Brevet FR3090618A1 — publié le 20200626

Description Titre de l'invention : Procédé de traitement d'eau de production issue de la récupération assistée de pétrole par hydrocyclone en présence d'additifs de type sels de tetrakis(hydroxymethyl)phosphonium Domaine technique [0001] La présente invention concerne le domaine de l'exploration et l'exploitation d'une formation souterraine. L'invention concerne plus particulièrement le traitement d'un fluide récupéré de la formation souterraine. L'invention concerne notamment le domaine de la récupération assistée des hydrocarbures (EOR de "Enhanced Oil Rccovcry") et le domaine du traitement des eaux de production. Technique antérieure [0002] Pour l'exploration et l'exploitation d'une formation souterraine, il est courant d'injecter un fluide dans la formation souterraine afin d'augmenter l'efficacité des procédés (Han D. K. & al, Rccent Development of Enhanced oil Recovery in China, .1. Petrol. Sci. Eng. 22(1-3) : 181-188 ; 1999). Il existe plusieurs méthodes dc récupération assistée de pétrole. Lorsque le fluide injecté, aussi appelé fluide de balayage, est additionné de composés, on parle de récupération assistée tertiaire. Ces composés chimiques sont des polymères, tensioactifs, des composés alcalins, ou des mélanges dc ces composés. Cette opération est connue sous le nom d'EOR chimique. [0003] En effet, pour optimiser ces procédés, il est d'usage d'inclure au moins une for- mulation de molécules organiques, telles que des polymères, des copolymères et/ou des tensioactifs, etc. Par rapport à une simple injection d'eau ou de saumure, l'intérêt de la présence d'un polymère est d'augmenter la viscosité du fluide de balayage et par conséquent d'améliorer le rapport de mobilité entre le fluide injecté et les hydrocarbures en place dans la formation souterraine. [0004] L'utilisation de polymères dans la récupération assistée tertiaire pose néanmoins des problèmes pratiques. Au niveau des puits producteurs, on récupère un effluent de production comprenant un mélange de fluide aqueux et d'hydrocarbures sous forme d'une émulsion dont le rapport eau/hydrocarbures évolue en fonction de la durée de production. La présence de polymère dans l'effluent de production, du fait de l'effet viscosifiant de celui-ci, rend plus difficile la séparation des différents fluides (huile/gaz/eau) et, en particulier, les traitements secondaires de l'eau (Zhang Y.Q & al. Treatment of produced water from polymer flooding in oil production by the combined method of hydrolysis acidification dynamic membrane bioreactor-coagulation process, 2 J. Petrol. Sci. Eng., 74 (1-2) : 14-19, 2010). Lorsque l'effluent de production arrive en surface, il est traité dans une unité de surface. Cette unité permet de séparer les différents fluides, gaz, huile et eau. A l'issue du traitement de surface, les hydrocarbures sont prêts à être raffinés. L'eau est traitée et dépolluée afin de minimiser les rejets de produits toxiques dans l'environnement, dont les seuils sont soumis à des normes. La présence du polymère dans les fluides produits, comme il est rapporté dans le document SPE 65390 (2001) "Emulsification and stahilization of ASP Flooding Produced liquid", peut entraîner la stabilisation des émulsions dans les fluides produits et poser des problèmes au niveau des procédés de traitement de surface, au niveau de la séparation eau/huile/gaz et en particulier, au niveau des procédés de traitement secondaire de l'eau. [0005] La production pétrolière par un procédé EOR chimique peut être notamment appliquée pour maintenir ou améliorer la production d'un réservoir. Parmi les familles de polymères utilisés en EOR on trouve les polymères hydrosolubles de hautes masses molaires tels que les polyacrylamides (PAM), les polyacrylamides partiellement hydrolysés (HPAM), ou certains polysaccharides (xanthanes, guars...). Ces polymères viscosificnt la phase aqueuse dans le réservoir et permettent ainsi d'augmenter notablement le taux de récupération du pétrole présent dans les pores de la roche. [0006] Après un certain laps de temps, les polymères ainsi injectés sont retrouvés (généralement en faibles quantités et partiellement dégradés) dans les eaux de production. [0007] Différentes techniques sont appliquées pour traiter les eaux de production