FR 2620352 A1 19890317 FR 8811756 A 19880908 1i g2620352 "Procédé et produit pour la préparation d'émulsions d'hydrocarbures visqueux dans l'eau et émulsions ainsi préparées". La présente invention a notamment pour objet un procédé pour la préparation d'une matière naturelle à base d'hydrocarbures visqueux en vue d'un traitement ultérieur. La technique antérieure la plus pertinente concernant la formation d'hydrocarbures visqueux pour leur utilisation en tant que combustibles se trouve dans le document de brevet britannique n'974 042 et dans le document de brevet des E.U.A. nD4 618 348. Des brevets supplémentaires traitant de la technique antérieure de combustion des émulsions hydro- carbures/eau du type huile-dans-l'eau (O/W) et du type eau- dans-l'huile (W/O) sont les documents de brevets des E.U.A. n'3 958 915, 4 273 611, 4 382 802, 3 352 109, 3 490 237 et 4 084 940. Des brevets pertinents relatifs à la technique anté- rieure traitant de la formation d'hydrocarbures dans l'eau sont les documents de brevets suivants: brevets des E.U.A. n 3 380 531, 3 487 844, 3 006 354, 3 425 429, 3 467 195, 4 239 052 et 4 249 554. D'autres documents de la technique antérieure connu traitant des émulsions d'hydrocarbures dans l'eau du type O/W et ou W/O sont les suivants: R.E. BARRET et Associés "Conception, Construction et Essais de combustion prélimi- naires d'un engin pour évaluer les émulsions huile combus- tible résiduelle/eau, Battelle M.I., Columbus, Ohio, PB - 214 - 15 juillet 1970; R. Helion et Associés "Réduction des émissions de gaz de fumées lors de la combustion des émul- sions d'huile combustible et d'eau, VGB kraftwerktechnik 1975, 55(2), 8893, (59 Air Pollution, Ind. Hyg. vol.84, 1976, p.335, n'84: 78995 g); N. Moriyama et Associés "Agents émulsionnants pour combustibles à émulsions du type huile-dans-l'eau", Japan Kokai 77-151305, 15 décer- bre 1977, basé sur la demande n'76/68530, 11 juin 1976 (51-Fossil Fuels (combustibles fossiles), vol 80, 1978, p.145, n'89: 8710 g); A.Iwama, "Combustions à simples gouttellettes des d'hydrocarbures combustibles émulsionnés; Il, Comparaison des caractérisques de com- bustion entre les émulsions O/W et W/O", Nenryo Kyokaishi 1979, 58 (632): 1041-51 (Japon) (Chem. Abstr. vol. 93, 1980, p. 204, n'93:50075 a); Rosenberg et associés "Interaction de l'acinetobacter RAG-1 et des émulsions d'hydrocarbures" dans: Advances in Biotechnology (Progrès en Biotechnologie), vol III, produits de fermentation, comptes-rendus du VIème Symposium International sur les fermentations tenu à Londres, Canada, 20 au 25 Juillet 1980 pages 461 à 466 (M.Moo-Young, Ed; 1981); Y. Murakami et associés "Combustion des déchets d'huile émulsionnés", Osaka Kogyo Gijutsu, Shikensho Kiho 1972, 23(3), 184-8 (Chem. Abstr. vol. 78, 1973, p. 222, n'61 800 t); H Ludewig, "Emulsions hydrocarbureémulsionnant-eau", brevet d'Allemagne de l'Est n 93 398, 20 octobre 1972, basé sur la demande n'148 658, 8 juillet 1978 (chem. Abstr. Vol 80, 1974, p. 150, n 85 531y); K. Enzmann et associés "Prépara- tion d'émulsions d'huile combustible dans l'eau pour la combustion", Universal'n Dezintegratorn Aktivatsiya Tallin 1980, 82-6, (Russ.), à partir de la ref. Zh. Khim 1980, Abstr. n14 P 334 (51-Fossil Fuels (combustibles fossiles) vol. 93, 1980, p.147 n 93:1 706 789); O. Neumeister et associés "Procédé et dispositif pour préparer des émulsions combustible-eau", brevet d'Allemagne de l'Est n DD 216 863, 2 jan. 1985, basé sur la demande n' 253 527, 29 juillet 1983; R.E. Barrett et associés, "Emulsions d'huile com- bustible résiduelle et d'eau", Battelle M.I., Columbus, Ohio, PB-189 076, 12 jan. 1970. La présente invention se rapporte à des procédés pour récupérer et/ou traiter une matière à base d'hydrocar- bures visqueux et pour la conditionner en tant qu'émulsion d'hydrocarbure dans l'eau en vue d'un traitement ultérieur. Les hydrocarbures visqueux à faible densité trouvés au Canada, en Union Soviétique, aux Etats-Unis d'Amérique, en Chine et au Vénézuéla sont normalement liquides et ont des viscosités de 10 Pa.s à plus de 500 Pa.s aux températures ambiantes ainsi que des densités inférieures à 12'API. Ces hydrocarbures sont couramment obtenus par injection de vapeur en combinaison avec le pompage mécanique, par pompage mécanique seul ou par des techniques d'exploitation minière. En raison de la nature de ces matières à base d'hydrocarbures visqueux, leur utilisation dans les marchés actuels est limitée. Pour développer ces ressources au point de vue commercial, il est hautement souhaitable de créer des procédés pour récupérer, traiter et transporter les hydrocarbures visqueux de manière qu'ils soient utilisables commercialement en tant que matière première pour l'obtention de divers produits et/ou usages. En conséquence, un but principal de la présente invention, est de créer des procédés pour la formation, le traitement, le transport et l'utilisation finale d'une émulsion d'hydrocarbure dans l'eau. D'autres buts et avantages de la présente invention apparaîtront ci-dessous. A cet effet, l'invention concerne des procédés pour récupérer, traiter, transporter et utiliser divers hydrocarbures visqueux. L'expression "hydrocarbure visqueux" utilisée ici désigne tous les pétroles bruts naturels ou tous les bitumes qui sont caractérisés par une viscosité supérieure ou égale à 0,1 Pa.s à une température de 500C, une densité égale ou inférieure à 16'API, une teneur élevée en métaux, une teneur élevée en soufre, une teneur élevée en asphaltènes et/ou un point de solidification élevé. Pendant l'obtention des pétroles bruts ou bitumes naturels, on obtient en même temps de l'eau des formations géologiques qui contient des éléments qui sont indésirables dans le produit émulsionné final. La présente invention concerne un procédé pour la préparation d'une matière naturelle à base d'hydrocarbures visqueux en vue d'un traitement ultérieur, caractérisé en ce qu'il comporte les étapes de formation d'une première émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau (désignée dans la suite par émulsion primaire) à partir de la matière naturelle, à base d'hydrocarbures visqueux en utilisant un émulsionnant, l'émulsion d'hydrocarbure dans l'eau ayant une teneur en eau d'au moins 15 % en poids, une viscosité ne dépassant pas 5 Pa.s à 50 C et une dimension des gouttelettes d'huile ne dépassant pas 300 micromètres, puis, si nécessaire, de dégazage de la première émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau à une température abaissée à 35C, à une pression d'au moins psi (1,4 bar), de manière à obtenir un rendement de dégazage de l'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau supérieur ou égal à 90 % pour produire une émulsion dégazée d'hydro- carbure-dans-l'eau ayant une teneur en gaz, dans des condi- tions normales, inférieure à 142 litres de gaz par baril (159 litres) d'émulsion primaire, de préférence égale à 56,6 litres par baril, de réglage de la différence de densité entre les phases d'hydrocarbure-dansl'eau de l'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau dégazée, de manière que la différence de densité entre les phases soit -3 3 supérieure ou égale à 2 x 10 g/cm à une température T, cette temperature T étant supérieure-ou égale à une valeur inférieure de 15 C au point de trouble de l'émulsionnant utilisé pour la formation de la première émulsion d'hydro- carbure-dans-l'eau, de floculation de l'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau à densité réglée dans un sépara- teur à la température T et de récupération de la matière naturelle à base d'hydrocarbures séparée, de remise en émulsion de la matière naturelle à base d'hydrocarbures séparée en utilisant un émulsionnant et de conditionnement supplémentaire de cette matière pour un traitement ulté- rieur, de manière à former une émulsion secondaire stable d'hydrocarburedans-l'eau (désignée dans la suite comme l'émulsion commerciale vendue sous la marque de fabrique m ORIMULSION) convenant pour le transport, et de transport de cette seconde émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau. La floculation de l'émulsion primaire et la reconstitution du m produit commercial ORIMULSION est une caractéristique décisive de la présente invention. Comme mentionné plus haut, de l'eau des formations géologiques est obtenue con- jointement avec le bitume naturel et/ou le pétrole brut et, en conséquence, il est difficile de commander les caracté- ristiques de l'émulsion sur le site du puits. Par flocula- m tion de l'émulsion primaire, le produit ORIMULSION peut ensuite être formé et conditionné en fonction de l'utilisa- tion finale du produit. L'eau et l'émulsionnant récupérés pendant l'étape de floculation peuvent être recyclés pour former l'émulsion primaire au site du puits ou, si cela est approprié, utilisés partiellement au cours de l'étape de remise en émulsion. Le conditionnement ultérieur de