FR3065884A1 - Mise en solution sous ultrasons de tensioactifs pour la recuperation assistee du petrole - Google Patents
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Abstract
L'invention concerne la solubilisation de tensioactifs adaptés à une récupération assistée du pétrole au sein d'un milieu aqueux, par mélange desdits tensioactifs et du milieu aqueux effectuée sous ultrasons, avantageusement pour fournir une solution surconcentrée qu'on peut rediluer avec de l'eau disponible sur le site d'extraction sans impact de sa salinité. L'invention concerne également les fluides d'extraction obtenus selon cette technique de solubilisation et leur utilisation en EOR.
Description
Titulaire(s) : RHODIA OPERATIONS Société actions simplifiée.
par
O Demande(s) d’extension :
© Mandataire(s) : RHODIA OPERATIONS.
FR 3 065 884 - A1 © MISE EN SOLUTION SOUS ULTRASONS DE TENSIOACTIFS POUR LA RECUPERATION ASSISTEE DU PETROLE.
©) L'invention concerne la solubilisation de tensioactifs adaptés à une récupération assistée du pétrole au sein d'un milieu aqueux, par mélange desdits tensioactifs et du milieu aqueux effectuée sous ultrasons, avantageusement pour fournir une solution surconcentrée qu'on peut rediluer avec de l'eau disponible sur le site d'extraction sans impact de sa salinité.
L'invention concerne également les fluides d'extraction obtenus selon cette technique de solubilisation et leur utilisation en EOR.
MISE EN SOLUTION SOUS ULTRASONS DE TENSIOACTIFS POUR LA RECUPERATION ASSISTEE DU PETROLE
La présente invention a trait aux tensioactifs utilisés pour la récupération assistée du pétrole brut des formations souterraines, et plus particulièrement aux problématiques de mise en solution de ces tensioactifs dans les fluides d’injection employés lors d’étapes de récupération assistée du pétrole.
Lors de l’extraction du pétrole hors d’un réservoir hydrocarboné (réservoir pétrolifère telle qu’une formation rocheuse, consolidée ou non, ou un sable, par exemple), selon une première étape dite de « récupération primaire >>, le pétrole est entraîné hors d’un puits de production par la surpression régnant naturellement au sein du réservoir. Cette récupération primaire ne permet d’accéder qu’à une faible quantité du pétrole contenu dans le réservoir, typiquement de l’ordre de 10 à 15% tout au plus.
Pour permettre de poursuivre l’extraction du pétrole suite à cette récupération primaire, des méthodes secondaires de production sont employées, quand la pression du réservoir devient insuffisante pour déplacer le pétrole encore en place. Typiquement, on injecte un fluide (ré-injection de l'eau produite diluée ou non, injection d'eau de mer ou de rivière, ou encore injection de gaz, par exemple) au sein du réservoir hydrocarboné, en vue d'exercer au sein du réservoir une surpression propre à entraîner le pétrole vers le(s) puits de production. Une technique usuelle dans ce cadre est l'injection d'eau (désignée également par inondation ou « waterflooding »), dans laquelle de grands volumes d'eau sont injectés sous pression dans le réservoir via des puits d'injecteurs. L'eau injectée entraîne une partie du pétrole qu'elle rencontre et le pousse vers un ou plusieurs puits producteur(s). Les méthodes secondaires de production telles que l’injection d'eau ne permettent toutefois d’extraire qu’une partie relativement faible des hydrocarbures en place (typiquement de l’ordre de 30%). Ce balayage partiel est dû notamment au piégeage de l’huile par les forces capillaires, aux différences de viscosité et de densité existant entre le fluide injecté et les hydrocarbures en place, ainsi qu’à des hétérogénéités à des échelles micro- ou macroscopiques (échelle des pores et aussi échelle du réservoir).
Pour essayer de récupérer le reste du pétrole, qui demeure dans les formations souterraines à l’issue de la mise en oeuvre des méthodes primaires et secondaires de production, il a été proposé différentes techniques dites de « récupération assistée du pétrole >> (ou récupération assistée (ou améliorée) d’hydrocarbures RAH), ou bien encore « EOR >> (pour l’anglais « Enhanced OU Recovery»). Parmi ces techniques, on peut citer des techniques s’apparentant à l’injection d'eau (inondation) précitée, mais employant une eau comprenant des additifs tels que, par exemple, des agents tensioactifs solubles dans l’eau (on parle alors typiquement de « surfactant flooding »). L’emploi de tels agents tensioactifs induit notamment une diminution de la tension interfaciale eau/pétrole, qui est propre à assurer un entraînement plus efficace du pétrole piégé dans les constrictions de pores.
