Brevet FR3163878A1 — publié le 20260102

Module de mélange comprenant - au moins une canalisation comprenant un mélangeur statique (2), - au moins une connectée à la canalisation par l’intermédiaire d’au moins une canne d’injection (4) pénétrant latéralement au sein de la canalisation et se prolongeant transversalement dans le corps de celle-ci, la canne d’injection étant obturée à son extrémité libre et présentant une paroi munie, dans sa partie insérée dans le corps de la canalisation, au moins un orifice. MODULE DE MELANGE EN LIGNE DE SOLUTIONS DE POLYMERES HYDROSOLUBLES DE HAUTE VISCOSITE . La présente invention concerne un module de mélange en ligne de solution de polymères hydrosoluble de haute viscosité pour obtenir une solution aqueuse homogène prête à être injectée dans une formation souterraine. Elle se rapporte également à une installation mettant en œuvre le module de mélange ainsi qu’à des procédés de récupération assistée du pétrole et/ou de gaz ou de fracturation hydraulique mettant en œuvre ladite installation. Art antérieur Les polymères hydrosolubles et notamment les polyacrylamides sont couramment employés en grandes quantités dans la récupération assistée du pétrole (RAP) ou pour des opérations de fracturation hydraulique. Des solutions techniques ont été développées pour préparer des solutions mères de polymères hydrosolubles de viscosités élevées (supérieure à 500 centipoises). A titre d’exemple les documents WO 2011/107683 et WO2016/156320 décrivent des appareils (PSU pour Polymer Slicing Unit ) permettant à la fois de broyer et de disperser le polymère sous forme de poudre dans l’eau de dissolution. Ce type d’appareil permet de limiter le temps de dissolution à 30 minutes et d’obtenir des concentrations très élevées en polymère, de l’ordre de 20 gr/litre. Ces fortes concentrations permettent de diminuer fortement la taille des cuves de dissolution positionnées en aval du PSU (aussi appelées cuves de maturation) et des pompes doseuses avec, comme avantage, une diminution forte des investissements correspondants. En effet, pour gagner de la place et réduire les coûts, non seulement en application onshore mais également et surtout en application off-shore, il est nécessaire de limiter au maximum la mise en œuvre de cuves de dissolution. Pour autant, la dissolution des poudres doit être la plus complète possible pour éviter des problèmes d’injectivité dans les puits. En amont de ces systèmes de dissolution de poudres de polymères hydrosolubles, les solutions de polymères hydrosolubles obtenues présentent des viscosités élevées (au-delà de 500 centipoises). Pour s’affranchir de la préparation de solutions d’injection de polymères à stocker dans des cuves (dilution des solutions mères), il est connu d’injecter en ligne (dans la tuyauterie) la solution mère dans un flux d’eau d’injection. La tuyauterie d’eau d’injection peut comprendre un mélangeur statique en amont de la canne d’injection. Toutefois, la solution de polymère hydrosoluble obtenue en amont du mélangeur statique présente des problèmes d’homogénéité, notamment pour les débits faibles de solution d’injection ou pour les solutions très visqueuses. Ceci induit des mesures de viscosité incorrectes en amont mais également le risque d’injecter dans la formation souterraine des solutions différentes en cas de division de la ligne de sortie vers plusieurs points d’injection et donc une perte de performance des procédés EOR ou de fracturation hydraulique étant donné que la viscosité cible ne sera pas atteinte. Par conséquent, le problème que se propose de résoudre l'invention est celui de mettre au point un dispositif qui permette d’injecter dans une formation souterraine une solution de polymère hydrosoluble S dont la viscosité est supérieure à 500 centipoises dans un flux d’eau d’injection I , qui soit homogène. Le problème de l’encombrement du dispositif est d’autant plus important que l’installation (PSU + cuves de maturation + dispositif d’injection) est notamment destinée à être utilisé pour des opérations de récupération assistée du pétrole et/ou de gaz ou pour des opérations de fracturation hydraulique off-shore. Ainsi, afin de garantir une homogénéité des solutions d’injection contenant du polymère hydrosoluble dans les formation souterraine, la Demanderesse a mis au point un module de mélange d’une solution de solution de polymère hydrosoluble dont la viscosité est supérieure à 500 centipoises, dans