de balayage dans le puits producteur. En effet, ce n'est que lorsque des teneurs en polymère viscosifiant est détectée dans l'effluent de production, que l'on débute l'injection de l'agent de dégradation, ou lorsque les effets négatifs de la présence de polymère dans l'effluent de production sont avérés. L'agent est choisi pour son pouvoir oxydant qui permet de casser le polymère en fragments de petites masses moléculaires, permettant une diminution significative de la viscosité. Cette fragmentation s'effectue par des réactions en chaînes de type radicalaire ou ionique dont le déroulement conduit à la dépolymérisation progressive de la macromolécule de polymère. De telles réactions peuvent être obtenues par tout agent de dégradation de pouvoir oxydant adéquat par rapport au polymère à dégrader. La diminution de la masse du polymère entraîne une diminution de la viscosité de la phase aqueuse de l'effluent de production contenant les hydrocarbures extraits. Ce fluide est alors plus facilement et plus rapidement pompé dans les tubes de production.

De plus, la diminution de la masse du polymère permet de déstabiliser plus facilement l'émulsion entre la phase aqueuse du fluide de production et les hydrocarbures extraits et de traiter plus facilement l'eau après séparation primaire avec l'huile et le gaz. Il en résulte que les procédés de traitement de surface, en particulier au niveau de la séparation eau/hydrocarbure/gaz, et au niveau des procédés de traitement secondaires de l'eau, sont simplifiés.

La présente invention s'adresse préférentiellement aux fluides de production obtenus par un procédé de récupération assistée de pétrole dans lequel le fluide de balayage comprend au moins un polymère ou mélange de polymères. L'injection de la solution comprenant l'agent de dégradation ou le mélange d'agents de dégradation se fait dans l'eau de séparation et peut être réalisée in situ en fond de puits de production et/ou en tête de puits de production et/ou dans les lignes de production. L'étape de séparation primaire hydrocarbure/eau peut s'effectuer en surface ou dans les fonds marins avec un système sous-marin de séparation (sub-sea separator en terminologie anglo-saxonne).