Les tensioactifs usuellement préconisés pour l’EOR sont typiquement des tensioactifs anioniques, en général de type sulfate ou sulfonate. Ces tensioactifs, qui s’avèrent efficaces pour abaisser la tension interfaciale eau/pétrole, présentent l’inconvénient d’être difficiles à solubiliser dans les fluides d’injection employés en EOR et ce tout particulièrement lorsque ceux-ci comprennent des sels ce qui est assez souvent le cas. En particulier, il s’avère souvent difficile de les solubiliser dans l’eau disponible à proximité des zones de forage, notamment dans de l’eau de mer ou de production.
Pour permettre une solubilisation efficace des tensioactifs anioniques employés en EOR, une technique préconisée consiste à les mettre en oeuvre en mélange avec des quantités importantes de co-solvant (notamment un alcool ou un mélange d’alcools) choisis par exemple parmi les suivants : sec-butanol, n-butanol, diethylene butyl ether, L’emploi de ce type de co-solvant permet de faciliter la solubilisation, cependant, la plupart du temps, la solubilisation requiert la mise en oeuvre additionnelle de mélangeurs à haut taux de cisaillement et/ou de moyens de chauffage et/ou d’eau de faible salinité, ce qui alourdit le procédé et se répercute notamment en termes de coûts de production accrus.
Un but de la présente invention est de fournir une technique de solubilisation efficace des tensioactifs employés en EOR qui soit plus pratique et qui permette, entre autres avantages, de s’affranchir de la mise en oeuvre de co-solvants précité.
A cet effet, il est proposé selon la présente invention d’effectuer la mise en solution des tensioactifs en les soumettant à des ultrasons.
Plus précisément, un objet de la présente invention est un procédé de solubilisation de tensioactifs adaptés à une récupération assistée du pétrole au sein d’un milieu aqueux, qui comprend une étape (E1 ) de mélange desdits tensioactifs et du milieu aqueux, effectuée sous ultrasons.
L’étape (E1) de mélange sous ultrasons de l’invention autorise, au besoin, la mise en solution des tensioactifs à des concentrations très élevées (typiquement au moins 100 g/L, voire au moins 150 g/L), qui sont bien supérieures aux concentrations requises dans un fluide d’extraction. Compte tenu de cette possibilité, selon un mode de réalisation très intéressant, la technique de mélange sous ultrasons de l’invention peut être mise en oeuvre pour préparer une solution surconcentrée où le tensioactif est dissous, et on dilue ultérieurement cette solution surconcentrée pour réaliser un fluide d’extraction (typiquement en mélangeant cette solution surconcentrée par de l’eau disponible sur le site d’extraction, éventuellement, mais non nécessairement, avec des additifs, comme par exemple des polymères).
Ainsi, selon un mode de réalisation intéressant, le procédé comporte au moins les deux étapes suivantes :
- l’étape (E1) précitée de mélange, mise en oeuvre avec un premier milieu aqueux pour préparer une solution aqueuse de tensioactifs, dite solution (s), (ayant une concentration supérieure à celle recherchée dans le procédé de solubilisation) ; puis
- une étape (E2) de dilution où la solution (s) issue de l’étape de mélange (E1) est mélangée avec un second milieu aqueux, identique ou différent du milieu aqueux employé dans l’étape (E1).
Ce mode de réalisation, qui passe par la préparation d’une solution surconcentrée présente l’avantage de réduire le volume à traiter sous ultrasons et donc le dimensionnement et le coût du procédé.
Par ailleurs, il permet de fabriquer un fluide d’extraction très aisément sur site à partir de la solution surconcentrée. Dans l’étape (E2), la dilution est effectué très aisément, par simple mélange, sans avoir à se préoccuper de la salinité de l’eau disponible (on peut ainsi utiliser des eaux très salines comme de l’eau de mer ou de l’eau de production) et sans la nécessité d’avoir recours à un co-solvant, à une étape de chauffage ou à ou à une technique d’agitation spécifique.
La concentration d’injection typiquement visée en EOR étant entre entre 1 et 8 g/L, la concentration de la solution (s) est avantageusement supérieure à 10 g/L, par exemple entre 50 et 150 g/L, notamment entre 100 et 150g/L.
Le procédé de solubilisation de l’invention se révèle ainsi tout particulièrement bien adapté pour la solubilisation de tensioactifs dans des milieux aqueux comprenant des sels, et notamment les saumures d’injection typiquement employées en EOR, et ce quelle que soit leur degré de salinité.
