FR3066500B1 - Additifs pour l'elimination des fluides de fracturation employes pour l'extraction petroliere - Google Patents
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Abstract
L'invention concerne un procédé d'extraction d'une huile pétrolière contenue dans une formation géologique, comprenant une étape de fracturation de ladite formation géologique, par injection sous pression d'un fluide d'extraction aqueux particulier, qui contient au moins un tensioactif qui abaisse la tension interfaciale entre le fluide d'extraction et l'huile pétrolière à extraire en deçà de 0,1 mN/m ; puis une étape d'évacuation (« flowback ») L'invention concerne également les fluides de fracturations originaux mis en œuvre dans ce procédé, et les additifs employés dans ces fluides de fracturation.
Description
ADDITIFS POUR L’ELIMINATION DES FLUIDES DE FRACTURATION EMPLOYES POUR L’EXTRACTION PETROLIERE
La présente invention a trait au domaine des fluides de fracturation employés pour l’extraction pétrolière, et plus précisément à celui des additifs employés dans ces fluides de fracturation afin de permettre d’améliorer leur évacuation (« flowback >>) hors des formations géologiques (roches pétrolifère ou autre) dans lesquelles ils sont employés.
Dans les procédés de fracturation de formations géologiques employés pour l’extraction pétrolière, et notamment ceux employés pour la fracturation opérée sur des puits non conventionnels forés dans des formations de faible perméabilité, par exemple ceux désignés par “tight oil” en anglais (très peu perméables l’huile) ou bien les formations d’huile de schiste (« shale oil >>), des fluides de fracturations sont injectés à haute pression dans la formation afin d’y créer des fractures permettant l’extraction des hydrocarbures selon une technique bien connue en soi. Les opérations de fracturation impliquent l’emploi de grands volumes de fluides de fracturation (de l’ordre de 10,000 m3) et donc de grandes quantité d’eau. Cette eau introduite dans la formation lors de la fracturation est ensuite évacuée hors de la formation (phase dite de « flowback >>), cette évacuation de l’eau se faisant généralement via le puits de forage où elle est évacuée avec des hydrocarbures.
En plus des composants habituels des fluides de fracturation (polymères, proppant, biocides...), on emploie souvent (et quasi systématiquement) des additifs spécifiques (« auxiliaires d’évacuation >>, ou « flowback aids >> en anglais) afin d’optimiser l’expulsion de l’eau, qui servent le plus souvent, en pratique, à expulser conjointement les hydrocarbures et l’eau lors de la phase de « flowback >>. A titre d’auxiliaires d’évacuation du type précité, il a été proposé d’introduire différents type d’additifs dans les fluides de fracturations. Classiquement, il a été préconisé l’emploi d’agents mouillants, typiquement des mélanges de tensioactifs destinés à traiter la surface rocheuse du réservoir et à faciliter l’écoulement de l’eau et des hydrocarbures. A titre d’exemple, on peut par exemple citer les mélanges d’oxyde d’amine et d’alcools éthoxylés décrits dans US 2013/0180723 ou bien encore les tensioactifs décrits dans US 2015/0300139.
Plus spécifiquement, il a été proposé d’employer des fluides de fracturation sous forme de microémulsions, incluant de l’eau, des tensioactifs et en général un solvant, comme par exemple des microémulsions de type « Windsor IV >> décrites dans WO 2016/041823 ou US 2013/261033 (microémulsions particulières où l’eau, le solvant et les tensioactifs sont dans des concentrations telles qu’ils forment une unique phase continue). Là encore, les additifs employés sont employés à titre d’agents mouillants.
La présente invention vise à fournir une nouvelle méthode permettant d’améliorer l’évacuation de l’eau et des hydrocarbures (« flowback >>) suite à des opérations de fracturation. A cet effet, l’invention propose d’employer dans les fluides de fracturation une nouvelle génération d’auxiliaires d’évacuation, à savoir des additifs qui ne se sont pas des agents mouillants du type de ceux préconisés jusqu’à présent, mais des tensioactifs qui induisent une tension interfaciale drastiquement plus faible entre le fluide de fracturation et les hydrocarbures (typiquement en la réduisant d’un facteur 10 ou 100 par rapport la tension interfaciale obtenue entre le fluide d’extraction et les hydrocarbures par rapport aux agents mouillants généralement préconisés).