un flux d’eau d’injection circulant au sein d’une canalisation, au moyen d’une ou plusieurs lignes de solution de polymère équipées de cannes d’injection spécifiques au sein de la canalisation, les lignes de solution mère concentrée de polymères étant positionnées en amont d’un mélangeur statique dans le sens du flux d’eau d’injection. Plus précisément, l’invention a pour objet un module de mélange comprenant : - au moins une canalisation destinée à être alimentée par une solution aqueuse d’injection I, et comprenant un mélangeur statique, - au moins une ligne destinée à être alimentée par une solution aqueuse S comprenant au moins un polymère hydrosoluble de viscosité Brookfield supérieure à 500 centipoises (vitesse de rotation : 60 tr.min-1, 25°C), la ligne étant connectée à la canalisation par l’intermédiaire d’au moins une canne d’injection pénétrant latéralement au sein de la canalisation et se prolongeant transversalement dans le corps de celle-ci, la canne d’injection étant obturée à son extrémité libre et présentant une paroi munie, dans sa partie insérée dans le corps de la canalisation, d’au moins un orifice apte à diffuser la solution aqueuse S. En pratique, la solution visqueuse de polymère S est distribuée dans une canalisation dans le sens du flux de solution d’injection I au moyen d’au moins 1 ligne équipée d’au moins une canne d’injection dont la partie cylindrique immergée dans le flux de solution d’injection I diffuse le polymère à travers au moins 1, avantageusement 2 orifices transversaux, la ou les cannes d’injection étant situées en amont d’un agitateur statique traversé par le flux de la solution résultante (S+I). Avantageusement, le ou les orifices par lesquels s’écoule la solution de polymère son positionnés au moins partiellement face au mélangeur. En d’autres termes, les orifices sont répartis sur la paroi de la canne de sorte à délivrer la solution de polymère dans le sens de circulation de l’eau d’injection. Autrement dit, la canne d’injection ne présente aucun orifice positionné à l’opposé du mélangeur statique. Aucune turbulence n’est ainsi générée. Le module de mélange selon l’invention présente en outre avantageusement au moins une des caractéristiques suivantes : - la canne d’injection est de forme cylindrique et a un diamètre intérieur compris entre 15 et 200 millimètres, préférentiellement entre 15 et 50 millimètres. - la partie insérée de la canne dans la canalisation présente entre 1 et 10, avantageusement entre 3 et 6 orifices circulaires, - les orifices circulaires ont un diamètre intérieur identique et compris entre 1 et 50 millimètres, préférentiellement entre 4 et 15 millimètres, - les orifices sont alignés verticalement, - les parois de la ou les cannes d’injection ont une épaisseur comprise entre 1 et 10 millimètres, préférentiellement entre 2 et 5 millimètres. Dans un mode de réalisation préféré, la ligne du module de mélange de l’invention comprend au moins 2 cannes d’injection. Le Demandeur a noté qu’on améliorait l’homogénéité du mélange lorsque la distance entre les axes des au moins deux cannes d’injection est comprise entre 1et 10 fois le diamètre extérieur de ces cannes, avantageusement entre 1 et 3 fois le diamètre extérieur de ces cannes. De même et toujours selon l’invention, la distance entre la canne d’injection la plus proche du mélangeur statique et ledit mélangeur statique est égale à 0,5 à 5 fois le diamètre de la canne, préférablement égale à 0,5 à 2 fois le diamètre de la canne. En pratique, l’axe de la au moins une canne d’injection est positionnée perpendiculairement à la paroi de la canalisation. Dans un premier mode de réalisation, les au moins 2 cannes d’injection sont alignées le long de la canalisation. Dans un second mode de réalisation, les au moins 2 cannes d’injection sont décalées le long de la canalisation et sont inclinées l’une par rapport à l’autre. Dans un troisième mode de réalisation, la ligne comprend au moins 2 premières cannes d’injection alignées le long de la canalisation et au moins 2 secondes cannes d’injection alignées, décalées et inclinées le long de la canalisation par rapport aux premières cannes d’injection. Les cannes d’injection sont en pratique reliées à la ligne directement ou par le biais d’une pièce intermédiaire sous la forme d’un tuyau souple ou rigide. Pour permettre de régler le débit de solution aqueuse de polymère S, la au moins une canne d’injection est