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 0/7 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.

Un but de la présente invention est de fournir un moyen 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, la présente invention propose l'utilisation d'au moins un tensioactif non ionique choisi parmi les composés de formule (I) suivante :

R-0-(-CH ₂ -CH(-CH ₃ )-0-) _m - (-CH ₂ -CH ₂ -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 un nombre allant de 0 à 20, entier ou non, m désignant le nombre (ou le cas échéant, le nombre moyen) d'unités oxyde de propylène -CH ₂ -CH(-CH ₃ )0- ;

n est un nombre supérieur à m et qui compris entre 5 et 40, par exemple entre 6 et 30 , entier ou non, n désignant le nombre (ou le cas échéant, le nombre moyen) d'unités oxyde d'éthylène -CH ₂ -CH ₂ -0-,

pour inhiber les phénomènes de rétention de tensioactifs anioniques au sein d'un réservoir pétrolifère.

Les travaux réalisés par les inventeurs dans le cadre de la présente invention ont maintenant 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 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 zwitterioniques (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 employé 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.

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'adsorbe sur la roche. En cela, les composés de formule (I) peuvent également être décrits comme des agents sacrificiels.

De façon surprenante, 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.

De préférence, les composé de formule (I) sont utilisés dans le cadre de la présente invention au moins :

- à titre d'agents anti-rétention des tensioactifs anioniques (ils sont alors introduits au moins pour partie conjointement auxdits tensioactifs anioniques) ;

et/ou

- à titre d'agents sacrificiels (ils sont alors introduits au moins pour partie préalablement auxdits tensioactifs anioniques).

Selon une variante possible, les composés de formule (I) sont utilisés à titre d'agents anti-rétention des tensioactifs anioniques puis d'agents désorbants des tensioactifs anioniques : ils sont alors introduits, pour une première partie, conjointement auxdits tensioactifs anioniques, puis, pour une deuxième partie, postérieurement à l'introduction des tensioactifs, étant entendu que ladite deuxième partie peut comprendre des composés de formule (I) identiques ou différents de ceux de la première partie. Les composés de formule (I) assurent ainsi à la fois un effet préventif de la rétention, et, au besoin, un effet correctif. Dans le cadre de cette variante, pour améliorer l'aspect préventif, on peut en outre, au besoin, utiliser les composés de formule (I) à titre d'agents sacrificiels, à savoir en les injectant pour partie préalablement à l'injection des tensioactifs anioniques. 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 particulièrement avantageux, le groupe -R est un groupe dodécyle -(CH ₂ )ii-(CH ₃ ).

Les composés de formule (I) employés dans le cadre de la présente invention comportent de préférence, à titre de groupement R, un groupe alkyl en C io à C"|8 _J par exemple un groupe alkyle linéaire en C10 à Ci ₅ .

Par ailleurs, dans les composés de formule (I), le nombre n d'unités éthoxylées va de préférence de 10 à 24.

Des composés de formule (I) intéressants incluent notamment le Rhodasurf ^® LA 12 commercialisé par la société Rhodia. Alternativement, on peut employer le Rhodasurf ^® LA 9 également disponible auprès de Rhodia.

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 pouvant ou non comprendre des tensioactifs non ioniques.

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 l'emploi précité des composés de formule (I). Ainsi, selon un premier mode de réalisation intéressant, la présente invention a notamment pour objet un procédé de récupération assistée du pétrole d'une formation souterraine, dans lequel :

(i) 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 typiquement exempt de tensioactif non ionique) ; puis

(ii) on injecte ensuite par le ou les même(s) puits d'injection un fluide comprenant un composé de formule (I) du type précité ; et

(iii) on récupère, par au moins un moyen de production, ledit fluide véhiculant le pétrole sortant de la formation souterraine.

Selon une variante préférée de ce premier mode de réalisation, le fluide comprenant le tensioactif anionique qui est employé dans l'étape (i) peut avantageusement comprendre un composé de formule (I) identique ou différent de celui employé dans le fluide de l'étape (ii). Les composés de formule (I) sont alors utilisés à la fois à titre d'agents anti-rétention et d'agents désorbants.

Selon une autre variante du premier mode de réalisation, qu'on peut au besoin combiner avec celle du paragraphe précédent, on peut injecter un fluide comprenant un composé de formule (I) préalablement à l'étape (i), ce par quoi les composés de formule (I) sont utilisés à la fois à titre d'agents sacrificiels et d' agents anti-rétention des tensioactifs anioniques.

