FR 3021052 A1 20151120 FR 1401088 A 20140515 STABILISATEURS DE MOUSSE DE TYPE AMINOSULFONATE La présente invention a pour objet des composés aminosulfonates stabilisateurs de mousse, notamment utiles dans le cadre de la récupération d'hydrocarbures présents dans une formation souterraine. Ces composés s'avèrent tout particulièrement adaptés pour la récupération assistée du pétrole (dite EOR, pour l'anglais "Enhanced Oit Recovety"). Lors de l'extraction du pétrole brut hors d'un réservoir hydrocarboné (réservoir pétrolifère telle qu'une formation rocheuse ou de sable, par exemple), à l'issue de l'étape de récupération primaire lors de laquelle les hydrocarbures sont entraînés hors d'un puits de production par la surpression régnant naturellement au sein du sol, seule une très faible quantité des hydrocarbures est extraite, typiquement de l'ordre de 10%. Pour améliorer l'extraction des hydrocarbures suite à une telle récupération primaire, une méthode usuelle consiste à réaliser une récupération dite secondaire, à savoir en injectant un gaz ou un liquide (eau de mer ou de rivière ou encore eau de production par exemple) au sein du réservoir hydrocarboné, par des puits d'injection, de façon à maintenir au sein du réservoir une surpression propre à continuer à véhiculer les hydrocarbures vers le puits de production. Ce type de récupération secondaire ne permet toutefois d'extraire qu'une partie relativement faible des hydrocarbures résiduels (typiquement de l'ordre de 30%), et ce notamment du fait des différences de viscosité et de densité existant entre le fluide injecté et les hydrocarbures en place, qui n'induisent qu'un balayage partiel des zones renfermant des hydrocarbures. Pour améliorer encore l'efficacité de la récupération par balayage au gaz, il a été proposé, notamment dans le brevet US 1 658 305, de réaliser des injections séquentielles, alternées, d'eau puis de gaz (procédé dit « WAG » pour « water altemating gas »). De façon encore plus intéressante, il est connu d'effectuer d'autres étapes de récupération dites de "récupération assistée du pétrole" (EOR), autres que des injections « WAG » du type précité, notamment en poursuivant la récupération en présence d'agents moussants capables de former une mousse au sein du réservoir hydrocarboné. On suppose que la mousse ainsi formée permet d'optimiser la mise en contact entre le flux vecteur injecté au niveau des puits d'injection et les zones du réservoir renfermant du pétrole. Il a été proposé dans ce cadre d'employer des agents moussants pour former une mousse ex situ, qui est ensuite injectée dans les puits d'injection (voir par exemple le brevet US 3 185 634). Alternativement, il a été décrit des procédés propres à générer la mousse in situ, dans lesquels on injecte séquentiellement, de façon alternée, un milieu aqueux contenant les agents moussants puis un gaz (procédé dit « SAG » pour « surfactant altemating gas » du type décrit notamment dans US 2 866 507). Pour plus de détails concernant l'intérêt de l'emploi de mousses pour la récupération assistée de pétrole brut, on pourra notamment se reporter à W02010/084369. Différents types d'agents moussants ont été proposés pour ce type d'application en EOR, parmi lesquels on peut par exemple citer des tensioactifs anioniques, notamment les sulfonates qui sont envisagés dans les brevets US 4 852 653; US 5 046 560 ou US 5 076 357, des tensioactifs non ioniques comme ceux proposés dans US 5 363 915, ou bien encore des tensioactifs amphotères du type décrits dans US 5 614 473. L'utilisation d'agents moussants présente souvent des inconvénients associés à une stabilité limitée de la mousse en présence de pétrole, une adsorption trop élevée, voire aussi une faible solubilité dans l'eau et/ou la saumure d'injection ou encore une stabilité thermique faible. Aussi, des agents moussants à base de sulfonate avec une stabilité élevée à haute température ont été mis au point (US 4 393 937). L'utilisation de sulfonates alkoxylés a permis d'améliorer la solubilité dans l'eau et les saumures d'injection (US 5 046 560, US 4 856 589, US 4 540 050 ou US2012/220502). En outre, pour obtenir des mousses satisfaisantes, les agents moussants nécessitent souvent l'emploi additionnel de promoteurs de mousse (dits « foam boosters » en anglais), dont l'emploi est, lui aussi, susceptible de se répercuter en termes de coûts de procédé. C'est en particulier le cas des tensioactifs de type sulfonates, qui nécessitent souvent la mise en oeuvre de promoteurs de mousses de type bétaines, comme