munie d’une vanne apte à la condamner. Les solutions de polymères préparées au moyen du dispositif de l’invention peuvent être directement injectées dans une formation souterraine pour des opérations de récupération assistée du pétrole ou de fracturation hydraulique, ce qui permet de s’affranchir de l’installation de cuves de stockage desdites solutions. L’empreinte au sol de l’installation pour la préparation de solution d’injection à partir de polymères sous forme de poudre (PSU+ cuves de maturation + dispositif de l’invention) est donc réduite. L’invention concerne également une installation mettant en œuvre le module de mélange précédemment décrit. Plus précisément, l’installation comprend une canalisation dite « principale » destinée à être alimentée par une solution aqueuse d’injection I, et dans laquelle le module de mélange selon l’invention est inséré de sorte à ce que la au moins une canne d’injection soit positionnée en amont du mélangeur statique dans le sens de circulation de la solution aqueuse d’injection I. En outre, la canalisation principale et la canalisation du mélangeur présentent de préférence des diamètres interne et externe identiques, au moins au niveau de l’insertion de la canalisation du mélangeur dans la canalisation principale. Dans un mode de réalisation particulier, l’installation comprend en outre un silo contenant un agent de soutènement, le silo étant positionné en aval du mélangeur dans le sens de circulation de la solution aqueuse d’injection I. Enfin, deux autres derniers aspects de l’invention concernent un procédé de récupération assistée de pétrole et/ou de gaz et un procédé de fracturation hydraulique d’un réservoir de pétrole ou de gaz, mettant en œuvre l’installation ci avant décrite, ces deux procédés comprenant une étape de préparation d’une solution d’injection de polymère hydrosoluble avec le module de mélange de l’invention. Plus précisément, l’invention concerne un module de mélange pour mélanger une solution aqueuse S comprenant au moins un polymère hydrosoluble de viscosité Brookfield supérieure à 500 centipoises (vitesse de rotation : 60 tr.min-1, 25°C) dans une canalisation parcourue par un flux d’une solution aqueuse d’injection I, notamment pour des opérations de récupération assistée du pétrole et/ou de gaz ou pour des opérations de fracturation hydrauliques, ledit dispositif comprenant : - une canalisation parcourue par un flux de solution I, ladite canalisation comprenant un mélangeur statique; - au moins une ligne parcourue par un flux de solution S, connectée à la canalisation de manière transversale au moyen d’une canne d’injection de forme cylindrique et perforée transversalement, dans sa partie immergée dans le fluide I, par au moins 1 orifice circulaire pour diffuser la solution S dans le sens du flux de solution I, la canne d’injection étant située en amont du mélangeur statique. Préférentiellement, la solution S a une viscosité Brookfield comprise entre 500 et 10 000 centipoises (vitesse de rotation : 60 tr.min -1 , 25°C), plus préférentiellement entre 1000 et 3000 centipoises. La viscosité de la solution S est déterminée avec un viscosimètre Brookfield. L’homme du métier sait choisir le module du viscosimètre pour mesurer la plage de viscosité ciblée (avantageusement modules LV1 ou LV2). La solution S est une solution aqueuse, avantageusement la solution S comprend au moins une polymère hydrosoluble dissous dans de l’eau ou dissous dans une saumure contenant des sels alcalins et/ou alcalino-terreux. Les sels alcalins sont préférentiellement monovalents et/ou divalents. Le polymère hydrosoluble a un poids moléculaire supérieur ou égal à 1 million de daltons, préférentiellement compris entre 1 et 40 millions de daltons, plus préférentiellement entre 3 et 30 millions de daltons. Le poids moléculaire s’entend en poids moléculaire moyen en poids. Le poids moléculaire est déterminé par la viscosité intrinsèque du polymère. La viscosité intrinsèque peut être mesurée par des méthodes connues de l’homme du métier et peut être calculée à partir des valeurs de viscosité réduite pour différentes concentrations en polymère par méthode graphique consistant à relever les valeurs de viscosité réduite (axe des ordonnées) sur la concentration (axe des abscisses) et d’extrapoler la courbe jusqu’à concentration nulle. La valeur de viscosité intrinsèque est relevée sur l’axe des ordonnées ou en utilisant la méthode des moindres