Brevet FR2921844A1 — publié le 20090410

� DISPOSITIF DE SEPARATION LIQUIDE/GAZ HORIZONTAL ET PROCEDE DE SEPARATION, NOTAMMENT DES PHASES LIQUIDE ET GAZEUSE D'UN PETROLE BRUT � La présente invention a pour objet un séparateur liquide/gaz de type horizontal ainsi qu'un procédé de séparation de fluide polyphasique, notamment d'huile-eau et de gaz contenus dans du pétrole brut. Le secteur technique de l'invention est plus particulièrement le domaine de la production pétrolière, et plus particulièrement le domaine des champs de pétrole en mer par grande profondeur. La production de pétrole en mer profonde est réalisée en général à partir d'un support flottant ancré à proximité des puits de pétrole situés au niveau du fond de la mer, c'est-à-dire à des profondeurs variables de 1000 à 2500m, voire plus. Le support flottant comporte en général des moyens d'ancrage pour rester en position malgré les effets des courants, des vents et de la houle. Il comporte aussi en général des moyens de stockage et de traitement du pétrole ainsi que des moyens de déchargement vers des pétroliers enleveurs, ces derniers se présentant à intervalle régulier pour effectuer l'enlèvement de la production. L'appellation courante de ces supports flottants est le terme anglo-saxon "Floating Production Storage Offloading" (signifiant "moyen flottant de stockage, de production et de déchargement") dont on utilise le terme abrégé "FPSO" dans l'ensemble de la description suivante. Les têtes de puits sont en général reliées audit FPSO par des conduites sous-marines soit de type SCR, c'est-à-dire conduites suspendues en configuration de chaînette, soit de type tour hybride comprenant : - un riser vertical dont l'extrémité inférieure est ancrée au fond de la mer et relié à une dite conduite reposant au fond de la mer, et l'extrémité supérieure est tendue par un flotteur immergé en subsurface auquel elle est reliée, et - une conduite de liaison, en général une conduite de liaison flexible, entre l'extrémité supérieure dudit riser et un support flottant en surface, ladite conduite de liaison flexible prenant, le cas échéant, de par son propre poids la forme d'une courbe en chaînette plongeante, c'est-à-dire descendant largement en dessous du flotteur pour remonter ensuite jusqu'audit support flottant. L'intégralité de la production de pétrole brut est ainsi en général remontée à bord du FPSO pour y être traitée en vue de séparer le pétrole proprement dit, de l'eau, du gaz, et d'éventuels composants sablonneux. Le pétrole, une fois séparé, est ainsi stocké à bord, le gaz est lavé, puis envoyé vers les turbines à gaz pour la production de l'électricité et de la chaleur nécessaire à bord, puis le surplus est réinjecté dans le réservoir du champ pétrolier de manière à remettre en pression ledit réservoir. L'eau, après avoir été libérée du sable en suspension, est enfin soit rejetée à la mer après extraction poussée de toute particule d'huile, soit réinjectée elle aussi dans le réservoir, un complément d'eau de mer prélevé en sub-surface, venant en général en complément, pour atteindre le débit nécessaire d'injection d'eau dans le réservoir. Le sable extrait, qui ne représente que des quantités minimes, est finalement lavé puis rejeté en mer. On connaît la méthode de séparation des gaz, eau et huile de pétrole brut couramment employée sur les installations fixes à terre qui consiste à utiliser de réservoirs de très grands volumes, en général de forme cylindrique allongée, le pétrole brut entrant à une extrémité et cheminant le long dudit réservoir pendant une durée de l'ordre de 5-10 mn durant lesquelles les diverses phases se séparent naturellement par gravité pour atteindre la seconde extrémité. Le gaz est alors récupéré en partie haute du réservoir, l'eau et le sable en partie basse, et le pétrole (huile) en partie intermédiaire. Il existe une très grande variété de séparateurs de ce type qui intègrent en général des dispositifs complémentaires internes, tels des écrans horizontaux, verticaux ou obliques, dont l'objet est de faciliter la séparation des phases et éviter qu'ils ne se re-mélangent à une étape ultérieure. Ces séparateurs fonctionnent à basse pression, par exemple 3-10 bars, parfois même en dépression, de manière à optimiser le dégazage du pétrole brut. Si l'on souhaite installer ce type de séparateur au fond de la mer, le réservoir doit être capable de résister à l'implosion sous l'effet de la pression qui est sensiblement de 100 bars, soit sensiblement 10MPa par tranche de 1000m d'eau. Ainsi la transposition d'un tel réservoir pour son utilisation en grande et très grande profondeur nécessiterait des épaisseurs de paroi de 100 à 150mm pour résister à l'implosion et de tels éléments de chaudronnerie seraient très délicats et très coûteux à réaliser et à installer au fond de la mer à grande profondeur. Un but de la présente invention est de fournir un dispositif sous-marin de séparation gaz/liquide amélioré apte à être installé et fonctionner au fond de la mer à grande profondeur, notamment au moins 1000m, qui soit plus simple et moins coûteux à réaliser, installer et mettre en oeuvre au fond de la mer. Pour ce faire, la présente invention, selon un premier aspect,fournit un dispositif de séparation liquide/gaz de deux phases respectivement liquide et gazeuse d'un fluide, notamment les phases liquide et gazeuse d'un pétrole brut, comprenant : a) au moins une, de préférence une pluralité de premières conduites de séparation s'étendant depuis un premier réservoir diffuseur cylindrique de forme allongée à section circulaire disposé horizontalement auquel elles sont reliées en amont,le dit premier réservoir étant de préférence de plus grand diamètre que les dites premières conduites de séparation, lesdites premières conduites de séparation étant inclinées d'un angle a de 1 à 5° par rapport à l'horizontal avec une faible pente descendante depuis le dit premier réservoir vers un premier collecteur cylindrique sensiblement horizontal et auquel les dites premières conduite sont reliées en aval,ledit premier réservoir diffuseur étant alimenté par au moins une conduite d'alimentation de fluide, et le dit premier collecteur étant relié à au moins une première conduite d'évacuation de liquide en pente descendante et, de préférence, comprenant en aval une pompe d'export apte à soutirer ledit liquide dégazé du dit premier collecteur, et b) au moins une, de préférence une pluralité de deuxièmes conduites de séparation disposées au dessus des dites premières conduites, s'étendant depuis et au dessus dudit premier réservoir avec une faible pente montante depuis ledit premier réservoir vers un deuxième collecteur cylindrique sensiblement horizontal, lesdites deuxièmes conduites de séparation étant inclinées d'un angle [3 supérieur à a, de préférence inférieur à 10° par rapport à l'horizontal, ledit deuxième collecteur étant de préférence de plus grand diamètre que les dites deuxièmes conduites et de plus petit diamètre que le dit premier réservoir,le dit deuxième collecteur étant relié à au moins une première conduite d'évacuation de gaz , de préférence en pente montante depuis ledit deuxième collecteur jusqu'à l'extrémité d'une deuxième conduite d'évacuation de gaz, ladite première conduite d'évacuation de gaz étant inclinée d'un angle y supérieur à a, de préférence inférieur à 10°, et c) une pluralité de troisièmes conduites de liaison verticale entre chaque dite première conduite de séparation et chaque dite deuxième conduite de séparation. Selon un deuxième aspect, la présente invention fournit un procédé de séparation des deux phase liquide et gazeuse d'un fluide à l'aide d'un dispositif sous-marin de séparation selon l'invention