FR 2885133 A1 20061103 FR 0650429 A 20060207 Procédé de récupération thermique d'huile lourde et de bitume par injection de gaz de combustion. La présente invention concerne la récupération thermique de 5 produits intéressants depuis une formation souterraine par injection d'un gaz de combustion dans la formation. Dans l'industrie de l'huile lourde, il existe une gamme étendue de classifications destinées à être attribuées à l'huile. Les classes sont essentiellement basées sur la viscosité et la densité du produit et sont généralement réparties de la manière suivante: i) Huile moyennement lourde 25 > API > 18 10-1 Pa.s (100 cPs) p > 10-2 Pa.s (10 cPs) mobile dans les conditions du réservoir ii) Huile extra-lourde 20 > API > 12 Pa.s (10000 cPs) p > 10-1 Pa.s (100 cPs), techniques améliorant la production nécessaires, incluant la stimulation en réservoir comme la stimulation thermique ou la circulation d'eau/solvant iii) Sables bitumineux 12 > API > 6 , stimulation thermique nécessaire p > 10 Pa.s (10000 cPs), techniques améliorant la production nécessaires, incluant la stimulation en réservoir comme la stimulation thermique ou la stimulation thermique/injection de solvant. Etant donné la valeur reconnue des vastes réserves d'huile lourde et de bitume potentiellement disponibles au Canada, en Amérique centrale, en Russie, en Chine et en d'autres endroits du monde, il est apparu toute une panoplie de techniques d'extraction et de traitement. Actuellement, les réservoirs de bitume et d'huile extra-lourde existants sont exploités au moyen de techniques de récupération thermique améliorées qui autorisent une efficacité de récupération dans la plage de 20 à 25 La technique thermique la plus courante est l'injection de vapeur où l'enthalpie thermique provenant de la vapeur est transférée à l'huile par condensation. Ceci, bien entendu, réduit la viscosité de l'huile, ce qui permet le drainage et la récupération par gravité. L'injection peut être obtenue par les technologies bien connues de stimulation à la vapeur cyclique (CSS), de récupération d'huile lourde cyclique ( huff and puff ) et de drainage par gravité assisté par la vapeur (SAGD). Bien que le SAGD soit maintenant largement employé, il présente certains inconvénients concernant l'efficacité. Un poste qui présente des coûts significatifs est le combustible pour actionner les générateurs de vapeur pour produire la vapeur destinée à l'injection. Le combustible le plus souhaitable est le gaz naturel, mais les frais réduisent largement l'efficacité globale et ce problème est combiné au fait que des gaz à effet de serre (GES) sont libérés en quantités variables pendant le fonctionnement des générateurs de vapeur utilisant tous les types de combustibles hydrocarbonés. Par exemple, approximativement 8000 à 15000 tonnes de dioxyde de carbone sont produites quotidiennement pour produire la vapeur pour l'injection et pour produire 100000 BOPD de bitume. Un autre problème associé au procédé SAGD est la transformation ( upgrading ) du produit obtenu qui est nécessaire pour augmenter sa valeur. Comme noté brièvement ci-dessus, un autre facteur affectant le SAGD est la limitation concernant l'efficacité de récupération. Dans une tentative pour améliorer certaines des limitations évoquées, l'utilisation de combustibles de remplacement différents du gaz naturel a été proposée au moins pour réduire l'impact toujours croissant du gaz naturel. Un exemple de combustible approprié qui peut être utilisé dans une opération SAGD est discuté dans le brevet US n . 