FR 2817168 A1 20020531 FR 0015200 A 20001124 La présente invention concerne généralement le domaine du stockage de deux produits dans un même réservoir. La présente invention concerne plus particulièrement le domaine du stockage d'un produit non miscible avec de l'eau douce ou de l'eau de mer. Elle concerne plus particulièrement le stockage de pétrole en mer, soit à bord d'un support flottant installé en surface, d'un pétrolier ou d'un chimiquier, soit au sein d'une structure fixe reposant sur le fond de la mer. Dès que la profondeur d'eau devient importante, l'exploitation des champs de production, notamment des champs pétroliers s'effectue en général à partir de supports flottants. Ce support flottant comporte en général des moyens d'ancrage pour rester en position malgré les effets des courants, des vents et de la houle. Il comporte aussi en général des moyens de stockage et de traitement du pétrole, ainsi que des moyens de déchargement vers des pétroliers de transport. Ces derniers se présentent à intervalle régulier pour effectuer l'enlèvement de la production. L'appellation de ces supports flottants de type barge est le terme anglo- saxon de "Floating Production Storage Offloading" (signifiant "moyen flottant de stockage, de production et de déchargement") ci-après abrégé par le sigle usuel de "FPSO". De nombreuses variantes ont été développées tels les bouées de type " SPARs ", longs cigares flottants verticaux, maintenus en position par des ancrages caténaires, ou encore les TLPs ("Tension Leg Platform"), plates-formes à lignes d'ancrage tendues, lesdites lignes étant en général sensiblement verticales. Les têtes de puits sont souvent réparties sur la totalité du champ et les conduites de production, posées sur le fond de la mer, relient chaque tête de puits à un emplacement fixe, à la verticale duquel le support flottant est positionné en surface. Les conduites de liaisons fond- surface sont alors appellées "riser". Certains puits sont situés à la verticale du support flottant et l'intérieur du puits est alors accessible directement depuis la surface. Dans ce cas la tête de puits équipée de son "arbre de Noël" peut être installée en surface, à bord du support flottant. On peut alors effectuer, à partir d'un appareil d'intervention installé sur ledit support flottant, toutes les opérations de forage, de production et de maintenance du puits pendant toute la durée de vie du puits. On parle alors de tête de puits sèche, ou aérienne, et l'on ajoute la fonction forage (Drilling) au support flottant et le FPSO devient FDPSO. On connaît le brevet FR 2.754.011 décrivant une barge et un système de guidage pour conduite reliant ladite barge au fond de la mer au niveau de têtes de puits en accès direct. Dans les FDPSOs, les risers remontent en surface dans une cavité centrale du support flottant appelée baie de forage ou "wellbay" ou encore "moon pool". La cavité traverse la coque verticalement de part en part sur une hauteur d'environ trente mètres, avec un tirant d'eau d'environ vingt mètres, et se trouve située généralement proche de l'axe du support flottant, à égale distance de ses extrémités. En effet cette zone est celle o les amplitudes des mouvements et les accélérations sont les plus faibles lorsque le navire est soumis aux phénomènes de roulis, de tangage et de lacet. Dans les FPSO conventionnels, le tirant d'eau varie entre une valeur minimale correspondant à des citernes de stockage du brut vides, par exemple juste après un transfert de cargaison vers un pétrolier enleveur, et une valeur maximale correspondant à des cuves complètement pleines, par exemple juste avant l'arrivée dudit pétrolier enleveur. Dans une barge de stockage à têtes de puits en surface, on cherche à travailler à tirant d'eau constant pour minimiser les mouvements relatifs entre ladite barge et lesdites têtes de puits en surface, car les liaisons assurées en général par des flexibles, doivent rester le plus compact possible et donc présenter une longueur optimale. Pour cela, la barge comporte des ballasts supplémentaires