notamment pour éliminer les gouttes de brut dispersées : sédimentation par séparation gravitaire, centrifugation, flottation avec ou sans injection de gaz et filtration. [0008] Le traitement de l'eau de production par hydrocyclone est un procédé très utilisé notamment en offshore en raison de sa grande efficacité et de son faible encombrement. Ce procédé placé généralement après le premier séparateur gravitaire, est un procédé continu basé sur une séparation par force centrifuge de deux phases ayant une densité différente (Voir Figurel). [0009] La géométrie interne de l'hydrocyclone induit un mouvement de rotation des liquides, en raison du mouvement cyclonique imposé au fluide, la phase dense (ici l'eau) est plaquée à la paroi et est évacuée à une extrémité de la géométrie alors que la phase peu dense (huile) se concentre au centre du dispositif et est évacuée à l'autre extrémité. [0010] La Demanderesse s'est aperçue que la présence de polymère partiellement dégradé, même en faible quantité dans l'eau de production, influait négativement sur les performances de l'hydrocyclone. Ainsi, la dégradation des performances peut aller jusqu'à rendre le procédé de séparation par hydrocyclone inefficace et ne semble pas due 3 uniquement à l'augmentation de la viscosité de la solution aqueuse. [0011] Il a été observé que les biocides communément utilisés dans les fluides de frac- turation injectés dans les formations souterraines tels les sels de tetrakis(hydroxymethyl)phosphonium dépolymérisent des polymères et donc réduisent la viscosité des solutions de polymères (US2010/0204068) et qu'il est par ailleurs possible de contrôler l'activité biocide sans dégrader le polymère par ajout d'un casseur oxydant (US2017/004324 Al). Ces composés, sont utilisés pour leurs propriétés antibactériennes dans les fluides de forage et dans les fluides de fracturation mis en oeuvre dans l'industrie pétrolière ou comme agents piégeurs de sulfure de fer pour traiter les eaux de production pétrolières. [0012] Dc manière surprenante, des essais réalisés avec un hydrocyclonc de laboratoire montrent que la mise en contact de l'eau de production à traiter avec un additif choisi parmi les sels de tetrakis(hydroxyméthyl)phosphonium permet de retrouver les performances du procédé de séparation par hydrocyclonc. De manière inattendue, cet effet est mis en évidence bien que la quantité de polymère présente soit suffisamment faible pour ne pas induire d'augmentation de la viscosité de la solution aqueuse. Résumé de l'invention [0013] L'invention concerne un procédé de traitement d'eau dc production issue dc la récu- pération assistée de pétrole, ladite eau de production comprenant une phase aqueuse et une phase organique dispersée dans ladite phase aqueuse, et au moins un polymère en phase aqueuse, ledit procédé comprenant : -une étape de mise en contact de ladite eau de production avec un additif comprenant au moins un sel de tctrakis(hydroxyméthyl)phosphonium (sel de THMP), de formule générale [0014] [Chem.] J RHOCI-1241D w_ [0015]dans laquelle n'est égal à 1, 2 ou 3 et X est un anion de valence égale à n. -une étape de séparation de la phase aqueuse et de la phase organique de ladite eau de production comprenant ledit additif au moyen d'un hydrocyclonc. [0016] L'anion peut être un ion chlorure, un bromure, un fluorure, un iodure, un hydroxyde, un hydrogénosulfate, un dihydrogénophosphate, un carboxylate tel par exemple un formiate, un acétate, un propionatc. [0017] L'anion peut également être est un sulfate, un hydrogénophosphate, un oxalate, de préférence un sulfate. [0018] L'anion peut être un phosphate. [0019] Dc préférence, l'additif est le sulfate de tetrakis(hydroxyméthyl)phosphonium (sulfate de THMP ou STHMP) de formule : [0020] [Chem.2] [( H OCH2)4 Pl S042- [0021] Ledit polymère est avantageusement choisi parmi les polyacrylamides (PAM) ou les polyacryhunides partiellement hydrolysés (HPAM), les polysaccharides, ou les polymères comprenant des motifs monomères de type N-vinylpyrrolidone ou acrylamido-tertiobutylsulfonate (ATBS). 100221 Le pH de l'eau de production est avantageusement compris entre 2 et 7, de préférence entre 2 et 5, de manière très préférée entre 3 et 5, lors de l'étape de mise en contact. 100231 On peut ajuster le pH lors de l'étape de mise en contact par ajout d'un acide ou d'un sel tampon. 