carrés. Le poids moléculaire peut alors être déterminé par l’équation de Mark-Houwink : [η] = K M α [η] représente la viscosité intrinsèque du polymère déterminée par la méthode de mesure de viscosité en solution. K représente une constante empirique. M représente le poids moléculaire du polymère. α représente le coefficient de Mark-Houwink. K et α dépendent du système particulier polymère-solvant. Par « polymère hydrosoluble », on désigne un polymère qui donne une solution aqueuse sans particule insoluble lorsqu’il est dissous sous agitation à 25°C et avec une concentration de 10 g.L -1 dans l’eau déionisée. Avantageusement, la solution S est préparée à partir d’au moins un polymère hydrosoluble sous forme de poudre en utilisant un dispositif tel que le PSU ( Polymer Slicing Unit ) décrit dans les documents WO 2011/107683 et WO2016/156320. Ce dispositif permet à la fois de broyer et de disperser le polymère sous forme de poudre dans la solution aqueuse de dissolution. En sortie de ce dispositif, la solution S obtenue réside successivement dans une ou plusieurs cuves de maturation (cuves équipées de pales d’agitation pour assurer la dissolution complète du polymère). Le fluide d’injection I circulant dans la canalisation est une solution aqueuse telle que de l’eau ou une saumure contenant des sels de métaux alcalins et/ou alcalino-terreux. Cette solution aqueuse peut être de l’eau de mer puisée directement sur le champ d’exploitation de la formation souterraine, notamment lorsque le champ est un champ off-shore . L’homme du métier sait adapter les matériaux constituant la canalisation du module de mélange en fonction du fluide d’injection I. A titre d’exemple, le matériau peut être choisi pour éviter la corrosion. La canalisation du module de mélange est préférentiellement cylindrique et rigide. L’invention concerne également un procédé de récupération assistée de pétrole et/ou de gaz et un procédé de fracturation hydraulique d’un réservoir de pétrole ou de gaz, mettant en œuvre l’installation ci-avant décrite. Ces procédés ont en commun les étapes suivantes : - préparation d’une solution de polymère S comprenant au moins un polymère hydrosoluble, la solution S ayant une viscosité Brookfield supérieure à 500 centipoises, - alimentation de la ligne en solution de polymère S, - alimentation de la canalisation principale en solution I composée d’eau ou de saumure, - ajustement du débit de solution de polymère S avec le flux de solution I circulant dans la canalisation du mélangeur, la solution ainsi obtenue constituant un fluide d’injection. Dans le cas du procédé de récupération assistée de pétrole et/ou de gaz, ledit procédé comprend en outre les étapes suivantes : - injection du fluide d’injection dans une formation souterraine, - balayage de la formation souterraine à l’aide du fluide injecté, - récupération du mélange aqueux et hydrocarboné. Dans le cas du procédé de fracturation hydraulique, ledit procédé comprend en outre les étapes suivantes : - Injection du fluide d’injection dans un silo contenant un agent de soutènement pour obtenir un fluide de fracturation, - injection du fluide de fracturation sous pression pour créer des fractures distribuées perpendiculairement au puit de production, - récupération d’un mélange aqueux et hydrocarboné. De manière connue, l’agent de soutènement est préférentiellement du sable. Le fluide de fracturation est une suspension aqueuse contenant au moins l’agent de soutènement et le polymère. Dans des modes de réalisation particuliers, les 2 procédés présentent en outre au moins une des caractéristiques suivantes : - le débit cumulé de la solution S au sein des cannes d’injection est compris entre 0,5 et 2,5 m.s-1, - le débit de la solution I dans la canalisation du module de mélange est compris entre 5 et 10 fois plus élevé que le débit cumulé de la solution S dans les cannes d’injection. Exemple de réalisation L’invention et les avantages qui en découlent ressortent bien de la description qui suit à l’appui des figures annexées. La FIG. 1 est une représentation schématique du module de mélange selon un premier mode de réalisation de l’invention. La FIG. 2 est une représentation schématique de l’installation selon l’invention intégrant un module de mélange selon un second mode de réalisation. Comme représenté sur la FIG. 1 , le module de mélange selon l’invention comprend une canalisation (1) comprenant elle-même un mélangeur statique (2). L’homme du métier sait choisir la géométrie des éléments du mélangeur statique. Ce mélangeur statique est avantageusement composé d’entretoises qui se croisent (type SMX de Sulzer). Suivant les modes de réalisation, soit les éléments du mélangeur statique sont intégrés directement dans la canalisation (1) comme représenté sur la FIG. 1 , soit le mélangeur statique intégrant les éléments est rapporté directement à l’extrémité de la canalisation (1) comme représenté sur la FIG. 2 . Le module comprend en outre une ligne (3) destinée à être parcourue par une solution polymérique S, la ligne étant constituée de matériaux que l’homme de métier sait choisir en fonction, notamment de la nature de la solution S. Cette ligne est avantageusement une canalisation cylindrique. En pratique, la ligne 3 est destinée à être connectée à un réservoir de solution S non représenté sur les figures, situé en amont de ladite ligne. A titre d’exemple, ce réservoir peut être une cuve de maturation. Toujours selon la FIG. 1 , la ligne (3) est connectée à la canalisation (1) dans laquelle circule la solution d’injection I au moyen de 3 cannes d’injection (4) alignées longitudinalement par rapport à l’axe de la canalisation (1). L’homme du métier sait choisir le matériau composant les cannes d’injection (4). En pratique, les cannes d’injection (4) sont connectées à la ligne (3) de manière permanente (exemple : sertissage, soudure) ou de manière temporaire (pas de vis/filetage). La connexion peut être effectuée directement sur la ligne (3) comme représenté sur la FIG. 1 ou par le biais d’un tuyau intermédiaire (8) comme représenté sur la FIG. 2 . Les cannes d’injection (4) sont connectées à la canalisation (1) de manière transversale, c’est à dire qu’elles sont positionnées perpendiculairement à la paroi de la canalisation (1). Les cannes sont fixées à la canalisation (1) de manière permanente (exemple : sertissage, soudure) ou de manière temporaire (exemple : pas de vis/filetage). Les cannes d’injection (4) pénètrent dans la canalisation (1) jusqu’à proximité de sa paroi opposée. En pratique, les cannes d’injection pénètrent dans la canalisation (1) perpendiculairement à la paroi de celle-ci et s’enfoncent dans le corps de la canalisation sur une distance équivalente à 50 à 90% de son diamètre. Comme le montre la FIG. 1 , les cannes d’injection (4), dans ce mode de réalisation spécifique, pénètrent dans la canalisation (1) sur une distante équivalente à 60% de son diamètre. Toujours selon le mode de réalisation de la FIG. 1 , les cannes d’injection (4) sont de forme cylindrique et perforées, dans leur partie immergée dans le fluide I, par 3 orifices circulaires (5) repartis selon un axe vertical. Les orifices diffusent ainsi la solution S dans le sens du flux de solution I. Les cannes d’injection sont positionnées longitudinalement, en amont du mélangeur statique (2). Dans un mode de réalisation non représenté, les cannes peuvent comprendre plusieurs séries d’orifices répartis selon un axe vertical, chaque série étant répartie sur la moitié de la circonférence de la canne d’injection en regard du mélangeur statique. Tel que représentées, les cannes d’injection (4) ont un diamètre intérieur compris entre 15 et 200 millimètres. Les orifices circulaires (5) d’une même canne d’injection (4) ont un diamètre intérieur identique et compris entre 1 et 50 millimètres. Les parois de la ou les cannes d’injection ont une épaisseur comprise entre 1 et 10 millimètres. Selon ce mode de réalisation, les cannes d’injection (4) sont identiques. Avantageusement, la distance entre les axes des trois cannes d’injection (4) est comprise entre 1 à 10 fois le diamètre extérieur de ces cannes. Toujours dans ce mode de réalisation, la distance entre la canne (4) la plus proche du mélangeur statique et le mélangeur statique (2) est égale à 0,5 à 5 fois le diamètre de la canne (4). Le débit de la solution de polymère P dans chaque canne d’injection est contrôlé au moyen d’une vanne (9). La FIG. 2 est une représentation d'une installation selon l’invention intégrant un module de mélange selon un second mode de réalisation. L'installation comprend ainsi une canalisation (6) dite « principale » destinée à être alimentée en solution aqueuse d'injection I dans le sens de la flèche (7). Le module de mélange selon l'invention est inséré dans la canalisation principale (6) par le biais de la canalisation (1). Le diamètre de la