qui permettent d'ajuster de manière continue la flottabilité globale pour que le tirant d'eau reste sensiblement constant quel que soit le niveau de chargement de cuves de pétrole brut. Cette disposition conduit à un encombrement de ballast considérable qui nécessite une augmentation importante de la taille de la barge. En effet, il faut sensiblement le même volume de ballast que de stockage de brut, ce qui induit des surcoûts considérables dans la construction de ces barges flottantes. Par exemple, ces barges FDPSO peuvent mesurer jusqu'à 350 m de longueur, 65m de largeur et peuvent posséder une hauteur au niveau du bordé pouvant atteindre et dépasser 35 m. De telles barges ont un tonnage de port en lourd pouvant atteindre et dépasser 500000 TPL. On connaît aussi les plateformes gravitaires installées en mer du nord, lesquelles stockent dans leur embase du pétrole brut mélangé à de l'eau de mer. Les différences de densité des fluides sont suffisantes pour créer un plan de dissociation entre eau de mer et pétrole brut, sans qu'il se forme de mélange de type émulsion, car le support est fixe. Au contraire, un support flottant est soumis à des mouvements qui 0 créent, surtout au contact des parois des cuves, des agitations importantes qui peuvent transformer rapidement le plan de séparation en émulsion de type mayonnaise, dont l'épaisseur, incontrôlable, ne manquera pas de créer des dysfonctionnements majeurs lors de la vidange au maximum les cuves, ou lors du remplissage au maximum. Dans le premier cas on risque d'envoyer de l'émulsion vers le pétrolier enleveur, dans le second cas, on peut rejeter à la mer, en plus de l'eau de ballast, une certaine quantité de brut qui va créer des pollutions inacceptables. Ainsi, la présente invention permet de réaliser un stockage mixte de deux produits, de telle manière que lors des mouvements de fluides, au cours des phases de remplissage et de soutirage, ou en cas d'agitation de la structure du réservoir, les phénomènes de mélange du type émulsion incontrôlée soient réduits au minimum, voire même quasiment éliminés. La présente invention concerne une méthode de séparation de deux fluides stockés dans un réservoir par l'intercalation d'une membrane entre les deux fluides. Dans la méthode, on effectue les étapes suivantes: - on fabrique une émulsion stable à partir d'au moins deux liquides non miscibles, - on place l'émulsion à l'interface entre les deux fluides de façon à constituer la membrane. L'émulsion peut être obtenue à partir d'au moins un des fluides stockés, et de préférence avec les deux. On peut placer l'émulsion sur la surface du premier fluide de plus petite masse volumique, avant de remplir le réservoir avec le deuxième fluide. L'invention concerne aussi un réservoir de stockage de deux fluides séparés par une membrane, la membrane étant constituée par au moins une couche d'émulsion stable. L'émulsion peut être obtenue à partir d'au moins un des fluides stockés. Les deux fluides stockés peuvent être non miscibles, tels des huiles et de l'eau. L'émulsion peut être stabilisée avec au moins un produit stabilisant spécifique. Le stabilisant peut être choisi parmi le groupe suivant: - des polymères à chaînes macromoléculaires de nature mixte hydrophile /hydrophobe; -des composés lourds naturels comme les résines, asphaltènes et paraffines existants dans les huiles brutes; - des composés paraffiniques de longueur de chaîne définie modifié par un composé hydrophile, - et leurs mélanges. Dans une variante, le stabilisant peut être le résultat de la polymérisation d'au moins deux monomères, chacun étant soluble dans un seul desdits fluides stockés. Le réservoir selon l'invention peut être disposé dans un support flottant d'exploitation pétrolière. La méthode selon l'invention, consiste à créer, au niveau du plan de séparation de deux fluides, une membrane destinée à jouer le rôle de barrière entre les deux fluides. La méthode s'applique avantageusement à deux fluides non miscibles. Par liquides non miscibles, il faut comprendre que les liquides en question