FR 3028554 A1 20160520 FR 1461007 A 20141114 1 Domaine de l'invention La présente invention se rapporte aux domaines techniques du traitement et de la séparation des gaz non conventionnels et concerne plus particulièrement un procédé et un système de stimulation hydraulique initiale, à l'aide d'injection de dioxyde de carbone (CO2), de toute roche de faible porosité, en vue de la production de gaz naturel piégé dans cette roche. Art antérieur Les gaz non conventionnels, qui sont piégés dans des gisements atypiques, comprennent les gaz emprisonnés dans une roche, avec en particulier les gaz de schiste (dénommés en anglais « shale gas »), les gaz de houille (dénommés en anglais « coal bed methane ») et les gaz de réservoir compact (dénommés en anglais « tight gas »). L'extraction de ces gaz non conventionnels exige le recours à des techniques spécifiques pour les libérer. On a recours en particulier à des techniques de stimulation hydraulique de la roche afin d'augmenter sa perméabilité. La stimulation hydraulique est souvent réalisée par une technique utilisant l'injection d'eau et d'un agent de soutènement. L'eau, un agent de soutènement et des additifs chimiques sont introduits sous haute pression dans le puits de forage pour réaliser la stimulation. L'agent de soutènement, qui peut être du sable ou un matériau artificiel, sert à maintenir ouvertes les microfissures créées par la stimulation hydraulique. La stimulation hydraulique utilisant de l'eau présente des inconvénients dans un contexte où l'on souhaite préserver l'environnement, d'une part parce qu'il existe des régions désertiques riches en gaz de schiste où cette eau est rare, alors qu'il est nécessaire de disposer d'environ 10000 m3 par puits de forage, et d'autre part 3028554 2 parce que l'utilisation d'additifs chimiques, tels que les gélifiants, les désinfectants, les casseurs de gel, les réducteurs de friction, les acides, les inhibiteurs de corrosion ou les décalcifiants présentent des réactions potentielles avec la roche qui demeurent inconnues. Par ailleurs, le 5 traitement de l'eau après l'opération de stimulation entraîne des contraintes et lorsque les produits chimiques sont injectés dans le puits lorsque celui-ci est obturé après la production, la stabilité sismique de la zone de production n'est pas assurée. C'est pourquoi des techniques alternatives de stimulation 10 hydraulique sans eau ont été proposées. Par exemple, on a déjà proposé de réaliser une stimulation avec du fluoro-propane. Toutefois, le fluoro-propane est cher et il est nécessaire de séparer le fluoro-propane du gaz produit, pour des raisons de sécurité sanitaire. Par exemple, en France, il est requis que 15 la quantité totale des composés fluorés introduits lorsque l'on injecte du biométhane dans un réseau de gaz naturel soit inférieure à 10 mg/m3 (n), et des projets de norme fixent même cette quantité à 3,5 mg/m3 (n). Une autre technique alternative consiste à injecter sous 20 haute pression du CO2 liquide à la place de l'eau (voir notamment les documents US 20090260828, CA 1134258, CA 2255413, US 4627495 et US 5883053), ce qui permet notamment de trouver des synergies avec les industries produisant du CO2 que l'on peut alors recycler. Ces industries peuvent comprendre des usines de production de gaz 25 associées à du gaz naturel acide dans des champs conventionnels, mais aussi des usines de production de gaz de synthèse associées à la production d'ammoniac, d'engrais et d'hydrogène ou des usines d'épuration associées à du biogaz ou à du gaz naturel synthétique. Des sources de CO2 peuvent également se trouver dans des installations de 30 production d'énergie, dans des cimenteries, dans l'industrie sidérurgique ou encore dans des installations de captage et de séquestration géologique du dioxyde de carbone. La stimulation hydraulique à l'aide de CO2 liquide présente de nombreux avantages par comparaison avec la stimulation hydraulique 35 utilisant de l'eau. 3028554 3 On injecte 100% de CO2 liquide et il n'y a pas d'additif chimique. Les volumes de CO2 liquide injecté sont plus faibles que les volumes d'eau nécessaires pour une stimulation à l'eau. 5 Les fissures sont plus larges et il n'y a pas de condensats d'eau dans le puits, ce qui améliore la productivité du puits. Contrairement à la stimulation à l'eau, on n'a pas besoin d'utiliser une ressource naturelle précieuse. Contrairement au cas d'une stimulation à l'aide de GPL (gaz 10 de pétrole liquéfié), la stimulation avec du CO2 liquide n'apporte pas de contraintes supplémentaires en ce qui concerne les risques d'inflammabilité ou d'explosion. Dans le cas d'une stimulation au CO2 liquide, le puits peut être nettoyé rapidement après la stimulation, ce qui facilite 15 l'exploitation du puits. Le CO2 est restitué sous forme gazeuse pendant quelques jours, jusqu'à ce que le flux restitué ne comprenne plus que du gaz naturel et la proportion habituelle de CO2 présente dans le gaz naturel, ce qui facilite la récupération et le traitement du flux en retour. L'approvisionnement en CO2 est toutefois parfois difficile. 