WO2016202975A1 - Agents desorbants ethoxyles pour la recuperation assistee du petrole - Google Patents
Agents desorbants ethoxyles pour la recuperation assistee du petrole Download PDFInfo
- Publication number
- WO2016202975A1 WO2016202975A1 PCT/EP2016/063997 EP2016063997W WO2016202975A1 WO 2016202975 A1 WO2016202975 A1 WO 2016202975A1 EP 2016063997 W EP2016063997 W EP 2016063997W WO 2016202975 A1 WO2016202975 A1 WO 2016202975A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- formula
- anionic
- anionic surfactants
- surfactants
- use according
- Prior art date
Links
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims description 23
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 59
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 51
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims abstract description 14
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims abstract description 13
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 27
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 23
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 19
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 17
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 17
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 15
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 12
- JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N azane;7-fluoro-2,1,3-benzoxadiazole-4-sulfonic acid Chemical compound N.OS(=O)(=O)C1=CC=C(F)C2=NON=C12 JXLHNMVSKXFWAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 11
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 9
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 7
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 7
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 3
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 2
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims description 2
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 claims description 2
- QERYCTSHXKAMIS-UHFFFAOYSA-M thiophene-2-carboxylate Chemical compound [O-]C(=O)C1=CC=CS1 QERYCTSHXKAMIS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 2
- 229920000297 Rayon Polymers 0.000 claims 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 38
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 12
- -1 ETHOXYL Chemical class 0.000 description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 6
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 4
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 3
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 3
- 150000005215 alkyl ethers Chemical group 0.000 description 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 3
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 3
- 125000003438 dodecyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 3
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000004438 BET method Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N Dodecane Natural products CCCCCCCCCCCC SNRUBQQJIBEYMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 230000001976 improved effect Effects 0.000 description 2
- 229910052743 krypton Inorganic materials 0.000 description 2
- DNNSSWSSYDEUBZ-UHFFFAOYSA-N krypton atom Chemical compound [Kr] DNNSSWSSYDEUBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- 125000002889 tridecyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 2
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FKOZPUORKCHONH-UHFFFAOYSA-N 2-methylpropane-1-sulfonic acid Chemical compound CC(C)CS(O)(=O)=O FKOZPUORKCHONH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000006539 C12 alkyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical group C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 239000004117 Lignosulphonate Substances 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M Methacrylate Chemical compound CC(=C)C([O-])=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical group CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 125000005250 alkyl acrylate group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003710 aryl alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002704 decyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- GPLRAVKSCUXZTP-UHFFFAOYSA-N diglycerol Chemical compound OCC(O)COCC(O)CO GPLRAVKSCUXZTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 239000008233 hard water Substances 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 125000003187 heptyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 229920001477 hydrophilic polymer Polymers 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 235000019357 lignosulphonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 125000001421 myristyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000001400 nonyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 125000002347 octyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 125000002958 pentadecyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 241000894007 species Species 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 1
- 125000002948 undecyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
Definitions
- the present invention relates to the field of enhanced recovery of crude oil from underground formations, and more particularly to the problems of retention of surfactants in these subterranean formations during stages of enhanced oil recovery.
- a fluid is injected (re-injection of the diluted or non-diluted produced water, injection of sea or river water, or injection of gas, for example) into the hydrocarbon reservoir, with a view to exerting a positive overpressure in the tank to drive the oil to the production well (s).
- a common technique in this context is the injection of water (also referred to as flooding or "waterflooding"), in which large volumes of water are injected under pressure into the reservoir via injection wells. The injected water causes some of the oil it meets and pushes it to one or more producing wells.
- the surfactants usually recommended in this context are typically anionic surfactants, especially of the sulphate or sulphonate type. Although they are effectively effective in lowering the water / oil interfacial tension, these anionic surfactants have the disadvantage that they tend to remain trapped within the subterranean formations, typically due to chemical adsorption phenomena. the surface of the rocks, which significantly affects the efficiency of recovery and / or process costs.
- the surfactants thus immobilized in the tank can no longer participate in the mobilization of oil and its extraction, and the efficiency of the extraction is therefore affected.
- High adsorption can be offset by high surfactant concentrations but with cost implications. More generally, adsorption phenomena surfactants negatively impact the costs of extraction.
- rock formations such as carbonates or clay rocks such as clayey sandstones (where the adsorption is high, even if water with high salt content and / or divalent ions) is avoided.
- An object of the present invention is to provide an even more effective means of limiting or even eliminating the harmful effects of the retention of anionic surfactants, especially of the sulphate and / or sulphonate type, within oil reservoirs during stages. assisted oil recovery, especially in oil-bearing rocks of the carbonate or argillaceous rocks type.
- the present invention proposes the use of at least one ethoxylated nonionic surfactant chosen from the following compounds of formula (I):
- R is a hydrocarbon group comprising from 6 to 40, for example from 8 to 20 carbon atoms;
- n is zero or is a non-zero number ranging from 0 to 20, integer or not, m denoting the average number of propylene oxide units -CH 2 -CH (-CH 3 ) O-;
- n is a number greater than m and which is greater than 20, preferably greater than 25, n denoting the average number of ethylene oxide units -CH 2 -CH (-CH 3 ) -O-,
- anionic surfactants used here in the plural refers both to a population of at least one surfactant, namely either several anionic surfactants of one and the same type, a mixture of several types of anionic surfactants).
- the compounds of formula (I) mentioned above are agents which have the particularly advantageous property of desorbing anionic surfactants when they are injected in aqueous solution into rocks (oil reservoirs) where these anionic surfactants have been previously adsorbed.
- the compounds of formula (I) can be qualified as desorbent agents for anionic surfactants.
- the work of the inventors has now made it possible to demonstrate that this desorption effect is all the more clear as the compound of formula (I) is ethoxylated, that is to say all the more so as the value of n is high.
- n is greater than 25, or more specifically greater than 30, or even more specifically greater than 40.
- the value of n remains the highest. often less than 70 and generally does not need to exceed 60 or even 50.
- the value of n is between 25 and 70, for example between 30 and 60 and can especially be between 40 and 50 when we try to ensure a particularly pronounced desorbent effect.
- the compounds of formula (I) make it possible to desorb sulfate and / or sulphonate anionic surfactants in a particularly efficient manner from oil-bearing rocks, especially mixtures of primary surfactants of the olefin sulfonate or alkylarylsulphonate type and secondary alkyl ether sulphate or alkyl ether glyceryl sulfonate.
