pour la récupération assistée du pétrole

La présente invention a trait au domaine de l’extraction pétrolière, et plus particulièrement aux techniques dites de récupération assistée du pétrole.

Lors de l’extraction du pétrole hors d’un réservoir hydrocarboné (réservoir pétrolifère telle qu’une formation rocheuse, consolidée ou non, ou un sable, par exemple), selon une première étape dite de « récupération primaire », le pétrole est entraîné hors d’un puits de production par la surpression régnant naturellement au sein du réservoir. Cette récupération primaire ne permet d’accéder qu’à une faible quantité du pétrole contenu dans le réservoir, typiquement de l’ordre de 10 à 15% tout au plus.

Pour permettre de poursuivre l’extraction du pétrole suite à cette récupération primaire, des méthodes secondaires de production sont employées, quand la pression du réservoir devient insuffisante pour déplacer le pétrole encore en place. Typiquement, on injecte un fluide (ré-injection de l'eau produite diluée ou non, injection d'eau de mer ou de rivière, ou encore injection de gaz, par exemple) au sein du réservoir hydrocarboné, en vue d'exercer au sein du réservoir une surpression propre à entraîner le pétrole vers le(s) puits de production. Une technique usuelle dans ce cadre est l'injection d'eau (désignée également par inondation ou « waterflooding »), dans laquelle de grands volumes d'eau sont injectés sous pression dans le réservoir via des puits d'injecteurs. L'eau injectée entraîne une partie du pétrole qu'elle rencontre et le pousse vers un ou plusieurs puits producteur(s). Les méthodes secondaires de production telles que l’injection d'eau ne permettent toutefois d’extraire qu’une partie relativement faible des hydrocarbures en place (typiquement de l’ordre de 30%). Ce balayage partiel est dû notamment au piégeage de l’huile par les forces capillaires, aux différences de viscosité et de densité existant entre le fluide injecté et les hydrocarbures en place, ainsi qu’à des hétérogénéités à des échelles micro- ou macroscopiques (échelle des pores et aussi échelle du réservoir).

Pour essayer de récupérer le reste du pétrole, qui demeure dans les formations souterraines à l’issue de la mise en œuvre des méthodes primaires et secondaires de production, il a été proposé différentes techniques dites de « récupération assistée du pétrole » (ou récupération assistée (ou améliorée) d’hydrocarbures RAH), ou bien encore « EOR » (pour l’anglais « Enhanced OU Recovery »). Parmi ces techniques, on peut citer des techniques s’apparentant à l’injection d'eau (inondation) précitée, mais employant une eau comprenant des additifs tels que, par exemple, des agents tensioactifs solubles dans l’eau (on parle alors typiquement de « surfactant flooding »). L’emploi de tels agents tensioactifs induit notamment une diminution de la tension interfaciale eau/pétrole, qui est propre à assurer un entraînement plus efficace du pétrole piégé dans les constrictions de pores.

Les tensioactifs usuellement préconisés pour l’EOR sont typiquement des tensioactifs anioniques, en général de type sulfate ou sulfonate. En particulier, il a été décrit dans la demande WO 2016/177817 des compositions utiles pour l’EOR qui comprennent des sulfonates particuliers, à savoir des cétones internes sulfonées en alpha du groupement cétone, plus précisément des mélanges de cétones mono-sulfonées (c’est-à-dire sulfonées sur une seule des positions en alpha du groupe carbonyle) et di- sulfonées (sulfonées sur les deux positions). Les compositions de WO 2016/177817 sont typiquement obtenues par sulfonation de cétones internes.

Dans le cadre des travaux qui ont conduit à la présente invention, les inventeurs ont maintenant mis en évidence que, dans le cas le plus général, les mélanges du type décrits dans WO 2016/177817, et en particulier les mélanges des exemples de cette demande de brevet, présentent un inconvénient en termes de transport en milieu poreux. Plus précisément, il s’avère que l’injection des mélanges de WO 2016/177817 conduit à une augmentation constante de la réduction de mobilité lors de l’injection du mélange, ce qui traduit un endommagement du milieu poreux.

