ADDITIF POUR INJECTIVITÉ [0001] La présente invention concerne le domaine de l'injection d'eau pour aider à la récupération d'hydrocarbures présents dans les nappes souterraines (pétrole, gaz, bitumes, et autres). Plus particulièrement, la présente invention concerne l'utilisation d'additifs spécifiques dans des formulations aqueuses destinées à être injectées dans les puits de forage d'hydrocarbures. [0002] La présente invention a également pour objet le procédé de récupération d'hydrocarbures utilisant les formulations aqueuses contenant lesdits additifs spécifiques, et plus particulièrement dans le cadre de la récupération primaire, secondaire ou tertiaire ou dans le cadre de la fracturation hydraulique ou encore dans le cadre de l'acidification. La récupération tertiaire est également appelée récupération assistée. [0003] La récupération primaire des hydrocarbures utilise l'énergie présente dans le réservoir pour extraire les hydrocarbures. Associée aux hydrocarbures, de l'eau dite de production peut accompagner les hydrocarbures en surface. Cette eau après traitement n'est pas toujours pure, et peut contenir des hydrocarbures. Son rejet dans la nature est par conséquent exclu, et il est alors nécessaire d'injecter cette eau de production contenant les hydrocarbures dans un puits non connecté au réservoir contenant les hydrocarbures, pour éviter une pollution et poursuivre l'extraction des hydrocarbures. [0004] Le principe de la récupération secondaire ou tertiaire des hydrocarbures est d'injecter de l'eau à l'aide d'un ou plusieurs puits injecteurs dans le but de déplacer un volume maximum d'hydrocarbure vers le ou les puits producteurs. Dans le cas des pétroles visqueux, lourds, extra lourds et des sables bitumineux, l'eau injectée est chauffée avant injection afin de réchauffer par contact l'hydrocarbure présent dans le réservoir souterrain et réduire ainsi sa viscosité pour faciliter son déplacement vers le ou les puits producteurs. [0005] Dans le cas de la récupération tertiaire, un ou plusieurs additifs sont communément ajoutés dans l'eau pour en modifier ses différentes propriétés 3031520 2 physico-chimiques, par exemple pour augmenter sa viscosité, augmenter son pH, abaisser sa tension de surface, et autres, ceci afin d'améliorer encore la récupération d'hydrocarbure par rapport à la technique de récupération secondaire définie ci-dessus. 5 [0006] Dans le cas où le réservoir souterrain contenant les hydrocarbures n'est pas suffisamment perméable pour produire de manière économique les hydrocarbures avec les techniques de récupération primaire, secondaire ou tertiaire, la fracturation hydraulique ou l'acidification est employée. [0007] Dans la technique de fracturation hydraulique, de l'eau est injectée à fort 10 débit dans un puits d'injection de manière à fracturer la roche du réservoir souterrain. Cette fracturation permet d'augmenter la perméabilité du réservoir pour produire les hydrocarbures. L'eau injectée contient les plus souvent des proppants, dans des concentrations variables, proppants qui sont assimilés à des particules solides minérales dont le diamètre médian est généralement supérieur à 15 100 pm. Ces particules sont transportées jusqu'aux fractures de manière à les maintenir ouvertes par coincement dès la diminution de la pression d'injection. Sans ce maintien, les fractures créées se refermeraient et le puits ne recevrait pas d'hydrocarbures. [0008] Le fluide de fracturation est ensuite pompé vers la surface où il remonte 20 en mélange avec l'eau initialement présente dans le réservoir, ainsi qu'avec des hydrocarbures et des particules solides divisées comme les argiles provenant du réservoir. Une fois ce mélange (ou « flowback water » en langue anglaise) remonté en surface, il est traité dans des bassins de décantation pour séparer l'eau des autres composants solides divisés et hydrocarbures. Ce traitement 25 permet ensuite le réemploi pour une nouvelle opération de fracturation hydraulique. [0009] Dans le cas de la technique par acidification, la perméabilité du réservoir souterrain est augmentée sans faire appel à la technique de fracturation, mais en attaquant la roche réservoir à l'aide d'un acide ou d'un mélange d'acides ajoutés 30 avec de l'eau pouvant contenir des hydrocarbures et des particules solides inorganiques. En fin de traitement le fluide est également pompé vers la surface où il remonte en mélange avec l'eau initialement présente dans le réservoir, des 3031520 3 hydrocarbures et des particules solides inorganiques comme les argiles provenant du réservoir pour être ensuite stockée afin de séparer l'eau. [0010] Le pompage dans les puits producteurs est également une technique utilisée pour augmenter la productivité. Il est possible également d'utiliser un 5 même puits alternativement comme puits injecteur et comme puits producteur. L'eau injectée peut provenir d'une source en surface (rivière, étang, lac, mer, océan, et autres) ou d'une source souterraine. La source souterraine peut être un réservoir d'eau contenant ou non des hydrocarbures. L'eau injectée peut également être un mélange d'eaux provenant de plusieurs sources. 10 [0011] Il est important dans les opérations de récupération secondaire ou tertiaire que l'eau soit injectée au débit souhaité pour obtenir également le débit souhaité d'hydrocarbures. [0012] Dans certains cas cependant, l'injectivité, c'est-à-dire la capacité à injecter l'eau à un certain débit, n'est pas suffisante ou est suffisante initialement puis se 15 dégrade dans le temps. Cette perte d'injectivité correspond à une baisse de la perméabilité de la roche située autour du ou des puits injecteurs et peut avoir de multiples causes. [0013] Une des causes est la présence, permanente ou temporaire, dans l'eau injectée de solides inorganiques, notamment de solides inorganiques divisés (ou 20 particules solides inorganiques) associés à des hydrocarbures. Dans la présente invention, on entend par « particule solide inorganique » un solide inorganique de taille inférieure à 5 mm, de préférence inférieure à 1 mm, de préférence encore inférieure à 500 pm, plus particulièrement inférieure à 100 pm. Une solution possible pour limiter ce problème consiste à faire décanter l'eau de manière à la 25 séparer des solides et des hydrocarbures. Cependant les temps de décantation peuvent être très longs, en particulier lorsque les particules solides inorganiques sont de taille inférieure à quelques micromètres. [0014] Ces longues durées de décantation entraînent le stockage de très grandes quantités d'eau. Or, dans les zones géographiques où l'eau est peu 30 disponible, par exemple au Texas où la fracturation hydraulique est déjà largement employée, ou encore en Alberta où les sables bitumineux sont exploités, cette immobilisation de grandes quantités d'eau dans l'attente d'une 3031520 4 décantation efficace est problématique car elle peut conduire à prélever l'eau d'une source utile aux être vivants. En outre, le stockage à ciel ouvert peut conduire à l'émission d'hydrocarbures dans l'atmosphère. Enfin, lorsque l'espace est limité, comme par exemple sur des unités de production d'hydrocarbures 5 « offshore » (en mer), l'installation de grosses unités de décantation est problématique. [0015] La présence de solides inorganiques associés à des hydrocarbures dans l'eau injectée est rencontrée dans de nombreux cas. À titre d'exemple, on peut citer les cas où le réservoir souterrain contenant l'eau qui sera injectée contient 10 des hydrocarbures et est naturellement mal consolidé ce qui entraîne lors du pompage de l'eau des venues de solides divisés présents initialement dans le réservoir. [0016] À titre d'exemples, on peut citer les cas où le réservoir souterrain contenant l'eau qui sera injectée contient des hydrocarbures et est naturellement 15 consolidé donc non mobile, à l'exception de produits de dégradation hydrothermale des solides inorganiques du réservoir comme par exemple les argiles. On peut également citer les cas où des hydrocarbures sont présents dans l'eau qui sera injectée et où des solides divisés apparaissent à cause d'un changement de pression et/ou de température conduisant à la précipitation ou à 20 cause d'un mélange d'eaux conduisant à de la précipitation. On peut encore citer les cas où des hydrocarbures sont présents dans l'eau qui sera injectée et où des solides divisés apparaissent à cause d'un problème de corrosion des parties métalliques présentes sur le trajet de l'eau qui sera injectée. [0017] Le brevet US4690217 décrit précisément une méthode pour améliorer 25 l'injectivité de l'eau injectée dans des puits. Cette méthode comprend l'injection d'un fluide aqueux contenant une quantité efficace de tensioactifs anioniques dans les puits. Un des inconvénients liés à cette méthode est que les tensioactifs anioniques sont peu solubles voire insolubles dans les milieux salins. Il est donc nécessaire de pouvoir fournir des produits qui sont encore plus performants. 