Dans le cadre des travaux qui ont conduit à la présente invention, les inventeurs ont maintenant mis en évidence que l’obtention d’une très faible tension interfaciale entre le fluide de fracturation et l’huile pétrolière à extraire permet d’améliorer de façon nette l’élimination du fluide lors de la phase de flowback. De façon inattendue, ils ont également découvert la diminution de la tension interfaciale entre le fluide de fracturation et l’huile pétrolière à extraire, n’affecte pas la capacité du fluide à extraire l’huile lors de la phase de flowback, alors qu’on aurait pu s’attendre aux contraire que cette diminution de la tension interfaciale induirait au contraire des comportements similaires de l’huile et du fluide, avec de probables répercussions négatives sur l’extraction.
Plus précisément, selon un premier aspect, la présente invention a pour objet un procédé d’extraction d’une huile pétrolière contenue dans une formation géologique, ledit procédé comprenant au moins une étape (E1) de fracturation de ladite formation géologique, par injection sous pression dans ladite formation d’un fluide d’extraction aqueux comprenant au moins un tensioactif qui abaisse la tension interfaciale entre le fluide de fracturation et l’huile pétrolière à extraire en deçà de 0,1 mN/m, et plus préférentiellement en deçà de 0,05 mN/m, dans les conditions de mise en contact de l’huile pétrolière et du fluide lors de l’étape (E1 ) ; puis une étape (E2) d’évacuation au moins partielle de l’huile pétrolière et de l’eau hors de la formation géologique (typiquement, un mélange eau/huile est récupéré via le puits d’injection par où le fluide de fracturation a été injecté dans l’étape (E1), l’huile pouvant ensuite être séparée à partir du mélange eau/huile par tout moyen connu en soi).
Les fluides de fracturations utiles selon l’invention comprennent des tensioactifs (et le plus souvent des mélanges de plusieurs type de tensioactifs) particuliers, propres à abaisser de façon très importante la tension interfaciale entre un fluide de fracturation et une huile pétrolière. Pour un tensioactif ou un mélange de tensioactif donné, la tension interfaciale obtenue entre le fluide de fracturation et l’huile dépend de la concentration, de la nature de l’huile, de la salinité et de la température. Le fluide de fracturation employé dans le procédé de l’invention comprend de ce fait un tensioactif ou un mélange de tensioactifs adapté à l’huile à extraire, qu’on emploie dans le fluide à une concentration permettant d’obtenir la tension interfaciale recherchée dans les conditions notamment de température et de salinité de l’étape (E1 ).
Selon un autre aspect, la présente invention a pour objet les fluides de fracturation utiles pour la mise en oeuvre du procédé comprenant les étapes (E1 ) et (E2) précitées.
Ces fluides de fracturation particuliers, développés dans le cadre de la présente invention, sont des fluides de facturation originaux , qui, entre autres, contiennent un tensioactif ou (le plus souvent) un mélange de tensioactifs particulier, à savoir un tensioactif ou un mélange de tensioactifs pour lequels il existe des conditions de concentration, température et salinité qui permettent de diminuer la tension interfaciale avec une huile pétrolière en deçà de 0,1 mN/m, et de préférence en deçà de 0,05 mN/m, ce qui n’est pas le cas des agents mouillants classiquement utilisés à titre d’auxiliaire d’évacuation. De préférence, ces conditions sont compatibles avec la majeure partie des conditions rencontrées lors d’étape de fracturation et on préfère donc en particulier employer des tensioactifs qui permettent d’obtenir la diminution visée pour la tension interfaciale au moins à une température comprise entre 70 et 120°. La capacité que présente un tensioactif ou un mélange de tensioactifs à réduire la tension interfacialepeut être reflétée par la tension interfaciale obtenue avec des huiles modèles comme le décane par exemple. Le plus souvent, un fluide de fracturation selon l’invention ne se présente pas sous la forme d’une émulsion ou d’une microémulsion. L’invention concerne, selon un aspect particulier, des fluides de fracturation spécifiques du type précités, qui n’ont jamais été décrits jusqu’à présent à la connaissance des inventeurs, à savoir les fluides de fracturation dont la tension interfaciale avec le décane est inférieure à 0,1 mN/m, par exemple inférieure ou égale à 0,07 mN/m, par exemple inférieure ou égale à 0,05 mN/m à au moins une température comprise entre 70 et 120 Ό (typiquement à 70 ou 80 °C).