sont mutuellement non solubles ou partiellement solubles seulement. Par émulsion, il faut comprendre une dispersion d'un liquide dans un autre liquide. La membrane selon l'invention est constituée d'une émulsion fine et stable, compatible avec les deux produits non miscibles, de préférence réalisée à partir d'une combinaison de ces deux fluides et qui sera qualifiée dans la suite de la description de "pseudo-membrane". La stabilisation d'une telle émulsion peut se faire principalement par l'ajout d'additif du type tensio actif. La pseudo-membrane est de préférence réalisée sur site lors du démarrage de la production. Par exemple, les cuves étant remplies aux trois quarts, juste avant de commencer le transfert du pétrole brut, on réalise dans un mélangeur une émulsion composée de pétrole brut associé à de l'eau de mer, et éventuellement d'additifs stabilisants. Le mélange ainsi obtenu est répandu à la surface de l'eau de ballastage de façon à créer un écran entre l'eau de mer et le gaz constituant le reste du volume de la cuve, lequel est de préférence un gaz inerte, tel que les résidus de combustion de carburant dans l'air. Après mise en place de la pseudo membrane, la cuve est complètement remplie avec du pétrole brut. Pour assurer un minimum de perturbation lors des mouvements de fluides, toute variation du volume de pétrole brut devant être compensée par un même volume d'eau de mer, on alimentera et prélèvera avantageusement l'eau de mer dans la cuve par la méthode dite en source, c'est à dire à partir d'une canalisation débouchant près du fond de la cuve et équipée d'un dispositif permettant de minimiser les remous. De même, les approvisionnements et prélèvements de pétrole brut se feront près du plafond de la cuve et les canalisations seront équipées de dispositifs similaires permettant de minimiser les remous. Ainsi, dans cycles successifs de remplissage et de prélèvement, la pseudo membrane, possédant une densité intermédiaire entre l'eau de mer et le pétrole brut, restera naturellement au plan de jonction entre l'eau de mer et le pétrole brut et évitera la formation de mélange, par exemple de type émulsion sur des épaisseurs incontrôlées. D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention apparaîtront à la lecture de la description détaillée de certains modes de réalisation qui va suivre, nullement limitatifs, illustrée par les figures ci-après annexées, parmi lesquelles: - la figure 1 est une coupe en vue de face, d'un support flottant FDPSO à double bordé, mais sans double fond, équipé de risers à têtes de puits en surface et d'un derrick de forage, dont les cuves de stockage mixte bâbord et tribord sont équipées de la pseudo membrane selon l'invention, - la figure 2 est une coupe en vue de face d'un réservoir terrestre de stockage mixte équipé de la pseudo membrane, de moyens de remplissage et de soutirage et de mesure de la position de l'interface entre liquides. La figure 1 représente en coupe en vue de face un FDPSO 1 équipé d'un derrick 2 et de deux risers à têtes de puits en surface 3, guidés en 4 au niveau du plancher de circulation 5 situé dans la wellbay 6. Des équipements de traitement 7 sont installés sur le pont principal. La cuve bâbord 8a est complètement pleine et comporte dans sa partie haute 9 uniquement du pétrole brut, et dans sa partie basse uniquement de l'eau de mer 10, la pseudo membrane 11 étant située à l'interface entre les deux fluides. Le réservoir tribord 8b est représenté avec un niveau de remplissage différent. La figure 2 représente en coupe en vue de face un réservoir terrestre 20 pour le stockage mixte en présence d'eau, d'un fluide de densité supérieure à 1. L'eau 10 se trouve alors dans la partie supérieure du réservoir et le fluide lourd 21 est confiné dans la partie basse, la pseudo membrane 11 se trouvant à l'interface entre les deux fluides. Une conduite de remplissage et soutirage 22a, équipée à son extrémité d'un dispositif 23a limitant les remous lors des transferts de fluide lourd, est située en partie basse du réservoir. Un dispositif