WO2012004474A1 - Procédé optimisé de récupération assistée chimique - Google Patents

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WO2012004474A1
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degradation agent
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ppm
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PCT/FR2011/000397
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Jean-François Argillier
Isabelle Henaut
Adeline Dupas
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IFP Energies Nouvelles
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    • E21B43/25—Methods for stimulating production

Definitions

  • the present invention relates to an optimized method of assisted recovery using a scanning fluid comprising at least one polymer. Since the global energy crisis, it has become essential to recover the maximum of hydrocarbons contained in underground formations. The most commonly used method is to inject via an injector well an aqueous fluid (usually water or brine). This fluid sweeps the underground formation to force the hydrocarbons out of the pores of the rock where it is absorbed. Production wells make it possible to recover a production effluent comprising a mixture of water, salts and hydrocarbons. This method is known as the enhanced oil recovery method (EOR) in English terminology.
  • EOR enhanced oil recovery method
  • tertiary assisted recovery When the injected fluid, also called scanning fluid, is added compounds, it is called tertiary assisted recovery. These chemical compounds are polymers, surfactants, alkaline compounds, or mixtures of these compounds. Compared to a simple injection of water or brine, the advantage of the presence of a polymer is to increase the viscosity of the sweeping fluid and consequently to improve the mobility ratio between the injected fluid and the hydrocarbons. in place in the underground formation. The recovery efficiency in hydrocarbons is increased thanks to a better efficiency of the sweeping formation.
  • the polymers used in this method are generally high molecular weight polymers used for their viscosifying properties. The use of polymers in tertiary assisted recovery, however, poses practical problems.
  • an aqueous / hydrocarbon fluid mixture is recovered in the form of an emulsion whose water / hydrocarbon ratio changes as a function of the production time.
  • polymer mixed with the aqueous phase of the sweeping fluid is recovered during pumping in the production tubes.
  • the polymer concentration in the production effluent is variable but nevertheless sufficient to disturb the pumping. Indeed, the polymer has the property of increasing the viscosity of the sweeping fluid, it also increases the viscosity and the viscoelastic properties of the production effluent. The more the production effluent is viscous, the more the pressure drop and the energy consumption of pumping increases during the production of the deposit.
  • the increase in the viscosity of the production fluid can also lead to clogging of the production tubes requiring the temporary stop of the exploitation of the underground formation.
  • the presence of polymer in the production fluid makes it more difficult to separate the different fluids (oil / gas / water) and the secondary water treatments.
  • the production effluent arrives at the surface, it is treated in a surface unit. This unit separates the different fluids, gas, oil and water. After the surface treatment, the hydrocarbons are ready to be refined. Water is treated and cleaned up to minimize the release of toxic products into the environment.
  • the object of the present invention is to provide an assisted recovery process which optimizes the pumping, transport and surface treatment steps of the production effluent.
  • the invention relates to an optimized method for assisted recovery of hydrocarbons contained in a geological reservoir in which:
  • a purge fluid comprising at least one polymer is injected into said reservoir so as to displace said hydrocarbons towards at least one producing well; a production effluent comprising the hydrocarbons is collected by the producing well,
  • At least one degradation agent of said polymer is injected into said effluent.
  • the injection of the degradation agent can be carried out at the bottom of the producing well and / or at the top of the producing well and / or before the primary hydrocarbon / water separation step.
  • the degradation agent can be injected in aqueous solution.
  • the degradation agent may be an oxidizing compound.
  • said degradation agent may be chosen from the group consisting of: Fe 2+ ferrous ions, hydrogen peroxide, sodium hypochlorite, ammonium persulfate, sodium persulfate, potassium persulfate and their mixtures.
  • the concentration of degradation agent in the aqueous solution can be between 0.1 and 5000 ppm, preferably between 1 and 2000 ppm.
  • said polymer may be chosen from the group consisting of: natural polymers, synthetic polymers; the molar mass of said polymer is between 0.5.10 e and 30.10 e g / mol.
  • said polymer may be chosen from the group consisting of: acrylamide-based polymers or copolymers, partially hydrolysed polyacrylamides, acrylamide copolymers with sulfonated monomers, copolymers of acrylamide and polyvinylpyrrolidone, copolymers of acrylamide, acrylamide and acrylic, guar gums, cellulose and cellulose derivatives, starch, xanthan gums, galactomannans, and mixtures thereof.
  • an anti-corrosion agent mixed with said degradation agent can be injected into said effluent.
  • hydrocarbon (s) means oil products such as crude oil or oil, oil or extra-heavy oil, asphaltenic sands, shales. bitumen and gases present in an underground formation.
  • production effluent or “production fluid” means the fluid recovered in a production well after the sweeping of a subterranean formation.
  • This fluid comprises, in varying amounts, hydrocarbons extracted from the pores of the underground formation and components of the flushing fluid, such as polymers, surfactants, alkaline compounds, water or brine.
  • FIG. 1 shows an underground geological reservoir 1 capped with a cover rock 2.
  • a well 3 is drilled in this reservoir and serves as an injection well 3.
  • a well 4 also drilled in the reservoir, at a determined distance from the injector well 3, serves as a producing well 4.
  • the two wells are classically cuvelés by a tube (5, 6) cemented in the formation.
  • a column of injection tubes 7 allows the injection into the reservoir rock of the sweeping fluid.
  • a column of production tubes 8 allows the extraction of the effluent from production to the surface.
  • the production column 8 may comprise pumping means referenced 9. This may be an electric bottom pump, or any other conventional pumping system.
  • An injection pipe 10 is put in place in the annulus of the production well so as to be able to inject into the collection zone 11 downhole a polymer degradation agent, or polymers, used to increase the viscosity of the sweeping fluid.