La « Réduction de Mobilité » (notée Rm), à laquelle il est fait référence dans la présente description, est un paramètre bien connu dans le domaine de l’extraction pétrolière, et il est appliqué ici à l’injection d’une solution aqueuse de tensioactif. Pour une solution aqueuse de tensioactif donnée comprenant au moins un tensioactif et un milieu aqueux solvant (qui peut typiquement être de l’eau ou une saumure), la valeur de la réduction de mobilité est obtenue à partir de la relation de Darcy : elle correspond au rapport entre la valeur de la perte de charge mesurée lors de l’injection de la solution aqueuse de tensioactifs considérée à un débit donné (DR solution) rapportée à la valeur de la perte de charge mesurée, avant injection de la solution de tensioactif, lors de l’injection du milieu aqueux solvant sans les tensioactifs (DR solvant) :

Rm = DR solution/ DR solvant Dans le cas d'un écoulement laminaire de liquide dans in milieu poreux de section

S et de longueur L, la loi de Darcy s'écrit : où :

Q représente le débit d'un fluide de viscosité h,

DR représente la perte de charge provoquée par l'écoulement du fluide

k représente la perméabilité qui peut être définie comme étant la conductivité hydraulique du milieu poreux, qui s'exprime en Darcy (1 D « 0.987 pm ² ). La réduction de mobilité Rm définie ci-dessus correspond à la viscosité effective de la solution de tensioactif dans le milieu poreux et elle est par définition supérieure à 1. Une solution de tensioactif s’avère d’autant plus difficile à injecter que sa valeur de Rm est élevée.

Sauf à ce que le rapport Rm soit indûment élevé, l’existence d’un Rm ne reflète pas en soi une problématique particulière en termes de propagation du fluide. En revanche, une augmentation de la valeur de la réduction de mobilité à mesure qu’on poursuit l’injection reflète une autre problématique, à savoir un endommagement du milieu poreux au cours du temps lors de l’injection. Il peut typiquement s’agir de phénomène de colmatage de la structure poreuse. C’est cette problématique qui est rencontrée dans le cas le plus général avec les compositions du type décrites dans WO 2016/177817. Cette problématique est tout particulièrement marquée pour les débits relativement faibles qui sont obtenus de facto au sein de la formation poreuse.

Un but de la présente invention est de fournir des compositions à base de cétones internes sulfonées, mais ne conduisant pas à ce phénomène d’amplification de la réduction de mobilité au cours du temps.

A cet effet, les inventeurs ont mis en évidence une solution technique originale : il s’avère qu’on peut contrecarrer l’effet d’augmentation de la réduction de mobilité en employant les cétones internes sulfonées conjointement à une quantité suffisante de cétones internes non sulfonées.

Ce résultat est d’autant plus surprenant qu’on se serait davantage attendu, a priori, à ce que la présence de composés de type cétones internes induisent une augmentation de la réduction de la mobilité : en effet, les cétones internes s’apparentent à des composés hydrophobes, et il était dès lors plus logique de penser que leur mise en oeuvre induirait le phénomène inverse de celui obtenu. Plus singulier encore, il s’avère que les cétones internes non sulfonées ne fournissent leur effet d’inhibition de l’augmentation de la réduction de mobilité que lorsqu’elles sont employées en une teneur suffisante. En d’autres termes, et contrairement à ce qu’on aurait pu intuitivement supposer, la solution mise en lumière par les inventeurs pour éviter l’augmentation de la réduction de mobilité ne consiste pas seulement à employer des additifs qui, en soi, sont plutôt de de nature à induire une augmentation, mais aussi à mettre en œuvre ces additifs en une proportion notable.