décrit notamment dans US 2011/275546. La présente invention a pour but de fournir des stabilisateurs de mousse adaptés notamment à la formation de mousses stables dans les conditions employées dans des opérations de récupération assistée du pétrole (EOR).35 A cet effet, la présente invention propose l'utilisation d'un composé aminosulfonate répondant à la formule (1) suivante : R1R2N-CHR3-CHR4-CHR5-S03- (1) dans laquelle : - R1 est un radical alkyle ou alkylamido ; - R2 est un radical alkyle, éventuellement hydroxylé ; - R3, R4 et R5 sont, indépendamment les uns des autres, H ou OH; étant entendu qu'au moins un des groupes R3; R4 et/ou R5 est OH, pour stabiliser une mousse, en particulier une mousse employée pour la récupération d'hydrocarbures présents dans une formation souterraine. Dans le cadre de cette utilisation, le composé de formule (I) peut optionnellement être employé conjointement avec sa forme protonée de formule (1') suivante : R1R2NW-CHR3-CHR4-CHR5-S03". Ainsi, selon un mode de réalisation, le composé aminosulfonate est employé uniquement sous sa forme « amine non protonée » (1). Selon un autre mode de réalisation, on emploie selon l'invention un mélange de la forme non protonée (1) et de la forme protonée (I'), avec un rapport molaire (I')/(1) de la forme protonée (I') à la forme non protonée (1) de préférence inférieur 1. On préfère que l'aminosulfonate de l'invention soit employé essentiellement sous sa forme non protonée de formule (1), typiquement avec un rapport molaire forme protonée (1') / forme non protonée (1) inférieur à 10%, plus préférentiellement inférieur à 1%. Les composés aminosulfonates utilisés selon l'invention sont des agents moussants permettant de former une mousse suffisamment stable pour être employée pour la récupération d'hydrocarbures présents dans une formation souterraine, cette mousse pouvant être préformée avant injection dans la formation souterraine ou bien formée in situ. La stabilité des mousses obtenues dans le cadre de l'invention est comparable à celle des mousses obtenues avec les agents moussants commerciaux les plus usuels, notamment avec une très bonne stabilité thermique. Typiquement, les composés aminosulfonates utilisés selon l'invention et les mousses qu'ils forment sont stables à des températures qui peuvent aller jusqu'à 100°C, voire jusqu'à 150°C. De façon surprenante, les composés aminosulfonates utilisés selon l'invention ont de bonnes performances moussantes y compris lorsqu'ils sont utilisés seuls, ce qui est avantageux en termes d'application car il n'est pas nécessaire d'effectuer un pré-mélange des constituants (comme pour les produits commerciaux, employant typiquement des mélanges de tensioactifs). De plus, lorsqu'ils sont utilisés seuls, les composés aminosulfonates selon l'invention présentent l'avantage d'empêcher les effets chromatographiques potentiellement obtenus avec des composés multiples. Les composés aminosulfonates utilisés selon l'invention présentent en outre, en règle générale, une adsorption relativement faible sur la plupart des roches des formations souterraines, généralement plus faible que celle des agents moussants commerciaux usuels. De plus, les composés aminosulfonates utilisés selon l'invention présentent un autre avantage, à savoir une bonne solubilité dans l'eau, y compris en présence de sels (eau dure), ce en quoi ils constituent selon encore un autre aspect une alternative très intéressante à nombre d'autres agents moussants. Les composés utilisés selon l'invention de formule (I) sont présents au moins en partie sous leur forme (I), dite non protonée, où l'atome d'azote du groupe amino n'est pas chargé. En association à cette forme non protonée (I), on peut employer la forme protonée (I') précitée, où l'atome d'azote du groupe amino est chargé positivement. Les composés aminosulfonates de formule (I) et (I') de l'invention sont typiquement utilisés en association avec un ou plusieur contre-ion de l'ion sulfonate. Parmi les contre-ions adaptés, on peut notamment citer les cations sodium, potassium, ammonium ou alkylammonium, notamment isopropylammonium. Dans le cadre de la présente description, le terme "alkyle" désigne un radical hydrocarboné de préférence saturé, linéaire ou ramifié, éventuellement cyclisé en tout ou partie, et le plus souvent monovalent. Un "radical alkyle" au sens de la présente description peut ainsi notamment être un un radical hydrocarboné monovalent saturé comprenant, de 1 à 24, de préférence de 1 à 20, en particulier de 6 à 12, atomes de carbone, comme