La présente invention a trait à la récupération du pétrole brut des formations souterraines, et plus particulièrement aux techniques de récupération du pétrole qui mettent en œuvre des formulations moussantes utilisées à haute température, typiquement en présence de vapeur d’eau (en particulier pour former une mousse à la vapeur, dite « steam foam » en anglais), notamment pour l’extraction d’huiles lourdes.

Lors de l’extraction du pétrole hors d’un réservoir hydrocarboné (réservoir pétrolifère telle qu’une formation rocheuse), le pétrole est typiquement entraîné hors d’un puits de production par la surpression régnant naturellement au sein du réservoir selon une première étape, dite de « récupération primaire ». Cette récupération primaire ne permet d’accéder qu’à une faible quantité du pétrole contenu dans le réservoir, typiquement au plus l’ordre de 10 à 15% et elle est ensuite suivie par une étape de récupération dite « secondaire » quand la pression du réservoir devient insuffisante pour déplacer le pétrole encore en place.

Dans certains cas, le pétrole brut à extraire présente une viscosité tellement importante qu’aucune étape de récupération primaire ne peut avoir lieu. Dans ce cas de figure, non conventionnel, des méthodes de production plus spécifiques permettant l’extraction sont alors employées. Ces méthodes mettent en général en œuvre une élévation de la température du pétrole brut, ce qui permet d’abaisser sa viscosité et de permettre son écoulement. La présente invention concerne des compositions moussantes utilisables notamment dans ce cadre, en particulier pour extraire des huiles lourdes, qui sont typiquement des pétroles bruts ayant une densité API de 22°API ou moins et une viscosité de plus de 100 cp.

L’emploi de mousses ou de compositions moussantes vise le plus souvent à maximiser le balayage de la formation souterraine, en particulier pour accéder à des zones les moins accessibles qui seraient peu, voire pas du tout, balayées par des compositions non moussantes.

L’invention concerne en particulier les méthodes relevant de ce qu’il est convenu d’appeler les techniques dites de « récupération assistée du pétrole » (ou récupération assistée (ou améliorée) d’hydrocarbures RAH), qu’on désigne plus communément sous le terme « EOR » (pour l’anglais « Enhanced OU Recovery »). Dans le cadre de l’EOR, les compositions moussantes utilisées à haute température, peuvent par exemple être employées dans des procédés de mousses à la vapeur (« Steam Foam »).

Selon un autre mode de mise en œuvre particulier, des compositions moussantes utilisables à haute température peuvent être employées dans les techniques dites de vapoextraction (« Steam Assisted Gravity Drainage », ou SAGD en anglais). Dans ces procédés de vapoextraction (qu’on désignera aussi par « SAGD » dans la suite du texte à des fins de concision), les hydrocarbures à extraire sont fluidifiées sous l’effet de l’injection de vapeur, puis le mélange des huiles fluidifiées et de l’eau formée par condensation de la vapeur est extraite, par exemple par pompage. En général, la vapoextraction (SAGD) met en œuvre deux puits horizontaux parallèles, à savoir un premier puit d’extraction destiné au pompage de l’hydrocarbure et à quelques mètres au- dessus de ce puits d’extraction, un second puits d’injection de la vapeur. La vapeur circulant dans le puits supérieur vient réchauffer les hydrocarbures qui, devenus plus fluides, s’écoulent par gravité dans le puits d’extraction situé plus bas, avec l’eau condensée, d’où ils sont pompés hors de la formation souterraine.

Plus généralement, l’emploi de mousses en EOR, notamment dans le cas où on vise l’extraction d’une huile lourde peut être également être mis en oeuvre dans les procédés de stimulation par vapeur cyclique (dits CSS pour l’anglais « cyclic steam stimulation », que les anglophones désignent plus couramment par la méthode dite « huff and puff »), où un même puits sert à l’injection et à la production. Selon cette méthode, de la vapeur est injectée dans le puits pendant plusieurs semaines puis l’huile chauffée est extraite (typiquement par pompage) et on répète ensuite ce cycle de chauffage puis extraction.

Un but de la présente invention est de fournir des compositions moussantes qui soient adaptées à une mise en œuvre pour la récupération assistée du pétrole brut notamment dans des procédés de mousses à la vapeur, en particulier pour effectuer une vapoextraction (SAGD).