- the compounds of formula (I) can desorb most of the anionic surfactants used for enhanced oil recovery, including anionic surfactants carboxylate type, phosphates and / or phosphonate.
- anionic surfactant encompasses all surfactants carrying at least one anionic group under the conditions of the extraction carried out.
- an anionic surfactant includes not only the above-mentioned sulfates and sulfonates, but also other types of surfactants, including zwitterionic surfactants.
- the compounds of formula (I) are well suited to the desorption of purely anionic surfactants (ie carriers that do not carry positive charges). That being so, according to a specific embodiment, the compounds of formula (I) may optionally be employed to desorb zwitterionic compounds (alone or mixed with purely anionic surfactants).
- the compounds of formula (I) may furthermore inhibit the retention effect of the anionic surfactants, especially of the abovementioned type, when they are introduced together with said anionic surfactants. In this sense, they can also be considered as anti-retention agents of anionic surfactants within oil-bearing rocks (oil reservoirs).
- the compounds of formula (I) can in particular be used to avoid the retention of anionic surfactants both when they are used in the form of an extraction liquid and when they are under the form of a foam (obtained by injection of the anionic surfactant and the compound of formula (I) in an aqueous medium into the oil rock and then injection of a gas, typically according to the so-called "WAG" method).
- the compounds of formula (I) are particularly suitable for improving the effect of the foam, avoiding retention phenomena in the rock.
- This anti-retention effect in co-addition is in general also all the more marked that the value of n is high and can therefore typically be used, depending on the intensity of the desired effect, compounds (I) where n is in the abovementioned ranges, ie for example compounds in which n is greater than 25 or more specifically greater than 30 or even more specifically greater than 40, the value of n being typically less than 70, most often less than at 60, and typically at most 50.
- the compounds of formula (I) make it possible to prevent the retention effect of the anionic surfactants, by limiting the amount of anionic surfactants that adsorb on the rock.
- the compounds of formula (I) can also be described as sacrificial agents.
- this preventive effect is most often all the more marked as the value of n is high and it is therefore typically possible to use, depending on the intensity of the effect sought, compounds (I) where n is in the aforementioned ranges, ie for example compounds where n is greater than 25 or more specifically greater than 30 or even more specifically greater than 40, the value of n being typically less than 70, most often less than 60, and typically at most 50.
- the effects observed in the context of the present invention do not imply high concentrations of compound of formula (I).
- the compounds of formula (I) are used - alone or in the form of a mixture of several nonionic surfactants of formula (I) - in aqueous fluids comprising these compounds at a concentration which does not have to exceed 5 g / l, and which may for example be between 0.1 and 4 g / l, preferably between 0.5 and 2 g / l.
- the compounds of formula (I) that are useful according to the invention can at least in certain cases improve the solubility in water of anionic surfactants, in particular of the sulphate or sulphonate type.
- the compounds of formula (I) make it possible to improve the injectivity of certain anionic surfactants, especially mixtures of primary surfactants of olefin sulfonate or alkylarylsulphonate type and secondary alkyl ether sulfate or sulfonate type, when they are added together with these surfactants.
- the use of the compounds of formula (I), which are nonionic surfactants is such as to be able to improve the compatibility of anionic surfactants, especially of the sulphonate type, with other compounds which are used in EOR, such as for example, viscosity polymers such as partially hydrolysed polyacrylamides, for example, which constitutes yet another advantage of the compounds of formula (I).
- the compounds of formula (I) are used in conjunction with at least one viscous polymer.
- the effect of inhibition of retention phenomena of anionic surfactants or their desorption proves in general to be particularly interesting. Most often, an improved effect is observed in the presence of the additional polymer, or even a synergistic effect in certain cases (the effect of inhibition of the retention of surfactants on the rock is generally greater than the simple addition of the effect observed in the presence of a compound (I) without polymer and the effect observed in the presence of the polymer without the compound of formula (I)).
- Such a synergistic effect is, for example, observed, in particular for surfactants or sulphate or sulphonate type formulations, by using additional polymers which are chosen from polyacrylamides, preferably partially hydrolysed.
- the compounds of formula (I) can in particular be used in conjunction with viscosity polymers chosen from:
- hydrophilic polymers including homo-, co-, or terpolymers such as, for example, polymers of the alkyl acrylate type, modified or otherwise, optionally carrying substituents such as 2-acrylamido acid groups; 2methyl propane sulfonic acid, ⁇ , ⁇ -dimethylacrylamide, vinylpyrrolidone, dimethylaminethyl methacrylate, acrylic acid, vinyl acetate, vinylsulfonic acid, or methacrylic acid.
- biopolymers such as guars or xanthan gum, for example.
- the group -R is a hydrocarbon group, linear or branched, saturated or introduced, possibly cyclized in whole or part (s). Although the presence of heteroatoms (N, P, or halogens) is not excluded, in the absolute, on this R group, it is most often a group which comprises only hydrogen atoms and of carbon.
- the group -R preferably comprises at least 6 carbon atoms, more preferably at least 10 carbon atoms. This number of carbon atoms preferably remains lower than or equal to 30, preferably less than or equal to 20.
- the group -R is a hydrocarbon group of the aforementioned type comprising of the order of 12 carbon atoms.
- This group -R is linear or branched, and generally non-cyclic, although it may, according to some embodiments, possibly be cyclized in whole or in part.
- the group -R is preferably a hydrocarbon group comprising only hydrogen and carbon atoms, for example chosen from alkyls, aryls, arylalkyls and alkylaryls. It can thus typically be a linear or branched alkyl or alkenyl group, then preferably having from 6 to 18 carbon atoms, more preferably from 10 to 16 carbon atoms.
- R groups particularly well suited to the implementation of the invention there may be mentioned the linear alkyl groups hexyl, heptyl, octyl, nonyl, decyl, undecyl, dodecyl, tridecyl, tetradecyl and pentadecyl, and groups 2 -éthylhexyle.
- the group -R is a dodecyl group - (CH 2 ) i (CH 3 ).
- the compounds of formula (I) employed in the context of the present invention preferably comprise, as group R, alkyl Ci 0 to C 8, for example a linear alkyl group of 5 to Ci 0. It may for example be a C12 alkyl (dodecyl) or C13 (tridecyl)
- Compounds of formula (I) of interest include Rhodasurf LA / 300, Rhodasurf TDA50 or Rhodasurf E-20 marketed by Solvay.
- the compounds of formula (I) above are used to inhibit the retention phenomena of anionic surfactants chosen from:
- anionic agents of sulphonate and / or sulphate type mixtures of anionic surfactants comprising one or more sulphonate and / or sulfate anionic agents, these mixtures preferably not comprising any nonionic surfactants.
