FR2565990A1 - Compositions pour utilisation dans les fluides de forage, de conditionnement et de reconditionnement - Google Patents

Abstract

L'INVENTION CONCERNE NOTAMMENT UNE COMPOSITION SURFACTIVE QU'ON INCORPORE DANS LES FLUIDES DE FORAGE, DE CONDITIONNEMENT ET DE RECONDITIONNEMENT AFIN DE REDUIRE AU MINIMUM L'ENDOMMAGEMENT DES COUCHES PETROLIERES. ELLE COMPREND, EN POIDS, 30 A 70 D'UN DIESTER GLYCOLIQUE DE MONOSULFOSUCCINATE DE SODIUM, 30 A 50 D'UN CHLORURE D'AMMONIUM QUATERNAIRE POLYPROPOXYLE ET 0,1 A 4 D'UN ALKYLPHENYL-POLYETHER-SULFATE DE SODIUM; CES ADDITIFS REDUISENT LA TENSION INTERFACIALE DANS LES COUCHES DE PRODUCTION ET AMELIORENT LE MOUILLAGE PAR L'EAU ET LE DESEMULSIONNEMENT TOUT EN ETANT THERMIQUEMENT STABLES DANS LES INTERVALLES EFFICACES. AMELIORATION DE LA RECUPERATION DU PETROLE DANS LA COUCHE TRAITEE.

Description

L'utilisation des fluides dans les opérations de forage, conditionnement

et reconditionnement dans les

puits de pétrole et de gaz a pour effet une perte impor-

tante des matières pétrolières potentiellement récupé-

rables. Pendant les opérations de finition lors du con-

ditionnement d'un puits, on peut employer divers flui-

des contenant de l'eau et notamment des fluides de fo-

rage et de conditionnement, etc..., qui contiennent aussi fréquemment de la saumure. Pendant ces opérations

qui impliquent des fluides contenant de l'eau, un en-

dommagement permanent de la couche de production est provoqué par l'admission de l'eau dans la couche ce

qui réduit et fréquemment endommage d'une façon irré-

parable la couche et réduit la quantité d'huile et/ou

de gaz qu'on peut récupérer de la couche en production.

Une plus forte saturation par l'eau de la couche pro-

ductrice, qui réduit la perméabilité à l'huile et aux

gaz, peut être un facteur notable de cet endommagement.

L'industrie a consacré beaucoup d'efforts pour

empêcher les endommagements des couches après le con-

ditionnement du puits et la production intérieure, par

exemple dans la récupération secondaire et les opéra-

tions de stimulation du puits. Cependant, peu d'efforts

ont été consacrés pour réduire au minimum les endomma-

gements des couches pendant les opérations de forage,

de reconditionnement et de conditionnement. Il est beau-

coup plus souhaitable de chercher à réduire au minimum l'endommagement des couches pendant les opérations de finition en conditionnant un puits et aussi réduire la

présence d'eau intersticielle dans les couches de pro-

duction, plutôt qu'à un stade ultérieur.

En conséquence, l'invention a pour but de fournir

des moyens pour empêcher ou réduire au minimum l'endom-

magement de la couche et la perte ultérieure de la pro-

duction potentielle de gaz et d'huile en raison de l'invasion des fluides aqueux provenant d'un puits de forage vers les zones de production. Il est recommandé de fournir un additif pour de tels fluides en vue de

réduire au minimum l'endommagement des couches par -

l'action des fluides de forage, de reconditionnement, de conditionnement ou de stimulation vers un réservoir de pétrole afin de réduire la tension interfaciale pour faire descendre au minimum le colmatage des couches par l'eau. Les additifs doivent être compatibles avec

les fluides de la couche, doivent promouvoir le mouil-

lage par l'eau et le désémulsionnement, avoir une bonne

stabilité thermique et être efficaces sur un large éven-

tail de concentrations de saumure.

Il existe une littérature abondante concernant la stimulation de la production à partir des réservoirs

de pétrole, lorsque les couches contiennent des quanti-

tés excessives d'eau intersticielles, c'est-à-dire des colmatages par l'eau, dans les couches à proximité des

puits de production, ce qui a pour effet une récupéra-

tion réduite des matières pétrolières à partir d'un puits, les mesures envisagées étant en général orientées vers le traitement des dégâts de couches plutôt que leur empêchement. L'emploi de surfactifs pour rehausser la perméabilité à l'huile des couches colmatées par l'eau et pour rehausser les opérations de récupération en vue d'améliorer la production à partir des zones et des couches contenant du pétrole, est décrit dans la littérature. Ci-après, on étudie quelques brevets représentatifs concernant cette technologie, notamment l'emploi des surfactifs dans le contrôle de la perte

du fluide, les opérations de fracture et de récupéra-

tion d'huile.

Le brevet US 2.978.409 concerne un procédé d'éli-

mination des colmatages par l'eau dans les puits de pétrole, qui consiste à introduire dans un puits de pétrole gêné par un colmatage d'eau une composition de

0,1 à 8 % du total des alkylphénoxypolyalkyllneoxy-

alcanols définis d'un compose de formule R3OH dans laquelle R3 est un radical alkylphényle, alkyle ou alcoxyalkyle et facultativement un sulfosuccinate tel

que le dioctyl-sulfosuccinate de sodium dans un véhi-

cule oléagineux.