Selon encore un autre aspect, la présente invention a pour objet l’utilisation, à titre d’auxiliaire d’évacuation (« flowback aid >>) dans un fluide de fracturation aqueux, d’au moins un tensioactif propre à abaisser la tension interfaciale dudit fluide avec le décane en deçà de 0,1 mN/m, de préférence à au moins une température comprise entre 70 et 120 O, par exemple à 70 et/ou à 80 °C .
Au sens de la présente description, la « tension interfaciale >> d’un fluide de fracturation avec une huile, pétrolière ou modèle, exprimée en mN/m, désigne la tension interfaciale telle que mesurée à une température donnée selon la méthode dite de la goutte tournante bien connue en soi. Pour plus de détails, on pourra notamment se reporter à ce sujet à l’article « Measurement of interfacial tension from the shape of a rotating drop ». Princen H. M., Zia I. Y. Z., Mason S. G. J. Colloid Interface Sci. 23: 99-107 (1967).
La présente invention propose ainsi une nouvelle génération d’additifs pour fluide de fracturation, permettant d’améliorer le processus d’évacuation de l’eau et de l’huile pétrolière (« flowback >>) à la suite de la fracturation, en réduisant drastiquement la tension interfaciale entre le fluide de fracturation et l’huile pétrolière à extraire.
De préférence, les additifs employé dans le cadre de la présente inventions sont des tensioactifs ou mélanges de tensioactifs qui induisent une tension interfaciale entre le fluide de fracturation et l’huile pétrolière dans les conditions précitées inférieure à 0,07 mN/m voire à 0,05 mN/m, préférentiellement inférieure à 0,01 mN/m, et préférentiellement encore inférieure à 0,005 mN/m. On vise de préférence l’obtention de ces gammes dans le procédé de l’invention dans les conditions de mise en oeuvre de l’étape (E1) et, de façon plus générale. Plus généralement, les fluides de fracturation selon l’invention comprennent de préférence des tensioactifs pour lesquels il existe des conditions de concentration, température et salinité qui permettent de diminuer la tension interfaciale avec une huile pétrolière et/ou avec le décane dans les gammes définies dans le présent paragraphe.
La tension interfaciale extrêmement faible entre le fluide de fracturation employée dans l’étape de fracturation (E1) du procédé de l’invention est propre à induire une amélioration significative du co-écoulement d’eau et d’huile dans le réservoir dans l’étape (E2), et en conséquence (i) une amélioration significative de l’évacuation (« flowback >>) du fluide de fracturation, et (ii) une production d’huile plus rapide et plus durable pendant et après la phase d’évacuation.
La présente invention n’est pas limitée à la mise en oeuvre de tensioactifs particuliers pour assurer l’effet recherché d’auxiliaire d’évacuation, tant qu’ils permettent d’atteindre la diminution souhaitée de la tension interfaciale entre le fluide de fracturation et l’huile pétrolière à extraire. A titre d’exemple, pour abaisser la tension interfaciale entre le fluide de fracturation et l’huile, on peut avantageusement employer selon l’invention un ou plusieurs tensioactifs anioniques choisis parmi : - les tensioactifs anioniques de type sulfonate, et notamment : les sulfonates d’oléfines internes, du type décrits notamment dans WO 2016/177817 comme par exemple des sulfonates d’oléfine en C19-C23 ou en C19-C24 les alkylarylsulfonate, et notamment les alkyl benzène sulfonate, où le groupe alkyle comporte de préférence au moins 15 atomes de carbone, par exemple entre 15 et 24 atomes de carbone, comme par exemple un alkyl aryl sulfonate avec un alkyl en C15-18 les tensioactifs anioniques de type alkyl sulfates où le groupe alkyle comporte de préférence au moins 10 atomes de carbone, par exemple entre 10 et 16 atomes de carbone, ces alkyl sulfates étant de préférence alcoxylés, par exemple des alkyl sulfates propoxylés et/ou éthoxylés contenant jusqu’à 10 groupements ethoxy et/ou jusqu’à 10 groupements propoxy, par exemple des propoxy-ethoxy-sulfates comprenant de 1 à 10 groupements ethoxy et 1 à 10 groupements propoxy, comme par exemple un alkyl sulfate avec un groupe alkyl en C12-13 comprenant 7 groupements propoxylés - les tensioactifs anioniques de type alkyl glyceryl ethoxy sulfonates (AGES), préférentiellement des alkyl propoxy-ethoxy-sulfonates, préférentiellement des alkyl propoxy ethoxy sulfonates contenant entre 0 et 10 groupements ethoxy et entre 0 et 10 groupements propoxy. - les sulfosuccinates - les mélanges de ces tensioactifs anioniques.