- the compounds of formula (I) are used as desorbent agents for anionic surfactants.
- the subject of the present invention is the processes for the enhanced recovery of petroleum from an underground formation, which make use of at least one of the aforementioned uses of the compounds of formula (I), the compound of formula (I) preferably being at least employed as a desorbent.
- the subject of the present invention is in particular a method for the enhanced recovery of oil from an underground formation, in which:
- a first fluid comprising at least one aqueous medium, an anionic surfactant, and optionally an additional anionic surfactant, called anionic co-surfactant (this first fluid being typically free of nonionic surfactant and may advantageously comprise a polymer, especially a partially hydrolysed polyamide); then
- a second fluid comprising a compound of formula (I) of the aforementioned type is then injected by the same injection well (s);
- At least one means of production is recovered, a fluid conveying the oil leaving the underground formation.
- the subject of the present invention is a method of assisted oil recovery of an underground formation, in which:
- At least one injection well is injected into said subterranean formation, a first fluid comprising at least one aqueous medium, a compound of formula (I) of the aforementioned type an anionic surfactant, and optionally an anionic co-surfactant (this fluid being typically free of nonionic surfactant other than compound I and may advantageously comprise a polymer, especially a partially hydrolyzed polyamide) and; then
- the subject of the present invention is a method for the enhanced recovery of oil from an underground formation, in which:
- At least one injection well is injected into said subterranean formation, a first fluid comprising a compound of formula (I) of the aforementioned type, and then
- this second fluid comprising at least one aqueous medium, an anionic surfactant and optionally an anionic co-surfactant (this second fluid is typically free of nonionic surfactant and may advantageously comprise a polymer, in particular a partially hydrolysed polyamide); ;
- At least one means of production is recovered, a fluid conveying the oil leaving the underground formation.
- This example illustrates the effect of compounds of formula (I) on the inhibition of adsorption of an anionic surfactant formulation (mixture of sodium olefin sulfonate and sodium alkyl ether sulphate).
- anionic surfactants used in this example was prepared in various brines namely:
- This example illustrates the effect of compounds of formula (I) on the inhibition of the adsorption of an anionic surfactant formulation (mixture of sodium alkyl benzene sulphonate and sodium alkyl glyceryl ether sulphonate)
- the anionic surfactant formulation used in this example was prepared in brine (S) containing 4000 ppm dissolved salts (2819 ppm NaCl, 300 ppm KCl, 237 ppm MgCl 2, 644 ppm CaCl 2).
- the adsorption was measured by a conventional method on a crushed rock (Berea sandstone), with reference to the specific surface of the rock, determined by the BET method with Krypton.
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
L'invention concerne l'utilisation d'au moins un composé répondant à la formule suivante : R-O-(-CH2-CH(-CH3)-0-)m-(-CH2-CH2-0-)n-H dans laquelle: R est un groupe hydrocarboné comprenant de 6 à 40 de carbone; m est un nombre allant de 0 à 20; n est un nombre supérieur à 20, pour inhiber les phénomènes de rétention de tensioactifs anioniques au sein d'un réservoir pétrolifère, notamment au sein d'un réservoir carbonaté ou argileux.
Description
AGENTS DESORBANTS ETHOXYLES
POUR LA RECUPERATION ASSISTEE DU PETROLE
La présente invention a trait au domaine de la récupération assistée du pétrole brut des formations souterraines, et plus particulièrement aux problématiques de rétention des tensioactifs dans ces formations souterraines lors d'étapes de récupération assistée du pétrole.
Lors de l'extraction du pétrole hors d'un réservoir hydrocarboné (réservoir pétrolifère telle qu'une formation rocheuse, consolidée ou non, ou un sable, par exemple), selon une première étape dite de « récupération primaire », le pétrole est entraîné hors d'un puits de production par la surpression régnant naturellement au sein du réservoir. Cette récupération primaire ne permet d'accéder qu'à une faible quantité du pétrole contenu dans le réservoir, typiquement de l'ordre de 10 à 15% tout au plus.
Pour permettre de poursuivre l'extraction du pétrole suite à cette récupération primaire, des méthodes secondaires de production sont employées, quand la pression du réservoir devient insuffisante pour déplacer le pétrole encore en place. Typiquement, on injecte un fluide (ré-injection de l'eau produite diluée ou non, injection d'eau de mer ou de rivière, ou encore injection de gaz, par exemple) au sein du réservoir hydrocarboné, en vue d'exercer au sein du réservoir une surpression propre à entraîner le pétrole vers le(s) puits de production. Une technique usuelle dans ce cadre est l'injection d'eau (désignée également par inondation ou « waterflooding »), dans laquelle de grands volumes d'eau sont injectés sous pression dans le réservoir via des puits d'injecteurs. L'eau injectée entraîne une partie du pétrole qu'elle rencontre et le pousse vers un ou plusieurs puits producteur(s). Les méthodes secondaires de production telles que l'injection d'eau ne permettent toutefois d'extraire qu'une partie relativement faible des hydrocarbures en place (typiquement de l'ordre de 30%). Ce balayage partiel est dû notamment au piégeage de l'huile par les forces capillaires, aux différences de viscosité et de densité existant entre le fluide injecté et les hydrocarbures en place, ainsi qu'à des hétérogénéités à des échelles micro- ou macroscopiques (échelle des pores et aussi échelle du réservoir).
Pour essayer de récupérer le reste du pétrole, qui demeure dans les formations souterraines à l'issue de la mise en œuvre des méthodes primaires et secondaires de production, il a été proposé différentes techniques dites de « récupération assistée du pétrole » (ou récupération assistée (ou améliorée) d'hydrocarbures RAH), ou bien encore « EOR » (pour l'anglais « Enhanced OU Recovery »). Parmi ces techniques, on peut citer
des techniques s'apparentant à l'injection d'eau (inondation) précitée, mais employant une eau comprenant des additifs tels que, par exemple, des agents tensioactifs solubles dans l'eau (on parle alors typiquement de « surfactant flooding »). L'emploi de tels agents tensioactifs induit notamment une diminution de la tension interfaciale eau/pétrole, qui est propre à assurer un entraînement plus efficace du pétrole piégé dans les constrictions de pores.