A cet effet, il est proposé selon la présente invention des compositions moussantes particulières, à base d’un mélange de tensioactifs particuliers, dont les inventeurs ont maintenant mis en évidence qu’il permet : de former des mousses stables y compris à des températures élevées, notamment supérieures à 150°C, de préférence entre 200 et 300°C, notamment entre 200 et 250°C (typiquement de l’ordre de 220°C), ce qui correspond à la gamme de températures adaptées notamment pour les procédés de vapoextraction (SAGD). d’induire un abaissement importante de la tension interfaciale (dite IFT pour l’anglais InterFacial Tension) entre le pétrole brut à extraire et l’eau (notamment l’eau introduite, généralement au moins en partie de l’eau condensée issue de la vapeur, et l’eau de formation naturellement présente dans la formation souterraine d’où on souhaite extraire le pétrole brut).

Plus précisément, selon un premier aspect, la présente invention a pour objet une composition C, adaptée à titre de composition moussante, et utilisable notamment pour les techniques de SAGD, qui comprend, au sein d’un milieu aqueux M : au moins un premier tensioactif anionique qui est un sulfonate d’alpha-olefine (dit AOS pour l’anglais « Alpha-Olefin Sulfonate ») ; et au moins un deuxième tensioactif anionique qui est un alkylarylsulfonate, de préférence un alkyl benzène sulfonate (dit ABS).

Les sulfonates d’alpha-oléfines utilisés dans les compositions de l’invention sont typiquement des sulfonates d’alpha oléfines en C12 à C28.

Par ailleurs, dans les alkylarylsulfonate employés dans les compositions de l’invention, et notamment dans les alkyl benzène sulfonate (ABS), le groupe alkyle comporte de préférence au moins 12 atomes de carbone, par exemple entre 12 et 24.

Selon un mode de réalisation intéressant en particulier dans le cas, quasi systématique, où la formation souterraine contient des sels, la composition C peut avantageusement contenir en outre au moins un troisième tensioactif qui est un alkyl glyceryl ether sulfonate (AGES) ou un alkyl ether carboxylate.

La présence d’AGES ou un d’alkyl ether carboxylate s’avère notamment bénéfique pour ce qui est du maintien en solution des tensioactifs de la compositions en présence de sels. Selon un mode de réalisation, la composition C comprend au moins un AGES additionnel. Selon un autre mode, compatible avec le précédent, la composition C comprend au moins un alkyl ether carboxylate additionnel.

Lorsqu’ils sont présents, les AGES peuvent par exemple être des composés tels qu’obtenus selon selon les procédés décrits dans US 3,024,273 ou US 2,989,547. Les AGES utilisables selon la présente invention répondent de préférence à la formule générale (I) suivante :

R-0-[-CH ₂ -CH(-CH3)-0-]n-[-CH2-CH2-0-]p-CH ₂ CH(0H)-CH2-S03Y (I ) où :

R représente une chaîne alkyle ou alcényle linéaire ou ramifiée ayant typiquement de 3 à 18 atomes de carbone ; n est un nombre, éventuellement nul, allant de 0 à 15, de préférence de 0 à 3 ; p est un nombre de préférence non nul allant de 0 à 20, de préférence de 5 à 15 ;

Y est un cation de préférence choisi dans le groupe consistant en sodium, potassium, ammonium, calcium et magnésium.

Selon un mode intéressant selon l’invention, p est entre 0 et 3 (typiquement p=0) et n est supérieur ou égal à 5.

Les compositions moussantes particulières de l’invention permettent de former des mousses stables, et ce y compris à haute température, notamment dans les gammes précitées, ce qui les rend notamment bien adaptées pour une injection de vapeur dans le cadre d’un procédé de type SAGD.

La stabilité de la mousse à laquelle il est fait référence ici peut être notamment mesurée par le temps de demi-vie de la mousse formée par foisonnement de la mousse par un gaz (typiquement du diazote employé comme gaz modèle), avec ou sans présence d’hydrocarbures (typiquement du dodécane employé comme hydrocarbure modèle, ou bien une huile brute), ce temps de demi-vie étant d’autant plus élevé que la mousse est stable.

