[0001] La présente invention concerne le domaine de l'injection d'eau pour aider à la récupération d'hydrocarbures présents dans les nappes souterraines (pétrole, gaz, bitumes, et autres). Plus particulièrement, la présente invention concerne l'utilisation d'additifs spécifiques dans des formulations aqueuses destinées à être injectées dans les puits de forage d'hydrocarbures.

[0002] La présente invention a également pour objet le procédé de récupération d'hydrocarbures utilisant les formulations aqueuses contenant lesdits additifs spécifiques, et plus particulièrement dans le cadre de la récupération primaire, secondaire ou tertiaire ou dans le cadre de la fracturation hydraulique ou encore dans le cadre de l'acidification. La récupération tertiaire est également appelée récupération assistée.

[0003] La récupération primaire des hydrocarbures utilise l'énergie présente dans le réservoir pour extraire les hydrocarbures. Associée aux hydrocarbures, de l'eau dite de production peut accompagner les hydrocarbures en surface. Cette eau après traitement n'est pas toujours pure, et peut contenir des hydrocarbures. Son rejet dans la nature est par conséquent exclu, et il est alors nécessaire d'injecter cette eau de production contenant les hydrocarbures dans un puits non connecté au réservoir contenant les hydrocarbures, pour éviter une pollution et poursuivre l'extraction des hydrocarbures.

[0004] Le principe de la récupération secondaire ou tertiaire des hydrocarbures est d'injecter de l'eau à l'aide d'un ou plusieurs puits injecteurs dans le but de déplacer un volume maximum d'hydrocarbure vers le ou les puits producteurs. Dans le cas des pétroles visqueux, lourds, extra lourds et des sables bitumineux, l'eau injectée est chauffée avant injection afin de réchauffer par contact l'hydrocarbure présent dans le réservoir souterrain et réduire ainsi sa viscosité pour faciliter son déplacement vers le ou les puits producteurs.

[0005] Dans le cas de la récupération tertiaire, un ou plusieurs additifs sont communément ajoutés dans l'eau pour en modifier ses différentes propriétés physico-chimiques, par exemple pour augmenter sa viscosité, augmenter son pH, abaisser sa tension de surface, et autres, ceci afin d'améliorer encore la récupération d'hydrocarbure par rapport à la technique de récupération secondaire définie ci-dessus.

[0006] Dans le cas où le réservoir souterrain contenant les hydrocarbures n'est pas suffisamment perméable pour produire de manière économique les hydrocarbures avec les techniques de récupération primaire, secondaire ou tertiaire, la fracturation hydraulique ou l'acidification est employée.

[0007] Dans la technique de fracturation hydraulique, de l'eau est injectée à fort débit dans un puits d'injection de manière à fracturer la roche du réservoir souterrain. Cette fracturation permet d'augmenter la perméabilité du réservoir pour produire les hydrocarbures. L'eau injectée contient les plus souvent des proppants, dans des concentrations variables, proppants qui sont assimilés à des particules solides minérales dont le diamètre médian est généralement supérieur à 100 μιτι. Ces particules sont transportées jusqu'aux fractures de manière à les maintenir ouvertes par coincement dès la diminution de la pression d'injection. Sans ce maintien, les fractures créées se refermeraient et le puits ne recevrait pas d'hydrocarbures.

[0008] Le fluide de fracturation est ensuite pompé vers la surface où il remonte en mélange avec l'eau initialement présente dans le réservoir, ainsi qu'avec des hydrocarbures et des particules solides divisées comme les argiles provenant du réservoir. Une fois ce mélange (ou « flowback water » en langue anglaise) remonté en surface, il est traité dans des bassins de décantation pour séparer l'eau des autres composants solides divisés et hydrocarbures. Ce traitement permet ensuite le réemploi pour une nouvelle opération de fracturation hydraulique.

[0009] Dans le cas de la technique par acidification, la perméabilité du réservoir souterrain est augmentée sans faire appel à la technique de fracturation, mais en attaquant la roche réservoir à l'aide d'un acide ou d'un mélange d'acides ajoutés avec de l'eau pouvant contenir des hydrocarbures et des particules solides inorganiques. En fin de traitement le fluide est également pompé vers la surface où il remonte en mélange avec l'eau initialement présente dans le réservoir, des hydrocarbures et des particules solides inorganiques comme les argiles provenant du réservoir pour être ensuite stockée afin de séparer l'eau.

[0010] Le pompage dans les puits producteurs est également une technique utilisée pour augmenter la productivité. Il est possible également d'utiliser un même puits alternativement comme puits injecteur et comme puits producteur. L'eau injectée peut provenir d'une source en surface (rivière, étang, lac, mer, océan, et autres) ou d'une source souterraine. La source souterraine peut être un réservoir d'eau contenant ou non des hydrocarbures. L'eau injectée peut également être un mélange d'eaux provenant de plusieurs sources.