Les tensioactifs usuellement préconisés dans ce cadre sont typiquement des tensioactifs anioniques, notamment de type sulfate ou sulfonate. Bien qu'ils s'avèrent effectivement efficaces pour abaisser la tension interfaciale eau/pétrole, ces tensioactifs anioniques présentent un inconvénient, à savoir qu'ils tendent à rester piégés au sein des formations souterraines, typiquement compte tenus de phénomènes d'adsorption chimique à la surface des roches, ce qui affecte de façon notable l'efficacité de la récupération et/ou les coûts de procédé.
Entre autres, les tensioactifs ainsi immobilisés au sein du réservoir ne peuvent plus participer à la mobilisation du pétrole et à son extraction, et l'efficacité de l'extraction se trouve dès lors affectée. Une forte adsorption peut être compensée par la mise en œuvre de concentrations élevées de tensioactifs mais avec des répercussions en termes de coûts. Plus généralement, les phénomènes d'adsorption des tensioactifs impactent négativement les coûts de l'extraction.
Les phénomènes d'adsorption des tensioactifs anioniques précités sont tout particulièrement nets :
- lorsqu'on emploie les tensioactifs au sein d'une eau à fortes teneurs en sel et/ou en cations divalents (eau de mer notamment) ; et
- dans certaines formations rocheuses, telles que les carbonates ou les roches argileuses comme des grès argileux (où l'adsorption est élevée, même si on évite des eaux à fortes teneurs en sel et/ou en ions divalents).
Pour inhiber les phénomènes d'adsorption des tensioactifs, il a été proposé différentes solutions plus ou moins efficaces et généralement limitées à des conditions de mise en œuvre spécifiques.
Ainsi, en particulier, il a été proposé la mise en œuvre d'agents sacrificiels, censés présenter une affinité plus grande pour la roche que les espèces tensioactives employées pour la récupération assistée de pétrole. Dans ce cadre, il a été décrit l'emploi possible de lignosulfonates ou de poly(oxyde d'éthylène) de faible masse moléculaire, dont l'efficacité
est variable, en fonction notamment de la nature des tensioactifs, de la roche et des conditions de salinité.
Plus récemment, il a été proposé, notamment dans la demande FR 2 986 008, l'emploi de tensioactifs non ioniques éthoxylés tel que le Rhodasurf ® LA 12 disponible auprès de la société Solvay, qui permettent de s'affranchir efficacement des effets néfastes de la rétention des tensioactifs anioniques au sein de réservoirs pétrolifères.
Un but de la présente invention est de fournir un moyen encore plus efficace de limiter, voire de s'affranchir des effets néfastes de la rétention des tensioactifs anioniques, notamment de type sulfates et/ou sulfonates, au sein de réservoirs pétrolifères lors d'étapes de récupération assistée du pétrole, et ce tout particulièrement dans des roches pétrolifères de type carbonate ou roches argileuses.
A cet effet, il est proposé selon la présente invention de mettre en œuvre des tensioactifs plus éthoxylés que les tensioactifs de type Rhodasurf ® LA 12 proposés dans FR 2 986 008.
Plus précisément, la présente invention propose l'utilisation d'au moins un tensioactif non ionique éthoxylé choisi parmi les composés de formule (I) suivante :
R-0-(-CH2-CH(-CH3)-0-)m- (-CH2-CH2-0-)n-H (I) dans laquelle :
R est un groupe hydrocarboné comprenant de 6 à 40, par exemple de 8 à 20 atomes de carbone ;
m est nul ou bien est un nombre non nul allant de 0 à 20, entier ou non, m désignant le nombre moyen d'unités oxyde de propylène -CH2-CH(-CH3)0- ;
n est un nombre supérieur à m et qui est supérieur à 20, de préférence supérieur à 25, n désignant le nombre moyen d'unités oxyde d'éthylène -CH2-CH(-CH3)-0-,
pour inhiber les phénomènes de rétention de tensioactifs anioniques au sein d'un réservoir pétrolifère (la notion de « tensioactifs anioniques » employé ici au pluriel se réfère aussi bien à une population d'au moins un tensioactif, à savoir soit plusieurs tensioactifs anioniques d'un seul et même type, soit un mélange de plusieurs types de tensioactifs anioniques).
Les travaux réalisés par les inventeurs dans le cadre de la présente invention ont permis de mettre en évidence que les composés de formule (I) précités sont des agents
hydrosolubles qui présentent la propriété particulièrement intéressante de désorber les tensioactifs anioniques lorsqu'ils sont injectés en solution aqueuse dans des roches (réservoirs pétrolifères) où ces tensioactifs anioniques ont été préalablement adsorbés. En ce sens, les composés de formule (I) peuvent être qualifiés d'agents désorbants des tensioactifs anioniques. Les travaux des inventeurs ont maintenant permis de mettre en évidence que cet effet de désorption s'avère d'autant plus net que le composé de formule (I) est éthoxylé, c'est-à-dire d'autant plus que la valeur de n est élevée.
Ainsi, en fonction du degré de désorption recherché, on peut typiquement employer des composés où n est supérieur à 25, ou bien plus spécifiquement supérieur à 30, ou bien encore plus spécifiquement supérieur à 40. En pratique, la valeur de n reste le plus souvent inférieure à 70 et n'a en générale pas besoin de dépasser 60, voire 50. Ainsi, typiquement, la valeur de n est comprise entre 25 et 70, par exemple entre 30 et 60 et peut notamment être entre 40 et 50 lorsqu'on cherche à assurer un effet désorbant particulièrement prononcé.
Les composés de formule (I) permettent en particulier de désorber de façon particulièrement efficace des tensioactifs anioniques de type sulfate et/ou sulfonate des roches pétrolifères, notamment des mélanges de tensioactifs primaires de type oléfine sulfonate ou alkylarylsulfonate et secondaires de type alkyl ether sulfate ou alkyl ether glyceryl sulfonate.
Plus généralement, les composés de formule (I) peuvent désorber la plupart des tensioactifs anioniques employés pour la récupération assistée de pétrole, notamment des tensioactifs anioniques de type carboxylate, phosphates et/ou phosphonate .
Au sens de la présente invention, la notion de tensioactif anionique englobe tous les tensioactifs porteurs d'au moins un groupe anionique dans les conditions de l'extraction réalisée. Ainsi, un tensioactif anionique englobe non seulement des sulfates et sulfonates précités, mais également d'autres types de tensioactifs, incluant les tensioactifs à caractère zwitterionique. Les composés de formule (I) sont bien adaptés à la désorption de tensioactifs purement anioniques (à savoir porteurs non porteurs de charges positives). Cela étant, selon un mode de réalisation spécifique, les composés de formule (I) peuvent éventuellement être employés pour désorber des composés à caractère zwitterionique (seuls ou mélangés à des tensioactifs purement anioniques).