Selon un autre mode de réalisation intéressant, 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 fluide comprenant au moins un milieu aqueux, un tensioactif anionique, et éventuellement un co-tensioactif anionique (ce fluide étant typiquement exempt de tensioactif non ionique) et un composé de formule (I) du type précité ; puis

- on récupère, par au moins un moyen de production, ledit fluide véhiculant le pétrole sortant de la formation souterraine. Le composé de formule (I) est alors employé à titre d'agent anti-rétention des tensioactifs anioniques. Là encore, selon une variante possible, on peut éventuellement injecter préalablement et/ou postérieurement à l'injection du fluide comprenant les tensioactifs anionique et l'agent anti-rétention, ce par quoi les composés de formule (I) serviront en outre pour partie, respectivement à titre d'agents sacrificiels et/ou d'agents désorbants des tensioactifs anioniques. Selon encore un autre mode de réalisation intéressant, la présente invention a pour objet un procédé de récupération assistée du pétrole d'une formation souterraine, dans lequel :

(i) on injecte dans ladite formation souterraine, par au moins un puits d'injection, un fluide comprenant un composé de formule (I) du type précité, puis

(ii) on introduit un fluide comprenant au moins un milieu aqueux, un tensioactif anionique, et éventuellement un co-tensioactif anionique (ce fluide étant typiquement exempt de tensioactif non ionique) ; puis

(iii) on récupère, par au moins un moyen de production, ledit fluide véhiculant le pétrole sortant de la formation souterraine. Le composé de formule (I) est alors employé à titre d'agent sacrificiel. Selon une variante intéressante de ce mode de réalisation, le fluide employé dans l'étape (ii) peut comprendre un composé de formule (I) identique ou différent de celui employé dans l'étape (i), ce par quoi les composés de formule (I) assurent à la fois le rôle d'agents sacrificiels et d'agents anti-rétention des tensioactifs anioniques . Alternativement ou en complément, on peut introduire un fluide comprenant un composé de formule (I), identique ou différent de ceux employé dans l'étape (i) et, le cas échéant, l'étape (ii), ce par quoi les composés de formule (I) serevent en outre à titre d'agent désorbant des tensioactifs anioniques.

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). EXEMPLE 1

Adsorption statique

Cet exemple illustre l'effet des composés de formule (I) sur l'adsorption d'une formulation de tensioactifs anioniques (mélange d'oléfine sulfonate de sodium et d'alkyl ether sulfate) sur différents types de roches.

La formulation de tensioactifs anioniques employée dans cet exemple a été préparée dans une saumure de forte dureté, à savoir contenant 35000 ppm de sels dissous dont 3000 ppm de cations divalents (calcium et magnésium).

L'adsorption a été mesurée par une méthode classique sur différents types de roche broyée (grès de Clashach, Calcaire de Lavoux, Dolomite), en référence à la surface spécifique de la roche, déterminée par la méthode BET au Krypton, en itroduisant la roche broyé dans la saumure avec un rapport massique roche/saumure concentration en solide est de 20% en poids (2g de roche dans 10 g de saumure) avec une concentration en tensioactif anionique dans la saumure de 2 g/L.

L'adsorption de la formulation a d'abord été mesurée en l'absence de tout additif (référence), puis en ajoutant différents agents dans la formulation.

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 à la saumure adsorption (mg/m ² )

Clashach Lavoux Dolomite

Aucun (témoin) 3,5 6,2 5,3

Rhodasurf ^® LA12 - 2g/L 1 ,9 3,8 4

Composé de formule I

où m=0, n=21 1 ,1 3,2 3.9

et R=alkyle en C10-12 EXEMPLE 2

Utilisation d'un composé de formule (I) pour une récupération assistée

d'hydrocarbure Dans cet exemple, du Rhodasurf ^® LA12 a été employé à titre d'agent désorbant dans une expérience reproduisant les condition d'une récupération assistée de pétrole (expérience de récupération tertiaire), en employant la même saumure que dans l'exemple 1.

Pour ce faire, un échantillon de roche (carotte de grès de Clashach) a été placé en conditions représentative d'un réservoir pétrolier mature (état dit de saturation résiduelle en huile) selon une méthodologie connue.

On a ensuite opéré une récupération assistée (tertiaire) dans les condition suivantes :

(i) injection d'une solution d'un tensioactif (mélange d'oléfine sulfonate de sodium et d'alkyl ether sulfate - 8 g/L) et d'un polymère (Flopaan 3330S commercialisé par SNF - 2 g/L), avec une injection totale de 0,5 volumes de pores (0,5 PV) de cette formulation ; puis

(ii) injection de 1 .5 PV de solution comprenant le polymère (2 g/L) et 2g/L de Rhodasurf ^® LA12

(iii) injection de 2 PV de saumure.

A titre de comparaison, on a reproduit la même expérience à la différence que la solution de l'étape (ii) contenant uniquement le polymère (sans Rhodasurf ^® LA12).

Les quantités d'huile extraite dans chacune des deux expériences (avec et sans emploi de Rhodasurf ^® LA12) sont reportées dans le tableau ci-après.

La quantité d'huile extraite est exprimée en pourcentage de l'huile résiduelle après balayage à l'eau (%ROIP).