Le brevet US 3.301.328 concerne la stimulation

des puits, en particulier par l'emploi d'agents tensio-

actifs pour stimuler la production à partir des réser-

voirs contenant un excès d'eau intersticielle dans les couches contenant l'huile. On se réfère à de nombreux

brevets qui décrivent des agents tensio-actifs propo-

sés pour traiter les couches contenant de l'huile et subissant une baisse de productivité, et le brevet stipule que l'utilisation de ces matières donne en général peu d'effets bénéfiques. Ce brevet décrit l'emploi d'une combinaison d'agents tensio-actifs pour fournir un procédé de stimulation de la production d'huile à partir de zones partiellement ou totalement colmatées par l'eau intersticielle. La combinaison décrite comprend 50 à 70 % d'un sel de métal alcalin d'un diester sulfoné d'acide succinique contenant des

radicaux esters aliphatiques en C8, comme le di-n-

cotyl-sulfosuccinate de sodium, 20 à 40 % d'un sel de métal alcalin d'un diester sulfoné d'acide succinique contenant des groupes esters aliphatiques en C6 et 5 à % d'un polyéthoxyéthanol substitué à chatne longue, tel que l'isooctylphényl-polyéthoxyéthanol contenant

9 à 10 moles d'oxyde d'éthylène par mole d'isooctyl-

phénol, dissous dans l'eau ou un solvant hydrocarboné.

Le brevet US 3.601.194 concerne le traitement des couches souterraines dans lesquelles pénètrelun puits en utilisant une composition fluide à faible perte dans le traitement des puits de pétrole et de gaz. Le procédé

et la composition conviennent à la fracture hydrauli-

que dans les procédés de traitement des puits et dans le conditionnement des puits forés dans'des couches perméables contenant de l'huile. Dans ce brevet, on réalise ce résultat en colmatant provisoirement la couche souterraine perméable en-utilisant un fluide à faible perte qui est une dispersion de particules

de cire solide ou de polymère de cire qui sont solu-

bles dans l'huile mais insolubles dans l'eau, au sein d'un liquide aqueux contenant un agent tensio-actif choisi parmi les éthers non ioniques, les polyéthers et les thioéthers ayant un indice d'amphipathie de 8,5 à 19,5; des esters non ioniques tensio-actifs ayant un indice d'amphipathie de 10 à 14,5; des amines non ioniques tensio-actives ayant un indice d'amphipathie d'environ 4 à 10; des amides non ioniques tensio-actifs ayant un indice d'amphipathie de 7 à 10,5; des sulfonates anioniques tensio-actifs' ayant un facteur AFL de 7 à 12,5; les organosulfates anioniques tensio-actifs ayant un facteur AFL de 5,5 à 7,5; les organophosphates anioniques tensio-actifs ayant un facteur AFL de 12 à 39; et des surfactifs

cationiques ayant un facteur CFL de 19 à 38.

Les particules essentielles de polymère de cire

sont choisies de manière à se dissoudre ou être solu-

bles dans l'huile et elles se comportent comme des

agents de colmatage efficaces pour réduire la perméa-

bilité de la couche pendant un temps limité seulement.

Bien entendu, la façon de mixtionner les compositions

est extrêmement critique afin d'empêcher un endommage-

ment permanent des couches productrices.

Le brevet US 4.059.154 concerne une meilleure

récupération de pétrole à partir d'un réservoir souter-

rain d'hydrocarbures, utilisant, comme milieu de récu-

pération, des mélanges émulsifiés d'hydrocarbures, de

fluides aqueux et de surfactifs. Le problème particu-

lier posé dans cette invention est d'obtenir des dis-

persions qui ne sont pas fâcheusement affectées par l'eau dure. Les combinaisons surfactives proposées contiennent un sel hydrosoluble d'un alkyl- ou aralkyl- sulfonate tel que le dodécylbenzène-sulfonate de

sodium, plus un sel hydrosoluble d'un alkyl- ou aral-

kyl-sulfate polyéthoxylé tel que le dodécyl-polyéthoxy-

sulfate de sodium plus un diéthanolamide d'acide gras, un alcool aliphatique polyéthoxylé ou un alkylphénol polyéthoxylé dont la combinaison donne des fluides

épaissis pour utilisation dans la récupération du pétro-

le du réservoir. Une récupération secondaire par in-

jection d'eau ou similaire doit être appliquée au ré-

servoir avant l'application de ces fluides épaissis

à titre d'un bouchon selon l'invention.

Le brevet US 4.122.020 concerne les procédés de récupération d'huile utilisant des surfactifs capables d'enlever l'huile des réservoirs qui ont été soumis à des opérations directes d'inondation par l'eau ou d'inondation par polymère. Sans utiliser de surfactif ou d'autres procédés de récupération tertiaire, on

stipule que cette huile est essentiellement non récupé-

rable à partir de ces réservoirs. Par l'invention décrite, on prépare un procédé pour mouvoir l'huile provenant d'une couche contenant l'huile, qui consiste à injecter dans la couche un fluide aqueux contenant un groupe particulier de succinates tensio-actifs, facultativement en combinaison avec un sulfonate tel

que le polybutène-sulfonate de sodium.

