WO2015071607A1 - Composition fluide pour la stimulation dans le domaine de la production de pétrole et de gaz - Google Patents

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Raber INOUBLI
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Definitions

  • the present invention relates to filamentary polymer particles useful for the recovery of oil, condensate or gas from underground locations as hydraulic fracturing fluids, diverting fluids, fluids to improve the distribution and the flow profiles of fluids or products injected (hereinafter referred to as compliance fluids) or permeability control, gravel filter placement fluids for sand control, acidic fracturing fluids and the like.
  • compliance fluids fluids or products injected
  • permeability control gravel filter placement fluids for sand control
  • acidic fracturing fluids and the like.
  • These fluids are stimulation fluids injected into wells that also serve as production wells for the hydrocarbons initially present in the underground formations.
  • Fracturing fluids are commonly used today to fracture rocks to allow or increase the communication of fluids between the subterranean formation and the wells. Fluids in the subterranean formation include water containing salts, gases, condensates and oil. Without the use of fracturing fluids, some rocks, which have very low permeability, are unable to produce hydrocarbons, such as those associated with shale oil and shale gas. Some other rocks already produce hydrocarbons, but we want to increase their yield. In order to keep the fractures open, solid particles, the "proppants”, are dispersed in the fluid above the surface and transported to the fractures during a pumping operation. The proppants are conducted and placed between the walls of the fractures.
  • the fracturing fluid has a shear thinning behavior: a high viscosity at low shear so that the proppants do not settle in low turbulence areas of the system injection and in the subterranean formation, and a low high shear viscosity to reduce the energy required to pump the fracturing fluid.
  • Shear fluidification means the decrease in viscosity under the effect of an increase in the stress, shear and / or deformation that are applied to the studied system.
  • Acid fracturing is a technique used to dissolve rocks in order to increase hydrocarbon permeability.
  • a solution Viscous water is injected into the subterranean formation to break rocks to create the desired height, width and fracture length.
  • the acid is pumped and is introduced into the fracture by digitation to attack the walls of the fracture and create a conductivity of the fracture.
  • the fluids are then pumped to the surface with the same well and the pumping of the hydrocarbons begins.
  • the acid is normally viscous or gelled or crosslinked or emulsified to maintain the width of the fracture and minimize fluid leakage, with shear thinning behavior.
  • the most commonly used fluid for acid fracturing is 15% hydrochloric acid (HCl). To obtain more acid penetration and more etching, a more concentrated HCl solution is sometimes used as the primary acidic fluid.
  • formic acid HCOOH
  • acetic acid CH 3 COOH
  • Hydrofluoric acid HF
  • HF Hydrofluoric acid
  • Diversion fluids, compliance fluids and permeability control aim to reduce the permeability of certain parts of the underground formation.
  • the formations sometimes have interesting zones containing hydrocarbons but with different permeabilities or different volume fractions of water.
  • the injected water sometimes finds the fastest path to reach the production wells. that is, it passes through areas with a high water volume fraction in voids and / or high permeability, flowing around other hydrocarbon-rich areas without pushing them to the production wells.
  • Compliance fluids and permeability control are injected into such high permeability and / or high water content areas to replace the fluids in place and reduce their water permeability due to their high viscosity.
  • High low shear viscosity is required so that slowly moving upstream fluids can not penetrate and low shear viscosity is required to reduce the energy required to pump fluids for compliance and control.
  • permeability The diversion fluids are injected into high permeability and / or high water content zones to replace the fluids in place and reduce their permeability to water thanks to their high viscosity.
  • High low shear viscosity is required so that laterally injected fracturing fluids that are subsequently injected can not penetrate and low shear viscosity is required to reduce the energy required to pump the diverting fluid.
  • a technique consists in placing a gravel filter of specific size in the annular space between the reservoir rock and the production unit.
  • the gravel acts as a filter allowing the formation fluids to flow from the formation to the production tube while filtering sand grains and other fines from the formation.
  • the gravel filter placement fluid for sand control exhibits shear thinning behavior: high viscosity at low shear so that gravel does not settle in low turbulence areas of the injection system, and a low high shear viscosity to reduce the energy required to pump the placement fluid.
  • hydrophilic polymers are added to the water.
  • Said polymers include polygalactomannan, guar or polymers derived from guar such as for example carboxymethylguar, hydroxyethylguar, hydroxypropylguar. Examples are given in the following patents: US5305832, US4488975 and US4579670.
  • oxygen sensors can be used, such as sodium thiosulfate, methanol, thiourea, sodium thiosulfite.
  • Other additives such as pH buffers, wetting agents, foaming agents, corrosion inhibitors, defoamers or anti-corrosion agents foams, scale inhibitors, biocides, crosslinking agents, gel breakers, non-emulsifiers, fluid loss control additives may be used.
  • a gas may also be injected to produce gas bubbles in the fracturing fluid, such as nitrogen and carbon dioxide.
  • Clays stabilizers are used to prevent swelling and / or dislodgement of clays in the formation.
  • the formation contains water that is thermodynamically balanced with the rocks. It therefore contains dissolved salts.
  • the cations of these salts are balanced between the aqueous phase and the clays. If the injected water does not contain enough dissolved cations, when it comes into contact with the rocks of the formation, the cations present in the clays of the clays diffuse into the injected water, leaving the leaflets with a reduced cationic charge. As a result, negatively charged leaflets repel each other and clays are said to swell, limiting the permeability that has been created by fractures.
  • the injected water contains enough salts to avoid this unbalanced diffusion of cations between water and clays.
  • the dissolved salts act on the viscosity of the fracturing fluid.
  • the most common clay stabilizers are KCl, NaCl, quaternary ammonium salts such as NH 4 Cl, used at a dose of about 1% to about 5% by weight.
  • Water recycling means the treatment of water containing large amounts of salts, such as NaCl, KCl, CaCl 2 , BaCl 2 and the like.
  • US20091 1 1716 discloses water-soluble polymers, especially polyelectrolytes which are salt-sensitive in terms of rheology collapse during salt increase, and discloses a solution for increasing the resistance to salts of water.
  • water-soluble polymers comprising a water-soluble polymer, zwitterionic surfactants and inorganic salts, and their use as hydraulic fracturing fluid.
  • Figure 8 of US20091 1 1716 shows the impact of 5% by weight of KCl on the viscosity of an aqueous 0.3% anionic guar solution as a function of the shear rate.
  • Viscosity without KCI is 0.4 Pa.s to 0.5 Pa.s and 0.09 Pa.s is equal to a concentration of 5% by weight of KCI at a shear rate of 0.1 s " 1. The decrease is thus 75%.
  • the addition of 2% of a specific surfactant allows an increase in viscosity of 0.35 Pa.s at 0.1 s "1 in the presence of 5% by weight of KCI.
  • This patent does not describe the sensitivity of the polymer / surfactant mixture as a function of the concentration of KCl, and the addition of the surfactant is another step to prepare the fracturing fluid.
  • PE Dresel and AW Rose (Pennsylvania Geological Survey, Fourth Series, Harrisburg, (2010) pp. 1-12, http://www.marcellus.psu.edu/resources/PDFs/brines.pdf) teach that Formation waters in the oil and gas fields in Pennsylvania are difficult to analyze because the amount produced is sometimes very low, and the data are therefore not available or are of poor quality.
  • PE Dresel and AW Rose also teach that the salt content of the formation water can vary widely in Pennsylvania from 7% w / v to 35% w / v and also over short distances from 2 to 3 kilometers, for example for points 19 and 21 on the diagram on page 1 1 for a sodium concentration ranging from 3 g / L to 17.4 g / L and for a calcium concentration ranging from 0.9 g / L at 6.1 g / L. If we consider that sodium and calcium are associated with the chloride which is always the dominant anion, the variations in terms of NaCl and CaCl 2 are respectively 7.5 g / l at 44 g / l and 2, 5 g / L to 16.8 g / L.
  • the calculated total amount of dissolved solids varies between 1% and 6.7%. This means that the choice of the salt content of the fracturing fluid is difficult and the current hydraulic fracturing fluid can be below the formation water salinity expressed in terms of total dissolved solids.
  • WO2012 / 085415 describes the preparation of specific filamentous particles by controlled radical emulsion polymerization of hydrophobic monomers, using as initiators live macroinitiators derived from nitroxide.
  • the particles may be crosslinked.
  • US2007213232 also discloses a direct technique for the preparation of filamentous particles which does not require the use of an organic cosolvent. Filamentous polymer aggregates are said to be of increasing attraction, particularly in biomedical applications as systems for drug delivery. These filamentous polymer particles are illustrated with 35 g / L NaCl in water. However, no use for the extraction of oil and gas from underground reservoirs is described.
  • WO2012 / 085473 describes the increase in viscosity of the water injected into a well for the improved recovery of hydrocarbons with the aid of specific filamentous polymer particles.
  • the injected aqueous phase maintains the pressure in the reservoir and displaces the hydrocarbons to the production wells.
  • the particles may be crosslinked.
  • the shape and structure of the filamentous polymer particles according to WO2012 / 085473 are maintained in a dispersed medium, regardless of their concentration in the medium, variations in its pH or salinity.
  • the example given in FIG. 10 has a NaCl concentration of 35 g / l of water.
  • WO2012 / 085473 teaches therefore that the shape and structure of the polymer particles are not modified to a salinity of 35 g / L (3.5%) NaCl.
  • the mass fraction of the particles is between 100 ppm and 10,000 ppm (i.e., a maximum of 1%).
  • the term "brine" is used, but without definition, and the behavior with a higher amount of salt or different salts and a higher amount of particles is therefore unknown.
  • WO2012 / 085473 does not show a change in the rheology as a function of the salt concentration, because it teaches that the shape and the structure are not modified with the salt.
  • WO2012 / 085473 claims an improved hydrocarbon extraction process. This means that the rocks already produce hydrocarbons and that the claimed technique increases the yield.
  • the method of the invention mentioned above is implemented by means of a polymer additive, said additive being mixed with water or brine in a proportion of at least 500 ppm of additive, and this mixture is then injected under pressure into the rock.
  • US8347960 discloses an electrocoagulation treatment above the surface of the return water or source water from a hydraulic fracturing operation to remove contaminants, reuse the water and reduce the transport of water. the water. This process allows the recycling of water for the following hydraulic fracturing operations. However, it is said that chloride and sodium contaminants are not reduced by this process. Other contaminants are extracted from the return water, but must be removed.
