WO2018211061A1 - Additifs pour l'elimination des fluides de fracturation employes pour l'extraction petroliere - Google Patents

Additifs pour l'elimination des fluides de fracturation employes pour l'extraction petroliere Download PDF

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WO2018211061A1
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alkyl
surfactants
weight
interfacial tension
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PCT/EP2018/063062
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Max Chabert
Eloise Chevallier
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Rhodia Operations
IFP Energies Nouvelles
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    • 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
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures

Definitions

  • the present invention relates to the field of fracturing fluids used for petroleum extraction, and more specifically to that of additives used in these fracturing fluids in order to improve their evacuation ("flowback") out of geological formations (rocks oil or other) in which they are employed.
  • fracturing fluids are injected at high pressure into the formation to create fractures allowing the extraction of hydrocarbons according to a good technique. known in itself. Fracturing operations involve the use of large volumes of fracturing fluids (of the order of 10,000 m 3 ) and therefore large amounts of water.
  • wetting agents typically mixtures of surfactants for treating the rock surface of the tank and facilitate the flow of water and hydrocarbons.
  • wetting agents typically mixtures of surfactants for treating the rock surface of the tank and facilitate the flow of water and hydrocarbons.
  • fracturing fluids in the form of microemulsions, including water, surfactants and in general a solvent, such as for example "Windsor IV" type microemulsions described in WO 2016/041823 or US 2013/261033 (particular microemulsions where the water, the solvent and the surfactants are in concentrations such that they form a single continuous phase).
  • the additives used are used as wetting agents.
  • the present invention aims to provide a new method for improving the discharge of water and hydrocarbons ("flowback") following fracturing operations.
  • the invention proposes to use in the fracturing fluids a new generation of evacuation aids, namely additives which are not wetting agents of the type advocated up to now, but surfactants which induce a drastically lower interfacial tension between the fracturing fluid and the hydrocarbons (typically by reducing it by a factor of 10 or 100 with respect to the interfacial tension obtained between the extraction fluid and the hydrocarbons with respect to the wetting agents generally recommended).
  • the present invention relates to a process for extracting a petroleum oil contained in a geological formation, said method comprising at least one step (E1) of fracturing said geological formation, by injection under pressure in said formation of an aqueous extraction fluid comprising at least one surfactant which lowers the interfacial tension between the fracturing fluid and the petroleum oil to be extracted below 0.1 mN / m, and more preferentially below 0.05 mN / m, under the conditions for contacting the petroleum oil and the fluid during step (E1); then a step (E2) of at least partial evacuation of the petroleum oil and the water out of the geological formation (typically, a water / oil mixture is recovered via the injection well through which the fluid of fracturing was injected in step (E1), the oil can then be separated from the water / oil mixture by any means known per se).
  • step (E1) of fracturing said geological formation by injection under pressure in said formation of an aqueous extraction fluid comprising at least one surfactant
  • the fracturing fluids that are useful according to the invention comprise surfactants (and most often mixtures of several types of surfactants) that are particularly suitable for considerably lowering the interfacial tension between a fracturing fluid and a petroleum oil.
  • the interfacial tension obtained between the fracturing fluid and the oil depends on the concentration, the nature of the oil, the salinity and the temperature.
  • the fracturing fluid employed in the process of the invention thus comprises a surfactant or a mixture of surfactants adapted to the oil to be extracted, which is used in the fluid at a concentration which makes it possible to obtain the interfacial tension sought in FIG. the conditions including temperature and salinity of the step (E1).
  • the subject of the present invention is the fracturing fluids useful for carrying out the process comprising the aforementioned steps (E1) and (E2).
  • These particular fracturing fluids are original billing fluids, which, inter alia, contain a surfactant or (most often) a particular surfactant mixture, namely a surfactant or a mixture of surfactants for which there are concentration, temperature and salinity conditions which make it possible to reduce the interfacial tension with a petroleum oil below 0.1 mN / m, and preferably below 0.05 mN / m, which This is not the case with wetting agents conventionally used as an evacuation aid.
  • these conditions are compatible with most of the conditions encountered during the fracturing step, and it is therefore particularly preferred to employ surfactants which make it possible to obtain the target reduction for the interfacial tension at least at a temperature of between 70 and 70.degree. 120 °.
  • the ability of a surfactant or a mixture of surfactants to reduce interfacial tension can be reflected by the interfacial tension obtained with model oils such as decane, for example.
  • a fracturing fluid according to the invention is not in the form of an emulsion or a microemulsion.
  • the invention relates, in a particular aspect, to specific fracturing fluids of the above-mentioned type, which have never been described to date to the inventors' knowledge, namely fracturing fluids whose interfacial tension with decane is less than 0.1 mN / m, for example less than or equal to 0.07 mN / m, for example less than or equal to 0.05 mN / m at at least a temperature of between 70 and 120 ° C. (typically at 70 or 80 ° C.).
  • the subject of the present invention is the use, as a flowback aid in an aqueous fracturing fluid, of at least one surfactant capable of lowering the interfacial tension of said fluid with decane below 0.1 mN / m, preferably at least at a temperature between 70 and 120 ° C, for example 70 and / or 80 ° C.
  • the "interfacial tension" of a fracturing fluid with a petroleum or model oil refers to the interfacial tension as measured at a given temperature according to the so-called “drop” method. rotating well known in itself. For more details, refer to this topic in the article "Measurement of interfacial tension from the shape of a rotating drop”. Princen H. M., Zia I. Y. Z., Mason S. G. J. Colloid Interface Sci. 23: 99-107 (1967).