canalisation (1) est identique à celui de la canalisation principale. La canalisation (1) comprend en outre un mélangeur statique (2) positionné en aval de la canalisation (1) dans le sens du flux de solution d’injection représenté par la flèche (7). Comme représenté sur la FIG. 2 , le mélangeur statique (2) est rapporté sur la canalisation (1). Les éléments du mélangeur statique ne sont pas visibles sur la FIG. 2 mais correspondent à ceux représentés sur la FIG. 1 . Dans ce mode de réalisation, le module présente 2 séries de 2 cannes d'injection, respectivement une première série de cannes d’injection alignées (4.1, 4.2) et une seconde série de canne d’injection (4.3, 4.4) décalées longitudinalement et transversalement par rapport à la première série. La distance entre les axes des 4 cannes d’injection (4) est identique, égale en pratique à 2 fois le diamètre extérieur de ces cannes. Les 4 cannes d'injection sont reliées à une seule ligne (3) laquelle est alimentée en solution de polymères S. L’invention concerne également un procédé de récupération assistée de pétrole et/ou de gaz et un procédé de fracturation hydraulique d’un réservoir de pétrole ou de gaz, mettant en œuvre l’installation ci-avant décrite. L’installation tel que représentée sur la FIG. 2 peut être utilisée dans les deux types de procédé et met en œuvre les étapes communes suivantes de préparation du fluide d’injection : - préparation d’une solution de polymère S comprenant au moins un polymère hydrosoluble, la solution S ayant une viscosité Brookfield supérieure à 500 centipoises, - alimentation de la ligne en solution de polymère S, - alimentation de la canalisation principale en solution I composée d’eau ou de saumure, - ajustement du débit de solution de polymère S avec le flux de solution I circulant dans la canalisation du mélangeur, la solution ainsi obtenue constituant un fluide d’injection. Dans le cas du procédé de récupération assistée de pétrole et/ou de gaz, ledit procédé comprend en outre les étapes suivantes : - injection du fluide d’injection dans une formation souterraine, - balayage de la formation souterraine à l’aide du fluide injecté, - récupération du mélange aqueux et hydrocarboné. Dans le cas du procédé de fracturation hydraulique, ledit procédé comprend en outre les étapes suivantes : - Injection du fluide d’injection dans un silo non représenté sur la FIG. 2 , contenant un agent de soutènement pour obtenir un fluide de fracturation, - injection du fluide de fracturation sous pression pour créer des fractures distribuées perpendiculairement au puit de production, - récupération d’un mélange aqueux et hydrocarboné. Dans les deux cas, le débit cumulé de la solution S au sein des cannes d’injection (4) est préférentiellement compris entre 0,5 et 2,5 m.s -1 , encore plus préférentiellement entre 1,5 et 2 m.s -1 . Ce débit est contrôlé au moyen des vannes (9). Le débit de la solution I dans la canalisation (1) est entre 2 et 20 fois plus élevé que le débit cumulé de la solution S dans les cannes d’injection (4), plus avantageusement entre 5 et 10 fois plus élevé. L’invention et les avantages qui en découlent ressortent bien de la description qui précède. On note notamment la capacité du module de mélange à produire un fluide d'injection homogène utilisable directement et en ligne dans un procédé de récupération assistée de pétrole/gaz ou de fracturation hydraulique avec un impact au sol limité. Module de mélange comprenant - au moins une canalisation destinée à être alimentée par une solution aqueuse d’injection I, et comprenant un mélangeur statique (2), - au moins une ligne destinée à être alimentée par une solution aqueuse S comprenant au moins un polymère hydrosoluble de viscosité Brookfield supérieure à 500 centipoises (vitesse de rotation : 60 tr.min-1, 25°C), la ligne étant connectée à la canalisation par l’intermédiaire d’au moins une canne d’injection (4) pénétrant latéralement au sein de la canalisation et se prolongeant transversalement dans le corps de celle-ci, la canne d’injection étant obturée à son extrémité libre et présentant une paroi munie, dans sa partie insérée dans le corps de la canalisation, au moins un orifice apte à diffuser la solution aqueuse S. Module de mélange selon la revendication 1, caractérisé en ce que la canne d’injection est de forme cylindrique et a un diamètre intérieur compris entre 15 et 200 millimètres. Module de mélange selon l’une des