100241 Avantageusement la température de l'étape de mise en contact est comprise entre 25 et 100°C, de préférence entre 50 et 100°C. 100251 Avantageusement, la concentration en sel de tetralcis(hydroxyméthyl)phosphonium est comprise entre 20 et 1000 ppm massique par rapport à la masse totale d'eau de production, de manière préférée entre 20 et 300 ppm, de manière très préférée entre 20 et 100 ppm, de manière encore plus préférée entre 20 et 50 ppm. 100261 Avantageusement, le temps de contact correspondant à la durée de l'étape de mise en contact entre ladite eau de production et ledit additif est compris entre 1 et 400 minutes, de préférence entre 1 et 320 minutes, de manière très préférée entre 1 et 60 minutes. 100271 Avantageusement, la concentration dudit polymère dans ladite eau de production est comprise entre 1 et 1000 ppm. 100281 De préférence, la phase organique dispersée est du pétrole brut. 100291 La concentration dudit pétrole brut dans ladite eau de production est avanta- geusement comprise entre I et 900 ppm. [0030] L'invention concerne également un procédé de récupération assistée de pétrole brut contenu dans un réservoir géologique dans lequel : - on injecte dans ledit réservoir un fluide de balayage comprenant au moins un polymère de manière à déplacer lesdits hydrocarbures vers au moins un puits producteur ; - on collecte un effluent comprenant la majeure partie du pétrole brut par ledit puits producteur ; - on récupère en surface du puits producteur une eau de production comprenant une phase aqueuse continue comprenant des traces dudit polymère et une phase organique constituée de gouttelettes de pétrole brut dispersées dans ladite phase aqueuse ; - on traite ladite eau de production au moyen du procédé de traitement précédemment décrit. Liste des figures 100311 D'autres caractéristiques et avantages du procédé de traitement selon l'invention, ap- paraîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux figures annexées et décrites ci-après. [0032] [fig.1] [0033] La figure 1 représente le principe de la séparation par hydrocyclone pour le traitement de l'eau de production. [0034] [fig.2] [0035] La figure 2 présente les mesures de couple en en fonction de la vitesse angulaire (radis) pour trois types de formulations (eau, solution de polymère à 50 ppm, solution de polymère à 50 ppm additionnée de 300 ppm de STHMP) réalisées dans le rhéomètre. Aux faibles vitesses angulaires (1) les courbes sont superposées indiquant que les solutions ont la même viscosité. Aux hautes vitesses angulaires (2) la solution de polymère présente un couple plus faible en raison de l'absence de turbulences dans la solution par rapport à la solution de polymère additionnée de 300 ppm de STHMP ou par rapport à l'eau. [0036] [fig.3] [0037] La figure 3 représente les mesures de l'effet de réduction de la turbulence mesurée dans le rhéomètre aux hautes vitesses angulaires, le couple en pN.m en fonction de la vitesse angulaire (radis) pour trois types de formulations (eau, solution de polymère à 50 ppm, solution de polymère à 50 ppm additionnée de 300 ppm de STHMP). Description des modes de réalisation 100381 Dans la description et les exemples, les concentrations en additif ou en polymère sont exprimées en ppm massique (soit en mg par kg d'eau de production comprenant le polymère et le ou les additifs éventuels) , ce qui signifie qu'on calcule la teneur en ppm de l'additif ou du polymère par rapport à la masse totale d'eau de production. 100391 Plus particulièrement, la présente invention s'applique au traitement d'une eau de production résultant d'une première étape de séparation eau/huile appliquée à un effluent pétrolier, l'effluent étant issu d'une récupération assistée d'hydrocarbures piégés au sein d'une formation souterraine. La présente invention peut également s'appliquer directement à un effluent pétrolier, lorsque cet effluent est très majoritairement aqueux. [0040] Les produits utilisés dans l'invention sont des sels de tetrakis(hydroxyméthyl)phosphonium (dits sels de THMP). 