Brevet FR3054543A1 — publié le 20180202

PROCEDE DE TRAITEMENT D'UNE EAU DE PRODUCTION ISSUE D'UN PROCEDE DE RECUPERATION ASSISTEE DU PETROLE ET/OU DU GAZ DOMAINE DE L'INVENTION La présente invention concerne le domaine technique de la récupération assistée d'hydrocarbures (pétrole et/ou gaz) dans un gisement. Plus précisément la présente invention concerne le domaine technique du traitement de l'eau de production issue de la récupération assistée d'hydrocarbures (pétrole et/ou gaz). ETAT ANTERIEUR DE LA TECHNIQUE Le traitement de l'eau dans l'industrie pétrolière est un sujet de première importance car on estime que pour chaque baril de pétrole (huile) produit dans le monde, trois 15 barils d'eau sont généralement co-produits. Cette co-production d'eau peut atteindre 9 à 99 barils d'eau par baril de pétrole dans les champs matures qui sont souvent concernés par la récupération assistée chimique du pétrole. La récupération du pétrole brut contenu dans les gisements s'effectue de manière 20 générale en plusieurs temps. La production résulte d'abord de l'énergie naturelle des fluides et de la roche qui se décompriment. A l'issue de cette phase de déplétion, la quantité d'huile récupérée en surface représente en moyenne 5 à 15 % de la réserve initiale. Il est donc nécessaire 25 dans un deuxième temps d'employer des techniques visant à accroître le rendement de récupération en maintenant la pression du champ. La méthode la plus fréquemment mise en oeuvre consiste à injecter de l'eau, et plus généralement de la saumure, dans le gisement par le biais de puits injecteurs dédiés à 30 cette fin. On parle alors de récupération secondaire. Cette deuxième phase s'arrête lorsque la teneur en eau dans le mélange produit par les puits producteurs est trop importante. Le gain, ici, en termes de taux de récupération d'huile additionnelle est de l'ordre de 5 à 20%. 35 Les autres techniques utilisables sont regroupées sous le nom de récupération assistée du pétrole (RAP ou EOR pour l'acronyme anglais de « Enhanced Oil Recovery »). Leur but est de récupérer entre 10 et 35% d'huile additionnelle par rapport à la quantité 10 3054543 2 initiale. Sous le terme de « récupération assistée du pétrole » sont connues diverses techniques thermiques, ou non telles que les techniques dites électriques, miscible, vapeur, ou encore chimiques de récupération améliorée du pétrole restant en place (voir « Oil & gas science and technology » - revue IFP, vol 63 (2008) n°1, pp 9-19). 5 Par pétrole, on désigne tout type d'huile, à savoir huile légère comme huile lourde, voire bitumineuse. Il s'agit d'un mélange d'hydrocarbures. Les termes pétrole et huile sont équivalents et désignent tous les deux ce mélange d'hydrocarbures. L'invention s'attache plus précisément à la technique de récupération assistée d'hydrocarbures (pétrole et/ou gaz) par voie chimique impliquant au minimum l'injection dans le gisement d'un fluide aqueux contenant un ou plusieurs polymères hydrosolubles. On distingue les techniques de récupération assistée du pétrole (EOR) des opérations de stimulation d'un réservoir. Ces dernières sont caractérisées par des injections limitées en volume de solution de polymère afin de créer un phénomène localisé dans le réservoir, à savoir pour la conformance un bouchage des zones de fortes perméabilités, pour le « water shutt off» la prévention ou le bouchage de venues d'eau. Les injections sont généralement faites soit par un puits injecteur, soit par un puits producteur sur des durées assez faibles de quelques jours et toujours inférieures au mois, et avec des volumes représentant moins de 5 % du volume poreux du réservoir. Le volume poreux correspond au volume non occupé par la roche dans le réservoir qui est une zone perméable. A l'opposé, les techniques de récupération assistée du pétrole (EOR) mettant en oeuvre des polymères impliquent une injection continue et prolongée de solution de polymère afin de balayer le réservoir d'un puits injecteur jusqu'à un puits producteur. Le but n'est pas de traiter une zone du réservoir mais sa totalité afin de récupérer un maximum de pétrole (huile). Pour cela, il est nécessaire d'injecter un volume de solution aqueuse beaucoup plus important compris généralement entre 50% et 500%, voire plus, du volume poreux. Au niveau du ou des puits producteurs, on récupère alors un mélange aqueux, huileux et parfois gazeux pouvant contenir les résidus du polymère injecté. L'injection d'un fluide visqueux de polymère selon la technique employée se fait seule ou en combinaison avec d'autres composés chimiques utiles à la récupération améliorée du pétrole. 