par exemple les radicaux méthyle, éthyle, n-propyle, iso-propyle, n-butyle, sec-butyle, t-butyle, pentyle, ou n-hexyle. Un radical alkyle selon la présente description peut être non substitué (totalement constitué d'atomes de carbone et d'hydrogène) ou bien, alternativement, être substitué sur un ou plusieurs atomes de carbone, le cas échéant de préférence par au moins un substituant choisi dans le groupe constitué des substituants suivants : hydroxy, alkoxy, amino, halo, carboxy, ou phosphono. Ainsi, les radicaux alkyles selon l'invention peuvent par exemple être choisis parmi les radicaux hydroxyméthyle, hydroxyéthyle, méthoxyméthyle, éthoxyméthyle, isopropoxyéthyle, aminométhyle, chlorométhyle ou trichlorométhyle, carboxyéthyle ou phosphonométhyle. Selon la présente invention, le terme "alkoxy" désigne un radical oxy substitué par un groupe alkyle tel que défini ci-dessus. Parmi les radicaux alkoxyles, on peut notamment citer les radicaux méthoxyle, éthoxyle, propoxyle, isopropoxyle ou butoxyle, ceux-ci pouvant également être substitués sur un ou plusieurs de leurs atomes de carbone. Selon la présente invention, le terme "cycloalkyle" désigne un radical hydrocarboné saturé cyclique, notamment un radical hydrocarboné cyclique saturé comprenant de 1 à 18 atomes de carbone, comme par exemple les radicaux cyclohexyle ou cyclooctyle, qui peuvent être éventuellement substitués sur un ou plusieurs de leurs atomes de carbone. Selon la présente invention, le terme "aryle" désigne un radical hydrocarboné insaturé monovalent contenant un ou plusieurs cycles carbonés comprenant 6 atomes dans lesquels l'insaturation peut être représentée par trois doubles liaisons conjuguées, comme par exemple les radicaux phényle, naphthyle, anthryle, phénanthryle ou biphényle, qui peuvent éventuellement être substitués sur un ou plusieurs atomes de carbone du cycle. Selon un mode de réalisation, un radical aryle est substitué sur un ou plusieurs de ses atomes de carbone par un ou plusieurs substituants choisis parmi : hydroxy, alkyle, halo, haloalkyle, ou amino. Ces radicaux aryles substitués peuvent alors être choisis parmi les radicaux méthylphényle, diméthylphényle, hydroxyphényle, chlorophényle, trichlorométhylphényle ou aminophényle. Selon la présente invention, le terme "aralkyle" désigne un radical alkyle tel que défini ci-dessus substitué par un ou plusieurs radicaux aryles. On peut notamment citer les radicaux phénylméthyle, phényléthyle ou triphénylméthyle, qui peuvent être éventuellement substitués sur un ou plusieurs de leurs atomes de carbone. Selon la présente invention, le terme "alkaryle" désigne un radical aryle substitué par un ou plusieurs radicaux alkyles tels que définis ci-dessus. On peut par exemple citer les radicaux méthylphényle, diméthylphényle ou triméthylphényle, qui peuvent être éventuellement substitués sur un ou plusieurs de leurs atomes de carbone. Selon la présente invention, l'indication selon laquelle un radical peut être "éventuellement substitué" signifie, en général, sauf indication contraire, que ledit radical peut être substitué par un ou plusieurs substituants inorganique ou organique, comme par exemple, alkyle, aryle, aralkyle, alkaryle, un hétéroatome, ou un hétérocyclyle, ou par un ou plusieurs groupes fonctionnels pouvant coordiner des ions métallique, comme par exemple les groupes hydroxyle, carbonyle, carboxyle, amino, imino, amido, acide phosphonique, acide sulfonique, ou arséniate, ou leurs esters inorganique et organique, comme par exemple les sulfate ou phosphate, ou leurs sels. Selon la présente invention, la terminologie "(Cx-Cy)" en référence à un groupe organique, dans lequel x et y sont des nombres entiers, indique que ce groupe peut contenir de x atomes de carbone à y atomes de carbone par groupe. Selon un mode de réalisation, dans la formule (I) susmentionnée, R1 représente un radical alkyle comprenant de préférence de 1 à 24, et préférentiellement de 6 à 18 atomes de carbone. Selon un autre mode de réalisation, dans la formule (1) susmentionnée, R1 représente un radical alkylamido, comprenant de préférence de 2 à 24 atomes de carbone. Selon l'invention, le terme "alkylamido" désigne un radical alkyle substitué par un radical amido -NHC(0)R6, R6 représentant un radical alkyle tel que défini ci-dessus, comprenant notamment de 1 à 24, de préférence de 6 à 18 atomes de carbone. Un radical alkylamido au sens de la présente description peut être par exemple répondre à la formule (A) suivante : 0 H (A) dans laquelle : - R6 représente un