Les composés de formule (I) peuvent par ailleurs inhiber l'effet de rétention des tensioactifs anioniques, notamment du type précité, lorsqu'ils sont introduits conjointement auxdits tensioactifs anioniques. En ce sens, ils peuvent également être
considérés comme des agents anti-rétention des tensioactifs anioniques au sein de roches pétrolifères (réservoirs pétrolifères). Dans ce cadre, les composés de formule (I) peuvent en particulier être employés pour éviter la rétention des agents tensio-actifs anioniques aussi bien lorsque ceux-ci sont employés sous la forme d'un liquide d'extraction que lorsqu'ils sont sous la forme d'une mousse (obtenue par injection du tensioactif anionique et du composé de formule (I) en milieu aqueux dans la roche pétrolifère puis injection d'un gaz, typiquement selon le procédé dit « WAG »). Les composés de formule (I) sont notamment propres à améliorer l'effet de la mousse, en évitant des phénomènes de rétention dans la roche. Cet effet anti-rétention en co-addition est en général lui aussi d'autant plus marqué que la valeur de n est élevée et on peut donc typiquement employer, en fonction de l'intensité de l'effet recherchée, des composés (I) où n est dans les gammes précitées, à savoir par exemple des composés où n est supérieur à 25 ou bien plus spécifiquement supérieur à 30 ou bien encore plus spécifiquement supérieur à 40, la valeur de n étant typiquement inférieure à 70, le plus souvent inférieure à 60, et typiquement d'au plus 50.
Par ailleurs, lorsqu'ils sont introduits au sein de roches pétrolifères (réservoirs pétrolifères) préalablement à l'injection de tensioactifs anioniques, notamment du type précité, les composés de formule (I) permettent de prévenir l'effet de rétention des tensioactifs anioniques, en limitant la quantité de tensioactifs anioniques qui s'adsorbent sur la roche. En cela, les composés de formule (I) peuvent également être décrits comme des agents sacrificiels. Là encore, cet effet préventif est le plus souvent d'autant plus marqué que la valeur de n est élevée et on peut donc typiquement employer, en fonction de l'intensité de l'effet recherchée, des composés (I) où n est dans les gammes précitées, à savoir par exemple des composés où n est supérieur à 25 ou bien plus spécifiquement supérieur à 30 ou bien encore plus spécifiquement supérieur à 40, la valeur de n étant typiquement inférieure à 70, le plus souvent inférieure à 60, et typiquement d'au plus 50.
Il s'avère de plus que ces différentes propriétés sont obtenues aussi bien à de faibles teneurs en sels et en cations divalents qu'à forte teneur en ces sels ou cations (notamment en employant de l'eau de mer comme solvant des tensioactifs), et ce y compris dans des roches de type carbonates ou grès argileux.
De plus, les effets observés dans le cadre de la présente invention n'impliquent pas des concentrations élevées en composé de formule (I). Typiquement, dans le cadre de la présente invention, les composés de formule (I) sont employés - seuls ou sous forme d'un mélange de plusieurs tensio-actifs non ioniques de formule (I) - dans des fluides aqueux
comprenant ces composés à une concentration qui n'a pas à dépasser 5 g/L, et qui peut par exemple être comprise entre 0,1 et 4g/L, de préférence entre 0,5 et 2 g/L.
Outre les avantages précités, les composés de formule (I) utiles selon l'invention peuvent au moins dans certains cas améliorer la solubilité dans l'eau d'agents tensioactifs anioniques, notamment de type sulfates ou sulfonate. Les composés de formule (I) permettent en cela d'améliorer l'injectivité de certains tensioactifs anioniques, notamment des mélanges de tensioactifs primaires de type oléfine sulfonate ou alkylarylsulfonate et secondaires de type alkyl éther sulfate ou sulfonate, lorsqu'ils sont ajoutés conjointement à ces tensioactifs.
De plus, l'emploi des composés de formule (I), qui sont des tensioactifs non ioniques, est de nature à pouvoir améliorer la compatibilité des tensioactifs anioniques, notamment de type sulfonate, avec d'autres composés qui sont employés en EOR, tels que par exemple des polymères viscosants comme des polyacrylamides partiellement hydrolysés, par exemple, ce qui constitue encore un autre avantage des composés de formule (I).
Selon un mode de réalisation intéressant, les composés de formule (I) sont utilisés conjointement à au moins un polymère viscosant. Selon ce mode de réalisation, l'effet d'inhibition des phénomènes de rétention de tensioactifs anioniques ou leur désorption se révèle en général tout particulièrement intéressant. Le plus souvent, on observe un effet amélioré en présence du polymère additionnel, voire un effet de synergie dans certains cas (l'effet d'inhibition de la rétention des tensioactifs sur la roche est en général plus important que la simple addition de l'effet observé en présence d'un composé (I) sans polymère et de l'effet observé en présence du polymère sans le composé de formule (I)). Un tel effet de synergie est par exemple observé, notamment pour les tensioactifs ou formulations de type sulfate ou sulfonate, en employant des polymères additionnels qui sont choisis parmi les polyacrylamides, de préférence partiellement hydrolysés.
Les composés de formule (I) peuvent notamment être utilisés conjointement à des polymères viscosants choisis parmi :
- les polymères hydrophiles incluant les homo-, les co-, ou les ter- polymères tels que, par exemple, des polymères de type acrylate d'alkyle, modifié ou non, éventuellement porteurs de substituants tels que des groupes acide 2-acrylamido- 2methyl propane sulfonique, Ν,Ν-diméthylacrylamide, vinylpyrrolidone, méthacrylate de diméthylaminethyle, acide acrylique, acétate de vinyle, acide vinylsulfonique, ou acide methacrylique.
- les biopolymères tels que les guars ou la gomme xanthane, par exemple.
Dans les composés de formule (I), le groupe -R est un groupe hydrocarboné, linéaire ou ramifié, saturé ou instauré, éventuellement cyclisé en tout ou partie(s). Bien que la présence d'hétéroatomes (N, P, ou halogènes) ne soit pas exclue, dans l'absolu, sur ce groupe R, il s'agit le plus souvent d'un groupe qui comporte uniquement des atomes d'hydrogène et de carbone. Le groupe -R comporte de préférence au moins 6 atomes de carbone, plus préférentiellement au moins 10 atomes de carbone. Ce nombre d'atome de carbone reste par ailleurs de préférence inférieur ou égal à 30, préférentiellement inférieur ou égal à 20.