  • This reduced sensitivity would allow an increase in the salt content, such as for example NaCl, KCl, CaCl 2 , BaCl 2 and / or ammonium salts, in the hydraulic fracturing fluid while maintaining a fluidification behavior. by shearing.
  • the density of the fluid would be increased, which would increase the pressure in the underground formation to a constant pumping power and therefore the effectiveness of the fracturing.
  • the water of the formation may have different salinities at different locations of the same underground reservoir and since the water of the formation mixes with the hydraulic fracturing fluid, thus changing its salinity, and since the salinity would have a reduced impact on the viscosity of the new hydraulic fracturing fluid at low shear rates (eg 0.1 to 1 s -1 ) compared to conventional fluids, so the viscosity of the new fracturing fluid would have a reduction the ability of the new hydraulic fracturing fluid to carry the proppants into the fractures would be greater and fractures would be maintained at a wider opening or this would reduce the amount of water and fracturing additives needed to obtain the same hydrocarbon quantities and flows (yields).
  • low shear rates eg 0.1 to 1 s -1
  • the viscosity of the return fluid decreases essentially due to the dilution of the shear thinning additive. It is then necessary to add the missing concentration of the shear thinning additive.
  • the viscosity is low when the salinity is high and because of the water dilution of the formation, the relative missing concentration is higher than for the Filamentous polymer particles that have a lower sensitivity to salt.
  • the viscosity return fluid decreases due to dilution of the shear thinning additive. But this effect will be limited due to the increase in the salt content from the formation water and which tends to increase the viscosity.
  • shear thinning fluid containing gravel in the case of gravel filter placement fluid for sand control
  • shear rate viscosity 0.1 s -1 to 1 s
  • 1 decreases more slowly than the viscosity of existing fluids, or even increases when its Salt content increases up to 30% with the salts generally found in the water of the formation, at a constant concentration of the shear thinning additive.
  • a first object of the present invention is a composition comprising water, dissolved salts, filamentary polymer particles and solid particles.
  • the salts may be inorganic salts such as those found in an underground formation water, such as NaCl, KCl, MgCl 2 , CaCl 2 , SrCl 2 , BaCl 2 , or synthetic salts such as ammonium salts.
  • the solid particles may be specific solid particles referred to as proppants by those skilled in the art, and are small inorganic particles, e.g. ex. rock particles, such as sand, gravel, coated sand, bauxite, ores, tailings or metal particles.
  • the synthesis and structure of the filamentous polymer particles are described in applications WO 2012/085415 and WO 2012/085473 and are indicated hereinafter.
  • the weight percentage of the filamentous polymer particles compared to the weight of the composition without the solids and the proppants is between 0.05% and 20%. and the weight percent of the dissolved salts is 0.1% at the salt saturation concentration.
  • the present invention relates to a composition
  • a composition comprising water, dissolved salts, filamentary polymer particles and dissolved acids, such as those described hereinabove.
  • the dissolved salts may be inorganic salts such as those found in an underground formation water, e.g. ex. monovalent and / or bivalent and / or trivalent ions, such as NaCl, KCl, MgCl 2 , CaCl 2 , SrCl 2 , BaCl 2 , or synthetic salts such as ammonium salts.
  • the acids are chosen from hydrochloric acid, hydrofluoric acid, formic acid and acetic acid.
  • the synthesis and structure of the filamentous polymer particles are described in applications WO 2012/085415 and WO 2012/085473 and are indicated hereinafter.
  • the filamentous particles have a length / diameter ratio greater than 100, said particles being composed of block copolymers synthesized by controlled radical emulsion polymerization carried out from at least one hydrophobic monomer in the presence of a soluble macro-initiator in the water.
  • said particles are synthesized from at least one hydrophobic monomer in the presence of a living macro-initiator derived from a nitroxide.
  • said filamentous particles are obtained in an aqueous medium from the synthesis of said block copolymers carried out by heating the reaction mixture at a temperature of 60 ° C to 120 ° C, with a percentage of the molar mass of the hydrophilic macro-initiator in the final block copolymer of between 10% and 50%, the degree of conversion of the hydrophobic monomer being at least 50%.
  • the initial pH of the aqueous medium can vary between 5 and 10. This direct technique for the preparation of filamentous particles does not require the use of an organic co-solvent.
  • a "living macro-initiator” is a polymer comprising at least one end suitable for re-engagement in a polymerization reaction by adding monomers at an appropriate temperature and pressure. Said macroinitiator is advantageously prepared by controlled radical polymerization (CRP).
  • a "water-soluble macro-initiator” is a polymer which is soluble in water and comprises at its end a reactive function capable of re-initiating a radical polymerization.
  • This macro-initiator is mainly composed of hydrophilic monomers, these being monomers comprising one or more functions capable of establishing hydrogen bonds or an ion-dipole interaction with water.
  • hydrophilic monomers these being monomers comprising one or more functions capable of establishing hydrogen bonds or an ion-dipole interaction with water.
  • an amphiphilic copolymer will be formed, with a hydrophilic sequence composed of the macro-initiator, while the hydrophobic sequence will be obtained by the polymerization of the hydrophobic monomer or monomers.
  • said macro-initiator soluble in preformed water is added to the reaction medium comprising at least one hydrophobic monomer.
  • said water-soluble macro-initiator is synthesized in the aqueous reaction medium during a preliminary stage, without isolation of the formed macro-initiator and without elimination of any hydrophilic monomer. residual.
  • This second variant is a "monotopic" polymerization reaction.
  • the hydrophobic monomers may be chosen from the following monomers:
  • aromatic vinyl monomers such as styrene or substituted styrenes, alkyl, cycloalkyl and aryl acrylates, such as methyl, ethyl, butyl, 2-ethylhexyl or phenyl acrylates,
  • alkyl, cycloalkyl, alkenyl or aryl methacrylates such as methyl, butyl, lauryl, cyclohexyl, allyl, 2-ethylhexyl or phenyl methacrylates, and
  • said filamentary polymer particles are obtained:
  • the percentage of the molar mass of the water-soluble macro-initiator in the final block copolymer being between 10% and 30%
  • the degree of conversion of the hydrophobic monomer being at least 50%
  • hydrophobic monomer being chosen from aromatic vinyl monomers
  • crosslinking comonomer being optionally used, the crosslinking monomer comprising divinylbenzenes, trivinylbenzenes, allyl (meth) acrylates, diallyl maleate, polyol (meth) acrylates, alkylene glycol di (meth) acrylates which contain from 2 to 10 carbon atoms in the carbon chain, 1,4-butanediol di (meth) acrylates, 1,6-hexanediol di (meth) acrylates and N, N'-alkylenebisacrylamides.
  • the crosslinking monomer comprising divinylbenzenes, trivinylbenzenes, allyl (meth) acrylates, diallyl maleate, polyol (meth) acrylates, alkylene glycol di (meth) acrylates which contain from 2 to 10 carbon atoms in the carbon chain, 1,4-butanediol di (meth) acrylates, 1,6-hexan
  • reaction medium which mainly comprises water.
  • the percentage of the molar mass of the macro-initiator soluble in water in the final block copolymer is preferably between 10% and 30% by weight.
  • the implementation of the process according to the invention produces filamentous polymer particles in which the mass fraction of the hydrophilic fraction constituting the block copolymer is less than 25%.
  • crosslinked filamentous particles are obtained.
  • Said crosslinking agent is a crosslinking comonomer other than the aforementioned hydrophobic monomers.
  • a crosslinking comonomer is a monomer which, thanks to its reactivity with the other monomers present in the polymerization medium, is capable of generating a covalent three-dimensional network.
  • a crosslinking comonomer generally comprises at least two polymerizable ethylenic functions which, by reacting, are capable of producing bridges between a number of polymer chains.
  • crosslinking comonomers may be capable of reacting with the unsaturated hydrophobic monomers during the synthesis of said particles.
  • the crosslinking comonomers include divinylbenzenes, trivinylbenzenes, allyl (meth) acrylates, diallyl maleate, polyol (meth) acrylates such as trimethylolpropane tri (meth) acrylates, di (meth) alkylene glycol acrylates containing from 2 to 10 carbon atoms in the carbon chain, such as ethylene glycol di (meth) acrylates, 1,4-butanediol di (meth) acrylates, di (meth) acrylates 1,6-hexanediol and ⁇ , ⁇ '-alkylenebisacrylamides, such as ⁇ , ⁇ '-methylenebisacrylamide.
  • Preference will be given to the use of divinylbenzene or dimethacrylate as the crosslinking agent.
  • the filamentous particles according to the invention typically have a percentage of the molar mass of the hydrophilic macro-initiator in the final block copolymer of between 10% by weight and 50% by weight.
  • these particles may take the form of cylindrical fibers having a length / diameter ratio greater than 100; their diameter is constant over their entire length and is greater than or equal to 5 nm, while their length is greater than 500 nm, preferably greater than 1 ⁇ m, advantageously greater than 5 ⁇ m and, even more preferably, greater than or equal to ⁇ ⁇ ⁇ .
  • the filamentary polymer particles are cylindrical fibers having a diameter ranging from 5 nm to 200 nm inclusive, a length ranging from 500 nm to 200 ⁇ m, preferably greater than 1 ⁇ m, advantageously greater than 5 ⁇ m and better still greater than or equal to 10 ⁇ .
  • the filamentous particles according to the invention maintain their shape and structure in a dispersed medium, regardless of their concentration in the medium and / or changes in its pH or salinity.
  • said filamentous particles are synthesized by addition-fragmentation reversible transfer radical polymerization (RAFT) in water in the presence of a macromolecular RAFT agent (or a macroagent RAFT) which is hydrophilic.
  • RAFT addition-fragmentation reversible transfer radical polymerization
  • additives may be added such as water-soluble shear thinning polymers such as, for example, polysaccharides, guar, guar derivatives containing hydropropyl, hydroxypropyl, hydroxybutyl, carboxymethyl functions, copolymers containing acrylamide monomers. , partially hydrolysed polyacrylamide, (co) polymers containing (meth) acrylic monomers, oxygen sensors, pH buffers, wetting agents, foaming agents, corrosion inhibitors, defoamers or defoamers, anti-scalers , biocides, crosslinking agents, gel breakers, non-emulsifiers, fluid loss control additives, clay stabilizers.
  • a gas may also be injected to produce gas bubbles in the fracturing fluid, such as nitrogen and / or carbon dioxide.
  • Another object of the invention is the use of the aforementioned compositions as stimulation fluids for the production of petroleum, a condensate and gas, as hydraulic fracturing fluids, diverting fluids, fluids for compliance or permeability control, gravel filter placement fluid for sand control, acid fracturing fluids.