Plus précisément, et sans vouloir être lié à une théorie particulière, les travaux réalisés par les inventeurs dans le cadre de la présente invention montrent que, si on ajoute des cétones internes non sulfonées à une composition à base de cétones internes sulfonées, il existe une valeur limite de la concentration molaire en cétones non sulfonées (définie par le rapport de la quantité de cétones non sulfonées rapportée à la quantité totale de cétones sulfonées et non sulfonées), dite ci-après « concentration molaire limite » telle que:

- pour les mélange à base des cétones sulfonées et non sulfonées avec une concentration molaire en cétones non sulfonées en deçà de la concentration molaire limite, on observe une augmentation de la réduction de la mobilité au cours du temps lorsqu’on injecte le mélange dans un milieu poreux ;

- pour les mélange à base des cétones sulfonées et non sulfonées avec une concentration molaire en cétones non sulfonées supérieur ou égal à la de la concentration molaire limite, la réduction de la mobilité atteint une valeur limite après une courte période de stabilisation, et la réduction de mobilité reste ensuite sensiblement stable au cours du temps.

Pour une composition donnée de cétones sulfonées et de cétones non sulfonées, la concentration molaire limite en cétones non sulfonées peut varier en une large mesure en fonction des cétones sulfonées et de cétones non sulfonées employées. Pour une composition donnée, à base de cétones sulfonées et de cétones non sulfonées spécifiques, la concentration molaire limite peut être établie expérimentalement par itération, en testant une concentration molaire en cétones non sulfonées et en observant pour cette concentration l’évolution obtenue pour la réduction de mobilité. Si la réduction de la mobilité se stabilise, la concentration molaire testée est supérieure ou égal au rapport limite, sinon elle est inférieure. En testant plusieurs concentrations molaires, on peut ainsi déterminer aisément la concentration molaire limite en cétones non sulfonées pour un système cétones sulfonées / cétones non sulfonées donné, en l’encadrant par approches successives.

Dans le cas le plus général, la concentration molaire limite en cétones non sulfonées pour un système cétones sulfonées / cétones non sulfonées donné est typiquement supérieur à 10% (elle est par exemple de l’ordre de 15% pour la composition de l’exemple illustratif décrit plus en détails à la fin de la présente description). Par ailleurs, dans la cadre de la présente invention, on utilise de préférence les cétones non sulfonées à titre d’additif, avec une concentration molaire en cétones non de préférence inférieure à 50%, typiquement inférieure ou égal à 30%, voire à 25%.

Selon un premier aspect, la présente invention a pour objet les compositions avantageuses identifiées par les inventeurs, à savoir les compositions de cétones internes sulfonées comprenant des cétones non sulfonées en une quantité supérieure ou égale à la valeur limite permettant d’obtenir une stabilisation de la réduction de mobilité.

Plus précisément, la présente invention a pour objet des compositions comprenant :

(A) des cétones internes sulfonées en alpha du groupement cétone ; et

(B) des cétones internes non sulfonées, avec un rapport molaire B/(A+B), correspondant à la concentration molaire en cétones non sulfonées, qui est supérieur ou égal à la concentration molaire limite en cétones non sulfonées à partir de laquelle on observe une stabilisation de la réduction de la mobilité lorsqu’on injecte le mélange desdites cétones internes sulfonées et desdites cétones interne non sulfonées dans un milieu poreux.

Typiquement, dans une composition selon l’invention, le rapport molaire B/(A+B) est compris entre 10% et 50%, et il est de préférence inférieur à 50%, notamment entre 10 et

30%.

Selon un autre aspect, l’invention a pour objet l’utilisation des compositions précitées pour la récupération assistée de pétrole.

Dans ce cadre, l’invention a notamment pour objet plus spécifique 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, une composition du type précité ; et - on récupère, par au moins un puits de production, un fluide véhiculant le pétrole sortant de la formation souterraine.