6 [0041] Ils répondent à la formule générale : [0042] [Chem.3] RHOCH2)4P Xn- [0043] dans laquelle n'est égal à 1, 2 ou 3 et X est un anion de valence égale à n. [0044] X" peut être un chlorure, un bromure, un fluorure, un iodure, un hydroxyde, un hy- drogénosulfate, un dihydrogénophosphate, un carboxylate tel que par exemple un formiate, un acétate, un propionate ; dans ce cas, l'anion est monovalent (n=1). [0045] X" peut être un sulfate, un hydrogénophosphate, un oxalate ;dans ce cas, l'anion est divalent (n=2). ). [0046] X" peut être un phosphate ; dans ce cas, l'anion est trivalent (n=3). [0047] De préférence l'anion est un sulfate et le composé de l'invention est le sulfate de tetrakis(hydroxyméthyl)phosphonium (STHMP) qui répond à la formule suivante : [0048] [Chem.4] [(-100-12)41:1 5042- [0049] Les sels de tetrakis(hydroxyméthyl)phosphonium, également nommés sels de THMP et aussi parfois « THP salts », sont généralement obtenus par réaction de phosphine avec du formaldéhyde en présence d'un acide linX. La synthèse et la structure du chlorure de THMP ont été décrites dans Journal of American Chemical Society, vol 43, p.1684 (1921) et vol 52, p.3923 (1930). La synthèse de sels de THMP est décrite par exemple dans les documents US 2 743 299, US 3 835 194, US 4 044 055. [0050] La chimie des composés phosphorés hydroxyméthylés auxquels appartiennent les produits de l'invention a été décrite notamment dans les documents « Chemistry of Hydroxymethyl Phosphorus Compounds, part I à part IV » parus dans Textile Research Journal, nov 1982, pp 671-693 et déc 1982, pp738-755. [0051] Ces composés trouvent de nombreuses applications notamment dans l'industrie textile comme retardateurs de flammes ou entrant dans la fabrication de retardateurs de flammes. Ils sont également utilisés dans l'industrie du cuir, et comme agent de blanchiment dans l'industrie papetière. Certains d'entre eux, tels le sulfate, sont également utilisés pour leurs propriétés antibactériennes dans les fluides de forage et les fluides de fracturation utilisés dans l'industrie pétrolière ou comme agents piégeurs de sulfure de fer pour le traitement d'eau. [0052] Les polymères conventionnels utilisés en EOR sont des polymères de masses molaires élevées qui appartiennent généralement à la famille des polyacrylamides (PAM) ou des polyacrylamides partiellement hydrolysés (HPAM). Ils peuvent éven- 7 tuellement renfermer des motifs monomères de type N-vinylpyrrolidone ou acrylamido-tertiobutylsulfonatc (ATBS). Les polymères peuvent également être choisis parmi les polysaccharides (gomme guar, xanthane et scléroglucane notam ment). [0053] Même présents à de très faibles concentrations, les polymères utilisés pour la récu- pération assistée de pétrole (EOR) réduisent de manière drastique les performances de séparation des hydrocyclones, en diminuant le niveau de turbulence. Aux concentrations très faibles en polymère, cette réduction d'efficacité n'est pas duc à une augmentation de la viscosité de la phase aqueuse. [0054] Des tests simples de cisaillement en rhéomètre montrent que le traitement du polymère en solution aqueuse avec un additif de type sels de tetrakis(hydroxyméthyl)phosphonium permet de retrouver le niveau de turbulence mesuré en l'absence de polymère. L'additif élimine donc l'effet de réduction de la turbulence duc aux résidus de polymères de l'eau de production dans l'hydrocyclone. L'ajout d'un sel de tetrakis(hydroxyméthyl)phosphonium à la solution aqueuse comprenant le ou les polymères permet de retrouver les performances de séparation eau-huile de l'hydrocyclone. [0055] La concentration en sel de formule (1) décrite ci-dessus est comprise entre 20 et 1000 ppm dans la phase aqueuse continue comprenant le brut dispersé et le ou les polymères (eau de production), de préférence entre 20 et 300 ppm, de manière très préférée entre 20 et 100 ppm, de manière encore plus préférée entre 20 et 50ppm, calculés par rapport à la masse totale d'eau de production. [0056] Par exemple, pour une eau de production comprenant une phase aqueuse continue, entre 1 et 900 ppm de gouttelettes de brut dispersé, et de 1 à 1000 ppm de polymère en solution aqueuse, la quantité de sel de formule (I) introduite est de l'ordre de 20 à 1000 ppm, calculés par rapport à la masse totale des constituants de l'eau de production. [0057] Le sel de formule (I) est introduit dans la solution aqueuse avant l'introduction de l'eau de production dans l'hydrocyclone par mise en contact de l'eau de production