  • the aforementioned filamentous polymer particles used as a shear thinning additive make it possible to obtain solutions with water which are fluidized by shearing and exhibit a viscosity reduction limited to a shear less than or equal to 1 s -1 when the salt content increases to the saturation concentration, or even the viscosity increases depending on the salt used.
  • the saturation concentration is defined as the concentration at which the first crystals of These viscosity variations are also of interest for salt concentrations below saturation, for example from 10% by weight to 40% by weight.
  • the low sensitivity of the viscosity to variations in salinity at low shear rates (for example less than 1 s -1 ) for the solution containing the filamentous polymer particles makes it possible to increase the content of salts, such as by NaCI, KCI, CaCl 2 , BaCl 2 , and ammonium salts in the hydraulic fracturing fluid while maintaining shear thinning behavior, and the fluid density is increased, which increases the pressure in the fluid. the underground formation with a constant pumping power and consequently the fracturing efficiency.
  • the water of the formation may have different salinities at different locations of the same underground reservoir and since the formation of the water mixes with the hydraulic fracturing fluid, thus changing its salinity, and since the salinity has a reduced impact on the viscosity of the new hydraulic fracturing fluid at low shear rates (for example less than 1 s -1 ) in comparison with conventional fluids, whereas the viscosity of the new fracturing fluid has a reduced reduction and therefore, the ability of the new hydraulic fracturing fluid to carry the proppants in the fractures is greater and the fractures are maintained at a wider opening or this reduces the amount of water and fracturing additives required for obtain the same hydrocarbon yield.
  • the viscosity of the return fluid essentially decreases because of the dilution of the additive of shear thinning. It is then necessary to add the missing concentration of the shear thinning additive.
  • the viscosity decreases due to the increase in the salt content and dilution by water, the relative missing concentration is higher.
  • Another object of the present invention is the use of an aqueous composition extracted from a well of a subterranean formation for the preparation of a composition of the present invention for the preparation of a hydraulic fluid for fracturing of an underground formation.
  • Another object of the invention relates to a hydraulic fracturing fluid, a diverting fluid, a compliance fluid, a fluid for controlling the permeability, a grit filter placement fluid for sand control, an acidic fracturing fluid containing a composition of the present invention as previously described.
  • the invention also relates to the use of a composition of the present invention as previously described as a hydraulic fracturing fluid, as well as a method of fracturing a subterranean formation using said composition according to the present invention.
  • This example details the synthesis of a poly (methacrylic acid-sodium styrene co-sulphonate) living copolymer used as a macro-initiator, a regulating agent and a stabilizer for the synthesis of hairy particles in the form of fibrillar micelles.
  • This amphiphilic copolymer is synthesized according to a monotopic reaction.
  • the synthesis conditions of the macro-initiator can be modified (during the polymerization, sodium styrene sulfonate concentration and pH) to adapt and modify the composition of the macro-initiator.
  • BlockBuilder ® -MA (a) SG1 (b) Nitroxide.
  • the BlocBuilder MA solution is introduced into a reactor at room temperature with stirring at 250 rpm.
  • the monomer solution is slowly introduced into the reactor.
  • the reactor pressure is adjusted to 1.1 bar with N 2 , still stirring.
  • the temperature is 65 ° C after 15 min.
  • a second reactive system containing hydrophilic monomers is introduced at ambient pressure. and 3 bar of N 2 pressure and stirring at 205 rpm are applied. The temperature is set at 90 ° C for the polymerization.
  • Table 1 shows the characteristics of a latex sample prepared during the second stage of the synthesis of the nanoparticles.
  • the diameter of the fibers measured by transmission electron microscopy MET is 45.3 nm.
  • This microscope is JEOL 100 Cx II 100 keV with a high resolution CDD Camera Keen View camera from SIS.
  • Filamentous polymer particle solutions are prepared at 40 ° C using tap water and various salts.
  • the salt is first introduced into the tap water and then the resulting polymer solution of the synthesis.
  • the mixture is stirred gently at 40 ° C for 60 min.
  • the mixture is then poured into a Couette device (air gap 2 mm) of an Anton Paar MCR301 rheometer and left to equilibrate at 20 ° C.
  • the mixture is then sheared starting at 10 "2 s" 1 and ending at 10 3 sec "1.
  • the indicated polymer dosage is the dosage of the polymer without water from the synthesis.
  • Example 2 An aqueous composition containing 5% by weight of non-crosslinked filamentous polymer particles
  • composition is fluidized by shearing as shown in Figure 1.
  • EXAMPLE 3 An aqueous composition containing 5% by weight of non-crosslinked filamentous polymer particles with KCl in comparison with FIG. 8 of US2007213232
  • composition with 5% by weight of EG216 is less sensitive to KCl than the mixture EHAC / IPA at 4.5% by weight.
  • EHAC / IPA at 4.5% by weight
  • the viscosity begins to decrease at a dose greater than 3% by weight of KCl.
  • Example 4 Aqueous compositions containing 5% by weight of non-crosslinked filamentous polymer particles with or without CaCl 2 or with BaCl 2 .
  • the aqueous solution of uncrosslinked filamentous polymer particles ECL 13-04 is prepared in the same manner as EG 216 previously.
  • ECL 13-04 makes it possible to maintain a constant or increase the viscosity at a low shear rate with amounts up to 40% of salt, depending on the salt. This effect is not taught or even suggested by WO 2012/085415 and WO 2012/085473.
  • EXAMPLE 5 An aqueous composition containing 5% by weight of filamentous polymer particles crosslinked with 4% KCl and 15% ethylene diamine tetraacetic acid (EDTA)
  • EG227 can be considered as a covalent polymer due to crosslinking, such as guar and its derivatives.
  • crosslinking such as guar and its derivatives.
  • the viscosity of EG227 increases with the addition of a salt, contrary to what is taught in US20091 1 1716 with respect to polyelectrolytes.
  • Example 6 Aqueous compositions containing 0.3% by weight of crosslinked filamentous polymer particles of the aqueous composition ECLR5-13.06, or with KCI, in comparison with US20091 1 1716
  • anionic guar + 2% BET-O-30 + 5% KCl + tap water 0.35 (US20091 1 1716 Fig. 8)
  • the anionic guar is useful with tap water to produce a hydraulic fracturing fluid that suspends solids. But once this fluid has come into contact with a saline underground formation water, it can lose its viscosity due to the increase of salts (-75% if the concentration of KCl is 5% by weight in water ) and dilution with water and therefore part of its ability to carry proppants in areas with such a salt content.
  • Example 7 An aqueous composition containing 5% by weight of crosslinked filamentous polymer particles of the aqueous composition ECLR5-13.06 and BaCI 2 or CaCl 2
  • the viscosity with 5% ECLR5-13.06 and 40% CaCl 2 or BaCl 2 is greater than that in tap water. It allows hydraulic fracturing in areas with high salinity, ie greater than 5% of total dissolved solids, more preferably greater than 10% of total dissolved solids. In addition, it facilitates the use of return water, which often has a high salinity and is pumped to the surface after a fracturing operation. Its high salinity is indeed not harmful for use as a new hydraulic fracturing fluid with the filamentous polymer particles of the invention. The water The surface area is thus saved and replaced by the formation water in the hydraulic fracturing fluid.
  • PNaA poly sodium acrylate
  • BlockBuilder®-MA is (/ V- (2-methylpropyl) -N- (1-diethylphosphono-2,2-dimethylpropyl) -O- (2-carboxylprop-2-yl) hydroxylamine, available from Arkema.

Abstract

La présente invention concerne une composition fluide comprenant des particules polymères filamenteuses utiles pour la récupération de pétrole, de condensât ou de gaz à partir d'emplacements souterrains en tant que fluides de fracturation hydraulique, fluides de détournement, fluides de conformité ou de contrôle de la perméabilité, fluides de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, fluides de fracturation acide et analogues. L'invention concerne également un fluide de fracturation hydraulique comprenant ladite composition fluide, ainsi que l'utilisation de ladite composition en tant que fluide de fracturation hydraulique.

Description

COMPOSITION FLUIDE POUR LA STIMULATION DANS LE DOMAINE DE LA PRODUCTION DE PÉTROLE ET DE GAZ
[0001] La présente invention concerne des particules polymères filamenteuses utiles pour la récupération de pétrole, de condensât ou de gaz à partir d'emplacements souterrains en tant que fluides de fracturation hydraulique, fluides de détournement, fluides permettant d'améliorer la répartition et les profils d'écoulement des fluides ou produits injectés (« appelés ci-après fluides de conformité ») ou de contrôle de la perméabilité, fluides de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, fluides de fracturation acides et analogues. Ces fluides sont des fluides de stimulation injectés dans des puits qui servent également de puits de production pour les hydrocarbures initialement présents dans les formations souterraines.
[0002] Les fluides de fracturation sont couramment utilisés aujourd'hui pour fracturer les roches afin de permettre ou d'augmenter la communication des fluides entre la formation souterraine et les puits. Les fluides présents dans la formation souterraine comprennent de l'eau contenant des sels, des gaz, des condensais et du pétrole. Sans l'utilisation de fluides de fracturation, certaines roches, qui ont une perméabilité très faible, sont incapables de produire des hydrocarbures, telles que celles associées avec l'huile de schiste et le gaz de schiste. Certaines autres roches produisent déjà des hydrocarbures, mais on souhaite augmenter leur rendement. Afin de maintenir les fractures ouvertes, des particules solides, les « agents de soutènement », sont dispersées dans le fluide au- dessus de la surface et transportées vers les fractures pendant une opération de pompage. Les agents de soutènement sont conduits et placés entre les parois des fractures.
[0003] Pour transporter les agents de soutènement, il est nécessaire que le fluide de fracturation présente un comportement de fluidification par cisaillement : une viscosité élevée à faible cisaillement afin que les agents de soutènement ne se déposent pas dans les zones à faible turbulence du système d'injection et dans la formation souterraine, et une faible viscosité à cisaillement élevé afin de réduire l'énergie nécessaire pour pomper le fluide de fracturation.
[0004] « Fluidification par cisaillement » signifie la diminution de la viscosité sous l'effet d'une augmentation de la contrainte, du cisaillement et/ou de la déformation qui sont appliqués au système étudié.