3054543 3 Dans toutes ces techniques, l'addition de polymères hydrosolubles permet d'améliorer l'efficacité du balayage par injection d'eau. Les bénéfices attendus et prouvés de l'utilisation de polymères, au travers de la « viscosification » des eaux injectées, sont l'amélioration du balayage et du contrôle de la mobilité dans le champ afin de 5 récupérer l'huile rapidement et efficacement. Ces polymères permettent d'augmenter la viscosité de l'eau d'injection. Il est connu de l'homme du métier que les polymères hydrosolubles synthétiques et en particulier à base d'acrylamide sont des polymères très avantageux pour augmenter la 10 viscosité des solutions aqueuses et sont de fait, majoritairement utilisés en récupération assistée d'hydrocarbures (pétrole et/ou gaz). Les polymères dérivés d'acrylamides utilisés sont majoritairement anioniques et peuvent notamment être obtenus par : 15 homopolymérisation ou copolymérisation d' acrylamide, d'ATBS, d'acide acrylique, co-hydrolyse ou post-hydrolyse d'un polyacrylamide, copolymérisation ou terpolymérisation de l'acrylamide avec d'autres monomères fonctionnels ioniques ou non. 20 Les polyacrylamides sont déjà largement utilisés en récupération assistée d'hydrocarbures (pétrole et/ou gaz) dans les techniques dites « polymer», « surfactant polymer », « alkaline surfactant polymer » (P, SP, ASP). 25 Le polymère injecté va au cours de son injection, et sa propagation dans une formation souterraine subir diverses dégradations mécaniques, chimiques et biologiques. Il va par ailleurs voir sa concentration diminuer. A la sortie du puits le polymère n'est donc pas identique en quantité et en qualité par rapport au polymère injecté et peut donc conférer à la partie aqueuse du fluide produit une viscosité inférieure. Par ailleurs, le 30 fluide (eau + hydrocarbures), lors du balayage du réservoir, ou lors du passage dans les équipements va se charger en métaux et/ou H2S. Le fluide de production est traité de manière à séparer l'eau de production et les hydrocarbures (pétrole et/ou gaz). L'eau de production contient ces éventuels métaux 35 et composés soufrés tels que H2S. L'eau de production contient en outre les polymères éventuellement dégradés et des hydrocarbures résiduels, généralement moins de 10000 ppm d'hydrocarbures résiduels (pétrole et/ou gaz). 3054543 4 La dégradation chimique des polymères correspond au mécanisme le plus difficilement prévisible et quantifiable du fait qu'elle peut se produire selon de multiples mécanismes lors du stockage du fluide, lors de l'injection du fluide, ou au sein du 5 réservoir. La présence de viscosité dans l'eau de production nuit au traitement de la phase aqueuse. Le traitement est nécessaire pour permettre, selon les configurations, soit une décharge dans l'environnement, soit une réinjection dans un réservoir. 10 A l'inverse, la présence de polymère n'est pas gênante si elle n'engendre pas de viscosité excessive, généralement pas plus de 2 centipoises. Il n'est donc pas nécessaire d'éliminer le polymère mais il est nécessaire de limiter la viscosité que confère sa présence dans cette partie aqueuse. 15 Diverses techniques de traitement des eaux de production ont été proposées. La technique la plus simple dans le cadre d'opération de petite envergure, dite « pilote » est de mélanger le fluide produit contenant du polymère avec d'autres fluides n'en comprenant pas. La viscosité d'une solution de polymère est fonction entre autres de sa 20 concentration. Par effet de dilution des phases aqueuses, la viscosité va être donc moins importante. Cette solution est uniquement viable pour des opérations de petites tailles. Dans le cadre de grandes opérations, il faut alors traiter le fluide pour en réduire la 25 viscosité. Une des solutions consiste à éliminer le polymère par précipitation ou par filtration. Les techniques de précipitation consistent à utiliser des composés cationiques qui en interaction avec les charges anioniques du polymère vont provoquer son auto- 30 coagulation. Comme composés cationiques couramment utilisés nous pouvons cité les sels métalliques comme l'aluminium ou le fer, des polymères cationiques de haute densité de charges et de bas poids moléculaire comme les po1yDADMAC, EPI/DMA, DEC, ou encore des particules minérales comme les bentonites, les kaolins. 35 Les techniques de filtration consistent à utiliser des membranes, comme l'ultrafiltration. 3054543 5 L'élimination du polymère par précipitation ou par filtration n'est pas souhaitable car il est en général difficile de séparer de manière sélective le polymère de l'huile résiduelle. De plus les techniques existantes demandent de multiples étapes couteuses et ne permettent pas de valoriser l'huile résiduelle. 