Selon un mode de réalisation intéressant, on utilise selon l’invention un mélange d’un tensioactif de type sulfonate du type précité (par exemple un alkyl benzène sulfonate) avec un tensioactif anionique de type alkyl sulfates alcoxylé, par exemple un mélange comprenant de 40 à 60% de sulfonate et de 60 à 40% d’alkyl sulfate alcoxylé. Par exemple, un mélange comprenant de 40 à 60 % en masse d’au moins un C15-18 alkyl benzene sulfonate (allkyl benzene sulfoante où le groupe alyle comporte de 15 à 18 atomes de carbones) et de 60 à 40% en masse d’un C12-13 7PO alkyl sulfate (alkyl sulfate avec un groupe alkyl en C12-13 comprenant 7 groupements propoxylés) s’avère particulièrement intéressant.
Selon un autre mode de réalisation on utilise selon l’invention un mélange de tensioactifs comprenant de 40 à 60 % en masse d'alkyl benzene sulfonate et de 60 à 40% en masse d'alkyl alcoxy sulfate
Selon encore un autre mode de réalisation possible, on utilise un mélange de tensioactifs comprenant de 40 à 60 % en masse d’un sulfonate d’oléfine interne et de 60 à 40% en masse d'alkyl alcoxy sulfate
Alernativement, on peut employer un mélange de tensioactifs comprenant de 40 à 60 % en masse d'alkyl benzene sulfonate et de 60 à 40% en masse d'alkyl glyceryl alcoxy sulfonate
Selon encore un autre mode de réalisation possible, on utilise un mélange de 40 à 60 % en masse d’un sulfonate d’oléfine interne et de 60 à 40% en masse alkyl glyceryl alcoxy sulfonate
Les tensioactifs anioniques précités peuvent optionnellement être employés avec : - des tensioactifs de type amphotères, préférentiellement de type betaine ou sultaine, préférentiellement encore de type betaine ou sultaine avec des chaînes alkyl comprenant plus de 12 atomes de carbone ; et/ou - des tensioactifs non ioniques, préférentiellement de type alcools éthoxylés, par exemple de type alcools éthoxylés avec des longueurs de chaînes alkyl comprenant plus de 12 atomes de carbone.
La concentration en tensioactif (ou en mélange de tensioactifs) dans le fluide de fracturation utilisé selon l’invention peut varier en une certaine mesure en fonction des tensioactifs employés. Typiquement, toutefois, cette concentration reste entre 0,5 et 8 g/L, par exemple entre 1 et 4 g/L.
EXEMPLES
Les exemples qui sont donnés ci-après et illustrent des modes de réalisation possible de l’invention et certains de leurs avantages, mettent en oeuvre les produits suivants : Mélanges de tensioactifs selon l’invention : - Mélange 1 : composé à 50% en masse d’alkyl benzène sufonate avec des chaîne alkyles en C15-16 ; et 50% en masse d’alkyl alcoxysulfate de longueur avec des chaîne alkyles en C12-13 comprenant 4 groupes propoxylate. - Mélange 2 composé à 50% en masse d’un sulfate d’olefine interne (IOS) de longueur de chaîne carbonée comprise entre 19 et 23 ; et à 50% en masse d’un alkyl ether sulfate AES avec une longueur de chaîne alkyl entre C12 et C13 et 7 groupes ethoxylés.