Le tableau 2 ci-dessous reporte également l'adsorption du tensioactif, déterminée par différence entre la quantité injectée et la quantité récupérée en sortie de la roche. Elle est exprimée en mg de tensioactifs anioniques par gramme de roche.

Tableau 2 :

Expérience adsorption (mg/g) %ROIP

sans Rhodasurf ^® LA12 0,51 33% avec Rhodasurf ^® LA12 0,2 87% EXEMPLE 3

Utilisation d'un composé de formule (I) pour une récupération assistée

d'hydrocarbure

Dans cet exemple, du Rhodasurf® LA12 a été employé dans une expérience reproduisant les conditions d'une récupération assistée de pétrole (expérience de récupération tertiaire), en employant la même saumure que dans l'exemple 2.

Pour ce faire, comme dans l'exemple précédent un échantillon de roche (carotte) a été placé en conditions représentative d'un réservoir pétrolier mature (état dit de saturation résiduelle en huile) selon une méthodologie connue. A la différence de l'expérience précédente, l'huile utilisée dans cet exemple est une huile réservoir (pétrole).

On a ensuite opéré une récupération assistée (tertiaire) dans les conditions suivantes :

(i) injection d'une solution d'un tensioactif (mélange d'oléfine sulfonate de sodium et d'alkyl ether sulfate - 8 g/L) et d'un polymère (Flopaan 3330S commercialisé par SNF - 2 g/L), ainsi que 0.3 g/L de Rhodasurf LA12. Une injection totale de 0,5 volumes de pores (0,5 PV) de cette formulation ; puis

(ii) injection de 1.5 PV de solution comprenant le polymère (2 g/L) et 2 g/L de Rhodasurf LA12

(iii) injection de 2 PV de saumure.

A titre de comparaison, on a reproduit la même expérience à la différence que les solutions de l'étape (i) et de l'étape (ii) ne contenaient pas de Rhodasurf LA12 (voir exemple 2).

Les quantités d'huile extraite dans chacune des deux expériences (avec et sans emploi de Rhodasurf LA12) sont reportées dans le tableau ci-après.

La quantité d'huile extraite est exprimée en pourcentage de l'huile résiduelle après balayage à l'eau (%ROIP).

Le tableau 3 ci-après reporte également l'adsorption du tensioactif, déterminée par différence entre la quantité injectée et la quantité récupérée en sortie de la roche. Elle est exprimée en mg de tensioactifs anioniques par gramme de roche.

Tableau 3 :

Expérience Adsorption %ROIP

(mg/g) sans Rhodasurf LA12 0,55 20.8% avec Rhodasurf LA12 0,23 53%

EXEMPLE 4

Utilisation d'un composé de formule (I) pour une récupération assistée

d'hydrocarbure

Dans cet exemple, du Rhodasurf® LA12 a été employé à titre d'agent désorbant dans une expérience reproduisant les conditions d'une récupération assistée de pétrole (expérience de récupération tertiaire) pour des réservoirs carbonatés, pour lesquel l'adsorption des tensioactifs anioniques est particulièrement élevée. Du calcaire de Lavoux est utilisé comme roche représentative. La saumure est une solution de chlorure de sodium (72 g/L).

Pour ce faire, un échantillon de roche (carotte) a été placé en conditions représentative d'un réservoir pétrolier mature (état dit de saturation résiduelle en huile) selon une méthodologie connue.

On a ensuite opéré une récupération assistée (tertiaire) dans les conditions suivantes :

(i) injection d'une solution d'un tensioactif (mélange d'oléfine sulfonate de sodium et d'alkyl ether sulfate - 8 g/L) et d'un polymère (Flopaan 3330S commercialisé par SNF - 2 g/L), ainsi que 1 g/L de Rhodasurf LA12. Une injection totale de 0,8 volumes de pores (0,5 PV) de cette formulation ; puis

(ii) injection de 1.5 PV de solution comprenant le polymère (2 g/L) et 2 g/L de Rhodasurf LA12

(iii) injection de 2 PV de saumure.

A titre de comparaison, on a reproduit la même expérience à la différence que la solution de l'étape (i) ne contenait pas de Rhodasurf LA12.

Les quantités d'huile extraite dans chacune des deux expériences (avec et sans emploi de Rhodasurf LA12) sont reportées dans le tableau ci-après.

La quantité d'huile extraite est exprimée en pourcentage de l'huile résiduelle après balayage à l'eau (%ROIP). Le tableau 4 ci-après reporte également l'adsorption du tensioactif, déterminée par différence entre la quantité injectée et la quantité récupérée en sortie de la roche. Elle est exprimée en mg de tensioactifs anioniques par gramme de roche. Tableau 4 :

Expérience adsorption (mg/g) %ROIP

sans Rhodasurf LA12 0,57 16% avec Rhodasurf LA12 0,42 38.4%