5 La solution la plus appropriée est de dégrader la chaine de polymère pour en abaisser le poids moléculaire. En effet, les interactions interchaînes d'un polymère qui engendrent la viscosité sont dues au poids moléculaire du polymère. Un polymère de poids moléculaire moins important aura moins d'interactions interchaînes et de ce fait 10 une viscosité moins importante. Trois principaux types de dégradation ont été étudiés afin de réduire le poids moléculaire du polymère. La moins efficace est la dégradation biologique car elle demande plusieurs heures ou plusieurs jours pour être significative. Ce type de traitement n'est pas en phase avec les 15 débits et les temps de séjours observés dans le cadre de la récupération assistée d'hydrocarbures (pétrole et/ou gaz). La seconde technique est la dégradation mécanique du fluide par cisaillement. Cette technique peut s'effectuer sur grille, fentes ou orifices, par dépressurisation rapide, par 20 cavitation, par ultrason... Le polymère est alors cassé en fragments de poids moléculaires inférieurs. Ces traitements sont efficaces mais entrainent une diminution néfaste du diamètre des gouttes d'huile à épurer ensuite. Par ailleurs la dégradation mécanique peut s'avérer contraignante car nécessitant une forte puissance électrique. 25 La troisième technique étudiée est la dégradation chimique. Cette dégradation implique généralement la génération de radicaux libres qui vont réagir avec la chaine principale du polymère et engendrer une chute de son poids moléculaire. En résulte alors une chute de viscosité du fluide d'injection liée à une diminution du volume hydrodynamique. 30 Les radicaux libres peuvent provenir de différentes sources. Ils peuvent être générés par le clivage de liaisons faibles de la chaine de polymères sous l'effet de chauffage/friction ou par les résidus d'amorceurs ou des impuretés de sous-produits. Les systèmes red/ox sont également générateurs de radicaux libres. 35 3054543 6 La demande EP 2 450 314 propose un procédé de traitement de l'eau de production dans lequel le but est de dégrader le polymère résiduel présent dans l'eau issue d'un procédé de récupération assistée du pétrole, par un ajout d'un agent oxydant en excès pour dégrader le polymère, puis à ajouter une quantité d'agent réducteur suffisante 5 pour neutraliser la totalité de l'oxydant en excès. Quoi qu'il en soit, les différents procédés connus à ce jour ne permettent pas d'obtenir un traitement sûr et efficace qui diminue la viscosité résiduelle tout en permettant la réutilisation de l'eau de production ainsi traitée sans utilisation massive de produits 10 chimiques. La demanderesse a résolu ce problème technique en mettant au point un procédé de traitement de l'eau issue de la récupération assistée d'hydrocarbures (pétrole et/ou gaz) par introduction d'une quantité d'oxydant spécifique en présence d'ions Fe2+. Ce 15 procédé permet ainsi d'obtenir une diminution de viscosité adéquate pour les différentes étapes du traitement de l'eau de production. EXPOSE DE L'INVENTION 20 La présente invention concerne un procédé de traitement de l'eau de production provenant de la récupération assistée d'hydrocarbures (pétrole et/ou gaz). On entend par « eau de production » toutes les eaux salées ou non salées, saumures, eau de mer, eau d'aquifère qui peuvent être issues d'un réservoir d'hydrocarbures mais 25 aussi de toute source de solution aqueuse polymérique. Eu égard à la présence de polymères éventuellement dégradés, l'eau de production présente généralement, à la sortie du puits de production, une viscosité appelée viscosité résiduelle. Comme déjà indiqué, la présente invention a pour objet le traitement de cette eau de 30 production, et notamment la diminution de sa viscosité. Plus précisément, la présente invention a pour objet un procédé de traitement de l'eau de production provenant de la récupération assistée d'hydrocarbures, et contenant des ions Fe2+, consistant à oxyder au moins partiellement les ions Fe2+ par introduction 35 d'au moins un activateur de réaction et d'oxygène dans ladite eau de production. Le rapport molaire oxygène introduit/ions Fe2+ est inférieur ou égal à 0.25. 3054543 7 Comme indiqué, l'eau de production provient d'un procédé de récupération assistée d'hydrocarbures. L'activateur de réaction permet d'activer la réaction d'oxydation des ions Fe2+ par l'oxygène et de dégradation du polymère. 