[0011] Il est important dans les opérations de récupération secondaire ou tertiaire que l'eau soit injectée au débit souhaité pour obtenir également le débit souhaité d'hydrocarbures.

[0012] Dans certains cas cependant, l'injectivité, c'est-à-dire la capacité à injecter l'eau à un certain débit, n'est pas suffisante ou est suffisante initialement puis se dégrade dans le temps. Cette perte d'injectivité correspond à une baisse de la perméabilité de la roche située autour du ou des puits injecteurs et peut avoir de multiples causes.

[0013] Une des causes est la présence, permanente ou temporaire, dans l'eau injectée de solides inorganiques, notamment de solides inorganiques divisés (ou particules solides inorganiques) associés à des hydrocarbures. Dans la présente invention, on entend par « particule solide inorganique » un solide inorganique de taille inférieure à 5 mm, de préférence inférieure à 1 mm, de préférence encore inférieure à 500 μιτι, plus particulièrement inférieure à 100 μιτι. Une solution possible pour limiter ce problème consiste à faire décanter l'eau de manière à la séparer des solides et des hydrocarbures. Cependant les temps de décantation peuvent être très longs, en particulier lorsque les particules solides inorganiques sont de taille inférieure à quelques micromètres.

[0014] Ces longues durées de décantation entraînent le stockage de très grandes quantités d'eau. Or, dans les zones géographiques où l'eau est peu disponible, par exemple au Texas où la fracturation hydraulique est déjà largement employée, ou encore en Alberta où les sables bitumineux sont exploités, cette immobilisation de grandes quantités d'eau dans l'attente d'une décantation efficace est problématique car elle peut conduire à prélever l'eau d'une source utile aux être vivants. En outre, le stockage à ciel ouvert peut conduire à l'émission d'hydrocarbures dans l'atmosphère. Enfin, lorsque l'espace est limité, comme par exemple sur des unités de production d'hydrocarbures « offshore » (en mer), l'installation de grosses unités de décantation est problématique.

[0015] La présence de solides inorganiques associés à des hydrocarbures dans l'eau injectée est rencontrée dans de nombreux cas. À titre d'exemple, on peut citer les cas où le réservoir souterrain contenant l'eau qui sera injectée contient des hydrocarbures et est naturellement mal consolidé ce qui entraîne lors du pompage de l'eau des venues de solides divisés présents initialement dans le réservoir.

[0016] À titre d'exemples, on peut citer les cas où le réservoir souterrain contenant l'eau qui sera injectée contient des hydrocarbures et est naturellement consolidé donc non mobile, à l'exception de produits de dégradation hydrothermale des solides inorganiques du réservoir comme par exemple les argiles. On peut également citer les cas où des hydrocarbures sont présents dans l'eau qui sera injectée et où des solides divisés apparaissent à cause d'un changement de pression et/ou de température conduisant à la précipitation ou à cause d'un mélange d'eaux conduisant à de la précipitation. On peut encore citer les cas où des hydrocarbures sont présents dans l'eau qui sera injectée et où des solides divisés apparaissent à cause d'un problème de corrosion des parties métalliques présentes sur le trajet de l'eau qui sera injectée.

[0017] Le brevet US4690217 décrit précisément une méthode pour améliorer l'injectivité de l'eau injectée dans des puits. Cette méthode comprend l'injection d'un fluide aqueux contenant une quantité efficace de tensioactifs anioniques dans les puits. Un des inconvénients liés à cette méthode est que les tensioactifs anioniques sont peu solubles voire insolubles dans les milieux salins. Il est donc nécessaire de pouvoir fournir des produits qui sont encore plus performants.

[0018] Le brevet US6972274 décrit de manière générale un procédé pour restaurer la perméabilité d'une formation souterraine poreuse contenant du pétrole, et d'accélérer la récupération du pétrole, ledit procédé comprenant le traitement de ladite formation avec une quantité efficace d'un mélange d'au moins un composé non-ionique et d'au moins un composé cationique. Dans la demande US20090149356 sont décrits des composés inhibiteurs de corrosion et utiles pour éliminer les dépôts d'hydrocarbures. Ces composés sont des dérivés de composés hétérocycliques bis-quaternaires à structure imidazoline.

[0019] Ces deux documents montrent que des composés à structure ammonium quaternaire doivent être utilisés en association avec un composé non ionique ou comporter une fonction bis-quaternaire.