radical alkyle, linéaire ou ramifié, comprenant de 2 à 24 atomes de carbone, par exemple de 6 à 18 atomes de carbone, et de préférence de 8 à 12 atomes de carbone, - n est un nombre entier allant de 2 à 5, et de préférence égal à 2, 3 ou 4. Selon un mode de réalisation, dans la formule (1) susmentionnée, R1 représente un radical de formule (A) susmentionnée dans laquelle n est 2. Selon un mode de réalisation, dans la formule (I) susmentionnée, R1 représente un radical de formule (A) susmentionnée dans laquelle R6 représente un radical alkyle, de préférence linéaire, comprenant 11 atomes de carbone. Selon un mode de réalisation, dans la formule (I) susmentionnée, Fe représente un radical de formule (A) susmentionnée dans laquelle n est 2 et R6 représente un radical alkyle, de préférence linéaire, comprenant 11 atomes de carbone. Une famille de composés préférés utilisés selon l'invention est constituée de composés de formule générale (1-1) suivante : R2, R3, R4, R5, R6 et n étant tels que définis ci-dessus. Selon un mode de réalisation, dans la formule (1) ou (1-1) susmentionnée, R2 est un radical alkyle, en particulier non hydroxylé, c'est-à-dire non substitué par un groupe hydroxyle, comprenant de préférence de 2 à 20, préférentiellement de 2 à 10, atomes de carbone. Selon un mode de réalisation, dans les formules (1) ou (1-1) susmentionnées, R2 est un radical hydroxyalkyle. Le terme "hydroxyalkyle" ou "alkyle hydroxylé" désigne un radical alkyle substitué par un groupe hydroxyle. Un tel radical peut par exemple être représenté par la formule -A-OH, A représentant un radical alkylène linéaire ou ramifié comprenant de 2 à 20, de préférence de 2 à 10, atomes de carbone. De préférence, R2 est un radical hydroxyalkyle comprenant de 2 à 20, de préférence de 2 à 10 atomes de carbone. Selon un mode de réalisation, R2 est un radical hydroxyéthyle. Une famille de composés intéressants utilisés selon l'invention est constituée de composés de formule générale (1-2) suivante : O 5 R3 0 6 R -h., ,,,d/ // (::1- N H --......\ m R4 0 HO (1-2) R3, R4, R5, R6 et n étant tels que définis ci-dessus, et m étant un nombre entier allant de 1 à 10, de préférence de 2 à 6. Une famille de composés préférés utilisés selon l'invention est constituée de composés de formule générale (1-3) suivante : 0 6 RNN H OH (1-3) R3, R4, R5, R6 et n étant tels que définis ci-dessus. Selon un mode de réalisation, dans les formules (1), (1-1), (1-2) ou (1-3) telles que définies ci-dessus, R4 est OH et R3 et R5 sont, indépendamment les uns des autres, H ou OH. Une famille de composés préférés utilisés selon l'invention est constituée de composés de formule générale (1-4) suivante : 5 0 0 NN H 0H u OH (1-4) R3, R5, R6 et n étant tels que définis ci-dessus. Selon un mode de réalisation, dans les formules (1), (1-1), (1-2), (1-3) ou (1-4) telles que définies ci-dessus, n est égal à 2. Une famille de composés préférés utilisés selon l'invention est constituée de composés de formule générale (1-5) suivante : 5 R 3 R 6 H 0 R ii S ,,// C:i- 0 V OH u OH (1-5) R3, R5 et R6 étant tels que définis ci-dessus. Une famille de composés préférés utilisés selon l'invention est constituée de composés de formule générale (1-6) suivante : 10 H 0 NN OH u OH (1-6) R6 étant tel que défini ci-dessus. Selon un mode de réalisation avantageux, le composé aminosulfonate employé selon la présente invention répond à l'une des formules suivantes : H 1-13C-(°1-12)10 _ 0 OH 0 OH H3C-(CH2) H 06 // OH 0 OH De préférence, le composé aminosulfonate répond à la formule suivante : H H3C-(CH2)...N N // o OH 0 OH A titre de composé aminosulfonate, on peut utiliser selon l'invention l'un des 15 produits commerciaux suivants : Mackam LS, MAckterra LS, Miranol CS, ou Miranol JS. De préférence, la présente invention concerne l'utilisation du produit Mackam o LS. Selon un mode de réalisation, l'aminosulfonate est employé essentiellement sous sa forme non protonée de formule (1), avec un rapport molaire forme protonée/forme non protonée inférieur à 10%, de préférence inférieur à 1%. De préférence, la forme non protonée est le composé majoritaire. L'expression "rapport molaire forme protonée/forme non protonée" désigne le rapport entre le nombre de moles de la forme protonée de formule (1') et le nombre de moles de la forme non protonée de formule (1). La présente invention concerne également une méthode d'extraction d'hydrocarbures contenus dans une formation souterraine, comprenant l'injection sous pression au sein de ladite formation d'une composition