6 530 965 accordé à Warchol le 11 mars 2003. Ce document enseigne la formation d'un résidu prédispersé dans une matrice aqueuse qui peut être utilisé comme combustible de remplacement. Compte tenu des problèmes liés aux technologies existantes, il demeure souhaitable de disposer d'un procédé ayant une efficacité accrue dans une opération SAGD, qui réduit la formation de quantités excessives de GES et qui abaisse les coûts en fournissant un combustible de remplacement présentant les performances thermiques du gaz naturel. La présente invention regroupe toutes les caractéristiques et tous les avantages les plus souhaitables évoqués dans un procédé efficace du point de vue énergétique, haut rendement et compatible avec l'environnement. Un aspect de la présente invention consiste à fournir un procédé de récupération thermique amélioré ayant une efficacité accrue. Un autre aspect d'un mode de réalisation de la présente invention consiste à fournir un procédé de récupération d'huile lourde et de bitume à partir d'une formation souterraine contenant de l'huile lourde et du bitume, comprenant: la fourniture d'un combustible, de préférence un combustible fossile; la combustion du combustible dans un circuit de recyclage de gaz de combustion pour produire un gaz de combustion pour l'injection destiné à être injecté dans la formation; et l'injection du gaz de combustion pour l'injection dans la formation pour déplacer l'huile lourde e le bitume. Encore un autre aspect d'un mode de réalisation de la présente invention consiste à fournir un procédé de récupération d'huile lourde et de bitume à partir d'une formation souterraine contenant de l'huile lourde et du bitume, comprenant: la fourniture d'un combustible, de préférence un combustible fossile; la combustion du combustible dans un circuit de recyclage de gaz de combustion pour produire un gaz de combustion destiné à être injecté dans la formation; et l'injection du gaz de combustion dans la formation pour déplacer l'huile lourde, le bitume et le gaz naturel. L'invention étant ainsi décrite de manière générale, les dessins annexés illustrant des modes de réalisation préférés comprennent les figures suivantes: Figure 1: illustration schématique de a méthodologie générale selon un mode de réalisation; Figure 2: illustration schématique plus détaillée de la figure 1; graphique des besoins en oxygène pour de combustion en dioxyde de carbone sur une Figure 3: illustration l'enrichissement du gaz base sèche; Figure 4: illustration l'enrichissement du gaz base humide; Figure 5: illustration schématique de naturel dans un environnement SA; graphique des besoins en oxygène pour de combustion en dioxyde de carbone sur une la production à la vapeur de gaz Figure 6: illustration schématique de la production à la vapeur de bitume ou de combustible en émulsion dans un environnement SAGD; Figure 7: illustration schématique de la production à la vapeur de résidu et de combustible en émulsion dans un environnement SAGD; Figure 8: illustration schématique d'une opération de compression de gaz de combustion de type à cogénérateur; et Figure 9: illustration schématique d'une opération de production d'électricité de type à cogénérateur. Les mêmes signes de référence employés dans la description 10 désignent des éléments identiques. Sauf indication contraire, SAGD désigne le drainage par gravité assisté par la vapeur ( steam assisted gravity drainage ), SYNGAS désigne le gaz de synthèse, OTSG désigne la production de vapeur à passage unique ( once through steam generation ), GES désigne un gaz à effet de serre, BOPD signifie barils d'huile par jour, COGEN désigne la production d'électricité ou la compression combinée avec la récupération de chaleur et la production de vapeur, HRSG désigne un générateur de vapeur à récupération de chaleur, et huile lourde englobe l'huile lourde, l'huile extra-lourde et le bitume. La figure 1 est une illustration schématique d'un mode de réalisation de la présente invention. Le signe de référence 10 désigne d'une manière générale le procédé dans son ensemble. Un mélange d'air et d'oxygène 15 et du combustible 20 combinés avec un courant de recyclage de gaz de combustion (FGR) sont introduits dans un système de production de vapeur 12 pour produire de la vapeur 16 et du gaz de combustion (FG) 35. Le mélange d'air et d'oxygène, de combustible et de FGR est choisi pour créer un gaz de combustion enrichi 35 pour optimiser la récupération de gaz et d'huile lourde à partir de la formation qui les contient, ce qui est décrit avec plus de détails ci-après. Le