  • the present invention thus proposes a new generation of fracturing fluid additives, making it possible to improve the process of discharging water and oil ("flowback") as a result of the fracturing, by drastically reducing the interfacial tension between the fracturing fluid and the petroleum oil to be extracted.
  • the additives employed in the context of the present inventions are surfactants or surfactant mixtures which induce an interfacial tension between the fracturing fluid and the petroleum oil under the abovementioned conditions of less than 0.07 mN / m or even 0 , 05 mN / m, preferably less than 0.01 mN / m, and still preferably less than 0.005 mN / m.
  • the aim is preferably to obtain these ranges in the process of the invention under the conditions of implementation of step (E1) and, more generally.
  • the fracturing fluids according to the invention preferably comprise surfactants for which there are concentration, temperature and salinity conditions which make it possible to reduce the interfacial tension with a petroleum oil and / or with decane in the ranges defined in this paragraph.
  • the extremely low interfacial tension between the fracturing fluid employed in the fracturing step (E1) of the process of the invention is capable of inducing a significant improvement in the co-flow of water and oil in the reservoir in the step (E2), and accordingly (i) a significant improvement in the flow (“flowback") fracturing fluid, and (ii) faster and more sustainable oil production during and after the evacuation phase.
  • the present invention is not limited to the implementation of particular surfactants to ensure the desired effect of evacuation aid, as long as they make it possible to achieve the desired reduction of the interfacial tension between the fracturing fluid and oil oil to extract.
  • one or more anionic surfactants chosen from:
  • anionic surfactants of sulphonate type anionic surfactants of sulphonate type
  • alkyl group preferably comprises at least 15 carbon atoms, for example between 15 and 24 carbon atoms, for example an alkyl aryl sulphonate with a C15-18 alkyl, alkyl sulphate anionic surfactants in which the alkyl group preferably comprises at least 10 carbon atoms, for example between 10 and 16 carbon atoms, these alkyl sulphates being preferably alkoxylated, for example propoxylated and / or ethoxylated alkyl sulphates containing up to 10 ethoxy groups and / or up to 10 propoxy groups, for example, propoxy-ethoxy-sulphates comprising from 1
  • anionic surfactants of alkyl glyceryl ethoxy sulphonate type preferably alkyl propoxy-ethoxy-sulphonates, preferably alkyl propoxy ethoxy sulphonates containing between 0 and 10 ethoxy groups and between 0 and 10 propoxy groups.
  • AGES alkyl glyceryl ethoxy sulphonate type
  • a mixture of a sulphonate surfactant of the aforementioned type for example an alkyl benzene sulphonate
  • an alkoxylated alkyl sulphate anionic surfactant is used according to the invention, for example a mixture comprising 40 60% sulphonate and 60 to 40% alkoxylated alkyl sulphate.
  • a mixture comprising from 40 to 60% by weight of at least one C 15-18 alkyl benzene sulphonate (alkyl benzene sulphonating where the alyl group comprises from 15 to 18 carbon atoms) and from 60 to 40% by weight of d C12-13 7PO alkyl sulphate (alkyl sulphate with a C12-13 alkyl group comprising 7 propoxylated groups) is particularly interesting.
  • a surfactant mixture comprising from 40 to 60% by weight of alkyl benzene sulphonate and from 60 to 40% by weight of alkyl alkoxy sulphate is used according to the invention.
  • a mixture of surfactants comprising from 40 to 60% by weight of an internal olefin sulphonate and from 60 to 40% by weight of alkyl alkoxy sulphate is used.
  • a surfactant mixture comprising from 40 to 60% by weight of alkyl benzene sulfonate and from 60 to 40% by weight of alkyl glyceryl alkoxy sulfonate may be employed.
  • anionic surfactants mentioned above may optionally be used with:
  • surfactants of amphoteric type preferably of betaine or sultaine type, preferably betaine or sultaine type with alkyl chains comprising more than 12 carbon atoms; and or
  • nonionic surfactants preferably of the ethoxylated alcohol type, for example of the ethoxylated alcohol type with lengths of alkyl chains comprising more than 12 carbon atoms.
  • concentration of surfactant (or mixture of surfactants) in the fracturing fluid used according to the invention may vary to a certain extent depending on the surfactants used. Typically, however, this concentration remains between 0.5 and 8 g / l, for example between 1 and 4 g / l.
  • Mixture 1 50% by weight compound of alkyl benzene sufonate with C15-16 alkyl chains; and 50% by weight of alkyl alkoxysulphate of length with C12-13 alkyl chains comprising 4 propoxylate groups.
  • Mixture 2 composed of 50% by weight of an internal olefin sulphate (IOS) with a carbon chain length of between 19 and 23; and 50% by weight of an alkyl ether sulfate AES with an alkyl chain length between C12 and C13 and 7 ethoxylated groups.
  • IOS internal olefin sulphate
  • AES alkyl ether sulfate
  • ⁇ Brine Model This term is meant in the following examples an aqueous medium salinity equal to 1 .12g / L KCI TDS comprising in water: 1 g / L NaCl; 0.1 g / L of CaCl 2 ; and 0.02g / L MgCl 2 .
  • Fracturing Products this term refers to the following examples of a mixture of Plexslick® 957 sold by Solvay (500 ppm); of Plexslick® 957 marketed by Solvay (250 ppm) and choline chloride (2 g / L), the values in parentheses corresponding to the levels at which these compounds are used in the fracturing fluid tested.
  • Example 1
  • Mixture 1 defined above (50% by weight of alkylbenzene sufonate with C15-16 alkyl chains and 50% by weight of alkylalkoxysulfate of length with C12 alkyl chains was tested). Comprising 13 propoxylate groups).