moussante et d'un gaz propre à induire le foisonnement de ladite composition moussante, ladite composition moussante comprenant un composé de formule (1) tel que défini ci-dessus, optionnellement en association avec sa forme protonée de formule (1') telle que définie ci-dessus. Selon l'invention, la méthode d'extraction ci-dessus peut être mise en oeuvre soit en formant la mousse après injection dans la formation souterraine (formation in situ de mousse) soit en préformant la mousse avant injection dans la formation souterraine (formation ex situ de mousse). Selon un mode de réalisation particulier, la méthode ci-dessus est mise en oeuvre avec une composition moussante ne comprenant pas de tensioactif anionique. Selon un mode de réalisation, la méthode ci-dessus est mise en oeuvre avec une composition moussante ne comprenant pas de stabilisateur de mousse additionnel. Selon un mode de réalisation, la méthode ci-dessus est mise en oeuvre avec une composition moussante ne comprenant pas de stabilisateur de mousse autre que le composé aminosulfonate selon l'invention. Selon un mode de réalisation, la méthode susmentionnée est mise en oeuvre avec une composition moussante comprenant un composé de formule (1-1), (1-2), (I3), (1-4), (1-5) ou (1-6) telles que définies ci-dessus. Selon un mode de réalisation, dans la méthode susmentionnée, la composition moussante est une composition aqueuse, qui comprend de préférence le composé de formule (1), et optionnellement sa forme protonée (I'), à hauteur de 0,01% à 10% en masse, plus préférentiellement de 0,1% à 1% en masse par rapport à la masse totale d'eau. Typiquement, une composition moussante selon l'invention comprend le composé de formule (I), et optionnellement sa forme protonée (I'), à hauteur de 0,5% à 2% en masse par rapport à la masse totale de ladite composition. Selon un mode de réalisation, la méthode susmentionnée est mise en oeuvre avec une composition moussante comprenant un composé de formule suivante : H3C-(C H2)1 H OH O OH La présente invention concerne également une méthode d'extraction d'hydrocarbures contenus dans une formation souterraine, comprenant les étapes suivantes : (a) l'injection sous pression au sein de ladite formation d'une composition moussante comprenant un composé aminosulfonate tel que défini ci-dessus, (b) l'introduction sous pression au sein de ladite formation d'un gaz propre à induire le foisonnement de ladite composition moussante, et (c) l'extraction des hydrocarbures via un puits dans la formation souterraine. Selon un mode de réalisation, dans la méthode susmentionnée, la composition moussante peut comprendre de l'eau. Elle peut également comprendre un mélange de gaz propre à induire le foisonnement. Selon un mode de réalisation, les constituants, en particulier l'aminosulfonate et le gaz, sont mélangés avant d'être introduits dans la formation souterraine. Selon un autre mode de réalisation, ils peuvent être injectés à des instants différents, par exemple de façon séquentielle. La présente invention concerne également une méthode d'extraction d'hydrocarbures contenus dans une formation souterraine, comprenant les étapes suivantes : (a) la formation d'une mousse à partir d'une composition moussante comprenant un composé aminosulfonate tel que défini ci-dessus et d'un gaz propre à induire le foisonnement de ladite composition moussante, (b) l'injection de ladite mousse au sein de ladite formation, et (c) l'extraction des hydrocarbures via un puits dans la formation souterraine. La présente invention concerne également une méthode pour améliorer l'extraction d'hydrocarbures contenus dans une formation souterraine, comprenant les étapes suivantes : (a) l'injection sous pression au sein de ladite formation d'une composition moussante comprenant un composé aminosulfonate tel que défini ci-dessus, (b) l'introduction sous pression au sein de ladite formation d'un gaz propre à induire le foisonnement de ladite composition moussante, et (c) l'extraction des hydrocarbures via un puits dans la formation souterraine. Dans le cadre des méthodes susmentionnées, le terme "gaz propre à induire le foisonnement" désigne un gaz tel que l'air, le dioxyde de carbone, l'azote, de la vapeur d'eau ou du gaz naturel, notamment présent dans la formation souterraine. Typiquement, ce gaz est du dioxyde de carbone ou du gaz naturel présent dans la formation souterraine. La présente invention concerne également une méthode pour améliorer la stabilité des mousses dans une composition moussante aqueuse, comprenant une