5 L'activateur de réaction peut être introduit avant et/ou pendant et/ou après l'introduction de l'oxygène. En d'autres termes, il peut être introduit selon l'un des modes d'introduction suivants : - avant l'introduction de l'oxygène ; ou - pendant l'introduction de l'oxygène ; ou 10 - après l'introduction de l'oxygène ; ou - avant et pendant l'introduction de l'oxygène ; ou - avant et après l'introduction de l'oxygène ; ou - pendant et après l'introduction de l'oxygène ; ou - avant, pendant et après l'introduction de l'oxygène. 15 De manière générale, l'eau de production directement issue du traitement du fluide de production (eau + hydrocarbures) contient entre 0 et 500 ppm de Fe2+. Lorsque la quantité de Fe2+ initialement présents dans l'eau de production est nulle ou 20 insuffisante, des ions Fe2+ sont ajoutés préalablement à l'introduction de l'oxygène et éventuellement avant, pendant ou après l'activateur de réaction. Dans ce cas, les ions Fe2+ sont ajoutés selon les moyens connus de l'homme de l'art. A titre d'exemple, il peut s'agir de l'introduction du composé chlorure ferreux ou sulfate ferreux ou sel de Mohr. 25 De manière préférentielle l'eau de production traitée selon le procédé objet de l'invention contient au moins 1 ppm (en poids par rapport au poids de l'eau de production) de Fe2+, avantageusement entre 1 et 300 ppm de Fe2+, et plus préférentiellement entre 5 et 50 ppm de Fe2+. Ces ions Fe2+ peuvent provenir 30 directement de l'eau de production. Ils peuvent également avoir été introduits avant de mettre en oeuvre le procédé objet de l'invention. Ainsi, selon un mode de réalisation particulier, la concentration en ions Fe2+ est d'au moins 1 ppm par rapport au poids de l'eau de production, les ions Fe2+ étant, le cas 35 échéant, introduits préalablement à l'introduction de l'oxygène et éventuellement de l'activateur. Ce mode de réalisation est particulièrement adapté au cas où l'eau de production contient naturellement 0 ppm ou moins de 1 ppm d'ions Fe2+. 3054543 8 Selon un mode de réalisation particulier, les ions Fe2+ sont ajoutés avant, pendant ou après l'éventuel activateur mais avant l'introduction de l'oxygène. 5 Selon l'invention, l'eau de production contient initialement entre 0 et 500 ppb d'oxygène, préférentiellement entre 0 et 300 ppb, plus préférentiellement entre 0 et 50 ppb d'oxygène. Or, cette éventuelle quantité d'oxygène naturellement présente dans l'eau de production n'est pas suffisante pour oxyder les ions fer II de manière à provoquer la diminution de la viscosité de l'eau de production. 10 C'est la raison pour laquelle, la présente invention ne peut pas être mise en oeuvre de manière inhérente. C'est l'addition volontaire d'une quantité maîtrisée d'oxygène qui permet de résoudre le problème technique qui est celui de diminuer la viscosité de l'eau de production par oxydation maitrisée d'ion Fe2+ de manière à dégrader les 15 polymères présents dans l'eau de production et responsable de sa viscosité résiduelle. En effet, la maîtrise de la quantité d'oxygène introduite dans l'eau permet d'en limiter la quantité résiduelle, et par conséquent les éventuels effets négatifs. Ces effets négatifs peuvent notamment concerner la qualité : 20 - des hydrocarbures résiduels pouvant être séparés de l'eau de production ; et - de la solution de polymères hydrosolubles utilisée lorsque l'eau de production est recyclée pour être injectée dans un procédé de récupération assistée du pétrole. Selon l'invention, l'oxygène est mis en contact avec l'eau de production par des 25 moyens connus de l'homme de l'art. Cette mise en contact est avantageusement réalisée de manière hermétique, de manière à ce que seule la quantité d'oxygène voulue soit introduite. La quantité d'oxygène introduit est définie en fonction de la quantité d'ions Fe2+ 30 présents dans l'eau de production, notamment en fonction de la réaction suivante : 4 Fe2+ + 4H+ +O2 - 4 Fe3+ + 2H20 Ainsi, selon un mode de réalisation particulier, le procédé selon l'invention peut 35 comprendre une étape de dosage des ions Fe2+ présents dans l'eau de production. 