30 [0018] Le brevet US6972274 décrit de manière générale un procédé pour restaurer la perméabilité d'une formation souterraine poreuse contenant du pétrole, et d'accélérer la récupération du pétrole, ledit procédé comprenant le 3031520 5 traitement de ladite formation avec une quantité efficace d'un mélange d'au moins un composé non-ionique et d'au moins un composé cationique. Dans la demande US20090149356 sont décrits des composés inhibiteurs de corrosion et utiles pour éliminer les dépôts d'hydrocarbures. Ces composés sont des dérivés de 5 composés hétérocycliques bis-quaternaires à structure imidazoline. [0019] Ces deux documents montrent que des composés à structure ammonium quaternaire doivent être utilisés en association avec un composé non ionique ou comporter une fonction bis-quaternaire. [0020] Ceci semble confirmé par le document CN102311728 qui concerne une 10 formulation comprenant un tensioactif de type ammonium quaternaire, en association avec un inhibiteur de corrosion, un polyamino-polyéther méthylène phosphonate, de l'acide citrique, de l'acide chlorhydrique et de l'eau. Cette formulation est utilisée à raison de 0,1% à 0,3% en poids de l'eau injectée pour permettre une réduction de la pression d'environ 15% par puits. Cette formulation 15 présente toutefois les inconvénients de contenir des acides et d'être utilisée en quantités trop importantes, de sorte que son utilisation pourrait être considérée comme néfaste pour l'environnement. [0021] Il reste donc un besoin pour des composés spécifiques qui soient efficaces pour améliorer l'injectivité ou tout au moins pour la maintenir à un bon 20 niveau dans le cas de présence de solides inorganiques divisés et d'hydrocarbures dans l'eau injectée dans les puits pénétrant des formations souterraines contenant des hydrocarbures, tout en combinant une grande efficacité, pour limiter les quantités efficaces utilisées, et une faible toxicité, voire une absence de toxicité de l'eau injectée vis-à-vis de l'environnement. 25 [0022] Un autre objectif de la présente invention est de proposer un procédé utilisant au moins un composé spécifique qui permet ainsi d'améliorer l'injectivité d'un ou plusieurs puits, ou tout au moins de la maintenir à un bon niveau dans le cas de présence de solides inorganiques divisés et d'hydrocarbures dans l'eau injectée, et ce, de manière curative ou préventive. Un autre objectif encore est de 30 minimiser en surface les quantités d'eau stockée contenant des solides inorganiques divisés et des hydrocarbures. 3031520 6 [0023] Les inventeurs ont maintenant découvert que les objectifs précités peuvent être atteints en totalité ou au moins en partie grâce à l'utilisation d'au moins un composé spécifique qui permet d'améliorer l'injectivité ou tout au moins de la maintenir à un bon niveau dans le cas de présence de solides inorganiques 5 divisés et d'hydrocarbures dans l'eau injectée dans les formations souterraines contenant des hydrocarbures. [0024] Ainsi, et selon un premier aspect, la présente invention consiste en l'utilisation, pour améliorer la perméabilité d'un milieu poreux contenant au moins un hydrocarbure, d'au moins un composé de formule générale (1) : 10 R-N+(R1R2Ra), X (1) dans laquelle - R représente une chaîne grasse hydrocarbonée, de préférence une chaîne hydrocarbonée, linéaire ou ramifiée, saturée ou insaturée, comprenant de 8 à 30 atomes de carbone, et comportant éventuellement un ou plusieurs cycles, 15 - R' et R2, identiques ou différents, sont choisis indépendamment l'un de l'autre parmi un radical alkyle, linéaire ou ramifié, contenant de 1 à 6 atomes de carbone, - Ra est choisi parmi un radical aryle, arylalkyle, alkylaryle et alkylarylalkyle, et - X représente le contre-ion de l'atome d'azote quaternaire. 20 [0025] De préférence encore, la chaîne grasse hydrocarbonée R- est une chaîne hydrocarbonée, avantageusement d'origine naturelle, par exemple choisie parmi les radicaux caprylyle, capryle, lauryle, myristyle, palmityle, stéaryle, oléyle et linoléyle. [0026] Selon un mode de réalisation de la présente invention, les radicaux R1 et 25 R2 sont choisis, indépendamment l'un de l'autre parmi les radicaux méthyle, éthyle, propyles, butyles, pentyles et hexyles, et de préférence parmi les radicaux méthyle et éthyle, et de manière tout à fait préférée, R1 et R2 représentent chacun le radical méthyle. [0027] Dans la définition du radical Ra, le terme « aryle » désigne un radical 30 aromatique, de préférence comprenant 6 à 10 atomes de carbone, et de préférence phényle ou naphtyle, et les termes « alkyl- » et « -alkyle » représentent chacun indépendamment l'un de l'autre un radical alkyle comprenant de 1 à 6 303 152 0 7 atomes de carbone. De préférence Ra représente un radical aryle ou arylalkyle, et de préférence, Ra est choisi parmi phényle, benzyle et phénéthyle. [0028] Le contre-ion X peut-être tout type de contre-ion habituellement rencontré pour neutraliser les composés quaternaires et bien connus de l'homme du métier.The present invention relates to the field of water injection for assisting the recovery of hydrocarbons present in underground aquifers (oil, gas, bitumens, and others). More particularly, the present invention relates to the use of specific additives in aqueous formulations for injection into hydrocarbon wellbores. The present invention also relates to the hydrocarbon recovery process using aqueous formulations containing said specific additives, and more particularly in the context of primary recovery, secondary or tertiary or in the context of hydraulic fracturing or in the context of acidification. Tertiary recovery is also called assisted recovery. [0003] The primary recovery of hydrocarbons uses the energy present in the reservoir to extract the hydrocarbons. Associated with hydrocarbons, so-called production water can accompany hydrocarbons on the surface. This water after treatment is not always pure, and may contain hydrocarbons. Its release into the wild is therefore excluded, and it is then necessary to inject this production water containing hydrocarbons into a well not connected to the tank containing the hydrocarbons, to avoid pollution and to continue the extraction of the hydrocarbons. The principle of secondary or tertiary recovery of hydrocarbons is to inject water with one or more injection wells for the purpose of moving a maximum volume of hydrocarbon to the producing well or wells. In the case of viscous, heavy, extra heavy and oil sands oils, the injected water is heated before injection to heat the hydrocarbon in the underground reservoir by contact and thus reduce its viscosity to facilitate its movement towards the producing wells. In the case of tertiary recovery, one or more additives are commonly added to water to modify its different physico-chemical properties, for example to increase its viscosity, increase its pH, lower its surface tension. , and others, this to further improve the hydrocarbon recovery compared to the secondary recovery technique defined above. In the case where the underground reservoir containing the hydrocarbons is not sufficiently permeable to economically produce the hydrocarbons with the primary, secondary or tertiary recovery techniques, hydraulic fracturing or acidification is employed. [0007] In the hydraulic fracturing technique, water is injected at a high flow rate into an injection well so as to fracture the rock of the underground reservoir. This fracturing makes it possible to increase the permeability of the reservoir to produce the hydrocarbons. The injected water most often contains proppants, in varying concentrations, proppants which are assimilated to mineral solid particles whose median diameter is generally greater than 100 pm. These particles are transported to the fractures so as to keep them open by jamming as soon as the injection pressure is reduced. Without this maintenance, the created fractures would close and the well would not receive hydrocarbons. The fracturing fluid is then pumped to the surface where it rises 20 in mixture with the water initially present in the reservoir, as well as with hydrocarbons and solid particles divided as the clays from the reservoir. Once this mixture (or "flowback water" in English) surfaced, it is treated in settling ponds to separate water from other solid components and divided hydrocarbons. This treatment then allows re-use for a new hydraulic fracturing operation. In the case of the acidification technique, the permeability of the underground reservoir is increased without using the fracturing technique, but by attacking the reservoir rock using an acid or a mixture of acids. added with water which may contain hydrocarbons and inorganic solid particles. At the end of the treatment, the fluid is also pumped to the surface where it rises in admixture with the water initially present in the reservoir, hydrocarbons and inorganic solid particles such as the clays coming from the reservoir and then stored in order to separate the water. 