avec ledit additif. Le temps de contact est généralement compris entre quelques minutes et quelques heures, de préférence entre 1 min et 400 min, de manière très préférée entre 1 et 320 min, de manière encore plus préférée entre 1 et 60 min Le temps de contact peut être ajusté en fonction de la nature du polymère utilisé pour la récupération assistée de pétrole et de sa masse molaire moyenne. [0058] De manière générale, le pH d'une eau de production issue de la récupération assistée de pétrole peut être acide, neutre ou basique en fonction de la composition de l'eau de production, de la présence éventuelle de traces de composés acides comme du CO2 ou de l'H2S ou de composés basiques dans le cadre de procédés mettant en oeuvre des surfactants alcalins par exemple. 8 100591 Le pH du milieu lors de l'étape de mise en contact est avantageusement compris entre 2 et 7, de manière préférée entre 2 et 5, de manière très préférée entre 3 et 5. On peut ajuster si nécessaire le pH préférentiellement par ajout d'acide de type HC1 ou d'un sel tampon de type citrate de sodium. Exemples [0060] Exemple 1 : Tests de séparation en hydrocyclone (huile 1) [0061] Des essais de séparation eau-huile ont été menés dans un hydrocyclone de laboratoire avec une eau de production qui comprend une phase aqueuse et une phase huile dispersée constituée de pétrole brut. Différentes compositions de phase aqueuse sont testées : eau, eau contenant du polymère de type HPAM en solution, eau contenant du polymère et un sel de THMP (sulfate de TH M P, dit STHMP). [0062] Lc polymère dans cet exemple est un HPAM partiellement hydrolysé de masse mo- léculaire moyenne comprise entre 6 à 8 MDa (HPAM1). Les teneurs en polymère et en additif (sel de TH M P) sont indiquées dans la colonne « concentrations » du tableau 1. [0063] Les résultats comparés des performances de l'hydrocyclonc sont donnés dans le tableau 1. La performance de l'hydrocyclonc est un pourcentage de nettoyage dc l'eau calculé avec une équation du type : [0064] (LHQW-E0 41-1C1w)/P1C[W+0 = performance (en %) [0065] Où [HC[W-E0 est la concentration en hydrocarbures à l'entrée de l'hydrocyclonc et [HCJw la concentration en hydrocarbures à la sortie "eau de l'hydrocyclonc selon la Figure I. [0066] Sans polymère, les performances de la séparation eau-huile sont voisines de 80 % dans des conditions optimisées. [0067] La présence de polymère, même à des concentrations très faibles (50 ppm), bien que ne changeant pas la viscosité de la phase aqueuse, conduit à une dégradation drastique des performances (entre 18,6 et 21,4 % dc séparation). Lorsque le test est refait avec une solution de polymère mise en contact préalable avec un additif selon l'invention (STHMP), les performances de l'hydrocyclonc retrouvent un niveau similaire à celui mesuré en l'absence de polymère (entre 72,1 et 78,8 %). [0068] La perte des performances en raison de la présence de polymère est attribuée à un effet de réduction de la turbulence ou effet DRA (Drag Reducing Agent) de ce dernier : sans vouloir être lié par une quelconque théorie, la présence du polymère semble empêcher la formation de tourbillons dans la géométrie de l'hydrocyclone, or ces derniers sont nécessaires à la séparation eau/huile dans la géométrie. Des mesures de couple en fonction de la vitesse angulaire des solutions eau sans polymère, eau avec polymère et eau avec polymère plus additif selon l'invention (STHMP) ont été réalisées dans un rhéomètre (Figure 2). Ces dernières montrent notamment que la 9 faible teneur en polymère n'induit pas d'augmentation de viscosité de la phase aqueuse, mais que le polymère a bien un effet de réduction de la turbulence. Dans la zone laminaire, les courbes se superposent en raison des viscosités identiques. En revanche, clans la zone turbulente, le polymère présent en faible quantité dans la solution aqueuse a un effet de réduction du couple. Les résultats montrent par ailleurs que cet effet est bien annulé aux hauts cisaillements c'est à dire clans les conditions de très grandes turbulences (vitesses de cisaillement élevées), pour une solution additivée avec le STHMP. [0069] [Tall leauxl] [EOR] [HC] Test Concentrations ppm Teneur en brut dispersé (entrée) ppm Tcncur en brut dispersé (sortie) Teneur en brut dans l'effluent rejeté