3054543 9 Les méthodes de titration du fer ferreux (Fe2+) reposent sur l'ASTM D 1068-77, Icon in Water. Le principe de cette méthode de mesure est de faire réagir le fer ferreux avec la 1,10-phénanthroline pour former un complexe orangé permettant de déterminer la concentration en ions Fe2+ soit comparativement par rapport à une gamme de 5 concentration préétablie soit par mesure spectrophotométrique par rapport à un blanc. L'appareillage de titrage et les réactifs sont disponibles auprès des sociétés Hach ou Chemetrics. De manière connue, l'eau de production contient généralement des hydrocarbures 10 résiduels dont la quantité est typiquement inférieure à 10000 ppm. L'eau de production peut donc être traitée afin d'extraire ces hydrocarbures résiduels (pétrole et/ou gaz). Ainsi, selon un mode de réalisation préféré, l'oxygène peut être ajouté au début du procédé de traitement de l'eau de production, c'est-à-dire après la séparation entre les 15 hydrocarbures et l'eau de production contenus dans le fluide de production. Cette introduction de l'oxygène à ce stade permet de diminuer l'impact de la viscosité le plus tôt possible dans le processus d'épuration de l'eau. Ainsi, selon un mode de réalisation particulier de l'invention, on traite l'eau de 20 production par séparation de l'eau de production avec des hydrocarbures résiduels, par flottation et/ou décantation et/ou coalescence et/ou centrifugation et/ou filtration avantageusement réalisée par passage sur media filtrant (sable, charbon actif, coquilles de noix...). 25 Selon ce mode de réalisation particulier, l'oxygène peut notamment être introduit : pendant l'étape de séparation ; ou entre les étapes de séparation et de flottation et/ou de décantation et/ou de coalescence et/ou de centrifugation et/ou de filtration; ou pendant l'étape de flottation et/ou de décantation et/ou de coalescence et/ou de 30 centrifugation et/ou de filtration. Selon un mode de réalisation particulier de l'invention, l'introduction d'oxygène peut être réalisée dans une dérivation partielle de l'eau de production. 35 De manière avantageuse, on introduit dans l'eau de production entre 0.25 et 7 ppm d'oxygène, par rapport au poids de l'eau de production. 3054543 10 En outre, et de manière optionnelle, un compresseur peut être utilisé afin d'augmenter la saturation en oxygène, avantageusement dans la fraction déviée de l'eau de production. 5 Selon un mode de réalisation particulier, l'eau de production est traitée successivement par : - séparation de l'eau de production et des hydrocarbures résiduels ; - flottation de l'eau de production et/ou décantation de l'eau de production et/ou 10 coalescence de l'eau de production et/ou centrifugation de l'eau de production ; filtration de l'eau de production ; et l'oxygène est avantageusement introduit pendant l'étape de séparation. Selon un autre mode de réalisation particulier, l'eau de production est traitée 15 successivement par : séparation de l'eau de production et des hydrocarbures résiduels ; flottation de l'eau de production et/ou décantation de l'eau de production et/ou coalescence de l'eau de production et/ou centrifugation de l'eau de production ; filtration de l'eau de production ; 20 et l'oxygène est avantageusement introduit entre les étapes de séparation et de flottation et/ou de décantation et/ou de coalescence et/ou de centrifugation. Selon un autre mode de réalisation particulier, l'eau de production est traitée successivement par : 25 séparation de l'eau de production et des hydrocarbures résiduels ; flottation de l'eau de production et/ou décantation de l'eau de production et/ou coalescence de l'eau de production et/ou centrifugation de l'eau de production ; filtration de l'eau de production ; et l'oxygène est avantageusement introduit pendant l'étape de flottation et/ou de 30 décantation et/ou de coalescence et/ou de centrifugation. L'activateur de réaction (oxydation du fer II et dégradation du polymère) peut notamment être choisi dans le groupe comprenant : citrate de stéaryle, citrate monoammonique, citrate de calcium, éthylènediaminetétraacétate de calcium 35 disodique, phosphate monocalcique, phosphate tricalcique, phytate de calcium, acide citrique, éthylènediaminetétraacétate disodique, glycine, tripolyphosphate de sodium, 3054543 11 acide phosphorique, phosphate monopotassique, pyrophosphate tétrapotassique, phosphate dipotassique, pyrophosphate acide de sodium, citrate de sodium, pyrophosphate tétrasodique, phosphate monosodique, phosphate di sodique, hexamétaphosphate de sodium, acide N,N'-bis(2-hydroxybenzy1)-éthylènediamine- 5 N,N'-diacétique, acide N-(1,2-dicarboxyéthyl)-D,L aspartique, acide diéthylène triamine pentacétique, acide humique, acide fulvique, polyacrylate, polyitaconate, polymaleate, et polyaspartate. Comme déjà indiqué, l'activateur peut être introduit dans l'eau de production avant 10 et/ou pendant et/ou après l'introduction de l'oxygène. La quantité d'activateur introduite dans l'eau de production est avantageusement comprise entre 1 et 30 ppm, plus avantageusement entre 5 et 20 ppm, par rapport au poids de l'eau de production. 