  • a surface injection pipe 12 is connected to the surface pipe 13 ("flowline") in continuity with the production column 8. It is also possible to inject a degradation agent via this pipe, in place of a background injection, or in addition.
  • the "flowline” 13 conducts the production effluent to a treatment plant 14 which may include means for dilution, separation and / or filtration.
  • the injection of the degradation agent is controlled from the surface and is based on the breakthrough of the flushing fluid in the producing well. In fact, it is only when viscosifying polymer contents are detected in the production effluent, that the injection of the degradation agent is started, or when the negative effects of the presence of polymer in the effluent are detected. production effluent are proven.
  • the agent is chosen for its oxidizing power which makes it possible to break the polymer into fragments of small molecular masses, allowing a significant decrease in the viscosity.
  • This fragmentation is carried out by chain reactions of radical or ionic type whose course leads to the progressive depolymerization of the polymer macromolecule.
  • Such reactions can be obtained by any suitable oxidative degradation agent with respect to the polymer to be degraded.
  • the decrease in the weight of the polymer causes a decrease in the viscosity of the aqueous phase of the production effluent containing the extracted hydrocarbons. This fluid is then more easily and quickly pumped into the production tubes.
  • the present invention is preferably directed to production fluids obtained by an enhanced oil recovery process in which the flushing fluid comprises at least one polymer or mixture of polymers. Injection of the solution comprising the degradation agent or the mixture of degradation agents can be carried out in situ at the bottom of the production well and / or at the head of production wells and / or in the production lines.
  • the primary hydrocarbon / water separation step can be carried out on the surface or in the seabed with an underwater separation system (sub-sea separator).
  • an underwater separation system sub-sea separator
  • the injection of the degradation agent takes place before the primary separation step.
  • the step of injecting the degradation agent takes place before the underwater separation system.
  • the injection of the degradation agent or the mixture of degradation agents can be carried out in the production fluid flowing in the installation used for enhanced oil recovery.
  • the water-soluble polymer (s) present in the production fluid may be of synthetic origin or of natural origin.
  • polymers of synthetic origin mention may be made of acrylamide-based polymers or copolymers, such as the partially hydrolysed polyacrylamides called HPAM, which are copolymers of acrylamide and of salt acrylate (sodium type), copolymers of acrylamide with sulfonated monomers such as AMPS (2-acrylamido-2-methylpropane sulfonate) or copolymers of acrylamide with monomers of the PVP (polyvinyl pyrrolidone) type, copolymers of acrylamide and acrylic.
  • HPAM partially hydrolysed polyacrylamides
  • HPAM partially hydrolysed polyacrylamides
  • AMPS 2-acrylamido-2-methylpropane sulfonate
  • PVP polyvinyl pyrrolidone
  • the polymers of natural origin may be chosen from the group consisting of guar gums, cellulose and cellulose derivatives such as carboxymethylcellulose, hydroxyethylcellulose, and carboxyethylcellulose, starch, xanthan gums, galactomannans or their mixtures. .
  • the polymers may be functionalized with sulphonate, carboxylate, amine, imine, ammonium, carboxamide, imide, hydroxyl or acetyl groups.
  • the polymer is a water-soluble polymer based on acrylamide.
  • the molecular weight of the polymer used is generally greater than 500,000 and preferably greater than 10,000,000 g / mol.
  • the molecular weight of the polymer is between 500,000 and 30,000,000 g / mol.
  • the polymer concentration in the aqueous solution is chosen to have a good mobility ratio as a function of the oil and the reservoir conditions. It is usually between 200 and 5000 ppm (parts per million) by weight and preferably between 500 and 3000 ppm by weight of the aqueous phase.
  • degradation agent in the sense of the present invention is meant any chemical compound that reduces the molecular weight of the polymer.
  • the degradation agent is an oxidizing compound which has the property of breaking down the polymer chains.
  • the degradation agent or the mixture of degradation agents may be chosen from the group consisting of Fe 2+ ferrous ions, hydrogen peroxide, sodium hypochlorite, ammonium persulfate and sodium persulfate. , potassium persulfate.
  • concentration of degradation agent in the aqueous solution can be optimized depending on the quality of the fluids obtained after the sweeping. It depends on the polymer concentration, the molecular weight of the polymer (s) used, the salinity conditions of the flushing fluid and / or the production well. This concentration is optimized to obtain facilitated hydrocarbon separation conditions.
  • the concentration of degradation agent is between 0.1 and 5000 ppm by weight of the aqueous phase.
  • An anti-corrosion agent may be injected in admixture with the polymer degradation agent.
  • Anti-corrosion agents are well known to those skilled in the art who know how to adapt their concentration according to the production conditions.
  • the present invention is directed to all methods of enhanced oil recovery which comprise a polymer injection step, such as the processes combining, in addition to polymer injection, surfactant injection, and / or alkaline compounds (so-called processes).
  • a polymer injection step such as the processes combining, in addition to polymer injection, surfactant injection, and / or alkaline compounds (so-called processes).
  • SP Polymer Surfactant
  • AP Alkaline Polymer
  • ASP Alkaline, Surfactant, Polymer
  • Example 1 Degradation of HPAM in an aqueous solution.
  • Viscosity measurements are made for a synthetic seawater solution comprising 1000 ppm HPAM and 10 ppm FeCl 2 . The results are shown in the table below:
  • Viscosity measurements are made for a synthetic seawater solution comprising 1000 ppm HPAM and 140 ppm NaClO. The results are shown in the table below:
  • Viscosity measurements are made for a synthetic seawater solution comprising 1000 ppm HPAM and 1600 ppm H 2 0 2 . The results are shown in the table below:
  • Example 2 Degradation of HPAM in a water / oil mixture.