[0020] Ceci semble confirmé par le document CN10231 1728 qui concerne une formulation comprenant un tensioactif de type ammonium quaternaire, en association avec un inhibiteur de corrosion, un polyamino-polyéther méthylène phosphonate, de l'acide citrique, de l'acide chlorhydrique et de l'eau. Cette formulation est utilisée à raison de 0,1 % à 0,3% en poids de l'eau injectée pour permettre une réduction de la pression d'environ 15% par puits. Cette formulation présente toutefois les inconvénients de contenir des acides et d'être utilisée en quantités trop importantes, de sorte que son utilisation pourrait être considérée comme néfaste pour l'environnement.

[0021] Il reste donc un besoin pour des composés spécifiques qui soient efficaces pour améliorer l'injectivité ou tout au moins pour la maintenir à un bon niveau dans le cas de présence de solides inorganiques divisés et d'hydrocarbures dans l'eau injectée dans les puits pénétrant des formations souterraines contenant des hydrocarbures, tout en combinant une grande efficacité, pour limiter les quantités efficaces utilisées, et une faible toxicité, voire une absence de toxicité de l'eau injectée vis-à-vis de l'environnement.

[0022] Un autre objectif de la présente invention est de proposer un procédé utilisant au moins un composé spécifique qui permet ainsi d'améliorer l'injectivité d'un ou plusieurs puits, ou tout au moins de la maintenir à un bon niveau dans le cas de présence de solides inorganiques divisés et d'hydrocarbures dans l'eau injectée, et ce, de manière curative ou préventive. Un autre objectif encore est de minimiser en surface les quantités d'eau stockée contenant des solides inorganiques divisés et des hydrocarbures.

[0023] Les inventeurs ont maintenant découvert que les objectifs précités peuvent être atteints en totalité ou au moins en partie grâce à l'utilisation d'au moins un composé spécifique qui permet d'améliorer l'injectivité ou tout au moins de la maintenir à un bon niveau dans le cas de présence de solides inorganiques divisés et d'hydrocarbures dans l'eau injectée dans les formations souterraines contenant des hydrocarbures.

[0024] Ainsi, et selon un premier aspect, la présente invention consiste en l'utilisation, pour améliorer la perméabilité d'un milieu poreux contenant au moins un hydrocarbure, d'au moins un composé de formule générale (1 ) :

R-N ⁺ (R ¹ R ² R ^a ), X- (1 )

dans laquelle

• R représente une chaîne grasse hydrocarbonée, de préférence une chaîne hydrocarbonée, linéaire ou ramifiée, saturée ou insaturée, comprenant de 8 à 30 atomes de carbone, et comportant éventuellement un ou plusieurs cycles,

• R ¹ et R ² , identiques ou différents, sont choisis indépendamment l'un de l'autre parmi un radical alkyle, linéaire ou ramifié, contenant de 1 à 6 atomes de carbone,

• R ^a est choisi parmi un radical aryle, arylalkyle, alkylaryle et alkylarylalkyle, et

• X représente le contre-ion de l'atome d'azote quaternaire.

[0025] De préférence encore, la chaîne grasse hydrocarbonée R- est une chaîne hydrocarbonée, avantageusement d'origine naturelle, par exemple choisie parmi les radicaux caprylyle, capryle, lauryle, myristyle, palmityle, stéaryle, oléyle et linoléyle.

[0026] Selon un mode de réalisation de la présente invention, les radicaux R ¹ et R ² sont choisis, indépendamment l'un de l'autre parmi les radicaux méthyle, éthyle, propyles, butyles, pentyles et hexyles, et de préférence parmi les radicaux méthyle et éthyle, et de manière tout à fait préférée, R ¹ et R ² représentent chacun le radical méthyle.

[0027] Dans la définition du radical R ^a , le terme « aryle » désigne un radical aromatique, de préférence comprenant 6 à 10 atomes de carbone, et de préférence phényle ou naphtyle, et les termes « alkyl- » et « -alkyle » représentent chacun indépendamment l'un de l'autre un radical alkyle comprenant de 1 à 6 atomes de carbone. De préférence R ^a représente un radical aryle ou arylalkyle, et de préférence, R ^a est choisi parmi phényle, benzyle et phénéthyle.

[0028] Le contre-ion X peut-être tout type de contre-ion habituellement rencontré pour neutraliser les composés quaternaires et bien connus de l'homme du métier. Le contre-ion X peut ainsi être choisi, à titre d'exemples non limitatifs, parmi les ions halogénures (par exemple fluorure, chlorure, bromure et iodure), sulfate, méthylsulfate, éthylsulfate, sulfonate, méthylsulfonate, éthylsulfonate, para- toluènesulfonate, trifluorométhylsulfonate, naphtalènesulfonate, xylènesulfonate, acétate, salicylate, aminocarboxylate, méthylène-bis-salicylate, hydroxybenzoate, chlorobenzoate, dichlorobenzoate, phénate, et autres.