combustible 20, peut être choisi dans tout mélange d'air ou d'oxygène, peut être choisi parmi tous les combustibles hydrocarbonés appropriés, par exemple le gaz naturel, le bitume, le fioul, l'huile lourde, un résidu, un résidu sous vide, un combustible émulsifié, un résidu atomisé superfin multiphase (MSAR, marque déposée de Quadrise Canada Fuel Systems) , les asphaltènes, le coke de pétrole, le charbon et leurs combinaisons. Le gaz de combustion 35 provenant du système 12 est traité ou modifié dans une unité de traitement 14 avant d'être injecté dans une formation. Ce gaz de combustion peut contenir de nombreux composés gazeux comme l'hydrogène, le monoxyde de carbone; l'azote, les oxydes d'azote, les oxydes de soufre, le dioxyde de carbone, le gaz de synthèse, notamment. Les sous-produits gazeux formés pendant l'étape de modification, comme l'hydrogène, le monoxyde de carbone, l'azote, les oxydes d'azote, les oxydes de soufre et le dioxyde de carbone, peuvent éventuellement être retirés et récupérés, et l'étape de modification peut comprendre des opérations unitaires comme l'élimination des particules, le refroidissement, la compression et la déshydratation. Dans des conditions de combustion avec un excès d'oxygène, où de l'oxygène est présent dans le gaz de combustion 35, le gaz de combustion 35 contiendra principalement du dioxyde de carbone, de l'azote et de la vapeur d'eau. Le gaz d'injection traité 45 est injecté dans la ou les formations de gaz et d'huile lourde désignées collectivement par 18 et représentées à titre d'exemple sous forme d'une formation soumise au SAGD (drainage par gravité assisté par la vapeur). Cette technique comprend l'utilisation de vapeur pour contribuer à la réduction de la viscosité des hydrocarbures visqueux afin d'augmenter leur mobilité. Ces formations contiennent aussi du gaz naturel, du bitume et différents autres hydrocarbures intéressants mais dont la récupération était auparavant marginalement rentable ou fiscalement irréalisable. Le gaz de combustion modifié est injecté dans la formation pour la remettre sous pression et pour libérer le gaz naturel qu'elle contient. Pendant cette mise sous pression, l'huile lourde est déplacée de la formation. Comme on le voit sur la figure, la vapeur 16 provenant du système 12 est introduite dans la formation 18. Le gaz présent dans la formation 18 peut alors être récupéré de manière efficace grâce au circuit de gaz de combustion en combinaison avec l'injection du gaz de combustion modifié 45. La combinaison de ces opérations a conduit au succès de la présente invention. Avantageusement, les techniques présentées ici peuvent être appliquées non seulement à des formations de type gaz au dessus du bitume, mais aussi à des formations géographiquement proches contenant du gaz, du bitume ou une combinaison des deux. Par exemple, des formations déplacées latéralement ou verticalement peuvent aussi être exploitées Ceci est représenté d'une manière générale sur la figure 1 par le signe de référence 18'. Du gaz de combustion modifié peut être injecté dans 18' en 45'. Ainsi, le gaz déplacé peut comprendre du gaz naturel qui n'est pas en contact géologique direct avec le bitume. Il est possible de prévoir une étape consistant à former une composition du gaz de combustion modifié pour maximiser le volume de gaz déplacé. Cette étape peut inclure le maintien d'une concentration d'oxygène dans le gaz de combustion modifié choisie parmi une concentration en excès, une concentration stoechiométrique et une concentration substoechiométrique. Le gaz de combustion modifié peut comprendre 0 % à 79 % en volume d'azote. Après la récupération du gaz déplacé, l'injection de gaz de combustion modifié peut être maintenue jusqu'à une pression sensiblement similaire aux pressions géologiques initiales pour séquestrer d'avantage de gaz à effet de serre. Cette technologie présente des avantages également pour les chambres de SAGD abandonnées ou pour l'insufflation du gaz où du gaz de combustion peut être injecté non seulement pour maintenir la récupération