  • Viscosity Shear rate (s ' 1 )
  • Viscosity measurements are made for a production water solution containing 200 ppm of crude and in which 1000 ppm of HPAM and 1600 ppm of H 2 0 2 are dissolved. The results are shown in the table below.
  • ⁇ 2 0 2 is effective in degrading the polymer and decreasing the viscosity of the fluid (74% of the initial viscosity is found at 1s -1 after 3h30).
  • Viscosity measurements are made for a tap water solution in which dissolved dissolved in 1000 ppm xanthan and 10 ppm FeCl 2 . The results are shown in the table below.
  • Viscosity measurements are made for a tap water solution in which dissolved dissolved in 1000 ppm xanthan and 100 ppm NaClO. The results are shown in the table below. Viscosity Shear rate (s "1 )
  • Viscosity measurements are made for a tap water solution in which dissolved dissolved in 1000 ppm xanthan and 1600 ppm H 2 0 2 . The results are shown in the table below.
  • This example shows that the degradation of natural polymers such as xanthan can also be obtained using oxidants.
  • the set of examples 1, 2 and 3 confirms that the addition of a degradation agent at a concentration of, for example, between 1 and 5000 ppm makes it possible to rapidly degrade a polymer used in enhanced oil recovery processes.
  • O / W 1/99 and 20/80 volume ratio emulsions are prepared with 0 or 1000 ppm of polymer. Their viscosities at 20 ° C are measured with an imposed stress rheometer (Talnstruments AR2000) in geometry of concentric double cylinders. The values obtained are shown in Table 1. They show that the presence of the polymer substantially increases the viscosity of the emulsions.
  • Table 1 Viscosities of production fluids representative of polymer flooding. Three degradation agents (Fe 2+, NaClO, H 2 O 2) within the meaning of the present invention have been introduced into the emulsions containing polyacrylamide. The samples are stirred slightly under magnetic bar. The resulting viscosity is measured after a dozen hours (see Table 2). Samples are also put in test tube in order to follow the separation of the aqueous phase and the crude. Snapshots compare the separation obtained in the different samples after 6 hours.
  • Table 2 Viscosity of production fluids after treatment with degradation agent.
  • the tubes a), b), c) and d) respectively correspond to the following compositions after 6 hours of rest:
  • the tubes a), b), c) and d) respectively correspond to the following compositions after 24 hours of rest: a) heavy crude emulsion in water in the proportion 20/80 + HPAMIOOOppm
  • the dispersion of crude in water is at 60 ° C under UltraTurrax at 13000rpm for 5 minutes.
  • O / W 1/99 and 20/80 volume ratio emulsions are prepared with 0 or 1000 ppm of polymer. Their viscosities at 20 ° C are measured with an imposed stress rheometer (Talnstruments AR2000) in geometry of concentric double cylinders. The values obtained are shown in Table 3. They show that the presence of the polymer substantially increases the viscosity of the emulsions.
  • Viscosity Shear rate (s "1 )
  • HPAM Table 3 Viscosities of production fluids representative of the SP process.
  • Table 4 Viscosity of the production fluids after treatment with degradation agent.
  • surfactant polymer assisted by polymer scanning in the SP ("surfactant polymer") process, with respect to production fluids containing no degradation agent, after 24 hours of rest.
  • the tubes a), b), c) and d) respectively correspond to the following compositions after 24 hours of rest: a) heavy crude emulsion in water in the ratio 1/99 + HPAM1000ppm b) heavy crude emulsion in water in the proportion 1/99 + HPAMIOOOppm + H202 c) heavy crude emulsion in water in the ratio 1/99 + HPAMI OOOppm + NaClO d) Heavy crude emulsion in water in the proportion 1/99 + HPAMIOOOppm + Fe2 +
  • the tubes a), b), c) and d) respectively correspond to the following compositions after 24 hours of rest: a) heavy crude emulsion in water in the proportion 20/80 + HPAMIOOOppm

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Abstract

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

Description

Procédé optimisé de récupération assistée chimique
La présente invention concerne un procédé optimisé de récupération assistée à l'aide d'un fluide de balayage comportant au moins un polymère. Depuis la crise mondiale de l'énergie, il est devenu essentiel de pouvoir récupérer le maximum d'hydrocarbures contenu dans des formations souterraines. La méthode la plus couramment utilisée consiste à injecter via un puits injecteur un fluide aqueux (en général de l'eau ou de la saumure). Ce fluide balaye la formation souterraine pour forcer les hydrocarbures à sortir des pores de la roche où il se trouve absorbé. Des puits producteurs permettent de récupérer un effluent de production comprenant un mélange d'eau, de sels et d'hydrocarbures. Cette méthode est connue sous le nom de méthode de récupération assistée de pétrole ou "Enhanced Oil Recovery (EOR) en terminologie anglo-saxonne.