[0029] Parmi les composés de formule (1 ) ci-dessus, on préfère en particulier ceux pour lesquels le radical R ^a est choisi parmi les radicaux aryle et aralkyle, et plus particulièrement ceux pour lesquels R ^a est choisi parmi les radicaux phényle et phénylalkyle, et parmi ceux-ci ceux pour lesquels R ^a est choisi parmi les radicaux phényle et benzyle (phénylméthyle).

[0030] On préfère également les composés de formule (1 ) dans lesquels R ¹ et R ² sont identiques. On préfère en outre les composés de formule (1 ) dans lesquels R ¹ et R ² sont choisis parmi les radicaux méthyle, éthyle et propyles, et de préférence parmi les radicaux méthyle et éthyle, et tout particulièrement les composés de formule (1 ) dans lesquels R ¹ et R ² représentent chacun le radical méthyle.

[0031] Un exemple de composé de formule (1 ) tout particulièrement préféré pour l'utilisation selon la présente invention est représenté par le chlorure de coco- diméthylbenzylammonium (commercialisé par CECA, à 50% en poids dans l'eau, sous la dénomination « Inipol ^® SD85 »).

[0032] La présente invention est donc relative à l'amélioration de la perméabilité de milieux poreux contenant un hydrocarbure, et en particulier du pétrole ou du gaz, et plus particulièrement du pétrole, notamment de milieux poreux tels que les formations souterraines contenant du pétrole et des solides inorganiques divisés. L'utilisation selon la présente invention permet notamment l'augmentation de la perméabilité, ce qui a pour conséquence directe l'amélioration de l'injectivité des puits injecteurs d'eau, et ainsi l'accélération de la récupération des hydrocarbures, et notamment du pétrole.

[0033] Sans vouloir être lié par la théorie, on peut penser que l'utilisation de tensio- actifs cationiques de formule (1 ) définie plus haut permet d'interagir avec les particules solides inorganiques présentes dans ladite formation. Le colmatage des pores est ainsi retardé, ce qui permet d'assurer une bonne prévention de la perte d'injectivité. En outre, les pores sont également débouchés sous l'effet desdits tensio-actifs cationiques de formule (1 ), ce qui permet concomitamment de restaurer l'injectivité.

[0034] Il a de plus été constaté que les tensioactifs de formule (1 ) sont solubles voire très solubles en milieux aqueux salins et même en milieux fortement salins. Ce grand avantage permet ainsi d'éviter le recours à des solvants organiques pour en améliorer la solubilité dans l'eau, et par conséquent une utilisation plus simple et plus respectueuse de l'environnement (sans utilisation de solvants, de grands volumes de liquides, d'installations de mélanges). La solubilité en milieux salins des composés de formule (1 ) présente également l'avantage tout particulièrement intéressant d'éviter le risque de perte de perméabilité lié à la précipitation dudit composé de formule (1 ) dans l'eau injectée.

[0035] Les composés de formule (1 ) définie ci-dessus se montrent efficaces à des doses particulièrement basses, et notamment dès 0,5 ppm en volume par rapport au volume d'eau injectée. En règle générale, le composé de formule (1 ) est ajouté à l'eau d'injection à une dose comprise entre 0,5 ppm et 10000 ppm, de préférence entre 0,5 ppm et 5000 ppm, avantageusement entre 0,5 ppm et 2000 ppm, et par exemple comprise entre 2 ppm et 500 ppm, en volume par rapport au volume d'eau injectée.

[0036] Dans un mode de réalisation, la présente invention concerne l'utilisation telle que définie ci-dessus pour améliorer la perméabilité dans le cas de la récupération primaire, secondaire ou tertiaire pour améliorer la perméabilité dans le cas de la récupération primaire, secondaire ou tertiaire d'hydrocarbures. Dans un autre mode de réalisation, la présente invention concerne l'utilisation telle que définie ci-dessus pour améliorer la perméabilité dans le cas de la fracturation hydraulique et/ou acidification.

[0037] Selon un autre aspect, la présente invention concerne un procédé de traitement d'un puits d'injection pénétrant des formations souterraines contenant un ou des hydrocarbures, et particulier de pétrole, pour en améliorer et/ou en maintenir l'injectivité, ledit procédé comprenant au moins une étape d'ajout dans l'eau d'injection d'une quantité efficace d'au moins un composé de formule (1 ) telle que définie ci-dessus. [0038] Par quantité efficace, on entend une quantité telle que définie ci-dessus, généralement supérieure à 0,5 ppm en volume par rapport au volume d"eau injectée et de préférence comprise entre 0,5 ppm et 10000 ppm, de préférence entre 0,5 ppm et 5000 ppm, de préférence encore entre 0,5 ppm et 2000 ppm, et avantageusement comprise entre 2 ppm et 500 ppm, en volume par rapport au volume d'eau injectée.