dans lequel on réalise les étapes suivantes, dans lesquelles : 1) on envoie le fluide, de préférence du pétrole brut, par l'intermédiaire d'une conduite d'alimentation en fluide, jusqu'audit premier dudit premier réservoir, et 2) la phase liquide en partie dégazé au moins s'écoule depuis ledit premier réservoir, à travers lesdites premières conduites de séparation pour être dégazé plus avant et descendre vers le dit premier collecteur, puis ladite première conduite d'évacuation de liquide, et 3) la phase gazeuse comprenant encore éventuellement du liquide s'élève et circule depuis ledit premier réservoir, à travers lesdites deuxièmes conduites de séparation vers le dit deuxième collecteur, puis ladite première conduite d'évacuation de gaz pour permettre la séparation complémentaire de liquide résiduel éventuellement encore contenu dans la dite phase gazeuse avant d'être évacuée dans la dite deuxième conduite d'évacuation, et 4) la phase gazeuse provenant de la première conduite de séparation s'élève à travers lesdites troisièmes conduites de liaison verticale et circule à travers lesdites deuxièmes conduites de séparation vers ledit deuxième collecteur puis vers lesdites première et dite deuxième conduite d'évacuation de gaz, et 5) la phase liquide provenant de la séparation du gaz dans lesdites deuxièmes conduites de séparation et dit deuxième collecteur et dite première conduite d'évacuation de gaz s'écoule vers ledit premier collecteur le cas échéant en passant par ledit premier réservoir ou lesdites troisièmes conduites de liaison verticales, avant de rejoindre ladite première conduite d'évacuation de liquide. 6) on récupère la phase liquide substantiellement dégazée à l'extrémité inférieure de ladite première conduite d'évacuation de liquide et on l'achemine, par l'intermédiaire d'une dite deuxième conduite d'évacuation de liquide que l'on remonte jusqu'en surface ou que l'on envoie vers un dispositif de séparation liquide de façon à séparer les différents liquides éventuellement y contenus, de préférence pour séparer l'huile et l'eau d'un pétrole dégazé, et le cas échéant, un reliquat de gaz encore présent dans un pétrole brut imparfaitement dégazé, et 7) on récupère la phase gazeuse substantiellement séparée dudit liquide à l'extrémité inférieure de ladite deuxième conduite d'évacuation de gaz et de préférence on la renvoie en surface ou dans un puits d'injection de gaz au fond de la mer via une dite troisième conduite d'évacuation de gaz. On comprend que le flux de pétrole brut remplissant le premier réservoir permet un premier dégazage dans ledit premier réservoir. Puis, le fluide partiellement dégazé s'écoulant à l'intérieur des première conduite et premier collecteur, permet un dégazage complémentaire. La division du flux de fluide, depuis ledit premier réservoir jusqu'à la pluralité desdites premières conduites pour la phase liquide et pluralité de deuxièmes conduites pour la phase gazeuse, permet de compléter la séparation du fluide car il s'écoule à débit et vitesse réduits sur une plus grande surface de contact dans lesdites premières et deuxièmes conduites ce qui favorise la séparation. On comprend que les faibles pentes des dites premières et deuxièmes conduites de séparation et deuxième conduite d'évacuation permettent de ralentir l'écoulement du fluide pour favoriser le dégazage du fluide et ralentir la circulation des gaz pour favoriser la condensation et séparation éventuelle des liquides qu'ils peuvent contenir encore. En particulier les pentes descendantes des dites premières et deuxièmes conduites de séparation permettent l'écoulement lent du fluide partiellement dégazé vers le premier collecteur et du fluide condensé provenant des gaz vers le premier réservoir, la pente ascendante de la conduite d'évacuation de gaz permettant au fluide provenant du gaz y circulant de retomber dans le deuxième collecteur puis premier réservoir ou premier collecteur via les dites troisièmes conduite de liaison verticale , puis les deuxièmes conduites de séparation , puis enfin la première conduite d'évacuation de liquide. Lesdits réservoir et collecteurs cylindriques sont plus précisément de préférence de type cigare avec une partie courante cylindrique et des extrémités forme de calotte sphérique partielle, pour résister de manière optimale à la pression du milieu ambiant qui est sensiblement de 100 bars, soit 10 MPa, pour 1000m de profondeur d'eau. La partie supérieure dudit premier réservoir, au-dessus desdits premiers orifices intermédiaires, crée un volume libre rempli de gaz qui permet d'amortir et, donc, de maîtriser les éclats et projection de fluide qui peuvent intervenir lorsque, en pénétrant à l'extrémité inférieure dudit premier réservoir, certaines poches de gaz ("slug") s'expansent brutalement en réalisant des projections violentes de liquide à l'intérieur dudit premier réservoir. De préférence, lesdites deuxièmes conduites de séparation sont reliées en amont audit premier réservoir respectivement par une pluralité de deuxièmes conduites de liaison de plus grande pente que lesdites deuxièmes conduites de séparation de préférence sensiblement verticales. De préférence encore, lesdits premier réservoir et premier et deuxième collecteurs sont sensiblement parallèles, et lesdites premières et deuxièmes conduites de séparation s'étendent sensiblement dans une même direction sensiblement perpendiculaire à la direction longitudinale desdits premiers réservoirs et dits premier et deuxième collecteurs. Avantageusement, le dispositif selon l'invention comprend, en aval dudit premier réservoir à l'extrémité amont desdites premières conduites de séparation, des dispositifs de contrôle du débit du transfert de fluide par perte de charge, de préférence de type cyclone à entrée tangentielle sensiblement perpendiculaire à la direction axiale desdites premières conduites de séparation, et à sortie axiale sensiblement dans l'axe desdites premières conduites. Cette configuration de la liaison entre lesdits premiers réservoirs et premières conduites, permet d'atténuer les perturbations éventuelles du débit de fluide et de favoriser la séparation des gaz résiduels au sein desdits deuxièmes réservoirs. Plus particulièrement, ces dispositifs de contrôle de débit de transfert par perte de charge permettent en fait d'atténuer et d'uniformiser les débits de fluide s'écoulant à l'intérieur des différentes dites premières conduites, compte tenu des régimes instables, perturbateurs, pouvant résulter des éclatements de bulles ou poches de gaz, lors de leur dégazage au sein dudit fluide brut à l'intérieur dudit premier réservoir Avantageusement, le dispositif comprend un bâti constitué d'une armature de poutres supportant lesdites première et deuxième conduites, dit premier réservoir et dits premier et deuxième collecteurs, le dit bâti comprenant : - au moins un premier pilier vertical comprenant à son extrémité inférieure un premier châssis supportant des parties de connecteurs automatiques connectés auxdites conduite d'alimentation de fluide, première conduite d'évacuation de fluide et deuxième conduite d'évacuation de gaz, ledit châssis étant apte à coopérer en fixation avec et sur une première embase ancrée au fond de la mer, et - au moins deux seconds piliers verticaux équipés chacun à leur extrémité inférieure d'un vérin de préférence hydraulique, les au moins deux vérins étant aptes à coopérer avec des deuxièmes embases ancrées au fond de la mer les supportant, lesdits seconds piliers étant disposés de manière à permettre de régler et faire varier l'inclinaison des dites premières et deuxièmes conduites de séparation et dite première conduite d'évacuation de gaz et première conduite d'évacuation