Typiquement, l’étape de mélange (E1 ) est réalisée en l’absence de tout co-solvant. Lorsqu’une étape (E2) de dilution est mise en œuvre, celle-ci n’a pas non plus à mettre en œuvre de co-solvants, ce qui conduit à des solutions de tensioactif originales. Selon un autre aspect particulier, la présente invention a pour objet ces solutions aqueuses originales (incluant les solutions surconcentrées précitées et les fluides d’extraction) du type obtenu selon le procédé de solubilisation sous ultrasons de l’invention, qui comprennent des tensioactifs adaptés à une récupération assistée du pétrole au sein d’un milieu aqueux et qui sont exclus de co-solvants.
Ces solutions aqueuses contiennent en général les tensioactifs à hauteur d’au moins 1 g/L, typiquement entre 1 et 8g/L pour les fluides d’extraction ; ou bien entre 10 et 150 g/L, plus souvent entre 50 et 150 g/L, typiquement entre 100 et 150 g/L pour ce qui est des solutions surconcentrées. Par ailleurs, en général, elles ne contiennent pas de cosolvant tels que des alcools. En particulier, ces solutions aqueuses n’ont pas pas à contenir des alcools qui aident à la dissolution des tensioactifs comme par exemple du sec-butanol, du n-butanol, ou bien encore du diethylene butyl ether. Bien entendu, la dispersion peut être effectuée en présence d’alcools selon certains modes de réalisation très particulier. Néanmoins, dans la mesure où ils ne sont pas nécessaires, on préfère éviter leur emploi, notamment pour des raisons de coûts.
Selon encore un autre aspect, la présente invention a pour objet un procédé de récupération assistée du pétrole d’une formation souterraine, dans lequel :
- on injecte dans ladite formation souterraine, par au moins un puits d’injection, un fluide comprenant un milieu aqueux et un tensioactif anionique, ledit fluide étant issu d’un mélange desdits tensioactifs et du milieu aqueux effectuée sous ultrasons (ce fluide étant typiquement un des fluides d’injection originaux décrits dans les paragraphes précédents) ; et
- on récupère, par au moins un puits de production, un fluide véhiculant le pétrole sortant de la formation souterraine.
Dans le cadre des travaux qui ont conduit à la présente invention, les inventeurs ont maintenant mis en évidence que, en dépit des difficultés qui ont été observées par le passé pour mettre en solution les tensioactifs employés pour l’EOR (et tout particulièrement les tensioactifs anioniques de type sulfate et sulfonate précités), il s’avère en fait possible de mettre en solution ces tensioactifs à des concentrations élevées sous le seul effet de l’application d’ultrasons, sans avoir à mettre en oeuvre les co-solvants généralement requis pour ce faire. Bien entendu, la mise en solution sous ultrasons est possible en présence de co-solvants, mais leur présence n’est aucunement requise pour obtenir l’effet de solubilisation selon l’invention, ce qui constitue un avantage majeur notamment en termes de coûts. Avantage qui est particulièrement surprenant, dans la mesure où la solubilisation des tensioactifs employés pour l’EOR (tout particulièrement dans des saumures d’injection) est difficile, voire impossible, avec d’autres moyen de dispersion, notamment avec des mélangeurs à haut taux de cisaillement de type rotor/stator y compris en présence de co-solvants.
La solubilisation sous ultrasons de la présente invention se révèle bien adaptée à une mise en œuvre sur une zone d’extraction pétrolière. En particulier, elle autorise l’emploi d’eau qui peut présenter une salinité importante pour la mise en solution. Ainsi, dans le procédé de l’invention, on peut notamment employer une eau disponible à proximité de la zone d’extraction (eau de mer par exemple) sans avoir à prétraiter cette eau pour en réduire la salinité. Plus généralement, le procédé de l’invention autorise la solubilisation de tensioactifs pour EOR dans la plupart des saumures d’injection typiquement employées dans les techniques d’EOR.
En outre, le procédé de l’invention ne nécessite pas la mise en œuvre de moyens de chauffage, ce qui constitue encore un avantage économique. Ainsi, typiquement, le procédé de l’invention est mis en œuvre à température ambiante, simplement en introduisant le milieu aqueux et les tensioactifs à solubiliser dans un mélangeur à ultrasons.