Saumure Modèle : on désigne par ce terme dans les exemples ci-après un milieu aqueux de salinité égale à 1.12g/L TDS KCI, comprenant dans de l’eau : 1 g/L de NaCI ; 0.1 g/L de CaCI2 ; et 0.02g/L de MgCI2. Produits de Fracturations : on désigne par ce terme dans les exemples ci-après un mélange de Plexslick® 957 commercialisé par Solvay (500 ppm) ; de Plexslick® 957 commercialisé par Solvay (250 ppm) et de chlorure de choline (2 g/L), les valeurs entre parenthèse correspondant aux teneurs auxquelles ces composés sont employés dans le fluide de fracturation testé.
Exemple 1 :
Tension interfaciale obtenue avec un mélange de tensioactifs selon l’invention
Dans cet exemple, on a testé le Mélange 1 défini ci-dessus (50% en masse d’alkyl benzène sufonate avec des chaîne alkyles en C15-16; et 50% en masse d’alkyl alcoxysulfate de longueur avec des chaîne alkyles en C12-13 comprenant 4 groupes propoxylate). 2 g de ce mélange ont été introduits dans un fluide de fracturation comprenant, dans 1 L d’eau : 17 g/L de chlorure de potassium ; et
Les Produits de Fracturation (à savoir 2 g/L de chlorure de choline, 500 ppm de Plexslick® 957 et 250 ppm de Plexcide® 15G).
La tension interfaciale entre le fluide de fracturation ainsi additivé et le décane, mesurée à 70°C par la méthode de la goutte tournante, est de 0,004 mN/m. A titre de comparaison, la valeur de la tension interfaciale obtenue selon le même protocole pour le «flowback aid >> Stimoil ENX décrit typiquement dans US 9,068,108 comme additif de fluide de fracturation de type « micro-emulsion >> est bien supérieure, à savoir égale à 0.96 mN/m.
Exemple 2 : Tests d’imbibition
Exemple 2.1 : vitesse d’imbibition
Dans cet exemple, on a comparé les vitesses d’imbibition d’une goutte de formulation aqueuse sur une roche de carbonate (Lavoux) de mouillabilité préférentielle à l’huile, dans du décane à une température de 70°C, pour les différentes formulations aqueuses suivantes :
Formulation 1 : Mélange 2 (mélange de tensioactifs selon l’invention) à 8 g/L dans une saumure de salinité égale à 95.2 g/L
Formulation 2 : : Mélange 2 (mélange de tensioactifs selon l’invention) à 8 g/L dans une saumure de salinité égale à 63.6 g/L
Formulation 3 : (témoin) la Saumure Modèle de salinité totale égale à 1.12g/L.
Pour chaque formulation, la vitesse d’imbibition a été déterminée comme suit :
La roche de carbonate Lavoux (k~100mD) a été vieillie en contact avec un brut ASAB. Après lavage au cyclohexane et décane, sa mouillabilité est préférentielle à l’huile (angle de contact de 160° d’une goutte de Saumure Modèle sur ce substrat dans le décane à 70 °C).
Une goutte de la formulation à tester a été ensuite déposée sur la roche ainsi obtenue, immergée dans le décane à 70 °C. L’évolution du volume de la goutte a ensuite été mesurée au cours du temps. Plus précisément, on a déterminé au cours du temps le rapport à un temps t du volume de la goutte V(t) rapporté au volume initial de la goutte V(t=o). Le rapport mesuré V(t)/V(t=O), dit « volume normalisé», mesuré au temps t, diminue au cours du temps et reflète le taux d’imbibition de la goutte (le rapport est de 1 au départ, lorsque la goutte ne s’est pas du tout imbibée dans le substrat et il diminue par la suite, la valeur de 0 correspondant à un état où la goutte serait totalement imbibée dans le substrat).
Pour la Formulation 1, on obtient un volume normalisé de 0,1 au bout de 50 minutes, et ce volume normalisé est atteint pour la Formulation 2 au bout de 85 minutes, alors qu’avec la Formulation 3 témoin, qui ne contient pas de tensioactifs selon l’invention, le volume normalisé reste supérieur à 0,7 même au bout de 120 minutes.