20 Aussi, on a déjà proposé de récupérer le CO2 ayant été utilisé pour une première stimulation, ou au moins une grande partie de celui-ci, de le stocker à l'état liquide dans une citerne placée sur un camion et de le réutiliser sur un autre site nécessitant une opération de stimulation, sur un nouveau puits voisin du même gisement de gaz de 25 schiste ou dans un gisement de gaz de schiste voisin. On notera que, dans ce cas, dans la période de post-stimulation, le CO2, puis ensuite le gaz de schiste, circulent à une relativement faible pression, qui est bien inférieure à une plage de 2 à 10 bar. Pendant les quelques jours qui suivent la stimulation, la 30 composition du flux récupéré varie. Dans une première période, il ne sort que du CO2 gazeux. Puis, peu à peu avec un certain retard dû à l'inertie de la désorption, le gaz naturel qui était absorbé dans le schiste est libéré et s'écoule dans les fractures et dans le puits. Le flux récupéré est alors un mélange 35 gazeux de CO2 et principalement de méthane, le pourcentage de CO2 3028554 4 décroissant avec le temps jusqu'à ce qu'il ne reste plus que du gaz naturel en production. On notera que le gaz naturel produit n'est généralement récupéré et stocké qu'après la fin de la phase de post-stimulation, 5 lorsqu'il n'y a pratiquement plus de renvoi de CO2, tandis que pendant la phase de post-stimulation le gaz naturel produit n'est en général pas valorisé et alimente une torche ou est simplement libéré dans l'atmosphère, ce qui dans tous les cas contribue à augmenter l'effet de serre et n'est pas favorable à la préservation de l'environnement. 10 Si l'on veut remédier à cet inconvénient, il convient, dans les jours qui suivent immédiatement la stimulation : a) de récupérer du CO2 pur, sous forme liquide, pour permettre un stockage et un recyclage ; et b) de récupérer un flux de gaz naturel qui peut être 15 directement transporté pour être commercialisé ou être utilisé sur le champ. Il convient toutefois de mettre en oeuvre tout un processus de traitement pour séparer le CO2 du gaz naturel, puis pour le liquéfier. Dans la mesure où ce traitement n'est nécessaire que 20 pour la période de quelques jours correspondant à la post- stimulation, il convient de préférence de placer l'installation de traitement sur une remorque, afin de permettre de la déplacer vers un autre site où devra avoir lieu une stimulation. Ces solutions existantes présentent des inconvénients. 25 Ainsi, dans la première phase de la période de post-stimulation, le flux de retour très riche en CO2 peut être liquéfié, mais le taux de CO2 varie régulièrement en décroissant de 100% à 5% et les systèmes de liquéfaction du CO2 ne sont pas adaptés pour traiter des pourcentages de CO2 variant dans une plage aussi grande 30 que celle allant de 5 à 100%. Par ailleurs, dans la seconde phase de la post-stimulation, il convient de séparer le CO2 du gaz naturel, avant la liquéfaction, mais les techniques de séparation conventionnelles ne sont pas adaptées à cela. 35 Avec une absorption chimique utilisant des solvants tels que des amines, le CO2 est récupéré en phase vapeur à 40°C et 3028554 5 sous une pression de 1 à 2 bar. Une telle basse pression rend l'étape de reliquéfaction plus coûteuse, car il convient d'utiliser des températures plus basses et des récipients de plus grand volume. De plus l'encombrement d'une telle installation ne la 5 rend pas adaptée à une mise en place sur la remorque d'un semi- remorque. Avec des membranes, là encore, le CO2 est récupéré en phase vapeur à 40°C et sous une pression de 1 à 2 bar, ce qui rend la reliquéfaction plus coûteuse. Bien que plus adaptée à une 10 mise en place sur une remorque, une installation à membrane nécessite une étape de compression flexible et coûteuse, dès lors que la pression d'entrée doit être adaptée pour correspondre à un pourcentage de CO2 variable. Economiquement parlant, avec les techniques de 15 traitement de gaz acide traditionnelles, on a plutôt tendance à laisser s'échapper dans l'atmosphère le CO2 et le gaz naturel dans la deuxième phase de la période de post-stimulation, ce qui induit un accroissement de l'effet de serre, un coût plus élevé de fourniture en CO2 et des pertes de gaz naturel. 