15 Sans vouloir émettre une quelconque théorie il semblerait que l'activateur accélère la diminution de la viscosité résiduelle de l'eau de production par accélération de la génération du flux de radicaux issus de réaction entre les ions Fe2+ et l'oxygène 02. 20 En outre, et de manière optionnelle, un agent désoxygénant peut-être ajouté afin d'éliminer l'oxygène résiduel, en dernière étape, et donc après l'introduction d'oxygène et la diminution de la viscosité de l'eau de production. Ce mode de réalisation est optionnel étant donné que la quantité d'oxygène résultante 25 ne nécessite généralement pas l'introduction d'un agent réducteur. Le procédé objet de la présente invention est donc préférentiellement mis en oeuvre en l'absence d'addition d'un réducteur pouvant éliminer l'éventuel oxygène résiduel. Quoi qu'il en soit, cet agent désoxygénant peut notamment être choisi dans le groupe 30 comprenant le sulfite, le bisulfite, le metabisulfite, la dithionite, l'hydrazine et les dérivés d'hydrazine hydroxylamine. Le document US 3,343,601 décrit notamment l'utilisation de ce type d'agent pour désoxygéner une solution de polyacrylamide. Cet agent désoxygénant agit en tant qu'agent réducteur modifiant le potentiel redox de 35 la formulation aqueuse. Il peut notamment s'agir de sulfites organiques tels que les sulfites alkyles, hydrosulfites d'alkyle, sulfinate, sulfoxylate, les phosphites mais aussi l'acide oxalique ou formique, les sels d'erythorbate, les carbohydrazides. 3054543 12 Ces composés sont généralement utilisés pour éliminer les traces d'oxygène présentes dans le fluide/eau d'injection et permettent d'atteindre typiquement des teneurs en oxygène dissous inférieures à 200 ppb (partie par billion). Préférentiellement, en accord avec les critères physico chimiques, toxicologiques, et industriels, les composés 5 désoxygénant de type sulfites organiques et inorganiques sont particulièrement avantageux. On citera pour exemple le Na2SO3 (sulfite de sodium) et la NaDT (dithionite de sodium) ou l'ammonium bisulfite. A l'issue de ce procédé de traitement de l'eau de production selon la présente 10 invention, l'eau de production contient avantageusement moins de 500 ppb d'oxygène, préférentiellement moins de 300 ppb d'oxygène, et encore plus préférentiellement moins de 100 ppb d'oxygène. Il existe des méthodes de mesure de l'oxygène dissous en ligne et ponctuelle. Les 15 méthodes en ligne mesurent l'oxygène dissous selon deux principes, électrochimique et optique. L'appareillage est disponible auprès de fournisseurs comme Presens, Mettler Toledo, Hach, WTW. Les méthodes de mesure ponctuelle sont des méthodes colorimétriques utilisant l'oxydation de composés tels que l'indigo carmine et la rhodazine D. Le matériel de mesure est disponible auprès de la société Chemetrics. 20 En outre, à l'issue de ce procédé de traitement de l'eau de production selon la présente invention, l'eau de production contient avantageusement moins de 5 ppm de Fe2+, préférentiellement moins de 1 ppm de Fe2+, et encore plus préférentiellement moins de 0.5 ppm de Fe2+. 25 D'autre part, à l'issue de ce procédé de traitement de l'eau de production selon la présente invention, l'eau de production contient avantageusement moins de 100 ppm de Fe3+, préférentiellement moins de 10 ppm de Fe3+, et encore plus préférentiellement moins de 5 ppm de Fe3+. 30 Sans vouloir émettre une quelconque théorie, le Demandeur considère que l'oxydation des ions Fe2+ conduit à la formation d'ions Fe3+ et de radicaux. Il semblerait que les ions Fe3+ dégradent beaucoup moins les polymères. La formation de radicaux lors de l'oxydation des ions Fe2+ permet de diminuer la viscosité résiduelle en dégradant le 35 polymère. Le procédé de traitement permet donc de faciliter la formation de Fe3+ tout en diminuant la viscosité résiduelle de l'eau de production, le phénomène étant accéléré voire amplifié par la présence d'un activateur. 3054543 13 La présente invention concerne également un procédé de récupération assistée d'hydrocarbures (pétrole et/ou gaz) mettant en oeuvre l'eau issue du procédé de traitement précédemment décrit. Ce procédé consiste à injecter une solution 5 polymérique dans une formation souterraine et à récupérer les hydrocarbures. La solution polymérique injectée contient l'eau issue du procédé de traitement de l'eau de production décrit ci-dessus. Ainsi, à l'issue de ce procédé de traitement de l'eau de production selon la présente 10 invention, lorsque l'eau de production est réinjectée dans le réservoir, au moins un polymère hydrosoluble est ajouté avant l'injection dans la formation souterraine. Le polymère est en pratique un polymère ou avantageusement un copolymère à base d'acrylamide, d'acide acrylique, d'acide 2-acrylamido-2-méthylpropane sulfonique ou 15 de N-vinyl pyrrolidone. L'invention et les avantages qui en découlent ressortent bien des exemples de réalisation suivants donnés afin d'illustrer l'invention et non de manière limitative. 