La vitesse d’imbibition, exprimée en s1, est donnée par la pente de la courbe de l’évolution du volume normalisé en fonction du temps. Elle est respectivement de 33.105 s-1 et 18.105 s-1 pour les Formaultions 1 et 2, contre 3.0.10-5 pour la Formulation 3 témoin.
Ces résultats montrent clairement que l’imbibition est accélérée par les mélanges de tensioactifs selon l’invention. A noter que la Formulation 1 correspond à une saumure employée dans la gamme de salinité proche de l’optimum de fonctionnement du mélange de tensioactif employé (la salinité correspond à 0,9 fois la S* du Mélange 2) alors que la Formulation 2 correspond à un cas plus défavorable en terme de salinité (0,6 fois la S* du Mélange 2). On voit qu’un effet intéressant reste observé même lorsqu’on s’éloigne de l’optimum.
Exemple 2.2 : Récupération d’huile par imbibition (roche de très faible perméabilité)
Dans cet exemple, on a utilisé deux fluides de fracturation, désignés ici par F1 et F2, comprenant chacun le Mélange 1 de tensioactifs selon l’invention à une concentration de 2g/L dans une saumure comprenant les Produits de Fracturation. Les deux fluides de fracturation F1 et F2 varient uniquement par leur salinité : F1 présente une salinité égale à la S* du Mélange 1 (16 g/L TDS KCI) alors que F2 présente une salinité de 1,4 fois cette S* (23 g/L TDS KCI).
Ces fluides de fracturations F1 et F2, qui comprennent des additifs selon l’invention, ont été testés pour extraire une huile par imbibition. Pour ce faire, des échantillons de roche Tavel de mouillabilité préférentielle à l’huile et de très faible perméabilité (2 à 7pD) ont été plongées dans un volume de 10mL de fluide de fracturation (F1 ou F2 respectivement), à 70°C, pendant sept jours. La roche contient un pourcentage d’eau (Swi) de 49% pour les deux tests effectués et un pourcentage de brut ASAB (degré API° de 40), complémentaire, de 51%.
La quantification de l’huile passant de la roche à la formulation a été effectuée par une analyse des signaux RMN des échantillons de roche à l’état initial, puis après 3 jours et 7 jours d’imbibition dans les conditions précitées.
Pour le fluide F1, on a récupéré dans le fluide 34% de l’huile au bout de 3 jours et 47% de l’huile était passé dans la formulation au bout de 7 jours.
Pour le fluide F2, on a récupéré de façon assez similaire 31% de l’huile au bout de 3 jours et 45% au bout de 7 jours.
Ces valeurs d’huile produites montrent une certaine robustesse de l’efficacité des composés de l’invention vis-à-vis d’une variation de salinité. A titre indicatif, la tension interfaciale entre F1 et l’huile est de 0,004 mN/m
Exemple 3 : amélioration du flowback
Dans cet exemple, on a employé un fluide de fracturation comprenant le Mélange 1 à une concentration de 2 g/L dans une saumure de salinité 17 g/L en KCI (correspondant à la salinité optimale (S*) du Mélange 1) et contenant en outre les Produits de Fracturation.
On a employé ce fluide de fracturation à 20°C à débit d’injection contrôlé, dans un montage de « coreflood » (pression de confinement de 1500psi) du type décrit dans « An Integrated Workflow for Chemical EOR Pilot Design » de Mikel Morvan, Brigitte Bazin, Frédéric Douarche, et Rene Tabary ;Society of Petroleum Engineers, 2010.
On a employé une roche de type carbonate Kentucky (7.6 cm long x 3.8 cm diamètre, perméabilité entre 0.12 to 0.25 mD) qu’on saturée en formulation à débit constant. Puis, on a injecté de l’isopar M dans la roche ainsi saturée en formulation, à un débit constant de 0,5 mL/min, et on a mesuré la différence de pression entre l’entrée et la sortie de la roche lorsque la première goutte d’huile sort de la roche et la quantité d’eau poussée par l’isopar hors de la roche au bout de 6 heures.
La tension interfaciale entre le fluide de fracturation employé et l’isopar M, telle que mesurée à 20 °C selon la méthode de la goutte tournante est de 0,07m N/m. A titre de comparaison, on a effectué une expérience témoin en remplaçant le fluide de fracturation par une solution de KCI à 5% dans l’eau.