'water. Pumping in producing wells is also a technique used to increase productivity. It is also possible to use a same well alternatively as an injection well and as a producing well. The injected water can come from a surface source (river, pond, lake, sea, ocean, and others) or from an underground source. The underground source may be a reservoir of water containing or not containing hydrocarbons. The injected water may also be a mixture of water from several sources. It is important in secondary or tertiary recovery operations that water be injected at the desired rate to also achieve the desired hydrocarbon flow rate. In some cases, however, the injectivity, that is to say the ability to inject the water at a certain flow rate, is not sufficient or is initially sufficient and then deteriorates over time. This loss of injectivity corresponds to a decrease in the permeability of the rock located around the injection well (s) and can have multiple causes. One of the causes is the presence, permanent or temporary, in the injected water of inorganic solids, especially divided inorganic solids (or inorganic solid particles) associated with hydrocarbons. In the present invention, the term "inorganic solid particle" means an inorganic solid of size less than 5 mm, preferably less than 1 mm, more preferably less than 500 μm, more particularly less than 100 μm. One possible solution to limit this problem is to decant the water so as to separate it from solids and hydrocarbons. However, the settling times can be very long, in particular when the inorganic solid particles are smaller than a few micrometers. These long settling times result in the storage of very large amounts of water. However, in areas where water is scarce, for example in Texas, where hydraulic fracturing is already widely used, or in Alberta, where the oil sands are exploited, this immobilization of large amounts of water is Waiting for an effective decantation is problematic because it can lead to taking water from a source useful to living beings. In addition, open storage can lead to the emission of hydrocarbons into the atmosphere. Finally, when space is limited, as for example on "offshore" (offshore) hydrocarbon production units, the installation of large settling units is problematic. The presence of inorganic solids associated with hydrocarbons in the injected water is encountered in many cases. By way of example, mention may be made of the cases where the underground reservoir containing the water to be injected contains hydrocarbons and is naturally poorly consolidated, which, when pumping water, results in the occurrence of divided solids initially present in the water. tank. By way of examples, mention may be made of the cases where the underground reservoir containing the water to be injected contains hydrocarbons and is therefore naturally consolidated and therefore not mobile, with the exception of hydrothermal degradation products of the inorganic solids of the reservoir such as clays. There may also be cases where hydrocarbons are present in the water to be injected and where split solids occur due to a change in pressure and / or temperature leading to precipitation or because of a mixture of solvents. waters leading to precipitation. We can also mention cases where hydrocarbons are present in the water that will be injected and where split solids appear because of a corrosion problem of the metal parts present in the path of the water that will be injected. US Pat. No. 4,690,217 describes precisely a method for improving the injectivity of water injected into wells. This method involves injecting an aqueous fluid containing an effective amount of anionic surfactants into the wells. One of the drawbacks associated with this method is that the anionic surfactants are poorly soluble or insoluble in saline media. It is therefore necessary to be able to provide products that are even more efficient. US6972274 generally discloses a method for restoring the permeability of a porous, oil-containing subterranean formation, and accelerating oil recovery, said process comprising treating said formation with an effective amount. a mixture of at least one nonionic compound and at least one cationic compound. In the application US20090149356 are described corrosion inhibiting compounds and useful for removing hydrocarbon deposits. These compounds are derivatives of bis-quaternary heterocyclic compounds with an imidazoline structure. These two documents show that compounds with quaternary ammonium structure must be used in combination with a nonionic compound or have a bis-quaternary function. This seems to be confirmed by the document CN102311728 which relates to a formulation comprising a quaternary ammonium surfactant, in combination with a corrosion inhibitor, a polyamino-polyether methylene phosphonate, citric acid, hydrochloric acid and some water. This formulation is used at 0.1% to 0.3% by weight of the injected water to allow a pressure reduction of about 15% per well. This formulation, however, has the drawbacks of containing acids and being used in too large quantities, so that its use could be considered harmful to the environment. There remains, therefore, a need for specific compounds that are effective in improving the injectivity or at least maintaining it at a good level in the case of the presence of divided inorganic solids and hydrocarbons in the injected water. in wells penetrating subterranean formations containing hydrocarbons, while combining a high efficiency, to limit the effective amounts used, and a low toxicity or absence of toxicity of the water injected vis-à-vis the environment. Another object of the present invention is to provide a method using at least one specific compound which thus makes it possible to improve the injectivity of one or more wells, or at least to maintain it at a good level in the case of the presence of divided inorganic solids and hydrocarbons in the injected water, in a curative or preventive manner. Still another object is to minimize the surface amounts of stored water containing divided inorganic solids and hydrocarbons. The inventors have now discovered that the aforementioned objectives can be achieved in whole or at least in part through the use of at least one specific compound that improves the injectivity or at least the maintain at a good level in the case of the presence of divided inorganic solids and hydrocarbons in the water injected into the subterranean formations containing hydrocarbons. Thus, and according to a first aspect, the present invention consists in the use, for improving the permeability of a porous medium containing at least one hydrocarbon, of at least one compound of general formula (1): -N + (R1R2Ra), X (1) in which - R represents a hydrocarbon fatty chain, preferably a hydrocarbon chain, linear or branched, saturated or unsaturated, comprising from 8 to 30 carbon atoms, and optionally comprising one or more rings R 1 and R 2, which are identical or different, are chosen independently of each other from a linear or branched alkyl radical containing from 1 to 6 carbon atoms; Ra is chosen from an aryl and arylalkyl radical; , alkylaryl and alkylarylalkyl, and - X represents the counter-ion of the quaternary nitrogen atom. [0025] More preferably, the fatty hydrocarbon chain R- is a hydrocarbon chain, advantageously of natural origin, for example chosen from caprylyl, capryl, lauryl, myristyl, palmityl, stearyl, oleyl and linoleyl radicals. According to one embodiment of the present invention, the radicals R 1 and R 2 are chosen, independently of one another, from methyl, ethyl, propyl, butyl, pentyl and hexyl radicals, and preferably from methyl and ethyl radicals, and most preferably, R 1 and R 2 each represent the methyl radical. In the definition of the radical Ra, the term "aryl" denotes an aromatic radical, preferably comprising 6 to 10 carbon atoms, and preferably phenyl or naphthyl, and the terms "alkyl-" and "-alkyl". are each independently of one another an alkyl radical having 1 to 6 303 152 0 7 carbon atoms. Preferably Ra represents an aryl or arylalkyl radical, and preferably Ra is selected from phenyl, benzyl and phenethyl. The counterion X may be any type of counter-ion usually encountered to neutralize quaternary compounds and well known to those skilled in the art.