[0005] La fracturation acide est une technique utilisée pour dissoudre des roches afin d'augmenter la perméabilité aux hydrocarbures. Lors d'une première étape, une solution aqueuse visqueuse est injectée dans la formation souterraine pour briser les roches, afin de créer la hauteur, la largeur et la longueur de fracture souhaitées. Une fois les valeurs souhaitées des dimensions des fractures créées obtenues, l'acide est pompé et s'introduit dans la fracture par digitation pour attaquer les parois de la fracture et créer une conductivité de la fracture. Les fluides sont ensuite pompés vers la surface avec le même puits et le pompage des hydrocarbures débute. L'acide est normalement visqueux ou gélifié ou réticulé ou émulsifié afin de maintenir la largeur de la fracture et minimiser les fuites de fluide, avec un comportement de fluidification par cisaillement. Le fluide utilisé le plus couramment pour la fracturation acide est l'acide chlorhydrique à 15 % (HCI). Pour obtenir davantage de pénétration de l'acide et davantage d'attaque, une solution d'HCI plus concentrée est parfois utilisée en tant que fluide acide primaire.
[0006] Si nécessaire, de l'acide formique (HCOOH) ou de l'acide acétique (CH3COOH) sont utilisés car la réaction de dissolution entre ces acides et les roches est plus facilement inhibée en conditions de température élevée. L'acide fluorhydrique (HF) peut également être utilisé pour attaquer les formations souterraines de grès. Pendant l'attaque, la teneur en sels de l'eau augmente. Afin de réduire les fuites d'eau dans la porosité des roches pendant l'attaque, il est nécessaire que l'additif viscosifiant maintienne sa fonction lorsque la teneur en sels augmente.
[0007] Les fluides de détournement, les fluides de conformité et de contrôle de la perméabilité visent à réduire la perméabilité de certaines parties de la formation souterraine. Les formations possèdent parfois des zones intéressantes contenant des hydrocarbures mais avec différentes perméabilités ou différentes fractions volumiques d'eau. Dans un tel cas et lorsqu'une pression supplémentaire est placée dans la formation souterraine avec l'injection d'eau pour produire des hydrocarbures, l'eau injectée trouve parfois la trajectoire la plus rapide pour atteindre les puits de production, c'est-à-dire qu'elle traverse des zones présentant une fraction volumique d'eau élevée dans les vides et/ou présentant une perméabilité élevée, s'écoulant ainsi autour d'autres zones riches en hydrocarbures sans les pousser vers les puits de production.
[0008] Les fluides de conformité et de contrôle de la perméabilité sont injectés dans de telles zones à perméabilité élevée et/ou à teneur en eau élevée pour remplacer les fluides en place et réduire leur perméabilité à l'eau grâce à leur viscosité élevée. Une viscosité élevée à faible cisaillement est nécessaire pour que les fluides arrivant de l'amont qui se déplacent lentement ne puissent pas pénétrer et une faible viscosité à cisaillement élevé est nécessaire pour réduire l'énergie nécessaire pour pomper les fluides de conformité et de contrôle de la perméabilité. Les fluides de détournement sont injectés dans des zones à perméabilité élevée et/ou à teneur en eau élevée pour remplacer les fluides en place et réduire leur perméabilité à l'eau grâce à leur viscosité élevée. Une viscosité élevée à faible cisaillement est nécessaire pour que les fluides de fracturation qui se déplacent lentement injectés ultérieurement ne puissent pas pénétrer et une faible viscosité à cisaillement élevé est nécessaire pour réduire l'énergie nécessaire pour pomper le fluide de détournement.
[0009] Pour contrôler la production de sable issu de la formation souterraine avec les hydrocarbures, une technique consiste à placer un filtre à gravier de taille spécifique dans l'espace annulaire entre la roche réservoir et l'ensemble de production. Le gravier agit comme un filtre permettant aux fluides de la formation de s'écouler depuis la formation vers le tube de production tout en filtrant les grains de sable et les autres fines de la formation. Pour transporter le gravier, il est nécessaire que le fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable présente un comportement de fluidification par cisaillement : une viscosité élevée à faible cisaillement afin que le gravier ne se dépose pas dans les zones à faible turbulence du système d'injection, et une faible viscosité à cisaillement élevé afin de réduire l'énergie nécessaire pour pomper le fluide de placement.
[0010] Pour réguler la viscosité du fluide mentionné précédemment, l'art antérieur enseigne que des polymères hydrophiles sont ajoutés à l'eau. Lesdits polymères comprennent le polygalactomannane, le guar ou des polymères dérivés de guar tels que par exemple le carboxyméthylguar, l'hydroxyéthylguar, l'hydroxypropylguar. Des exemples sont donnés dans les brevets suivants : US5305832, US4488975 et US4579670.
[0011] Ces polymères ont toutefois des inconvénients, p. ex. la longue durée nécessaire pour l'hydratation complète dans de l'eau, et le colmatage partiel de la porosité créée en raison de leur adsorption sur les parois des fractures. D'autres solutions existent pour éviter ces problèmes, en utilisant des tensioactifs viscoélastiques. Kefi et al. dans « Expanding applications for viscoelastic surfactants », Oilfield Review, Winter 2004/2005, p 10-23, fournit un aperçu de l'utilisation potentielle de tensioactifs viscoélastiques dans l'industrie du pétrole et du gaz et les compare à l'hydroxyéthylcellulose pour les fluides de fracturation. Les fluides viscoélastiques permettent d'économiser de l'énergie en raison de la plus grande capacité de fluidification par cisaillement. US6637517 et US2007/0213232 donnent des exemples de tels fluides de fracturation viscoélastiques.
[0012] Pour protéger ces additifs contre la décomposition chimique, des capteurs d'oxygène connus peuvent être utilisés, tels que le thiosulfate de sodium, le méthanol, la thiourée, le thiosulfite de sodium. D'autres additifs, tels que les tampons du pH, les agents mouillants, les agents moussants, les inhibiteurs de corrosion, les démousseurs ou anti mousses, les antitartres, les biocides, les agents de réticulation, les agents de rupture de gel, les non-émulsifiants, les additifs de contrôle de perte de fluide, peuvent être utilisés. Un gaz peut également être injecté pour produire des bulles de gaz dans le fluide de fracturation, tel que l'azote et le dioxyde de carbone.
[0013] Des stabilisateurs d'argiles sont utilisés pour éviter le gonflement et/ou le délogement d'argiles dans la formation. La formation contient de l'eau qui est équilibrée du point de vue thermodynamique avec les roches. Elle contient par conséquent des sels dissous. Les cations de ces sels sont équilibrés entre la phase aqueuse et les argiles. Si l'eau injectée ne contient pas suffisamment de cations dissous, lorsqu'elle rentre en contact avec les roches de la formation, les cations présents dans les feuillets des argiles diffusent dans l'eau injectée, laissant les feuillets avec une charge cationique réduite. En conséquence, les feuillets qui sont chargés négativement se repoussent les uns les autres et on dit que les argiles gonflent, limitant la perméabilité qui a été créée par les fractures.
[0014] Par conséquent, il est nécessaire que l'eau injectée contienne suffisamment de sels pour éviter cette diffusion non équilibrée de cations entre l'eau et les argiles. En outre, les sels dissous agissent sur la viscosité du fluide de fracturation.
[0015] Les stabilisateurs d'argiles les plus courants sont KCI, NaCI, les sels d'ammonium quaternaire tels que NH4CI, utilisés à une dose d'environ 1 % à environ 5 % en poids.
[0016] Des volumes d'eau élevés sont nécessaires pour la fracturation hydraulique de formations souterraines. Certaines zones où du gaz ou de l'huile de schiste sont présents ont des contraintes importantes au regard de l'alimentation en eau, p. ex. le Texas, d'autres zones se trouvent à proximité de terres cultivées ou d'habitations, rendant nécessaire un traitement de qualité élevée des fluides de retour pompés à la surface après les opérations de fracturation et avant la libération, le déchargement de ces eaux. En outre, ces grandes quantités d'eau sont transportées. Ceci ajoute à l'impact sur l'environnement par les émissions pour la construction du réseau routier et le transport de l'eau. Il est par conséquent hautement souhaitable de réduire la consommation d'eau et d'augmenter le recyclage de l'eau pour les opérations de fracturation hydraulique. Le recyclage de l'eau signifie le traitement d'une eau contenant de grandes quantités de sels, tels que NaCI, KCI, CaCI2, BaCI2 et analogues.
[0017] US20091 1 1716 décrit des polymères solubles dans l'eau, notamment des polyélectrolytes qui sont sensibles aux sels en termes d'effondrement de la rhéologie lors de l'augmentation des sels, et décrit une solution pour augmenter la résistance aux sels de polymères solubles dans l'eau comprenant un polymère soluble dans l'eau, des tensioactifs zwitterioniques et des sels inorganiques, et leur utilisation en tant que fluide de fracturation hydraulique. La Figure 8 d'US20091 1 1716 montre l'impact de 5 % en poids de KCI sur la viscosité d'une solution aqueuse de guar anionique à 0,3 % en fonction du taux de cisaillement. La viscosité sans KCI est de 0,4 Pa.s à 0,5 Pa.s et est égale à 0,09 Pa.s avec une concentration de 5 % en poids de KCI à un taux de cisaillement de 0,1 s"1. La diminution est ainsi de 75 %. L'ajout de 2 % d'un tensioactif donné permet une augmentation de viscosité de 0,35 Pa.s à 0,1 s"1 en présence de 5 % en poids de KCI. Ce brevet ne décrit toutefois pas la sensibilité du mélange polymère/tensioactif en fonction de la concentration de KCI, et l'ajout du tensioactif constitue une autre étape pour préparer le fluide de fracturation.
[0018] P.E. Dresel et A.W. Rose (Pennsylvania Geological Survey, Fourth Séries, Harrisburg, (2010) p. 1 1 -12, http://www.marcellus.psu.edu/resources/PDFs/brines.pdf) enseignent que les eaux de la formation présentes dans les champs de pétrole et de gaz en Pennsylvanie sont difficiles à analyser car la quantité produite est parfois très faible, et les données ne sont donc pas disponibles ou sont de mauvaise qualité.
[0019] P.E. Dresel et A.W. Rose (ibid.) enseignent également que la teneur en sels de l'eau de la formation peut grandement varier en Pennsylvanie de 7 % m/v à 35 % m/v et également sur des distances courtes de 2 à 3 kilomètres, par exemple pour les points 19 et 21 sur le diagramme de la page 1 1 pour une concentration en sodium allant de 3 g/L à 17,4 g/L et pour une concentration en calcium allant de 0,9 g/L à 6,1 g/L. Si nous considérons que le sodium et le calcium sont associés avec le chlorure qui est toujours l'anion dominant, les variations en termes de NaCI et de CaCI2 sont respectivement de 7,5 g/L à 44 g/L et de 2,5 g/L à 16,8 g/L. Pour ces points 19 et 21 , la quantité totale calculée de solides dissous varie entre 1 % et 6,7 %. Ceci signifie que le choix de la teneur en sels du fluide de fracturation est difficile et le fluide de fracturation hydraulique courant peut se trouver en dessous de la salinité de l'eau de la formation exprimée en termes de solides dissous totaux.