Différentes caractéristiques et modes de réalisation particuliers de l’invention vont maintenant être décrits plus en détails. Les cétones internes sulfonées en alpha du groupement cétone

(composés A)

Les composés A de type cétones internes sulfonées qui sont présents dans les compositions de l’invention sont avantageusement présents sous la forme d’un mélange incluant (i) des cétones internes mono-sulfonées (c’est-à-dire sulfonées sur une seule des positions en alpha du groupe carbonyle C=0) ; et (ii) de cétones internes di-sulfonées (à savoir sulfonées sur les deux positions en alpha du groupe carbonyle).

Le rapport cétones internes mono-sulfonées/ cétones internes di-sulfonées est avantageusement compris entre 1 :99 et 99 :1 , par exemple entre 3 :97 et 97 :3 ; notamment entre 5 :95 et 95 :5

Selon un mode de réalisation intéressant, les composés A présents dans la composition de l’invention comprennent un mélange d’au moins un mono-sulfonate et d’au moins un disulfonate répondant respectivement aux formules (1 ) et (2) ci-dessous :

où :

chacun de Ri , R ₃ et R ₅ , identiques ou différents, est, indépendamment, un hydrogène ou une chaîne alkyle linéaire ou ramifiée ayant de 1 à 20 atome(s) de carbone ;

chacun de R ₂ et R ₄ , identiques ou différents, est indépendamment un chaîne alkyle linéaire ou ayant de 4 à 24 atome(s) de carbone , ladite chaîne alkyle pouvant comprendre des groupes cycloaliphatiques ; et

X est H ; ou bien -S0 ₃ X est un sel de sulfonate formé avec 1/n mole d’un cation X ⁿ⁺ où n est la valence du cation, ce cation étant avantageusement choisi dans le groupe consistant en les cations ammonium NH et les cations métalliques, notamment alcalins et alcalino-terreux tels que les cations sodium, potassium, calcium and magnésium.

De préférence, chacun de R _{1 ;} R ₃ et R ₅ est un hydrogène ou bien un groupe alkyle ayant de 1 à 6 atomes de carbone, et on préfère que chacun de R _{1 ;} R ₃ et R ₅ désigne un hydrogène, un goupe méthyle, éthyle, propyle, butyle, pentyle or hexyle ; et avantageuseemnt un hydrogène.

Chacun de R ₂ et R ₄ contient de préférence de 6 à 18 atomes de carbone et plus préférentiellement de 6 à 14 atomes de carbone.

Les composés de formule (1 ) et (2) sont de préférence obtenus par sulfonation de cétones internes obtenues à partir d’acides gras ou bien de mélange d’acides gras, typiquement en employant la réaction de Piria. Des acides gras bien adaptés comme point de départ pour la synthèse des composés de formule (1 ) et (2) incluent les acides caprylique, caprique, laurique, myristique, palmitique, stéarique, arachidique, béhénique, lignocerique, cérotique et leurs mélanges. On peut également partir de certains de leurs dérivés, comme leurs esters et leurs anhydrides. Des acides gras préférés sont les acides caprylique, caprique, laurique, myristique, palmitique, stearique, naphthénique acids, isostéariques et leurs mélanges. On peut notamment partir de mélanges d’acides gras sous la forme de « coupes » obtenues à partir d’huiles végétales ou animales notamment par saponification ou alcoolyse. De bons candidats sont les acides gras issus de l’huile de coco ou de l’huile de palme, qui comprennent des acides gras comportant de 8 à 18 atomes de carbone. Les acides gras de départ peuvent éventuellement comprendre une ou plusieurs insaturations éthyléniques, comme c’est le cas par exemple avec les acides oléique, linolenique ou érucique. En général cependant, on préféré éviter la présence de telles insaturations compte tenu du fait que les doubles liaisons sont soumise à la sulfonation et conduisent de ce fait à des mélanges de structures moins définies qu’avec les chaînes alkyles dépourvues de doubles Nasions.

D’autres cétones internes adaptées pour la préparation de cétones internes sulfonées selon l’invention sont ceux dérivés des acides naphténiques.