l'émulsion commerciale peut comprendre un conditionnement pour produire un combustible pouvant être brûlé en mainte- nant de faibles émissions d'oxyde de soufre ou pour un raffinage ultérieur en tant que produits résiduels. De plus, la présente invention concerne un procédé pour récupérer une matière naturelle à base d'hydrocarbures visqueux en vue d'un traitement ultérieur, caractérisé en ce qu'il comporte les étapes de formation d'une première émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau à partir dudit produit naturel à base d'hydrocarbures visqueux en utilisant un émulsionnant, l'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau ayant une teneur en eau d'au moins 15 % en poids, une viscosité ne dépassant pas 5 Pa.s à 50 C et une dimension de goutte- lettes d'huile ne dépassant pas 300 micromètres puis, si nécessaire, de dégazage de la première émulsion d'hydrocar- bure-dans-l'eau à une température abaissée à 35'C et à une pression d'au moins 1,4 bar, de manière à obtenir un rende- ment de dégazage de l'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau supérieur ou égal à 90 % pour produire une émulsion dégazée d'hydrocarbure-dans-l'eau ayant dans des conditions nor- males une teneur en gaz inférieure à 142 litres de gaz par baril (159 litres) d'émulsion primaire, de préférence égale à 56,6 litres de gaz pour 159 litres d'émulsion primaire. La présente invention concerne en outre un procédé pour floculer une émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau, caractérisé en ce qu'il comporte les étapes de réglage de la différence entre les densités des phases d'hydrocarbures-dans-l'eau de l'émulsion d'hydrocarbure- dans-l'eau de manière que la différence entre les densités -3 3 des phases soit supérieure à 2 x 10 g/cm à une température T, cette température T étant supérieure ou égale à une valeur inférieure de 15 C du point de trouble de l'émulsionnant utilisé pour la formation de la première émulsion d'hydrocarbures-dans-l'eau, de floculation de l'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau à densité réglée dans un séparateur à la température T et de récupération de la matière naturelle à base d'hydrocarbure séparée, de remise en émulsion de la matière naturelle à base d'hydrocarbure séparée en utilisant un émulsionnant et de conditionnement supplémentaire de cette matière pour un traitement ulté- rieur de manière à former une émulsion commerciale stable d'hydrocarbure dans l'eau convenant pour le transport. L'émulsion floculée permet le recyclage de l'eau de forma- tion et le partage de l'émulsionnant dans deux phases, à savoir une partie dans l'hydrocarbure et une partie dans l'eau des formations géologiques recyclée. Le fait qu'une partie de l'agent tensio-actif reste dans l'eau des forma- tions géologiques recyclée et dans l'huile séparée signifie que seule une quantité d'agent tensio-actif d'appoint est nécessaire quand on forme les émulsions supplémentaires. L'invention est décrite plus en détail ci-après en se référant aux dessins annexés, dans lesquels: la figure 1 et une vue schématique montrant le schéma d'écoulement de l'ensemble du procédé d'écoulement suivant la présente invention; la figure 2 est une vue d'un premier exemple de réalisation d'une installation de formation d'une émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau; la figure 3 et une vue d'un deuxième exemple de réalisation d'une installation de formation d'une émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau; la figure 4 est une vue d'un troisième exemple de réalisation d'une installation de formation d'une émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau; la figure 5 est une vue schématique représentant le procédé pour la floculation d'une émulsiaon d'hydrocarbure- dans-l'eau suivant la présente invention; les figures 6 à 12 sont des graphiques représentant l'effet de la concentration en sels, de la température et d'agents de floculation sur la floculation des émulsions d'hydrocarbure-dans-l'eau. La présente invention se rapporte à un procédé pour récupérer une matière ou produit à base d'hydrocarbures visqueux dans des gisements naturels et pour conditionner ce produit en tant qu'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau en vue d'un traitement ultérieur. En pratique, un champ pétrolifère comporte plusieurs puits profonds pour l'extraction des hydrocarbures visqueux du sol. Suivant la nature du réservoir, on peut utiliser des équipements de remontée différents pour extraire les hydrocarbures visqueux. Par exemple, on peut injecter de la vapeur dans certains puits pour imprégner le réservoir et favoriser la récupération et la remontée du produit vis- queux par pompage mécanique. Pour d'autres réservoirs, il suffit d'une pompe installée dans le puits, tandis que d'autres réservoirs peuvent convenir pour la formation dans le puits d'émulsions d'hydrocarbure-dansl'eau pour la remontée du produit visqueux. Dans la plupart des cas, il est souhaitable de combiner ces procédés. Suivant la présente invention, il est souhaitable de former l'émulsion le plus près possible du puits pour profiter des avantages de l'émulsion en ce qui concerne la viscosité. la figure 1 est une vue d'ensemble simplifiée mon- trant le schéma d'écoulement d'une installation de production suivant la présente invention, en allant du puits à l'utilisateur final. L'installation 10 comporte plusieurs puits actifs 12 munis de pompes 14 installées dans le puits ou de matériel similaire pour extraire du sol le produit naturel à base d'hydrocarbures visqueux. Le produit visqueux pour lequel la présente invention est établie est caractérisé par les propriétés chimiques et physiques suivantes: C de 78,2 à 85,5 % en poids, H de 9,0 à 10,8 % en poids, 0 de 0,26 à 1,1% en poids, N de 0,50 à 0,70 % en poids, S de 2,00 à 4,50 % en poids, cendres de 0,05 à 0,33 % en poids, vanadium de 50 à 1000 ppm, nickel de 20 à 500 ppm, fer de 5 à 100 ppm, sodium de 10 à 500 ppm, densité de -5,0 à 16,0'API, viscosité à 50C de 0, 1.10 m /s à 5 m /s, viscosité à 99 C de 0,1.10 m /s à -32 6 16.10 m /s, PCI de 8340 à l0 564 kcal/kg (34,8.10 J/kg à 44,1.10 J/kg) etasphaltènes de 5,0 à 25,0 en poids. Le produit visqueux récupéré dans les puits est envoyé à une station collectrice 16 o l'on recueille le produit prove- nant de l'ensemble des puits. On peut ensuite faire passer le produit par un autre traitement, dans une unité de dégazage 20. Un mélangeur statique 18 est prévu en amont de l'unité de dégazage pour garantir qu'une émulsion homogène d'hydrocarbure-dans-l'eau est envoyée à l'unité de déga- zage. Conformément à la présente invention, l'émulsion primaire dégazée est ensuite floculée en 22, puis remise en émulsion en 24 et conditionnée pour un usage final particulier. Les émulsionnants 26 et les additifs 28 utili- sés pour la reconstitution sont déterminés par l'usage final particulier de l'émulsion, comme cela sera décrit plus loin. L'émulsion stable reconstituée est ensuite transportée en 30 pour arriver à la combustion en 32 ou à un raffinage complémentaire en 34. Comme cela a été mentionné plus haut, la floculation de l'émulsion primaire m et la reconstitution du produit commercial ORIMULSION est une caractéristique décisive de la présente invention. Comme indiqué plus haut, de l'eau des formations géologi- ques est obtenue conjointement avec le bitume naturel et/ou le pétrole brut et, en conséquence, il est difficile de commander les caractéristiques de l'émulsion sur le site du puits. En floculant l'émulsion primaire, on peut ensuite m former le produit ORIMULSION et le conditionner en fonction de l'utilisation finale du produit. L'eau et l'émulsionnant récupérés lors de l'étape de floculation du procédé peuvent être recyclés par la conduite 36 pour former l'émulsion primaire sur le site du puits ou, si cela est Judicieux, être partiellement utilisés lors de l'étape de reconstitution. Conformément à la présente invention, le produit envoyé à l'unité de dégazage pour le traitement ultérieur doit être sous forme d'une émulsion d'hydrocarbures-dans- l'eau ayant les caractéristiques suivantes: teneur en eau d'au moins 15 %, viscosité ne dépassant pas 5 Pa.s A 50 C et une dimension des gouttelettes d'huile ne dépassant pas 300 micromètres. Le produit tensio- actif est utilisé dans une proportion allant de 1:99 environ à 0,05:99,95 environ en poids en se basant sur l'hydrocarbure. On a constaté que les émulsions d'hydrocarbure-dans-l'eau ayant les caracté- ristiques précédentes, pouvaient être dégazées de façon efficace. Si la viscosité de l'émulsion est supérieure à Pa.s à 50 C, le gaz ne peut pas s'échapper effectivement. Si la dimension des gouttelettes d'huile dépasse 300 micro- mètres, le gaz est emprisonné dans les gouttelettes, ce qui réduit le rendement du dégazage. Le procédé suivant la présente invention est conçu pour garantir l'envoi d'une