5 Le contre-ion X peut ainsi être choisi, à titre d'exemples non limitatifs, parmi les ions halogénures (par exemple fluorure, chlorure, bromure et iodure), sulfate, méthylsulfate, éthylsulfate, sulfonate, méthylsulfonate, éthylsulfonate, paratoluènesulfonate, trifluorométhylsulfonate, naphtalènesulfonate, xylènesulfonate, acétate, salicylate, aminocarboxylate, méthylène-bis-salicylate, hydroxybenzoate, 10 chlorobenzoate, dichlorobenzoate, phénate, et autres. [0029] Parmi les composés de formule (1) ci-dessus, on préfère en particulier ceux pour lesquels le radical Ra est choisi parmi les radicaux aryle et aralkyle, et plus particulièrement ceux pour lesquels Ra est choisi parmi les radicaux phényle et phénylalkyle, et parmi ceux-ci ceux pour lesquels Ra est choisi parmi les 15 radicaux phényle et benzyle (phénylméthyle). [0030] On préfère également les composés de formule (1) dans lesquels R1 et R2 sont identiques. On préfère en outre les composés de formule (1) dans lesquels R1 et R2 sont choisis parmi les radicaux méthyle, éthyle et propyles, et de préférence parmi les radicaux méthyle et éthyle, et tout particulièrement les 20 composés de formule (1) dans lesquels R1 et R2 représentent chacun le radical méthyle. [0031] Un exemple de composé de formule (1) tout particulièrement préféré pour l'utilisation selon la présente invention est représenté par le chlorure de cocodiméthylbenzylammonium (commercialisé par CECA, à 50% en poids dans l'eau, 25 sous la dénomination « SD85 »). [0032] La présente invention est donc relative à l'amélioration de la perméabilité de milieux poreux contenant un hydrocarbure, et en particulier du pétrole ou du gaz, et plus particulièrement du pétrole, notamment de milieux poreux tels que les formations souterraines contenant du pétrole et des solides inorganiques divisés.The counter-ion X may thus be chosen, by way of non-limiting examples, from halide ions (for example fluoride, chloride, bromide and iodide), sulphate, methyl sulphate, ethyl sulphate, sulphonate, methyl sulphonate, ethyl sulphonate, paratoluene sulphonate and trifluoromethyl sulphonate. , naphthalenesulfonate, xylenesulfonate, acetate, salicylate, aminocarboxylate, methylene-bis-salicylate, hydroxybenzoate, chlorobenzoate, dichlorobenzoate, phenate, and others. Among the compounds of formula (1) above, those in which the radical Ra is chosen from aryl and aralkyl radicals are particularly preferred, and more particularly those for which Ra is chosen from phenyl and phenylalkyl radicals. and among those those for which Ra is selected from phenyl and benzyl (phenylmethyl) radicals. Compounds of formula (1) in which R1 and R2 are identical are also preferred. Compounds of formula (1) in which R 1 and R 2 are chosen from methyl, ethyl and propyl radicals, and preferably from methyl and ethyl radicals, and especially compounds of formula (1) in which R 1 and R 2 each represent the methyl radical. An example of a compound of formula (1) that is very particularly preferred for use according to the present invention is represented by cocodimethylbenzylammonium chloride (marketed by CECA, at 50% by weight in water, under the name " SD85 "). The present invention is therefore related to improving the permeability of porous media containing a hydrocarbon, and in particular oil or gas, and more particularly oil, especially porous media such as underground formations containing oil. and divided inorganic solids.
30 L'utilisation selon la présente invention permet notamment l'augmentation de la perméabilité, ce qui a pour conséquence directe l'amélioration de l'injectivité des 3031520 8 puits injecteurs d'eau, et ainsi l'accélération de la récupération des hydrocarbures, et notamment du pétrole. [0033] Sans vouloir être lié par la théorie, on peut penser que l'utilisation de tensio-actifs cationiques de formule (1) définie plus haut permet d'interagir avec 5 les particules solides inorganiques présentes dans ladite formation. Le colmatage des pores est ainsi retardé, ce qui permet d'assurer une bonne prévention de la perte d'injectivité. En outre, les pores sont également débouchés sous l'effet desdits tensio-actifs cationiques de formule (1), ce qui permet concomitamment de restaurer l'injectivité. 10 [0034] Il a de plus été constaté que les tensioactifs de formule (1) sont solubles voire très solubles en milieux aqueux salins et même en milieux fortement salins. Ce grand avantage permet ainsi d'éviter le recours à des solvants organiques pour en améliorer la solubilité dans l'eau, et par conséquent une utilisation plus simple et plus respectueuse de l'environnement (sans utilisation de solvants, de grands 15 volumes de liquides, d'installations de mélanges). La solubilité en milieux salins des composés de formule (1) présente également l'avantage tout particulièrement intéressant d'éviter le risque de perte de perméabilité lié à la précipitation dudit composé de formule (1) dans l'eau injectée. [0035] Les composés de formule (1) définie ci-dessus se montrent efficaces à 20 des doses particulièrement basses, et notamment dès 0,5 ppm en volume par rapport au volume d'eau injectée. En règle générale, le composé de formule (1) est ajouté à l'eau d'injection à une dose comprise entre 0,5 ppm et 10000 ppm, de préférence entre 0,5 ppm et 5000 ppm, avantageusement entre 0,5 ppm et 2000 ppm, et par exemple comprise entre 2 ppm et 500 ppm, en volume par 25 rapport au volume d'eau injectée. [0036] Dans un mode de réalisation, la présente invention concerne l'utilisation telle que définie ci-dessus pour améliorer la perméabilité dans le cas de la récupération primaire, secondaire ou tertiaire pour améliorer la perméabilité dans le cas de la récupération primaire, secondaire ou tertiaire d'hydrocarbures. Dans 30 un autre mode de réalisation, la présente invention concerne l'utilisation telle que définie ci-dessus pour améliorer la perméabilité dans le cas de la fracturation hydraulique et/ou acidification. 3031520 9 [0037] Selon un autre aspect, la présente invention concerne un procédé de traitement d'un puits d'injection pénétrant des formations souterraines contenant un ou des hydrocarbures, et particulier de pétrole, pour en améliorer et/ou en maintenir l'injectivité, ledit procédé comprenant au moins une étape d'ajout dans 5 l'eau d'injection d'une quantité efficace d'au moins un composé de formule (1) telle que définie ci-dessus. [0038] Par quantité efficace, on entend une quantité telle que définie ci-dessus, généralement supérieure à 0,5 ppm en volume par rapport au volume d"eau injectée et de préférence comprise entre 0,5 ppm et 10000 ppm, de préférence 10 entre 0,5 ppm et 5000 ppm, de préférence encore entre 0,5 ppm et 2000 ppm, et avantageusement comprise entre 2 ppm et 500 ppm, en volume par rapport au volume d'eau injectée. [0039] Le procédé de l'invention est particulièrement adapté dans les cas où l'eau d'injection contient au moins un hydrocarbure et des particules solides 15 inorganiques. [0040] Le procédé selon l'invention comprend avantageusement en outre une étape de décantation et/ou de séparation des hydrocarbures et des particules solides inorganiques présentes dans l'eau, décantation traditionnellement mise en oeuvre dans la production d'hydrocarbures. Cette décantation a pour but de 20 séparer une partie ou la totalité des hydrocarbures et des solides présents dans l'eau dans les installations de séparation. Ces installations sont des réservoirs fermés ou ouverts bien connus de l'homme du métier, comme par exemple des séparateurs diphasiques, des séparateurs triphasiques, des hydrocyclones, des centrifugeuses, des cellules de flottation, des équipements de filtration, des cuves, 25 ou encore des bassins, installations qui peuvent être montées en série et/ou en parallèle. La taille de ces installations est adaptée à la vitesse de séparation des différents constituants. Plus la vitesse de séparation est faible plus la taille de l'installation est importante de manière que le temps de résidence dans l'installation permette une séparation efficace des hydrocarbures et des solides 30 présents dans l'eau. [0041] Le point d'injection dudit au moins un composé de formule (1) peut être situé à tous endroits appropriés en amont du fond de puits d'injection, et par 3031520 - 10 - exemple, et à titre non limitatif : en tête de puits de production ou en fond de puits de production dans le cas où l'eau qui en sort est réinjectée, mais aussi en amont ou en aval des séparateurs multiphasiques, en amont ou en aval des unités de déshuilage, dans de l'eau qui sera réinjectée et qui ne contient pas de solides 5 inorganiques divisés ou qui ne contient pas d'hydrocarbures. Le procédé selon la présente invention, peut comprendre également deux ou plus points d'injection. L'homme du métier saura adapter le nombre de points d'injection et les endroits précis d'injection dudit au moins un composé de formule (1), selon la nature du terrain, la nature de l'hydrocarbure à extraire, les débits souhaités, la nature et 10 configuration des installations de traitement des fluides produits et autres paramètres à prendre en compte pour une extraction efficace et rentable d'hydrocarbures. [0042] Le procédé selon la présente invention peut être mis en oeuvre de manière préventive ou curative. Lorsqu'il est mis en oeuvre de manière curative le 15 procédé consiste à injecter temporairement l'eau d'injection contenant au moins un composé de formule (1) et ne contenant pas de solides inorganiques divisés et/ou ne