de liquide par actionnement des dits vérins. Cette structure ou bâti peut être descendue depuis la surface au fond de la mer à l'aide de câbles. Avantageusement encore, le dispositif de séparation selon l'invention est installé au fond de la mer, et comprend une conduite d'arrivée de fluide assurant la liaison entre au moins une tête de puit de pétrole et ladite conduite d'alimentation de fluide reliée audit premier réservoir à son autre extrémité, et comprenant en amont de ladite conduite d'arrivée dudit fluide un dispositif de baisse de pression et, de préférence, une vanne de contrôle du débit de fluide. R.13 Dans le procédé selon l'invention, on envoie ledit pétrole brut à l'extrémité inférieure dudit premier réservoir, à une pression réduite P1, inférieure à la pression statique au fond de la mer P2, de préférence telle que le différentiel de pressions AP = P1-PO, PO étant la pression en surface, soit supérieur aux pertes de charges dans les deuxièmes conduites d'évacuation de gaz depuis le fonds de la mer jusqu'à la surface. Ceci permet de faire remonter le gaz en surface sans matériel complémentaire et/ou sans apporter d'énergie complémentaire externe notamment sans la mise en oeuvre d'un compresseur. Avantageusement encore, on contrôle le débit d'arrivée de fluide brut en amont dudit premier réservoir par ladite vanne de contrôle de débit, et/ou on contrôle le débit d'évacuation du fluide dégazé en aval du dit premier collecteur par la vitesse de ladite pompe d'export en fonction des mesures au moins d'un dispositif de contrôle du niveau du fluide au sein au moins dudit premier collecteur. Un dispositif de contrôle de niveau qui peut être par exemple une sonde de type radar ou sonar, permet d'assurer que le niveau de fluide à l'intérieur dudit premier réservoir et/ou premier collecteur préserve un volume libre suffisant pour la séparation du gaz. De préférence, ledit dispositif de séparation liquide/gaz est connecté à une première embase ancrée au fond de la mer, de préférence ladite embase étant ancrée au fond de la mer par une première ancre à succion, ladite première embase supportant une série de parties mâles ou femelles de connecteurs automatiques, respectivement aux extrémités de ladite première conduite d'arrivée de fluide, d'une deuxième conduite d'évacuation de liquide dégazé et d'une troisième conduite d'évacuation de gaz, coopérant avec les parties complémentaires femelles ou, respectivement, mâles de connecteurs automatiques reliés connectés auxdites deuxièmes conduites d'alimentation de fluide, première conduite d'évacuation de liquide et deuxième conduite d'évacuation de gaz, des connecteurs similaires supplémentaires, transmettant de préférence les informations ou la puissance entre le module dudit dispositif de séparation et la surface. De préférence encore, ladite deuxième conduite d'évacuation de fluide coopère avec une dite pompe d'export, insérée dans un puits enfoncé au fond de la mer à coté de ladite ancre à succion de ladite première embase, de préférence ladite pompe étant installée à plusieurs mètres en dessous de ladite première embase et de préférence encore ledit puits étant solidaire de ladite ancre à succion, pour être évacuée en surface. Dans un mode de réalisation particulier, on exporte le liquide de fluide dégazé depuis le fond de la mer jusqu'en surface à l'aide d'une dite pompe d'export. Plus particulièrement, ledit dispositif de séparation est installé au fond de la mer, à une profondeur de 100 à 4 000 m et l'on établit une pression P2 de 10 à 50, de préférence 20 bar (20x105 Pa) au sein desdits premier réservoir et premier et deuxième collecteur, et premières et secondes conduites de séparation et troisièmes conduites de liaison, en baissant la pression à l'aide d'un dispositif de baisse de pression coopérant avec ladite conduite d'arrivée de fluide brut en amont dudit premier réservoir. Avantageusement, lesdits premiers réservoirs, premier et deuxième collecteurs, dites première, deuxième et troisième conduites et collecteurs du dispositif de séparation selon l'invention sont isolés thermiquement par une même enceinte rigide d'isolation thermique remplie d'eau de mer, et en communication avec la mer par au moins un orifice de communication, de préférence la paroi de ladite enceinte comprenant de la mousse syntactique, ou un isolant thermique protégé par un support rigide en métal ou en matériaux composites, de préférence encore avec un dispositif de chauffage de l'eau de mer à l'intérieur de ladite enceinte, ledit orifice de communication et dispositif de chauffage étant de préférence encore en partie basse de ladite enceinte. Ce mode de réalisation permet de maintenir le fluide de pétrole brut à la température élevée de 50 à 70°C, à laquelle il sort de la tête de puits, et faciliter ainsi la remontée en surface du fluide, en évitant la solidification des paraffines ou la formation d'hydrates de gaz par refroidissement du pétrole brut en dessous de 30-35°C. Dans un mode de réalisation particulier, le dispositif de séparation selon l'invention comprend : -des pluralités de 3 à 20, de préférence 4 à 12, de dites premières et deuxièmes conduites de séparation et respectivement troisièmes conduites de liaison, de préférence régulièrement répartie le long des premiers réservoirs (pour les premières conduites), premier et deuxième collecteurs (pour les deuxièmes conduites) et respectivement dites premières et deuxièmes conduites de séparation (pour les troisièmes conduites de liaison), le nombre desdites premières conduites de séparation étant, de préférence, supérieur ou égal à celui desdites deuxièmes conduites de séparation et - des uniques dites conduites d'alimentation de fluide, première conduite d'évacuation de liquide et respectivement première conduite d'évacuation de gaz. Dans un mode de réalisation particulier, lesdites première et deuxième conduites de séparation présentent une longueur de 5 à 50 m, de préférence 10 à 20 m et lesdites troisièmes conduites présentent une longueur de 1 à 5 m. La présente invention fournit enfin, un procédé de mise en place au fond de la mer d'un dispositif de séparation comportant une dite structure support avec 3 dits premier et deuxièmes piliers et desdits vérins, caractérisé en ce que l'on réalise les étapes suivantes dans lesquelles : a) on descend depuis la surface et on pose ledit dispositif de séparation sur trois embases de trois ancres à succion enfoncée au fond de la mer, puis b) on ajuste l'horizontalité de l'axe du réservoir diffuseur 2 et des premier et deuxième collecteurs 20a-30a, par rapport à l'horizontale, en actionnant au moins un des vérins 50 à l'aide d'un ROV 52, puis c) on ajuste l'inclinaison des premières conduites en actionnant les tiges des deux vérins 50a, d'une même valeur, dans la même direction. D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention apparaîtront à la lumière de la description détaillée des modes de réalisation qui va suivre, en référence aux figures 1 à 4 : - les figures 1A et lB représentent des vues en perspectives d'un dispositif de séparation selon l'invention sans sa structure support, - les figures 2A et 2B sont des vues de côté d'un séparateur sous-marin horizontal selon l'invention en cours de descente ( figure 2 A) et fixées (figure 2B) à son embase solidaire d'une ancre à succion principale installée au fond de la mer, et ses points d'appui secondaires solidaires d'ancres à succion secondaires, la figure 2B horizontale illustrant le cheminement du pétrole en cours de dégazage et du gaz, - la figure 2C est une vue d'une section de l'ancre a succion principale selon le plan AA de la figure 1, - la figure 3 est une vue en coupe du premier