  • Fracturing Products ie 2 g / L choline chloride, 500 ppm Plexslick® 957 and 250 ppm Plexcide® 15G.
  • the interfacial tension between the fracturing fluid thus additive and the decane measured at 70 ° C. by the rotary drop method, is 0.004 mN / m.
  • Example 2.1 imbibition rate
  • the imbibition rates of a drop of aqueous formulation on carbonate rock (Lavoux) of preferential wettability to oil were compared in decane at a temperature of 70.degree. ° C, for the following aqueous formulations:
  • Formulation 1 Mixture 2 (mixture of surfactants according to the invention) at 8 g / L in a salinity brine equal to 95.2 g / L
  • Formulation 2 Mixture 2 (mixture of surfactants according to the invention) at 8 g / L in a salt brine equal to 63.6 g / L
  • Formulation 3 (control) Brine Total salinity model equal to 1 .12g / L.
  • the imbibition rate was determined as follows:
  • Lavoux carbonate rock (k ⁇ 100mD) was aged in contact with an ASAB crude. After washing with cyclohexane and decane, its wettability is preferential to oil (contact angle of 160 ° of a drop of Brine Model on this substrate in the decane at 70 ° C).
  • a drop of the formulation to be tested was then deposited on the rock thus obtained, immersed in decane at 70 ° C.
  • a normalized volume of 0.1 is obtained after 50 minutes, and this normalized volume is reached for Formulation 2 after 85 minutes, whereas with Control Formulation 3, which does not contain surfactants according to the invention, the normalized volume remains greater than 0.7 even after 120 minutes.
  • the imbibition rate, expressed in s -1 is given by the slope of the revolution curve of the normalized volume as a function of time, and is respectively 33.10 "5 s " 1 and 18.10 5 s "1 for the Formaultions 1 and 2, against 3.0.10 ⁇ 5 for the Control Formulation 3.
  • F1 and F2 two fracturing fluids, referred to herein as F1 and F2, each comprising the Surfactant Mixture 1 according to the invention at a concentration of 2 g / L in a brine comprising the Fracturing Products, were used.
  • the two fracturing fluids F1 and F2 vary only by their salinity: F1 has a salinity equal to the S * of Mixture 1 (16 g / L TDS KCI) while F2 has a salinity of 1, 4 times this S * (23 g / L TDS KCI).
  • F1 and F2 fracturing fluids which comprise additives according to the invention, were tested to extract an oil by imbibition.
  • samples of Tavel rock of preferential wettability with oil and very low permeability (2 to 7 ⁇ ) were immersed in a volume of 10mL of fracturing fluid (F1 or F2 respectively), at 70 ° C, for seven days.
  • the rock contains a percentage of water (Swi) of 49% for the two tests carried out and a percentage of crude ASAB (degree API 0 of 40), complementary, of 51%.
  • Quantification of the oil passing from the rock to the formulation was carried out by NMR signal analysis of the rock samples in the initial state, then after 3 days and 7 days of imbibition under the aforementioned conditions.
  • For the F1 fluid 34% of the oil was recovered in the fluid after 3 days and 47% of the oil was passed into the formulation after 7 days.
  • a fracturing fluid comprising Mixture 1 at a concentration of 2 g / L was used in a saline brine 17 g / L in KCl (corresponding to the optimal salinity (S * ) of Mixture 1) and containing In addition, Fracturing Products.
  • This fracturing fluid was used at 20 ° C. with a controlled injection rate, in a "coreflood” assembly (confinement pressure of 1500 psi) of the type described in Mikel Morvan's "An Integrated Workflow for Chemical EOR Pilot Design”.
  • Bond pressure 1500 psi
  • a Kentucky carbonate type rock (7.6 cm long x 3.8 cm diameter, permeability 0.12 to 0.25 mD) was used which was saturated in a constant flow formulation. Then, isopar M was injected into the rock thus saturated in formulation, at a constant flow rate of 0.5 ml / min, and the pressure difference between the inlet and the outlet of the rock was measured when the first drop of oil comes out of the rock and the amount of water pushed by the isopar out of the rock after 6 hours.
  • the interfacial tension between the fracturing fluid employed and the isopar M, as measured at 20 ° C. according to the rotary drop method, is 0.07 m N / m.
  • the pressure is 300 psi when the oil starts to come out of the rock, whereas it is 100 psi only with the fracturing fluid according to the invention.

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Abstract

L'invention concerne un procédé d'extraction d'une huile pétrolière contenue dans une formation géologique, comprenant une étape de fracturation de ladite formation géologique, par injection sous pression d'un fluide d'extraction aqueux particulier, qui contient au moins un tensioactif qui abaisse la tension interfaciale entre le fluide d'extraction et l'huile pétrolière à extraire en deçà de 0,1 mN/m; puis une étape d'évacuation («flowback»). L'invention concerne également les fluides de fracturations originaux mis en œuvre dans ce procédé, et les additifs employés dans ces fluides de fracturation.

Description

ADDITIFS POUR L'ELIMINATION DES FLUIDES DE FRACTU RATION
EMPLOYES POUR L'EXTRACTION PETROLIERE
La présente invention a trait au domaine des fluides de fracturation employés pour l'extraction pétrolière, et plus précisément à celui des additifs employés dans ces fluides de fracturation afin de permettre d'améliorer leur évacuation (« flowback ») hors des formations géologiques (roches pétrolifère ou autre) dans lesquelles ils sont employés.