similaire 22b-23b est installé en partie haute et permet les transferts du fluide léger, ici décrit comme étant de l'eau douce. Un capteur 24, par exemple de type sonar ou radar de niveau, est installé au sommet du réservoir et permet de mesurer la position de l'interface. Les variations de densité et d'absorption permettent de localiser successivement le fond de la cuve, les faces inférieures et supérieures de la pseudo membrane. De tels dispositifs étant connus de l'homme de l'art dans le domaine de la mesure de niveau ne seront pas développés plus en détails ici. Selon l'invention, il est proposé de créer une barrière "naturelle" entre deux fluides par formation d'une zone émulsionnée en utilisant les propriétés naturelles du système pétrole brut/eau de mer, ces propriétés pouvant être renforcées par la présence d'adjuvants stabilisants, ou même d'émulsifiants. Le procédé consiste, entre autres, à mettre en place un volume connu d'émulsion formé dans des moyens spécifiques, lesdits moyens permettant de contrôler la nature de ladite émulsion. Le principe est connu et largement utilisé dans de nombreuses industries, telle la cosmétique ou l'alimentaire, et consiste à mélanger des volumes déterminés de phases huile et eau en appliquant une énergie mécanique connue. Dans le cas des bruts pétroliers contenant naturellement des produits de type tensio actifs, sous l'effet de l'agitation, il y a formation de gouttes puis de gouttelettes jusqu'à une taille critique correspondant à la fin du processus d'émulsification. Il est largement connu que plus on souhaite des gouttes de faibles tailles, plus l'agitation doit être importante. Dans ce cas, on sous-entend que plus une émulsion est fine plus elle est stable, néanmoins, la taille critique de gouttelettes n'est pas le seul paramètre déterminant pour la stabilisation d'une émulsion. Il existe commercialement un nombre important d'appareil permettant de fabriquer des émulsions. Par exemple, un appareil de type "homogénéisateur" soumet au liquide sous haute pression une énergie de mélange au passage d'une pompe et de valve. Le principe est de créer un régime d'écoulement de type turbulent à nombre de Reynolds élevé. En s'aidant du savoir-faire actuel sur les émulsions pétrolières, de façon peu dépendante de la nature de l'huile dans la mesure o il existe des produits tensio actifs naturels comme les résines, asphaltènes, il est possible de fabriquer un système émulsionné stable en apportant au mélange de composants une énergie suffisante, en général importante. Ainsi, on confère au système émulsionné la stabilité recherchée pour que la pseudo membrane remplisse dans le temps la fonction de séparation des deux produits. Dans l'exemple suivant, deux types caractéristiques d'huile, ont été mélangés à de l'eau de mer dans un ratio de i en utilisant un agitateur à hélice tournant à 10000 tours/minute. La nature, ainsi que la stabilité de 0 l'émulsion formée, ont été analysées. L'ensemble est résumé dans le tableau suivant: Type d'huile Volume d'émulsion formée Qualité de l'émulsion - taille des gouttes Huile A 20% du volume total présence de gouttes d'eau de tailles millimétriques comme de gouttes très fines de taille inférieure à Pum. Huile B 100% du volume total Population monodisperse de gouttes _d'eau de diamètre inférieure à i pim. Caractéristiques des bruts utilisés Huile A Huile B Composition en % poids - Asphaltènes ce fait plus visqueuse. La tendance à former des émulsions stables, en particulier pour l'huile B, est caractéristique de la présence de composés lourds tels que les asphaltènes dans le brut. Suivant l'énergie de mélange apportée au système Brut/eau, même pour des huiles peu asphaltèniques mais contenant des résines comme l'huile A, une émulsion stable existe créant ainsi une séparation entre les phases hydrocarbure et eau. De plus, dans le cas de cette huile A, les phases hydrocarbure et eau sont peu ou pas "contaminée" par la phase opposée. De plus, après ou en même temps que la formation de l'émulsion, il est nécessaire de la stabiliser. Pour cela