Le ou les polymère(s) hydrosoluble(s) présent(s) dans le fluide de production peu(ven)t être d'origine synthétique ou d'origine naturelle. Parmi les polymères d'origine synthétique, on peut citer les polymères ou copolymères à base d'acrylamide comme les polyacrylamides partiellement hydrolysés appelé HPAM, qui sont des copolymères d'acrylamide et d'acrylate de sel (type sodium), des copolymères d'acrylamide avec des monomères sulfonés tel que l'AMPS (2- acrylamido-2méthylpropane sulfonate) ou des copolymères d'acrylamide avec des monomères de type PVP (poly vinyl pyrrolidone), les copolymères d'acrylamide et d'acrylique. Les polymères d'origine naturelle peuvent être choisis parmi le groupe constitué parmi les gommes guar, la cellulose et les dérivés cellulosiques tels que la carboxyméthylcellulose, l'hydroxyéthylcellulose, et carboxyméthylcellulose, l'amidon, les gommes de xanthanes, les galactomannanes ou leurs mélanges. Les polymères peuvent être fonctionnalisés par des groupements sulfonates, carboxylates, amines, imines, ammonium, carboxamides, imides, hydroxyles, acétyles. De manière très préférée, le polymère est un polymère hydrosoluble à base d'acrylamide. La masse moléculaire du polymère utilisé est généralement supérieure à 500 000 et préférentiellement supérieure à 10 000 000 g/mol. De manière préférée, la masse moléculaire du polymère est comprise entre 500 000 et 30 000 000 g/mol. La concentration en polymère dans la solution aqueuse est choisie pour avoir un bon rapport de mobilité en fonction de l'huile et des conditions réservoir. Elle est habituellement comprise entre 200 et 5 000 ppm (partie par million) en poids et de préférence entre 500 et 3 000 ppm en poids de la phase aqueuse. Par "agent de dégradation" au sens de la présente invention, on entend tout composé chimique qui permet de réduire la masse moléculaire du polymère. De préférence, l'agent de dégradation est un composé oxydant qui a la propriété de fragmenter les chaînes de polymère. L'agent de dégradation ou le mélange d'agents de dégradation peut être choisi parmi le groupe constitué par les ions ferreux Fe2+, le peroxyde d'hydrogène, l'hypochlorite de sodium, le persulfate d'ammonium, le persulfate de sodium, le persulfate de potassium. La concentration en agent de dégradation dans la solution aqueuse peut être optimisée en fonction de la qualité des fluides obtenus après le balayage. Elle dépend de la concentration en polymère, de la masse moléculaire du ou des polymère(s) utilisé(s), des conditions de salinité du fluide de balayage et/ou du puits de production. Cette concentration est optimisée pour obtenir des conditions de séparation facilitée des hydrocarbures. De manière préférée, la concentration en agent de dégradation est comprise entre 0.1 et 5000 ppm en poids de la phase aqueuse. Un agent anti-corrosion peut être injecté en mélange avec l'agent de dégradation du polymère. Les agents anti-corrosion sont bien connus par l'homme du métier qui sait adapter leur concentration en fonction des conditions de production. La présente invention s'adresse à toutes les méthodes de récupération assistée de pétrole qui comprennent une étape d'injection de polymères, comme les procédés combinant outre l'injection de polymère, l'injection de tensioactif, et ou de composés alcalins (procédés dits SP (Surfactant Polymère), AP (Alcalin Polymère) et ASP (Alcalin, Surfactant, Polymère)). Exemples : 1) Préparation des eaux types de production : 30 - 1) préparation d'une émulsion mère huile/eau= 70/30 - Préparation de l'eau saline (7,5 g/I de NaCI) avec 1% du tensioactif (Triton X405). Solution A - On chauffe le brut (Sincor) à l'étuve pendant 2-3 heures à 60°C. - Préparation d'une émulsion mère 70/30 (Brut/eau). (105 g du sincor + 45 g de la solution 25 35 A). - Agitation du mélange avec l'ultraturrax à 13500 tr/min pendant 5 minutes dans un bain marie réglé à 60°C. - 2) Préparation d'une émulsion avec 0,5 g/I de brut et 0,5 gA du polymère - Préparation d'une eau saline avec 7,5 g/I de NaCL. - Ajout de 0,5 g/I du polymère (HPAM (polyacrylamide hydrolysé: M = 18*106 g/mol, Solution B. - Mettre en agitation le mélange pendant 24 h à 200 tr/min afin de solubiliser le polymère. - On pèse sur une balance de précision 0,5 g/I de la solution mère préparée. Ajoutez cette quantité sur la solution B préparée. - Mettre en agitation le mélange pendant 4 h à 200 tr/min. L'émulsion est maintenant prête à être utilisée. Solution C. - 3) Ajout de l'oxydant - Ajouter environ 0,14 g/I de NaCIO (eau de javel) sur la solution C. - Mettre en agitation le mélange pendant 1 heure à 200 tr/min Le Tableau 1 présente la composition des trois émulsions préparées A, B et C. Émulsions Teneur en sels Teneur en brut Quantité de Quantité de l'oxydant polymère (g/1) (g/1) (g/1) (g/1) A 7,5 0,5 0 0 B 7,5 0,5 0,5 0 C 7,5 0,5 0,5 0,14 Tableau 1 2) Flottation : Le processus de flottation consiste en quatre étapes : - génération des bulles dans l'eau huileuse, - contact entre les gouttelettes du brut et les bulles de gaz injectées, - attachement des gouttelettes d'huile sur les bulles de gaz, - crémage du système "gaz/brut" vers la surface du liquide.