émulsion appropriée d'hydrocar- bure-dans-l'eau à l'unité de dégazage en vue d'un traite- ment ultérieur. Suivant la présente invention, l'émulsion peut être formée en plusieurs emplacements suivant la nature du puits et de l'hydrocarbure visqueux produit. La formation initiale de l'émulsion peut avoir lieu dans le puits, à la tête du puits, à la station collectrice ou suivant une combinaison quelconque de ces trois emplace- ments. Par exemple, si l'on injecte de la vapeur dans le réservoir d'un puits, la température de l'huile morte juste après le cycle d'imprégnation A la vapeur peut être si élevée qu'il devient impossible de former effectivement une émulsion dans le puits. Dans d'autres cas, la viscosité du pétrole brut peut permettre le pompage à la station collec- trice sans qu'il y ait à injecter de la vapeur ou à former une émulsion. De plus, le produit provenant des puits individuels peut varier en ce qui concerne la teneur en huile et en gaz, la quantité d'eau des formations géologi- ques et la concentration en sels. Par conséquent, la forma- tion des différentes émulsions doit être commandée pour garantir qu'un produit émulsionné homogène ayant les carac- téristiques mentionnées plus haut est finalement préparé pour être envoyé à l'unité de dégazage. Il est préférable de former l'émulsion le plus près possible du puits pour profiter de l'avantage de la variation de viscosité. Suivant la présente invention, l'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau est formée en mélangeant un mélange d'eau additionné d'un agent émulsionnant avec la matière à base d'hydrocarbures visqueux. Comme mentionné plus haut, dans une installation de production d'un champ pétrolifère, la formation de l'émulsion peut être effectuée dans le puits, à la tête du puits, à la station collectrice ou suivant une combinaison quelconque de ces trois emplace- ments. Les additifs émulsionnants préférés sont choisis dans le groupe constitué des agents tensio-actifs non- ioniques, des agents tensio-actifs non-ioniques additionnés d'un polymère et/ou des bioagents tensio-actifs et des agents tensio-actifs nonioniques additionnés d'agents ioniques comprenant des agents anioniques et cationiques ainsi que des agents non-ioniques en combinaison avec des alcalis. Les agents tensio-actifs non ioniques préférés comprennent les alkyl phénols éthoxylés, les alcools étho- xylés est les esters de sorbitane éthoxylés. Des polymères appropriés pour être utilisés avec les agents tensio-actifs non-ioniques comprennent, par exemple, les polysaccharides, les polyacrylamides et les dérivés de cellulose. Des bioagents tensio-actifs appropriés ou des biopolyméres comprennent les gommes rhamnolip et xanthane. Les agents tensio-actifs cationiques sont choisis dans le groupe constitué des composés d'ammonium quaternaires, des amines éthoxylées, des amido amines et des mélanges de ces pro- duits. Les agents tensio-actifs anioniques comprennent les sels carboxyliques à chaîne longue, les sels sulfoniques, les sulfates et des mélanges de ces produits. Des alcalis tels que l'ammoniaque, les hydroxydes monovalents et des mélanges de ces produits sont préférés en combinaison avec les agents tensio-actifs non ioniques. Suivant la présente invention, l'agent tensio-actif non ionique préféré est l'aikyl phénol éthoxylé ayant une teneur en EO (ethylène-oxyde) supérieure ou égale à 70 %. Si la teneur en EO est inférieure à 70 %, il tend à se former des émulsions d'eau dans l'hydrocar- bure. Pour prouver ce qui précède, on a formé six émulsions avec du pétrole brut du Cerro Negro ayant une densité de 8,4'API en utilisant trois agents tensio-actifs non- ioniques différents: un alkyl phénol éthoxylé ayant respectivement des teneurs en EO de 78 %, 74 % et 66 %. Les compositions des émulsions et leurs caractéristiques physi- ques sont données dans le tableau I. O/M 09 OP/09 OOOZ 99 9ou M/O 8s OP 0V/09 OOOZ 99 Suu M/O 19 09 0v/09 OOOZ PL P.u M/O Lt OP 0p/09 OOOZ PL CoU M/O OP 09 OZ/08 000Z 8L Z.u M/0 68 OV 0p/09 OOOZ 8L Iou ulr sa4aT UOTS a4no6 nea (udd) jT: u -Inw;,,p sap uaKoLu Do UOT4 /alTnq gIaqp -oTsua4 4uabe,p JFT4D-oTsua4 adúL a mauQeTa -e=uxoj ap. -uod 4aodded UOT4ua4uaouoD 4uboBIT sup 03 uoOsTInm I 1:ql 13 2620352 Comme on peut le voir à partir du tableau I, lorsque la teneur en EO de l'émulsionnant décroit, le diamètre des gouttelettes d'huile croit. De méme, lorsque la température et la teneur en huile de l'émulsion croissent, la dimension des gouttelettes d'huile croit. L'émulsion ne 6 n'a pas pu être formée en tant qu'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau en raison de la faible teneur en EO de l'émulsionnant. Il s'agissait au contraire d'une émulsion d'eau dans l'huile. On a constaté que l'addition de sel avait un effet sur la formation de l'émulsion en ce que cette addition de sel permettait une diminution de la concentration en agent tensio-actif tout en conservant les caractéristiques requises de l'émulsion. Pour prouver ce qui précede, on a formé six émulsions en utilisant du pétrole brut de Hamaca ayant une densité de 10,5 API avec l'agent tensio-actif préféré de la présente invention, à savoir un alkyl phénol- éthoxylé ayant une teneur en EO de 78 %. Du sel sous forme de NaCl a été ajouté à la phase aqueuse de trois des émulsions. Le tableau II indique la composition et les propriétés physiques des émulsions. LAl r'n o o Cu M/0 S9 Z Op/09 OOS OOOOZ 8L 9.u M/O 99 SZ OV/09 0001 OOOOZ 8L S.u M/O 89 SZ Ot/09 OOSI 0000Z 8o.U M/O CL SZ 0'/09 O0S - 8L ou M/0 L9 SZ 0"/09 0001 - 8L z.u M/0 ú9 SZ 0t/09 O0I - 81. IU (wdd) uo-re (wrt) sa44ala4 D. nea JT::Ds-oTS (wldd) IT::)8-0^8 -Inwg,p -no6 sap uaAow uoTew /alTnq Teagp -ua4 4ua6b IDUN -uO4 4u6;,bI adAL uaKow eai;UwTI -oj; ap L uod 4aoddea ue DuoD ua 'uoD sup 0 p %a uoTSInwa I IlvalqvL A partir du tableau II, il est clair que l'addition de sel n'a pas d'effet défavorable sur la formation de l'émulsion et sur la dimension des gouttelettes d'huile. De plus, on a constaté que si l'on utilisait un biopolymère en combinaison avec l'agent tensio-actif non- ionique préféré suivant la présente invention, la quantité d'agent tensio-actif nécessaire pour former l'émulsion désirée était réduite. Le tableau III prouve ce qui précède quand on utilise de la gomme xanthane en tant que biopoly- mère. TABLEAU III Emulsion % E O dans Conc. en agent Conc. en Rapport pon- T de forDiamètre Type l'agent ten- tensio-actif biopoly- déral huile/ mation "C moyen des d'émul- actif (ppm) (ppm) eau goutte- sion lettes,pm n l 78 500 500 60/40 40 41 0/W n 2 78 230 200 60/40 40 66 0/W n 3 78 230 - 60/40 W/pé- trole brut libre n 4 78 150 - 60/40 40 W/O 0o crW ri1 Comme on peut le voir à partir du tableau III, le biopolymnère favorise la formation de l'émulsion. L'émulsion n 3 ci-dessus contenait du pétrole brut libre et ne conve- nait donc pas aux fins de la présente invention. Le tableau IV montre les propriétés que l'on obtient quand on utilise des alcalis, avec et sans addition de sel pour former des émulsions avec du pétrole brut du Cerro Negro ayant une densité de 8,4'API. L'alcali utilisé était NH OH. u) %O OH uoTsInwm,p sed - OgZ/'. S'ZIHO9V HN uoTslnwap sud - op* 9ZIPL S 6HOtHN uoTslnwm,p sed - O9 9Z/VL S'ZIHO HN O' UOTSTnwq,p sud - 0 9Z/AL S'6 HOHN uoTsInwqp sud - 0/ 9Z/1VL S'Z6HOIHN uoTsInwg,p sud - O 9Z/L 6 HO HN uosirwop sud o-o 9./IL 0 ZlI HO HN UOTSIflW90 t1 OP c/z00 1 TT HO vHN UOTsTnwa,p sud - O 9Z/1L S'6 HOPHN O/M -09t OCI/OL OOIZ'l HO HN UOTSmM/Op sC - 90/9L O6O T'l HOHN 14/099 09 OICIOL Z Il HO DlHN uoTsInwq,p sud - 09 Oú/OL O I 9 O /OHN O/M - O9 OC/OL 0000 I HO'HN M/O úú Op OC/OL '0000'IHO HN uoTsinwap sed - O0 OC/OL 0000 HOIHN O/M - 09 Oú/OL ?T HO'HN M/O L 09o OC/OL 'I11HO'HN M/O 99 09 Oú/OL O'llHO'HN uotsTnwq,p sud - 0 C/OL S 6'bHO HN _ O/M -OI' OC/OL O'?1[ HO'HN M/O LZ OI' OfI/OL 'I"UHO'HN M/O L QI O C/0ú 0'II HO fiN UOTSlnw91p sud Q0PO/ 0'6C/0LH wd 'sa% nea -4ala4nob sap zo uoT$uw /alTnq jeuap wdd IDN UOTSIlnw,p adAiuaÀow a4QweTa-aoj ap '1 -uod 4aoddeuua ouoDHd JT4TPPY AI TlVaTIV.LT Comme on peut le voir à partir du tableau IV, la quantité de NH OH ajoutée est décisive pour la formation de l'émulsion désirée. Afin de former l'émulsion, NH OH doit être ajouté en quantité suffisante pour régler le pH de l'émulsion à une valeur de 10 à 12, de préférence de 11 à 11,5. De plus, on peut voir que des teneurs en sel élevées ont un effet défavorable sur la formation de l'émulsion. On a constaté que l'utilisation d'une faible concen- tration en agent tensio-actif non-ionique préféré, en com- binaison avec l'additif NH OH améliorait fortement la gamme de pH suivant laquelle des émulsions utilisables sont for- mées. Le tableau V indique les résultats donnés par des émulsions faites en utilisant le pétrole brut de Cerro Negro du tableau IV. cq o C% M/O 89 0 9z/PL ú Zl 0001 8L HOIHN M/O 8op o 9Z/VL 6'6 0001 8L HO HN O/M - 0 9Z/VL ú'ZI 0O0 8L HO HN M/O Z 0o 9Z/t1L