[0020] D'un côté, il vaut mieux ne pas avoir une teneur en sels trop basse afin d'éviter le gonflement des argiles à un emplacement quelconque dans la formation accessible avec les puits, qui réduit la perméabilité, et d'un autre côté, une teneur élevée en sels signifie une viscosité réduite avec les polyélectrolytes et un transport réduit des agents de soutènement. Dans les deux cas, l'efficacité de l'opération de fracturation est réduite en raison des sels et une grande quantité d'eau est nécessaire pour la fracturation. Il serait bénéfique de travailler avec une teneur en sels élevée dans l'intérêt d'éviter le gonflement des argiles, avec des additifs de fluidification par cisaillement capables de résister à ces niveaux de sels. [0021] US2007213232 enseigne l'ajout d'une aminé ou d'un alcool à un gel viscoélastique afin d'augmenter la température critique à laquelle la viscosité commence à chuter. Cette solution est dite être intéressante pour se débarrasser du sel tout en maintenant la même viscosité. La Figure 8 d'US2007213232 montre toutefois la sensibilité des fluides revendiqués à KCI en termes de viscosité à un taux de cisaillement de 1 s"1.
[0022] WO2012/085415 décrit la préparation de particules filamenteuses spécifiques par polymérisation en émulsion radicalaire contrôlée de monomères hydrophobes, en utilisant en tant qu'initiateurs des macroinitiateurs vivants dérivés de nitroxyde. Les particules peuvent être réticulées. US2007213232 décrit également une technique directe pour la préparation de particules filamenteuses qui ne nécessite pas l'utilisation d'un co- solvant organique. Les agrégats polymères filamenteux sont dits présenter un attrait croissant, notamment dans les applications biomédicales en tant que systèmes pour l'administration de médicaments. Ces particules polymères filamenteuses sont illustrées avec 35 g/L de NaCI dans de l'eau. Aucune utilisation pour l'extraction de pétrole et de gaz de réservoirs souterrains n'est toutefois décrite.
[0023] WO2012/085473 décrit l'augmentation de viscosité de l'eau injectée dans un puits pour la récupération améliorée d'hydrocarbures à l'aide de particules polymères filamenteuses spécifiques. La phase aqueuse injectée maintient la pression dans le réservoir et déplace les hydrocarbures vers les puits de production. Les particules peuvent être réticulées. La forme et la structure des particules polymères filamenteuses selon WO2012/085473 sont maintenues dans un milieu dispersé, indépendamment de leur concentration dans le milieu, de variations de son pH ou de sa salinité.
[0024] L'exemple donné sur la Figure 10 a une concentration en NaCI de 35 g/L d'eau. WO2012/085473 enseigne par conséquent que la forme et la structure des particules polymères ne sont pas modifiées jusqu'à une salinité de 35 g/L (3,5 %) de NaCI. La fraction en masse des particules est comprise entre 100 ppm et 10 000 ppm (c'est-à-dire un maximum de 1 %). Le terme « saumure » est utilisé, mais sans définition, et le comportement avec une quantité de sel plus élevée ou différents sels et une quantité de particules plus élevée est donc inconnu.
[0025] WO2012/085473 ne montre pas de modification de la rhéologie en fonction de la concentration en sel, car il enseigne que la forme et la structure ne sont pas modifiées avec le sel. WO2012/085473 revendique un procédé d'extraction d'hydrocarbures améliorée. Ceci signifie que les roches produisent déjà des hydrocarbures et que la technique revendiquée augmente le rendement. Le procédé de l'invention citée ci-dessus est mis en œuvre au moyen d'un additif polymère, ledit additif étant mélangé avec de l'eau ou de la saumure en une proportion d'au moins 500 ppm d'additif, et ce mélange étant ensuite injecté sous pression dans la roche.
[0026] Il n'est toutefois pas mentionné que la pression est suffisamment élevée pour fracturer les roches souterraines et que des agents de soutènement sont utilisés. Par ailleurs, l'utilisation de puits d'injection et de production est mentionnée, mais le fait que chaque puits peut être utilisé alternativement pour l'injection d'une solution aqueuse et la production d'hydrocarbures n'est toutefois pas mentionné.
[0027] US8347960 décrit un traitement d'électrocoagulation au-dessus de la surface de l'eau de retour ou de l'eau source provenant d'une opération de fracturation hydraulique pour éliminer les contaminants, réutiliser l'eau et réduire le transport de l'eau. Ce procédé permet le recyclage de l'eau pour les opérations de fracturation hydraulique suivantes. Il est toutefois dit que les contaminants chlorure et sodium ne sont pas réduits par ce procédé. Les autres contaminants sont extraits de l'eau de retour, mais doivent être éliminés.
[0028] Il existe par conséquent un besoin d'un fluide de fracturation hydraulique à fluidification par cisaillement contenant des agents de soutènement dont la viscosité à un taux de cisaillement faible (par exemple 0,1 s"1 à 1 s"1) diminue plus lentement que la viscosité des fluides existants, voire augmente lorsque sa teneur en sel augmente jusqu'à 30 % avec les sels généralement trouvés dans l'eau de la formation, à une concentration constante de l'additif de fluidification par cisaillement.
[0029] Cette sensibilité réduite permettrait une augmentation de la teneur en sel, tel que par exemple NaCI, KCI, CaCI2, BaCI2 et/ou les sels d'ammonium, dans le fluide de fracturation hydraulique tout en maintenant un comportement de fluidification par cisaillement. Par ailleurs, la densité du fluide serait augmentée, ce qui augmenterait la pression dans la formation souterraine à une puissance de pompage constante et par conséquent l'efficacité de la fracturation.
[0030] Par ailleurs, puisque l'eau de la formation peut présenter différentes salinités à différents emplacements d'un même réservoir souterrain et puisque l'eau de la formation se mélange avec le fluide de fracturation hydraulique, modifiant ainsi sa salinité, et puisque la salinité aurait un impact réduit sur la viscosité du nouveau fluide de fracturation hydraulique à des taux de cisaillement faibles (par exemple 0,1 à 1 s"1) en comparaison des fluides classiques, alors la viscosité du nouveau fluide de fracturation aurait une réduction réduite et, par conséquent, la capacité du nouveau fluide de fracturation hydraulique à transporter les agents de soutènement dans les fractures serait plus grande et les fractures seraient maintenues à une ouverture plus large ou ceci réduirait la quantité d'eau et d'additifs de fracturation nécessaires pour obtenir les mêmes quantités et débits (rendements) d'hydrocarbures.
[0031] Cette sensibilité réduite ou sensibilité inversée (dans le cas d'une augmentation de viscosité lors de l'ajout des sels) permettrait également de réutiliser l'eau de retour qui est un mélange de fluide de fracturation hydraulique et d'eau de la formation pour les opérations de fracturation suivantes, c'est-à-dire sous la forme d'une véritable opération de recyclage :
1 - par exemple en partant d'une quantité de sel dans le fluide de fracturation proche de la teneur en sel estimée de l'eau de la formation généralement élevée (supérieure à 5 % en poids), la viscosité du fluide de retour diminue essentiellement en raison de la dilution de l'additif de fluidification par cisaillement. Il est alors nécessaire d'ajouter la concentration manquante de l'additif de fluidification par cisaillement. Dans le cas d'un fluide de fracturation hydraulique de l'art antérieur, puisque la viscosité est faible lorsque la salinité est élevée et en raison de la dilution par l'eau de la formation, la concentration manquante relative est plus élevée que pour les particules polymères filamenteuses qui ont une sensibilité plus faible au sel.
2- par exemple en partant d'une quantité de sel dans le fluide de fracturation inférieure à la teneur en sel estimée de l'eau de la formation, et en utilisant un additif de fluidification par cisaillement ayant une sensibilité inverse au sel, la viscosité du fluide de retour diminue en raison de la dilution de l'additif de fluidification par cisaillement. Mais cet effet sera limité en raison de l'augmentation de la teneur en sel provenant de l'eau de la formation et qui a tendance à augmenter la viscosité.
[0032] Après avoir augmenté sa viscosité par ajout d'additifs, la réutilisation de l'eau de retour, provenant du mélange de fluides de fracturation hydraulique connus ou provenant du mélange du fluide de fracturation hydraulique qui pourrait résoudre le problème de salinité décrit précédemment, avec l'eau de la formation sans séparer les contaminants tels que les sels serait bénéfique de plusieurs points de vue : moins d'énergie serait utilisée et ces contaminants resteraient sur le site de fracturation ou en dessous, limitant la dissémination due au transport.
[0033] Dans le cas de fluides de détournement, de fluides de conformité ou de contrôle de la perméabilité, d'un fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, de fluides de fracturation acide, il existe le même besoin d'un fluide à fluidification par cisaillement (contenant du gravier dans le cas d'un fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable) dont la viscosité à un taux de cisaillement faible (0,1 s"1 à 1 s"1) diminue plus lentement que la viscosité des fluides existants, voire augmente lorsque sa teneur en sel augmente jusqu'à 30 % avec les sels généralement trouvés dans l'eau de la formation, à une concentration constante de l'additif de fluidification par cisaillement.
[0034] Un premier objet de la présente invention est une composition comprenant de l'eau, des sels dissous, des particules polymères filamenteuses et des particules solides. Les sels peuvent être des sels minéraux tels que ceux trouvés dans une eau de formation souterraine, tels que NaCI, KCI, MgCI2, CaCI2, SrCI2, BaCI2, ou des sels synthétiques tels que les sels d'ammonium. Les particules solides peuvent être des particules solides spécifiques nommées agents de soutènement par l'homme du métier, et sont de petites particules inorganiques, p. ex. des particules de roche, par exemple du sable, du gravier, du sable revêtu, de la bauxite, des minerais, des résidus ou des particules métalliques. La synthèse et la structure des particules polymères filamenteuses sont décrites dans les demandes WO 2012/085415 et WO 2012/085473 et sont indiquées ici plus loin.