Il existe plusieurs méthodes de récupération assistée de pétrole. Lorsque le fluide injecté, aussi appelé fluide de balayage, est additionné de composés, on parle de récupération assistée tertiaire. Ces composés chimiques sont des polymères, tensioactifs, des composés alcalins, ou des mélanges de ces composés. Par rapport à une simple injection d'eau ou de saumure, l'intérêt de la présence d'un polymère est d'augmenter la viscosité du fluide de balayage et par conséquent d'améliorer le rapport de mobilité entre le fluide injecté et les hydrocarbures en place dans la formation souterraine. Le rendement de récupération en hydrocarbures est augmenté grâce à une meilleure efficacité du balayage de la formation. Les polymères utilisés dans cette méthode sont généralement des polymères de fortes masses moléculaires utilisées pour leurs propriétés viscosifiantes. L'utilisation de polymères dans la récupération assistée tertiaire pose néanmoins des problèmes pratiques. Au niveau des puits producteurs, on récupère un mélange fluide aqueux/hydrocarbures sous forme d'une émulsion dont le rapport eau/hydrocarbure évolue en fonction de la durée de production. Au bout d'un certain temps d'exploitation (appelé breakthrough du polymère), du polymère mélangé à la phase aqueuse du fluide de balayage est récupéré lors du pompage dans les tubes de production. La concentration en polymère dans l'effluent de production est variable mais néanmoins suffisante pour en perturber le pompage. En effet, le polymère a la propriété d'augmenter la viscosité du fluide de balayage, il augmente donc également la viscosité et les propriétés viscoélastiques de l'effluent de production. Plus l'effluent de production est visqueux, plus les pertes de charge et la consommation énergétique de pompage augmente au cours de la production du gisement. L'augmentation de la viscosité du fluide de production peut aussi entraîner le bouchage des tubes de production nécessitant l'arrêt temporaire de l'exploitation de la formation souterraine. Plus l'effluent de production a des propriétés visqueuses élevées, plus il crée des difficultés de pompage, ainsi qu'avec les autres équipements nécessaires aux traitements de surface du fluide.
La présence de polymère dans le fluide de production rend plus difficile la séparation des différents fluides (huile/gaz/eau) et les traitements secondaires de l'eau. Lorsque l'effluent de production arrive en surface, il est traité dans une unité de surface. Cette unité permet de séparer les différents fluides, gaz, huile et eau. A l'issue du traitement de surface, les hydrocarbures sont prêts à être raffinés. L'eau est traitée et dépolluée afin de minimiser les rejets de produits toxiques dans l'environnement. La présence du polymère dans les fluides produits, comme il est rapporté dans la publication SPE 65390 (2001 ) "Emulsification and stabilization of ASP Flooding Produced liquid" by Wu Di et al, peut entraîner la stabilisation des émulsions dans les fluides produits et poser des problèmes au niveau des procédés de traitement de surface, en particulier au niveau de la séparation eau/huile/gaz et au niveau des procédés de traitement secondaires de l'eau.
Le but de la présente invention est de proposer un procédé de récupération assistée qui optimise les étapes de pompage, de transport et de traitement en surface de l'effluent de production.
Ainsi, l'invention concerne un procédé optimisé de récupération assistée d'hydrocarbures contenus dans un réservoir géologique dans lequel :
- on injecte dans ledit réservoir un fluide de balayage comprenant au moins polymère de manière à déplacer lesdits hydrocarbures vers au moins un puits producteur, - on collecte un effluent de production comportant les hydrocarbures par le puits producteur,
- on injecte dans ledit effluent au moins un agent de dégradation dudit polymère.
L'injection de l'agent de dégradation peut s'effectuer en fond du puits producteur et/ou en tête du puits producteur et/ou avant l'étape de séparation primaire hydrocarbures/eau.
Plus particulièrement, l'agent de dégradation peut être injecté en solution aqueuse.
Selon l'invention, l'agent de dégradation peut être un composé oxydant. Avantageusement, ledit agent de dégradation peut être choisi parmi le groupe constitué par: les ions ferreux Fe2+, le peroxyde d'hydrogène, l'hypochlorite de sodium, le persulfate d'ammonium, le persulfate de sodium, le persulfate de potassium et leurs mélanges.
Selon l'invention, la concentration en agent de dégradation dans la solution aqueuse peut être comprise entre 0,1 et 5000 ppm, préférentiellement entre 1 et 2000 ppm.
Conformément à l'invention, ledit polymère peut être choisi parmi le groupe constitué par : les polymères naturels, les polymères synthétiques; la masse molaire dudit polymère est comprise entre 0,5.10e et 30,10e g/mol.
Avantageusement, ledit polymère peut être choisi parmi le groupe constitué par: les polymères ou copolymères à base d'acrylamide, les polyacrylamides partiellement hydrolysés, les copolymères d'acrylamide avec des monomères sulfonés, les copolymères d'acrylamide et de polyvinylpyrrolidone, les copolymères d'acrylamide et d'acrylique, les gommes guar, la cellulose et les dérivés cellulosiques, l'amidon, les gommes de xanthanes, les galactomannanes, et leurs mélanges.
En outre, on peut injecter dans ledit effluent un agent anti-corrosion en mélange avec ledit agent de dégradation.
La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la lecture de la description qui suit d'une mise en œuvre du procédé, nullement limitative, illustrée par la figure 1 représentant schématiquement un réservoir exploité par récupération assistée.
Par "hydrocarbure(s)", on entend au sens de la présente invention des produits pétrolifères tels que du pétrole ou de l'huile brute, du pétrole ou de l'huile extra-lourd(e), des sables asphaltèniques, des schistes bitumineux et des gaz présents dans une formation souterraine.
Par "effluent de production" ou "fluide de production", on entend au sens de la présente invention le fluide récupéré dans un puits de production après le balayage d'une formation souterraine. Ce fluide comprend, en quantité variable, les hydrocarbures extraits des pores de la formation souterraine et des composants du fluide de balayage, tels que des polymères, des tensio-actifs, des composés alcalins, de l'eau ou de la saumure.