Ce temps de demi-vie est typiquement mesuré en formant la mousse dans un récipient cylindrique où la hauteur de mousse formée au-dessus du liquide atteint alors une hauteur initiale h puis en laissant laisse la mousse évoluer, le temps de demi-vie correspondant à la durée au bout de laquelle la hauteur de la mousse au-dessus du liquide passe de la valeur h à la moitié de cette valeur, soit h/2. Les compositions de la présente invention présentent un autre avantage, à savoir qu’elles induisent une diminution importante de la tension interfaciale (IFT) entre les hydrocarbures et l’eau. Cette propriété s’avère tout particulièrement intéressante lorsque les compositions C de l’invention sont employées dans un procédé de type SAGD. En effet, les tensioactifs employés pour la formation de la mousse de vapeur se retrouvent in fine en contact avec le pétrole brut à extraire. La diminution de l’IFT qu’ils assurent à ce niveau permet alors une amélioration de l’extraction du pétrole sous la forme d’un mélange eau/hydrocarbures.

Selon un autre aspect, la présente invention a pour objet un procédé de récupération assistée du pétrole d’une formation souterraine comprenant les étapes suivantes :

- on injecte une composition C du type précité dans ladite formation souterraine, par au moins un puits d’injection, ladite composition étant en présence d’un gaz (CO2, diazote, vapeur d’eau ou gaz hydrocarboné, et plus préférentiellement de la vapeur d’eau) au sein de la formation souterraine ; puis

- on récupère, par au moins un puits de production, un fluide véhiculant le pétrole sortant de la formation souterraine.

Le plus souvent, dans le cadre du procédé de l’invention, la composition C est utilisée pour former une mousse à haute température, à savoir à une température supérieure à 150°C et qui reste le plus souvent inférieure à 300°C, par exemple entre 200 et 250°C. La présence conjointe dans la formation souterraine de la composition C et d’un gaz porté à haute température (vapeur d’eau le plus souvent, généralement en mélange avec un gaz non condensable tel que du diazote (de préférence), du CO2, ou un gaz hydrocarboné), propre à former une mousse, peut être obtenue selon différents modes, incluant notamment : la formation préalable d’une mousse par foisonnement de la composition C par le gaz et l’injection de cette mousse au sein de la formation souterraine ; ou l’injection conjointe de la composition C, sous forme non moussée, et du gaz au sein de la formation souterraine ; ou l’injection de la composition C au sein de la formation souterraine, suivie par l’injection d’un gaz qui est ensuite mis en contact avec la composition C au sein de la formation souterraine ; ou l’injection de la composition C au sein d’une formation souterraine contenant préalablement un gaz (par exemple injecté au préalable dans la formation).

Selon un mode de réalisation particulier, le procédé comprend : l’injection conjointe de vapeur d’eau, de gaz non condensable, et de la composition C, initialement sous forme non moussée.

Selon un mode de réalisation tout particulièrement intéressant, le procédé de l’invention est un procédé de type SAGD. Ainsi, selon un mode particulier, le procédé de l’invention comprend les étapes suivantes :

- on injecte par au moins un puits d’injection (ledit puits d’injection étant de préférence au moins en partie foré à l’horizontal) de la vapeur d’eau portée à une température supérieure ou égale à 150°C (typiquement entre 200 et 250°C), un gaz non condensable notamment du type précité, et une composition C du type précité, ce par quoi on obtient, du fait de l’élévation de la température, une fluidification du pétrole à proximité du puits d’injection ; puis

- on récupère, typiquement par pompage par au moins un puits de production (de préférence un puits ayant une zone de forage horizontal situé en dessous de tout ou partie de la partie horizontale précitée du puits de forage), un fluide comprenant au moins une partie du pétrole qui a été fluidifié par l’injection de la vapeur d’eau, de l’eau au moins en partie issue de la condensation de la vapeur et typiquement au moins une partie des tensioactifs de la composition C.

Différents aspects et modes de réalisation possibles de l’invention sont décrits plus en détails ci-après.

Les tensioactifs de type sulfonate

Une composition C selon l’invention comprend, de façon caractéristique, (i) au moins un tensioactif de type AOS (sulfate d’alpha oléfine) ; et (ii) au moins un tensioactif de type alkylarylsulfonate, qui est de préférence un alkyl benzène sulfonate ABS. De préférence, une composition C utile selon l’invention comprend un mélange d’au moins un AOS et d’au moins un ABS, de préférence ayant les caractéristiques préférentielles citées plus haut dans la présente description. Dans une composition selon l’invention, la teneur totale en AOS est de préférence comprise entre 0,01 % et 0,8 % en masse dans la composition C (cette concentration correspondant à la somme totale des AOS présents dans la composition C, rapportée à la masse totale de la composition C).