contenant pas d'hydrocarbures. Lorsque mis en oeuvre de manière préventive, le procédé consiste à injecter temporairement ou en continu l'eau d'injection, qui contient au moins un composé de formule (1), des solides 20 inorganiques divisés et des hydrocarbures. Il doit être entendu que l'invention comprend également la mise en oeuvre du procédé de manière curative suivie d'une mise en oeuvre de manière préventive et également la mise en oeuvre du procédé de manière préventive suivie d'une mise en oeuvre de manière curative. [0043] Dans un mode de réalisation, la présente invention concerne le procédé 25 tel que défini ci-dessus pour améliorer et/ou maintenir la perméabilité mis en oeuvre dans le cas de la récupération primaire, secondaire ou tertiaire. [0044] Dans le cas de la récupération primaire, le procédé comprend au moins une étape d'ajout dans l'eau de production d'une quantité efficace d'au moins un composé de formule (1) avant que l'eau de production ainsi traitée soit injectée 30 dans un réservoir. [0045] Dans le cas de la récupération primaire, l'eau d'injection est injectée dans un puits non connecté au réservoir contenant les hydrocarbures que l'on souhaite 3031520 - 11 - récupérer. Dans le cas de la récupération secondaire ou tertiaire, le procédé comprend au moins une étape d'ajout dans une partie au moins de l'eau d'injection d'une quantité efficace d'au moins un composé de formule (1) avant que l'eau de production ainsi traitée soit injectée dans le réservoir contenant les 5 hydrocarbures que l'on souhaite récupérer. [0046] Dans un autre mode de réalisation, la présente invention concerne le procédé pour améliorer et/ou maintenir la perméabilité mis en oeuvre dans le cas de la fracturation hydraulique et/ou acidification. Dans le cas de la fracturation hydraulique et de l'acidification, le procédé comprend au moins une étape d'ajout 10 dans une partie au moins de l'eau d'injection d'une quantité efficace d'au moins un composé de formule (1) avant que l'eau d'injection ainsi traitée soit injectée dans le réservoir contenant les hydrocarbures que l'on souhaite récupérer. [0047] La présente invention est particulièrement avantageuse lorsque l'eau récupérée suite à des opérations antérieures de fracturation hydraulique ou 15 d'acidification est à nouveau employée comme eau d'injection pour une nouvelle opération de fracturation ou d'acidification. En effet cette eau récupérée peut contenir des solides inorganiques et des hydrocarbures qu'il est difficile de séparer, ce qui nécessite l'utilisation de bassins de décantation. Selon le procédé de l'invention, l'étape de décantation avant injection peut ainsi être supprimée ou 20 tout au moins la durée de décantation peut être diminuée. Cet avantage permet par conséquent soit de supprimer les bassins de décantation ou tout au moins d'en limiter la taille. [0048] On entend par « solides inorganiques » les solides minéraux ainsi que les sels métalliques ou alcalins ou alcalino-terreux d'acides organiques, tels que par 25 exemple les sels d'acides naphténiques. [0049] Ainsi, les particules solides inorganiques qui peuvent être présents dans l'eau d'injection peuvent être de natures diverses, et le plus souvent sont constitués de sable, d'argiles, de produits de corrosion, de résidus finement divisés de roches souterraines et de produits minéraux précipités comme les 30 oxydes métalliques, les sulfures métalliques, les sels de sodium, potassium, magnésium, calcium, strontium, baryum, fer, mais aussi les sels d'acides organiques, comme par exemple les sels d'acides naphténiques. 3031520 - 12 - [0050] Les hydrocarbures pouvant être présents dans l'eau d'injection proviennent majoritairement et le plus souvent des puits de production d'hydrocarbures et sont en particulier constitués de pétrole brut de densité API comprise entre 8° et 60°. En effet, la plupart des hydrocarbures qui sont extraits, 5 en marge de l'utilisation et du procédé selon la présente invention, sont des bruts extraits ayant des densités API comprises entre environ 20° API (très lourd) et environ 60° API (très léger). D'autres hydrocarbures, dont l'extraction peut également comprendre l'utilisation et le procédé de l'invention, sont les bitumes, dont l'indice API se situe généralement en dessous de 15° API. 10 [0051] Pour mémoire, la densité API est une échelle permettant d'exprimer la densité du pétrole brut, en degrés API, calculée à partir de la densité, par la formule suivante de l'American Petroleum Institute (API) et le National Institute of Standards and Technology (NIST) : Densité API = (141,5/(densité à 60 °F)) - 131,5. 15 [0052] Plus un brut est léger, plus sa densité est faible, plus sa densité API est élevée. À titre de comparaison, l'eau, dont la densité est de 1, a une densité API de 10° API. [0053] Le procédé selon la présente invention, permet grâce à l'utilisation d'au moins un composé de formule (1) comme décrit plus haut, de limiter le temps 20 laissé à l'étape de décantation de l'eau qui sera injectée et qui contient des particules solides inorganiques et des hydrocarbures. car les particules les plus fines (généralement de taille inférieure à 100 pm) peuvent être gardées en suspension car elles ne gênent plus l'injection. [0054] Par conséquent, et c'est là encore un avantage lié à la présente invention, 25 la taille des bassins de décantation ou équipements fermés de séparation peut être réduite de manière substantielle et non négligeable. Sur des installations « off-shore » (en mer), où la place est limitée, ceci représente un avantage tout à fait intéressant. La taille des équipements de traitement de l'eau qui va être injectée étant limitée, les quantités d'eau prélevée sont d'autant diminuées et 30 limitées, ce qui représente également un avantage considérable, en particulier dans les zones où l'eau est rare et vitale pour la vie des êtres humains, de la faune et de la flore. 3031520 - 13 - [0055] Le procédé selon la présente invention, permet également grâce à l'utilisation d'au moins un composé de formule (1) comme décrit plus haut, d'améliorer la qualité de la séparation entre les hydrocarbures et l'eau en présence de particules solides inorganiques lorsque le temps laissé à l'étape de 5 séparation est maintenu constant. [0056] Sans vouloir être lié par la théorie, il est estimé que la baisse de perméabilité de la formation au niveau des puits injecteurs avant traitement pourrait provenir du colmatage partiel au cours du temps des pores par des particules solides inorganiques, en contact à la fois avec des hydrocarbures et 10 l'eau, donc à l'interface eau-huile, hydrocarbures contenus initialement sous forme de suspension (gouttelettes) dans l'eau injectée. L'utilisation d'au moins un composé de formule (1) selon l'invention permet de manière surprenante de diminuer de manière significative la concentration de particules présentes à l'interface huile-eau dans les compositions d'injection, et ainsi diminuer voire éviter 15 le colmatage par les particules solides inorganiques ou le simple dépôt des particules solides inorganiques (schmoo). [0057] Le procédé de la présente invention permet également d'éviter l'encrassement des installations situées sur le trajet de l'eau injectée jusqu'aux puits injecteurs ou de les nettoyer dans le cas de présence de particules solides 20 inorganiques et d'hydrocarbures dans l'eau injectée. On peut citer comme exemples d'installations les séparateurs diphasiques, séparateurs triphasiques, dessaleurs, hydrocyclones, centrifugeuses, cellules de flottation, équipements de filtration, cuves, ou encore bassins, et autres installations utiles sur les sites d'extraction d'hydrocarbures et venant au contact desdits hydrocarbures, et qui 25 peuvent être montées en série et/ou en parallèle. Ces particules solides inorganiques forment des dépôts mixtes avec les hydrocarbures qui portent également le nom de « schmoo ». [0058] Ainsi, et selon un mode de réalisation, le procédé de l'invention comprend en outre une étape de décantation et/ou de séparation des hydrocarbures et des 30 particules solides inorganiques présentes dans l'eau, à l'aide d'installations de séparation, tels que par exemple celles listés ci-dessus, pouvant éventuellement être montées en série et/ou en parallèle. 