d'huile lourde mais aussi pour déplacer l'huile lourde. Le gaz naturel 25 déplacé de la formation 18 est recueilli et peut être soumis à des opérations unitaires supplémentaires ou bien une partie peut être recyclée dans le système comme combustible pour la production de vapeur. Cette dernière étape n'est pas montrée sur la figure 1 mais elle est de la compétence de l'homme du métier. Les fluides de production mobilisés, contenant du bitume désigné par 22, sont ensuite soumis à une opération de traitement de l'huile 24 où le bitume 22 est traité pour le retrait de l'eau entraînée, pour obtenir un produit commercialisable. L'eau produite 26 est traitée encore dans une unité de traitement de l'eau 28 appropriée pour retirer le bitume, les composés de dureté, la silice et tous les autres composés indésirables, pour rendre l'eau appropriée comme eau d'alimentation de chaudière 30. Il est possible d'employer des opérations de traitement de l'eau appropriées quelconques pour obtenir le résultat voulu. L'eau d'alimentation de chaudière 30 peut ensuite être recyclée dans le système 12 pour produire de la vapeur 16. En plus de cette eau, l'eau produite par l'opération de traitement du gaz de combustion, représentée par 52, peut être recyclée en 28 ce qui augmente aussi l'efficacité. Les nombreux avantages attribuables au procédé général qui vient d'être décrit comprennent: i) un rejet efficace et écologique du gaz de combustion nocif; ii) une récupération améliorée du gaz depuis la formation; iii) une opération de récupération thermique améliorée pour produire plus de bitume par unité de vapeur iv) une séquestration du dioxyde de carbone pour réduire les émissions de GES; v) un remplacement volumétrique dans la formation et vi) toute combinaison de ces caractéristiques. En se référant maintenant à la figure 2, on voit une représentation schématique plus détaillée du procédé selon un mode de réalisation. Dans le mode de réalisation représenté, une unité de séparation de l'air 40 est prévue pour la séparation de gaz avant l'injection de combustible et d'oxygène dans le système de production de vapeur 12. Eventuellement, un circuit de recyclage de gaz de combustion (FGR) est prévu pour le système 12. L'utilisation d'un recyclage de gaz de combustion est utile pour réduire la température de la zone de combustion dans le système 12 afin de maintenir des performances du générateur de vapeur compatibles pour la plage complète d'oxygène introduit par rapport à l'air de combustion utilisé dans le procédé de production de vapeur. En l'absence de recyclage de gaz de combustion (FGR) pour de plus grandes concentrations d'oxygène, la température du générateur de vapeur dépasserait les limitations dues à la conception des générateurs de vapeur. Le gaz de combustion sortant du circuit est traité dans une unité de traitement 14 où il est soumis à un retrait des particules, par exemple par précipitation électrostatique ou avec un filtre à manche en pression 44, la cendre étant évacuée en 46. Le gaz ainsi traité est refroidi encore avant d'être comprimé en 48 et d'être déshydraté encore en 50. L'eau 52 provenant de l'opération peut être envoyée à l'unité de traitement de l'eau 28 ou à une phase de formulation MSAR 70 discutée dans la suite. Le gaz constituant un sous-produit provenant de 14, s'il existe, peut être séparé et récupéré à partir du gaz de combustion et utilisé pour d'autres opérations, par exemple comme combustible CO pour des fours de traitement ou des chaudières, S02 pour la commercialisation ou source d'hydrogène pour la transformation du bitume. Dans cet exemple, le bitume qui quitte l'unité de traitement d'huile 24 peut être traité dans un dispositif de transformation partielle ou totale 56, le bitume partiellement transformé ou le brut synthétique étant évacué en 58, et un mélange d'hydrocarbures consistant en bitume, résidu, asphaltènes ou coke, etc., peut être converti encore en MSAR, un combustible efficace discuté en détail dans le brevet US n . 