Dans les procédés de fracturation de formations géologiques employés pour l'extraction pétrolière, et notamment ceux employés pour la fracturation opérée sur des puits non conventionnels forés dans des formations de faible perméabilité, par exemple ceux désignés par "tight oil" en anglais (très peu perméables l'huile) ou bien les formations d'huile de schiste (« shale oil »), des fluides de fracturations sont injectés à haute pression dans la formation afin d'y créer des fractures permettant l'extraction des hydrocarbures selon une technique bien connue en soi. Les opérations de fracturation impliquent l'emploi de grands volumes de fluides de fracturation (de l'ordre de 10,000 m3) et donc de grandes quantité d'eau. Cette eau introduite dans la formation lors de la fracturation est ensuite évacuée hors de la formation (phase dite de « flowback »), cette évacuation de l'eau se faisant généralement via le puits de forage où elle est évacuée avec des hydrocarbures. En plus des composants habituels des fluides de fracturation (polymères, proppant, biocides...), on emploie souvent (et quasi systématiquement) des additifs spécifiques (« auxiliaires d'évacuation », ou « flowback aids » en anglais) afin d'optimiser l'expulsion de l'eau, qui servent le plus souvent, en pratique, à expulser conjointement les hydrocarbures et l'eau lors de la phase de « flowback ». A titre d'auxiliaires d'évacuation du type précité, il a été proposé d'introduire différents type d'additifs dans les fluides de fracturations. Classiquement, il a été préconisé l'emploi d'agents mouillants, typiquement des mélanges de tensioactifs destinés à traiter la surface rocheuse du réservoir et à faciliter l'écoulement de l'eau et des hydrocarbures. A titre d'exemple, on peut par exemple citer les mélanges d'oxyde d'amine et d'alcools éthoxylés décrits dans US 2013/0180723 ou bien encore les tensioactifs décrits dans US 2015/0300139.
Plus spécifiquement, il a été proposé d'employer des fluides de fracturation sous forme de microémulsions, incluant de l'eau, des tensioactifs et en général un solvant, comme par exemple des microémulsions de type « Windsor IV » décrites dans WO 2016/041823 ou US 2013/261033 (microémulsions particulières où l'eau, le solvant et les tensioactifs sont dans des concentrations telles qu'ils forment une unique phase continue). Là encore, les additifs employés sont employés à titre d'agents mouillants.
La présente invention vise à fournir une nouvelle méthode permettant d'améliorer l'évacuation de l'eau et des hydrocarbures (« flowback ») suite à des opérations de fracturation.
A cet effet, l'invention propose d'employer dans les fluides de fracturation une nouvelle génération d'auxiliaires d'évacuation, à savoir des additifs qui ne se sont pas des agents mouillants du type de ceux préconisés jusqu'à présent, mais des tensioactifs qui induisent une tension interfaciale drastiquement plus faible entre le fluide de fracturation et les hydrocarbures (typiquement en la réduisant d'un facteur 10 ou 100 par rapport la tension interfaciale obtenue entre le fluide d'extraction et les hydrocarbures par rapport aux agents mouillants généralement préconisés).
Dans le cadre des travaux qui ont conduit à la présente invention, les inventeurs ont maintenant mis en évidence que l'obtention d'une très faible tension interfaciale entre le fluide de fracturation et l'huile pétrolière à extraire permet d'améliorer de façon nette l'élimination du fluide lors de la phase de flowback. De façon inattendue, ils ont également découvert la diminution de la tension interfaciale entre le fluide de fracturation et l'huile pétrolière à extraire, n'affecte pas la capacité du fluide à extraire l'huile lors de la phase de flowback, alors qu'on aurait pu s'attendre aux contraire que cette diminution de la tension interfaciale induirait au contraire des comportements similaires de l'huile et du fluide, avec de probables répercussions négatives sur l'extraction.
Plus précisément, selon un premier aspect, la présente invention a pour objet un procédé d'extraction d'une huile pétrolière contenue dans une formation géologique, ledit procédé comprenant au moins une étape (E1 ) de fracturation de ladite formation géologique, par injection sous pression dans ladite formation d'un fluide d'extraction aqueux comprenant au moins un tensioactif qui abaisse la tension interfaciale entre le fluide de fracturation et l'huile pétrolière à extraire en deçà de 0,1 mN/m, et plus préférentiellement en deçà de 0,05 mN/m, dans les conditions de mise en contact de l'huile pétrolière et du fluide lors de l'étape (E1 ) ; puis une étape (E2) d'évacuation au moins partielle de l'huile pétrolière et de l'eau hors de la formation géologique (typiquement, un mélange eau/huile est récupéré via le puits d'injection par où le fluide de fracturation a été injecté dans l'étape (E1 ), l'huile pouvant ensuite être séparée à partir du mélange eau/huile par tout moyen connu en soi).
Les fluides de fracturations utiles selon l'invention comprennent des tensioactifs (et le plus souvent des mélanges de plusieurs type de tensioactifs) particuliers, propres à abaisser de façon très importante la tension interfaciale entre un fluide de fracturation et une huile pétrolière. Pour un tensioactif ou un mélange de tensioactif donné, la tension interfaciale obtenue entre le fluide de fracturation et l'huile dépend de la concentration, de la nature de l'huile, de la salinité et de la température. Le fluide de fracturation employé dans le procédé de l'invention comprend de ce fait un tensioactif ou un mélange de tensioactifs adapté à l'huile à extraire, qu'on emploie dans le fluide à une concentration permettant d'obtenir la tension interfaciale recherchée dans les conditions notamment de température et de salinité de l'étape (E1 ).