Mode opératoire : Le montage de flottation comprend une colonne ayant à sa base une entrée d'air et une sortie de soutirage du liquide : - la pression et le débit du gaz sont respectivement 1 bar et 200 I/h. ; - un filtre de porosité de 16 pm a été ajouté au fond de la colonne afin de régler la taille des bulles de gaz injectées ; - 400 grammes d'émulsion sont introduits dans la colonne ; - on ouvre la vanne d'entrée d'air, des bulles minuscules passent à travers le filtre ; - on observe la formation d'une mousse de brut (écrémage) à la surface et l'eau devient de plus en plus claire ; - on échantillonne une quantité d'eau via les robinets de sortie toutes les 60 secondes ; - on analyse cette eau récupérée par spectroscopie UV et Turbiscan afin de qualifier la qualité de l'eau obtenue et déterminer la quantité restante d'hydrocarbure dans cette eau. La Figure 2 montre la qualité d'eau récupérée avant (en haut) et après l'injection de gaz (en bas) pendant 1 minute pour les trois émulsions A, B et C. Après seulement 60 secondes de bullage, l'eau est limpide pour l'émulsion A, exempte de polymère. Par contre, l'eau récupérée de l'émulsion B contenant du polymère reste turbide, ce qui 10 est une conséquence de la présence de polymère et probablement de l'augmentation de la viscosité associée. Par ailleurs, la présence de l'oxydant (émulsion C) rend l'eau limpide après 60 secondes. L'ajout de l'oxydant dégrade le polymère et le milieu est plus fluide. La qualité d'eau récupérée de l'émulsion C est très comparable avec celle de l'émulsion A (exempte du polymère). 15 Mesure de la quantité d'hydrocarbure dans l'eau récupérée : La quantité d'hydrocarbure dans l'eau récupérée a été déterminée par spectroscopie UV. Une série d'étalons a été préparée afin d'obtenir une courbe d'étalonnage de l'évolution de 20 l'absorbance en fonction de la quantité d'hydrocarbure. On récupère la quantité de brut dispersée dans l'eau par le dichlorométhane (décantation): - on pèse une quantité d'eau, - on ajoute une masse de dichlorométhane, - on obtient deux phases non miscibles (phase dichlorométhane en bas puisqu'il est plus 25 dense "d = 1,3"), le brut étant solubilisé dans la partie dichlorométhane. - prélèvement de la partie eau par décantation. - on garde la partie organique (dichlorométhane) afin de quantifier la quantité de brut par UV. On mesure la quantité de brut pour chaque échantillon par UV. 30 La Figure 3 présente l'évolution de la quantité de brut en ppm en fonction du temps de bullage pour les trois émulsions A, B et C. D'après ce graphique, la quantité de brut présentée dans l'eau récupérée après 60 secondes de l'introduction de gaz est de l'ordre de 0,05 g/I pour l'échantillon B (avec polymère). Par contre, cette valeur ne dépasse pas le 2)(103 g/I pour les échantillons A et C. On observe que le 35 polymère dégrade les performances de la séparation par flottation aux temps courts. L'utilisation d'un oxydant permet de récupérer des performances quasi-équivalentes à celle de l'eau produite sans polymère.

Le Tableau 2 présente les valeurs de la quantité de brut quantifié par la spectroscopie UV dans l'eau récupérée après 60 s d'injection d'air. Les mesures montrent que l'ajout de l'oxydant dégrade le rôle du polymère et rend la séparation eau-brut plus efficace. Émulsions Quantité de brut (g/1) A 1,4 x10-3 B 45 x10-3 C 1,5 x10-3 Tableau 2 Mesure de la transmittance des échantillons par Turbiscan : Cette technique consiste à mesurer l'évolution temporelle d'un flux lumineux de transmission (dispersions translucides) ou de rétrodiffusion (dispersions opaques). Le turbiscan effectue un balayage vertical de l'échantillon en émettant un faisceau proche de l'infrarouge (À = 850 nm). A partir de la mesure du flux lumineux rétrodiffusé ou transmis à travers des milieux de référence, le logiciel TurbiSoft permet de calculer une rétrodiffusion R et une transmittance T de la lumière incidente dans la dispersion.

Plus le milieu est chargé (contient beaucoup d'hydrocarbure), plus le signal de transmittance tend vers 0, alors que le signal de rétrodiffusion tend vers 100 %. A titre d'exemple, le signal de transmission avec l'eau distillée est de l'ordre de 96 %. La Figure 4 présente les courbes de transmission obtenues pour les trois émulsions A, B et C après 60 secondes d'injection d'air.

Les valeurs de transmittance sont 94, 74 et 91 % respectivement pour les échantillons A, B et C. La faible valeur de transmission de l'émulsion (74 %) par rapport aux autres émulsions A et C (> 90%) vérifie la présence des particules d'hydrocarbure dans l'eau analysée qui absorbe le signal lumineux incident. Ces résultats confirment l'efficacité de la présente invention sur la qualité d'eau obtenue après flottation. 3) Filtration : Les émulsions A, B et C ont également été filtrées avec un système d'ultrafiltration conventionnel. Le filtre utilisé est une membrane en polycarbonate de porosité 5 pm; la pression appliquée est de 0,1 bar.