6 530 965, comprenant essentiellement un résidu prédispersé dans une matrice aqueuse, ce qui réduit largement les coûts en combustible pour faire fonctionner le système de production de vapeur. Traditionnellement, ceci était réalisé avec du gaz naturel, dont le coût dépassait largement le coût impliqué dans l'utilisation de MSAR. Eventuellement, le combustible peut être remplacé ou complété par les combustibles enseignés antérieurement. Les figures 3 et 4 représentent graphiquement les besoins en oxygène pour l'enrichissement du gaz de combustion en dioxyde de carbone sur une base sèche et une base humide, respectivement. Quand de l'oxygène pur est introduit dans le générateur de vapeur, le gaz de combustion 35 contient moins d'azote pour une quantité de dioxyde de carbone fixée. De ce fait, le volume de gaz de combustion est réduit et la concentration du dioxyde de carbone dans le gaz traité pour l'injection 45 augmente. Par exemple, sur une base sèche et en se référant à la figure 3, quand la concentration d'oxygène tend vers 100 % (0% d'air de combustion), la composition du gaz de combustion traité tend vers 100 % de CO2, y compris des composés mineurs comme le monoxyde de carbone, le dioxyde de soufre, le dioxyde d'azote, etc. La figure 3 représente la composition primaire du gaz d'injection traité 45. En se référant à la figure 4, on voit une représentation graphique de la composition primaire du courant de gaz de combustion 35 avant le traitement du gaz de combustion en 14. La figure 5 est une illustration schématique d'un circuit de production de gaz naturel à la vapeur. Dans cet exemple, au moins une partie du gaz naturel déplacé 20 peut être recyclée comme combustible pour actionner le système de production de vapeur 12. Ceci est représenté par 60. Le gaz de combustion d'injection enrichi, qui peut être adapté pour contenir 30 % à 50 % d'azote et 70 % à 50 % de dioxyde de carbone, est injecté pour déplacer les fluides produits, le bitume, le gaz naturel, l'eau, etc., traités pour la transformation en 62. Le choix des opérations réalisées en 62 dépendra des produits souhaités. L'eau 52 récupérée à partir de l'unité de traitement de gaz de combustion 14 peut être recyclée en 62. Sur la figure 6, la production de vapeur est obtenue au moyen d'un combustible liquide de remplacement, qui est par exemple un combustible de type bitume ou huile lourde, ou bien encore, le bitume ou l'huile lourde est transformé en un combustible en émulsion. Le bitume traité quittant l'installation de traitement centrale 62 dans la conduite 66 peut être détourné en partie seulement dans la conduite 68 directement sous forme de combustible de type huile lourde ou bien envoyé dans une unité d'émulsion pour produire un combustible de remplacement. L'unité d'émulsion est désignée par 70. Une quantité supplémentaire d'eau récupérée et recyclée en 52 peut être détournée et introduite dans l'unité 70 par la conduite 72. Dans l'unité de combustible en émulsion, des produits chimiques appropriés (tensioactifs, etc.) sont ajoutés au bitume pour produire le combustible de remplacement. Lorsqu'il a été formulé, le combustible de remplacement quittant l'unité en 74 peut être introduit comme combustible pour actionner le système de production de vapeur 12. L'alimentation de gaz naturel provenant du gaz déplacé dans la formation 18 utilisé comme combustible cesse et le procédé ne consomme aucun volume supplémentaire de gaz naturel. De cette manière, lorsque l'unité d'émulsion est opérationnelle et stabilisée, le procédé utilise seulement le combustible de remplacement qu'il produit lui-même. La figure 7 représente une variante de la figure 6 où un dispositif de transformation ( upgrading ) de bitume 76 est ajouté à l'opération unitaire de l'installation de traitement centrale. Les produits quittant l'installation de traitement centrale 66 sont transformés dans le dispositif de transformation 76 pour formuler un résidu lourd sortant en 80 qui peut ensuite être formulé en un combustible de remplacement émulsifié et introduit dans le système de vapeur 12 comme dans le cas de la figure 