[0039] Le procédé de l'invention est particulièrement adapté dans les cas où l'eau d'injection contient au moins un hydrocarbure et des particules solides inorganiques.

[0040] Le procédé selon l'invention comprend avantageusement en outre une étape de décantation et/ou de séparation des hydrocarbures et des particules solides inorganiques présentes dans l'eau, décantation traditionnellement mise en œuvre dans la production d'hydrocarbures. Cette décantation a pour but de séparer une partie ou la totalité des hydrocarbures et des solides présents dans l'eau dans les installations de séparation. Ces installations sont des réservoirs fermés ou ouverts bien connus de l'homme du métier, comme par exemple des séparateurs diphasiques, des séparateurs triphasiques, des hydrocyclones, des centrifugeuses, des cellules de flottation, des équipements de filtration, des cuves, ou encore des bassins, installations qui peuvent être montées en série et/ou en parallèle. La taille de ces installations est adaptée à la vitesse de séparation des différents constituants. Plus la vitesse de séparation est faible plus la taille de l'installation est importante de manière que le temps de résidence dans l'installation permette une séparation efficace des hydrocarbures et des solides présents dans l'eau.

[0041] Le point d'injection dudit au moins un composé de formule (1 ) peut être situé à tous endroits appropriés en amont du fond de puits d'injection, et par exemple, et à titre non limitatif : en tête de puits de production ou en fond de puits de production dans le cas où l'eau qui en sort est réinjectée, mais aussi en amont ou en aval des séparateurs multiphasiques, en amont ou en aval des unités de déshuilage, dans de l'eau qui sera réinjectée et qui ne contient pas de solides inorganiques divisés ou qui ne contient pas d'hydrocarbures. Le procédé selon la présente invention, peut comprendre également deux ou plus points d'injection. L'homme du métier saura adapter le nombre de points d'injection et les endroits précis d'injection dudit au moins un composé de formule (1 ), selon la nature du terrain, la nature de l'hydrocarbure à extraire, les débits souhaités, la nature et configuration des installations de traitement des fluides produits et autres paramètres à prendre en compte pour une extraction efficace et rentable d'hydrocarbures.

[0042] Le procédé selon la présente invention peut être mis en œuvre de manière préventive ou curative. Lorsqu'il est mis en œuvre de manière curative le procédé consiste à injecter temporairement l'eau d'injection contenant au moins un composé de formule (1 ) et ne contenant pas de solides inorganiques divisés et/ou ne contenant pas d'hydrocarbures. Lorsque mis en œuvre de manière préventive, le procédé consiste à injecter temporairement ou en continu l'eau d'injection, qui contient au moins un composé de formule (1 ), des solides inorganiques divisés et des hydrocarbures. Il doit être entendu que l'invention comprend également la mise en œuvre du procédé de manière curative suivie d'une mise en œuvre de manière préventive et également la mise en œuvre du procédé de manière préventive suivie d'une mise en œuvre de manière curative.

[0043] Dans un mode de réalisation, la présente invention concerne le procédé tel que défini ci-dessus pour améliorer et/ou maintenir la perméabilité mis en œuvre dans le cas de la récupération primaire, secondaire ou tertiaire.

[0044] Dans le cas de la récupération primaire, le procédé comprend au moins une étape d'ajout dans l'eau de production d'une quantité efficace d'au moins un composé de formule (1 ) avant que l'eau de production ainsi traitée soit injectée dans un réservoir.

[0045] Dans le cas de la récupération primaire, l'eau d'injection est injectée dans un puits non connecté au réservoir contenant les hydrocarbures que l'on souhaite récupérer. Dans le cas de la récupération secondaire ou tertiaire, le procédé comprend au moins une étape d'ajout dans une partie au moins de l'eau d'injection d'une quantité efficace d'au moins un composé de formule (1 ) avant que l'eau de production ainsi traitée soit injectée dans le réservoir contenant les hydrocarbures que l'on souhaite récupérer.

[0046] Dans un autre mode de réalisation, la présente invention concerne le procédé pour améliorer et/ou maintenir la perméabilité mis en œuvre dans le cas de la fracturation hydraulique et/ou acidification. Dans le cas de la fracturation hydraulique et de l'acidification, le procédé comprend au moins une étape d'ajout dans une partie au moins de l'eau d'injection d'une quantité efficace d'au moins un composé de formule (1 ) avant que l'eau d'injection ainsi traitée soit injectée dans le réservoir contenant les hydrocarbures que l'on souhaite récupérer.