20 FIGURES La figure 1 représente un mode de réalisation particulier de l'invention mettant en oeuvre un compresseur pour introduire l'oxygène dans une fraction déviée de l'eau de production. 25 EXEMPLES DE REALISATION DE L'INVENTION La diminution de la viscosité d'une solution aqueuse polymérique a été étudiée au cours du temps. 30 Protocole Une saumure synthétique est préparée à base d'eau déionisée et des sels suivants : NaC1 : 3.3 g/L CaC12, 2 H20 : 0.1 g/L 35 MgC12, 6 H20 : 0.1 g/L NaHCO3 : 1.5 g/L Na2SO4 : 0.2 g/L 3054543 14 Une partie de la saumure est ensuite dégazée par bullage à l'azote sous atmosphère anoxique (moins de 50 ppb d'oxygène) pendant une heure. 5 Une solution de polymère est préparée dans la saumure dégazée sous atmosphère anoxique. Le polymère utilisé est un copolymère acrylamide/acide acrylique (70/30 en poids), ayant un poids moléculaire de 7 Millions g/mol. Lors des différents essais on ajoute séquentiellement du chlorure ferreux, un activateur 10 (EDTA - Éthylène Diamine Tétra-Acétique) et de la saumure non dégazée (teneur en oxygène = 7 ppm) à la solution de polymère de manière à obtenir une concentration en polymère de 600 ppm. La solution est maintenue sous agitation et la viscosité résiduelle est mesurée à 5 15 minutes et à 30 minutes (viscosimètre Brookfield, module UL à 6 rpm à 25°C ; rpm = tour par minute). A 30 minutes la teneur en oxygène résiduel est mesurée. Tous les essais sont effectués sous atmosphère anoxique (moins de 50 ppb d'oxygène). CE-1 CE-2 CE-3 CE-4 CE-5 CE-6 INV-1 INV-2 Oxygène 0 7 1 7 7 7 1 1 (ppm) Fer II 0 10 10 0 0 10 10 10 (ppm) Activateur (ppm) 0 0 0 0 20 15 20 5 20 Tableau 1 : Quantités d'oxygène, d'ions Fe2+ et d'activateur mises en oeuvre dans les contre exemples (CE) et exemples selon l'invention (INV). 3054543 15 CE-1 CE-2 CE-3 CE-4 CE-5 CE-6 Viscosité 10 10 10 10 10 10 initiale Viscosité à 10 7.5 10 10 9.5 6 5 minutes Viscosité à 10 5.5 8.5 10 9.5 6 30 minutes Oxygène 0 6 0.8 7 7 6 résiduel à 30 minutes (ppm) Tableau 2 : Diminution de la viscosité (cps) en fonction du temps pour une solution selon les contre exemples CE-1 à CE-6. INV-1 INV-2 Viscosité 10 10 initiale Viscosité à 6 7 5 minutes Viscosité à 5 5.5 30 minutes Oxygène résiduel 0.1 0.3 à 30 minutes (ppm) 5 Tableau 3 : Diminution de la viscosité (cps) en fonction du temps pour une solution selon les exemples selon l'invention INV-1 à INV-2. Une dégradation acceptable de la viscosité est obtenue à haute concentration d'oxygène et de fer (CE-2 et CE-6) ainsi qu'à haute concentration d'oxygène, de fer et 10 d'activateur. Dans ces deux cas, la teneur en oxygène résiduelle reste élevée, ce qui est un inconvénient dans le procédé utilisé en raison de la corrosion engendré. Une avancée majeure est l'utilisation d'un activateur qui combiné avec du fer et une concentration moindre en oxygène (INV-1 et INV-2) va conduire à un abaissement de la viscosité et à une concentration résiduelle en oxygène comprise entre 100 et 500 15 ppb. Cette faible concentration en oxygène peut être réduite par un post ajout d'un réducteur pour maintenir de faibles teneurs en oxygène. 3054543 16 Dans les 3 contre-exemples suivants on remplace l'oxygène par un autre oxydant, l'hypochlorite de sodium comme dans le document FR 2 966 820. CE-7 CE-8 CE-9 Hypochlorite de 1 1 1 sodium (ppm) Fe II (ppm) 0 10 10 Activateur (ppm) 0 0 5 5 Tableau 4 : Quantités (en poids) d'hypochlorite de sodium, d'ions Fe2+ et d'activateur mises en oeuvre dans les contre exemples CE-7 à CE-9. CE-7 CE-8 CE-9 Viscosité 10 10 10 initiale Viscosité 10 8 8.5 à 5 minutes Viscosité 9.5 7.5 8.5 à 30 minutes Tableau 5 : Diminution de la viscosité (cps) en fonction du temps pour une solution selon les contre exemples CE-7 à CE-9. Bien qu'utilisant un oxydant décrit dans l'art antérieur, la baisse de la viscosité n'est pas suffisante à ce dosage. La réutilisation de l'eau traitée pour la dissolution d'un polymère «neuf» a été étudié. Deux solutions contenant 1000 ppm d'un copolymère acrylamide/acide acrylique (70/30 en poids), ayant un poids moléculaire de 18 Millions g/mol, sont préparées. Chaque solution est préparée respectivement avec l'eau traitée du contre-exemple CE-3 et de l'exemple INV-1 selon l'invention. La viscosité des solutions est mesurée à 20°C au bout de 3 