réservoir ou premier collecteur avec les phase liquides et gazeuse. - la figure 4 est une vue de dessus en section partielle au niveau du plan BB de la figure 2. - la figure 5 illustre un dispositif de perte de charge contrôlée, - la figure 5A est une vue de côté selon YY du cheminement du fluide au sein dudit dispositif de perte de charge contrôlée de la figure 5, - la figure 5B est une vue de côté selon XX du cheminement du fluide au sein dudit dispositif de perte de charge contrôlée de la figure 5, - la figure 5C est un graphique illustrant les pertes de charge respectivement dans un dispositif selon la disposition de la figure 2B et selon le dispositif de perte de charge contrôlée de la figure 5, - la figure 6 est une vue de côté d'un séparateur sous-marin installé sur son embase, équipé d'une cloche isolante et de moyens de réchauffage. Sur la figure 2A, on a représenté la descente d'un dispositif séparateur liquide/gaz sous-marin selon l'invention 1, depuis la surface au moyen d'un câble, non représenté, vers une première embase 10 reposant au fond de la mer solidaire d'une ancre à succion principale 11 enfoncée dans le fond de la mer 12. La première embase 10 est disposée à proximité d'un puits de pétrole 14 équipée d'une tête de puits 14a reliée par une conduite d'arrivée de pétrole brut 2d, 5 acheminant le pétrole brut depuis la tête de puits jusqu'à la dite embase. Le séparateur sous-marin selon l'invention comporte : - des premières conduites 20 de cheminement de pétrole et de retour de gaz, présentant une pente descendante d'angle a dans le plan XZ, o lesdites premières conduites étant reliées, en amont, à un premier réservoir diffuseur 2 cylindrique sensiblement horizontal, ledit collecteur étant alimenté en pétrole brut par la conduite d'alimentation 2a, o lesdites premières conduites étant reliées en aval à un premier collecteur cylindrique 20a, sensiblement horizontal, ledit premier collecteur étant relié à une première conduite d'évacuation 32 en pente vers l'embase la, - des deuxièmes conduites 30 de cheminement de gaz et de retour de pétrole, présentant une pente d'angle R dans le plan XZ, o lesdites deuxièmes conduites étant reliées, en amont, audit premier réservoir 2 sensiblement horizontal, par l'intermédiaire de conduites de liaison 40b, de préférence sensiblement verticale, o lesdites deuxièmes conduites étant reliées en aval à un deuxième collecteur cylindrique 30a, sensiblement horizontal, ledit deuxième collecteur étant relié à une première conduite d'évacuation de gaz 30b présentant une pente montante d'angle y, elle-même reliée à une deuxième conduite de séparation de gaz 3i solidaire de l'embase la, - des troisièmes conduites 40a de cheminement de gaz vers le haut et de retour de pétrole dégazé vers le bas reliant les dites premières et deuxièmes conduites. 30 Lesdites premières conduites 20 sont de préférence toutes identiques en terme de diamètre, de longueur et de mode de raccordement, en amont, au premier réservoir 2, et en aval, au premier collecteur 20a. Du fait qu'elles doivent résister à l'implosion 10 15 20 25 sous les pression considérables des grands fonds, leur diamètre est avantageusement limité, car l'épaisseur nécessaire est directement proportionnelle au diamètre de ladite conduite. Ainsi, les diamètres des premières conduites sera de 0.5m à 1.5m, ce qui nécessite des épaisseurs de paroi de 25 à 150mm selon la profondeur à laquelle est installé le dispositif de séparation. De la même manière, lesdites deuxièmes conduites 30 sont de préférence toutes identiques en terme de diamètre, de longueur et de mode de raccordement, en amont, au premier réservoir 2 , et en aval, au deuxième collecteur aval 30a, les longueurs, diamètres et épaisseurs des deuxième conduites sont similaires à ceux des premières conduites. Lesdites troisièmes conduites 40a sont de préférence toutes identiques en terme de diamètre, et de mode de raccordement, en partie supérieure, aux deuxièmes conduites 30, et en partie inférieure, aux premières conduites 20. Lesdites troisièmes conduites constituent des conduites de retour de pétrole dégazé vers les premières conduites 20, et des conduites de cheminement de gaz vers le deuxièmes conduites 30 et sont avantageusement disposées à intervalle réduit, régulier ou non, par exemple tous les trois-quatre mètres, de manière améliorer les échanges, donc la qualité de la séparation entre le pétrole et le gaz. Leur diamètre est beaucoup plus faible, de 75 à 150mm. Sur les figures 2A-2B-4, on a représenté huit premières conduites 20, huit deuxièmes conduites 30, chacun des couples première conduiteûdeuxième conduite étant relié par quatre troisièmes conduites 40a espacées de manière sensiblement uniforme. Toutefois, le nombre de deuxièmes conduites 30 peut être inférieur à celui des premières conduites 20, et dans ce cas chacune des premières conduites sera reliée à au moins une deuxième conduite de manière à ce que le gaz puisse cheminer vers le haut, plusieurs premières conduites pouvant être reliées à une seule deuxième conduite. Le dispositif séparateur 1 comporte un bâti principal le supportant l'ensemble des conduites et en partie basse, de préférence du côté du premier réservoir diffuseur amont 2, un châssis la en forme de plate-forme comprenant quatre perforations équipées de quatre guides en forme d'entonnoirs lb venant coopérer avec des poteaux l0a correspondants, solidaires de l'embase 10 et s'élevant verticalement au-dessus de celle-ci, de manière à ce que, lors de la descente du dispositif en direction de l'embase 10, en fin de descente, les parties femelles 2b-3b-3j d'une série de connecteurs automatiques situés dessous ledit châssis, viennent coopérer avec les parties mâles complémentaires 2c-3c- 3k de connecteurs automatiques disposés sur ladite embase. Ledit premier réservoir diffuseur 2 comporte une conduite d'alimentation en pétrole 2a à l'extrémité duquel, en sous face dudit châssis la, se trouve la partie femelle 2b d'un connecteur automatique qui coopère avec la partie complémentaire mâle 2c du connecteur automatique sur ladite embase 10, à l'extrémité de ladite conduite d'arrivée de fluide brut 2d. Le deuxième collecteur 30a est relié à la deuxième conduite 30b en pente 10 montante d'un angle y, cette dernière étant relié à une première conduite d'évacuation de gaz 3i, dont l'extrémité inférieure est solidaire de ladite embase 10 en sous face de celle-ci et comprend la partie femelle 3j d'un connecteur automatique qui coopère avec la partie complémentaire mâle 3k du connecteur automatique solidaire de ladite embase 10a lorsque le dispositif de séparation est fixé sur ladite embase. 15 Ladite partie mâle 3k sur ladite embase est fixée à l'extrémité d'une deuxième conduite d'évacuation de gaz 31. Le pétrole brut à haute pression, par exemple à 100-200bars, voire plus, provient du puits 14 surmontée de la tête de puits 14a équipé d'un dispositif de baisse de pression de type duse 14b et d'une vanne automatisée de contrôle de débit 14c 20 pilotés depuis la surface, et reliés à une conduite d'arrivée de pétrole 2d conduisant le pétrole brut à pression réduite, par exemple 20 bars vers le séparateur sous-marin 1. Sur la figure 2B, on a représenté les cheminements croisés du pétrole en cours de dégazage et du gaz. Le cheminement de la phase liquide de pétrole est représenté en traits continus, et le cheminement de la phase gazeuse en pointillés. 