[0035] Selon un mode de réalisation préféré, dans la composition de la présente invention, le pourcentage en poids des particules polymères filamenteuses comparé au poids de la composition sans les solides et les agents de soutènement est compris entre 0,05 % et 20 % et le pourcentage en poids des sels dissous est de 0,1 % à la concentration de saturation en sels.
[0036] Selon un autre mode de réalisation, la présente invention concerne une composition comprenant de l'eau, des sels dissous, des particules polymères filamenteuses et des acides dissous, tels que ceux décrits précédemment dans le présent document. Les sels dissous peuvent être des sels minéraux tels que ceux trouvés dans une eau de formation souterraine, p. ex. des ions monovalents et/ou bivalents et/ou trivalents, tels que NaCI, KCI, MgCI2, CaCI2, SrCI2, BaCI2, ou des sels synthétiques tels que les sels d'ammonium. Les acides sont choisis parmi l'acide chlorhydrique, l'acide fluorhydrique, l'acide formique, l'acide acétique. La synthèse et la structure des particules polymères filamenteuses sont décrites dans les demandes WO 2012/085415 et WO 2012/085473 et sont indiquées ici plus loin.
[0037] Les particules filamenteuses ont un rapport longueur/diamètre supérieur à 100, lesdites particules étant composées de copolymères séquencés synthétisés par polymérisation en émulsion radicalaire contrôlée réalisée à partir d'au moins un monomère hydrophobe en présence d'un macro-initiateur soluble dans l'eau.
[0038] Selon un premier mode de réalisation des deux premiers objets de l'invention, lesdites particules sont synthétisées à partir d'au moins un monomère hydrophobe en présence d'un macro-initiateur vivant dérivé d'un nitroxyde.
[0039] De manière caractéristique, lesdites particules filamenteuses sont obtenues dans un milieu aqueux à partir de la synthèse desdits copolymères séquencés réalisée par chauffage du mélange réactionnel à une température de 60 °C à 120 °C, avec un pourcentage de la masse molaire du macro-initiateur hydrophile dans le copolymère séquencé final compris entre 10 % et 50 %, le degré de conversion du monomère hydrophobe étant d'au moins 50 %. Le pH initial du milieu aqueux peut varier entre 5 et 10. Cette technique directe pour la préparation de particules filamenteuses ne nécessite pas l'utilisation d'un co-solvant organique.
[0040] Un « macro-initiateur vivant » est un polymère comprenant au moins une extrémité appropriée pour le réengagement dans une réaction de polymérisation par ajout de monomères à une température appropriée et une pression appropriée. Ledit macroinitiateur est avantageusement préparé par polymérisation radicalaire contrôlée (CRP). Un « macro-initiateur soluble dans l'eau » est un polymère qui est soluble dans l'eau et comprend à son extrémité une fonction réactive capable de ré-initier une polymérisation radicalaire.
[0041] Ce macro-initiateur est principalement composé de monomères hydrophiles, ceux-ci étant des monomères comprenant une ou plusieurs fonctions capables d'établir des liaisons hydrogène ou une interaction ion-dipôle avec l'eau. Dans le cas de la polymérisation d'un monomère hydrophobe, un copolymère amphiphile sera formé, avec une séquence hydrophile composée du macro-initiateur, tandis que la séquence hydrophobe sera obtenue par la polymérisation du ou des monomères hydrophobes.
[0042] Selon une variante du mode de réalisation, ledit macro-initiateur soluble dans l'eau préformé est ajouté au milieu réactionnel comprenant au moins un monomère hydrophobe.
[0043] Selon une autre variante du premier mode de réalisation, ledit macro-initiateur soluble dans l'eau est synthétisé dans le milieu réactionnel aqueux lors d'une étape préliminaire, sans isolement du macro-initiateur formé et sans élimination de tout monomère hydrophile résiduel. Cette seconde variante est une réaction de polymérisation « monotope ».
[0044] Les monomères hydrophobes peuvent être choisis parmi les monomères suivants :
les monomères aromatiques de vinyle tels que le styrène ou les styrènes substitués, les acrylates d'alkyle, de cycloalkyle et d'aryle, tels que les acrylates de méthyle, d'éthyle, de butyle, de 2-éthylhexyle ou de phényle,
les méthacrylates d'alkyle, de cycloalkyle, d'alcényle ou d'aryle, tels que les méthacrylates de méthyle, de butyle, de lauryle, de cyclohexyle, d'allyle, de 2-éthylhexyle ou de phényle, et
la vinylpyridine. [0045] Selon un mode de réalisation préféré, lesdites particules polymères filamenteuses sont obtenues :
dans un milieu aqueux pendant la synthèse desdits copolymères séquencés, formés par chauffage du milieu réactionnel à une température de 60 à 120 °C,
en utilisant un macro-initiateur soluble dans l'eau,
le pourcentage de la masse molaire du macro-initiateur soluble dans l'eau dans le copolymère séquencé final étant compris entre 10 % et 30 %, et
le degré de conversion du monomère hydrophobe étant d'au moins 50 %,
le monomère hydrophobe étant choisi parmi les monomères aromatiques de vinyle, et
un comonomère réticulant étant éventuellement utilisé, le monomère réticulant comprenant les divinylbenzènes, les trivinylbenzènes, les (méth)acrylates d'allyle, le maléate de diallyle, les (méth)acrylates de polyol, les di(méth)acrylates d'alkylène glycol qui contiennent de 2 à 10 atomes de carbone dans la chaîne carbonée, les di(méth)acrylates de 1 ,4-butanediol, les di(méth)acrylates de 1 ,6-hexanediol et les N,N'-alkylènebisacrylamides.
[0046] Ces monomères hydrophobes sont ajoutés au milieu réactionnel qui comprend principalement de l'eau.
[0047] Le pourcentage de la masse molaire du macro-initiateur soluble dans l'eau dans le copolymère séquencé final est de préférence compris entre 10 % et 30 % en poids.
[0048] La mise en œuvre du procédé selon l'invention produit des particules polymères filamenteuses dans lesquelles la fraction en masse de la fraction hydrophile constituant le copolymère séquencé est inférieure à 25 %.
[0049] Selon un mode de réalisation, lorsque le milieu réactionnel est mélangé avec un agent de réticulation, des particules filamenteuses réticulées sont obtenues. Ledit agent de réticulation est un comonomère réticulant autre que les monomères hydrophobes susmentionnés.
[0050] Un comonomère réticulant est un monomère qui, grâce à sa réactivité avec les autres monomères présents dans le milieu de polymérisation, est capable de générer un réseau tridimensionnel covalent. D'un point de vue chimique, un comonomère réticulant comprend généralement au moins deux fonctions éthyléniques polymérisables qui, en réagissant, sont capables de produire des ponts entre un certain nombre de chaînes polymères.
[0051] Ces comonomères réticulants peuvent être capables de réagir avec les monomères hydrophobes insaturés pendant la synthèse desdites particules. [0052] Les comonomères réticulants comprennent les divinylbenzènes, les trivinylbenzènes, les (méth)acrylates d'allyle, le maléate de diallyle, les (méth)acrylates de polyol tels que les tri(méth)acrylates de triméthylolpropane, les di(méth)acrylates d'alkylène glycol contenant de 2 à 10 atomes de carbone dans la chaîne carbonée, tels que les di(méth)acrylates d'éthylène glycol, les di(méth)acrylates de 1 ,4-butanediol, les di(méth)acrylates de 1 ,6-hexanediol et les Ν,Ν'-alkylène-bisacrylamides, tels que le Ν,Ν'- méthylène bisacrylamide. La préférence sera donnée à l'utilisation de divinylbenzène ou d'un diméthacrylate en tant qu'agent de réticulation.
[0053] Les particules filamenteuses selon l'invention ont de manière caractéristique un pourcentage de la masse molaire du macro-initiateur hydrophile dans le copolymère séquencé final compris entre 10 % en poids et 50 % en poids. Tel qu'observé par microscopie électronique en transmission (MET), ces particules peuvent prendre la forme de fibres cylindriques ayant un rapport longueur/diamètre supérieur à 100 ; leur diamètre est constant sur l'ensemble de leur longueur et est supérieur ou égal à 5 nm, tandis que leur longueur est supérieure à 500 nm, de préférence supérieure à 1 μηι, avantageusement supérieure à 5 pm et, de manière encore davantage préférée, supérieure ou égale à Ι Ο μηι. Selon un aspect préféré, les particules polymères filamenteuses sont des fibres cylindriques ayant un diamètre allant de 5 nm à 200 nm inclus, une longueur allant de 500 nm à 200 μηη, de préférence supérieure à 1 μηη, avantageusement supérieure à 5 μηη et mieux encore supérieure ou égale à 10 μηη.
[0054] Les particules filamenteuses selon l'invention maintiennent leur forme et leur structure dans un milieu dispersé, indépendamment de leur concentration dans le milieu et/ou de changements au niveau de son pH ou de sa salinité.
[0055] Selon un second mode de réalisation, lesdites particules filamenteuses sont synthétisées par polymérisation radicalaire par transfert réversible par addition- fragmentation (RAFT) dans de l'eau en présence d'un agent RAFT macromoléculaire (ou d'un macroagent RAFT) qui est hydrophile.
[0056] D'autres additifs peuvent être ajoutés tels que des polymères hydrosolubles à fluidification par cisaillement tels que par exemple des polysaccharides, du guar, des dérivés de guar contenant des fonctions hydropropyle, hydroxypropyle, hydroxybutyle, carboxyméthyle, des copolymères contenant des monomères acrylamide, du polyacrylamide partiellement hydrolysé, des (co)polymères contenant des monomères (méth)acryliques, des capteurs d'oxygène, des tampons du pH, des agents mouillants, des agents moussants, des inhibiteurs de corrosion, des démousseurs ou antimousses, des antitartres, des biocides, des agents de réticulation, des agents de rupture de gel, des non-émulsifiants, des additifs de contrôle de perte de fluide, des stabilisateurs d'argiles. Un gaz peut également être injecté pour produire des bulles de gaz dans le fluide de fracturation, tel que l'azote et/ou le dioxyde de carbone.
[0057] Un autre objet de l'invention est l'utilisation des compositions mentionnées précédemment en tant que fluides de stimulation pour la production de pétrole, d'un condensât et de gaz, en tant que fluides de fracturation hydraulique, fluides de détournement, fluides de conformité ou de contrôle de la perméabilité, fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, fluides de fracturation acide.