jours après séjour en étuve à 55°C. La viscosité de la solution préparée avec l'eau traitée du contre-exemple CE-3 est de 25 16.5 cps. 10 15 20 3054543 17 La viscosité de la solution préparée avec l'eau traitée de l'exemple INV-1 selon l'invention est de 26.5 cps. 5 Les résultats démontrent bien que le procédé selon l'invention permet d'obtenir une eau apte pour la dissolution de polymère. REVENDICATIONS1. Procédé de traitement de l'eau de production provenant de la récupération assistée d'hydrocarbures, et contenant des ions Fe2+, consistant à oxyder au moins partiellement les ions Fe2+ par introduction d'au moins un activateur de réaction et d'oxygène dans ladite eau de production, le rapport molaire oxygène introduit/ions Fe2+ étant inférieur ou égal à 0.25. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'activateur est introduit dans l'eau de production selon un des modes d'introduction suivants : - avant l'introduction de l'oxygène ; - pendant l'introduction de l'oxygène ; - après l'introduction de l'oxygène ; - avant et pendant l'introduction de l'oxygène ; - avant et après l'introduction de l'oxygène ; - pendant et après l'introduction de l'oxygène ; - avant, pendant et après l'introduction de l'oxygène. 3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que l'activateur est choisi dans le groupe comprenant : citrate de stéaryle, citrate monoammonique, citrate de calcium, éthylènediaminetétraacétate de calcium di sodique, phosphate monocalcique, phosphate tricalcique, phytate de calcium, acide citrique, éthylènediaminetétraacétate disodique, glycine, tripolyphosphate de sodium, acide phosphorique, phosphate monopotassique, pyrophosphate tétrapotassique, phosphate dipotassique, pyrophosphate acide de sodium, citrate de sodium, pyrophosphate tétrasodique, phosphate monosodique, phosphate disodique, hexamétaphosphate de sodium, acide N,N'-bis(2-hydroxybenzy1)- éthylènediamine-N,N'-diacétique, acide N-(1,2-dicarboxyéthyl)-D,L aspartique, acide diéthylène triamine pentacétique, acide humique, acide fulvique, polyacrylate, polyitaconate, polymaleate, et polyaspartate. 4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisé en ce qu'on introduit dans l'eau de production entre 1 et 30 ppm d'activateur, par rapport au poids de l'eau de production. 3054543 19 5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce qu'on introduit dans l'eau de production entre 0.25 et 7 ppm d'oxygène, par rapport au poids de l'eau de production. 5 6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, caractérisé en ce qu'on traite l'eau de production successivement par : - séparation de l'eau de production et des hydrocarbures résiduels ; - flottation de l'eau de production et/ou décantation de l'eau de production et/ou de coalescence de l'eau de production et/ou de centrifugation de l'eau 10 de production ; - filtration de l'eau de production ; et en ce qu'on introduit l'oxygène pendant l'étape de séparation. 7. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, caractérisé en ce qu'on traite 15 l'eau de production successivement par : - séparation de l'eau de production et des hydrocarbures résiduels ; - flottation de l'eau de production et/ou décantation de l'eau de production et/ou coalescence de l'eau de production et/ou centrifugation de l'eau de production ; 20 - filtration de l'eau de production ; et en ce qu'on introduit l'oxygène entre les étapes de séparation et de flottation et/ou de décantation et/ou de coalescence et/ou de centrifugation. 8. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, caractérisé en ce qu'on traite 25 l'eau de production successivement par : - séparation de l'eau de production et des hydrocarbures résiduels ; - flottation de l'eau de production et/ou décantation de l'eau de production et/ou coalescence de l'eau de production et/ou centrifugation de l'eau de production ; 30 - filtration de l'eau de production ; et en ce qu'on introduit l'oxygène pendant l'étape de flottation et/ou de décantation et/ou de coalescence et/ou de centrifugation. 9. Procédé selon l'une des revendications 1 à 8, caractérisé en ce que la 35 concentration en ions Fe2+ est d'au moins 1 ppm par rapport au poids de l'eau de production ; et en ce que, le cas échéant, on introduit des ions Fe2+ préalablement à l'introduction de l'oxygène. 3054543 20 10. Procédé de récupération assistée d'hydrocarbures consistant à injecter une solution polymérique dans une formation souterraine et à récupérer les hydrocarbures, caractérisé en ce que la solution polymérique contient l'eau 5 issue du procédé objet de l'une des revendications 1 à 9.