Les sulfonates de formule (1 ) ou (2) peuvent être obtenues à partir d’une unique cétone interne de composition bien définies. Le plus souvent, les sulfonates de formule (1 ) ou (2) sont obtenues à partir d’un mélange de plusieurs cétones internes distinctes, ce par quoi les cétones internes sulfonées sont des mélanges comprenant plusieurs composés de formule (1 ) et (2) avec des longueurs de chaînes distinctes.

Les cétones internes non sulfonées

(composés B)

Selon un mode de réalisation intéressant, les composés B présents dans une composition selon l’invention correspondent à la version non sulfonée des composés A présents par ailleurs. Ainsi, typiquement, lorsque les composés A sont des composés mono-sulfonates et di-sulfonates répondant respectivement aux formules (1 ) et (2) précitées, les composés B répondent de préférence à la formule (3) ci-dessous :

où :

R _{1 ;} R _{2 ,} R ₃ , R ₄ et R ₅ ont les significations précités ; et

R ₆ est un hydrogène ou bien une chaîne alkyle linéaire ou branchée ayant de 1 à 20 atomes de carbone, de préférence un hydrogène.

Selon un mode de réalisation particulièrement intéressant, une composition selon l’invention est préparée en sulfonant seulement partiellement un composé de formule (3) ou bien un mélange de composés de formule (3) à l’aide d’un agent de sulfonation. On obtient alors un mélange de composés de formules (1 ) et (2) constituant les composés A de la composition et des composés de formule (3) résiduels constituant les composés B de la composition.

Selon ce mode de réalisation, la sulfonation partielle des composés de formule (3) est avantageusement conduite de façon à ce que la concentration molaire en cétones non sulfonées à l’issue de la sulfonation soit au moins égale à la concentration molaire limite assurant la stabilisation de la réduction de mobilité. La sulfonation partielle des composés de formule (3) peut, dans l’absolu, être effectuée en employant tout agent de sulfonation adapté. Par exemple en employant un agent de sulfonation, avanatageusement concentré, choisi parmi l’acide sulfurique, l’acide sulfurique monohydrate, un oleum, l’acide chlorosulfonique, l’acide sulfamique et le trioxyde de soufre S0 ₃ .

Selon un mode de réalisation intéressant, la sulfonation est conduite en utilisant le trioxyde de soufre gazeux S0 ₃ à titre d’agent de sulfonation, de préférence en utilisant la technique du film tombant.

A l’issue de la sulfonation, le mélange réactionnel peut avantageusement être soumis à un mûrissement. Par ailleurs, il est en général intéressant de neutraliser le milieu réactonnel avec un composé basique, typiquement NaOH, cette neutralisation étant avantageusement conduite sous agitation, et de préférence à une température de 40 à 100°C pendant 15 minutes à 5 heures, typiquement entre 40 minutes et 3 heures.

Additifs possibles

Une composition selon l’invention peut avantageusement comprendre un certains nombre d’additifs en plus des composés A et B.

Ainsi, il est notamment intéressant que la composition selon l’invention comprenne les composés A et B au sein d’un milieu aqueux comprenant des sels dissous, typiquement une saumure.

Ce milieu aqueux contenant des sels dissous a de préférence une salinité similaire à celle de la formation souterraine où la composition selon l’invention est destinée à être injectée, ce qui tend à améliorer l’efficacité de la récupération du pétrole. Typiquement, la teneur totale en sels dans une composition selon l’invention est avantageusement dans la gamme comprise entre 1 to 200 g/L, de préférence de 5 to 150 g/L.

A titre de sels avantageusement présents dans la composition de l’invention, on peut notamment citer à titre non limitatif les halogénures des métaux alcalins et alcalino- terreux, tels que NaCI, KCI, RbCI, CsCI, MgCI, BeCI2, CaCI ₂ .

Une composition selon l’invention comprend en général plusieurs types de sels distincts et la concentration en sels à laquelle il est fait référence correspond à la quantité totale de tous les sels présents. Typiquement, dans une composition selon l’invention comprenant une milieu aqueux salin du type précité, la concentration totale en composés A et B au sein dudit milieu aqueux salin est entre 0,5 et 50 g/L, de préférence entre 1 et 30 g/L, par exemple entre 2 et 20 g/L.