Cú'I O0S 8L HO HN o M/O 09 0Q 9Z/VL 6'6 OOS 8L HO HN O/M - 0p 9Z/IL C'ZI OSZ 8L HOPHN M/O 8Z 0p 9Z/VL ú'I1 0 sz 8L HOP HN M/OOL op 9Z/PL b'6 OSZ 8L HO HN tud ' sa UOTs -alGeno6 nea wdd 3TD -Inulap sap ueow)e UOT4eW /aTTlnq Iap Hd 'JT4oe-oTsua4 -oTsua ua6be,1I ed,.L aaQTulgTa -io; apl -uod 4oddeU 4ua6b ua 'uoD suup 03 ap % JT4TPPV A nVauvi En outre, quand on utilise un alcali en combinaison avec un agent tensio-actif non-ionique, on peut obtenir des émulsions appropriées. Les exemples précédents prouvent l'effet des diverses additions sur la formation de l'émulsion. En rai- son du caractère onéreux d'un grand nombre d'agents tensio- actifs, il est très avantageux de limiter la concentration des additions de tels agents. Suivant la présente invention, quand l'émulsion est faite au site du puits, cette émulsion peut être préparée de plusieurs façons, comme cela est représenté schématique- ment sur les figures 2 à 5. Par exemple, comme représenté sur la figure 2, on peut injecter dans le puits, par la conduite 42, l'émulsionnant additionné d'eau, dans le cof- frage 44 du puits, au-dessous de la pompe submersible 46 pour former l'émulsion qui est pompée dans le tube de production 48. On peut utiliser un mélangeur statique 50 disposé dans la conduite de refoulement 52 et, en fait, un tel mélangeur est préférable pour homogénéiser l'émulsion fournie par le tube de production 48. Le tableau VI indique les résultats obtenus lorsqu'on forme des émulsions dans le puits conformément au schéma de la figure 2 avec et sans utilisation d'un mélangeur statique 50. L'émulsionnant utilisé était l'agent tensio-actif non ionique préféré suivant la présente invention, à savoir un aLkyl pDhnol éthoxylé. La densité du pétrole brut était inférieure à 16'API. 00 tZ 0ú 86Z Tno PL P OOZZ 6 Z 91ú Tno /008Z Iú L9Z Tno OOSZ O pSúZ uou 8L IS 009| OO 89Z uou 00PE 6t LOZ uou (wd) 'eTP (dd) % auuaAow Toe-oTsua z/Ieq zuaawpuau a4alanoo 4uabe ua 'uo3 0 H ua { ua 4qqa enblt4s anaôu{INw IA fiV3ariElv Comme on peut le voir à partir du tableau VI, l'uti- lisation d'un mélangeur statique conduit à une émulsion dont les particules sont de plus faible dimension. Des mélangeurs statiques appropriés dans ce but comprennent, par exemple, les mélangeurs fabriqués par la société Sulzer Bros et vendus sous la marque de fabrique SULZER. La figure 3 représente le schéma d'une variante pour produire une émulsion dans le puits. Dans cette variante, la solution d'eau et d'émulsionnant est injectée par la conduite 42' dans le coffrage 44' du puits au-dessus de la pompe 46'. L'émulsion est pompée dans le tube de production 48' et elle est fournie par la conduite 52' qui peut être munie d'un mélangeur statique 50'. Le tableau VII indique les résultats obtenus en utilisant le schéma de la figure 3 avec le même agent tensio- actif et le même pétrole brut que plus haut, dans le cas de la figure 2. TABLEAU VII Mélangeur statique Pression T. de for- Débit en % H20 Cone. en Gouttelette Rendement bars mation "C barils/ 2 agent moyenne Jour tensio- dia. en pm actif (ppm) Non 3,65 33,3 277 42 6109 200 52 Non 3,65 33,3 264 47 6313t 200 Oui 6,80 32,7 209 47 3846 Oui 6,10 30,6 218 38 3661 63 43 Oui 5,0 34,4 252 40 3190; o râ w J On peut voir également que l'utilisation d'un mélan- geur statique améliore le calibre des gouttelettes d'huile. De plus, on peut voir que la réalisation de la figure 3 ne conduit pas à la formation de gouttelettes d'émulsion dont les dimensions sont aussi faibles que dans le cas de la réalisation de la figure 2. De méme, le rendement de pom- page est inférieur. Une autre variante pour la formation de l'émulsion dans le puits est représentée sur la figure 4. Dans ce cas, la solution d'eau et d'agent tensio-actif est injectée dans le carter de la pompe entre le clapet fixe et le clapet mobile. Conformément à la figure 4, la solution d'émulsion- nant est injectée par la conduite 42" dans le coffrage 44" du puits en passant par le clapet de retenue 54". La solution arrive ainsi dans le carter 56 de la pompe o elle se mélange avec le pétrole brut pour former une émulsion. L'émulsion est remontée par pompage dans le tube de production 48" et elle est fournie par la conduite de refoulement 52". On peut encore prévoir un mélangeur stati- que 50" à proximité de la tête du puits. Le tableau VIII indique les caractéristiques des émulsions obtenues en utilisant la réalisation de la figure 4. (OOz Op CEZ 8'LE S9' TFno s 8 9p 009e Ge lSz 6'Eúú IV tno 001ú 1úl 90C t'c 'OSú Tno t 001ú 6ú S6Z Sú SI'S uou 88 SP 001 Zt 89Z I'V 08'Z uou oovz opsoz z'zc osc uou (o00 O0' S8Z Z'ZE OS'ú uou (wdd) Md ua '*TP -OTSUa4 nop %9 auuoAow Hua e /SlTTeq De UOT4ew sneq 4uewepuea ea4elenoDf ue ouoD OZH ua Tqqaa -aoJ Op '-uolsusJd enbT4%s anabuulg Dans ce cas, le mélangeur statique n'a pas amélioré la dimension des particules de l'émulsion. Cependant, le rendement de cette réalisation est plus élevé. Dans l'une et l'autre des réalisations représentées sur la figure 3 et la figure 4, l'émulsion peut être formée à la tête du puits en injectant la solution d'émulsionnant et d'eau par la conduite 48 en amont du mélangeur statique au lieu de l'injecter dans le puits. Le tableau IX donne les résultats obtenus avec une telle réalisation, dans laquelle l'émulsion est formée à la tête du puits en utilisant un mélangeur statique. TABLEAU IX Débit en % H O conc. en agent Gouttelette Rendement barils/ tensio-actif, moyenne moyen jour ppm dia. en pm 284 36 4600 331 37 2000 58 55% 286 35 2300 300 28 2200 Comme on peut le voir à partir du tableau IX, alors que le calibre des gouttelettes de l'émulsion est tout à fait acceptable, le rendement du puits n'est pas aussi bon que dans les autres réalisations. A partir de ce qui précède, on voit que la réalisa- - tion de la figure 4 est préférable. Le produit fourni par les puits de production est, sous forme d'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau ou sous une autre forme, envoyé par les conduites de production à la station collectrice o il est recueilli. Le volume de pétrole brut pompé dans un puits peut être calculé de façon connue. L'idéal est que la quantité d'émulsionnant et d'eau ajoutée aux puits individuels du champ pétrolifère soit commandée de manière à obtenir le rapport huile/eau requis et la concentration en émulsionnant requise à la station collectrice. On peut alors garantir les caractéristiques voulues de l'émulsion pour le dégazage, comme cela a été indiqué plus haut. Ce produit est appelé émulsion primaire d'hydrocarbure- dans-l'eau. Si cela est nécessaire, on peut ajouter des émulsionnants supplémentaires et/ou de l'eau à la station collectrice. Conformément à la présente invention, l'émulsion primaire provenant de la station collectrice est envoyée à l'unité de dégazage en passant par un mélangeur statique. Le mélangeur statique garantit qu'une émulsion homogène d'hydrocarbure dans l'eau est envoyée à l'unité de déga- zage. Comme mentionné précédemment, l'émulsion envoyée à l'unité de dégazage doit avoir les caractéristiques et les propriétés suivantes: une teneur en eau d'au moins 15 % en poids, une viscosité ne dépassant pas 5 Pa.s à 50 C et une dimension des gouttelettes ne dépassant pas 300 micromètres. En dégazant l'émulsion d'hydrocarbure- dans-l'eau, on obtient un rendement de dégazage supérieur à des températures de dégazage plus basses que ce que l'on pouvait obtenir suivant la technique antérieure. On sou- haite obtenir quatre-vingt-dix pour cent de rendement de dégazage. Pour prouver ce qui précède, on a dégazé du pétrole brut de Cerro Negro ayant une densité de 8,4 API de façon classique en utilisant un diluant et en faisant la comparaison avec le dégazage d'une émulsion d'hydrocarbure- dans-l'eau du même pétrole brut de la façon classique. Les résultats sont indiqués dans le tableau X. *TABLEAU X T de forma- P (bars) % diluant % H20 Rendement tion, C % 60 4,90 28 - 71 4,20 29 - 83 3,50 29 - 91 71,1 4,90 27 - 74 71,1 4,20 29 - 87 71,1 3,50 30 - 96 82,2 4,90 30 - 77 82,2 4,20 29 - 92 82,2 3,50 30 - 97 4,20 - 36,8 88 35 2,10 - 56,0 87 4,20 - 33,0 90 48,9 3,80 - 32,0 90 48,9 2,80 - 38,0 94 48,9 4,20 - 34,0 91 60 3,85 - 35,0 91 2,80 - 40,2 94 4,20 - 35,6 91 71,1 3,85 - 36,3 93 71,1 2,80 - 37,3 95 A partir de ce qui précède, on peut voir que l'émulsion d'huile-dansl'eau peut étre efficacement dégazée à des températures bien plus basses que le pétrole brut dilué. Etant donné que l'utilisation des diluants et de températures élevées implique une augmentation des dépenses de l'opération de dégazage, on préfère effectuer le dégazage des émulsions. Suivant la présente invention, l'émulsion primaire dégazée provenant de l'unité de dégazage est envoyée par pompage à une station principale ou terminal o l'émulsion est floculée et ensuite reconstituée avec une nouvelle formulation en fonction de l'utilisation finale du pétrole brut ou du bitume, que ce soit une utilisation