3031520 - 14 - [0059] Dans le cas du traitement de l'eau des champs d'extraction d'hydrocarbures de haute salinité, les composés de formule (1) se sont montrés particulièrement efficaces, et tout particulièrement plus efficaces que les additifs d'aide à l'injectivité connus de l'art antérieur, et en particulier que les composés 5 alkoxylés porteurs de fonction ammonium quaternaire, seuls ou en mélange avec un ou plusieurs alcool(s) gras, notamment éthoxylé(s), mais aussi que des composés plus électroniquement chargés, comme les composés comportant deux ou plus fonctions ammonium quaternaires. [0060] En particulier, l'utilisation selon la présente invention met en oeuvre au 10 moins un composé de formule (1) dans des teneurs plus réduites que celles nécessaires avec les composés de l'art antérieur, pour une efficacité similaire voire supérieure. En outre, les composés de formule (1) utilisés dans le cadre de la présente invention, peuvent être utilisés seuls dans l'eau injectée, avantageusement sous forme de solution dans l'eau et/ou un ou plusieurs 15 solvants organiques. [0061] En outre, un ou plusieurs additifs peuvent être ajoutés, ces additifs étant bien connus de l'homme du métier spécialiste de l'extraction des hydrocarbures ; ces additifs peuvent être choisis parmi, à titre d'exemples non limitatifs, solvants organiques hydrosolubles, colorants, traceurs, agents anti-corrosion, agent de zo floculation, agents anti-dépôts, agents désémulsionnants, agents non émulsionnants, agents mouillants, modificateurs de rhéologie, réducteurs de traînée, agents de réticulation, oxydants, anti-agglomérants, inhibiteurs cinétiques d'hydrates, capteurs d'oxygène (« oxygen scavengers » en langue anglaise), agents de coagulation, biocides, agents de contrôle de pH, sels minéraux et 25 autres. [0062] L'eau d'injection qui est injectée dans les puits est en général, et le plus souvent, constituée d'eau de production, d'eau de mer, d'eau de source, d'eau de condensation, d'eau de pluie ou d'un mélange d'eaux de ces différentes provenances. En général, l'eau peut être une eau de forte salinité, et en particulier 30 une eau de production de forte salinité et plus particulièrement encore une eau de production de forte salinité des champs d'extraction d'hydrocarbures. En particulier, dans le cadre de la présente invention, l'eau d'injection est constituée 3031520 - 15 - d'eau de production comprenant une quantité en chlorure de sodium supérieure à 30 g.L-1, voire supérieure à 50 g.L-1, et même supérieure à 100 g.L-1. [0063] Selon encore un autre aspect, la présente invention concerne une composition comprenant au moins un composé de formule (1) telle que définie 5 précédemment, au moins un hydrocarbure, des particules solides inorganiques et de l'eau. [0064] De manière préférée, la composition selon l'invention, est telle que le ratio massique composé(s) de formule (1) / particules solides inorganiques est compris entre 5.10-6 et 1, de préférence entre 10-5 et 10-1, de préférence encore entre 10 5.10-5 et 10-1, et de manière tout à fait préférée entre 5.10-3 et 5.10-2. [0065] Selon un aspect encore plus préféré, dans la composition selon l'invention, la quantité d'hydrocarbure(s) est généralement comprise entre 0,5 ppm et 10%, en poids par rapport à l'eau, la quantité en particules solides inorganiques est généralement comprise entre 0,5 ppm et 10%, en poids par rapport à l'eau, la 15 quantité de composé de formule (1) correspond à la dose définie précédemment, typiquement comprise entre 0,5 ppm et 10000 ppm, de préférence entre 0,5 ppm et 5000 ppm, de préférence encore entre 0,5 ppm et 2000 ppm, et avantageusement comprise entre 2 ppm et 500 ppm, en volume par rapport au volume d'eau. 20 [0066] Les exemples qui suivent permettent d'illustrer l'objet de l'invention, et sont fournis uniquement à titre indicatif, sans toutefois être destinés en aucune façon à limiter les divers modes de réalisation de la présente invention. Exemple 1 : 25 [0067] Le test décrit ci-dessous permet de simuler le colmatage d'un puits injecteur d'eau, suivi d'un traitement curatif. Cette simulation est réalisée par imprégnation d'un fritté de porosité n°2, i.e. ayant une taille de pores comprise entre 40 pm et 100 pm, et la composition dite de « colmatage » est une composition comprenant un hydrocarbure A, de l'eau, et des particules solides 30 inorganiques : une argile colloïdale, la bentonite de la société ICMC. [0068] Avant de réaliser les essais, le fritté est nettoyé avec de l'acétone et séché à l'air comprimé. L'injection d'eau est ensuite simulée par l'écoulement d'eau à 3031520 - 16 - travers le fritté colmaté. L'injectivité du réservoir est simulée par le temps d'écoulement de 40 mL d'eau. La diminution du temps d'écoulement signifie l'amélioration de la perméabilité du fritté qui simule l'amélioration de l'injectivité du réservoir. 5 [0069] L'eau utilisée pour la composition de colmatage est une eau de haute salinité de composition saline suivante : - MgCl2, 6H20 : 25,65 gri, - BaCl2, 2H20 : n.d., - KCI : 0,63 gri, - Na2SO4 : n.d., - CaCl2, 2H20 : 4, 09 gri, - KBr : n.d., - NaHCO3 : 1,42 gri, - NaAc, 3H20 : n.d., - NaCI : 94,08 gri, - NH4CI : n.d., - NaF : n.d., - Na2CO3 : n.d., - SrCl2, 6H20 : n.d., - FeCl2, 4H20 : n.d., où « n.d. » signifie, non détectable. [0070] L'hydrocarbure A (pétrole originaire de l'Angola ayant une densité égale à 25° API) est préchauffé à 45°C. Un échantillon de 40 mL de cet hydrocarbure est 10 prélevé et mis en émulsion, avec un agitateur Ultra-Turrae dans un flacon Schott de 100 mL, avec 10 mL d'eau de haute salinité définie ci-dessus. L'agitation est maintenue pendant 3 minutes à une vitesse de 15 000 tr.mn-1. [0071] Après cette mise en émulsion, 450 mg de bentonite colloïdale sont ajoutés. L'ensemble est agité pendant 30 minutes avec un barreau aimanté. /5 [0072] La moitié de ce mélange est versée sur un premier fritté et la seconde moitié sur un second fritté identique. On laisse alors chaque fritté s'imprégner pendant 5 minutes, délai après lequel l'excès de mélange en surface des frittés est retiré. On laisse ensuite 15 minutes au repos. [0073] On verse ensuite 50 mL d'eau de haute salinité définie ci-dessus, seule ou zo additivée avec un des composés à tester, sur chacun des frittés. On mesure le volume écoulé en fonction du temps d'écoulement par lecture sur une éprouvette graduée. [0074] Les composés testés sont les suivants : 3031520 - 17 - - Composé A (selon l'invention) : chlorure de cocobenzyldiméthylammonium, CAS 68424-85-1 dilué à 50% en volume dans l'eau, (INIPOL SD8e, commercialisé par CECA) - Composé B (comparatif) : méthylsulfate de N-alkyl-coco-di- 5 (pentadécahydroxyéthyl)méthylammonium (Noxamium Cl 5M , commercialisé par CECA), CAS 68989-03-7, - Composé C (comparatif) : Oléyl-cétyl alcool polyoxyéthylèneéther (Surfaline OCC, commercialisé par CECA), CAS 68920-66-1. [0075] Les résultats sont exprimés par le temps écoulé pour recueillir 40 mL 10 d'eau passée à travers le fritté. Ces résultats sont rassemblés dans le Tableau 1 suivant : -- Tableau 1 -- Composé testé Quantité (ppm en volume par Durée d'écoulement de rapport au volume d'eau) 40 mL d'eau (minutes) Eau non additivée - 180 Composé A 300 80 Composé A 1000 22 Composé B 1000 Fritté bouché, pas d'écoulement Composé C 1000 Fritté bouché, pas d'écoulement Composé B + 1000 Fritté bouché, pas Composé C d'écoulement (50/50 en volume) [0076] Parmi tous les produits testés, seuls les composés selon l'invention (ici le 15 chlorure de coco-diméthylbenzylammonium) permet non seulement d'éviter le colmatage du fritté, mais aussi d'améliorer sa perméabilité.The use according to the present invention makes it possible in particular to increase the permeability, which has the direct consequence of improving the injectivity of the 3031520 8 water-injecting wells, and thus the acceleration of the recovery of the hydrocarbons, and especially oil. Without wishing to be bound by the theory, it may be thought that the use of cationic surfactants of formula (1) defined above makes it possible to interact with the inorganic solid particles present in said formation. The clogging of the pores is thus delayed, which makes it possible to ensure good prevention of the loss of injectivity. In addition, the pores are also opened under the effect of said cationic surfactants of formula (1), which allows concomitantly to restore the injectivity. It has also been found that the surfactants of formula (1) are soluble or very soluble in aqueous saline media and even in highly saline media. This great advantage thus makes it possible to avoid the use of organic solvents in order to improve their solubility in water, and consequently a simpler and more environmentally friendly use (without the use of solvents, large volumes of liquids). , mixing installations). The saline solubility of the compounds of formula (1) also has the particularly advantageous advantage of avoiding the risk of loss of permeability related to the precipitation of said compound of formula (1) in the injected water. The compounds of formula (1) defined above are effective at particularly low doses, especially from 0.5 ppm by volume relative to the volume of water injected. As a general rule, the compound of formula (1) is added to the injection water at a dose of between 0.5 ppm and 10,000 ppm, preferably between 0.5 ppm and 5000 ppm, advantageously between 0.5 ppm. and 2000 ppm, and for example between 2 ppm and 500 ppm, by volume relative to the volume of water injected. In one embodiment, the present invention relates to the use as defined above to improve the permeability in the case of