La figure 1 montre un réservoir géologique souterrain 1 coiffé d'une roche couverture 2. Un puits 3 est foré dans ce réservoir et sert de puits injecteur 3. Un puits 4 foré également dans le réservoir, à une distance déterminée du puits injecteur 3, sert de puits producteur 4. Les deux puits sont classiquement cuvelés par un tube (5, 6) cimenté dans la formation. Une colonne de tubes d'injection 7 permet l'injection dans la roche réservoir du fluide de balayage. Une colonne de tubes de production 8 permet l'extraction de l'effluent de production vers la surface. La colonne de production 8 peut comporter des moyens de pompages référencés 9. Ce peut être une pompe électrique de fond, ou tout autre système de pompage conventionnel.
Une conduite d'injection 10 est mise en place dans l'annulaire du puits de production de façon à pouvoir injecter dans la zone de collecte 11 en fond de puits un agent de dégradation du polymère, ou des polymères, utilisé(s) pour augmenter la viscosité du fluide de balayage.
Dans une variante, une conduite d'injection de surface 12 est raccordée à la conduite de surface 13 ("flowline") en continuité de la colonne de production 8. On peut également injecter un agent de dégradation par cette conduite, à la place d'une injection de fond, ou en complément.
La "flowline"13 conduit l'effluent de production vers une installation de traitement 14 qui peut comporter des moyens de dilution, de séparation et/ou de filtration.
L'injection de l'agent de dégradation est contrôlée depuis la surface et se fait en fonction de la percée du fluide de balayage dans le puits producteur. En effet, ce n'est que lorsque des teneurs en polymère viscosifiant est détectée dans l'effluent de production, que l'on débute l'injection de l'agent de dégradation, ou lorsque les effets négatifs de la présence de polymère dans l'effluent de production sont avérés.
L'agent est choisi pour son pouvoir oxydant qui permet de casser le polymère en fragments de petites masses moléculaires, permettant une diminution significative de la viscosité. Cette fragmentation s'effectue par des réactions en chaînes de type radicalaire ou ionique dont le déroulement conduit à la dépolymérisation progressive de la macromolécule de polymère. De telles réactions peuvent être obtenues par tout agent de dégradation de pouvoir oxydant adéquat par rapport au polymère à dégrader. La diminution de la masse du polymère entraîne une diminution de la viscosité de la phase aqueuse de l'effluent de production contenant les hydrocarbures extraits. Ce fluide est alors plus facilement et plus rapidement pompé dans les tubes de production. De plus, la diminution de la masse du polymère permet de déstabiliser plus facilement l'émulsion entre la phase aqueuse du fluide de production et les hydrocarbures extraits et de traiter plus facilement l'eau après séparation primaire avec l'huile et le gaz. Il en résulte que les procédés de traitement de surface, en particulier au niveau de la séparation eau/hydrocarbure/gaz, et au niveau des procédés de traitement secondaires de l'eau, sont simplifiés. La présente invention s'adresse préférentiellement aux fluides de production obtenus par un procédé de récupération assistée de pétrole dans laquelle le fluide de balayage comprend au moins un polymère ou mélange de polymères. L'injection de la solution comprenant l'agent de dégradation ou le mélange d'agents de dégradation peut être réalisée in situ en fond de puits de production et/ou en tête de puits de production et/ou dans les lignes de production. L'étape de séparation primaire hydrocarbure/eau peut s'effectuer en surface ou dans les fonds marins avec un système sous-marin de séparation (sub-sea separator en terminologie anglo-saxonne). De manière préférée, l'injection de l'agent de dégradation s'effectue avant l'étape de séparation primaire. De manière encore plus préférée, l'étape d'injection de l'agent de dégradation s'effectue avant le système sous-marin de séparation. De préférence, l'injection de l'agent de dégradation ou du mélange d'agents de dégradation peut s'effectuer dans le fluide de production qui s'écoule dans l'installation mise en oeuvre pour la récupération assistée de pétrole.
Le ou les polymère(s) hydrosoluble(s) présents dans le fluide de production peu(ven)t être(s) d'origine synthétique ou d'origine naturelle. Parmi les polymères d'origine synthétique, on peut citer les polymères ou copolymères à base d'acrylamide comme les polyacrylamides partiellement hydrolysés appelé HPAM, qui sont des copolymères d'acrylamide et d'acrylate de sel (type sodium), des copolymères d'acrylamide avec des monomères sulfonés tel que l'AMPS (2-acrylamido-2méthylpropane sulfonate) ou des copolymères d'acrylamide avec des monomères de type PVP (poly vinyl pyrrolidone), les copolymères d'acrylamide et d'acrylique. Les polymères d'origine naturelle peuvent être choisis parmi le groupe constitué parmi les gommes guar, la cellulose et les dérivés cellulosiques tels que la carboxyméthylcellulose, l'hydroxyéthylcellulose, et carboxyéthylcellulose, l'amidon, les gommes de xanthanes, les galactomannanes ou leurs mélanges. Les polymères peuvent être fonctionnalisés par des groupements sulfonates, carboxylates, aminés, imines, ammonium, carboxamides, imides, hydroxyles, acétyles. De manière très préférée, le polymère est un polymère hydrosoluble à base d'acrylamide. La masse moléculaire du polymère utilisé est généralement supérieure à 500 000 et préférentiellement supérieure à 10 000 000 g/mol. De manière préférée, la masse moléculaire du polymère est comprise entre 500 000 et 30 000 000 g/mol. La concentration en polymère dans la solution aqueuse est choisie pour avoir un bon rapport de mobilité en fonction de l'huile et des conditions réservoir. Elle est habituellement comprise entre 200 et 5 000 ppm (partie par million) en poids et de préférence entre 500 et 3 000 ppm en poids de la phase aqueuse.