6. La transformation du produit de qualité bitume en huile désasphaltée ou en huile brute synthétique procure un avantage supplémentaire. Sur la figure 8, un mode de réalisation de la présente invention est employé en combinaison avec une installation de type cogénérateur de 2885133 10 gaz (COGEN) conventionnelle 600 pour améliorer l'opération globale de récupération thermique d'huile lourde. Quand cette combinaison est employée, les générateurs de vapeur 12 décrits précédemment peuvent être adaptés de manière appropriée avec le générateur de vapeur à récupération de chaleur (HRSG) COGEN 545, 550, 115 pour produire la vapeur totale pour l'injection qui est nécessaire (540, 16) et produire l'énergie nécessaire (560) pour actionner les compresseurs (260) pour le gaz de combustion pour l'injection traité. La figure 9 montre un autre mode de réalisation dans lequel les générateurs de vapeur 12 sont combinés à une installation COGEN 600 pour produire de l'électricité. L'électricité produite pourrait être utilisée pour actionner les compresseurs de gaz de combustion traité et alimenter l'ensemble de l'installation 10 pour la rendre énergétiquement autonome. 11 REVENDICATIONS 1. Procédé de récupération d'huile lourde et de bitume à partir d'une formation souterraine contenant de l'huile lourde et du bitume, caractérisé en ce qu'il comprend la fourniture d'un combustible (20), la combustion dudit combustible dans un circuit de recyclage de gaz de combustion pour produire un gaz de combustion pour l'injection (45) destiné à être injecté dans la formation (18) et l'injection dudit gaz de combustion pour l'injection dans ladite formation pour déplacer l'huile lourde et le bitume. 2. Procédé selon la revendication 1 caractérisé en ce que ledit combustible est un combustible fossile. 3. Procédé selon la revendication 2 caractérisé en ce que ledit combustible est choisi dans le groupe consistant en le gaz naturel, le fioul, l'huile lourde, le bitume, un résidu, un combustible émulsifié, un résidu atomisé superfin multiphase, les asphaltènes, le coke de pétrole, le charbon et leurs combinaisons. 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes caractérisé en ce que ledit combustible est brûlé dans un générateur de vapeur (12) avec de l'oxygène et de l'air (15). 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes caractérisé en ce qu'il inclut en outre l'étape de modification (14) dudit gaz de combustion avant l'injection dans ladite formation. 6. Procédé selon la revendication 5 caractérisé en ce qu'il comprend le retrait des sous-produits gazeux formés pendant ladite étape de modification. 7. Procédé selon la revendication 6 caractérisé en ce que lesdits sousproduits gazeux incluent au moins un produit parmi l'hydrogène, le monoxyde de carbone, l'azote, les oxydes d'azote, les oxydes de soufre et le dioxyde de carbone. 8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 5 à 7 caractérisé en ce qu'il inclut le retrait des particules de cendre (46). 9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 5 à 8 caractérisé en ce que ladite étape de modification dudit gaz de combustion comprend des opérations unitaires incluant le retrait des particules (44), le refroidissement, la compression (48) et la déshydratation (50). 10. Procédé selon l'une quelconque des revendications 5 à 9 caractérisé en ce que le gaz de combustion modifié est injecté dans ladite formation pour remettre sous pression ladite formation et libérer le gaz naturel de ladite formation. 11. Procédé selon la revendication 10 caractérisé en ce que l'huile lourde est déplacée de ladite formation pendant la remise sous pression. 12. Procédé selon la revendication 11 caractérisé en ce qu'il inclut en outre l'étape de modification (24) de ladite huile lourde déplacée avec des opérations unitaires de transformation (56). 13. Procédé selon la revendication 12 caractérisé en ce que lesdites opérations unitaires de transformation incluent le retrait de l'eau de l'huile déplacée de ladite formation. 