Le brevet US 4.252.657 concerne un concentré de

préparation de microémulsions d'huile et d'eau desti-

nées à la récupération assistée de pétrole en effec-

tuant le refoulement du pétrole brut retenu dans les pores d'une couche par injection de microémulsifiants pour solubiliser le pétrole dans la microémulsion. Le

concentré comprend un mélange d'au moins trois surfac-

tifs, un sel d'un acide alkyle sulfurique, un sel d'un

acide alkylarylsulfonique et un sel d'un acide sulfo-

succinique ou d'un acide sulfosuccinamique. On ajoute ensuite ce mélange au pétrole brut et à l'eau ayant

une salinité ionique définie.

L'invention fournit une composition additive pour utilisation, par exemple, dans les fluides de forage, de conditionnement et de reconditionnement permettant

de réduire au minimum les dégats sur les couches pro-

ductives en augmentant l'efficacité de nettoyage des puits et en contribuant à récupérer l'huile maintenue en place par les forces capillaires dynamiques entre l'huile, l'eau et les fluides injectés, en abaissant la saturation de l'eau dans la couche d'oI augmentation de la perméabilité à l'huile et augmentation de la

production. Ces compositions sont capables de fonction-

ner sur un intervalle étendu de types et de concentra-

tions de saumures et se sont révélées d'une utilité

particulière, par exemple, dans les fluides de condi-

tionnement et de reconditionnement contenant 38 % de chlorure de calcium, des fluides de conditionnement et de reconditionnement contenant respectivement 25 % et

10 % de chlorure de sodium, ainsi que d'autres saumu-

res, notamment les bromures. Quand on ajoute la compo-

sition selon l'invention à des fluides de conditionne-

ment et de reconditionnement, celle-ci non seulement réduit la tension interfaciale dans les couches de production pour réduire au minimum les colmatages par l'eau dus à l'emploi des fluides de conditionnement et de reconditionnement et, outre sa compatibilité avec les saumures, elle contribue au mouillage par l'eau, au désémulsionnement et est thermiquement stable sur une gamme utile. La nouvelle composition comprend trois ingrédients essentiels: un monosulfosuccinate de

diester, un chlorure d'aimonium quaternaire polyprop-

oxylé et un alkylaryl-polyêthersulfate de sodium.

Les nouvelles compositions selon l'invention sont utiles dans les procédés sur le champ pétrolier com- portant un forage, la diagraphie des sondages, le reconditionnement, le conditionnement, la perforation,

la stimulation, le pompage et similaire. Les combinai-

sons surfactives réduisent la tension interfaciale et

superficielle pour permettre d'évacuer plus efficace-

ment les filtrats. Etant donné que les nouvelles compo-

sitions n'endommagent pas la formation, contrairement à ce qui se passe avec la plupart des surfactifs, on observe une production accrue après le nettoyage du puits. Ces compositions réduisent au minimum les dégats dans les formations quand on les emploie conjointement avec l'eau du champ, l'eau de mer, les solutions de chlorure de sodium et de potassium, par exemple des solutions de 10 à 25 %, des solutions de chlorure de calcium contenant jusqu'à 38 % de chlorure de calcium, les saumures de bromure, notamment le bromure de

calcium et d'autres solutions concentrées de saumures.

Les compositions additives contiennent, en poids

par rapport aux ingrédients actifs, 30 à 70 % du mono-

sulfosuccinate de diester, environ 30 à 55 % de chlo-

rure d'ammonium quaternaire polypropoxylé et environ

0,1 à 4 % d'alkyl-phényl-polyéther-sulfate de sodium.

Normalement les trois ingrédients essentiels sont

mélangés ensemble avec de l'eau pour former une solu-

tion. Alors qu'on peut utiliser toute quantité d'eau capable de solubiliser le mélange, un excès n'est pas nécessaire et augmente les frais d'expédition; on a trouvé qu'environ 20 à 40 % d'eau permettent d'obtenir des solutions additives efficaces. Les solutions sont utilisables dans les fluides de traitement des champs pétroliers, surtout des saumures, telles quelles pour

des techniques de localisation.

Le monosulfosuccinate de diester, qu'on utilise de préférence à raison d'environ 40 à 60 % pds, est un diester glycolique de monosulfosuccinate de sodium et répond à la formule:

O H H2

ll! 2 0

HO - R - O - C - C - C - C - O - R - OH

S03Na dans laquelle R, provenant des glycols aliphatiques,

est un radical alkylène divalent de 2 à 8, de préfé-

rence de 3 à 5 atomes de carbone, par exemple du

propylène-glycol, butylène-glycol et pentaméthylène-

glycol.