Performance de la séparation eau-huile Uni ppm (%) Eau de productio n 0 620 130 2950 79,0 Eau de productio n+ HPAM1 50 ppm HPAMI 700 550 1280 21,4 730 510 1000 18,6 Eau de productio n + HPAM 1+ STHMP 50 ppm 680 190 2200 72,1 HPAM1 + 300 ppm STHMP 680 140 3200 78,8 Tableau 1 [0070] Dans l'exemple 1, le polymère est dilué à 50 ppm dans l'eau de production. L'effet du polymère sur les performances de l'hydrocyclone n'est pas dû à la viscosité, mais vraisemblablement à l'effet anti-turbulence du polymère dans l'hydrocyclone. Les performances en séparation eau-huile de l'hydrocyclone sont donc affectées. [0071] Le traitement de l'eau de production par l'additif STHMP à une teneur de 300 ppm par rapport à la masse totale d'eau de production permet de retrouver les performances en séparation de l'hydrocyclone. En parallèle, on observe que l'eau de production traitée montre des niveaux de couples mesurés à hautes vitesses dans le rhéomètre proches de ceux de l'eau sans polymère. [0072] Ainsi il apparaît que les eaux de production contenant des résidus de polymère, qui présentent un effet anti-turbulence dans le rhéomètre auront de mauvaises performances dans l'hydrocyclone. Inversement, un traitement de l'eau de production avec un sel de THMP ramène le niveau de ces turbulences à un niveau proche de celui de l'eau de référence, ce qui indique que le procédé de traitement selon l'invention permet de retrouver des niveaux de performances de l'hydrocyclonc similaires à ceux obtenus pour une eau de production ne contenant pas de résidus de polymère. [0073] Exemple 2 : Influence des paramètres sur le couple mesuré au rhéomètre et sur l'efficacité de l'hydrocyclone [0074] Avant chaque test en rhéomètre, une série de mesures de couple de référence est conduite sur de l'eau de réseau pour évaluer le bon fonctionnement de l'appareil; ces mesures sont réalisées aux deux températures d'étude (25°C et 50°C). Les valeurs moyennes du couple de référence (p.N.m) aux quatre vitesses angulaires élevées choisies sont données dans le tableau 2. [0075] En faisant varier certains paramètres (pH, température, concentration, type de polymère), on détermine la variation du couple mesuré par rapport au couple de référence (obtenu avec de l'eau de réseau sans polymère ni additif) afin d'évaluer si le traitement permet de regagner en turbulence et donc, dans le cas d'essai dans l'hydrocyclone de laboratoire, de retrouver des performances d'efficacité de la séparation dans l'hychocyclone. [0076] L'exemple 2 montre l'influence de différents paramètres sur la récupération de couple dans le rhéomètre, donc sur l'efficacité de séparation : [0077] -influence du pH (Tableau 2 et Tableau 3 et Tableau 4) : Par ajout d'HCl ou d'un tampon de type citrate de sodium dans la solution aqueuse, on ajuste le pH de la solution aqueuse à 3,4. Le polymère utilisé est le même que dans l'exemple 1 (HPAMI, de masse molaire moyenne 6 à 8 MDa). L'additif est le sulfate de THMP, une concentration de 25 ou 50 ppm dans l'eau de production ainsi reconstituée. Le temps de contact avec l'eau de production est de 30 ou 60 minutes. [0078] Influence de l'acidité du milieu sur le traitement d'une eau de production comprenant 100 ppm de polymère HPAM de masse molaire moyenne 6 à 8 MDa, pour une concentration en sulfate de THMP de 25 ppm, et un temps de contact de 30 minutes : les résultats sont reportés dans le tableau 2. [0079] 11 ITableaux2I Vitesse angulaire (radis) 267 273 279 285 % de récu- pération du couple 0 0 0 0 Eau de réseau pure % de récu- pération du couple 23 19 24 13 Eau + Tampon citrate (pH=3,4) Tableau 2 [0080] Influence de l'acidité du milieu sur le traitement d'une eau de production comprenant 100 ppm de polymère HPAM de masse molaire moyenne 6 à 8 MDa, pour une concentration en sulfate de THMP de 50 ppm, et un temps de contact de 30 minutes : les résultats sont reportés dans le tableau 3. [0081] [Tableaux3] Vitesse angulaire (radis) 267 273 279 285 % de récu- pération du couple 16 17 15 8 Eau de réseau % de récu- pération du couple 74 64 54 47 Eau + Acide HC1 pH = 3,4 Tableau 3 12 100821 hilluence de l'acidité du milieu sur le traitement d'une eau de production comprenant 100 ppm de polymère HPAM de masse molaire moyenne 6 à 8 MDa, pour une concentration en sulfate de THMP de 50 ppm, et