Selon un autre aspect, la présente invention a pour objet les fluides de fracturation utiles pour la mise en œuvre du procédé comprenant les étapes (E1 ) et (E2) précitées. Ces fluides de fracturation particuliers, développés dans le cadre de la présente invention, sont des fluides de facturation originaux , qui, entre autres, contiennent un tensioactif ou (le plus souvent) un mélange de tensioactifs particulier, à savoir un tensioactif ou un mélange de tensioactifs pour lequels il existe des conditions de concentration, température et salinité qui permettent de diminuer la tension interfaciale avec une huile pétrolière en deçà de 0,1 mN/m, et de préférence en deçà de 0,05 mN/m, ce qui n'est pas le cas des agents mouillants classiquement utilisés à titre d'auxiliaire d'évacuation. De préférence, ces conditions sont compatibles avec la majeure partie des conditions rencontrées lors d'étape de fracturation et on préfère donc en particulier employer des tensioactifs qui permettent d'obtenir la diminution visée pour la tension interfaciale au moins à une température comprise entre 70 et 120°. La capacité que présente un tensioactif ou un mélange de tensioactifs à réduire la tension interfacialepeut être reflétée par la tension interfaciale obtenue avec des huiles modèles comme le décane par exemple. Le plus souvent, un fluide de fracturation selon l'invention ne se présente pas sous la forme d'une émulsion ou d'une microémulsion. L'invention concerne, selon un aspect particulier, des fluides de fracturation spécifiques du type précités, qui n'ont jamais été décrits jusqu'à présent à la connaissance des inventeurs, à savoir les fluides de fracturation dont la tension interfaciale avec le décane est inférieure à 0,1 mN/m, par exemple inférieure ou égale à 0,07 mN/m, par exemple inférieure ou égale à 0,05 mN/m à au moins une température comprise entre 70 et 120°C (typiquement à 70 ou 80°C).
Selon encore un autre aspect, la présente invention a pour objet l'utilisation, à titre d'auxiliaire d'évacuation (« flowback aid ») dans un fluide de fracturation aqueux, d'au moins un tensioactif propre à abaisser la tension interfaciale dudit fluide avec le décane en deçà de 0,1 mN/m, de préférence à au moins une température comprise entre 70 et 120°C, par exemple à 70 et/ou à 80°C .
Au sens de la présente description, la « tension interfaciale » d'un fluide de fracturation avec une huile, pétrolière ou modèle, exprimée en mN/m, désigne la tension interfaciale telle que mesurée à une température donnée selon la méthode dite de la goutte tournante bien connue en soi. Pour plus de détails, on pourra notamment se reporter à ce sujet à l'article « Measurement of interfacial tension from the shape of a rotating drop ». Princen H. M., Zia I. Y. Z., Mason S. G. J. Colloid Interface Sci. 23: 99-107 (1967). La présente invention propose ainsi une nouvelle génération d'additifs pour fluide de fracturation, permettant d'améliorer le processus d'évacuation de l'eau et de l'huile pétrolière (« flowback ») à la suite de la fracturation, en réduisant drastiquement la tension interfaciale entre le fluide de fracturation et l'huile pétrolière à extraire.
De préférence, les additifs employé dans le cadre de la présente inventions sont des tensioactifs ou mélanges de tensioactifs qui induisent une tension interfaciale entre le fluide de fracturation et l'huile pétrolière dans les conditions précitées inférieure à 0,07 mN/m voire à 0,05 mN/m, préférentiellement inférieure à 0,01 mN/m, et préférentiellement encore inférieure à 0,005 mN/m. On vise de préférence l'obtention de ces gammes dans le procédé de l'invention dans les conditions de mise en œuvre de l'étape (E1 ) et, de façon plus générale. Plus généralement, les fluides de fracturation selon l'invention comprennent de préférence des tensioactifs pour lesquels il existe des conditions de concentration, température et salinité qui permettent de diminuer la tension interfaciale avec une huile pétrolière et/ou avec le décane dans les gammes définies dans le présent paragraphe. La tension interfaciale extrêmement faible entre le fluide de fracturation employée dans l'étape de fracturation (E1 ) du procédé de l'invention est propre à induire une amélioration significative du co-écoulement d'eau et d'huile dans le réservoir dans l'étape (E2), et en conséquence (i) une amélioration significative de l'évacuation (« flowback ») du fluide de fracturation, et (ii) une production d'huile plus rapide et plus durable pendant et après la phase d'évacuation.
La présente invention n'est pas limitée à la mise en œuvre de tensioactifs particuliers pour assurer l'effet recherché d'auxiliaire d'évacuation, tant qu'ils permettent d'atteindre la diminution souhaitée de la tension interfaciale entre le fluide de fracturation et l'huile pétrolière à extraire.
A titre d'exemple, pour abaisser la tension interfaciale entre le fluide de fracturation et l'huile, on peut avantageusement employer selon l'invention un ou plusieurs tensioactifs anioniques choisis parmi :
- les tensioactifs anioniques de type sulfonate,
et notamment : les sulfonates d'oléfines internes, du type décrits notamment dans WO 2016/177817 comme par exemple des sulfonates d'oléfine en C19-C23 ou en C19-C24 les alkylarylsulfonate, et notamment les alkyl benzène sulfonate, où le groupe alkyle comporte de préférence au moins 15 atomes de carbone, par exemple entre 15 et 24 atomes de carbone, comme par exemple un alkyl aryl sulfonate avec un alkyl en C15-18 les tensioactifs anioniques de type alkyl sulfates où le groupe alkyle comporte de préférence au moins 10 atomes de carbone, par exemple entre 10 et 16 atomes de carbone, ces alkyl sulfates étant de préférence alcoxylés, par exemple des alkyl sulfates propoxylés et/ou éthoxylés contenant jusqu'à 10 groupements ethoxy et/ou jusqu'à 10 groupements propoxy, par exemple des propoxy-ethoxy-sulfates comprenant de 1 à 10 groupements ethoxy et 1 à 10 groupements propoxy, comme par exemple un alkyl sulfate avec un groupe alkyl en C12-13 comprenant 7 groupements propoxylés
- les tensioactifs anioniques de type alkyl glyceryl ethoxy sulfonates (AGES), préférentiellement des alkyl propoxy-ethoxy-sulfonates, préférentiellement des alkyl propoxy ethoxy sulfonates contenant entre 0 et 10 groupements ethoxy et entre 0 et 10 groupements propoxy.