[0058] Étonnamment, il a été découvert que les particules polymères filamenteuses mentionnées précédemment utilisées en tant qu'additif de fluidification par cisaillement permettent d'obtenir des solutions avec de l'eau qui se fluidifient par cisaillement et présentent une diminution de viscosité limitée à un cisaillement inférieur ou égal à 1 s"1 lorsque la teneur en sel augmente jusqu'à la concentration de saturation, voire dont la viscosité augmente en fonction du sel utilisé. La concentration de saturation est définie comme la concentration à laquelle les premiers cristaux de sel solide apparaissent. Ces variations de viscosité sont également intéressantes pour des concentrations en sels inférieures à la saturation, par exemple de 10 % en poids à 40 % en poids.
[0059] La faible sensibilité de la viscosité aux variations de la salinité à des taux de cisaillement faibles (par exemple inférieurs à 1 s"1) pour la solution contenant les particules polymères filamenteuses permet d'augmenter la teneur en sels, tels que par exemple NaCI, KCI, CaCI2, BaCI2, et les sels d'ammonium, dans le fluide de fracturation hydraulique tout en maintenant un comportement de fluidification par cisaillement. Par ailleurs, la densité du fluide est augmentée, ce qui augmente la pression dans la formation souterraine à une puissance de pompage constante et par conséquent l'efficacité de la fracturation.
[0060] Par ailleurs, puisque l'eau de la formation peut présenter différentes salinités à différents emplacements d'un même réservoir souterrain et puisque l'eau de la formation se mélange avec le fluide de fracturation hydraulique, modifiant ainsi sa salinité, et puisque la salinité a un impact réduit sur la viscosité du nouveau fluide de fracturation hydraulique à des taux de cisaillement faibles (par exemple inférieurs à 1 s"1) en comparaison des fluides classiques, alors la viscosité du nouveau fluide de fracturation présente une réduction réduite et, par conséquent, la capacité du nouveau fluide de fracturation hydraulique à transporter les agents de soutènement dans les fractures est plus grande et les fractures sont maintenues à une ouverture plus large ou ceci réduit la quantité d'eau et d'additifs de fracturation nécessaires pour obtenir le même rendement d'hydrocarbures. [0061] Cette sensibilité réduite ou sensibilité inversée (dans le cas d'une augmentation de viscosité lors de l'ajout des sels) permet également de réutiliser l'eau de retour qui est un mélange de fluide de fracturation hydraulique et d'eau de la formation pour les opérations de fracturation suivantes, c'est-à-dire sous la forme d'une véritable opération de recyclage :
1 - par exemple en partant d'une quantité de sel dans le fluide de fracturation proche de la teneur en sel estimée de l'eau de la formation, la viscosité du fluide de retour diminue essentiellement en raison de la dilution de l'additif de fluidification par cisaillement. Il est alors nécessaire d'ajouter la concentration manquante de l'additif de fluidification par cisaillement. Dans le cas d'un fluide de fracturation hydraulique de l'art antérieur, puisque la viscosité diminue en raison de l'augmentation de la teneur en sels et de la dilution par l'eau, la concentration manquante relative est plus élevée.
2- par exemple en partant d'une quantité de sel dans le fluide de fracturation inférieure à la teneur en sel estimée de l'eau de la formation, et en utilisant un additif de fluidification par cisaillement ayant une sensibilité inverse au sel, la viscosité du fluide de retour diminue en raison de la dilution de l'additif de fluidification par cisaillement. Mais cet effet sera limité en raison de l'augmentation de la teneur en sel provenant de l'eau de la formation.
[0062] La réutilisation de l'eau de retour sans séparation des contaminants tels que les sels est bénéfique de plusieurs points de vue : moins d'énergie est utilisée et ces contaminants restent au niveau du site de fracturation ou en dessous, limitant ainsi la dissémination due au transport. En tant que tel, un autre objet de la présente invention est l'utilisation d'une composition aqueuse extraite par un puits d'une formation souterraine pour la préparation d'une composition de la présente invention pour la préparation d'un fluide hydraulique pour la fracturation d'une formation souterraine.
[0063] Dans le cas de fluides de détournement, de fluides de conformité ou de contrôle de la perméabilité, d'un fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, de fluides de fracturation acide, il existe le même avantage en termes d'efficacité pour un fluide à fluidification par cisaillement (contenant du gravier dans le cas d'un fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable) dont la viscosité à un taux de cisaillement faible (0,1 s"1 à 1 s"1) diminue plus lentement que la viscosité des fluides existants, voire augmente lorsque sa teneur en sel augmente jusqu'à 30 % en poids avec les sels généralement trouvés dans l'eau de la formation, à une concentration constante de l'additif de fluidification par cisaillement.
[0064] Un autre objet de l'invention concerne un fluide de fracturation hydraulique, un fluide de détournement, un fluide de conformité, un fluide de contrôle de la perméabilité, un fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, un fluide de fracturation acide contenant une composition de la présente invention telle que décrite précédemment. L'invention concerne également l'utilisation d'une composition de la présente invention telle que décrite précédemment en tant que fluide de fracturation hydraulique, ainsi qu'un procédé de fracturation d'une formation souterraine utilisant ladite composition selon la présente invention.
[0065] L'invention sera davantage illustrée par les exemples suivants qui n'ont pas pour but de limiter la portée de la protection recherchée.
Exemple 1 : Préparation de particules polymères filamenteuses EG227 et ECLR5-13.06
[0066] Cet exemple détaille la synthèse d'un copolymère vivant poly(acide méthacrylique-co-sulfonate de styrène sodique) utilisé en tant que macro-initiateur, agent de régulation et stabilisateur pour la synthèse de particules chevelues sous la forme de micelles fibrillaires réticulées du copolymère séquencé poly(acide méthacrylique-co- sulfonate de styrène sodique)-b-poly(méthacrylate de n-butyle-co-styrène). Ce copolymère amphiphile est synthétisé selon une réaction monotope.
[0067] Les conditions de synthèse du macro-initiateur peuvent être modifiées (pendant la polymérisation, concentration de sulfonate de styrène sodique et pH) pour adapter et modifier la composition du macro-initiateur.
[0068] Pour cela, un mélange contenant 6,569 g d'acide méthacrylique (0,84 mol.Laq "1 ou 0,79 mol.L"1), 1 ,444 g de sulfonate de styrène sodique (6,97 χ 10"2 mol.Laq "1 ou 6,51 x mol.L"1 avec f0,ss = 0,076 'SS
,ss ), 0,3594 g de Na2C03 (3,75 x
SS l 'MAA
10"2 mol.Laq "1 ou 3,50 χ 10"2 mol.L"1) et 87,1 g d'eau déminéralisée est placé sous flux de N2 à température ambiante pendant 15 min. En parallèle, 0,3162 g (9,18 χ 10"3 mol.Laq "1 ou 8,57 x 10"3 mol.L"1) d'alcoxyamine BlocBuilder® MA (Arkema) est solubilisé dans 3,3442 g d'une solution d'hydroxyde de sodium 0,4 M (1 ,6 équivalent par rapport aux unités acide méthacrylique BlocBuilder® MA) et barboté avec N2 pendant 15 min.
Figure imgf000017_0001
l a) (b)
BlocBuilder®-MA (a) Nitroxyde SG1 (b). [0069] La solution BlocBuilder MA est introduite dans un réacteur à température ambiante sous agitation à 250 tours/min. La solution de monomères est introduite lentement dans le réacteur. La pression du réacteur est ajustée à 1 ,1 bar avec du N2, toujours sous agitation. Le temps t=0 est fixé lorsque la température est à 60 °C. La température est à 65 °C après 15 min. Pendant cette réaction, dans une fiole Erlenmeyer, sont introduits 18,01 g de méthacrylate de n-butyle et 2,01 g de styrène (teneur en solides = 24 %) et le mélange est placé sous flux de N2 à température ambiante pendant 10 min.
[0070] Après 15 min de synthèse, c'est-à-dire de synthèse du macro-initiateur poly(acide méthacrylique-co-sulfonate de styrène sodique)-SG1 , un second système réactif contenant des monomères hydrophiles est introduit à pression ambiante, et 3 bar de pression de N2 et une agitation à 205 tours/min sont appliqués. La température est fixée à 90 °C pour la polymérisation.
[0071] Après 54 minutes, 2,06 g de diméthacrylate d'éthylène glycol nc
(fo DMA
.EGDMA = 0,066 mol) (où f0 EGDMA 'EG ) (teneur en solides = 25 %) sont
(nEGDMA + nMABu Sty
introduits dans le réacteur pour la réticulation des fibres après leur formation.
[0072] Des échantillons sont prélevés à intervalles réguliers pour déterminer la cinétique de polymérisation par gravimétrie.
[0073] Le Tableau 1 présente les caractéristiques d'un échantillon de latex préparé pendant la seconde étape de la synthèse des nanoparticules.
-- Tableau 1 --
Figure imgf000018_0001
[0074] Le diamètre des fibres mesuré par microscopie électronique en transmission MET (logiciel ImageJ) est de 45,3 nm. Ce microscope est JEOL 100 Cx II 100 keV avec une caméra haute résolution CDD Caméra Keen View de SIS.
[0075] Tests rhéologiques : des solutions de particules polymères filamenteuses sont préparées à 40 °C en utilisant de l'eau du robinet et différents sels. Le sel est tout d'abord introduit dans l'eau du robinet, puis la solution polymère résultant de la synthèse. Le mélange est agité doucement à 40 °C pendant 60 min. Le mélange est ensuite versé dans un dispositif Couette (entrefer 2 mm) d'un rhéomètre MCR301 Anton Paar et laissé s'équilibrer à 20 °C. Le mélange est ensuite cisaillé en commençant à 10"2 s"1 et en finissant à 103 s"1. [0076] Dans tous les exemples ci-dessous, le dosage de polymère indiqué est le dosage du polymère sans l'eau provenant de la synthèse.
Exemple 2 : Composition aqueuse contenant 5 % en poids de particules polymères filamenteuses non réticulées
[0077] La synthèse de la solution aqueuse de particules polymères filamenteuses non réticulées EG216 suit la même procédure (voir exemple 1 ) que les particules réticulées, mais sans agent de réticulation.
[0078] La composition se fluidifie par cisaillement comme le montre la Figure 1 .
Exemple 3 : Composition aqueuse contenant 5 % en poids de particules polymères filamenteuses non réticulées avec KCI en comparaison de la figure 8 d'US2007213232
[0079] La synthèse de la solution aqueuse de particules polymères filamenteuses non réticulées EG216 suit la même procédure (voir exemple 1 ) que les particules réticulées, mais sans agent de réticulation.