un temps de contact de 60 minutes : les résultats sont reportés dans le tableau 4. [0083] [Tablcaux4] Vitesse angulaire (rad/s) 267 273 279 285 % de récu- pération du couple 25 21 17 16 Eau de réseau % de récu- pération du couple Eau+Acide HC1 pH = 3,4 100 100 100 100 Tableau 4 [0084] Conclusion : On observe que l'acidité du milieu renforce l'effet du traitement par le sel de THMP et permet de récupérer plus de turbulences plus rapidement, et donc d'obtenir une meilleure efficacité de séparation dans l'hydrocyclone. [0085] Influence du temps de contact (tableau 5, tableau 6 et tableau 7) [0086] Le polymère utilisé est le même que dans l'exemple 1 (HPAM1, de masse molaire moyenne 6 à 8 MDa). L'additif est le sulfate de THMP, à une concentration de 25 ou 50 ppm. Le temps de contact de l'additif avec l'eau de production avant mesure du couple varie de 25 min à 200 min. Le milieu peut être acide ou non. [0087] -Influence du temps de contact pour le traitement d'une eau de production non acide comprenant 100 ppm d'un HPAM de masse molaire moyenne 6 à 8 MDa, dans de l'eau de réseau, à laquelle on ajoute l'additif sulfate de THMP à une teneur de 50 ppm. On fait varier le temps de contact. Les résultats sont reportés dans le tableau 5. [0088] 13 ITableaux5I Vitesse angulaire (radis) 267 273 279 285 % de récu- pération du couple 30 min. 16 17 15 8 % de récu- pération du couple 60 min. 25 21 17 16 Tableau 5 [0089] -Influence du temps de contact, pour une concentration en additif de 25 ppm : On ajuste le pH du milieu par ajout d' un tampon citrate de sodium à 3.4, le polymère est un HPAM de masse molaire moyenne 6 à 8 MDa à une concentration de 100 ppm, la concentration en sulfate de THMP est de 25 ppm dans l'eau de production. On fait varier le temps de contact. Les résultats sont reportés dans le tableau 6. [0090] [Tableaux6] Vitesse angulaire (radis) 267 273 279 285 % de récu- pération du couple 25 min. 23 19 24 13 % de récu- pération du couple 200 min 91 98 100 100 Tableau 6 [0091] -Influence du temps de contact, pour une concentration en additif de 50 ppm : [0092] Le pH du milieu est ajusté à 3,4 par ajout d'HC1 , Le polymère est un HPAM de masse molaire moyenne 6 à 8 MDa, à une concentration de 100 ppm, la concentration en sulfate de THMP est de 50 ppm dans l'eau de production ainsi reconstituée. On fait. varier le temps de contact. Les résultats sont reportés dans le tableau 7. [0093] 14 ITableaux7] Vitesse angulaire (radis) 267 273 279 285 % de récu- pération du couple 30 min. 74 64 54 47 % de récu- pération du couple 60 min. 100 100 100 100 Tableau 7 [0094] Conclusion : On observe que plus le temps de contact entre la solution de polymère et le THMP est long, plus les performances de recouvrement de couple sont élevées et donc plus les performances de l'hydrocyclonc après traitement seront élevées. [0095] -Influence de la concentration en additif (sulfate de THMP) [0096] On ajuste le pH du milieu à 3.4 par ajout d'HCI , le temps de contact est de 60 min. Le polymère est un HPAM de masse molaire moyenne 6 à 8 MDa ajouté à une concentration de 100 ppm dans l'eau de production ainsi reconstituée. On fait varier la concentration en sulfate de THMP dans l'eau de production. Les résultats sont reportés dans le tableau 8. [0097] [Tableaux8] Vitesse angulaire (radis) 267 273 279 285 % de récu- pération du couple pour STHMP 20 91 84 79 77 Ppm % de récu- pération du couple pour STHMP 50 ppm 100 100 100 100 Tableau 8 100981 Conclusion : toutes choses étant égales par ailleurs, on observe que plus la quantité de sulfate de THMP est élevée, plus le produit est efficace pour permettre de retrouver des niveaux de couple égaux à ceux de la référence et donc pour retrouver les performances en séparation eau-huile dans l'hydrocyclone. Influence de la température [0099] On ajuste le pH du milieu à 3,4 par ajout d'un tampon de type citrate de sodium, la concentration en sulfate de THMP est de 25 ppm. Le polymère est un HPAM de masse molaire moyenne 6 à 8 MDa, présent à une teneur de 100 ppm dans l'eau de production ainsi reconstituée. Les résultats sont reportés dans le tableau 9. [0100] [Tahleaux9] Vitesse angulaire (rad/s) 267 273 279 285 % de récu- pération du couple T amh. 23 19 24 13 Temps de contact = 25 min T = 50 °C temps de contact 16 min 