il est préférable d'ajouter des produits de type stabilisant qui vont fixer les interfaces huile/eau c'est à dire stabiliser les gouttelettes. Les produits stabilisants peuvent être: du type polymère: chaînes macromoléculaires de nature mixte hydrophile /hydrophobe; - des composés lourds naturels comme les résines, asphaltènes et paraffines existants dans les bruts; des composés paraffiniques de longueur de chaîne définie modifié par un composé hydrophile; On peut aussi stabiliser les gouttes en créant in situ dans l'émulsion, un film de polymère autour des gouttes. Pour cela on injecte dans la phase huile un composé partiellement soluble et dans la phase eau, un autre composé, lui aussi partiellement soluble dans sa phase d'injection. Les deux produits sont les principes actifs sous forme de monomères d'une réaction rapide de polymérisation qui, du fait de la solubilité de ces produits, ne se fera qu'à l'interface des phases huile et eau. Cette réaction de polymérisation de type inter faciale est connue et utilisée dans les techniques dites d'encapsulation des émulsions. On peut se référer au document FR 2 590 185 cité ici en to référence. La pseudo membrane a été décrite dans ses détails, dans le cas de stockage mixte entre de l'eau et un pétrole brut, mais on ne sortira pas du cadre de la présente invention dès lors que l'on stocke deux produits non miscibles de densité différente et que l'on crée au niveau de l'interface entre i5 lesdits fluides une pseudo membrane, ladite pseudo membrane pouvant être réalisée à partir d'autres fluides que les fluides stockés, dans la mesure o ces produits restent compatibles avec le fluide de densité supérieure et le fluide de densité inférieure. L'invention s'applique ainsi à tous types de produits, tels que l'huile de colza, le trichloréthylène, de produits dangereux de toutes natures, ou tout autre produit industriel, alimentaire ou autre, pour lequel un stockage mixte pourrait être requis. REVENDICATIONS s 1. Méthode de séparation de deux fluides stockés dans un réservoir par l'intercalation d'une membrane entre les deux fluides, caractérisée en ce que l'on effectue les étapes suivantes: - on fabrique une émulsion stable à partir d'au moins deux liquides non miscibles, - on place ladite émulsion à l'interface entre les deux fluides de façon à constituer ladite membrane. 2. Méthode selon la revendication 1, dans laquelle ladite émulsion est obtenue à partir d'au moins un desdits fluides stockés. 3. Méthode selon l'une des revendications 1 ou 2, dans laquelle on place ladite émulsion sur la surface du premier fluide de plus petite masse volumique, avant de remplir ledit réservoir avec le deuxième fluide. 4. Réservoir de stockage de deux fluides séparés par une membrane, caractérisé en ce que ladite membrane est constituée par au moins une couche d'émulsion stable. 5. Réservoir selon la revendication 4, dans lequel ladite émulsion est obtenue à partir d'au moins un desdits fluides stockés. 6. Réservoir selon l'une revendications 4 ou 5, dans lequel lesdits deux fluides sont non miscibles, tels des huiles et de l'eau. 7. Réservoir selon l'une des revendications 4 à 6, dans lequel l'émulsion est stabilisée avec au moins un produit stabilisant spécifique. 8. Réservoir selon la revendication 7, dans lequel ledit stabilisant est choisi parmi le groupe suivant: - des polymères à chaînes macromoléculaires de nature mixte hydrophile /hydrophobe; - des composés lourds naturels comme les résines, asphaltènes et paraffines existants dans les huiles brutes; - des composés paraffiniques de longueur de chaîne définie modifié par un composé hydrophile, - et leurs mélanges. 9. Réservoir selon la revendication 7, dans lequel ledit stabilisant est le résultat de la polymérisation d'au moins deux monomères, chacun étant soluble dans un seul desdits fluides stockés. 10. Réservoir selon l'une des revendications 4 à 9, disposé dans un support flottant d'exploitation pétrolière. 11.Réservoir selon l'une des revendications 4 à 9, disposé dans un support fixe d'exploitation pétrolière.