Mesure du débit Le débit massique a été mesuré pour les trois émulsions A, B et C toutes les 10 secondes. La Figure 5 donne les courbes qui représentent l'évolution du débit massique en fonction du temps de filtration pour les trois échantillons. On remarque sur la figure 5 que le profil du débit pour l'émulsion B en présence de polymère est constant et faible avec une valeur de l'ordre de 0,25 g/s. Par contre, les deux émulsions A et C présentent un profil de débit similaire en fonction du temps de filtration, avec une valeur de débit deux fois supérieure pour l'échantillon A exempt du polymère. Ces résultats montrent que le polymère est un obstacle à la filtration aux temps courts et que l'utilisation d'un oxydant permet d'améliorer les performances de traitement. Le choix, la quantité et le temps de contact de l'oxydant avec l'eau de production peuvent ensuite être optimisés. Les filtrats sont analysés par spectroscopie UV et par Turbiscan. Spectroscopie UV : La quantité de brut dans l'eau filtrée a été déterminée de la même façon évoquée dans la partie flottation. Les valeurs sont données dans le Tableau 3.

Eau filtrée Quantité de brut (g/1) Filtrat A 3,0 x10-3 Filtrat B 15,4 x10-3 Filtrat C 3,3 X10"3 Tableau 3 On note que les deux émulsions A et C possèdent une teneur en brut, après filtration très faible. L'ajout de l'oxydant, en dégradant le polymère, améliore la qualité d'eau après filtration Turbiscan : La transmission des filtrats A, B et C a été mesurée par Turbiscan. La valeur moyenne de la transmission est de 94, 84 et 93 % respectivement pour les filtrats A, B et C. La figure 6 donne les courbes de transmission obtenues par Turbiscan pour les trois Filtrats A, B et C.

Claims

REVENDICATIONS1. Procédé optimisé de récupération assistée d'hydrocarbures contenus dans un réservoir géologique dans lequel : on injecte dans ledit réservoir un fluide de balayage comprenant au moins un polymère de manière à déplacer lesdits hydrocarbures vers au moins un puits producteur, on collecte un effluent de production comportant les hydrocarbures par le puits producteur, on effectue un traitement de séparation sur ledit effluent, on injecte, au moins dans le fluide aqueux résultant de la séparation, au moins un agent de dégradation dudit polymère.
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel on effectue une injection d'un agent de dégradation en fond du puits producteur.
3. Procédé selon l'une des revendications 1 ou 2, dans lequel on effectue une injection d'un agent de dégradation en tête du puits producteur.
4. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel on effectue une injection d'un agent de dégradation avant l'étape de séparation primaire hydrocarbures/eau.
5. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l'agent de dégradation est injecté en solution aqueuse.
6. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l'agent de dégradation est un composé oxydant.
7. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit agent de dégradation est choisi parmi le groupe constitué par : les ions ferreux Fe2+, le peroxyde d'hydrogène, l'hypochlorite de sodium, le persulfate d'ammonium, le persulfate de sodium, le persulfate de potassium et leurs mélanges.
8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 5 à 7, dans lequel la concentration en agent de dégradation dans la solution aqueuse est comprise entre 0,1 et 5000 ppm, préférentiellement entre 1 et 2000 ppm.
9. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit polymère est choisi parmi le groupe constitué par : les polymères naturels, les polymères synthétiques ; la masse molaire dudit polymère est comprise entre 0,5.106 et 30,106 g/mol.
10. Procédé selon la revendication 9, dans lequel ledit polymère est choisi parmi le groupe constitué par : les polymères ou copolymères à base d'acrylamide, les polyacrylamides partiellement hydrolysés, les copolymères d'acrylamide avec des monomères sulfonés, les copolymères d'acrylamide et de polyvinylpyrrolidone, les copolymères d'acrylamide et d'acrylique, les gommes guar, la cellulose et les dérivés cellulosiques, l'amidon, les gommes de xanthanes, les galactomannanes, et leurs mélanges.
11. Procédé selon l'une quelconque des précédentes revendications dans lequel on injecte dans ledit effluent un agent anti-corrosion en mélange avec ledit agent de dégradation.