[0047] La présente invention est particulièrement avantageuse lorsque l'eau récupérée suite à des opérations antérieures de fracturation hydraulique ou d'acidification est à nouveau employée comme eau d'injection pour une nouvelle opération de fracturation ou d'acidification. En effet cette eau récupérée peut contenir des solides inorganiques et des hydrocarbures qu'il est difficile de séparer, ce qui nécessite l'utilisation de bassins de décantation. Selon le procédé de l'invention, l'étape de décantation avant injection peut ainsi être supprimée ou tout au moins la durée de décantation peut être diminuée. Cet avantage permet par conséquent soit de supprimer les bassins de décantation ou tout au moins d'en limiter la taille.

[0048] On entend par « solides inorganiques » les solides minéraux ainsi que les sels métalliques ou alcalins ou alcalino-terreux d'acides organiques, tels que par exemple les sels d'acides naphténiques.

[0049] Ainsi, les particules solides inorganiques qui peuvent être présents dans l'eau d'injection peuvent être de natures diverses, et le plus souvent sont constitués de sable, d'argiles, de produits de corrosion, de résidus finement divisés de roches souterraines et de produits minéraux précipités comme les oxydes métalliques, les sulfures métalliques, les sels de sodium, potassium, magnésium, calcium, strontium, baryum, fer, mais aussi les sels d'acides organiques, comme par exemple les sels d'acides naphténiques.

[0050] Les hydrocarbures pouvant être présents dans l'eau d'injection proviennent majoritairement et le plus souvent des puits de production d'hydrocarbures et sont en particulier constitués de pétrole brut de densité API comprise entre 8° et 60°. En effet, la plupart des hydrocarbures qui sont extraits, en marge de l'utilisation et du procédé selon la présente invention, sont des bruts extraits ayant des densités API comprises entre environ 20° API (très lourd) et environ 60° API (très léger). D'autres hydrocarbures, dont l'extraction peut également comprendre l'utilisation et le procédé de l'invention, sont les bitumes, dont l'indice API se situe généralement en dessous de 15° API.

[0051] Pour mémoire, la densité API est une échelle permettant d'exprimer la densité du pétrole brut, en degrés API, calculée à partir de la densité, par la formule suivante de l'American Petroleum Institute (API) et le National Institute of Standards and Technology (NIST) :

Densité API = (141 ,5/(densité à 60 °F)) - 131 ,5.

[0052] Plus un brut est léger, plus sa densité est faible, plus sa densité API est élevée. À titre de comparaison, l'eau, dont la densité est de 1 , a une densité API de 10° API.

[0053] Le procédé selon la présente invention, permet grâce à l'utilisation d'au moins un composé de formule (1 ) comme décrit plus haut, de limiter le temps laissé à l'étape de décantation de l'eau qui sera injectée et qui contient des particules solides inorganiques et des hydrocarbures, car les particules les plus fines (généralement de taille inférieure à 100 μιτι) peuvent être gardées en suspension car elles ne gênent plus l'injection.

[0054] Par conséquent, et c'est là encore un avantage lié à la présente invention, la taille des bassins de décantation ou équipements fermés de séparation peut être réduite de manière substantielle et non négligeable. Sur des installations « offshore » (en mer), où la place est limitée, ceci représente un avantage tout à fait intéressant. La taille des équipements de traitement de l'eau qui va être injectée étant limitée, les quantités d'eau prélevée sont d'autant diminuées et limitées, ce qui représente également un avantage considérable, en particulier dans les zones où l'eau est rare et vitale pour la vie des êtres humains, de la faune et de la flore.

[0055] Le procédé selon la présente invention, permet également grâce à l'utilisation d'au moins un composé de formule (1 ) comme décrit plus haut, d'améliorer la qualité de la séparation entre les hydrocarbures et l'eau en présence de particules solides inorganiques lorsque le temps laissé à l'étape de séparation est maintenu constant.

[0056] Sans vouloir être lié par la théorie, il est estimé que la baisse de perméabilité de la formation au niveau des puits injecteurs avant traitement pourrait provenir du colmatage partiel au cours du temps des pores par des particules solides inorganiques, en contact à la fois avec des hydrocarbures et l'eau, donc à l'interface eau-huile, hydrocarbures contenus initialement sous forme de suspension (gouttelettes) dans l'eau injectée. L'utilisation d'au moins un composé de formule (1 ) selon l'invention permet de manière surprenante de diminuer de manière significative la concentration de particules présentes à l'interface huile-eau dans les compositions d'injection, et ainsi diminuer voire éviter le colmatage par les particules solides inorganiques ou le simple dépôt des particules solides inorganiques (schmoo).