étape d'addition à ladite composition moussante aqueuse d'un composé aminosulfonate tel que défini ci-dessus. Selon un mode de réalisation, le stabilisateur de mousse selon l'invention, à savoir l'aminosulfonate tel que défini ci-dessus, augmente la stabilité de la mousse d'un fluide de traitement d'un puits de pétrole ("oit well treatment fluid"). Selon un autre mode de réalisation, le stabilisateur de mousse décrit ici augmente la stabilité de la mousse d'une composition moussante qui peut être utilisée comme une partie d'un fluide de traitement d'un puits de pétrole. La composition moussante peut également être utilisée en combinaison avec un fluide de traitement d'un puits de pétrole dans un procédé à plusieurs étapes pour récupérer du pétrole d'une formation souterraine. Le stabilisateur de mousse peut être un élément d'un ensemble introduit seul dans la formation souterraine ou avec un autre fluide ou une autre composition, par exemple avec la composition moussante ou le fluide de traitement du puits de pétrole. La présente invention concerne également une méthode pour améliorer l'extraction de pétrole contenu dans une formation pétrolifère comprenant l'addition d'un stabilisateur de mousse selon l'invention à une composition moussante aqueuse ou à un fluide de traitement d'un puits de pétrole. Selon un mode de réalisation, une composition moussante comprenant au moins un stabilisateur de mousse selon l'invention est introduite, par exemple injectée, dans un réservoir ou une formation souterraine à pression élevée pour pousser ou dégager le pétrole. La composition moussante, qui donne une forme ou une consistance de type mousse, entre et s'installe dans les fractures de la formation (i.e. dans les zones de perméabilité élevée) et détourne substantiellement un ou plusieurs gaz, ou un mélange gaz/tensioactif ou un mélange gaz/fluide aqueux vers la matrice pétrolifère moins perméable (i.e. dans les zones de faible perméabilité). Ceci peut ensuite mobiliser le pétrole et/ou gaz piégé de la matrice à travers le réseau de fractures. La composition moussante agit comme une barrière pour entrer dans le réseau de fractures. Lorsque le réseau de fractures est efficacement ou substantiellement colmaté, le gaz s'infiltre dans la matrice poreuse de la formation à la place du réseau de fractures. Le gaz pousse le pétrole piégé dans la matrice vers le réseau de fractures, où il peut être facilement récupéré par des moyens conventionnels. Selon un mode de réalisation, d'autres tensioactifs ou polymères peuvent être présents dans la composition moussante. Les tensioactifs peuvent agir pour diminuer la tension interfaciale entre le fluide de traitement et le pétrole piégé dans la matrice de la formation et/ou augmenter la viscosité de l'eau injectée pendant le traitement. Dans certains modes de réalisation, le gaz utilisé dans l'opération d'inondation/d'injection de gaz ("gas flooding" en anglais) décrite ici est un gaz ou une combinaison d'un gaz et de fluides aqueux. Le fluide peut être dans un état supercritique. Le gaz ou le mélange gaz/fluide peut être injecté par exemple par injection continue. Dans certains modes de réalisation, on utilise une injection de gaz en combinaison avec une injection d'eau dans un procédé dit WAG ("wateraltemating-gas" en anglais). Selon l'invention, le terme "réservoir" englobe le terme "formation pétrolifère" (incluant mais non limitée aux formations pétrolifères carbonate) étant donné qu'une telle formation est typiquement située dans un réservoir. Un ou plusieurs puits peuvent être situés à proximité du réservoir et/ou de la formation dans le but d'extraire du pétrole. Le fluide de traitement peut être introduit via un puits, un trou de forage ou une ouverture dans le réservoir. Le fluide de traitement sera alors introduit à une pression suffisamment élevée pour assurer une infiltration 10 substantielle du fluide de traitement dans le réseau de fractures de la formation et une exposition substantielle de la matrice poreuse de cette formation. Le pétrole peut être extrait au même endroit ou à un endroit autre que le point d'introduction du fluide de traitement. 15 Ainsi, la présente invention concerne également l'utilisation des composés aminosulfonates susmentionnés dans le domaine pétrolier. En particulier, comme indiqué ci-dessus, ces composés peuvent être utilisés dans la mise en oeuvre de procédés de récupération assistée du pétrole pour le contrôle de la mobilité des gaz ("gas mobility controf' en anglais). 