Le mélange sous ultrasons qui est mis en œuvre dans le cadre de la présente invention, désigné également par « sonication >> peut être effectué selon tout moyen connu en soi. Le terme de mélange «sous ultrasons» désigne, au sens de la présente description, un mélange effectué en appliquant des ondes mécaniques (dites sonores bien qu’elles soient inaudibles) de fréquence supérieure à 10 kHz, typiquement entre 15 kHz et 500 MHz, par exemple entre 20kHz et 10 MHz.. Le mélange sous ultrasons est une technique bien connue en soi qui peut être décrite par exemple dans KREMER
Daniel,1998 Usinage par ultrasonsnal, Techniques de l'ingénieur Procédés d'usinage et PÉTRIER Christian et al.,2008 Ultrasons et sonochimie, Techniques de l'ingénieur Optimisation des modes de séparation, d'activation, de synthèse et d'analyse,
Dans le cadre de la présente invention, on peut mettre en oeuvre un mélange sous ultrasons dans les conditions les plus usuelles, le mélange étant en général d’autant plus efficace que l’intensité des ultrasons et leur fréquence sont élevées. L’intensité des ultrasons selon l’invention est de préférence appliquée avec une intensité et durant un temps correspondant à une énergie délivrée supérieure à 5 Wh/L, de préférence d’au moins 10 Wh/L, par exemple entre 15 et 30 Wh/L.
Le procédé de solubilisation sous ultrasons de la présente invention se révèle tout particulièrement bien adaptés pour les tensioactifs anioniques utiles pour l’EOR. Au sens de la présente description, la notion de « tensioactif anionique » englobe les tensioactifs adaptés pour l’EOR et porteurs d’au moins un groupe anionique dans les conditions de l’extraction réalisée. L’invention s’avère notamment adaptée pour la mise en solution de tensioactifs anioniques de type sulfate et/ou sulfonate, et notamment les tensioactifs choisis parmi :
- les oléfine sulfonate (notamment les sulfonates d’oléfines internes) ;
- les alkylarylsulfonate, comme par exemple les alkylbenzene sulfonate;
- les alkyl ether sulfate ;
- les alkyl glyceryl ether sulfonate (AGES) ;et
- les mélanges de ces tensioactifs.
Le procédé de l’invention permet de mettre en solution les tensioactifs du type précité à des concentrations élevées au sein d’un milieu aqueux, typiquement supérieures à 100 g/L, voire 150 g/L dans certains cas. Typiquement, le procédé de solubilisation sous ultrasons de l’invention permet d’obtenir un milieu aqueux comprenant les tensioactifs à une concentration comprise entre 1 et 150 g/L.
Le procédé de l’invention permet de solubiliser les tensioactifs précités dans la plupart des milieux aqueux. Le procédé de l’invention s’avère tout particulièrement intéressant pour solubiliser les tensioactifs au sein d’un milieu aqueux salin, comprenant typiquement jusqu’à 150 g/L de sels.
Lorsque les tensioactifs de la présente invention sont employés conjointement à des polymères, l’étape de solubilisation des tensioactifs sous ultrasons est de préférence conduite avant l’introduction des polymères qui sont dispersés ensuite dans le milieu aqueux sans que les polymères soient soumis aux ultrasons, faute de quoi les ultrasons pourraient dégrader les polymères. Selon un mode de réalisation alternatif adapté dans certains cas particulier, la sonication peut être effectuée en présence de tout ou partie des 5 polymères, par exemple dans le cas particulier de polymères qui ne sont pas trop sensibles aux ultrasons ou bien dont une dégradation est acceptable.
L’exemple donné ci-après illustre un mode de réalisation non limitatif de l’invention et certain de ses avantages.
EXEMPLE
Dans cet exemple, on a effectué la solubilisation sous ultrasons selon l’invention d’un mélange contenant les tensioactifs suivants :
21% en masse de Alkylbenzene Sufonate « SURF EOR ASP 4201 >>
24% en masse de Alkyl glyceryl ether sulfonate « SURF EOR ASP 1580 »
150 g de ce mélange a été dissous à température ambiante (25°C) dans un litre de milieu aqueux (m) contenant :
- 15,7gdeNaCI
- 0.12gdeKCI
- 0.14 g de MgCI2.6H20
- 0.12 g de CaCI2.2H20 en soumettant le mélange à des ultrasons (sonication) à l’aide d’un appareil à Ultrasons Branson Digital Sonifier S-450 délivrant une puissance de 75 W pendant 30 secondes sous agitation. Les tensioactifs sont dissous en totalité dans l’eau à l’issue de la sonication, en conduisant à une solution limpide, sans nécessiter de chauffage ou d’ajout de cosolvant.
La solution obtenue a ensuite été diluée par simple agitation mécanique dans le milieu aqueux (m) défini ci-dessus, à une concentration de 0,5 g/L, en conduisant à une solution limpide.