- les sulfosuccinates - les mélanges de ces tensioactifs anioniques.
Selon un mode de réalisation intéressant, on utilise selon l'invention un mélange d'un tensioactif de type sulfonate du type précité (par exemple un alkyl benzène sulfonate) avec un tensioactif anionique de type alkyl sulfates alcoxylé, par exemple un mélange comprenant de 40 à 60% de sulfonate et de 60 à 40% d'alkyl sulfate alcoxylé. Par exemple, un mélange comprenant de 40 à 60 % en masse d'au moins un C15-18 alkyl benzène sulfonate (ailkyl benzène sulfoante où le groupe alyle comporte de 15 à 18 atomes de carbones) et de 60 à 40% en masse d'un C12-13 7PO alkyl sulfate (alkyl sulfate avec un groupe alkyl en C12-13 comprenant 7 groupements propoxylés) s'avère particulièrement intéressant.
Selon un autre mode de réalisation on utilise selon l'invention un mélange de tensioactifs comprenant de 40 à 60 % en masse d'alkyl benzène sulfonate et de 60 à 40% en masse d' alkyl alcoxy sulfate
Selon encore un autre mode de réalisation possible, on utilise un mélange de tensioactifs comprenant de 40 à 60 % en masse d'un sulfonate d'oléfine interne et de 60 à 40% en masse d'alkyl alcoxy sulfate
Alernativement, on peut employer un mélange de tensioactifs comprenant de 40 à 60 % en masse d'alkyl benzène sulfonate et de 60 à 40% en masse d' alkyl glyceryl alcoxy sulfonate Selon encore un autre mode de réalisation possible, on utilise un mélange de 40 à
60 % en masse d'un sulfonate d'oléfine interne et de 60 à 40% en masse alkyl glyceryl alcoxy sulfonate
Les tensioactifs anioniques précités peuvent optionnellement être employés avec :
- des tensioactifs de type amphotères, préférentiellement de type betaine ou sultaine, préférentiellement encore de type betaine ou sultaine avec des chaînes alkyl comprenant plus de 12 atomes de carbone ; et/ou
- des tensioactifs non ioniques, préférentiellement de type alcools éthoxylés, par exemple de type alcools éthoxylés avec des longueurs de chaînes alkyl comprenant plus de 12 atomes de carbone. La concentration en tensioactif (ou en mélange de tensioactifs) dans le fluide de fracturation utilisé selon l'invention peut varier en une certaine mesure en fonction des tensioactifs employés. Typiquement, toutefois, cette concentration reste entre 0,5 et 8 g/L, par exemple entre 1 et 4 g/L.
EXEMPLES
Les exemples qui sont donnés ci-après et illustrent des modes de réalisation possible de l'invention et certains de leurs avantages, mettent en oeuvre les produits suivants : ■ Mélanges de tensioactifs selon l'invention :
- Mélange 1 : composé à 50% en masse d'alkyl benzène sufonate avec des chaîne alkyles en C15-16 ; et 50% en masse d'alkyl alcoxysulfate de longueur avec des chaîne alkyles en C12-13 comprenant 4 groupes propoxylate.
- Mélange 2 composé à 50% en masse d'un sulfate d'olefine interne (IOS) de longueur de chaîne carbonée comprise entre 19 et 23 ; et à 50% en masse d'un alkyl ether sulfate AES avec une longueur de chaîne alkyl entre C12 et C13 et 7 groupes ethoxylés.
■ Saumure Modèle : on désigne par ce terme dans les exemples ci-après un milieu aqueux de salinité égale à 1 .12g/L TDS KCI, comprenant dans de l'eau : 1 g/L de NaCI ; 0.1 g/L de CaCI2 ; et 0.02g/L de MgCI2.
■ Produits de Fracturations : on désigne par ce terme dans les exemples ci-après un mélange de Plexslick® 957 commercialisé par Solvay (500 ppm) ; de Plexslick® 957 commercialisé par Solvay (250 ppm) et de chlorure de choline (2 g/L), les valeurs entre parenthèse correspondant aux teneurs auxquelles ces composés sont employés dans le fluide de fracturation testé. Exemple 1 :
Tension interfaciale obtenue avec un mélange de tensioactifs selon l'invention
Dans cet exemple, on a testé le Mélange 1 défini ci-dessus (50% en masse d'alkyl benzène sufonate avec des chaîne alkyles en C15-16 ; et 50% en masse d'alkyl alcoxysulfate de longueur avec des chaîne alkyles en C12-13 comprenant 4 groupes propoxylate).
2 g de ce mélange ont été introduits dans un fluide de fracturation comprenant, dans 1 L d'eau : - 17 g/L de chlorure de potassium ; et
Les Produits de Fracturation (à savoir 2 g/L de chlorure de choline, 500 ppm de Plexslick® 957 et 250 ppm de Plexcide® 15G).