Par ailleurs, dans une composition selon l’invention, la teneur totale en alkylarylsulfonates (typiquement en ABS) est de préférence comprise entre 0,01% et 0,8% en masse, dans la composition C (cette concentration correspondant, de même, à la somme totale des ABS présents dans la composition C, rapportée à la masse totale de la composition C).

On préfère par ailleurs que la teneur totale en sulfates d’alpha oléfine et en alkylarylsulfonates (typiquement la teneur totale en AOS et ABS) soit comprise entre 0,03% et 1% en masse, dans la composition C (cette concentration correspondant, là encore, à la somme totale des AOS et ABS présents dans la composition C, rapportée à la masse totale de la composition C).

Selon un mode de réalisation intéressant, on peut employer selon l’invention une composition C comprenant : à titre de sulfonates d’alpha-oléfines : des AOS en C 20 à C28 (AOS à chaînes dites «longues ») à titre de sulfonates d’alpha-oléfine : des ABS où la chaîne alkyle est en C12 à C18 (ABS à chaînes dites «courtes »)

Dans ce cas, le rapport massique AOS/ABS est de préférence compris entre 50 :50 et 80 :20

Selon un autre mode de réalisation intéressant, on peut employer selon l’invention une composition C comprenant : à titre d’AOS : des AOS en C 12 à C16, par exemple en C14 à C16 (AOS à chaînes dites «courtes ») à titre d’alkylarylsulfonates : des ABS où la chaîne alkyle est en C20 à C24 (ABS à chaînes dites «longues »)

Dans ce cas, le rapport massique AOS/ABS est de préférence compris entre 20 :80 et 50 :50

Lorsque des AGES sont présents dans une composition C selon l’invention, on préfère en général que la teneur totale en AGES soit comprise entre 0,01 % et 0,2 % en masse, par exemple entre 0,05% et 0,15 % en masse dans la composition C (cette concentration correspondant, là encore, à la somme totale des AGES présents dans la composition C, rapportée à la masse totale de la composition C). Par ailleurs, le rapport massique AGES/(AOS+ABS) est de préférence compris entre 10% et 25%.

Lorsque des alkyl ether carboxylates sont employés, ils le sont de préférence dans les mêmes teneurs que celles précitées pour les AGES.

De façon générale, on préfère que la teneur totale en tensioactifs soit comprise entre 0,05% et 1% en masse, par exemple de l’ordre de 0,5% en masse dans la composition C (cette concentration correspondant, là encore, à la somme totale des tensioactifs présents dans la composition C, rapportée à la masse totale de la composition C).

Les exemples donnés ci-après illustrent des modes de réalisation non limitatifs de l’invention et certain de leurs avantages.

EXEMPLE

A titre illustratif, une composition (C1) selon l’invention a été préparée, comprenant dans une saumure (eau comprenant des sels avec une totalité de sels dissous TDS = 1 g/L) :

- 0,38% d’un ABS en C20-24; et

- 0,17% d’un AOS en C14-16 ; et

0,09% d’un AGES en C12 et comportant 15EO les pourcentages ci-dessus correspondant à la teneur finale en actif dans la composition.

La stabilité de la mousse obtenue avec la composition (C1) a été mesurée en co- injectant de l’azote et de la vapeur d’eau et en regardant l’évolution de la mousse au cours du temps. A 200°C, le temps de demi-vie de la mousse (correspondant au temps au bout duquel le volume de mousse formé diminue de moitié) a été mesuré égal à 42 minutes. A une température plus élevée, le temps de demi-vie reste relativement important : de l’ordre de 15 minutes.

Par ailleurs, la composition (C1) induit une très faible tension interfaciale IFT : à titre illustratif, on a testé la composition (C1) en présence de pétrole brut (selon la méthode de la goutte tournante (« spinning drop ») A 35°C, les valeurs d’IFT mesurées sont entre 0,03 mN/m et 0,008 mN/m selon le pétrole brut employé. A plus haute température, on conserve cette propriété, avec des valeurs d’IFT mesurées qui sont entre 0,2 et 0,6 mN/m.

Des résultats similaires ont par exemple été obtenus avec des compositions (C2) et (C3) comprenant respectivement :

Pour (C2) :

- 0,25% d’un ABS XOF-30A ; et

0,17% d’un AOS de type Rhodacal A246L ; et 0,09% d’un AGES de type Rhodapex L15GS comprenant respectivement :

Pour (C3) :

- 0,13 % d’un ABS en C18; et

- 0,29 % d’un AOS en C20-28; et

0,09% d’un AGES de type Rhodapex L15GS