20 Définition et objet de l'invention La présente invention vise à remédier aux inconvénients 25 précités et à permettre notamment de pouvoir effectuer une stimulation hydraulique à l'aide de CO2 qui soit plus respectueuse de l'environnement et plus efficace et qui, en outre, permette avantageusement : - de limiter la quantité de CO2 nécessaire à la stimulation 30 tout en rendant plus facile son recyclage pour une autre opération de stimulation, et de limiter les pertes de gaz naturel et l'impact sur l'effet de serre du flux récupéré après une stimulation. Ces buts sont atteints conformément à l'invention grâce à un 35 procédé de traitement et de séparation d'un gaz non conventionnel comprenant a) une étape de stimulation hydraulique initiale, à l'aide 3028554 6 d'injection sous pression de dioxyde de carbone liquide dans un puits d'exploitation d'un gisement atypique dans lequel ledit gaz non conventionnel est emprisonné dans une roche, caractérisé en ce qu'il comprend en outre les étapes suivantes : 5 b) récupérer à basse température après l'opération de stimulation, un mélange de gaz naturel et de CO2, cette étape de récupération à basse température comprenant notamment une étape b1) d'évaluation, dans le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, de la quantité de CO2 et une étape b2) de comparaison de cette quantité de CO2 par rapport à 10 un seuil prédéterminé (S), c) séparer au moins une partie du CO2 à l'état liquide, semi-liquide ou solide à partir dudit mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, avec une technique différente selon que la quantité de CO2 est supérieure ou inférieure audit seuil prédéterminé (S), 15 d) stocker temporairement dans au moins une citerne transportable sur un véhicule terrestre le CO2 séparé à l'état liquide, semi-liquide ou solide, et e) déplacer le véhicule terrestre avec ladite au moins une citerne vers un autre site pour réutiliser le CO2 séparé et stocké à l'état liquide, 20 semi-liquide ou solide afin de réaliser une nouvelle opération de stimulation sur un nouveau puits voisin, dans le même gisement de gaz non conventionnel ou dans un gisement de gaz non conventionnel voisin. Selon un aspect du procédé selon l'invention, lorsque la quantité 25 de CO2 récupéré est comprise entre 100% et ledit seuil prédéterminé (S) du mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, l'étape c) de séparation du CO2 à l'état liquide, semi-liquide ou solide à partir dudit mélange comprend une étape de liquéfaction de CO2 mettant en oeuvre un système de distillation cryogénique. 30 Selon un autre aspect du procédé selon l'invention, lorsque la quantité de CO2 récupéré est comprise entre ledit seuil prédéterminé (S) et 20% du mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, l'étape c) de séparation d'au moins une partie du CO2 à l'état liquide, semi-liquide ou solide à partir dudit mélange comprend une étape de condensation de 35 CO2 à mise en froid rapide faisant passer le CO2 d'une phase gazeuse à une phase solide. 3028554 7 L'étape d'évaluation, dans le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, de la quantité de CO2, peut être réalisée à l'aide de l'analyse du gaz par micro-chromatographie. Le seuil prédéterminé est avantageusement égal à une valeur 5 comprise entre 55 et 65% et de préférence égale à 60%. Après l'étape c) de séparation d'au moins une partie du CO2 à basse température après l'opération de stimulation, le gaz naturel est récupéré sous forme gazeuse pour une utilisation ultérieure. Le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré à basse 10 température après l'opération de stimulation peut en outre comprendre un composant supplémentaire tel que de l'azote N2 et, lors de l'étape c) de séparation d'au moins une partie du CO2 à basse température après l'opération de stimulation, le gaz naturel est récupéré avec ledit au moins un composant supplémentaire sous forme gazeuse pour une 15 utilisation ultérieure. L'invention concerne également un système de traitement et de séparation d'un gaz non conventionnel comprenant une unité de stimulation hydraulique initiale, avec une unité d'injection sous pression de dioxyde de carbone liquide dans un puits d'exploitation d'un 20 gisement atypique dans lequel ledit gaz non conventionnel est emprisonné dans une roche, caractérisé en ce qu'il comprend en outre: une unité de récupération à basse température après une opération de stimulation, d'un mélange de gaz naturel et de CO2, cette unité de récupération à basse température comprenant notamment une unité 25 d'évaluation, dans le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, de la quantité de CO2 et une unité de comparaison de cette quantité de CO2 par rapport à un seuil prédéterminé (S), une unité de séparation d'au moins une partie du CO2 à l'état liquide, semi-liquide ou solide à partir dudit mélange de gaz naturel et de CO2 30 récupéré par ladite unité