Par "agent de dégradation" au sens de la présente invention, on entend tout composé chimique qui permet de réduire la masse moléculaire du polymère. De préférence, l'agent de dégradation est un composé oxydant qui a la propriété de fragmenter les chaînes de polymère. L'agent de dégradation ou le mélange d'agents de dégradation peut être choisi parmi le groupe constitué par les ions ferreux Fe2+, le peroxyde d'hydrogène, l'hypochlorite de sodium, le persulfate d'ammonium, le persulfate de sodium, le persulfate de potassium. La concentration en agent de dégradation dans la solution aqueuse peut être optimisée en fonction de la qualité des fluides obtenus après le balayage. Elle dépend de la concentration en polymère, de la masse moléculaire du ou des polymère(s) utilisé(s), des conditions de salinité du fluide de balayage et/ou du puits de production. Cette concentration est optimisée pour obtenir des conditions de séparation facilitée des hydrocarbures. De manière préférée, la concentration en agent de dégradation est comprise entre 0.1 et 5000 ppm en poids de la phase aqueuse.
Un agent anti-corrosion peut être injecté en mélange avec l'agent de dégradation du polymère. Les agents anti-corrosion sont bien connus par l'homme du métier qui sait adapter leur concentration en fonction des conditions de production.
La présente invention s'adresse à toutes les méthodes de récupération assistée de pétrole qui comprennent une étape d'injection de polymères, comme les procédés combinant outre l'injection de polymère, l'injection de tensioactif, et ou de composés alcalins (procédés dits SP (Surfactant Polymère), AP (Alcalin Polymère) et ASP (Alcalin, Surfactant, Polymère)).
Exemples :
Ces exemples ont été réalisés en introduisant l'agent de dégradation à tester dans une solution aqueuse ou un mélange fluide aqueux/hydrocarbures contenant un polymère d'origine naturel (xanthane) ou synthétique (HPAM) à des concentrations correspondantes à celles communément utilisées pour la récupération assistée de pétrole. La solution est soumise à une agitation mécanique à 3 tours/min avec un barreau aimanté pendant toute la durée de l'expérience. Des prélèvements à différents temps (0, 1 h30, 2h30, 3h30, 5h et 24 h) sont réalisés pour mesurer la viscosité de la solution et pour suivre la dégradation du polymère. La mesure de viscosité est réalisée à 20°C avec un Low Shear Contraves LS30. Dans chaque exemple, la viscosité est reportée pour plusieurs taux de cisaillement (1 , 10 et 100 s"1).
Dans certaines conditions expérimentales, de l'eau de mer synthétique est utilisée. Sa composition est présentée dans le tableau ci-dessous :
Sel Concentration en (g/L)
NaCI 24,79
CaCI2,2H20 1 ,6
MgCI2,6H20 11 ,79
KCI 0,8 Notons que dans tous les exemples présentés ci-dessous, la viscosité du polymère mesurée après 24h sans addition d'un agent de dégradation a été mesurée. Elle n'a diminué pas de manière significative.
Exemple 1 : Dégradation de HPAM dans une solution aqueuse.
1 a) par FeCI2 :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de mer synthétique comprenant 1000 ppm de HPAM et 10 ppm de FeCI2. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous:
Figure imgf000009_0001
On note dans cet exemple une dégradation importante et assez rapide de la solution de polymère puisqu'on a perdu plus de 50% de la viscosité (mesurée à 1s"1) après 1 h30.
1 b) par NaCIO :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de mer synthétique comprenant 1000 ppm de HPAM et 140 ppm de NaCIO. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous:
Figure imgf000009_0002
On note ici une dégradation très importante et très rapide de la solution de polymèi puisqu'on récupère une viscosité proche de 1 mPa-s (mesurée à 1s"1) après 1 h30. 1 c) par H202 :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de mer synthétique comprenant 1000 ppm de HPAM et 1600 ppm de H202. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous:
Figure imgf000010_0001
Dans les conditions de cet exemple, on voit une dégradation plus lente du polymère, après 3h30, on a perdu environ 28% de la viscosité à 1s"1.
Exemple 2: Dégradation de HPAM dans un mélange eau/huile.
2 a) par FeCI2 :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de production contenant 200 ppm de brut sud américain Vénézuélien et dans laquelle on dissout 1000 ppm de HPAM et 10 ppm de FeCI2. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Viscosité Taux de cisaillement (s'1)
(mPa.s) 1 10 100
η (t = Oh) 37,08 18,90 9,83
n (t = 1h30) 30,80 16,50 8,65
η (t = 2h30) 30,80 16,63 8,59
η (t = 3h30) 29,63 16,45 8,59
η (t = 5h) 30,18 16,39 8,39
η (t = 24h) 27,97 15,92 8,12 Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de production contenant 200 ppm de brut et dans laquelle on dissout 1000 ppm de HPAM et 100 ppm de FeCI2. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous:
Figure imgf000011_0001
On note, avec cet exemple, un effet de la concentration en FeCI2 sur la cinétique de dégradation du polymère, puisque qu'à 1s"1, on obtient après 3h30 une viscosité de 19 mPa.s après ajout de 100ppm de FeCI2> alors que la viscosité n'a été réduite qu'à 30 mPa.s après ajout de 10 ppm de FeCI2 après le même temps.
2 b) par NaCIO :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de production contenant 200 ppm de brut et dans laquelle on dissout 1000 ppm de HPAM et 140 ppm de NaCIO. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous:
Figure imgf000011_0002
On note dans cet exemple que NaCIO est très efficace pour dégrader le polymère, même en présence d'huile. 2 c) par H202 :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de production contenant 200 ppm de brut et dans laquelle on dissout 1000 ppm de HPAM et 1600 ppm de H202. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Figure imgf000012_0001
υΗ202 est efficace pour dégrader le polymère et diminuer la viscosité du fluide (on retrouve 74% de la viscosité initiale à 1s"1 après 3h30).