Le second composant est un sel d'ammonium quater-

naire polypropoxylé, qu'on utilise avantageusement à raison de 30 à 55 % pds et il s'agit d'un produit de réaction d'une hydroxyamine tertiaire telle que l'hydroxyéthyldiéthylméthylamine avec l'oxyde de propylène, en des proportions qui sont, par exemple, d'environ 3 à 6 moles d'oxyde de propylène par mole d'amine, et il répond à la formule générale

R-1 H H 2 H2 CH3+

R - N - C - 0 ( - O C -O)n H

H2 C

R1 2

dans laquelle R et R sont des radicaux alkyle conte-

nant 1 à 6, de préférence, 1 à 2 atomes de carbone, par exemple des radicauxméthyle et éthyle et n est un

nombre de 2 à 20, de préférence, de 3 à 6.

Le troisième ingrédient essentiel de la composi-

tion, qu'on utilise de préférence à raison de 1 à 3 % pds, est un alkylaryl-polyéther sulfate de sodium dérivé, par exemple, d'un alkylphénol et d'oxyde d'éthylène alcoxylé en des proportions d'environ 1 mole d'alkyl-phénol et 6 moles d'oxyde d'éthylène pour former l'alkylphényle. La formule générale est:

R- -O - (CH2 - CH2 -)n SO3 Na -

dans laquelle R est un radical alkyle contenant 6 à 12 atomes de carbone, de préférence, 8 à 10 atomes de carbone, et n est un nombre de 4 à 8. Une matière représentative est le nonylphénoxyéthoxy-sulfate de

sodium dans lequel R est un radical nonyle et n est 6.

La forme la plus utile de ces trois ingrédients est en solutions aqueuses contenant un minimum d'eau, cette eau pouvant représenter 20 à 50 % pds du mélange. La concentration des combinaisons de surfactifs dans les saumures pour utilisation dans le champ doit

être d'au moins 0,1 % pds environ. On obtient d'excel-

lents résultats avec environ 0,15 à 2,5 % pds et, mieux encore, d'environ 0,2 à 0,5 % pds. Sur le plan du prix, en raison des volumes importants exigés pour les procédés dans les champs de pétrole, on préfère des concentrations plus efficaces et moins onéreuses qui sont d'environ 0,2 à 0,5 % pds des constituants actifs

dans la composition à trois composants.

Dans les exemples suivants, dans lesquels toutes

les proportions sont en poids sauf stipulation contrai-

re, on prépare la composition ou combinaison de surf-

actifs en utilisant les surfactifs suivants: 1 partie de monosulfosuccinate de diester de formule H2 H12 H 2 H2 O t H2 H2 CH3

HO - C - C - C - C - O - C - C - C - C - O - C - C - OH

I i SO3Na H Cete matière contient 70 % de solides et 62 % de la matièreactive répondant à la formule, 0,1 partie de nonylphénylpolyéthersulfonate de sodium disponible dans le commerce en une concentration de la matière

active de 29 % et 0,5 partie de sulfate d'hydroxy-

éthyldiéthylméthylamine-ammonium. Cette matière est

active à 100 %. On dissout ces trois matières essen-

tielles dans 1 partie d'eau pour former la nouvelle composition surfactive. Cette composition renferme

44,2 % d'ingrédients actifs et on l'ajoute aux saumu-

res des exemples en une quantité permettant d'obtenir 0,5 % de la composition totale dans les saumures (0,22 % d'ingrédients actifs). La mise en oeuvre de la présente invention permet de réaliser des faibles tensions interfaciales saumure/huile, un mouillage efficace par l'eau des roches de la formation, une amélioration de la perméabilité de la formation et

une excellente compatibilité avec les saumures ldimpi-

des. Un produit selon l'invention demeure stable sur une plage efficace des températures et n'occasionne

au plis qu'un minimum de dég&ts dans les couches.

Un test visuel d'aptitude au mouillage légèrement modifié, API RP42, Seconde Ed., Janvier 1977 API

RECOMMENDED PRACTICES FOR LABORATORY TESTING OF SURFACE

ACTIVE AGENTS FOR WELL STIMULATION, est utilisé pour démontrer l'effet de la composition surfactive dans une solution à 38 % de CaCl2 sur un sable mouillable par l'huile ou par l'eau selon les préférences. On mouille un sable de San Saba d'une granulométrie de 360 à

246 microns par la solution aqueuse de saumure surfac-

tive pendant 15 minutes environ et ensuite on soulève

avec une spatule pour placer dans la phase huileuse.

On observe la dispersion et/ou l'agglomération du sable

à mesure qu'on le laisse tomber de la spatule.

L'agglomération du sable dans l'huile indique une apti-

tude préférentielle de mouillage à l'eau. L'aggloméra-

tion du sable mouillé par l'huile dans la couche d'eau indique également une aptitude préférentielle de mouillage par l'huile. Avec l'huile diesel ou le brut léger, les tests de mouillage préférentiel par l'eau ou par l'huile montrent que ces compositions sont

mouillables à l'eau dans le sable.