Selon un mode de réalisation intéressant, le groupe -R est un groupe hydrocarboné du type précité comprenant de l'ordre de 12 atomes de carbone. Ce groupe -R est linéaire ou ramifié, et généralement non cyclique, bien qu'il puisse, selon certains modes de réalisation, être éventuellement cyclisé en tout ou partie.
Le groupe -R est de préférence un groupe hydrocarboné comportant uniquement des atomes d'hydrogène et de carbone, par exemple choisi parmi les alkyles, les aryles, les arylalkyles, les alkylaryles. Il peut ainsi typiquement s'agir d'un groupe alkyle ou alcényle, linéaire ou ramifié, comportant alors de préférence de 6 à 18 atomes de carbone, plus avantageusement de 10 à 16 atomes de carbone. A titre de groupements R particulièrement bien adaptés à la mise en œuvre de l'invention, on peut notamment citer les groupes alkyles linéaires hexyle, heptyle, octyle, nonyle, décyle, undécyle, dodécyle, tridécyle, tétradécyle et pentadécyle, et les groupes 2-éthylhexyle.
Selon un mode de réalisation particulier, le groupe -R est un groupe dodécyle - (CH2)i (CH3).
Les composés de formule (I) employés dans le cadre de la présente invention comportent de préférence, à titre de groupement R, un groupe alkyle en Ci0 à Ci8, par exemple un groupe alkyle linéaire en Ci0 à Ci5. Il peut par exemple s'agir d'un alkyl en C12 (dodécyle) ou C13 (tridécyle)
Des composés de formule (I) intéressants incluent notamment les Rhodasurf LA/300, le Rhodasurf TDA50 ou le Rhodasurf E-20 commercialisés par la société Solvay.
De préférence, les composés de formule (I) précités sont employés pour inhiber les phénomènes de rétention de tensioactifs anioniques choisis parmi :
- les agents anioniques de type sulfonate et/ou sulfate ;
- les mélanges de tensioactifs anioniques comprenant un ou plusieurs agents anioniques de type sulfonate et/ou sulfate, ces mélanges ne comprenant, de préférence, pas de tensioactifs non ioniques.
De préférence, les composés de formule (I) sont utilisés à titre d'agents désorbants des tensioactifs anioniques.
Selon un aspect plus spécifique, la présente invention a pour objet les procédés de récupération assistée du pétrole d'une formation souterraine, qui mettent à profit au moins un des emplois précités des composés de formule (I), le composé de formule (I) étant de préférence au moins employé comme désorbant.
Ainsi, selon un premier mode de réalisation, particulièrement intéressant, la présente invention a notamment pour objet un procédé de récupération assistée du pétrole d'une formation souterraine, dans lequel :
- on injecte dans ladite formation souterraine, par au moins un puits d'injection, un premier fluide comprenant au moins un milieu aqueux, un tensioactif anionique, et éventuellement un tensioactif anionique additionnel, dit co-tensioactif anionique (ce premier fluide étant typiquement exempt de tensioactif non ionique et pouvant, avantageusement, comprendre un polymère, notamment un polyamide partiellement hydrolysé) ; puis
- on injecte ensuite par le ou les même(s) puits d'injection un deuxième fluide comprenant un composé de formule (I) du type précité ; et
- on récupère, par au moins un moyen de production, un fluide véhiculant le pétrole sortant de la formation souterraine.
Selon un autre mode de réalisation compatible éventuellement avec le précédent, la présente invention a pour objet un procédé de récupération assistée du pétrole d'une formation souterraine, dans lequel :
- on injecte dans ladite formation souterraine, par au moins un puits d'injection, un premier fluide comprenant au moins un milieu aqueux, un composé de formule (I) du type précité un tensioactif anionique, et éventuellement un co-tensioactif anionique (ce fluide étant typiquement exempt de tensioactif non ionique autre que le composé I et pouvant, avantageusement, comprendre un polymère, notamment un polyamide partiellement hydrolysé) et; puis
- on récupère, par au moins un moyen de production, un fluide véhiculant le pétrole sortant de la formation souterraine.
Selon encore un autre mode de réalisation intéressant, compatible éventuellement avec l'un et/ou l'autre des modes précédent, la présente invention a pour objet un procédé de récupération assistée du pétrole d'une formation souterraine, dans lequel :
- on injecte dans ladite formation souterraine, par au moins un puits d'injection, un premier fluide comprenant un composé de formule (I) du type précité, puis
- on introduit un deuxième fluide comprenant au moins un milieu aqueux, un tensioactif anionique, et éventuellement un co-tensioactif anionique (ce deuxième fluide étant typiquement exempt de tensioactif non ionique et pouvant, avantageusement, comprendre un polymère, notamment un polyamide partiellement hydrolysé) ; puis
- on récupère, par au moins un moyen de production, un fluide véhiculant le pétrole sortant de la formation souterraine.
Les différentes variantes des procédés de l'invention peuvent avantageusement être mis en œuvre pour la récupération assistée du pétrole dans des formations souterraines qui sont des roches carbonatées ou argileuses (grès argileux notamment), consolidées ou non. Cela étant, l'invention ne saurait se limiter à de tels réservoirs uniquement.
Les exemples ci-après illustrent un mode de réalisation non limitatif de l'invention et des avantages afférents aux composés de formule (I).
EXEMPLES
Exemple 1 (eau dure)
Cet exemple illustre l'effet de composés de formule (I) sur l'inhibition de l'adsorption d'une formulation de tensioactifs anioniques (mélange d'oléfine sulfonate de sodium et d'alkyl ether sulfate de sodium).
La formulation de tensioactifs anioniques employée dans cet exemple a été préparée dans différentes saumures à savoir :
- une solution (NaCI) de NaCI à 60 000 ppm
- une solution (Na/Ca) contenant 50370 ppm NaCI et 9630 ppm CaCI2 L'adsorption a été mesurée par une méthode classique sur une roche broyée (grès de Clashach), en référence à la surface spécifique de la roche, déterminée par la méthode BET au Krypton.
Les résultats obtenus sont reportés dans le tableau 1 ci-dessous, où l'adsorption est exprimée en mg de tensioactifs anioniques par mètres carrés de surface rocheuse.