A titre de comparaison, le tableau ci-dessous indique les conditions à mettre en oeuvre pour dissoudre le mélange sans employer la méthode de l’invention, ce qui illustre la nécessité d’employer un cosolvant (le diéthylene glycol butyl ether DGBE est illustré ici) en des quantités d’autant plus importantes si on ne chauffe pas ou si on ne pré-dilue pas les tensioactifs dans l’eau non salée.
| chauffage | Pré-dilution des tensioactifs (*) | Quantité de DGBE à ajouter (**) |
| 80 °C | oui | 17% |
| non | oui | 25% |
| non | non | 46% |
(*) : avec de l’eau non salée (15% du volume de la solution) (**) : en pourcentage en masse, par rapport à la masse des tensioactifs
Par ailleurs, on a comparé la diminution de turbidité que permet d’obtenir la sonication en comparaison avec l’emploi d’un mélangeur à haut cisaillement. Le tableau ci-dessous montre l’évolution de la turbidité mesurée à l’aide d’un turbidimètre AQ3010 ( Fisher Scientific),en fonction de l’énergie appliquée exprimée en Wh/L.
| Ultrasons | Mélangeur haut cisaillement | ||
| wh/L | Turbidité (NTU) | wh/L | Turbidité (NTU) |
| 0,0 | 1000 | 0,0 | 1000 |
| 4,2 | 780 | 2,5 | 759 |
| 8,6 | 232 | 6,3 | 624 |
| 13,4 | 83,9 | 12,5 | 522 |
| 18,8 | 62,7 | 18,8 | 470 |
| 24,7 | 58,8 | 25,0 | 439 |
| 31,3 | 418 | ||
| 37,5 | 400 | ||
| 43,8 | 391 | ||
| 50,0 | 382 | ||
| 56,3 | 377 | ||
| 62,5 | 370 | ||
| 68,8 | 363 |
Ce tableau illustre bien le fait qu’un le mélangeur à haut cisaillement permet tout au plus d’atteindre des valeurs de l’ordre de 400 NTU en appliquant une énergie importante, quand la sonication permet d’atteindre à des valeurs d’énergie bien plus faible 10 une turbidité inférieure à 200 NTU, ce qui correspond à la gamme de turbidité recherchée pour assurer une bonne efficacité des tensioactifs en EOR.
Claims (8)
- REVENDICATIONS1 .-Procédé de solubilisation de tensioactifs adaptés à une récupération assistée du pétrole au sein d’un milieu aqueux, qui comprend une étape de mélange (E1) desdits tensioactifs et du milieu aqueux, effectuée sous ultrasons.
- 2. Procédé de solubilisation selon la revendication 1, qui comprend les étapes suivantes :- l’étape de mélange (E1) desdits tensioactifs et du milieu aqueux, effectuée sous ultrasons, ce par quoi on prépare une solution aqueuse, dite solution (s) ; puis- une étape de dilution (E2) où ladite solution (s) issue de l’étape de mélange (E1) est mélangée avec un milieu aqueux identique ou différent du milieu aqueux employé dans l’étape (E1).
- 3. - Procédé de solubilisation selon la revendication 1 ou 2, où l’étape de mélange (E1) est réalisée en l’absence de tout co-solvant.
- 4. - Procédé selon la revendication 1 à 3, où les tensioactifs sont des tensioactifs anioniques.
- 5. - Procédé selon la revendication 4, où les tensioactifs sont choisis parmi :les oléfine sulfonate ;les alkylarylsulfonate ;les alkyl ether sulfate ;les alkyl glyceryl ether sulfonatejet les mélanges de ces tensioactifs.
- 6, - Solution aqueuse de tensioactifs adaptés à une récupération assistée du pétrole susceptible d’être obtenue selon le procédé de l’une des revendications 1 à 5,5 ladite solution ne contenant pas d’alcool.
- 7, - Procédé de récupération assistée du pétrole d’une formation souterraine mettant en œuvre l’utilisation d’une solution aqueuse obtenue selon le procédé de la revendication 1, dans lequel :- on injecte dans ladite formation souterraine, par au moins un puits d’injection, un 10 fluide comprenant un milieu aqueux et un tensioactif anionique, ledit fluide étant issu d’un mélange desdits tensioactifs et du milieu aqueux selon le procédé de l’une des revendications 1 à 4 ;et- on récupère, par au moins un puits de production, un fluide véhiculant le pétrole15 sortant de la formation souterraine.
- 8, - Procédé de récupération assistée du pétrole selon la revendication 7, où le fluide d’extraction est une solution aqueuse selon la revendication 6.
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