La tension interfaciale (TIF) entre la:solution de chlorure de calcium à 38 % contenant les compositions de l'invention et diverses huiles est déterminée selon API RP 42. Le mélange des surfactifs concentres est dilué jusqu'à 0,5 % dans la saumure à 38 % de CaC12, puis on ajoute le même volume d'huile diesel et on équilibre le mélange en l'agitant pendant une heure dans un appareil d'agitation mécanique. On mesure la TIF par l'un des deux procédés: on mesure la TIF dynamique dans un tensiomètre giratoire à goutte et on mesure le TIF statique dans un appareil de mesure de la goutte sessile. Les tensions interfaciales du concentré de surfactif à 0,5 % dans 38 % de CaC12 dans diverses huiles sont déterminées comme suit:

API HUILE TIF

Diesel N02 7.107 N/cxi2 41 Brut canadien 20.10-7 2/cr2 39 Brut gulf coast 43.10-7 /cm2 26 Brut gulf coast 150.10- 7 N/cm2 La TIF de 38 % CaCl2 et d'huile diesel N 2 est de 23,1.10-5 N/cm2 en utilisant le Tensiomètre dynamique

giratoire à sec.

Le chlorure d'ammonium quaternaire polypropoxylé

dans la saumure seulement présente une tension inter-

faciale avec l'huile diesel de 17.10-5 N /cm2, beaucoup

trop élevée pour de nombreuses formations, en parti-

culier pour les formations à porosité serrée, qu'il convient de comparer à une TIF de 7.107 N /cm qu'on obtient avec les compositions à trois composants. La TIF du monosulfosuccinate de diester seul est de

6.1C-5 N /cm2 c'est-à-dire plus élevée que souhaita-

ble et cette matière seule fait preuve également de caractéristiques faibles de mouillage par l'eau et est à la limite d'avoir des caractéristiques de mouillage

par l'huile, ce qui est indésirable.

Dans les exemples suivants qui font ressortir la

façon d'utiliser l'invention et ses avangages, on dé-

termine l'efficacité des compositions surfactives dans un Appareil de Test de la Perméabilité du Noyau. On va se référer à API RP 27, 3e Edition, Septembre, 1952,

réédition Aoat, 1956, RECOMMENDED PRACTICE for DETER-

MINING PERMEABILITY of POROUS MEDIA, American Petroleum Institute. Le perméamètre est conçu pour étudier l'écoulement à travers les milieux perméables. Les grès de Berea ayant une perméabilité de 50 à 100 md simule les couches dans les réservoirs. Ces exemples utilisent à la fois des conditions de débit à haute et basse pression impliquant l'huile et les saumures. Le but du test de débit à haute pression est de déterminer si l'emploi de la combinaison des surfactifs est nuisible à la perméabilité à l'huile, étant donné que les débits élevés d'huile réduisent la saturation d'eau à des valeurs faibles auxquelles la perméabilité à l'huile est proche de son maximum. Une nouvelle réduction de la saturation d'eau en raison des surfactifs n'aurait que peu d'effets sur la perméabilité à l'huile. Des réactions fâcheuses pourraient cependant provoquer des dégâts. Cependant, dans le test du débit d'huile à basse pression, la saturation d'eau n'est pas réduite à une valeur assurant le maximum de perméabilité à

l'huile et une réduction supplémentaire de la satura-

tion d'eau peut donner une meilleure perméabilité d'huile mais des réactions contraires peuvent également

provoquer une détérioration de la perméabilité à-

l'huile, Les exemples suivants servent à illustrer l'invention sans aucunement en limiter la portée: s2565990

EXEMPLE 1

Solution de CaC12 pour inondation à haute pression Ce test implique une différence de pression de fluide de 3,5 bars par rapport à un noyau en grès de Berea. On utilise une solution à 5 % de NaCl pour

simuler la saumure naturelle dans le fond du puits.

On utilise l'huile diesel N 2 pour simuler le brut dans le fond du puits. Les noyaux en grès de Berea ont 3,8 cm de diamètre et 5 cm de longueur. Un volume de pore représente la quantité de fluide qu'un noyau peut contenir. Un noyau en grès de Berea de 3,8 x 5 cm contient 10 ml de fluides. La perméabilité initiale à l'huile (k) est de 61,4 millidarcies. On inonde en alternance le noyau avec NaCl à 5 % et l'huile diesel comme indiqué dans le Tableau. Les flèches t ou 4

représentent le sens d'écoulement à travers le noyau.

On ajoute le surfactif à 1,32 kg/l de CaCl2 et on injecte. Le stade final consiste à inonder le noyau avec NaCl à 5 % et ensuite avec l'huile diesel pour observer si le surfactif est ou n'est pas facilement évacué par lavage du noyau. La perméabilité en retour est de 58,0 millidarcies. On inonde le noyau avec la saumure de la formation et la perméabilité résiduelle après lavage est de 71,0 md. La valeur résultante (k) est en fait de 16 % supérieure à celle de l'huile

initiale. Ce type d'amélioration globale de la perméa-

bilité est en général faible, est imprévisible et peut

représenter des variations de test (voir Tableau I).