primary, secondary or tertiary recovery to improve the permeability in the case of primary recovery, secondary or tertiary hydrocarbon. In another embodiment, the present invention relates to the use as defined above for improving permeability in the case of hydraulic fracturing and / or acidification. In another aspect, the present invention relates to a method of treating an injection well penetrating underground formations containing one or more hydrocarbons, and in particular oil, to improve and / or maintain the same. injectivity, said method comprising at least one step of adding to the injection water an effective amount of at least one compound of formula (1) as defined above. By effective amount is meant an amount as defined above, generally greater than 0.5 ppm by volume relative to the volume of water injected and preferably between 0.5 ppm and 10000 ppm, preferably Between 0.5 ppm and 5000 ppm, more preferably between 0.5 ppm and 2000 ppm, and advantageously between 2 ppm and 500 ppm, by volume relative to the volume of water injected. The invention is particularly suitable in cases where the injection water contains at least one hydrocarbon and inorganic solid particles. [0040] The method according to the invention advantageously furthermore comprises a step of decantation and / or separation of the particles. Hydrocarbons and inorganic solid particles present in water, decantation conventionally used in the production of hydrocarbons.This decantation is intended to separate some or all of the hydrocarbons and solids present in the water. years of water in separation facilities. These installations are closed or open tanks well known to those skilled in the art, such as, for example, two-phase separators, three-phase separators, hydrocyclones, centrifuges, flotation cells, filtration equipment, tanks, or else basins, installations that can be mounted in series and / or in parallel. The size of these facilities is adapted to the speed of separation of the different constituents. The lower the separation rate, the greater the size of the installation, so that the residence time in the installation allows efficient separation of the hydrocarbons and solids present in the water. The injection point of said at least one compound of formula (1) may be located at all appropriate locations upstream of the bottom of the injection well, and for example, and not limited to: production or downhole production well in the case where the water that comes out is reinjected, but also upstream or downstream of the multiphase separators, upstream or downstream of the de-oiling units, in the water that will be reinjected and that does not contain any divided inorganic solids or that does not contain hydrocarbons. The method according to the present invention may also include two or more injection points. Those skilled in the art will be able to adapt the number of injection points and the precise injection sites of said at least one compound of formula (1), according to the nature of the terrain, the nature of the hydrocarbon to be extracted, the desired flow rates the nature and configuration of fluid treatment facilities produced and other parameters to be considered for efficient and cost effective hydrocarbon extraction. The method according to the present invention may be implemented in a preventive or curative manner. When it is carried out in a curative manner, the process consists in temporarily injecting the injection water containing at least one compound of formula (1) and containing no divided inorganic solids and / or not containing hydrocarbons. . When used preventively, the process involves injecting injection water temporarily or continuously, which contains at least one compound of formula (1), divided inorganic solids and hydrocarbons. It should be understood that the invention also comprises the implementation of the method curatively followed by a preventive implementation and also the implementation of the method preemptively followed by a curative implementation . In one embodiment, the present invention relates to the method as defined above for improving and / or maintaining the permeability used in the case of primary, secondary or tertiary recovery. In the case of primary recovery, the process comprises at least one step of adding to the production water an effective amount of at least one compound of formula (1) before the production water thus treated is injected into a reservoir. In the case of primary recovery, the injection water is injected into a well not connected to the reservoir containing the hydrocarbons that it is desired to recover. In the case of secondary or tertiary recovery, the process comprises at least one step of adding in at least a portion of the injection water an effective amount of at least one compound of formula (1) before the produced water thus treated is injected into the reservoir containing the hydrocarbons that it is desired to recover. In another embodiment, the present invention relates to the process for improving and / or maintaining the permeability used in the case of hydraulic fracturing and / or acidification. In the case of hydraulic fracturing and acidification, the process comprises at least one step of adding in at least a portion of the injection water an effective amount of at least one compound of formula ( 1) before the injection water thus treated is injected into the reservoir containing the hydrocarbons that it is desired to recover. The present invention is particularly advantageous when the water recovered following previous operations of hydraulic fracturing or acidification is again used as injection water for a new fracturing or acidification operation. Indeed, this recovered water may contain inorganic solids and hydrocarbons that are difficult to separate, which requires the use of settling ponds. According to the method of the invention, the decantation step before injection can thus be suppressed or at least the settling time can be reduced. This advantage therefore makes it possible either to eliminate the settling basins or at least to limit their size. The term "inorganic solids" means inorganic solids as well as metal or alkaline or alkaline-earth metal salts of organic acids, such as, for example, the salts of naphthenic acids. Thus, the inorganic solid particles that may be present in the injection water may be of various natures, and most often consist of sand, clays, corrosion products, finely divided residues of rocks. underground and precipitated mineral products such as metal oxides, metal sulfides, sodium, potassium, magnesium, calcium, strontium, barium, iron salts, but also salts of organic acids, such as acid salts; naphthenic. The hydrocarbons that may be present in the injection water come mainly and most often from hydrocarbon production wells and are in particular constituted by API crude oil ranging between 8 ° and 60 °. . Indeed, most of the hydrocarbons that are extracted, aside from the use and the process according to the present invention, are extracted crudes having API densities ranging from about 20 ° API (very heavy) to about 60 ° API ( very light). Other hydrocarbons, the extraction of which may also include the use and the process of the invention, are bitumens, whose API index is generally below 15 ° API. [0051] For the record, the API density is a scale for expressing the density of crude oil, in API degrees, calculated from the density, by the following formula of the American Petroleum Institute (API) and the National Institute of Standards and Technology (NIST): API Density = (141.5 / (density at 60 ° F)) - 131.5. The lighter a crude is, the lower its density, the higher its API gravity. For comparison, water with a density of 1 has a API gravity of 10 ° API. The process according to the present invention makes it possible, thanks to the use of at least one compound of formula (1) as described above, to limit the time left to the water settling stage which will be injected and which contains inorganic solid particles and hydrocarbons. because the finest particles (generally less than 100 μm in size) can be kept in suspension because they no longer impede the injection. [0054] Therefore, and this is another advantage of the present invention, the size of the settling ponds or closed separation equipment can be reduced substantially and not negligibly. On "off-shore" installations (at sea), where space is limited, this represents a very interesting advantage. Since the size of the water treatment equipment that will be injected is limited, the quantities of water withdrawn are all reduced and limited, which is also a considerable advantage, especially in areas where the water is rare and vital for the life of human beings, fauna and flora. The process according to the present invention also makes it possible, thanks to the use of at least one compound of formula (1) as described above, to improve the quality of the