Avec le témoin, la pression est de 300 psi lorsque l’huile commence à sortir de la roche, alors qu’elle est de 100 psi seulement avec le fluide de fracturation selon l’invention.
Par ailleurs, avec le témoin, 45% de l’eau se retrouve évacué hors de la roche au bout de 6 heures, alors que le fluide de fracturation selon l’invention permet d’en récupérer 60% dans le même temps.
Ces deux observations illustrent bien l’effet obtenu avec les additifs selon l’invention d’un écoulement facilité de l’huile et par une élimination plus efficace de l’eau lors du flowback.
Claims (5)
- REVENDICATIONS1. -Procédé d’extraction d’une huile pétrolière contenue dans une formation géologique, ledit procédé comprenant - au moins une étape (E1) de fracturation de ladite formation géologique, par injection sous pression dans ladite formation d’un fluide d’extraction aqueux contenant au moins un tensioactif qui abaisse la tension interfaciale entre le fluide de fracturation et l’huile pétrolière à extraire en deçà de 0,1 mN/m dans les conditions de mise en contact de l’huile pétrolière et du fluide lors de l’étape (E1 ) ; puis - une étape (E2) d’évacuation au moins partielle de l’huile pétrolière et de l’eau hors de la formation géologique.
- 2. Procédé selon la revendication 1, où la tension interfaciale entre le fluide d’extraction et l’huile pétrolière à extraire est en deçà de 0,05 mN/m. 3. - Procédé selon la revendication 1 ou 2, où ledit au moins un tensioactif est un tensioactif anionique choisi parmi : - les tensioactifs anioniques de type sulfonate - les tensioactifs anioniques de type alkyl sulfates, de préférence alcoxylés - les tensioactifs de type alkyl glyceryl ethoxy sulfonates (AGES) - les sulfosuccinates - les mélanges de ces tensioactifs
- 4. - Procédé selon la revendication 3, où ledit au moins un tensioactif est un mélange d’un tensioactif de type sulfonate du type précité (par exemple un alkyl benzène sulfonate) avec un tensioactif anionique de type alkyl sulfates alcoxylé 5. - Procédé selon la revendication 3, où ledit au moins un tensioactif est un mélange comprenant : de 40 à 60 % en masse d'alkyl benzene sulfonate et de 60 à 40% en masse d'alkyl alcoxy sulfate ; ou de 40 à 60 % en masse d’un sulfonate d’oléfine interne et de 60 à 40% en masse d'alkyl alcoxy sulfate ; ou de 40 à 60 % en masse d'alkyl benzene sulfonate et de 60 à 40% en masse d'alkyl glyceryl alcoxy sulfonate ; ou de 40 à 60 % en masse d’un sulfonate d’oléfine interne et de 60 à 40% en masse alkyl glyceryl alcoxy sulfonate.
- 6. - Procédé selon la revendication 3, 4 ou 5, où ledit au moins un tensioactif comprend un tensioactif anionique selon la revendication 3 et en outre : des tensioactifs de type amphotères, préférentiellement de type betaine ou sultaine ; et/ou des tensioactifs non ioniques, préférentiellement de type alcools éthoxylés
- 7. - Fluide de fracturation adapté à la mise en oeuvre du procédé de l’une des revendications 1 à 5, qui contient un tensioactif ou un mélange de tensioactifs pour lesquels il existe des conditions de concentration, température et salinité qui permettent de diminuer la tension interfaciale entre le fluide et une huile pétrolière en deçà de 0,1 mN/m 8. - Fluide de fracturation selon la revendication 7, dont la tension interfaciale avec le décane est inférieure à 0,1 mN/m à au moins une température comprise entre 70 et 120 °C (typiquement à 70 ou 80 °C). 9. Utilisation, à titre d’auxiliaire d’évacuation dans un fluide de fracturation aqueux, d’au moins un tensioactif propre à abaisser la tension interfaciale dudit fluide avec le décane et/ou l’hexadécane en deçà de 0,1 mN/m, de préférence à au moins une température comprise entre 70 et 120O, par exemple à 70 et/ou à 80°C.
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