Tableau I

Nombre de pores Fluide Perméabilité volumes 1. 5 % NaCl 4 44,2 md 10 2. Diesel 4 47,3 md 10 3. 5 % NaCl t 4,2 md 5 4. Diesel 4 61,4 md 10 5. Surfactif en 1,32 kg/l CaC12t 4,8 md 5 6. Diesel 4 58,0 md 22 7. 5 % NaCl t 7,1 md 5 8. Diesel 4 71,0 md 14

Quand on répète cet exemple en utilisant une composi-

tion de 1 partie de monosulfosuccinate de diester et 0,1 partie de l'alkylaryl-polyéther-sulfate de sodium, sans incorporer de chlorure d'ammonium quaternaire polypropoxylé (0 partie), on obtient une émulsion instable après le stade 7, c'est-à-dire le lavage au NaCl et la composition exige le chlorure d'ammonium quaternaire polypropoxylé pour rompre ou empêcher les émulsions formées par cisaillement à haute pression à travers le noyau. Quand on répète cet exemple avec une

solution de CaC12 seulement et pas de surfactif, l'en-

dommagement permanent du noyau est d'environ 10 %. On calcule les valeurs comme suit: k de l'huile initiale (61,4) - k de l'huile finale (58,0) x k de l'huile initiale (61,4) = 6 % d'endoimuagement k résiduelle après inondation par 5 % NaCl = 61,4 - 71,0 x 100 soit une amélioration

61,43

de 16 % par rapport à la valeur k initiale.

EXEMPLE 2

On effectue une inondation à haute pression en utilisant le mélange des surfactifs dans une saumure de 10 % de KC1. La perméabilité initiale de ce noyau à l'huile est de 41,1 md. On ajoute le mélange des surfactifs à raison de 0,5 % en poids sec au KC1 à 10 % et on inonde à travers le noyau. On n'observe aucun dégàt, et on obtient une quantité accrue de saumure de la couche en provenance du noyau. On inonde le noyau avec la saumure de la couche et on constate que la

réduction de la perméabilité résiduelle est négligea-

ble, voir Tableau II.

Tableau II

Inondation à haute pression à 3,5 bars ml=1 volume de pore Fluide Perméabilité Nbre de volumes de pores 1. 5 % NaCl 40,5 md 10 2. Diesel 32, 2 md 10 3. 5 % NaCl t 3,6 md 5 4. Diesel ' 41,2 md 10 5. Surfactif en % KCl t 6,7 md 5 6. Diesel 42,9 md 10 7. 5 % NaCl t 6,3 md 5 8. Diesel $ 39, 6 md 10 k initiale à l'huile = 41,2 md k finale à l'huile après surfactif = 42,90 md % d'endommagement de k = 41,2 - 42,9 x 100 = 4,2 % de

41,2

stimulation Réduction de perméabilité résiduelle après inondation par NaCl à 5 % = 41,2 - 39,6 = 4 % 41,2

EXEMPLE 3

Inondation à haute pression - NaCl à 25 % On teste la combinaison des surfactifs dans NaCl à 25 % sous une pression différentielle de 3,5 bars

qu'on ajoute à de la saumure limpide en une concentra-

tion pondérale de 0,5 %. La perméabilité initiale de ce noyau à l'huile est de 37,8 md. La perméabilité au fluide après l'inondation par le surfactif est de 28,4 md soit une détérioration d'environ 25 %. La k résiduelle après l'inondation avec NaCl à 5 % est de 35,2 md (voir Tableau III).

Tableau III

Inondation à haute pression à 3,5 bars, NaCl à 25 % Fluide Perméabilité Nbre de Volumes de Pores 1. 5 % NaCl 4 42,3 md 10 2. Diesel 4 28,8 md 10 3. 5 % NaCl t 3,3 md 5 4. Diesel 4 37,8 md 10 5. Surfactif en % NaClt 4,4 md 5 6. Diesel 4 28,4 md 10 7. 5 % NaCl t 6,8 md 5 8. Diesel 4 35,2 md 10 k initiale à l'huile = 37,8 md k finale à l'huile = 28,5 md % détérioration de k = 37,8 - 28,5 = 25 % 37,8

Réduction de la perméabilité résiduelle après inonda-

tion par NaCl à 5 % = 37,8 - 35,2 = 7 % de réduction 37,8

de perméabilité.

On procède ensuite à des tests à des faibles pressions différentielles dans lesquels la perméabilité à l'huile est inférieure a la perméabilité maximale

obtenue sous une haute pression différentielle en rai-

son d'une plus grande saturation par l'eau aux pres- sions inférieures. Ce test d'inondation à basse pres-

sion est conçu pour indiquer les effets des surfactifs

* sous une pression réduite du réservoir ou d'autres con-

ditions de pression différentielle réduite. On sature d'abord le noyau de grès de Berea avec de la saumure et on établit initialement la perméabilité maximale à

l'huile en faisant circuler de l'huile sous une pres-

sion élevée afin d'obtenir un débit plus élevé de

1 ml/minute. On établit ensuite une condition d'endom-

magement simulé avec une haute saturation d'eau en

faisant circuler de la saumure avec un faible diffé-

rentiel de pression et à un faible débit (0,1 ml/min).

On rétablit la perméabilité initiale à l'huile en

faisant circuler de l'huile à une pression différen-

tielle plus élevée et à un débit de 1 ml/min. On établit encore une fois l'endommagement par l'eau au faible débit, mais en utilisant cette fois une solution

surfactive de saumure. On mesure une seconde perméa-

bilité détériorée à l'huile à un faible débit et on compare à la perméabilité initiale détériorée. Les

noyaux de plus faible perméabilité présentent en géné-

ral une détérioration plus forte dans les inondations

du noyau a basse pression. Lesexemples 4, 5 et 6 dé-

montrent l'efficacité de cette combinaison critique de surfactifs pour éliminer les colmatages à l'eau

sous une faible pression différentielle.