Tableau 1
Agent ajouté dans la NaCI Na/Ca
saumure (2 g/l)
20°C 20°C
Témoin :
1 ,23 2,8
aucun agent ajouté
Rhodasurf ® LA12
1 ,13 2,3
(n=12, m=0)
Novel 1012
0,83 1 ,23
(n=21 , m=0)
Rhodasurf® LA300
0,74 0,84
(n=32, m=0)
Exemple 2 (haute température)
Cet exemple illustre l'effet de composés de formule (I) sur l'inhibition de l'adsorption d'une formulation de tensioactifs anioniques (mélange d'alkyl benzène sulfonate de sodium et d'alkyl glyceryl ether sulfonate de sodium)
La formulation de tensioactifs anioniques employée dans cet exemple a été préparée dans une saumure (S) contenant 4000 ppm de sels dissous (2819 ppm de NaCI, 300 ppm de KCI, 237 ppm de MgCI2, 644 ppm de CaCI2)
L'adsorption a été mesurée par une méthode classique sur une roche broyée (grès de Berea), en référence à la surface spécifique de la roche, déterminée par la méthode BET au Krypton.
Les résultats obtenus sont reportés dans le tableau 2 ci-dessous, où l'adsorption est exprimée en mg de tensioactifs anioniques par mètres carrés de surface rocheuse.
Tableau 2 :
Agent ajouté à la saumure (S) (S)
(2 g/1 ) 20°C 80°C
Témoin :
4,26 3,86
aucun agent ajouté
Rhodasurf ® LA12
3,93 3,84
(n=12, m=0)
Novel 1012
1 ,99 1 ,98
(n=21 , m=0)
Claims
1 .- Utilisation d'au moins un tensioactif non ionique éthoxylé choisi parmi les composés de formule (I) suivante :
R-0-(-CH2-CH(-CH3)-0-)m-(-CH2-CH2-0-)n-H (I) dans laquelle :
R est un groupe hydrocarboné comprenant de 6 à 40, par exemple de 8 à 20 atomes de carbone ;
m est nul ou bien est un nombre non nul allant de 0 à 20 ;
n est un nombre supérieur à 20, de préférence supérieur à 25,
pour inhiber les phénomènes de rétention de tensioactifs anioniques au sein d'un réservoir pétrolifère, notamment au sein d'un réservoir carbonaté ou argileux.
2.- Utilisation selon la revendication 1 , où n est comprise entre 25 et 70, par exemple entre 30 et 60.
3.- Utilisation selon la revendication 1 ou 2, où le tensio-actif non ionique de formule (I) est utilisé pour désorber des tensioactifs anioniques préalablement piégés dans le réservoir, le tensioactif non ionique de formule (I) étant injecté en solution aqueuse dans un réservoir pétrolifère où lesdits tensioactifs anioniques ont été préalablement adsorbés.
Utilisation selon la revendication 3, où les tensioactifs anioniques sont :
- des agents anioniques de type sulfonate et/ou sulfate ;
- des mélanges de tensioactifs anioniques comprenant un ou plusieurs agents anioniques de type sulfonate et/ou sulfate, ces mélanges ne comprenant, de préférence, pas de tensioactifs non ioniques.
5.- Utilisation selon la revendication 3, où les tensioactifs anioniques sont des tensioactifs de type carboxylate, phosphate et/ou phosphonate, ou des tensioactifs à caractère zwitterionique.
6.- Utilisation selon la revendication 1 ou 2, où le tensio-actif non ionique de formule (I) est introduit conjointement auxdits tensioactifs anioniques, et est utilisé à titre d'agent anti-rétention des tensioactifs anioniques au sein du réservoir pétrolifère.
7.- Utilisation selon la revendication 1 ou 2, où le tensio-actif non ionique de formule (I) est introduit au sein du réservoir préalablement à l'injection de tensioactifs anioniques, à titre d'agent sacrificiel, à savoir pour prévenir l'effet de rétention des tensioactifs anioniques, en limitant la quantité de tensioactifs anioniques qui s'adsorbent.
8.- Utilisation selon l'une des revendications 1 à 7, où le tensio-actif non ionique de formule (I) est employé conjointement à au moins un polymère viscosant, par exemple un polyacrylamide partiellement hydrolysé.
9.- Utilisation selon l'une des revendications 1 à 8, où le groupe -R présent sur le tensio-actif non ionique de formule (I) est un groupe alkyle ou alcényle, linéaire ou ramifié, comportant de préférence de 6 à 18 atomes de carbone, plus avantageusement de 10 à 16 atomes de carbone, R étant de préférence un groupe alkyle.
10.- Procédé de récupération assistée du pétrole d'une formation souterraine mettant en œuvre l'utilisation selon la revendication 1 , dans lequel :
- on injecte dans ladite formation souterraine, par au moins un puits d'injection, un fluide comprenant au moins un milieu aqueux, un tensioactif anionique, et éventuellement un co-tensioactif anionique ; puis
- on injecte ensuite par le ou les même(s) puits d'injection un fluide comprenant un composé de formule (I) tel que défini dans la revendication 1 ; et
- on récupère, par au moins un moyen de production, un fluide véhiculant le pétrole sortant de la formation souterraine.
1 1 .- Procédé de récupération assistée du pétrole d'une formation souterraine mettant en œuvre l'utilisation selon la revendication 1 , dans lequel :
- on injecte dans ladite formation souterraine, par au moins un puits d'injection, un fluide comprenant au moins un milieu aqueux, un tensioactif anionique, et éventuellement un co-tensioactif anionique, ce fluide étant de préférence exempt de tensioactif non ionique, et un composé de formule (I) tel que défini dans la revendication 1 ; puis
- on récupère, par au moins un moyen de production, un fluide véhiculant le pétrole sortant de la formation souterraine.
12.- Procédé de récupération de récupération assistée du pétrole d'une formation souterraine mettant en œuvre l'utilisation selon la revendication 1 , dans lequel :
- on injecte dans ladite formation souterraine, par au moins un puits d'injection, un fluide comprenant un composé de formule (I) tel que défini dans la revendication 1 , puis
- on introduit un fluide comprenant au moins un milieu aqueux, un tensioactif anionique, et éventuellement un co-tensioactif anionique, ; puis
- on récupère, par au moins un moyen de production, un fluide véhiculant le pétrole sortant de la formation souterraine.
13.- Procédé selon l'une des revendications 10 à 12, où la formation souterraine est une roche carbonatée ou argileuse.