[0057] Le procédé de la présente invention permet également d'éviter l'encrassement des installations situées sur le trajet de l'eau injectée jusqu'aux puits injecteurs ou de les nettoyer dans le cas de présence de particules solides inorganiques et d'hydrocarbures dans l'eau injectée. On peut citer comme exemples d'installations les séparateurs diphasiques, séparateurs triphasiques, dessaleurs, hydrocyclones, centrifugeuses, cellules de flottation, équipements de filtration, cuves, ou encore bassins, et autres installations utiles sur les sites d'extraction d'hydrocarbures et venant au contact desdits hydrocarbures, et qui peuvent être montées en série et/ou en parallèle. Ces particules solides inorganiques forment des dépôts mixtes avec les hydrocarbures qui portent également le nom de « schmoo ».

[0058] Ainsi, et selon un mode de réalisation, le procédé de l'invention comprend en outre une étape de décantation et/ou de séparation des hydrocarbures et des particules solides inorganiques présentes dans l'eau, à l'aide d'installations de séparation, tels que par exemple celles listés ci-dessus, pouvant éventuellement être montées en série et/ou en parallèle.

[0059] Dans le cas du traitement de l'eau des champs d'extraction d'hydrocarbures de haute salinité, les composés de formule (1 ) se sont montrés particulièrement efficaces, et tout particulièrement plus efficaces que les additifs d'aide à l'injectivité connus de l'art antérieur, et en particulier que les composés alkoxylés porteurs de fonction ammonium quaternaire, seuls ou en mélange avec un ou plusieurs alcool(s) gras, notamment éthoxylé(s), mais aussi que des composés plus électroniquement chargés, comme les composés comportant deux ou plus fonctions ammonium quaternaires. [0060] En particulier, l'utilisation selon la présente invention met en œuvre au moins un composé de formule (1 ) dans des teneurs plus réduites que celles nécessaires avec les composés de l'art antérieur, pour une efficacité similaire voire supérieure. En outre, les composés de formule (1 ) utilisés dans le cadre de la présente invention, peuvent être utilisés seuls dans l'eau injectée, avantageusement sous forme de solution dans l'eau et/ou un ou plusieurs solvants organiques.

[0061] En outre, un ou plusieurs additifs peuvent être ajoutés, ces additifs étant bien connus de l'homme du métier spécialiste de l'extraction des hydrocarbures ; ces additifs peuvent être choisis parmi, à titre d'exemples non limitatifs, solvants organiques hydrosolubles, colorants, traceurs, agents anti-corrosion, agent de floculation, agents anti-dépôts, agents désémulsionnants, agents non émulsionnants, agents mouillants, modificateurs de rhéologie, réducteurs de traînée, agents de réticulation, oxydants, anti-agglomérants, inhibiteurs cinétiques d'hydrates, capteurs d'oxygène (« oxygen scavengers » en langue anglaise), agents de coagulation, biocides, agents de contrôle de pH, sels minéraux et autres.

[0062] L'eau d'injection qui est injectée dans les puits est en général, et le plus souvent, constituée d'eau de production, d'eau de mer, d'eau de source, d'eau de condensation, d'eau de pluie ou d'un mélange d'eaux de ces différentes provenances. En général, l'eau peut être une eau de forte salinité, et en particulier une eau de production de forte salinité et plus particulièrement encore une eau de production de forte salinité des champs d'extraction d'hydrocarbures. En particulier, dans le cadre de la présente invention, l'eau d'injection est constituée d'eau de production comprenant une quantité en chlorure de sodium supérieure à 30 g.L ^~1 , voire supérieure à 50 g.L ^-1 , et même supérieure à 100 g.L ^-1 .

[0063] Selon encore un autre aspect, la présente invention concerne une composition comprenant au moins un composé de formule (1 ) telle que définie précédemment, au moins un hydrocarbure, des particules solides inorganiques et de l'eau.

[0064] De manière préférée, la composition selon l'invention, est telle que le ratio massique composé(s) de formule (1 ) / particules solides inorganiques est compris entre 5.10 ^"6 et 1 , de préférence entre 10 ^"5 et 10 ^"1 , de préférence encore entre 5.10 ^"5 et 10 ^"1 , et de manière tout à fait préférée entre 5.10 ^"3 et 5.10 ^"2 .

[0065] Selon un aspect encore plus préféré, dans la composition selon l'invention, la quantité d'hydrocarbure(s) est généralement comprise entre 0,5 ppm et 10%, en poids par rapport à l'eau, la quantité en particules solides inorganiques est généralement comprise entre 0,5 ppm et 10%, en poids par rapport à l'eau, la quantité de composé de formule (1 ) correspond à la dose définie précédemment, typiquement comprise entre 0,5 ppm et 10000 ppm, de préférence entre 0,5 ppm et 5000 ppm, de préférence encore entre 0,5 ppm et 2000 ppm, et avantageusement comprise entre 2 ppm et 500 ppm, en volume par rapport au volume d'eau.