EXEMPLE 4

On règle le débit lent d'injection par des basses pressions et un faible débit. La composition surfactive est capable de mieux mouiller la couche en augmentant son temps d'absorption. La perméabilité initiale à l'huile de ce noyau contenant de la saumure à 5 % de NaCl est de 50,7 md; on injecte 1,36 kg/l de CaC12 et on réduit la perméabilité à l'huile à 15,2 md avec un débit de 0,1 cm3/min. On ajoute 0,5 % de la composition

surfactive à 1,36 kg/l de CaCl2 et on injecte à tra-

vers le noyau. La perméabilité finale en retour est de 33,8 md, soit une augmentation de 12 % par rapport à

l'état détérioré du noyau (voir Tableaux IV et V).

EXEMPLE 5

Le test à basse pression implique l'addition de la composition surfactive dans KCl à 10 %. La perméabilité initiale à l'huile de ce noyau contenant de la saumure 5 % de NaCl est de 50,1 md. On injecte lentement

KC1 à 10 % à travers le noyau à un débit de 0,1 cm3/min.

La perméabilité résultante à l'huile après KCl à 10 % est de 19,3 md. On ajoute ensuite 0,5 % du surfactif à

KCl à 10 % et on pompe à travers le noyau à 0,1 cm3/min.

La perméabilité finale du noyau au diesel a un débit de 0,1 cm3/min est de 36,8 md, soit une amélioration d'environ 91 % par rapport à l'état endommagé du noyau. La perméabilité initiale du noyau à l'huile à 1 cm3/min, par comparaison à la perméabilité finale de l'huile, fait ressortir une augmentation de 32 % après l'addition de la composition surfactive (voir données dans les Tableaux IV et V). Ce type d'augmentation est également apparent dans le test d'inondation à haute

pression comme dans l'Exemple 2.

EXEMPLE 6

On teste la combinaison des surfactifs dans NaCl à 25 % sous des pressions et un débit réduits. La perméabilité initiale à l'huile de ce noyau contenant de la saumure à 5 % de NaCl est de 46,6 md. On injecte

lentement du NaCl à 25 % à travers le noyau à 0,1 cm /min.

La perméabilité initiale à l'huile à 0,1 cm3/min est de 20,3 md. On ajoute alors la combinaison surfactive à NaCl à 25 % et on injecte à un débit de 0,1 cm3/min, la perméabilité finale étant de 35,4 md pour un débit de 0,1 cm3/min. L'addition de la combinaison surfactive montre une amélioration de 74 % de la valeur k par rapport à l'état endommagé. La valeur k initiale est 3-

de 46,6 à 1 cm3/min et la valeur k finale après l'addi-

tion du surfactif à 1 cm3/min est de 49,0 md soit une amélioration de 5 % après l'addition de la combinaison

du surfactif à NaCl à 25 %. La valeur résiduelle k à.

l'huile après lavage à la saumure du noyau est de ,8 md ou 98 % en retour apres la saumure. Pour les données, voir les Tableaux ZV et V.

Tableau IV

Effet d'inondation à basse pression du surfactif sur la perméabilité à l'huile Perméabilité à l'huile - md Saumure Saumure du test Exemple Saumure au test Débit 5 % NaCl du test avec AS (a) 1,36 kg/litre CaCl2 0, 1. ml/min 50,7 15,2 33,8 (b) 1,36 kg/litre CaCl2 1,0 ml/min 50,7 41,5 38, 4 (c) 1,36 kg/litre CaCl2 1,0 ml/min 50,7 49,7 48,1 (a) 10 % KC1 0,1 ml/min 50,1 19,3 36,8 o (b) 10 % KC1 1,0 ml/min 50,1 55,7 66,1 (c) 10 % KC1 1,0 ml/min 50,1 52,3 38,1 (a) 25 % NaCl 0,1 ml/min 46,6 20,3 35,4 (b) 25 % NaCl 1,0 ml/min 46,6 42,0 49,1 (c) 25 % NaCl 1,0 ml/min 46,6 39,3 45, 8 (a) Perméabilité à l'huile au faible débit de 0,1 ml/min (b) Perméabilité a l'huile à un débit plus élevé de 1,0 ml/min (c) Perméabilité à l'huile à un débit plus élevé de 1,0 ml/min après remplacement de

la saumure du test par NaCl à 5 % (eau fossile simulée).

o %O

Tableau V

Effet d'inondation à basse pression du surfactif sur l'endommagement de perméabilité à l'huile aux faibles débits % d'endommagement de perméabilité à l'huiler

Saumure Saumure du Amélioration de la perméabi-

Ex. Saumure du test du test test avec AS lité à l'huile avec AS (%) 4 1, 36 kg/litre CaCl2 70 % 33 % 122 % 10 % KCl 61% 27 % 91% 6 25 % NaCl 57 % 24 % 74 % Endommagement de la perméabilité à l'huile = Perméabilité initiale - Perméabilité détériorée Perméabilité initiale % d'amélioration de perméabilité avec AS = Perméabilité avec AS - Perméabilité du sel testé