en raffine- rie ou par combustion directe. La figure 5 est une vue de détail schématique repré- sentant le procédé de floculation de l'émulsion d'hydrocar- bure-dans-l'eau suivant la présente invention. Suivant le type d'agent tensio-actif utilisé pour former l'émulsion primaire, les étapes de floculation de l'émulsion sont différentes. L'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau est ame- née par la conduite 110 à un réchauffeur 112 et ensuite à un séparateur 114. Le séparateur 114 peut prendre la forme d'un séparateur mécanique, d'un séparateur électrostatique ou, de préférence, d'un séparateur mécanique et électrosta- tique combiné. Pour assurer une séparation efficace du pétrole brut et de l'eau, on a constaté qu'il était néces- saire que l'émulsion envoyée au réchauffeur 112 soit carac- térisée par une différence de densité critique entre les phases de pétrole brut et d'eau. La différence entre les densités des phases de pétrole brut et d'eau doit être -3 3 supérieure ou égale à 2 x 10 g/cm à la température de travail (T) du séparateur, c'est-à-dire la température à laquelle la séparation doit avoir lieu. La température de travail T est définie comme étant supérieure ou égale à une valeur inférieure de 15 C au point de trouble de l'agent ternsio-actif utilisé pour la formation de l'émulsion. Ainsi, par exemple, si le point de trouble de l'agent tensio-actif est égal à 100 C, la température T doit être supérieure ou égale à 85 C. La différence entre les densi- tés est commandée par addition de sel à l'émulsion ou en ajoutant un diluant à l'émulsion ou encore par combinaison de ces deux procédés. De plus, dans le cas o l'on utilise un agent tensio-actif non-ionique pour former l'émulsion primaire, un agent désémulsionnant peut être ajouté facultativement. Dans le cas d'un agent tensio-actif ionique, un agent désémulsionnant est nécessaire pour régler le pH de l'émulsion. Des agents désémulsionnants apprcpries c.re-rnerit des sels à cations tels cue les sels de Ca ++ +++ de Mg et de A1 ainsi que les sels d'anions tels que SO et HPO. Conformément à la figure 5, de l'eau salée est 4 3 ajoutée par la conduite 118, tandis que du diluant peut être ajouté par la conduite 120. L'agent désémulsionnant peut aussi être ajouté par la conduite 122 en amont du réchauffeur 112. L'émulsion conditionnée est ensuite envo- yée au réchauffeur 112 et, de là, au séparateur 114 o l'émulsion est floculée. L'eau contenant une certaine quan- tité d'agent tensio-actif est recyclée par la conduite 116, tandis que l'huile contenant une certaine quantité d'agent tensio-actif est envoyée par une conduite 118 à une autre station de la figure 1 o le produit d'émulsion final m m ORIMULSION est formé. ORIMULSION est une marque de fabri- que de la société INTEVEP, S.A. Les figures 6 à 12 sont des graphiques représentant l'effet de la concentration en sel, de la température et de l'utilisation d'agents désémulsionnants sur la floculation d'émulsions d'hydrocarbure-dans-l'eau formées avec du pétrole brut du Cerro Negro ayant une densité de 8,40'API. L'agent tensio-actif utilisé était un alkyl phénol éthoxylé ayant une teneur en EO de 74 % et un point de trouble de 104 C. Le rapport huileeau a varié de 55/45 environ à /35 environ avec un calibre de gouttelettes d'huile infé- rieur à 100 micromètres. En se référant aux figures 6 à 12, on voit clairement qu'un accroissement de la concentration en sel provoque une croissance du rendement de séparation (voir figure 6). De même, la température à laquelle l'étape de séparation est effectuée affecte le rendement de sépara- tion. Une comparaison entre les figures 6 et 10 montre qu'une température de séparation T plus élevée améliore le rendement de séparation. Cela est également vrai si l'on compare les figures 7 à 9 aux figures 11 et 12. L'utilisa- tion d'agents désémulsionnants améliore légèrement le ren- dement quand on les utilise en combinaison avec des sels à des températures T plus élevées. TABLEAU XI Essai % H O20 T de forma- Pression Temps de Rendement ne tion ('C) (bars) séjour de sépa- (h) ration (%) 1 38 120 1,3 8 53,2 2 40 116 1,7 9 76,4 3 41 117 2,1 8 79,8 4 44 119 2,5 7 83,1 42 115 2,8 7 92,4 6 43 117 3,0 8 94,8 Comme on peut le voir à partir du tableau XI, lorsque la pression de fonctionnement croit, le rendement de séparation croit. Comme mentionné plus haut, quand on utilise un agent tensio-actif ionique en tant qu'émulsion- nant, soit seul, soit en combinaison avec un agent tensio- actif non ionique, il est nécessaire d'utiliser un agent démulsionnant pour faire varier le pH de l'émulsion pri- maire afin d'obtenir une floculation efficace de celle-ci. Les désémulsionnants peuvent se présenter sous forme de ++ ++ +++ = sels de Ca, Mg, A1, SO, HPO ou sous forme de 4 3 combinaisons de ces sels. Comme mentionné plus haut, le séparateur utilisé pour floculer l'émulsion primaire peut se présenter sous forme d'un séparateur mécanique, d'un séparateur électrostatique ou d'une combinaison de ces deux appareils, cette combinaison étant préférable. Pour prouver ce qui précède, on a traité dans le séparateur une émulsion ayant un rapport huile/eau de 65/35 et une concentration en sel de 20 000 mg/l de chlorure de sodium. Le traitement a été effectué à une pression de 7 bars en utilisant un agent désémulsionnant vendu par Nalco sous la marque de fabrique VISCO E- 17T Le tableau XII ci-dessous résume l'opération de séparation au moyen de quatre essais. Les essais 1 et 3 ont utilisé un séparateur mécaniqueélectrostatique combiné et les essais 2 et 4 ont utilisé un séparateur mécanique. Tableau XII Essai T. de travail Temps de Conc. en Tension Rende- n oC séjour désémul- (V) ment (h) sionnant de sép. (ppm) (%) 1 115,6 1,6 50 6 91,7 2 115,6 1,6 50 0 68,0 3 115,6 4,0 50 6 93 4 115,6 4,0 50 0 82 Comme on peut le voir à partir du tableau XII, le rendement de séparation est largement supérieur en utili- sant un séparateur mécanique et électrostatique combiné. Comme mentionné précédemment, la raison principale pour laquelle on flocule l'émulsion et on la forme à nou- veau est que l'on veut garantir une émulsion judicieusement conditionnée pour un traitement ultérieur. Cela est néces- saire à cause de la présence d'eau des formations géologiques, de sels et d'autres éléments qui existent et qui sont obtenus conjointement avec l'hydrocarbure vis- queux. Une fois que l'émulsion primaire a été floculée, l'eau séparée et l'agent tensio-actif peuvent être recyclés (par la conduite 36 de la figure 1) vers la tête du puits ou un autre emplacement pour la formation de l'émulsion primaire. De même, les sels retirés peuvent être recyclés, par exemple pour régler la densité de l'émulsion primaire avant la floculation. Par conséquent, le procédé suivant la présente invention se déroule suivant un système semi-fermé qui permet la réutilisation des agents tensio-actifs oné- reux et des produits similaires. Une fois que l'émulsion primaire a été floculée, le pétrole brut séparé est soumis à un processus de nouvelle formation dans lequel le pétrole brut est remis en émulsion et conditionné pour une utilisation ultérieure. Il s'agit, par exemple, de l'envoi à une centrale électrique pour la combustion ou à une raffinerie pour un autre traitement. L'émulsion formée dans la partie de reconstitution, m désignée dans la suite par ORIMULSION doit être caractéri- sée par une teneur en eau de 15 à 40 % en poids environ, de préférence de 24 à 32 % en poids et une teneur en huile de à 85 % en poids, de préférence de 68 à 76 % en poids. m L'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau ORIMULSION doit avoir une viscosité apparente inférieure ou égale à 5 Pa.s à 50 C et une dimension moyenne des gouttelettes comprise entre 5 et 50 micromètres, de préférence entre 10 et micromètres. De plus, l'émulsion commerciale doit être stable lors du stockage et du transport dans des navires pétroliers, ainsi que dans des oléoducs. La stabilité de l'émulsion commerciale ORIMULSION sera prouvée dans la m suite. Si l'ORIMULSION doit être transportée dans une installation en vue de sa combustion directe, l'émulsion- nant ajouté à la station de reconstitution doit être un agent tensioactif non ionique choisi parmi les agents tensio-actifs non ioniques mentionnés plus haut. Un point décisif est que l'agent tensio-actif utilisé pour la forma- tion de l'émulsion qui doit être brûlée directement soit non ionique parce que les agents tensio-actifs non ioniques ne sont pas sensibles aux sels. On a constaté, en accord avec la présente invention, que l'addition de certains additifs à l'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau empêche la formation d'oxydes de soufre pendant la combustion de m l'ORIMULSION, ce qui est hautement souhaitable. Les addi- tifs préférentiels sont des sels solubles dans l'eau et + + sont choisis dans le groupe de sels constitués de Na, K, + ++ ++ ++ +++ Li, Ca, Ba, Mg, Fe et de mélanges de ces sels. Les additifs préférables au plus haut degré sont les métaux polyvalents qui, en raison de leurs points de fusion éle- vés, ne produisent pas de scories par combustion. Pour garantir que ces additifs restent actifs dans l'émulsion, il faut un agent tensio-actif non ionique. La quantité d'agent tensio-actif utilisée pour la formation de m l'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau ORIMULSION a été déterminée précédemment en se référant à la formation de l'émulsion primaire, comme cela a été exposé plus haut. Les additifs solubles dans l'eau doivent être ajoutés à l'émulsion suivant une quantité correspondant à un rapport molaire de l'additif au soufre de l'hydrocarbure tel que les quantités de SO0 émises lors de la combustion de l'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau ORIMULSIONm soient -6 inférieures ou égales à 2,7 kg/Gcal ou 0,64.10 kg/kJ. On a constaté que pour obtenir les niveaux d'émissions souhai- tés, l'additif doit être présent suivant un rapport molaire de l'addition au soufre, qui soit supérieur ou égal à 0,050, de préférence à 0,100 dans l'émulsion d'hydrocar- m bure-dans-l'eau ORIMULSION. Bien que la quantité d'additif requise pour obtenir les niveaux d'émission de SO2 souhai- tés dépende de l'additif particulier ou de la combinaison d'additifs utilisés, on a constaté qu'il fallait un rapport molaire de l'additif au soufre au moins égal à 0,050. Comme mentionné plus haut, il est préférable que l'additif émulsionnant soit un agent tensio-actif non ioni- que et il est préférable que l'additif soit un agent tensio-actif non ionique choisi dans le groupe constitué des phénols-alcoyles éthoxylés, des alcools éthoxylés, des esters de sorbitne éthoxylés et des mélanges de ces produits. On a constaté que la teneur de l'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau en additif de capture de soufre avait une action importante sur les caractéristigues de combustion de cette émulsion, notamment en ce qui concerne les émissions d'oxydes de soufre. On pense qu'en raison du rapport élevé entre la surface d'interface bitume-eau et le volume, l'additif réagit avec les composés de soufre pré- sents dans le combustible pour produire des sulfures tels que le sulfure de sodium, le sulfure de potassium, le sulfure de magnésium, le sulfure de calcium, etc... Pendant la combustion, ces sulfures sont oxydés en sulfates et fixent ainsi le soufre dans les cendres de combustion, ce qui évite que le soufre passe dans l'atmosphère en faisant partie des gaz brûlés. La quantité d'additif nécessaire dépend (1) de la quantité de soufre contenue dans l'hydro- carbure et (2) de l'additif particulier utilisé. Une fois que l'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau est conditionnée, elle est prête pour le transport et la combustion. On peut utiliser tout brûleur à mazout classique type canon, par exemple un brûleur à mélange interne ou des atomiseurs à deux fluides. L'atomisation en utilisant de la vapeur ou de l'air dans les conditions suivantes est préférable: température du combustible ( C) de 15,5e à 80', de préférence de 15,5e à 60', rapport vapeur/combustible (poids/poids) de 0,05 à 0,5, de préférénce de 0,05 à 0,4, rapport air/combustible (poids/poids) de 0,05 à 0,4, de préférence de 0,05 à 0,3, pression de la vapeur (bars) de 1,5 à 6, de préférence de 2 à 4 ou pression de l'air (bars) de 2 à 7, de préférence de 2 à 4. Dans ces conditions, on a obtenu une atomisation excellente et une combustion avec un bon rendement, en liaison avec une bonne stabilité de la flamme. Les résultats supérieurs obtenus par la combustion m de l'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau ORIMULSION suivant la présente invention sont prouvés par les exemples sui- vants: EXEMPLE I Pour prouver la stabilité des émulsions commerciales d'huile-dans-l'eau suivant la présente invention et l'effet de l'additif suivant la présente invention sur les caracté- ristiques de combustion des émulsions d'hydrocarbures-dans- l'eau suivant la présente invention, on a préparé sept émulsions de bitume-dans-l'eau avec les caractéristiques de composition indiquées dans le tableau XIII. L,'Z L'Z 6'Z O'ú O'E O'E O'E aagnos ap puod % Oú OE L'ZZ S'ZZ c'ZZ. z I'ZO'ZZ nea,p -JOA % OL OL E'LL S'LL L'LL 6'LL O'8L awn4Fq ap I1 % ZLTL ZLIL 981L S ZL SIEL SLEL TL (6k/TUDX) IDd Si'Z S'Z S'Z S 'Z ' s 'g 0 (ai lom t) 6W À'1 ' I1 I'T ' ' 9'T 0 (aTeUTOm s) Tq L'O L'O L'O L'O L ' O L O '0 (aTUTOm t) S6 p' 6 s S6 p'S6 t S6 t'S6 0 SEO'O L60'0 9ú0'0 LZO'O 610'0 0'0 0(aaTuTow 4oddez) ainos/j %Tppv 9.u SoU PoU CoU ZoU IoU aseq ap uoTsTnwa3 uoTaTnwlg uoTaTnwa3 uoTsTnwla uoTslnwa3 uoTaTnLug uoTsTnwta Des essais de combustion ont été effectués dans les conditions de fonctionnement indiquées dans le tableau XIV. l T T T" HT HT HI (wd) sa;ala4nob sap auuaxow uoTsuamwy v' Z'z ga Z V Zt z Z Z Z (sioq) anadeA vT ap UOfSaad oc'o OE'O OE'O O ocO OcO oco (spTod/spTod) alqT4snqwoo/anadvA 4odde L9 89 89 89 89 89 89 () alqT4snqwoo np aazn4eudwal TIz'O TIZ'O TZ'O Iz'O IZ'O IZ'O TZ'O (4/TD) analeqTL ap 4aoddv 6'8Z 6'8Z v'Lz C'LZ zz z'tx V'LZ (14/41) uoTfe4uawTTe, p zTqqa 9oU GoU leu Co U. I0U aGq UOTllnwa uos[lnw3 UOTllnwa uoTSlnwa3 UOTSlnw UOTslnw3 ap UOTSlnwa LN3WaNNOI b NOd aU SNOI- IUNOD __x à-1uV-I Les caractéristicques de ccrustion sont rés'rnées dans le tableau XV ci-après. Cu %O auoqaeo np uoTsoaAuoD ul ap aseq el anS " aseq ap ZOS z 001X- (t) OS ap uoTonpvu uoTslnwe ZOS - aseq ap gOS (%) 6'66 6'66 6'0b() 6'bb U'bb8'60 U'b uo %snqwoo ap 4uiaopuaè i 0Z 9Z ZC 0 S 0 8M 86& OS0 (wdd) XON S S 9 S 6 0 ( udd) os 9'8 SO '0 ' 6'l Z'S 9'S ( S ();pUODlb) OS OZII S91 L80T 91SI SE9I SLLI LVEZ (wdd) ZOS O'E 0'E: O'E 0'ú 0' 6'Z O'ú (o %) 0 OP OZ 8E 0ú Tt, LZ 9ú (wdd) OD Z'VE 6'ZT O 'T O'T t'úT 6'ZI 0'OE ('ToA %) ZOD 9.U SooUo.U Lo U atoeq UOTStInw UOTSslnwa UOTslnmw UOTSflnw UOTSTnwa UOTTslnwa ap uoTslnwa NOIlsnfEWOD Ha S9flÈ1SI fV AX flvaqu3vi Le tableau XV montre clairement que lorsque le rap- port de l'additif au soufre augmente, le rendement de combustion des combustibles à base d'hydrocarbure en émulsion croit jusqu'& 99,9 %. En plus de ce qui précède, la comparaison des données du tableau XV montre que les niveaux d'émission de SO2 et de SO s'améliorent lorsque le 2 3 rapport de l'additif au soufre augmente. Comme on peut le voir pour l'émulsion n'5, le pourcentage de réduction de SO dépasse 90 % pour un rapport de l'additif au soufre égal à 0,097. De plus, les émissions d'oxyde de soufre en kg/Gcal sont bien inférieures aux 2,7 kg/Gcal obtenus par la combustion du combustible à base d'huile n0 6 (fuel). En outre, la combustion de ces émulsions optimisées d'hydrocarbure-dans- l'eau conduit à une diminution importante de la formation de trioxyde de soufre. On évite ainsi la corrosion des surfaces de transmission de chaleur par suite de la condensation d'acide sulfurique, par exem- ple la corrosion à basse température. De plus, la comparaison des émulsions ne 4 et ne 6, dont la combustion a lieu avec le même rapport molaire de l'additif au soufre montre que la dilution du bitume dans la phase aqueuse (de 77,3 à 70,0 % en volume) n'a aucun effet sur les caractéristiques de combustion tout en don- nant une réduction de SO2 équivalente (53,7 % contre 52,3 %). On a effectué en outre des essais de stabilité au cours du transport en utilisant l'émulsion ne 5. Seize mille quatre-vingt-huit (16 088) barils d'émulsion ne 5 ont été chargés dans le réservoir de résidus d'un navire pétro- lier. Le volume du réservoir de résidus était de dix-neuf mille (19 000) barils. Le pétrolier a été en mer pendant douze (12 Jours) période pendant laquelle on a surveillé les caractéristiques de l'émulsion. Les résultats sont indiqués ci-dessous dans le tableau XVI. TABLEAU XVI Jour Echantillon Viscosité % eau Dia. moyen Temp. Pa.s (81C) des goutte- moyenne lettes pm de l'é- mulsion ('C) haut 3,760 26 28 O milieu 3,300 27 26 47,8 bas 3,400 27 30 haut 2,670 26 2 milieu 2,670 26 47,2 bas 2,510 26 haut 2,510 26 4 milieu 2,520 26 46,1 bas 2,190 26 haut 2,030 26 6 milieu 2,270 26,5 45 bas 2,190 26,5 haut 2,430 26 8 milieu 2,350 26 45 bas 1,380 27 haut 1,620 27 29 12 milieu 1,860 26,5 27 45 bas 1,380 27,5 31 On peut voir que la dimension des gouttelettes d'eau et la teneur en eau de l'émulsion restent inchangées, ce qui prouve la stabilité de l'émulsion. EXEMPLE II Six émulsions supplémentaires d'hydrocarbure-dans- l'eau ont été préparées en utilisant le même bitume que dans l'exemple I. Les caractéristiques de composition de ces émulsions sont indiquées dans le tableau XVII ci-après. L Z 9 Z LIZ 8 'Z 8' Z 6 'Z aljnos ap v puod, 01 c'1E: 9'6Z 8'LZ 9Z PZ nea,p 'I o OL L'89 t'OL Z'ZL PL 9L awn4Tq ap -Io.