25 Le pétrole brut pénètre dans le premier réservoir diffuseur 2 et le flot de pétrole se déverse en se répartissant dans lesdites premières conduites 20 en pente douce descendante d'un angle a, par exemple 0.5 à 5 degrés, de préférence de 2 à 4 degrés. Le pétrole coule alors lentement vers le premier collecteur 20a et ne remplit que la partie basse de ladite première conduite et du premier collecteur, comme illustré sur 30 la figure 3, autorisant ainsi au gaz de se séparer de la phase liquide, ladite phase gazeuse cheminant alors en contre sens dans la partie supérieure de ladite première conduite 20, pour rejoindre par le biais des troisièmes conduites 40a, la deuxième conduite de gaz 30. Sur la même figure 3, on a représenté le gaz se séparant des condensats sous forme de gouttes qui retombent alors par simple gravité dans le flot de pétrole dégazé cheminant de la gauche vers la droite, le gaz cheminant de la droite vers la gauche et remontant vers la deuxième conduite 30 par l'intermédiaire des troisièmes conduites sensiblement verticales 40a. La figure 4 est, dans la demi partie haute de la figure, une vue de dessus relative à la figure 2B, et dans la partie basse une coupe en vue de dessus selon le plan BB de la figure 2B. Ainsi, chacune des premières conduites de pétrole 20 est associée à une deuxième conduite de gaz 30, lesdites conduites étant reliées entre elles par quatre troisièmes conduites 40a. Pour la clarté des dessins, on a représenté des deuxièmes conduites 30 d'un diamètre plus faible que les premières conduites de pétrole 20, mais selon la teneur en gaz du pétrole brut, on sera amené à augmenter ou à réduire le diamètre desdites deuxièmes conduites 30 qui véhiculent principalement du gaz, par rapport au diamètre desdites premières conduites de pétrole. De même, on a représenté une deuxième conduite de gaz 30 associée à chaque première conduite de pétrole 20, mais, pour limiter les travaux de chaudronnerie, on associe avantageusement une deuxième conduite de gaz 30 à un groupe de deux, trois, voire un plus grand nombre de premières conduites 20, chacune desdites deuxièmes conduites 30 étant directement ou indirectement reliée à chacune desdites premières conduites 20 du même groupe, de manière à ce que les cheminement de gaz vers le haut et les retours de pétrole vers le bas puisse se faire sans encombre. Le premier diffuseur 2 présente un diamètre important, par exemple 1m, et s'étend sur la largeur du séparateur par exemple 6 à 15m, de manière à amortir les phénomènes appelés en anglais � slugs �, c'est à dire � écoulement bouchon �, qui correspondent à l'arrivée brutale par la conduite inférieure 2a de poches de gaz importantes, ou de bouchons de pétrole entre deux poches de gaz. Ces phénomènes sont très violents et perturbent complètement le processus de séparation, car une grande partie du pétrole brut dans la zone du plan BB se trouve alors projeté brutalement vers le haut dudit premier réservoir. Ces perturbations se répercutent alors dans chacune des premières conduites 20 de manière plus ou moins variable, mais la grande longueur desdites premières conduites, par exemple 20-30m, limite les effets déstabilisateurs de ces slugs dans la zone proche du premier collecteur 20a. Le pétrole brut dégazé est récupéré en partie basse par le biais du premier collecteur 20a dirigeant le fluide vers une première conduite d'évacuation de fluide dégazé 3d. Celle-ci alimente la pompe d'export immergée 13c logée dans un puits 13 attenant à l'ancre à succion 11 et solidarisé à cette dernière par des goussets 13b représentés sur la figure 2C, mais non représenté sur les autres figures . En sortie de pompe d'export, le pétrole brut dégazé est expédié par un deuxième élément de conduite d'évacuation de fluide dégazé 13a, soit vers un support flottant en surface, soit vers un séparateur secondaire eau-huile, de manière à ce que seule l'huile soit expédiée vers la surface, l'eau étant soit réinjectée dans un puits similaire au puits 14, ou encore simplement relâchée en mer, dans la mesure où elle présente une propreté acceptable, c'est-à-dire une quantité suffisamment faible de particules résiduelles de pétrole brut. De la même manière, le gaz séparé en partie haute est rassemblé dans le deuxième collecteur 30a, puis est expédié par la conduite d'évacuation de gaz 31, soit vers la surface, soit re-comprimé puis réinjecté dans un puits, non représenté, similaire au puits 14. Pour éviter d'avoir à re-comprimer le gaz avant de l'expédier en surface, on ajuste avantageusement la pression de fonctionnement du séparateur sous-marin, c'est-à-dire la pression P1 à l'intérieur des dits réservoirs, à une pression largement supérieure à la perte de charge dans ladite conduite gaz, par exemple une pression de fonctionnement de 20 bars, alors que la perte de charge ne serait que de 3 bars sur la longueur complète de la conduite de remontée en surface 31 pour le débit maximal de gaz. Cependant, pour que le dégazage du pétrole se fasse dans de bonnes conditions, on utilisera une pression P1 peu élevée par rapport à la pression de la tête de puits. Sur les figures 5-5A-5B, on a représenté en coupe et en vue de côté une disposition préférée du raccordement de la première conduite 20 avec le premier réservoir diffuseur, dans laquelle ladite première conduite 20 est relié à son extrémité amont à un dispositif additionnel 15 de type cyclone destiné à créer une perte de charge supplémentaire en cas d'augmentation significative du débit. A cet effet, le dispositif de type cyclone 15 est constitué d'une enceinte comprenant une paroi cylindrique 15b d'axe parallèle à celui de la première conduite 20, de préférence concentrique à ladite première conduite 20, et de diamètre compris, de préférence, entre 5 et 25°h du diamètre de ladite conduite 20. La paroi cylindrique 15b de l'enceinte est fermée et rendue étanche à ses extrémités au niveau des faces opposées 15c-15d. L'une de ses deux faces, la face 15d est reliée par un tronçon de conduite de diamètre réduit 15e à l'extrémité de ladite première conduite 20. Le diamètre dudit tronçonl5 est compris, de préférence, entre 10 et 50% du diamètre de la paroi cylindrique 15b. La paroi cylindrique 15b du dispositif 15 possède une dérivation tubulaire permettant une entrée tangentielle 15a du pétrole brut contre la surface interne de la dite paroi cylindrique 15b dans une direction parallèle sensiblement à la direction axiale ZZ des dites troisièmes conduites verticales 40a. En fonctionnement normal et régulier, l'écoulement du pétrole brut reste sensiblement au niveau du plan axial XY de la conduite 15e d'inclinaison d'un angle a par rapport à l'horizontale, et le dispositif 15 ne modifie pas le fonctionnement du système . En cas d'augmentation importante du débit, ou d'instabilité du système lors de la venue d'un � slug �, l'écoulement dans le dispositif 15 devient violemment tourbillonnaire comme indiqué sur la figure 5B créant ainsi une perte de charge importante, réduisant de ce fait la transmission de l'instabilité temporaire du processus vers la première conduite 20. En partie basse de la conduite verticale 40b, on dispose avantageusement un diaphragme 17 présentant un orifice 17a de faible diamètre, par exemple 75mm, de manière à ce que les effets violents du � slug � soient limités au réservoir diffuseur 2 et perturbent au minimum le cheminement du gaz vers le haut. L'effet de ces dispositifs de perte de charge 15 et 17 est illustré sur le diagramme 5C qui représente en ordonnées les pertes de charge et en abscisses les débits de fluide. Dans le cas d'un raccordement direct de la conduite 20 au premier réservoir, les pertes de charge sont très faibles et le � slug � perturbe considérablement le processus de séparation tout le long de la première conduite 20. Sur le diagramme de la figure 5e, la courbe 16b des pertes de charges est sensiblement parabolique et représente la perte de charge du dispositif 17, qui atténue de manière