EXEMPLE 7

On détermine la stabilité thermique des solutions surfactives contenant 0, 5 % de la composition surfactive dans CaC12 à 38 % que l'on verse dans des bocaux ouverts en verre et qu'on place dans une bombe en acier inoxydable. On verse un supplément de la solution surfactive dans la bombe pour empêcher l'évaporation du fluide de l'intérieur du bocal en verre. On ferme hermétiquement la bombe et on la soumet à un chauffage statique à des températures allant de 24 à 177 C. Après 24 heures, on

place les bombes dans une cuve remplie d'eau, on refroi-

dit et on ouvre. On mesure les propriétés physiques des solutions vieillies par la chaleur à la température

ambiante. On observe des signes physiques de détério-

ration des solutions tels que la précipitation. La solution surfactive reste limpide et l'eau reste

blanche jusqu'à 121 C.

Les expressions AFL et CFL utilisées dans la présente descri-

ption signifient respectivement "perte de fluide anionique" et

"perte de fluide cationique".

Claims (11)

REVENDICATIONS

1. Composition surfactive, caractérisée en ce qu'elle comprend, en poids, environ 30 à 70 % d'un diester glycolique de monosulfosuccinate de sodium répondant à la formule

O H O

I - i 12 0

HO - R - O - C - C - C - C - O - R - OH

SO3Na dans laquelle R est un radical alkylène divalent de 2

à 8 atomes de carbone, 30 à 50 % d'un chlorure d'anmmo-

nium quaternaire polypropoxylé de formule générale

R H2 12 H2 CH3

- N - C C - 0 - (C O i- O)n H

R H C1-

dans laquelle R1 et R2 sont des radicaux alkyle de 1 à 6 atomes de carbone et n est un nombre d'environ 2

à 20, et environ 0,1 à 4 % d'un alkylphényl-polyéther-

sulfate de sodium de formule R -O - (CH2 - CH2 - O) - SO3 Na dans laquelle R est un radical alkyle de 6 à 12 atomes

de carbone et n est un nombre de 4 à 8.

2. Composition selon la revendication 1, caracté-

risée en ce que dans le diester glycolique de mono-

sulfosuccinate de sodium R contient de 3 à 5 atomes de

carbone.

3. Composition selon la revendication 1, caracté-

risée en ce que dans le chlorure d'ammonium quaternaire polypropoxylé, R, R et R contiennent de 1 à 2 atomes

de carbone et n est un nombre de 3 à 6.

4. Composition selon la revendication 1, caracté-

risée en ce que dans l'alkylphényl-polyéthersulfate de sodium, R contient 8 à 10 atomes de carbone et n est

de 1 à 6.

5. Composition selon la revendication 1, caracté-

risée en ce que le diester glycolique de monosulfo-

succinate de sodium répond à la formule'

H2 H2 H2 H2 0 H H2 O H2 CH3

HO - C - C - C - C - O - C - C - C - C - O - C - C - OH,

S03Na en ce que dans le chlorure d'ammonium quaternaire poly- propoxylé au moins deux des radicaux R, R et R sont l'éthyle et l'autre est le méthyle et en ce que n est 6, alors que dans l'alkylphénylpolyéthersulfate de

sodium R est le radical nonyle et n est 6.

6. Composition selon la revendication 1, caracté-

risée en ce qu'elle est dans l'eau.

7. Composition selon la revendication 6, caracté-

risée en ce qu'elle contient environ, en poids: à 60 % du diester glycolique de monosulfosuccinate de sodium, 35 à 50 % de chlorure d'ammonium quaternaire

polypropoxylé et 1 à 3 % d'alkyl-phényl-polyéther-

sulfonate de sodium.

8. Composition selon la revendication 7, caracté-

risée en ce qu'elle contient environ 20 à 40 % en poids

d'eau.

9. Composition selon la revendication 5, caracté-

risée en ce qu'elle contient environ en poids: 50 à % du diester glycolique de monosulfosuccinate de sodium, 1 à 3 % du chlorure d'ammonium quaternaire

polypropoxylé et 40 à 50 % d'alkylphényl-polyéther-

sulfonate de sodium dissous dans l'eau dans une

solution contenant moins de 50 % pds d'eau.

10. Composition selon la revendication 9, caracté-

risée en ce que dans le diester glycolique de monosulfo-

succinate de sodium, R contient 3 à 5 atomes de carbone; dans le chlorure d'ammonium quaternaire polypropoxylé R, R et R2contiennent 1 à 2 atomes de carbone et n est 3 à 6; et l'alkyl-phényl-polyéther sulfate de sodium est un alkylphénoxyéthoxy-sulfate dans lequel

R contient 8 à 10 atomes de carbone et n est 1 à 6.

11. Procédé de forage et de récupération dans les formations contenant du pétrole dans lequel on utilise des solutions de saumure, caractérisé en ce qu'on ajoute

à ladite saumure environ 0,1 à 5 % en poids d'une com-

position surfactive telle que définie dans une ou

plusieurs des revendications 1 à 10, de sorte qu'on

réduit au minimum l'endommagement de la couche.