% ZLIL SLS9 8gL9 g169 C80L PLUL ( 6X/IDX) IDd' 4' v'4 T P 'T P'T 0q t I t It I t ' I t I O ( aTeTow 96) Tq L'o L'o L'o L'o L'O 0X p4s ' S6. S6 v S G ' PS6 s ' S6 0 ( aaFeloul9eiN 9Cf0'0 e0'0 Sco'O LZO'O vio'O 0 (aiTwlomu 4aoddui) aafnos/jt4TppV TlU O oT U 6oU 8oU LoU asuq ap uo slnma uo$slnwa uoTslnwa uoIslnwg uoTaInwa uoTslnwa squI$sauwoD fia sanôI&sINualDvtD IIAX nvaquvi Ces émulsions ont été brûlées dans les conditions de fonctionnement indiquées dans le tableau XVIII. c'j Ln C4J Cu No o Zú Zú C Z Zú Z (wr) sa;4ala no6 sap auuaow uoTsuauITa v'Z v'z V'z v'z V'z v'z (saLq) anadea el ap uoTssaid Oú'O Oú 0 0ú 0' 0ú Q0 0ú O0 O'o (spTod/spTod) alqTsnqwoo/lnadeA %.oddeU 89 S9 S9 ú9 S9 ú9 (00) alqT4snquos np aanzeagdwal LZ G 61'0 66'0 61'0 61'o0 (q/lD D) analeqo ap 4joddv 6'8Z 9'LZ 6'9Z Z'9Z 9'SZ O'SZ (4/f6k) uoT4euamTIIp 4Tqg9 TTIl.U 0Io.U 6U 8o.U LoU aseq uoTsinwa uoTslnwa uoTsinwa uoTsinwa uoTslnwa ap uoTsInwa IN3SWNNOIIDNOa sa SNOIIIGNOD IIIAX fnV3auV 2 620 5 2 Les caractéristiques de combustion sont résumées dans le tableau XIX. 00I x - ( ZOS ap U0osonpg uIT o ('J ooi x aseq z euoqiuzs np UOISibAUOD:Ie p aseq el ans Vis01 (8 O96 SI-() Zos ep uor;onp,a OIT CL TkI Z81 UZI 60Z (wdd) ON 9 Z S L 6 CT (wdd) Cos C9 1' de Z'Z l'E S'Z l'S 8 'S (IoDO/6n) ZOS PETI1 LL b60I 0O6 Z81 úE8Z (wdd) ZOS O'E 1'C 6'Z 6'Z L'Z 0' (1oA %) ZO 81 L61 16 ú91 OC CL (wdd) OD S "E Z'El ú1î o ú0i o0 i 04t-i eTo) OD IoU 0oT.U 6oU 8oU LoU aseq UOTSTlnw3UOOSTInwuOTw uOTSTlwuOTsTn ap UOTsTnwa NOISfrnWOD a SfiOIISIU$IDNVUVZ XIX nV3aq8V A partir du tableau XIX, il apparaît encore claire- ment qu'un accroissement du rapport de l'additif au soufre entraine une amélioration du rendement de combustion et des émissions d'oxydes de soufre plus favorables. A noter que le sodium était l'élément principal de l'additif. De plus, la comparaison entre l'émulsion n 11 et l'émulsion n 6 de l'exemple précédent, toutes les deux brûlées avec le méme apport de chaleur (0,21 Gcal/h) montre que la différence entre les dimensions moyennes des goutte- lettes (34 contre 14 pm) n'affecte pas les caractéristiques de combustion tout en fournissant des captures de SO2 équivalentes (51,7 % contre 52,3 %) quand la combustion a lieu avec le même rapport molaire de l'additif au soufre. En outre, la comparaison entre les émulsions n0 9 et n l montre que la capture de SO ne dépend pas de l'ap- port de chaleur. EXEMPLE III Sept autres émulsions d'hydrocarbure-dans-l'eau ont été préparées et les caractéristiques de composition de ces émulsions sont indiquées dans le tableau XX ci-après. o t 'Z S 'Z 9 'Z 8'Z L'Z 8'Z 6z 'Z aanos àppuod % LE SE ZE 9Z 6Z LZ tz neap IOA % E9 S9 89 PL IL CL 9L awnjq ap iO 0C09 ITZZ9 80S9 96L9 96L9 6L69 9LZL (ân/luz"m) IDd S'O s'0 S'O S O S'O 5'0 0 (a indiqués dans le tableau XXI. CJ U7 c, o ú Zú Zc Zú ZE Zú Zc (wrtd) sa44alafnob sap auuaÀow uoTsuawTa i'z * p'z'z'zg'z IVz Pz (sauq) andIA e1 ap uOTssaad OEO OE'O OE'O 0 ' 0 '0 OO OC'O oC'O (spTod/spTod) alqT4snqwoD/inadeA 4joddea S9 S9 S9 S9 S9 S9 ú9 (Do) alqT4snquoD np aanvagdwal 61'0 61'0 6T'O 61'0 61'0 61'0 6T1'O (q/es)) analeqo ap 4joddv 6'6Z E'6Z l'8Z 8'9Z 8's9Z 6'SZ SZ (q/61) uot484uaw lC,P 4Tqqa LI.U 9I.U úLu IoU úT.U ZToU aseq uoTslnwa uoTs[nla uoTeInlW uoTsTnwa uoTsînwa uoTaInwa ap uoTsinwa IN3W3NNOILDNOA sa SNOI&IUNOD IXX 1V3aquvS 26203;52 Les caractéristiques de combustion sont résumées dans le tableau XXII ci-après. Ln c) ('J auoqaeo np uoTsJaAuoo el ap aseq el ans aseq ap OS 001 x - (%) ZOS ap uoT4onpd uotslnLw ZOS - aseq ap OS (%) 8'66 6'66 6'66 6'66 6'66 6'66 6'66 uo4snquoo ap 4uawapuaa O'C6 O'6L 0'09 O 'L' O'?P 0'08 - (%) ZOS ap uoaTonpg 81Z O0Z 09E 0C 00 QIS 0OS (wdd) XON uequ 9 L 8 6 91 81 (Udd) úOS S O 'I S' Z' 8' S' S9 (IeO//6b) ZOS L91 00 O06 OSZI L91 0S91 LSZ (udd) ZS E 6'Z Z'c 9'Z 6'Z Z'ú O' (IoA %) Z0 01 el 01 81 09 oc 9 0(wdd) o ZJET ú1 5'ú1 'C5 (-ion %) gOD LloU 9toU SIoU PIoU EIoU ZloU asuq UOTlunwa UOTSInwl uoTsinua uoTsInwl uoTslnwa uoTslnal ap uoTIlnwa NOIQSfl9LOD 3U S3lIOLSIîâDWUDi IIXX nv3Hai Le tableau XXII montre encore clairement, comme l'ont fait les tableaux XV et XIX que lorsque le rapport de l'additif au soufre croit, le rendement de combustion de l'hydrocarbure en émulsion est amélioré. De plus, le tableau XXII montre clairement que les niveaux d'émission d'oxydes de soufre décroissent lorsque le rapport de l'ad- ditif au soufre croit. A partir des émulsions 16 et 17, on peut voir encore que les émissions d'oxydes de soufre obtenues sont moindres que celles que l'on peut avoir par la combustion du combustible à base d'huile n 6 (fuel). Il y a lieu de noter que le magnésium était l'élément princi- pal de l'additif. EXEMPLE IV Le composant principal des cendres, produites lors de la combustion des combustibles en émulsion tels que les émulsions n 15, ne 16 et n 17 s'est révélé être le 3 MgOV 20 (orthovanadate de magnésium) dont le point de fusion est 1190 C. L'orthovanadate de magnésium est un inhibiteur de corrosion très bien connu pour l'attaque des systèmes de combustion par le vanadium. Par conséquent, les cendres provenant d'émulsions brûlées en utilisant des additifs constitués d'éléments choisis dans le groupe formé ++ ++ +++ de Ca, Ba, Mg et Fe ou de mélanges de ces éléments et les cendres provenant d'émulsions brûlées en utilisant des additifs constitués d'éléments choisis dans le groupe + + + ++ ++ formé de Na, K, Li et Mg, Mg étant lt'élément princi- pal, font que lés températures de combustion élevées n'en- trainent pas de corrosion. Une telle corrosion aux tempéra- tures élevées est généralement provoquée, lors de la com- bustion des hydrocarbures liquides, par les composés de vanadium à bas point de fusion. Au cas o l'émulsion reconstituée doit être transportée à une raffinerie ou une installation similaire pour un traitement ultérieur, l'émulsion doit être condi- tionnée de manière à y éviter les concentrations en sel. En effet, le sel poserait un problème de corrosion pendant les opérations de raffinage. En accord avec la présente inven- tccn, or. a constaté cre l'arrnt tersi-arti f Frfecretiet utiliser pour la formation de l'émulsion d'hydrocarbure- m dans-l'eau ORIMULSION en vue de transport à une raffinerie ou une installation similaire était constitué d'une combi- naison d'un agent tensio-actif non ionique avec un alcali tel que l'ammoniaque. La formation d'émulsions utilisant l'agent tensio-actif préférentiel avec de l'ammoniaque est indiquée plus haut dans le tableau V. Comme indiqué plus haut, si l'émulsion doit subir un traitement ultérieur, il est souhaitable d'éliminer les sels de l'émulsion avant de l'envoyer à la raffinerie. L'addition d'ammoniaque en tant qu'agent tensio-actif lors de la formation de l'émulsion favorise l'élimination des sels indésirables pendant le traitement ultérieur de l'émulsion. En plus de ce qui précède, on peut ajouter à l'émulsion des éléments supplé- mentaires tels que des inhibiteurs de corrosion des agents anti-thixotropiques et des produits similaires. Il est avantageux que le produit tensio-actif soit utilisé dans une proportion allant de 1:99 environ à 0,05:99,5 environ en poids en se basant sur l'hydrocarbure. REVENDICATIONS 1. Procédé pour récupérer une matière naturelle à base d'hydrocarbures visqueux, caractérisé en ce qu'il comporte les étapes dans lesquelles: (a) on forme (18) une première émulsion d'hydrocar- bure-dans-l'eau à partir de ladite matière naturelle à base d'hydrocarbures visqueux en utilisant un émulsionnant, l'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau ayant une teneur en eau d'au moins 15 % en poids, une viscosité ne dépassant pas 5 Pa.s à 50C et une dimension des gouttelettes d'huile ne dépassant pas 300 micromètres, et (b) on dégaze (20) la première émulsion d'hydrocar- bure-dans-l'eau à une température abaissée à 35 C et à une pression d'au moins 20 psi (1,4 bars), de manière à obtenir un rendement de dégazage de l'émulsion d'hydrocarbure-dans- l'eau supérieur ou égal à 90 % pour produire une émulsion dégazée d'hydrocarbure-dans-l'eau ayant une teneur en gaz inférieure à 142 litres de gaz par baril (159 litres) d'émulsion. 2. Procédé pour floculer une émulsion d'hydrocar- bure-dans-l'eau, caractérisé en ce qu'il comporte les étapes dans lesquelles: (a) on règle la différence entre les densités des phases d'hydrocarbure-dans-l'eau de l'émulsion d'hydrocar- bure-dans-l'eau de manière que la différence entre les -3 3 densités des phases soit supérieure à 2x10 g/cm à une température T, cette température T étant supérieure ou égale à une valeur inférieure de 15 C au point de trouble de l'émulsionnant utilisé pour la formation de la première émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau, (b) on flocule (22) l'émulsion d'hydrocarbure-dans- l'eau à densité réglée dans un séparateur à la température T et on récupère la matière naturelle à base d'hydrocar- bures séparée, et (c) on remet en émulsion (24) la matière naturelle à base d'hydrocarbures séparée en utilisant un émulsionnant et on conditionne cette matière pour un traitement ulté- 2620352O rieur, de manière à former une émulsion secondaire stable d'hydrocarbure-dans-l'eau convenant pour le transport. 