revendications 1 ou 2, caractérisé en ce que la partie insérée de la canne dans la canalisation présente 3 à 6 orifices circulaires (5). Module de mélange selon la revendication 3, caractérisé en ce que les orifices circulaires (5) ont un diamètre intérieur identique et compris entre 1 et 50 millimètres. Module de mélange selon l’une des revendication précédentes, caractérisé en ce que les orifices sont alignés verticalement. Module de mélange selon l’une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le au moins un orifice est positionné au moins partiellement face au mélangeur statique. Module de mélange selon l’une des revendication précédentes, caractérisé en ce que la ligne comprend au moins 2 cannes. Module de mélange selon la revendication 7, caractérisé en ce que la distance entre les axes des au moins deux cannes d’injection (4) est comprise entre 1 à 10 fois le diamètre extérieur de ces cannes. Module de mélange selon l’une des revendications 7 ou 8, caractérisé en ce les au moins 2 cannes d’injection sont alignées le long de la canalisation. Module de mélange selon l’une des revendication 7 ou 8 caractérisé en ce les au moins 2 cannes d’injection sont décalées le long de la canalisation et sont inclinées l’une par rapport à l’autre. Module de mélange selon l’une des revendications précédentes caractérisé en ce que la au moins une canne d’injection (4) est munie d’une vanne. Installation comprenant une canalisation dite « principale » destinée à être alimentée par une solution aqueuse d’injection I, caractérisée en ce qu’elle comprend en outre un module de mélange selon l’une des revendications 1 à 11, inséré dans la canalisation principale de sorte à ce que la au moins une canne d’injection soit positionnée en amont du mélangeur statique dans le sens de circulation de la solution aqueuse d’injection I. Installation selon la revendication 12, caractérisée en ce qu’elle comprend en outre un silo contenant un agent de soutènement, le silo étant positionné en aval du module de mélange dans le sens de circulation de la solution aqueuse d’injection I. Procédé de récupération assistée de pétrole et/ou de gaz mettant en œuvre l’installation objet de la revendication 12, comprenant les étapes suivantes : - préparation d’une solution de polymère S comprenant au moins un polymère hydrosoluble, la solution S ayant une viscosité Brookfield supérieure à 500 centipoises, - alimentation de la ligne (3) en solution de polymère S, - alimentation de la canalisation principale en solution I composée d’eau ou de saumure, - ajustement du débit de solution de polymère S avec le flux de solution I circulant dans la canalisation du mélangeur, la solution ainsi obtenue constituant un fluide d’injection, - injection du fluide d’injection dans une formation souterraine, - balayage de la formation souterraine à l’aide du fluide injecté, - récupération du mélange aqueux et hydrocarboné. Procédé de fracturation hydraulique d’un puit de production de pétrole ou de gaz mettant en œuvre l’installation objet de la revendication 13, comprenant les étapes suivantes : - préparation d’une solution de polymère S comprenant au moins un polymère hydrosoluble, la solution S ayant une viscosité Brookfield supérieure à 500 centipoises, - alimentation de la ligne (3) en solution de polymère S, - alimentation de la canalisation principale en solution I composée d’eau ou de saumure, - ajustement du débit de solution de polymère S avec le flux de solution I circulant dans la canalisation du mélangeur, la solution ainsi obtenue constituant un fluide d’injection, - Injection du fluide d’injection dans un silo contenant un agent de soutènement pour obtenir un fluide de fracturation, - injection du fluide de fracturation sous pression pour créer des fractures distribuées perpendiculairement au puit de production, - récupération d’un mélange aqueux et hydrocarboné. Procédé de récupération assistée de pétrole et/ou de gaz ou de fracturation hydraulique selon l’une des revendications 14 ou 15, caractérisé en ce que le débit cumulé de la solution S au sein des cannes d’injection (4) est compris entre 0,5 et 2,5 m.s -1 . Procédé de récupération assistée de pétrole et/ou de gaz ou de fracturation hydraulique selon l’une des revendications 14 à 16, caractérisé en ce que le débit de la solution I dans la canalisation (1) est entre 5 et 10 fois plus élevé que le débit cumulé de la solution S dans les cannes d’injection (4).