Par ailleurs, une composition selon l’invention peut avantageusement comprendre d’autres additifs, notamment des additifs améliorant la qualité de la récupération du pétrole.

Ainsi, à titre d’exemple non limitatif, une composition selon l’invention peut avantageusement comprendre des agents tensioactifs additionnels, par exemple des agents tensioactifs non ioniques, choisis par exemple, le cas échéant, parmi les nonyl phénol alkoxylés, les dinonylphenol alcoxylés, les alcoxylates notamment d’alcool branchés en C8 à C20. Des agents tensioactifs carboxylés, phosphatés, sulfatés additionnels, ou d’autres tensioactif sullfonatés que les composés A. Des agents tensioactifs intéressants dans le cadre de la présente invention sont les alkyl glyceryl ether sulfonates (AGES), par exemple obtenus selon les procédés décrits dans US 3,024,273 ou US 2,989,547.

Les AGES peuvent être décrits par la formule général suivante :

R ₇ -0-[-CH2-CH(0H)-CH2-0-]m-CH2CH(0H)-CH2-S0 ₃ Y (4) dans laquelle :

R ₇ représente une chaîne alkyle ou alcényle linéaire ou ramifiée ayant typiquement de 3 à 32 atomes de carbone ; m est égal à 0 ou bien m est un entier allant de 1 à 20, de préférence de 2 à 15 ; Y is a cation de préférence choisi dans le groupe consistant en sodium, potassium, ammonium, calcium or magnésium.

D’autres tensioactifs additionnels potentiellement intéressants dans le cadre de la présente invention sont les alkyl glyceryl ether sulfonates alcoxylés ou AAGES ( pour l’anglais alkoxylated alkyl glyceryl ether sulfonates ) qui répondent à la formule (5) suivante :

R7-0-[-CH2-CH(0H)-CH2-0-] _m -[-CH2-CH(CH3)-0]n-[-CH2-CH2-0]p-CH ₂ CH(0H)-H2-S03Y

(5) dans laquelle :

R ₇ , m and Y ont les significations données pour la formule (4) précitée ; et chacun de n and p, identiques ou différents, est un entier allant de 0 à 20, de préférence de 2 à 15 , étant entendu que n+p n’est pas nul.

Lorsque des composés de type AGES ou AAGES sont présents dans une composition selon l’invention, ils sont typiquement présent à une teneur comprise entre 0,5 et 50 g/L, de préférence entre 1 et 25 g/L.

Selon un mode partciulier, on peut employer conjointement AGES or AAGES, le cas échéant avec un rapport massique AGES/ AAGES entre 1 :10 et 10:1 , de préférence de 1 :5 à 5:1 .

Différents aspects et avantages de l’invention seront encore illustrés par l’Exemple

Illustratif donné ci-après

EXEMPLE

Dans cet exemple, on a utilisé un mélange de cétones issues de la sulfonation partielle d’une cétone interne.

La cétone interne utilisée est une cétone interne en C23-35 qui a été obtenue par réaction de Piria catalysée à la magnétite

La sulfonation partielle a été réalisée à l’aide de S0 ₃ gazeux dans un réacteur à film tombant refroidit par une double enveloppe avec de l'eau, dans les conditions suivantes :

• concentration de S03 dans l'air : 5%v/v

• débit d'alimentation en soufre : 1 ,5 kg S / h « conversion supposée S02 --> S03 : 97%

• Débit d'alimentation en cétone interne : 12.3 kg/h

A l’issue de la sulfonation, on a obtenu un mélange M de cétones internes sulfonées et non sulfonées avec les concentrations suivantes (déterminées par analyses RMN) :

A. Cétones interne sulfonées Cétone internes mono-sulfonées : 43,7% en mole

Cétones internes di-sulfonées : 32,4% en mol e

B. Cétones internes résiduelles non sulfonées :

24 % en mole Une partie du mélange M ainsi obtenu a ensuite été traité selon le protocole ci-dessous pour en éliminer les cétones internes résiduelles non sulfonées :

Dispersion de 30 g de mélange M sur 70 g de silice dans un solvant (CHCI3).