separation between the hydrocarbons and the hydrocarbons. in the presence of inorganic solid particles when the time left in the separation step is kept constant. Without wishing to be bound by the theory, it is estimated that the drop in permeability of the formation at the level of the injection wells before treatment could come from the partial clogging over time of the pores by inorganic solid particles, in contact with the With hydrocarbons and water, therefore at the water-oil interface, hydrocarbons initially contained as a suspension (droplets) in the injected water. The use of at least one compound of formula (1) according to the invention surprisingly makes it possible to significantly reduce the concentration of particles present at the oil-water interface in the injection compositions, and thus to reduce even avoid clogging by inorganic solid particles or simple deposition of inorganic solid particles (schmoo). The method of the present invention also makes it possible to prevent the fouling of the installations situated in the path of the injected water to the injector wells or to clean them in the case of the presence of inorganic solid particles and of hydrocarbons in the injected water. Examples of installations include two-phase separators, three-phase separators, desalters, hydrocyclones, centrifuges, flotation cells, filtration equipment, tanks, or tanks, and other facilities useful at hydrocarbon extraction sites and from in contact with said hydrocarbons, and which can be mounted in series and / or in parallel. These inorganic solid particles form mixed deposits with hydrocarbons which also bear the name "schmoo". Thus, and according to one embodiment, the method of the invention further comprises a step of decanting and / or separating the hydrocarbons and the inorganic solid particles present in the water, with the aid of separating installations, such as for example those listed above, possibly being able to be connected in series and / or in parallel. In the case of the water treatment of high salinity hydrocarbon extraction fields, the compounds of formula (1) have proved to be particularly effective, and more particularly more effective than the additives of the present invention. injectivity aid known from the prior art, and in particular that the alkoxylated compounds bearing quaternary ammonium function, alone or mixed with one or more fatty alcohol (s), in particular ethoxylated (s), but also that more electronically charged compounds, such as compounds having two or more quaternary ammonium functions. In particular, the use according to the present invention implements at least one compound of formula (1) in contents lower than those required with the compounds of the prior art, for a similar or even greater efficiency. In addition, the compounds of formula (1) used in the context of the present invention may be used alone in the injected water, advantageously in the form of a solution in water and / or one or more organic solvents. In addition, one or more additives may be added, these additives being well known to those skilled in the art of hydrocarbon extraction; these additives may be chosen from, by way of non-limiting examples, water-soluble organic solvents, colorants, tracers, anti-corrosion agents, zo flocculation agent, anti-deposition agents, demulsifying agents, non-emulsifying agents, wetting agents, modifiers, rheology, drag reducers, crosslinking agents, oxidants, anti-caking agents, kinetic hydrate inhibitors, oxygen scavengers, coagulation agents, biocides, pH control agents, mineral salts and 25 others. The injection water which is injected into the wells is in general, and most often, consisting of production water, sea water, spring water, condensation water, water, water and water. rain water or a mixture of water from these different sources. In general, the water may be a high salinity water, and in particular a high salinity production water and more particularly a high salinity production water from the hydrocarbon extraction fields. In particular, in the context of the present invention, the injection water is made up of production water comprising an amount of sodium chloride greater than 30 gL-1, or even greater than 50 gL-1, and even greater than 100 gL-1. According to yet another aspect, the present invention relates to a composition comprising at least one compound of formula (1) as defined above, at least one hydrocarbon, inorganic solid particles and water. Preferably, the composition according to the invention is such that the mass ratio compound (s) of formula (1) / inorganic solid particles is between 5.10-6 and 1, preferably between 10-5 and 10 -1, more preferably between 5.10-5 and 10-1, and most preferably between 5.10-3 and 5.10-2. According to an even more preferred aspect, in the composition according to the invention, the amount of hydrocarbon (s) is generally between 0.5 ppm and 10%, by weight relative to water, the amount in inorganic solid particles is generally between 0.5 ppm and 10%, by weight relative to water, the amount of compound of formula (1) corresponds to the dose defined above, typically between 0.5 ppm and 10000 ppm, preferably between 0.5 ppm and 5000 ppm, more preferably between 0.5 ppm and 2000 ppm, and preferably between 2 ppm and 500 ppm, by volume relative to the volume of water. The following examples serve to illustrate the object of the invention, and are provided for guidance only, without however being intended in any way to limit the various embodiments of the present invention. Example 1 [0067] The test described below makes it possible to simulate the clogging of a water injector well, followed by a curative treatment. This simulation is carried out by impregnation of a sinter of porosity No. 2, ie having a pore size of between 40 μm and 100 μm, and the so-called "blocking" composition is a composition comprising a hydrocarbon A, water and inorganic solid particles: a colloidal clay, bentonite from ICMC. Before carrying out the tests, the sinter is cleaned with acetone and dried with compressed air. The water injection is then simulated by the flow of water through the sintered sinter. The injectivity of the reservoir is simulated by the flow time of 40 mL of water. The decrease of the flow time means the improvement of the permeability of the sinter which simulates the improvement of the injectivity of the reservoir. The water used for the sealing composition is a high salinity water of the following salt composition: MgCl 2, 6H 2 O: 25.65 ga, BaCl 2, 2H 2 O: nd, KCl: 0.63 g, Na 2 SO 4: nd, - CaCl 2, 2H 2 O: 4.9 g, - KBr: nd, - NaHCO 3: 1.42 g, - NaAc, 3H 2 O: nd, - NaCl: 94.08 g, - NH 4 Cl: nd, - NaF: nd, - Na2CO3: nd, - SrCl2, 6H2O: nd, - FeCl2, 4H2O: nd, where "nd" means, undetectable. The hydrocarbon A (oil originating in Angola having a density equal to 25 ° API) is preheated to 45 ° C. A 40 mL sample of this hydrocarbon is removed and emulsified, with an Ultra-Turrae stirrer in a 100 mL Schott flask, with 10 mL of high salinity water defined above. Stirring is maintained for 3 minutes at a speed of 15,000 rpm-1. After this emulsification, 450 mg of colloidal bentonite are added. The whole is stirred for 30 minutes with a magnetic bar. Half of this mixture is poured on a first sinter and the second half on an identical second sinter. Each sinter is then allowed to impregnate for 5 minutes, after which time the excess of sintered surface mixture is removed. We then leave 15 minutes at rest. Then poured 50 mL of high salinity water defined above, alone or zo additivated with one of the compounds to be tested, on each of the sintered. The elapsed volume is measured as a function of the flow time by reading on a graduated cylinder. The compounds tested are the following: Compound A (according to the invention): cocobenzyldimethylammonium chloride, CAS 68424-85-1 diluted to 50% by volume in water, (INIPOL SD8e, marketed by CECA) - Compound B (comparative): N-alkyl-coco-di-5 (pentadecahydroxyethyl) methylammonium methylsulfate (5M Noxamium Cl, marketed by CECA), CAS 68989-03-7, - Compound C (comparative): Oleyl cetyl alcohol polyoxyethylene ether (Surfaline OCC, marketed by CECA), CAS 68920-66-1. The results are expressed as the elapsed time to collect 40 mL of water passed through the sintered material. These results are collated in the following Table 1: Table 1 - Compound tested Amount (ppm by volume per flow time of water volume ratio) 40 ml of water (minutes) Water without additive - 180 Compound A 300 80 Compound A 1000 22 Compound B 1000 Sintered clogged, no flow Compound C 1000 Sintered clogged, no flow Compound B + 1000 Sintered clogged, no Compound C flow (50/50 by volume) [0076] Of all the products tested, only the compounds according to the invention (in this case coco-dimethylbenzylammonium chloride) makes it possible not only to avoid clogging of the sintered material, but also to improve its permeability.