20 Selon la présente invention, le terme "contrôle de la mobilité" doit être interprété selon la signification la plus large et inclut également un procédé dans lequel l'efficacité de balayage ("sweep efficienc)/' en anglais) d'un réservoir ou d'une formation pétrolifère est améliorée. 25 Ces composés peuvent également être utilisés dans des mousses destinées à enlever l'eau des puits ("dewatering" en anglais). Ils peuvent être utilisés en outre pour la fracturation avec des mousses ("foam fracturing" en anglais), ce qui consiste à injecter un liquide comprenant les composés de l'invention sous de très fortes pressions afin de casser le puits. 30 Enfin, les composés de l'invention peuvent également être utilisés pour former des mousses destinées au nettoyage de sols. Exemple 1: Stabilité de mousses obtenues avec les aminosulfonates de l'invention à 90°C La stabilité de la mousse formée avec une formulation donnée est directement liée à l'efficacité de cette formule à contrôler la mobilité du gaz dans un milieu poreux. Dans cet exemple, on obtient une stabilité comparable à celle obtenue avec des formulations moussantes commerciales comprenant plusieurs composés. Ceci est particulièrement intéressant car les formulations moussantes à composé unique selon l'invention sont très faciles à préparer. Les formulations sont préparées à 0,5% en poids dans une saumure à 50 g/L de NaCI. Elles sont équilibrées à 90°C pendant une heure dans des récipients fermés et la mousse est alors générée dans ces récipients fermés par une agitation mécanique très forte. La hauteur de la mousse est mesurée au cours du temps afin d'évaluer la résistance de la mousse vis-à-vis de la coalescence. Les résultats sont résumés dans le tableau 1 pour les composés suivants : - Mackam LS, un cocoyl sulfonate selon la présente invention, dans une solution à pH=10 et dans une solution ajustée à pH=7 en utilisant de l'acide chlorhydrique ; - un mélange 1:1 Rhodacal A246L (C14-C16 alpha oléfine sulfonate)/Mackam 35 (cocamidopropyl bétaïne), connu comme une excellente formulation moussante grâce à l'effet de la bétaïne pour améliorer les propriétés de la mousse, dans une solution à pH=7 et dans une solution ajustée à pH=10 en utilisant de l'hydroxyde de sodium ; et - un mélange 1:1 Rhodacal A246UMackam CBS (cocamidopropyl hydroxysulteine), connu également comme une excellente formulation moussante, dans une solution à pH=7 et dans une solution ajustée à pH=10 en utilisant de l'hydroxyde de sodium. Tableau 1 : Etude comparative de la stabilité des mousses pour plusieurs formulations Produit Temps de demi-vie Temps de demi-vie de la mousse de la mousse à à pH 10 (minutes) pH 7 (minutes) Mackam LS 210 210 Rhodacal A246L / 210 240 Mackam 35 1:1 Rhodacal A246L / 70 240 Mackam CBS 1:1 Au vu des résultats, on observe que le produit Mackam LS, correspondant à un composé selon l'invention, permet d'obtenir des performances moussantes égales voire supérieures à celles obtenues avec les deux mélanges commerciaux, même lorsque celui-ci est utilisé comme composé unique. Ainsi, ce produit fournit d'excellentes performances en comparaison aux produits commerciaux, tout en présentant l'avantage supplémentaire d'être beaucoup plus facile à préparer (composé unique). Exemple 2: Adsorption sur des roches-réservoirs de formulations à base d'aminosulfonates selon l'invention et comparaison avec des formulations commerciales En plus de la performance technique, les performances économiques liées à la perte de produit par adsorption sur les roches-réservoirs jouent un rôle clé dans les procédés de récupération assistée du pétrole. Dans cet exemple, on démontre l'adsorption moindre du produit Mackam LS par rapport aux produits commerciaux. Les formulations sont préparées à 0,5% en poids dans une saumure à 50 g/L de NaCI et dans de l'eau de mer standard. Les formulations sont mises en contact avec une roche-réservoir broyée calibrée à 50°C pendant 24 heures. Le liquide surnageant est ensuite titré et l'adsorption est évaluée en utilisant la différence de concentration entre le liquide surnageant et la solution initiale. Les résultats sont présentés dans le tableau 2 pour l'adsorption sur du grès de Berea et du carbonate de Lavoux, pour les trois formulations suivantes : - Mackam LS, un cocoyl sulfonate selon la présente invention, dans une solution à pH=10 ; - un mélange 1:1 Rhodacal A246L (C14-C16 alpha oléfine sulfonate)/Mackam 35 (cocamidopropyl bétene), connu comme une excellente formulation moussante grâce à l'effet de la bétaïne pour améliorer les propriétés de la