significative la perturbation du � slug � vers la conduite verticale 40b, et le dispositif 15 présente une perte de charge correspondant à la courbe 16a. Ladite perte de charge reste sensiblement parabolique pour les faibles débit, mais elle croît de manière asymptotique pour les débits importants, ce qui permet de filtrer� de manière radicale la perturbation engendrée par le �slug�, cette dernière restant alors confinée dans le premier réservoir diffuseur 2, et n'étant de ce fait quasiment pas transmise dans les premières conduites de séparation 20. De plus cette perte de charge importante a pour effet de répartir de manière optimale la perturbation entre les diverses premières conduites de séparation 20. Le dispositif étant installé à grande profondeur, la température de l'eau de mer est de 3-5°C, et pour éviter que le pétrole brut ne fige en paraffine, ou que des hydrates ne se forment, créant ainsi des blocages généralisés qu'il est difficile, voire dans certains cas impossible à résorber, on cherche à isoler chacun des éléments entre la sortie de terre du puits 14 et la surface, ou les puits de réinjection. A cet effet, on installe avantageusement une enceinte isolante 17 entourant intégralement les réservoirs et l'embase 10 du séparateur sous-marin, l'enceinte 17 étant rigidifiée par exemple par une structure métallique ou composite et comportant un isolant interne 17a qui peut être une mousse syntactique, un gel d'isolation, ou tour autre système d'isolation compatible avec la pression du fond de la mer qui est sensiblement de 100 bars, soit sensiblement 10MPa par tranche de 1000m d'eau. On aurait pu isoler séparément chacun des composants du séparateur sous-marin, c'est-à-dire chacune des diverses conduites, mais la partie haute au dessus du plan BB n'étant en général qu'en phase gazeuse, les risques de points froids s'en trouvent alors fortement augmentés. En créant un volume interne calorifugé , l'eau de mer contenue dans ledit volume sera en permanence sensiblement à la température Ti du pétrole brut entrant par 2d. En effet, un courant de convection interne au volume brassera en permanence ledit volume, maintenant ainsi pendant toute la durée du processus une température sensiblement constante au sein du séparateur sous-marin, dont la hauteur peut dépasser 5m, par exemple de 5 à 15m, et plus particulièrement dans la partie haute dudit séparateur, laquelle est de manière quasi permanente en gaz. Pour limiter les transferts de chaleur en partie basse, on disposera avantageusement une isolation complémentaire au niveau de l'embase 10. Un orifice inférieur de l'enceinte 17, non représenté, met avantageusement en communication le volume interne et le milieu ambiant de manière à éviter les variations de pression dues aux dilatations mais il sera de faible diamètre, par exemple 50mm, pour éviter les phénomènes de convection indésirables. Comme représenté sur la figure 6, on dispose avantageusement à l'intérieur de l'enceinte isolante 17 un dispositif de préchauffage/réchauffage 18 de l'eau, de manière à maintenir son volume interne d'eau de mer à une température suffisante évitant la formation de bouchons de paraffine ou d'hydrates pendant les phases de démarrage, d'arrêt prolongé, ou de production à faible régime. Ce dispositif de chauffage peut être électrique, ou une boucle de fluide circulant, par exemple une dérivation du pétrole brut de production passant par un serpentin non calorifugé, au sein dudit volume d'eau interne à l'enceinte calorifugée. Pour la clarté des explications, ledit dispositif de préchauffage/réchauffage et de brassage 18 a été représenté à mi hauteur de l'enceinte 17, mais il est avantageusement installé en partie basse, de préférence au niveau de l'embase principale. On prendra grand soin à isoler correctement les éléments de la structure porteuse 1c, de manière à minimiser les déperditions de calories. Sur cette même figure 6, on a représenté la pompe d'export 13c installée dans son puits 13 et que l'on peut avantageusement extraire verticalement , à travers un puits isolé, non représenté, sans avoir à démonter le séparateur sous-marin, pour effectuer sa maintenance en surface. Le puits de pompe 13 étant solidaire de l'ancre à succion, se trouvera ainsi installé en même temps que ladite ancre à succion 11 et dans une position géométrique connue par rapport à l'embase 10 de supportage du séparateur sous-marin 1. Cette disposition particulière de la pompe 13c installée à plusieurs mètres, voire plusieurs dizaines de mètres en dessous du séparateur, permet d'améliorer avantageusement le gavage de ladite pompe 13c et ainsi de fiabiliser son fonctionnement et sa durée de vie. Le dispositif selon l'invention nécessite une grande précision lors de son installation, de manière à ce que l'angle a, soit le plus exact possible par rapport aux spécifications du système. A cet effet, le module est avantageusement posé sur une ancre à succion principale 11 de forte capacité portante, par exemple de 5m de diamètre, et deux ancres à succion secondaires lia-iib de plus faible capacité portante, par exemple de 2.5m de diamètre. L'ancre à succion principale comporte tous les éléments de guidage et de connexion précédemment décrits, alors que les ancres à succion secondaires lla ne servent que de simple appui, et de par la taille de sa partie supérieure, de préférence plane, comme représenté sur la figure 1, autorise un désaxage be de l'axe des piliers de la structure ic par rapport à l'axe de ladite pile secondaire lia. En procédant ainsi, le positionnement des ancres à succion secondaires lia ne nécessite pas une précision extrême l'une par rapport à l'autre, ni par rapport à l'ancre à succion principale il, ce qui facilite grandement leur installation par des profondeurs de 1500-2000m, voire plus. Sur les figures 2 A et 2B ,les piles de la structure ic présentent, en regard des ancres à succion secondaires, un vérin mécanique ou hydraulique 50 dont la tige 50a est en contact avec la partie supérieure, de préférence plane, de l'ancre à succion secondaire iia. Ce vérin 50 est actionné au moyen du ROV 52, sous-marin automatique piloté depuis la surface, de manière à modifier l'assiette du module sur ses trois appuis en jouant sur la longueur de tige 50a, sortie. Ainsi, on descend le dispositif de séparation depuis la surface avec des câbles 61 et on le pose simplement sur les trois embases 10, 10a des trois ancres a succion 11, 11a. Puis, on ajuste dans un premier temps le parallélisme de l'axe du diffuseur 2, donc des collecteurs 20a-30a, par rapport à l'axe horizontal YY perpendiculaire à la figure, en actionnant au moins un des vérins 50 à l'aide du ROV, l'inclinaison étant transmise en surface à partir d'un inclinomètre, non représenté, installé directement sur le module de séparation. Enfin, on ajuste l'angle a à une valeur très précise par rapport aux spécifications, en actionnant les tiges des deux vérins 50a, d'une même valeur, dans la même direction. Les vérins ont une course telle que l'on puisse compenser des variations d'enfoncement des ancres à succion, par exemple 0.5m, correspondant à ÔL = Lmax-Lmin, comme représenté sur les figures 2. Ainsi, il n'est pas nécessaire que les trois ancres à succion soient enfoncées exactement à la même profondeur, pour que l'on puisse ajuster avec une précision extrême l'horizontalité des axes du diffuseur 2 et des collecteurs 20a-30a, et la valeur de l'angle a dont la précision reste un paramètre extrêmement sensible du dispositif de séparation sous-marine. Au cas où une ancre à succion secondaire serait trop enfoncée, ou serait déstabilisée dans le temps, on intercale alors avantageusement une cale d'épaisseur, par exemple de 