14. Procédé selon la revendication 13 caractérisé en ce qu'au moins une partie de l'eau retirée est recyclée dans ledit générateur de vapeur. 15. Procédé selon l'une quelconque des revendications 12 à 14 caractérisé en ce qu'au moins une partie du résidu provenant de l'huile lourde transformée est convertie en un résidu atomisé superfin multiphase destiné à être utilisé comme combustible. 16. Procédé de récupération de gaz et de bitume à partir d'au moins une formation soumise au drainage par gravité assisté par la vapeur contenant du gaz au dessus du bitume dans le volume de la formation et/ou à partir d'une formation géographiquement proche, caractérisé en ce qu'il comprend la fourniture d'un circuit de recyclage de gaz de combustion pour produire un gaz de combustion modifié, l'injection du gaz de combustion modifié (45) dans le volume à une pression suffisante pour déplacer le gaz au dessus du bitume et pour déplacer le bitume de l'intérieur de la formation, la récupération du gaz et du bitume déplacés, la remise sous pression du volume ou le maintien de la pression du volume avec le gaz de combustion modifié jusqu'à une pression sensiblement similaire à la pression avant l'injection du gaz de combustion modifié. 17. Procédé selon la revendication 16 caractérisé en ce que ledit gaz déplacé comprend du gaz naturel qui n'est pas en contact géologique direct avec le bitume. 18. Procédé selon l'une quelconque des revendications 16 et 17 caractérisé en ce qu'il inclut en outre les étapes de formation d'une composition dudit gaz de combustion modifié pour maximiser le volume de gaz déplacé. 19. Procédé selon l'une quelconque des revendications 16 à 18 caractérisé en ce qu'après la récupération du gaz déplacé, l'injection de gaz de combustion modifié est continuée jusqu'à une pression sensiblement similaire aux pressions géologiques initiales pour séquestrer encore les gaz à effet de serre. 20. Procédé selon l'une quelconque des revendications 18 et 19 caractérisé en ce que ladite étape de formation d'une composition dudit gaz de combustion modifié inclut le maintien d'une concentration d'oxygène dans ledit gaz de combustion modifié choisie dans le groupe consistant en une concentration en excès, stoechiométrique et substoechiométrique. 21. Procédé selon l'une quelconque des revendications 18 à 20 20 caractérisé en ce que ledit gaz de combustion modifié comprend 0 % à 79 % en volume d'azote. 22. Procédé selon l'une quelconque des revendications 16 à 21 caractérisé en ce qu'il inclut en outre l'étape de formation d'un sous-produit gazeux à partir dudit gaz de combustion modifié. 23. Procédé selon la revendication 22 caractérisé en ce que ledit sousproduit gazeux inclut au moins un produit parmi l'hydrogène, le monoxyde de carbone, les oxydes d'azote, les oxydes de soufre et le dioxyde de carbone. 24. Procédé selon l'une quelconque des revendications 16 à 23 caractérisé en ce que ledit circuit de recyclage de gaz de combustion est alimenté avec un combustible hydrocarboné choisi dans le groupe consistant en le gaz naturel, le fioul, l'huile lourde, le bitume, un résidu, un résidu sous vide, un combustible émulsifié, un résidu atomisé superfin multiphase, les asphaltènes, le coke de pétrole, le charbon et leurs combinaisons. 14. 25. Procédé de récupération de gaz et de bitume à partir d'au moins une formation soumise au drainage par gravité assisté par la vapeur contenant du gaz au dessus du bitume dans le volume de la formation et/ou à partir d'une formation géographiquement proche, caractérisé en ce qu'il comprend une phase de production de vapeur pour produire de la vapeur destinée à être injectée dans la formation, une phase de recyclage de gaz de combustion pour modifier un gaz de combustion destiné à être injecté dans la formation, une phase d'injection pour injecter le gaz de combustion modifié dans la formation pour déplacer le gaz au dessus du bitume et maintenir la pression de la formation ou remettre la formation sous pression et une phase de traitement pour traiter le gaz produit et le liquide libéré déplacés par la phase d'injection.