[0066] Les exemples qui suivent permettent d'illustrer l'objet de l'invention, et sont fournis uniquement à titre indicatif, sans toutefois être destinés en aucune façon à limiter les divers modes de réalisation de la présente invention.

Exemple 1 :

[0067] Le test décrit ci-dessous permet de simuler le colmatage d'un puits injecteur d'eau, suivi d'un traitement curatif. Cette simulation est réalisée par imprégnation d'un fritté de porosité n°2, i.e. ayant une taille de pores comprise entre 40 μιτι et 100 μιτι, et la composition dite de « colmatage » est une composition comprenant un hydrocarbure A, de l'eau, et des particules solides inorganiques : une argile colloïdale, la bentonite de la société ICMC.

[0068] Avant de réaliser les essais, le fritté est nettoyé avec de l'acétone et séché à l'air comprimé. L'injection d'eau est ensuite simulée par l'écoulement d'eau à travers le fritté colmaté. L'injectivité du réservoir est simulée par le temps d'écoulement de 40 mL d'eau. La diminution du temps d'écoulement signifie l'amélioration de la perméabilité du fritté qui simule l'amélioration de l'injectivité du réservoir.

[0069] L'eau utilisée pour la composition de colmatage est une eau de haute salinité de composition saline suivante :

• MgCI ₂ , 6H ₂ O : 25,65 g. L ¹ , · NaHCOs : 1 ,42 g. L ¹ ,

• KCI : 0,63 g. L ^"1 , · NaCI : 94,08 g. L ^"1 ,

• CaCI ₂ , 2H ₂ O : 4, 09 g.L ¹ , · NaF : n.d., • SrCI ₂ , 6H ₂ O : n.d. • NaAc, 3H ₂ O : n.d.

• BaCI ₂ , 2H ₂ O : n.d. • NH ₄ CI : n.d.

• Na ₂ SO : n.d. • Na ₂ CO ₃ : n.d.

• KBr : n.d. • FeCI ₂ , 4H ₂ O : n.d. où « n.d. » signifie, non détectable.

[0070] L'hydrocarbure A (pétrole originaire de l'Angola ayant une densité égale à

25° API) est préchauffé à 45°C. Un échantillon de 40 mL de cet hydrocarbure est prélevé et mis en émulsion, avec un agitateur Ultra-Turrax ^® dans un flacon Schott ^® de 100 mL, avec 10 mL d'eau de haute salinité définie ci-dessus. L'agitation est maintenue pendant 3 minutes à une vitesse de 15 000 tr.mn ^"1 .

[0071] Après cette mise en émulsion, 450 mg de bentonite colloïdale sont ajoutés.

L'ensemble est agité pendant 30 minutes avec un barreau aimanté.

[0072] La moitié de ce mélange est versée sur un premier fritté et la seconde moitié sur un second fritté identique. On laisse alors chaque fritté s'imprégner pendant

5 minutes, délai après lequel l'excès de mélange en surface des frittés est retiré.

On laisse ensuite 15 minutes au repos.

[0073] On verse ensuite 50 mL d'eau de haute salinité définie ci-dessus, seule ou additivée avec un des composés à tester, sur chacun des frittés. On mesure le volume écoulé en fonction du temps d'écoulement par lecture sur une éprouvette graduée.

[0074] Les composés testés sont les suivants :

• Composé A (selon l'invention) : chlorure de cocobenzyldiméthylammonium, CAS 68424-85-1 dilué à 50% en volume dans l'eau, (INIPOL SD85 ^® , commercialisé par CECA)

• Composé B (comparatif) : méthylsulfate de N-alkyl-coco-di- (pentadécahydroxyéthyl)méthylammonium (Noxamium C15M ^® , commercialisé par CECA), CAS 68989-03-7,

• Composé C (comparatif) : Oléyl-cétyl alcool polyoxyéthylèneéther

(Surfaline OC5 ^® , commercialisé par CECA), CAS 68920-66-1 .

[0075] Les résultats sont exprimés par le temps écoulé pour recueillir 40 mL d'eau passée à travers le fritté. Ces résultats sont rassemblés dans le Tableau 1 suivant : -- Tableau 1 --

[0076] Parmi tous les produits testés, seuls les composés selon l'invention (ici le chlorure de coco-diméthylbenzylammonium) permet non seulement d'éviter le colmatage du fritté, mais aussi d'améliorer sa perméabilité.