3. Procédé pour la préparation d'une matière naturelle à base d'hydrocarbures visqueux en vue d'un trai- tement ultérieur selon les revendications 1 et 2, caracté- risé en ce qu'il comporte une dernière étape supplémentaire selon laquelle on transporte (30) cette seconde émulsion d'hydrocarbure-dans- l'eau. 4. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce qu'il comporte l'étape de conditionnement de la matière naturelle à base d'hydrocarbures remise en émulsion en vue de sa combustion en tant que combustible naturel. 5. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce qu'il comporte une étape de conditionnement de la ma- tière naturelle à base d'hydrocarbures remise en émulsion, pour le raffinage de cette matière en tant que combustible naturel. 6. Procédé selon la revendication 1, 4 ou 5 caracté- risé en ce qu'il comporte la formation dans le puits d'une partie de la première émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau. 7. Procédé selon la revendication 1, 4 ou 5, carac- térisé en ce qu'on forme, à la tête du puits, une partie de la première émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau. 8. Procédé selon la revendication 5 ou 7, caractéri- sé en ce qu'on dispose un mélangeur statique à la tête du puits pour former une émulsion homogène d'hydrocarbure- dans-l'eau. 9. Procédé selon la revendication 1 ou 3, caractérisé en ce qu'on recueille l'émulsion et on envoie l'émulsion recueillie à un mélangeur statique pour former une émulsion homogène d'hydrocarbure-dansl'eau avant le dégazage de cette émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau. 10. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce qu'on forme dans le puits ladite partie de l'émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau par injection d'un mélange d'émulsionnant et d'eau. 11. Procédé selon la revendication 1, 3 ou 10, caractérisé en ce qu'on met en oeuvre un émulsionnant pour former la première émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau, cet émulsionnant étant choisi dans le groupe constitué des agents tensio-actifs non ioniques, des polymères, des bioagents tensio-actifs, des agents tensio-actifs cationiques, des agents tensio-actifs aniôniques, des alca- lis et de mélanges de ces produits. 12. Procédé selon la revendication 10 ou 11, carac- térisé en ce qu'on met en oeuvre un émulsionnant pour former la première émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau, cet émulsionnant étant choisi dans le groupe constitué d'alkyl phénols éthoxylés, des alcools éthoxylés, des esters de sorbitane éthoxylés et de mélanges de ces produits. 13. Procédé selon la revendication 3 ou 10, caracté- risé en ce qu'on met en oeuvre un émulsionnant pour former la seconde émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau, cet émulsionnant étant choisi dans le groupe constitué des agents tensio-actifs non ioniques et des alcalis. 14. Procédé selon la revendication 2 ou 3, carac- térisé en ce qu'on met en oeuvre un émulsionnant pour former la seconde émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau, cet émulsionnant étant choisi dans le groupe constitué des agents tensio-actifs non ioniques avec un additif choisi + + + ++ ++ dans le groupe constitué de Na, K, Li, Ca, Ba, Mg, +++ Fe et de mélanges de ces produits. 15. Procédé.selon la revendication 11, 12, 13 ou 14, caractérisé en ce qu'on met en oeuvre un agent tensio-actif non ionique ayant une teneur en EO supérieure à 70 %. 16. Procédé selon la revendication 1 ou 10, caracté- risé en ce qu'on effectue l'injection de l'émulsionnant et de l'eau audessous de la pompe submersible pour former l'émulsion. 17. Procédé selon la revendication 16, caractérisé en ce qu'on effectue l'injection de l'émulsionnant et de l'eau au-dessus de la pompe submersible pour former l'émulsion. 18. Procédé selon la revendication 16, caractérisé 262035? en ce qu'on effectue l'injection de l'émulsionnant et de l'eau au-dessous de la pompe submersible, dans le carter de la pompe, entre le clapet fixe et le clapet mobile, pour former l'émulsion. 19. Procédé selon la revendication 5, caractérisé en ce qu'on met en oeuvre un émulsionnant pour former la seconde émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau, cet émulsion- nant étant constitué d'un agent tensio-actif non ionique en combinaison avec un alcali. 20. Procédé selon la revendication 19, caractérisé en ce que l'émulsionnant comporte un alkyl phénol éthoxylé ayant une teneur en EO supérieure ou égale à 70 % et un alcali choisi dans le groupe constitué de l'ammoniaque, des hydroxydes monovalents et de mélanges de ces produits. 21. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que la teneur en gaz est inférieure à 56,6 litres de gaz par baril (159 litres) d'émulsion. 22. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce qu'on règle la différence entre les densités par addi- tion d'un sel à l'émulsion. 23. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce qu'on règle la différence entre les densités par addi- tion d'un diluant à l'émulsion. 24. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce qu'on règle la différence entre les densités par addi- tion d'un mélange de sel et de diluant à l'émulsion. 25. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce qu'on règle la différence entre les densités par addi- tion d'un agent désémulsionnant à l'émulsion. 26. Procédé selon la revendication 25, caractérisé en oe que l'agent désémulsionnant est un agent tensio-actif ionique. 27. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce qu'on met en oeuvre un émulsionnant pour former la seconde émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau, cet émulsion- nant étant un agent tensio-actif non ionique en combinaison avec un alcali. 28. Procédé selon la revendication 14, caractérisé en ce qu'on ajoute l'additif à l'émulsion suivant un rap- port molaire entre les quantités d'additif et de soufre de l'hydrocarbure supérieur ou égal à 0,050. 29. Produit tensio-actif pour la mise en pratique d'un procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 28 en formant une émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau, caractérisé en ce qu'il comporte: (a) un agent tensio-actif non ionique choisi dans le groupe constitué essentiellement des alkyls phénols éthoxy- lés, des alcools éthoxylés, des esters de sorbitane éthoxy- lés et de mélanges de ces produits, (b) un additif choisi notamment dans le groupe constitué d'alcalis tels que l'ammoniaque, des hydroxydes monovalents et de mélanges de ces produits. 30. Produit tensio-actif selon la revendication 29, caractérisé en ce que l'agent tensio-actif non ionique est un alkyl phénol éthoxylé ayant une teneur en E.0 supérieure ou égale à 70 % et l'alcali est l'ammoniaque. 31. Produit tensio-actif selon la revendication 29, caractérisé en ce que l'additif est choisi dans le groupe constitué des polymères, des alcools et des mélanges de ces produits. 32. Emulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau formée par émulsion d'un hydrocarbure par un procédé selon l'une quel- conque des revendications 1 à 28, caractérisé en ce que le produit tensio-actif selon la revendication 29 est utilisé dans une proportion allant de 1:99 environ à 0,05:99,95 environ en poids en se basant sur l'hydrocarbure, cette émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau ayant une teneur en eau d'au moins 15 % en poids, une viscosité ne dépassant pas Pa.s à 50 C et une dimension des gouttelettes d'huile ne dépassant pas 300 micromètres. 33. Emulsion d'hydrocarbure dans l'eau selon la revendication 32, caractérisée en ce que le produit tensio- actif suivant la revendication 31 utilisé dans une proportion allant de 1:99 environ à 0,05:99,95 environ en pcids an se basant sur l'hydrocar- bure, cette émulsion d'hydrocarbure-dans-l'eau ayant une teneur en eau d'au roins 15% en poids, une viscosité ne dépassant pas 5 Pa.s à 50 C et une dimension des gouttelettes d'huile ne dépassant pas 300 micro- mètres. 34. Produit tensio-actif suivant la revendication 29, carac- térisé en ce que 1 'additif est choisi dans le groupe constitué de Na, K, Li, Ca, Ba +, Fe++ et de mélanges correspondants, l'addi- tif étant présent dans un rapport molaire de la quantité d'additif à la quantité de soufre de l'hydrocarbure supérieur ou égal à 0,050. 35. Emulsion d'hydrocarbure dans 1 'eau selon la revendica - tion 34, caractérisée en ce que le prcduit tensio-actif selon la reven- dication 34 est utilisé dans une proportion allant de 1:99 environ a 0,05:99,95 environ en poids en se basant sur l'hydrocarbure, cette émal- sion d'hydrocarbure-dans-l'eau ayant une teneur en eau d'au rmoins 15 % en poids, une viscosité ne dépassant pas 5 Pa.s à 50 C et une dimension des gouttelettes d'huile ne dépassant pas 300 micromrtres.