41 44 49 57 Tableau 9 [0101] L'efficacité du traitement est améliorée à une température de 50°C, par rapport au traitement à température ambiante et permet de diminuer le temps de contact. [0102] Conclusion : la température plus élevée accélère la réaction entre le polymère et le sulfate de THMP, donc dans un hydrocyclone, une température plus élevée permettra de retrouver, soit plus vite, soit avec moins d'additif, les performances de séparation obtenues sans polymère . [0103] Exemple 3 : Tests au rhéomètre - polymères de type HPAM [0104] Dans cet exemple, deux types de polymères HPAM, de masse molaire moyenne différente, sont testés à une concentration de 100 ppm dans l'eau de production, afin d'évaluer l'influence de la masse molaire moyenne du polymère sur l'efficacité du traitement. [0105] HPAM1 : masse molaire moyenne 6 à 8 MDa [0106] HPAM2 : masse molaire moyenne 17 à 21 MDa 16 101071 On ajoute à l'eau de production un tampon de type citrate de sodium pour ajuster le pH du milieu à 3,4 , le temps de contact est de 200 min Les résultats sont reportés dans le tableau 10. [0108] [Tahlcauxl0] Vitesse angulaire moyenne (rad/s) 267 273 279 285 % de récu- pération du couple 91 98 100 100 HPAM 6 à 8 MDa + 25 ppm de sulfate de THMP % de récu- pération du couple HPAM 17 à 21 MDa + 50 ppm de STHMP 99 100 100 100 Tableau 10 [0109] Conclusion : [0110] On observe qu' à masse molaire croissante du polymère, il est nécessaire d'ajouter plus de sulfate de THMP pour récupérer le même niveau de performances. Exemple 4 : Tests au rhéomètre - polymère AA/ATBS [0111] Dans cet exemple, le polymère utilisé est une composition copolymère de l'acide acrylique et du 2-acrylamido-2-methylpropane acide sulfonique, aussi appelé acrylamido-N-tertiobutyl acide sulfonique, (polymère 3, AA/ATBS) de très haute masse molaire moyenne 16,5 à 21 MDa. La composition testée (eau de production) comprend 25 ppm de polymère, 50 ppm de sulfate de THMP, en présence d'un tampon de type citrate de sodium pour ajuster le pH du milieu à 3,4. Trois temps de contact sont évalués : 40, 200, 320 minutes. On observe que le temps de contact (CT) nécessaire pour permettre une récupération des performances de l'hydrocyclone lors du traitement de l'eau de production comprenant le polymère 3 est supérieur à celui requis pour les polymères 1 et 2, mais que la récupération des performances de 17 l'hydrocyclone est totale pour les temps de contact les plus longs. Les résultats sont reportés dans le tableau 11. [0112] [Tableaux11] Vitesse angulaire (rad/s) 267 273 279 285 % de récu- pération du couple 0 0 0 0 CT = 40 min % de récu- pération du couple 100 100 100 100 CT = 200 min. % de récu- pération du couple 100 100 100 100 CT = 320 min. Tableau 11 [0113] Exemple 5 :Tests de séparation en hydrocyclone (huile 2) [0114] Des tests de séparation eau-huile sont conduits en hydrocyclonc comme dans l'exemple 1, mais pour une eau de production comprenant un autre type de brut dispersé (huile 2). [0115] Le tableau 12 présente les résultats comparés des performances de l'hydrocyclonc pour le traitement d'une eau de production comprenant l'huile 2 dispersée (brut dispersé) et 100 ppm de polymère HPAM de masse 8 à 12 MDa, avec et sans mise en contact avec du sulfate de THMP (STHMP) à une concentration de 100 ppm. [0116] 18 ITableaux121 Ppm ppm ppm ppm (%) Test Concentrations Teneur en brut dispersé (entrée) Teneur en brut dispersé (sortie) Teneur en brut dans l'effluent rejeté Performance dela séparation eau-huile Eau de productio n 0 700 180 3000 74,3 huile 2 700 200 3000 71,4 Eau de productio n 100 ppm 310 310 310 0 huile 2 + HPAM HPAM (8 à 12 MDa ) Eau de productio n 100 ppm HPAM (8 à 12 MDa ) + 100 ppm STHMP 666 169 3600 74,6 huile 2 + HPAM + STHMP Tableau 12 [0117] Conclusion : on observe que la présence de polymère HPAM dans l'eau de production comprenant le brut dispersé (huile 2) induit une perte totale de performances de la séparation entre la phase aqueuse et la phase organique en hydrocyclone (séparation eau-huile). Comme dans le cas de l'exemple I, le traitement de l'eau de production contenant l'huile 2 et le polymère HPAM, par mise en contact avec le sulfate de THMP permet de retrouver les perforrmuices de séparation de l'hydrocyclone dans les conditions étudiées. 19 [Revendication 1]