• Elimination du solvant à l’aide d’un rotavapeur.

• Dépôt sur colonne de silice 330g (flash chromatographie) conditionnée avec du cyclohexanel 00%.

• Élution des cétones internes résiduelles non sulfonées avec

cyclohexane/AcOEt (80:20). Après évaporation à sec de cette fraction on récupère 4,4 g de cire orange (IK caractérisée en RMN 1 H)

• Élution du reste de l'échantillon avec CH2CI2/MeOH (80:20). Après évaporation à sec de cette fraction on récupère 24,1 g d'une huile noire.

• 23 g de cette huile sont introduits dans un ballon de 500 ml et neutralisés à 60°C avec 2.2 équivalents de soude 2N rapportées à l'acidité de l'échantillon mesurée en potentiomètrie.

• Le brut neutralisé est ramené à température ambiante et lyophilisé pour récupérer 26,3 g de solide marron.

A l’issu du protocole on a obtenu un mélange MO sensiblement exempt de cétones internes résiduelles et constitué essentiellement des cétones internes sulfonées contenu dans le mélange M. A partir des mélanges M et MO, on a préparé deux compositions C et C0 destinées aux tests d’injection et ayant les formulations ci-dessous :

Composition C : Composition CO : Mélange M : 2 g/l Mélange MO : 2 g/l

AGES Exx C13 7 PO 6 EO : 6 g/l AGES Exx C13 7 PO 6 EO : 6 g/l

NaCI : 81 g/l NaCI : 81 g/l

En mélangeant les compositions C et CO en proportions variables, on a obtenu cinq Solutions 1 à 5 décrites dans le tableau ci-dessous, qui ont des teneurs variables en cétones internes résiduelles, reportées dans la colonne à l’extrême droite : la valeur reportée, exprimée en pourcentage correspond à la concentration molaire en composé A, à savoir le rapport A/(A+B).

Tableau 1 Composition des solutions injectés dans le milieu poreaux

Note : la Solution 1 correspond à la composition C - la Solution 2 à la composition C0

Les cinq solutions ainsi préparées ont été soumises à un test d’injection dans les conditions suivantes. Des échantillons de roche type Bentheimer de forme cylindrique et dont les caractéristiques sont décrites dans le tableau 2 ont été utilisés comme milieux poreux pour étudier l’écoulement des solutions décrites dans le tableau 1 .

Tableau 2 Caractéristiques du milieu poreux

Le test a été réalisé dans les conditions suivantes :

Le système est maintenu à 60°C dans une étuve. Le débit d’injection du fluide est de 0.0165 ml/min (ce qui correspond à cisaillement de 15s ¹ subit par le fluide lors de sa propagation dans le milieu). Des capteurs de pression permettent de mesurer la différence de pression aux bornes du milieu poreux. A partir des mesures de pression on détermine la réduction de mobilité Rm de la solution de tensioactif

Les résultats des courbes de Rm en fonction du volume de pore injecté (VP) permettent d’établir pour chaque solution le profil adopté pour l’évolution de la Rm.

Ces tests montrent que sur cet exemple précis, la valeur de la concentration molaire limite en cétones interne non sulfonée est de l’ordre de 15% mol.

Pour les solutions 1 , 4 et 5 qui correspondent à des compositions selon la présente invention, et où la teneur en cétones internes résiduelles non sulfonées est suffisante, on obtient une stabilisation de la valeur de la Rm qui cesse rapidement de diverger. Au contraire, pour les solutions 2 et 3, où la teneur est plus faible, le profil d’évolution est différent, avec une augmentation continue de la réduction de mobilité lors de l’injection de la solution de tensioactif, ce qui traduit que la solution de tensioactif endommage le milieu poreux.