25cm d'épaisseur, entre l'extrémité de la tige du vérin et la partie supérieure plane de l'ancre à succion secondaire. Le dispositif de réglage de l'horizontalité et de l'angle a à l'aide de vérins 50-51 actionnés par un ROV, permet d'effectuer des opérations de maintenance, ou encore de changer ledit angle a, c'est-à-dire l'augmenter ou le réduire, de manière à modifier le point de fonctionnement dudit séparateur, en fonction par exemple de variations importantes, dans le temps, du ratio de gaz, ou du pourcentage d'eau dans le pétrole brut. On aura cependant pris soin de définir une plage de variation de l'angle a compatible avec les angles R et y, de manière à ce qu'il n'apparaisse pas de contre-pente indésirable dans les deuxièmes conduites, ni dans la conduite 30b d'évacuation du gaz. A titre d'exemple, un séparateur horizontal selon l'invention présente une capacité de séparation de 50 000 barils de pétrole par jour, soit 333.3m3/heure de pétrole brut avec un GOR (gas/oil ratio), c'est-à-dire rapport gaz/pétrole brut de 50, c'est-à-dire 50Nm3 de gaz (Nm3= m3 de gaz à pression atmosphérique) par m3 de pétrole brut et une teneur en eau pouvant varier de 0 à 90%. Il est constitué de 12 premières conduites de pétrole 20 de diamètre interne 750mm et de longueur 14m, de trois deuxièmes conduites de gaz 30 de diamètre interne 500mm et de longueur 14m, et de trois conduites verticales de liaison 40a de diamètre interne 150mm et de longueur d'environ 3m, reliant chacune des secondes conduites de gaz 30 à un ensemble de quatre premières conduites de pétrole 20, autorisant ainsi le cheminement du gaz vers le haut et le retour des condensats vers le bas. La pente des premières conduites est de 2°, la pente des secondes conduites est de 5° et la pente de la ligne de retour de gaz est de 5°. Le dispositif de séparation mesure environ 18m de longueur, 12m de largeur et a une hauteur de 6m environ. Son poids dans l'air est de 180 tonnes, dont 80 tonnes de structure de supportage 1c. L'ancre à succion principale 11 a un diamètre de 5m et une longueur totale de 25m, les ancres à succion secondaires 11a ont un diamètre de 2m et une longueur totale de 15m. REVENDICATIONS 1. Dispositif sous-marin de séparation liquide/gaz de deux phases respectivement liquide et gazeuse d'un fluide, notamment les phases liquide et gazeuse d'un pétrole brut caractérisé en ce que : a) au moins une, de préférence une pluralité de premières conduites de séparation (20) s'étendant depuis un premier réservoir (2) cylindrique de forme allongée à section circulaire disposé horizontalement auquel elles sont reliées en amont, ledit premier réservoir(2) étant de préférence de plus grand diamètre que lesdites premières conduites de séparation (20), lesdites premières conduites de séparation étant inclinées d'un angle a de 1 à 5° par rapport à l'horizontal avec une faible pente descendante depuis ledit premier réservoir vers un premier collecteur cylindrique (20a) sensiblement horizontal et auquel lesdites premières conduite sont reliées en aval, ledit premier réservoir diffuseur (2) étant alimenté par au moins une conduite d'alimentation de fluide (2a), et ledit premier collecteur (20a) étant relié à une première conduite d'évacuation de liquide (32) en pente descendante et , de préférence,comprenant en aval une pompe d'export (13c) apte à soutirer ledit liquide dégazé du dit premier collecteur (20a), et b) au moins une, de préférence une pluralité de deuxièmes conduites de séparation (30) disposées au dessus desdites premières conduites (20), s'étendant depuis et au dessus dudit premier réservoir (2) avec une faible pente montante depuis ledit premier réservoir (2) vers un deuxième collecteur cylindrique (30a) sensiblement horizontal, lesdites deuxièmes conduites de séparation étant inclinées d'un angle f3 supérieur à a, de préférence inférieur à 10° par rapport à l'horizontal, ledit deuxième collecteur (30a) étant de préférence de plus grand diamètre que lesdites deuxièmes conduites et de plus petit diamètre que ledit premier réservoir, ledit deuxième collecteur (30a) étant relié à une première conduite d'évacuation de gaz (30b), et c) une pluralité de troisièmes conduites de liaison verticale (40a) entre chaque dite première conduite de séparation (20) et chaque dite deuxième conduite de séparation (30). 2. Dispositif selon la revendication 1 caractérisé en ce que ladite première conduite d'évacuation de gaz (30b) est en pente montante depuis ledit deuxième collecteur jusqu'à l'extrémité d'une deuxième conduite d'évacuation de gaz (3i), ladite première conduite d'évacuation de gaz (30b) étant inclinée d'un angle y supérieur à a, de préférence inférieur à 10°. 21 3. Dispositif selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que lesdites deuxièmes conduites de séparation sont reliées en amont audit premier réservoir ( 2) respectivement par une pluralité de deuxièmes conduites de liaison(40b) de plus grande pente que lesdites deuxièmes conduites de séparation de préférence sensiblement verticales. 4. Dispositif selon l'une des revendications 1 à 3 caractérisé en ce que lesdits premier réservoir (2) et premier et deuxième collecteurs (20a, 30a) sont sensiblement parallèles, et lesdites premières et deuxièmes conduites de séparation s'étendent sensiblement dans une même direction sensiblement perpendiculaire à la direction longitudinale desdits premier réservoir et dits premier et deuxième collecteurs. 5. Dispositif selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce qu'il comprend, en aval dudit premier réservoir à l'extrémité amont desdites premières conduites de séparation (2), des dispositifs de contrôle du débit du transfert de fluide par perte de charge (15), de préférence de type cyclone à entrée tangentielle (15a) sensiblement perpendiculaire à la direction axiale desdites premières conduites de séparation (20), et à sortie axiale sensiblement dans l'axe (XX) desdites premières conduites (2). 6. Dispositif selon l'une des revendications 1 à 5, caractérisé en ce que le dispositif comprend un bâti (1c) constitué d'une armature de poutres supportant lesdites première et deuxième conduites, dit premier réservoir et dits premier et deuxième collecteurs, ledit bâti comprenant : - au moins un premier pilier vertical (60) comprenant à son extrémité inférieure un premier châssis (la) supportant des parties de connecteurs automatiques (2b,3b,3j) connectés auxdites conduite d'alimentation de fluide (2a), première conduite d'évacuation de fluide (32) et deuxième conduite d'évacuation de gaz (3i), le dit châssis étant apte à coopérer en fixation avec et sur une première embase ( 10) ancrée au fond de la mer, et - au moins deux seconds piliers verticaux (60a) équipés chacun à leur extrémité inférieure d'un vérin (50) de préférence hydraulique, les au moins deux vérins (50) étant aptes à coopérer avec des deuxièmes embases ancrées au fond de la mer (11a) les supportant, lesdits seconds piliers étant disposés de manière à permettre de régler et faire varier l'inclinaison desdites premières et deuxièmes conduites de séparation(20,30) et dite première conduite d'évacuation de gaz (30b) et première conduite d'évacuation de liquide (32) par actionnement desdits vérins. 7. Dispositif selon l'une des revendications 1 à 6, caractérisé en ce qu'il est installé au fond de la mer (12), et comprend une conduite d'arrivée de fluide (2b) assurant la liaison entre au moins une tête de puits de pétrole (14) et ladite conduite d'alimentation de fluide (2a) reliée audit premier réservoir à son autre extrémité, et comprenant en amont de ladite conduite d'arrivée (2d) dudit fluide un dispositif de baisse de pression (14b) et, de préférence, une vanne de contrôle du débit de fluide (14c). 