La tension interfaciale entre le fluide de fracturation ainsi additivé et le décane, mesurée à 70°C par la méthode de la goutte tournante, est de 0,004 mN/m.
A titre de comparaison, la valeur de la tension interfaciale obtenue selon le même protocole pour le « flowback aid » Stimoil ENX décrit typiquement dans US 9,068,108 comme additif de fluide de fracturation de type « micro-emulsion » est bien supérieure, à savoir égale à 0.96 mN/m.
Exemple 2 : Tests d'imbibition
Exemple 2.1 : vitesse d'imbibition Dans cet exemple, on a comparé les vitesses d'imbibition d'une goutte de formulation aqueuse sur une roche de carbonate (Lavoux) de mouillabilité préférentielle à l'huile, dans du décane à une température de 70°C, pour les différentes formulations aqueuses suivantes :
Formulation 1 : Mélange 2 (mélange de tensioactifs selon l'invention) à 8 g/L dans une saumure de salinité égale à 95.2 g/L
Formulation 2 : : Mélange 2 (mélange de tensioactifs selon l'invention) à 8 g/L dans une saumure de salinité égale à 63.6 g/L
Formulation 3 : (témoin) la Saumure Modèle de salinité totale égale à 1 .12g/L. Pour chaque formulation, la vitesse d'imbibition a été déterminée comme suit :
La roche de carbonate Lavoux (k~100mD) a été vieillie en contact avec un brut ASAB. Après lavage au cyclohexane et décane, sa mouillabilité est préférentielle à l'huile (angle de contact de 160° d'une goutte de Saumure Modèle sur ce substrat dans le décane à 70°C).
Une goutte de la formulation à tester a été ensuite déposée sur la roche ainsi obtenue, immergée dans le décane à 70°C.
L'évolution du volume de la goutte a ensuite été mesurée au cours du temps. Plus précisément, on a déterminé au cours du temps le rapport à un temps t du volume de la goutte V(t) rapporté au volume initial de la goutte V(t=o). Le rapport mesuré V(t)/V(t=0), dit « volume normalisé », mesuré au temps t, diminue au cours du temps et reflète le taux d'imbibition de la goutte (le rapport est de 1 au départ, lorsque la goutte ne s'est pas du tout imbibée dans le substrat et il diminue par la suite, la valeur de 0 correspondant à un état où la goutte serait totalement imbibée dans le substrat). Pour la Formulation 1 , on obtient un volume normalisé de 0,1 au bout de 50 minutes, et ce volume normalisé est atteint pour la Formulation 2 au bout de 85 minutes, alors qu'avec la Formulation 3 témoin, qui ne contient pas de tensioactifs selon l'invention, le volume normalisé reste supérieur à 0,7 même au bout de 120 minutes. La vitesse d'imbibition, exprimée en s"1 , est donnée par la pente de la courbe de révolution du volume normalisé en fonction du temps. Elle est respectivement de 33.10"5 s"1 et 18.10 5 s"1 pour les Formaultions 1 et 2, contre 3.0.10~5 pour la Formulation 3 témoin.
Ces résultats montrent clairement que l'imbibition est accélérée par les mélanges de tensioactifs selon l'invention. A noter que la Formulation 1 correspond à une saumure employée dans la gamme de salinité proche de l'optimum de fonctionnement du mélange de tensioactif employé (la salinité correspond à 0,9 fois la S* du Mélange 2) alors que la Formulation 2 correspond à un cas plus défavorable en terme de salinité (0,6 fois la S* du Mélange 2). On voit qu'un effet intéressant reste observé même lorsqu'on s'éloigne de l'optimum. Exemple 2.2 : Récupération d'huile par imbibition (roche de très faible perméabilité)
Dans cet exemple, on a utilisé deux fluides de fracturation, désignés ici par F1 et F2, comprenant chacun le Mélange 1 de tensioactifs selon l'invention à une concentration de 2g/L dans une saumure comprenant les Produits de Fracturation. Les deux fluides de fracturation F1 et F2 varient uniquement par leur salinité : F1 présente une salinité égale à la S* du Mélange 1 (16 g/L TDS KCI) alors que F2 présente une salinité de 1 ,4 fois cette S* (23 g/L TDS KCI).
Ces fluides de fracturations F1 et F2, qui comprennent des additifs selon l'invention, ont été testés pour extraire une huile par imbibition. Pour ce faire, des échantillons de roche Tavel de mouillabilité préférentielle à l'huile et de très faible perméabilité (2 à 7μϋ) ont été plongées dans un volume de 10mL de fluide de fracturation (F1 ou F2 respectivement), à 70°C, pendant sept jours. La roche contient un pourcentage d'eau (Swi) de 49% pour les deux tests effectués et un pourcentage de brut ASAB (degré API0 de 40), complémentaire, de 51 %.
La quantification de l'huile passant de la roche à la formulation a été effectuée par une analyse des signaux RMN des échantillons de roche à l'état initial, puis après 3 jours et 7 jours d'imbibition dans les conditions précitées. Pour le fluide F1 , on a récupéré dans le fluide 34% de l'huile au bout de 3 jours et 47% de l'huile était passé dans la formulation au bout de 7 jours.
Pour le fluide F2, on a récupéré de façon assez similaire 31 % de l'huile au bout de 3 jours et 45% au bout de 7 jours.
Ces valeurs d'huile produites montrent une certaine robustesse de l'efficacité des composés de l'invention vis-à-vis d'une variation de salinité.