Exemple 3 : Dégradation du xanthane dans une solution aqueuse. 3 a) par FeCI2 :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de robinet dans laquelle on dissout dissous dans 1000 ppm de xanthane et 10 ppm de FeCI2. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Figure imgf000012_0002
2 b) par NaCIO :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de robinet dans laquelle on dissout dissous dans 1000 ppm de xanthane et 100 ppm de NaCIO. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-après. Viscosité Taux de cisaillement (s"1)
(mPa.s) 1 10 100
η (t = Oh) 261 ,80 73,45 31 ,00
n (t = 1h30) 16,20 12,72 6,98
η (t = 2h30) 3,80 3,72 3,10
η (t = 5h) 2,30 2,27 2,22
2 c) par H202 :
Les mesures de viscosités sont effectuées pour une solution d'eau de robinet dans laquelle on dissout dissous dans 1000 ppm de xanthane et 1600 ppm de H202. Les résultats sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Figure imgf000013_0001
Cet exemple montre que la dégradation de polymère naturels comme le xanthane peut aussi être obtenue en utilisant des oxydants.
Conclusion :
L'ensemble des exemples 1 , 2 et 3 confirme que l'ajout d'un agent de dégradation à concentration comprise par exemple entre 1 et 5000 ppm permet de dégrader rapidement un polymère utilisé dans les procédés de récupération assistée de pétrole.
Il est à souligner que des essais ont été réalisés sur un polyacrylamide introduit dans une eau de production contenant des hydrocarbures émulsifiés et dissous et que leur présence n'a pas entravé de manière significative l'action dégradante de l'additif choisi. Les exemples 4 et 5 ont pour but de montrer l'influence de la présence de polymère sur la viscosité et la séparation eau-huile de fluides de production. L'introduction de polymère peut en effet entraîner une augmentation de la viscosité accompagnée d'une stabilisation du mélange eau-hydrocarbures. Les essais montrent également comment des additifs peuvent réduire fortement cette influence en dégradant le polymère. Deux séries d'expériences ont été réalisées représentant respectivement des conditions de balayage par un fluide contenant un polymère ("Polymer flooding") et des conditions du procédé (dit SP) mettant en jeu non seulement le polymère, mais aussi des surfactants.
Exemple 4 :
La première série d'essais représentative du "polymer flooding" a été réalisée avec des fluides de production préparés à partir d'une émulsion mère O/W = 70/30 en rapport volumique. Cette émulsion mère a été obtenue en introduisant 105ml d'un brut lourd (viscosité = 350Pas à 20°C, °API = 8.5) dans 45ml d'eau distillée à pH12 et contenant 7.5g/l de NaCI La dispersion du brut dans l'eau se fait à 60°C sous UltraTurrax à 13000rpm pendant 5 minutes.
Par dilution à l'aide de phases aqueuses contenant des teneurs appropriées de polyacrylamide HPAM (3630S), des émulsions de rapport volumique O/W 1/99 et 20/80 sont préparées avec 0 ou 1000ppm de polymère. Leurs viscosités à 20°C sont mesurées avec un rhéomètre à contrainte imposée (AR2000 de Talnstruments) en géométrie de doubles cylindres concentriques. Les valeurs obtenues sont indiquées dans le tableau 1. Elles montrent que la présence du polymère augmente sensiblement la viscosité des émulsions.
Figure imgf000014_0001
Tableau 1 : Viscosités des fluides de production représentatifs du polymer flooding. Trois agents de dégradation (Fe2+, NaCIO, H202) au sens de la présente invention ont été introduits dans les émulsions contenant du polyacrylamide. Les échantillons sont agités légèrement sous barreau aimanté. La viscosité résultante est mesurée au bout d'une douzaine d'heures (cf. tableau 2). Des prélèvements sont également mis en tube à essai afin de suivre la séparation de la phase aqueuse et du brut. Des clichés comparent la séparation obtenue dans les différents échantillons au bout de 6 heures.
Figure imgf000015_0001
Tableau 2: Viscosité des fluides de production après traitement avec agent de dégradation.
Les figures 2 et 3 montrent l'effet des agents de dégradation (b) : Fe2+, (c) : NaCIO et (d) : H202 sur la séparation de phases des fluides de production pour des émulsions (0/W=1/99 et O/W=20/80) représentatives du procédé de récupération assistée par balayage avec un polymère ("polymer flooding") après respectivement 6 heures de repos et 24 heures de repos.
Sur la figure 2, les tubes a), b), c), d) correspondent respectivement aux compositions suivantes après 6 heures de repos :
a) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAMIOOOppm
b) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAMIOOOppm + H202 c) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAMIOOOppm + Fe2+ d) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAMIOOOppm + NaCIO Sur la figure 3, les tubes a), b), c), d) correspondent respectivement aux compositions suivantes après 24 heures de repos : a) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAMIOOOppm
b) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAMIOOOppm + H202 c) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAMIOOOppm + Fe2+ d) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAMIOOOppm + NaCIO
Ces résultats mettent clairement en évidence que l'addition de l'additif chimique de la présente invention permet en dégradant le polymère de diminuer la viscosité du fluide/eau de production et de favoriser la séparation des phases.