8. Dispositif selon les revendications 6 et 7, caractérisé en ce qu'il est connecté à une première embase (10) ancrée au fond de la mer (12), de préférence ladite première embase (10) étant ancrée au fond de la mer par une première ancre à succion (11), ladite première embase (10) supportant une série de parties mâles ou femelles de connecteurs automatiques (2c, 3c, 3k), respectivement aux extrémités de la dite première conduite d'arrivée de fluide (2d), d'une deuxième conduite d'évacuation de liquide dégazé (3d) et d'une troisième conduite d'évacuation de gaz (31), coopérant avec les parties complémentaires femelles ou, respectivement, mâles de connecteurs automatiques (2b, 3b, 3j) reliés connectés aux dites deuxièmes conduite d'alimentation de fluide (2a) ,première conduite d'évacuation de liquide (32) et deuxième conduite d'évacuation de gaz (3i). 9. Dispositif selon l'une des revendications 5 à 8, caractérisé en ce que ladite deuxième conduite d'évacuation de fluide (3d, 13a) coopère avec une dite pompe d'export (13b), insérée dans un puits (13) enfoncé au fond de la mer à coté de ladite ancre à succion (11) de ladite première embase (10), de préférence ladite pompe étant installée à plusieurs mètres en dessous de ladite première embase, de préférence encore ledit puits étant solidaire de ladite ancre à succion, pour être évacuée en surface (13a). 10. Dispositif selon l'une des revendications 1 à 9, caractérisé en ce que lesdits premiers réservoirs, premier et deuxième collecteurs, dites première, deuxième et troisième conduites sont isolés thermiquement par une même enceinte rigide d'isolation thermique (17) remplie d'eau de mer et en communication avec la mer par au moins un orifice de communication, de préférence avec un dispositif de chauffage(18) de l'eau de mer à l'intérieur de l'enceinte, lesdits orifice de communication et dispositif de chauffage (18) étant de préférence encore situés en partie basse de l'enceinte. 11. Dispositif selon l'une des revendications 1 à 10, caractérisé en ce qu'il comprend : - des pluralités de 3 à 20, de préférence 4 à 12, de dites premières et deuxièmes conduites de séparation et respectivement troisièmes conduites de liaison (20,30,40a), le nombre desdites premières conduites de séparation étant de préférence supérieur ou égal à celui desdites deuxièmes conduites de séparation, et - des uniques dites conduite d'alimentation de fluide (2a), première conduite d'évacuation de liquide (32) et respectivement première conduite d'évacuation de gaz (30b). 12. Procédé de séparation des deux phases liquide et gazeuse d'un fluide à l'aide d'un dispositif selon l'une des revendications 1 à 11, caractérisé en ce que l'on réalise les étapes suivantes, dans lesquelles : 1) on envoie le fluide, de préférence du pétrole brut, par l'intermédiaire d'une conduite d'alimentation en fluide (2a), jusqu'audit premier dudit premier réservoir, et 2) la phase liquide en partie dégazé au moins s'écoule depuis ledit premier réservoir, à travers lesdites premières conduites de séparation (20) pour être dégazé plus avant et descendre vers ledit premier collecteur (20a), puis ladite première conduite d'évacuation de liquide ( 32), et 3) la phase gazeuse comprenant encore éventuellement du liquide s'élève et circule à travers lesdites deuxièmes conduites de séparation (30) vers ledit deuxième collecteur (30a), puis ladite première conduite d'évacuation de gaz (30b) pour permettre la séparation complémentaire de liquide résiduel éventuellement contenu dans la phase gazeuse avant d'être évacuée dans ladite deuxième conduite d'évacuation (3i), et 4) la phase gazeuse provenant de la première conduite de séparation (20) s'élève à travers lesdites troisièmes conduites de liaison verticale (40b) et circule à travers lesdites deuxièmes conduites de séparation vers ledit deuxième collecteur (30) puis vers lesdites première (30b) et dite deuxième conduite d'évacuation de gaz (3i), et 5) la phase liquide provenant de la séparation du gaz dans lesdites deuxièmes conduites de séparation (30), dit deuxième collecteur (30a) et dite première conduite d'évacuation de gaz s'écoule vers ledit premier collecteur (20a) le cas échéant enpassant par ledit premier réservoir ou lesdites troisièmes conduite de liaison verticales, avant de rejoindre ladite première conduite d'évacuation de liquide (32), et 6) on récupère la phase liquide substantiellement dégazée à l'extrémité inférieure de ladite première conduite d'évacuation de liquide (32) et on l'achemine, par l'intermédiaire d'une dite deuxième conduite d'évacuation de liquide (3d) que l'on remonte jusqu'en surface ou que l'on envoie vers un dispositif de séparation liquide de façon à séparer les différents liquides éventuellement y contenus, de préférence pour séparer l'huile et l'eau d'un pétrole dégazé, et le cas échéant, un reliquat de gaz encore présent dans un pétrole brut imparfaitement dégazé, et 7) on récupère la phase gazeuse substantiellement séparée dudit liquide à l'extrémité inférieure de ladite deuxième conduite d'évacuation de gaz (3i) et de préférence on la renvoie en surface ou dans un puits d'injection de gaz au fond de la mer via une dite troisième conduite d'évacuation de gaz (31). 13. Procédé selon la revendication 12, caractérisé en ce que l'on envoie ledit pétrole brut à l'extrémité inférieure dudit premier réservoir, à une pression réduite P1, inférieure à la pression statique au fond de la mer P2, de préférence telle que le différentiel de pressions AP = P1-PO, PO étant la pression en surface, soit supérieur aux pertes de charges dans les deuxièmes conduites d'évacuation de gaz (31) depuis le fond de la mer jusqu'à la surface. 14. Procédé selon l'une des revendications 12 ou 13, caractérisé en ce que l'on exporte le liquide de fluide dégazé depuis le fond de la mer jusqu'en surface à l'aide d'une dite pompe d'export (13c). 15. Procédé selon l'une des revendications 12 à 14, caractérisé en ce que l'on contrôle le débit d'arrivée de fluide brut en amont dudit premier réservoir par ladite vanne de contrôle de débit (14c), et/ou on contrôle le débit d'évacuation du fluide dégazé en aval du dit premier collecteur (20a) par la vitesse de ladite pompe d'export (13c) en fonction des mesures au moins d'un dispositif de contrôle du niveau du fluide (6) au sein au moins dudit premier collecteur (20a). 16. Procédé selon l'une des revendications 11 à 15, caractérisé en ce que ledit dispositif de séparation est installé au fond de la mer, à une profondeur de 100 à 4 000 m et l'on établit une pression P2 de 10 à 50, de préférence 20 bar (20x105 Pa) au sein desdits premier réservoir et premier et deuxième collecteurs, premières etdeuxièmes conduites de séparation et troisièmes conduites de liaison en baissant la pression à l'aide d'un dispositif de baisse de pression (14b) coopérant avec ladite conduite d'arrivée de fluide brut (2d) en amont dudit premier réservoir. 17. Procédé de mise en place au fond de la mer d'un dispositif de séparation selon la revendication 6 et l'une des revendications 1 à 11 caractérisé en ce que l' on réalise les étapes suivantes dans lesquelles : a) on descend depuis la surface et on pose ledit dispositif de séparation (1) sur trois embases (10, 10a) de trois ancres a succion (11,11a) enfoncées au fond de la mer, puis b) on ajuste l'horizontalité de l'axe du réservoir diffuseur (2) et des premier et deuxième collecteurs (20a-30a), par rapport à l'horizontal en actionnant au moins un des vérins (50) à l'aide d'un ROV (52), puis c) on ajuste l'inclinaison (a) des premières conduites en actionnant les tiges des deux vérins 50a, d'une même valeur, dans la même direction.