A titre indicatif, la tension interfaciale entre F1 et l'huile est de 0,004 mN/m Exemple 3 : amélioration du flowback
Dans cet exemple, on a employé un fluide de fracturation comprenant le Mélange 1 à une concentration de 2 g/L dans une saumure de salinité 17 g/L en KCI (correspondant à la salinité optimale (S*) du Mélange 1 ) et contenant en outre les Produits de Fracturation.
On a employé ce fluide de fracturation à 20°C à débit d'injection contrôlé, dans un montage de « coreflood » (pression de confinement de 1500psi) du type décrit dans « An Integrated Workflow for Chemical EOR Pilot Design » de Mikel Morvan, Brigitte Bazin, Frédéric Douarche, et René Tabary ;Society of Petroleum Engineers, 2010.
On a employé une roche de type carbonate Kentucky (7.6 cm long x 3.8 cm diamètre, perméabilité entre 0.12 to 0.25 mD) qu'on saturée en formulation à débit constant. Puis, on a injecté de l'isopar M dans la roche ainsi saturée en formulation, à un débit constant de 0,5 mL/min, et on a mesuré la différence de pression entre l'entrée et la sortie de la roche lorsque la première goutte d'huile sort de la roche et la quantité d'eau poussée par l'isopar hors de la roche au bout de 6 heures.
La tension interfaciale entre le fluide de fracturation employé et l'isopar M, telle que mesurée à 20°C selon la méthode de la goutte tournante est de 0,07m N/m.
A titre de comparaison, on a effectué une expérience témoin en remplaçant le fluide de fracturation par une solution de KCI à 5% dans l'eau.
Avec le témoin, la pression est de 300 psi lorsque l'huile commence à sortir de la roche, alors qu'elle est de 100 psi seulement avec le fluide de fracturation selon l'invention.
Par ailleurs, avec le témoin, 45% de l'eau se retrouve évacué hors de la roche au bout de 6 heures, alors que le fluide de fracturation selon l'invention permet d'en récupérer 60% dans le même temps.
Ces deux observations illustrent bien l'effet obtenu avec les additifs selon l'invention d'un écoulement facilité de l'huile et par une élimination plus efficace de l'eau lors du flowback.

Claims

REVENDICATIONS
1 . -Procédé d'extraction d'une huile pétrolière contenue dans une formation géologique, ledit procédé comprenant
- au moins une étape (E1 ) de fracturation de ladite formation géologique, par injection sous pression dans ladite formation d'un fluide d'extraction aqueux contenant au moins un tensioactif qui abaisse la tension interfaciale entre le fluide de fracturation et l'huile pétrolière à extraire en deçà de 0,1 mN/m dans les conditions de mise en contact de l'huile pétrolière et du fluide lors de l'étape (E1 ) ; puis
- une étape (E2) d'évacuation au moins partielle de l'huile pétrolière et de l'eau hors de la formation géologique.
2. Procédé selon la revendication 1 , où la tension interfaciale entre le fluide d'extraction et l'huile pétrolière à extraire est en deçà de 0,05 mN/m.
3. - Procédé selon la revendication 1 ou 2, où ledit au moins un tensioactif est un tensioactif anionique choisi parmi :
- les tensioactifs anioniques de type sulfonate
- les tensioactifs anioniques de type alkyl sulfates, de préférence alcoxylés
- les tensioactifs de type alkyl glyceryl ethoxy sulfonates (AGES)
- les sulfosuccinates
- les mélanges de ces tensioactifs
4. - Procédé selon la revendication 3, où ledit au moins un tensioactif est un mélange d'un tensioactif de type sulfonate du type précité (par exemple un alkyl benzène sulfonate) avec un tensioactif anionique de type alkyl sulfates alcoxylé
5. - Procédé selon la revendication 3, où ledit au moins un tensioactif est un mélange comprenant :
de 40 à 60 % en masse d'alkyl benzène sulfonate et de 60 à 40% en masse d' alkyl alcoxy sulfate ; ou
de 40 à 60 % en masse d'un sulfonate d'oléfine interne et de 60 à 40% en masse d'alkyl alcoxy sulfate ; ou
de 40 à 60 % en masse d'alkyl benzène sulfonate et de 60 à 40% en masse d' alkyl glyceryl alcoxy sulfonate ; ou
de 40 à 60 % en masse d'un sulfonate d'oléfine interne et de 60 à 40% en masse alkyl glyceryl alcoxy sulfonate.
6. - Procédé selon la revendication 3, 4 ou 5, où ledit au moins un tensioactif comprend un tensioactif anionique selon la revendication 3 et en outre :
des tensioactifs de type amphotères, préférentiellement de type betaine ou sultaine ; et/ou
des tensioactifs non ioniques, préférentiellement de type alcools éthoxylés
7. - Fluide de fracturation adapté à la mise en œuvre du procédé de l'une des revendications 1 à 5, qui contient un tensioactif ou un mélange de tensioactifs pour lesquels il existe des conditions de concentration, température et salinité qui permettent de diminuer la tension interfaciale entre le fluide et une huile pétrolière en deçà de 0,1 mN/m
8. - Fluide de fracturation selon la revendication 7, dont la tension interfaciale avec le décane est inférieure à 0,1 mN/m à au moins une température comprise entre 70 et 120°C (typiquement à 70 ou 80°C).
9. Utilisation, à titre d'auxiliaire d'évacuation dans un fluide de fracturation aqueux, d'au moins un tensioactif propre à abaisser la tension interfaciale dudit fluide avec le décane et/ou l'hexadécane en deçà de 0,1 mN/m, de préférence à au moins une température comprise entre 70 et 120°C, par exemple à 70 et/ou à 80°C.
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