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US15/737,554 US10563116B2 (en) | 2015-06-18 | 2016-06-17 | Ethoxylated desorbing agents for enhanced oil recovery |
| CA2987218A CA2987218A1 (fr) | 2015-06-18 | 2016-06-17 | Agents desorbants ethoxyles pour la recuperation assistee du petrole |
| EP16733337.6A EP3310875A1 (fr) | 2015-06-18 | 2016-06-17 | Agents desorbants ethoxyles pour la recuperation assistee du petrole |
| RU2018101696A RU2709261C2 (ru) | 2015-06-18 | 2016-06-17 | Этоксилированные десорбенты для повышения нефтеотдачи |
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1501273A FR3037595B1 (fr) | 2015-06-18 | 2015-06-18 | Agents desorbants ethoxyles pour la recuperation assistee du petrole |
| FR1501273 | 2015-06-18 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2016202975A1 true WO2016202975A1 (fr) | 2016-12-22 |
Family
ID=53794272
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/EP2016/063997 WO2016202975A1 (fr) | 2015-06-18 | 2016-06-17 | Agents desorbants ethoxyles pour la recuperation assistee du petrole |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10563116B2 (fr) |
| EP (1) | EP3310875A1 (fr) |
| CA (1) | CA2987218A1 (fr) |
| FR (1) | FR3037595B1 (fr) |
| RU (1) | RU2709261C2 (fr) |
| WO (1) | WO2016202975A1 (fr) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113383053A (zh) * | 2018-12-20 | 2021-09-10 | 罗地亚经营管理公司 | 用于强化采油的聚氧代多胺解吸剂 |
| RU2764968C1 (ru) * | 2020-09-10 | 2022-01-24 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "САНСОРС МИНЕРАЛС" | Композиция и способ для обработки нефтяных пластов |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3799264A (en) * | 1972-12-13 | 1974-03-26 | Texaco Inc | Surfactant oil recovery process for use in formations containing high concentrations of polyvalent ions such as calcium or magnesium |
| US4276933A (en) * | 1978-04-28 | 1981-07-07 | Texaco Inc. | Surfactant waterflood method for the recovery of oil |
| US4448697A (en) * | 1982-01-22 | 1984-05-15 | Texaco Inc. | Secondary recovery process |
| FR2986008A1 (fr) | 2012-01-25 | 2013-07-26 | Rhodia Operations | Agents desorbants pour la recuperation assistee du petrole |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1996025475A1 (fr) * | 1995-02-14 | 1996-08-22 | Allied Foam Tech Corporation | Composition de mousse aqueuse stable et resistante a l'eau |
| RU2394056C2 (ru) * | 2008-03-04 | 2010-07-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный архитектурно-строительный университет (ВолгГАСУ) | Полимерная композиция для антикоррозионной защиты |
| EP2274398B1 (fr) * | 2008-04-10 | 2016-01-27 | Basf Se | Nouveaux tensioactifs à base d'alcools ramifiés, destinés à l'exploitation tertiaire de pétrole |
| EP2738236B1 (fr) * | 2010-04-16 | 2016-04-06 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Nouveaux groupes de polyalkoxy anionique contenant des tensioactifs à base d'alcool de guerbet et d'utilisation dans des applications de récupération améliorée de pétrole (eor) |
| EP2614944A1 (fr) * | 2012-01-16 | 2013-07-17 | Bayer Intellectual Property GmbH | Dispositif d'application d'un mélange réactif moussant |
-
2015
- 2015-06-18 FR FR1501273A patent/FR3037595B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2016
- 2016-06-17 CA CA2987218A patent/CA2987218A1/fr active Pending
- 2016-06-17 US US15/737,554 patent/US10563116B2/en active Active
- 2016-06-17 EP EP16733337.6A patent/EP3310875A1/fr not_active Withdrawn
- 2016-06-17 WO PCT/EP2016/063997 patent/WO2016202975A1/fr active Application Filing
- 2016-06-17 RU RU2018101696A patent/RU2709261C2/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3799264A (en) * | 1972-12-13 | 1974-03-26 | Texaco Inc | Surfactant oil recovery process for use in formations containing high concentrations of polyvalent ions such as calcium or magnesium |
| US4276933A (en) * | 1978-04-28 | 1981-07-07 | Texaco Inc. | Surfactant waterflood method for the recovery of oil |
| US4448697A (en) * | 1982-01-22 | 1984-05-15 | Texaco Inc. | Secondary recovery process |
| FR2986008A1 (fr) | 2012-01-25 | 2013-07-26 | Rhodia Operations | Agents desorbants pour la recuperation assistee du petrole |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP3310875A1 (fr) | 2018-04-25 |
| FR3037595B1 (fr) | 2017-06-23 |
| RU2709261C2 (ru) | 2019-12-17 |
| CA2987218A1 (fr) | 2016-12-22 |
| RU2018101696A (ru) | 2019-07-18 |
| RU2018101696A3 (fr) | 2019-07-24 |
| US20180171212A1 (en) | 2018-06-21 |
| US10563116B2 (en) | 2020-02-18 |
| FR3037595A1 (fr) | 2016-12-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2861546C (fr) | Agents desorbants pour la recuperation assistee du petrole | |
| CA2721843C (fr) | Composition viscoelastique a stabilite amelioree | |
| CA2753317C (fr) | Procede ameliore de recuperation assistee du petrole utilisant la technique dite asp | |
| EP1446459B1 (fr) | Methode de forage de puits et fluide de forage | |
| US10793766B2 (en) | Sulfosuccinate surfactant compositions and methods using the same | |
| EP2102305B1 (fr) | Recuperation assistee de petrole | |
| EP2424952B1 (fr) | Composition viscoelastique a viscosite amelioree | |
| CA2774791A1 (fr) | Methode de recuperation assistee des hydrocarbures dans des reservoirs fractures | |
| WO2016202975A1 (fr) | Agents desorbants ethoxyles pour la recuperation assistee du petrole | |
| EP2125988B1 (fr) | Fluide de traitement pour puits forés avec des boues a base d'huile, sous forme d'une émulsion de type eau dans huile à effet retardé | |
| EP3106503B1 (fr) | Agents desorbants alkyl polyglucosides pour la recuperation assistee du petrole | |
| EP3699255A1 (fr) | Formulations moussantes pour la recuperation assistee du petrole | |
| EP3143097A1 (fr) | Stabilisateurs de mousse de type aminosulfonate | |
| FR2547860A1 (fr) | Utilisation en recuperation assistee du petrole de composes de type alkylamido-betainique, et microemulsions renfermant de tels composes |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 16733337 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| ENP | Entry into the national phase |
Ref document number: 2987218 Country of ref document: CA |
|
| WWE | Wipo information: entry into national phase |
Ref document number: 15737554 Country of ref document: US |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| WWE | Wipo information: entry into national phase |
Ref document number: 2018101696 Country of ref document: RU |