[0080] Des tests rhéologiques sont réalisés tel que décrit précédemment. Les résultats sont présentés dans le Tableau 2 ci-dessous :
-- Tableau 2 --
Figure imgf000019_0001
[0081] La composition avec 5 % en poids d'EG216 est moins sensible à KCI que le mélange EHAC/IPA à 4,5 % en poids. Dans le cas d'EHAC/IPA à 4,5 % en poids, la viscosité commence à diminuer à une dose supérieure à 3 % en poids de KCI.
Exemple 4 : Compositions aqueuses contenant 5 % en poids de particules polymères filamenteuses non réticulées avec ou sans CaCI2 ou avec BaCI2.
[0082] La solution aqueuse de particules polymères filamenteuses non réticulées ECL 13-04 est préparée de la même manière qu'EG 216 précédemment.
[0083] Des tests rhéologiques sont réalisés tel que décrit précédemment. Les résultats sont présentés dans le Tableau 3 ci-dessous : -- Tableau 3 --
Figure imgf000020_0001
[0084] Étonnamment, ECL 13-04 permet de maintenir constante ou d'augmenter la viscosité à un taux de cisaillement faible avec des quantités jusqu'à 40 % de sel, en fonction du sel. Cet effet n'est pas enseigné, ni même suggéré par WO 2012/085415 et WO 2012/085473.
Exemple 5 : Composition aqueuse contenant 5 % en poids de particules polymères filamenteuses réticulées avec 4 % de KCI et 15 % d'acide éthylène diamine tétraacétique (EDTA)
[0085] EG227 peut être considéré comme un polymère covalent en raison de la réticulation, comme le guar et ses dérivés. Étonnamment, la viscosité d'EG227 augmente avec l'ajout d'un sel, contrairement à ce qui est enseigné dans US20091 1 1716 au regard des polyélectrolytes. Les compositions se fluidifient par cisaillement, la viscosité à taux de cisaillement faible augmente avec 4 % de KCI et est indépendante de la présence de l'antitartre EDTA, comme le montre la Figure 2.
Exemple 6 : Compositions aqueuses contenant 0,3 % en poids de particules polymères filamenteuses réticulées de la composition aqueuse ECLR5-13.06, ou avec KCI, en comparaison d'US20091 1 1716
[0086] Des tests rhéologiques sont réalisés tel que décrit précédemment. Les résultats sont présentés dans le Tableau 4 ci-dessous :
-- Tableau 4 --
Composition Viscosité (Pa.s) à
0,1 s 1
0,3 %ECLR5-13.06 dans l'eau du robinet 0,1 1
0,3 %ECLR5-13.06 + 5 % KCI + eau du robinet 0,57
0,3 % guar anionique dans l'eau du robinet (US20091 1 1716, Fig. 8) 0,45
0,3 % guar anionique + 5 % KCI + eau du robinet 0,09 (US20091 1 1716, Fig. 8)
0,3 % guar anionique + 2 % BET-O-30 + 5 % KCI + eau du robinet 0,35 (US20091 1 1716 Fig. 8) [0087] Le guar anionique est utile avec l'eau du robinet pour produire un fluide de fracturation hydraulique qui suspend des solides. Mais une fois que ce fluide est rentré en contact avec une eau de formation souterraine salée, il peut perdre sa viscosité en raison de l'augmentation des sels (-75 % si la concentration de KCI est de 5 % en poids dans l'eau) et de la dilution avec l'eau et par conséquent une partie de sa capacité à transporter des agents de soutènement dans les zones présentant une telle teneur en sels. En revanche, et étonnamment, avec ECLR5-13.06, la viscosité est multipliée par 5 avec l'ajout de 5 % de KCI, et le risque de perdre sa capacité à transporter des agents de soutènement est réduit car elle ne dépend que de la dilution du polymère par l'eau. Cette solution est meilleure que l'ajout de BET-O-30 car elle évite la manipulation d'un produit chimique supplémentaire et la viscosité est plus élevée à une dose plus faible.
Exemple 7 : Composition aqueuse contenant 5 % en poids de particules polymères filamenteuses réticulées de la composition aqueuse ECLR5-13.06 et BaCI2 ou CaCI2
[0088] Des tests rhéologiques sont réalisés tel que décrit précédemment. Les résultats sont présentés dans le Tableau 5 ci-dessous :
-- Tableau 5 --
Figure imgf000021_0001
[0089] Étonnamment, la viscosité avec 5 % d'ECLR5-13.06 et 40 % de CaCI2 ou BaCI2 est supérieure à celle dans l'eau du robinet. Elle permet de réaliser une fracturation hydraulique dans des zones présentant des salinités élevées, c'est-à-dire supérieures à 5 % des solides dissous totaux, de manière davantage préférée supérieures à 10 % des solides dissous totaux. Par ailleurs, elle facilite l'utilisation de l'eau de retour qui a souvent une salinité élevée et qui est pompée à la surface après une opération de fracturation. Sa salinité élevée n'est en effet pas néfaste pour une utilisation en tant que nouveau fluide de fracturation hydraulique avec les particules polymères filamenteuses de l'invention. L'eau de surface est ainsi économisée et remplacée par l'eau de la formation dans le fluide de fracturation hydraulique.
Abréviations
AA acide acrylique
CRP polymérisation radicalaire contrôlée
DMF diméthylformamide
DMSO diméthylsulfoxyde
EGDMA diméthacrylate d'éthylène glycol
MAA acide méthacrylique
MABu méthacrylate de n-butyle
MET microscopie électronique en transmission
P4VP poly(4-vinylpyridine)
PEGA éther acrylate de méthyle de poly(éthylène glycol)
PNaA poly(acrylate de sodium)
RAFT polymérisation par addition-fragmentation (Réversible Addition Fragmentation chain Transfer)
SG1 N-tert-butyl-N-[1 -diéthylphosphono(2,2-diméthylpropyl)]
S ou Sty styrène
SS sulfonate de styrène sodique
n nombre de moles
trs/min tours par minute
fo.sty fraction molaire initiale de styrène dans le mélange de monomères
fo.ss fraction molaire initiale de sulfonate de sodium dans le mélange de
monomères
fo.DVP fraction molaire initiale de divinylbenzène dans le mélange de monomères fo.EGDMA fraction molaire initiale de diméthacrylate d'éthylène glycol dans le mélange de monomères
BlocBuilder®-MA est la (/V-(2-méthylpropyl)-/V-(1 -diéthylphosphono-2,2-diméthylpropyl)-0- (2-carboxylprop-2-yl)hydroxylamine, disponible auprès d'Arkema.

Claims

REVENDICATIONS
1. Composition comprenant de l'eau, des sels dissous, des particules polymères filamenteuses et des particules solides.
2. Composition selon la revendication 1 , dans laquelle les solides sont des agents de soutènement.
3. Composition selon l'une quelconque des revendications 1 ou 2, comprenant également des acides dissous.
4. Composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans laquelle les particules polymères filamenteuses sont des fibres cylindriques ayant un diamètre allant de 5 nm à 200 nm inclus, une longueur allant de 500 nm à 200 μηι, de préférence supérieure à 1 μηι, avantageusement supérieure à 5 μηι et de manière davantage préférée supérieure ou égale à 10 μηι.
5. Composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans laquelle les particules polymères filamenteuses sont composées de copolymères séquencés préparés par polymérisation en émulsion radicalaire contrôlée réalisée à partir d'au moins un monomère hydrophobe en présence d'eau et d'un macro-initiateur soluble dans l'eau dérivé d'un nitroxyde, ou synthétisés par polymérisation radicalaire avec transfert réversible par addition-fragmentation réalisée à partir d'au moins un monomère hydrophobe en présence d'eau et d'un agent RAFT macromoléculaire soluble dans l'eau.
6. Composition selon la revendication 5, dans laquelle :
lesdites particules polymères filamenteuses sont obtenues dans un milieu aqueux pendant la synthèse desdits copolymères séquencés, formés par chauffage du milieu réactionnel à une température de 60 à 120 °C,
ledit macro-initiateur est soluble dans l'eau,
le pourcentage de la masse molaire du macro-initiateur soluble dans l'eau dans le copolymère séquencé final est compris entre 10 % et 30 %, et
le degré de conversion du monomère hydrophobe est d'au moins 50 %,
le monomère hydrophobe est choisi parmi les monomères aromatiques de vinyle, et un comonomère réticulant est éventuellement utilisé, le monomère réticulant comprenant les divinylbenzènes, les trivinylbenzènes, les (méth)acrylates d'allyle, le maléate de diallyle, les (méth)acrylates de polyol, les di(méth)acrylates d'alkylène glycol qui contiennent de 2 à 10 atomes de carbone dans la chaîne carbonée, les di(méth)acrylates de 1 ,4-butanediol, les di(méth)acrylates de 1 ,6-hexanediol et les N,N'-alkylènebisacrylamides.
7. Composition selon la revendication 6, dans laquelle le monomère hydrophobe est choisi parmi le styrène, les styrènes substitués, les acrylates d'alkyle, les acrylates de cycloalkyle, les acrylates d'aryle, les méthacrylates d'alkyle, les méthacrylates de cycloalkyle, les méthacrylates d'aryle et la vinylpyridine.
8. Composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 7, dans laquelle les sels comprennent des ions monovalents et/ou bivalents et/ou trivalents.
9. Composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, dans laquelle le pourcentage en poids des particules polymères filamenteuses comparé au poids de la composition sans les solides et les agents de soutènement est compris entre 0,05 % et 20 % et le pourcentage en poids des sels dissous est de 0,1 % à la concentration de saturation en sels.
10. Composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 9, comprenant également des capteurs d'oxygène, des tampons du pH, des agents mouillants, des agents moussants, des inhibiteurs de corrosion, des démousseurs ou antimousses, des antitartres, des biocides, des agents de réticulation, des agents de rupture de gel, des non-émulsifiants, des additifs de contrôle de perte de fluide et/ou des bulles de gaz injectées.
11. Fluide de fracturation hydraulique, fluide de détournement, fluide de conformité, fluide de contrôle de la perméabilité, fluide de placement de filtre à gravier pour le contrôle du sable, fluide de fracturation acide, contenant la composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 10.
12. Utilisation de la composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 10 en tant que fluide de fracturation hydraulique.
13. Utilisation d'une composition aqueuse extraite par un puits à partir d'une formation souterraine pour la préparation d'un fluide selon la revendication 1 1 .
14. Procédé de fracturation d'une formation souterraine utilisant une composition selon l'une quelconque des revendications 1 à 10.
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