mousse, dans une solution à pH=7 (mélange 1) ; et - un mélange 1:1 Rhodacal A246L/Mackam CBS (cocamidopropyl hydroxysultene), connu également comme une excellente formulation moussante, dans une solution à pH=7 (mélange 2). Tableau 2 : Adsorption moyenne de formulations moussantes sur des roches grès et carbonate dans deux conditions de salinité Adsorption (mg/g) Produit Berea Berea Lavoux Lavoux NaCI 50 g/L eau de mer NaCI 50 g/L eau de mer Mackam LS 1 1,6 1,2 2,5 Mélange 1 1 4 4 6 Mélange 2 1 2 5 5 On peut donc constater que l'adsorption de formulations à base de Mackam LS est systématiquement inférieure ou égale à celle obtenue avec des formulations commerciales (mélanges 1 et 2). On observe une forte amélioration dans l'eau de mer et sur des roches carbonate, ce qui représente un très grand challenge pour les formulations moussantes en termes d'adsorption. Ainsi, les formulations à base d'aminosulfonate selon l'invention fournissent dans certaines conditions une stabilité de mousse comparable à celle obtenue avec des formulations moussantes commerciales présentant une adsorption inférieure, ce qui résulte en une meilleure efficacité du procédé d'un point de vue économique.30 REVENDICATIONS1. Utilisation d'un composé aminosulfonate répondant à la formule (I) suivante : R1R2N-CHR3-CHR4-CHR5-S03- (I) où : - R1 est un radical alkyle ou alkylamido ; - R2 est un radical alkyle, éventuellement hydroxylé ; - R3, R4 et R5 sont, indépendamment les uns des autres, H ou OH; étant entendu qu'au moins un des groupes R3; R4 et/ou R5 est OH, pour stabiliser une mousse, en particulier une mousse employée pour la récupération d'hydrocarbures présents dans une formation souterraine, ledit composé de formule (I) pouvant optionnellement être employé conjointement avec sa forme protonée de formule (I') suivante : R1R2NH+-CHR3-CHR4-CHR5-S03". 2. Utilisation selon la revendication 1, dans laquelle l'aminosulfonate est employé essentiellement sous sa forme non protonée de formule (I), avec un rapport molaire forme protonée (I') /forme non protonée (I) inférieur à 10%, de préférence inférieur à 1%. 3. Utilisation selon la revendication 1 ou 2, dans laquelle R1 est un radical alkylamido comprenant de 2 à 24 atomes de carbone. 4. Utilisation selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans laquelle R2 est un radical hydroxyalkyle comprenant de 2 à 20, de préférence de 2 à 10, atomes de carbone. 5. Utilisation selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans laquelle R2 est un radical hydroxyéthyle. 6. Utilisation selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, dans laquelle le composé aminosulfonate répond à la formule suivante : Q R 3 R5 % 0 6 ... , .... ^ -1...... // H 12// 0 R R4 o R2, R3, R4 et R6 étant tels que définis dans l'une quelconque des revendications 1 à 5, R6 représentant un radical alkyle, linéaire ou ramifié, comprenant de 2 à 24 atomes de carbone, et n représentant un nombre entier allant de 2 à 5. 7. Utilisation selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, dans laquelle le composé aminosulfonate répond à la formule suivante : H 0 R6 N.. ..,..'......'. N S // 0-- 0 / OH 0 OH R6 représentant un radical alkyle, linéaire ou ramifié, comprenant de 2 à 24 atomes de carbone. 8. Utilisation selon l'une quelconque des revendications 1 à 7, dans laquelle le composé aminosulfonate répond à l'une des formules suivantes : H 0 H3C-(CH ) 2 1. N S, // OH 0 OH H H3C-(CE12)NNe o OH ° OH 9. Utilisation selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, dans laquelle le composé aminosulfonate répond à la formule suivante : 0 H H3C-(CH2)10 N _ 0 OH ° OH 10. Méthode d'extraction d'hydrocarbures contenus dans une formation souterraine, comprenant l'injection sous pression au sein de ladite formation d'une composition moussante et d'un gaz propre à induire le foisonnement de ladite composition moussante, ladite composition moussante comprenant un composé de formule (1) tel que défini dans l'une quelconque des revendications 1 à 9, optionnellement en association avec sa forme protonée (1'). 11. Méthode selon la revendication 10, dans laquelle la composition moussante est une composition aqueuse, qui comprend de préférence le composé de formule (1) et optionnellement sa forme protonée (I'), à hauteur de 0,01% à 10% en masse, plus préférentiellement de 0,1% à 1% en masse par rapport à la masse totale d'eau. 12. Méthode selon la revendication 10 ou 11, dans laquelle le composé aminosulfonate répond à la formule suivante : H 0 H3C-(CH2)10 // 0 OH 0 OH