Exemple 5 :
La seconde série d'essais, représentative du procédé SP (Surfactant + Polymer), a été réalisée avec des fluides de production préparés à partir d'une émulsion mère O/W = 70/30 en rapport volumique. Cette émulsion mère a été obtenue en introduisant 105ml d'un brut lourd (viscosité = à °API = 8.5) dans 45ml d'eau distillée contenant 7.5g/l de NaCI et 1% de Triton X45 (surfactant). La dispersion du brut dans l'eau se fait à 60°C sous UltraTurrax à 13000rpm pendant 5 minutes.
Par dilution à l'aide de phases aqueuses contenant des teneurs appropriées de HPAM, des émulsions de rapport volumique O/W 1/99 et 20/80 sont préparées avec 0 ou 1000ppm de polymère. Leurs viscosités à 20°C sont mesurées avec un rhéomètre à contrainte imposée (AR2000 de Talnstruments) en géométrie de doubles cylindres concentriques. Les valeurs obtenues sont indiquées dans le tableau 3. Elles montrent que la présence du polymère augmente sensiblement la viscosité des émulsions.
Viscosité Taux de cisaillement (s"1)
(mPas) 5 50 500
O/W = 1/99 3.9 1.9 1.1
0/W = 1/99 + 1000ppm 21 9.5 5
HPAM
O/W = 20/80 7 3.5 2
O/W = 20/80 + 1000ppm 19.1 11.8 7.5
HPAM Tableau 3: Viscosités des fluides de production représentatifs du procédé SP.
Trois agents de dégradation au sens de la présente invention (Fe2, NaCIO, H202) ont été introduits dans les émulsions contenant du polyacrylamide. Les échantillons sont agités légèrement pendant une douzaine d'heures. La viscosité résultante est mesurée (cf. tableau 4). Des prélèvements sont également mis en tube à essai afin de suivre la séparation de la phase aqueuse et du brut. Des clichés comparent la séparation obtenue dans les différents échantillons au bout de 24 heures.
Figure imgf000017_0001
Tableau 4: Viscosité des fluides de production après traitement avec agent de dégradation.
Les figures 4 et 5 montrent l'effet des agents de dégradation Fe2+, NaCIO et H202 sur la séparation de phases des fluides de production pour des émulsions O/W = 1/99 et O/W = 20/80 représentatives du procédé de récupération assistée par balayage avec un polymère dans le procédé SP ("surfactant polymer"), par rapport aux fluides de production ne contenant pas d'agent de dégradation, après 24 heures de repos.
Sur la figure 4, les tubes a), b), c), d) correspondent respectivement aux compositions suivantes après 24 heures de repos : a) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAM1000ppm b) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAMIOOOppm + H202 c) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAMI OOOppm +NaCIO d) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 1/99 + HPAMIOOOppm + Fe2+
Sur la figure 5, les tubes a), b), c), d) correspondent respectivement aux compositions suivantes après 24 heures de repos : a) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAMIOOOppm
b) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAMIOOOppm + Fe2+ c) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAMIOOOppm + NaCIO d) émulsion brut lourd dans eau dans la proportion 20/80 + HPAMIOOOppm + H202
Les résultats des exemples 4 et 5 mettent clairement en évidence que l'addition de l'additif chimique de la présente invention dans le procédé SP permet en dégradant le polymère de diminuer la viscosité du fluide/eau de production et de favoriser la séparation des phases.

Claims

REVENDICATIONS
1. Procédé optimisé de récupération assistée d'hydrocarbures contenus dans un réservoir géologique dans lequel:
on injecte dans ledit réservoir un fluide de balayage comprenant au moins polymère de manière à déplacer lesdits hydrocarbures vers au moins un puits producteur, - on collecte un effluent de production comportant les hydrocarbures par le puits producteur,
- on injecte dans ledit effluent au moins un agent de dégradation dudit polymère, ladite injection étant réalisée in situ en fond de puits de production et/ou en tête de puits de production et/ou dans les lignes de production.
2. Procédé selon la revendication 1 , dans lequel l'injection de l'agent de dégradation s'effectue en fond du puits producteur.
3. Procédé selon l'une des revendications 1 ou 2, dans lequel l'injection de l'agent de dégradation s'effectue en tête du puits producteur.
4. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l'injection de l'agent de dégradation s'effectue avant l'étape de séparation primaire hydrocarbures/eau.
5. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l'agent de dégradation est injecté en solution aqueuse.
6. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l'agent de dégradation est un composé oxydant.
7. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit agent de dégradation est choisi parmi le groupe constitué par: les ions ferreux Fe2+, le peroxyde d'hydrogène, l'hypochlorite de sodium, le persulfate d'ammonium, le persulfate de sodium, le persulfate de potassium et leurs mélanges.
8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 5 à 7, dans lequel la concentration en agent de dégradation dans la solution aqueuse est comprise entre 0,1 et 5000 ppm, préférentiellement entre 1 et 2000 ppm.
9. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit polymère est choisi parmi le groupe constitué par : les polymères naturels, les polymères synthétiques; la masse molaire dudit polymère est comprise entre 0,5.10e et 30,10e g/mol.
10. Procédé selon la revendication 9, dans lequel ledit polymère est choisi parmi le groupe constitué par: les polymères ou copolymères à base d'acrylamide, les polyacrylamides partiellement hydrolysés, les copolymères d'acrylamide avec des monomères sulfonés, les copolymères d'acrylamide et de polyvinylpyrrolidone, les copolymères d'acrylamide et d'acrylique, les gommes guar, la cellulose et les dérivés cellulosiques, l'amidon, les gommes de xanthanes, les galactomannanes, et leurs mélanges.
11. Procédé selon l'une quelconque des précédentes revendications dans lequel on injecte dans ledit effluent un agent anti-corrosion en mélange avec ledit agent de dégradation.
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