de récupération, avec au moins des première et deuxièmes unités de séparation différentes selon que la quantité de CO2 est supérieure ou inférieure audit seuil prédéterminé (S), au moins une unité de stockage temporaire, du CO2 séparé à l'état liquide, semi-liquide ou solide, et 35 au moins un véhicule terrestre pour déplacer ladite au moins une unité de stockage temporaire vers un autre site pour réutiliser le CO2 séparé 3028554 8 et stocké à l'état liquide, semi-liquide ou solide, afin d'alimenter une unité d'injection sous pression de dioxyde de carbone liquide dans un nouvelle unité de stimulation sur un nouveau puits voisin, dans le même gisement de gaz non conventionnel ou dans un gisement de gaz 5 non conventionnel voisin. Avantageusement, la première unité de séparation comprend une unité de liquéfaction de CO2 mettant en oeuvre un système de distillation cryogénique pour assurer la séparation du CO2 à l'état liquide, semi-liquide ou solide à partir dudit mélange lorsque la quantité 10 de CO2 récupéré est comprise entre 100% et ledit seuil prédéterminé (S) du mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré. La deuxième unité de séparation comprend une unité de condensation de CO2 à mise en froid rapide pour faire passer le CO2 d'une phase gazeuse à une phase solide ou semi-liquide lorsque la 15 quantité de CO2 récupéré est comprise entre ledit seuil prédéterminé (S) et 20% du mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré. L'unité d'évaluation, dans le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, de la quantité de CO2, peut comprendre un analyseur de gaz par micro-chromatographie. 20 Selon une caractéristique particulière, les première et deuxième unités de séparation différentes sont reliées à ladite unité de récupération par un système de vannes commandées à partir de l'information de sortie de ladite unité de comparaison. Selon un mode de réalisation possible, au moins l'une des 25 première et deuxième unités de séparation différentes comprend une unité d'auto pré-refroidissement dans laquelle le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré est soumis à un échange de chaleur avec un flux de gaz naturel séparé précédemment avant une réutilisation. Selon un autre mode de réalisation possible, au moins l'une des 30 première et deuxième unités de séparation différentes comprend une unité de pré-refroidissement dans laquelle le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré est soumis à un échange de chaleur avec la chaleur latente d'un flux de CO2 séparé précédemment dans la deuxième unité de séparation par condensation et soumis à un passage de l'état solide 35 à l'état liquide avant une réutilisation. 3028554 9 Selon un autre mode de réalisation particulier, au moins l'une des première et deuxième unités de séparation différentes comprend une unité de refroidissement complémentaire comprenant un système de réfrigération du type à cycle de Stirling. 5 Selon un autre mode de réalisation particulier, au moins l'une des première et deuxième unités de séparation différentes comprend une colonne de distillation avec des moyens de récupération du CO2 liquide, semi-liquide ou solide en bas de la colonne en bas de la colonne et des moyens de récupération du gaz naturel en tête de la colonne. 10 Selon un autre mode de réalisation particulier, au moins l'une des première et deuxième unités de séparation comprend une unité de détente dans une vanne Joule-Thomson. Selon encore un autre mode de réalisation particulier, au moins l'une des première et deuxième unités de séparation comprend une 15 turbine de détente diphasique suivie d'un dispositif centrifuge pour séparer le CO2 solide. Selon encore un autre mode de réalisation possible, au moins l'une des première et deuxième unités de séparation comprend une tuyère convergente-divergente munie dans sa partie divergente d'une 20 fente de capture du CO2 liquide ou solide. Le système peut comprendre des unités de stockage différentes associées respectivement aux première et deuxième unités de séparation. Selon une caractéristique particulière de l'invention, le système 25 peut en outre comprendre une unité de séparation du CO2 en phase gazeuse sans dispositif de liquéfaction pour assurer la séparation du CO2 à l'état gazeux et la récupération du gaz naturel à partir du mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, lorsque la quantité de CO2 est inférieure à 20% dans le mélange de gaz naturel et de CO2 30 récupéré. Brève description des dessins D'autres caractéristiques et avantages de l'invention 35 ressortiront de la description suivante des modes particuliers de 3028554 10 réalisation donnés à titre d'exemples, en référence aux dessins annexés, sur lesquels : - la figure 1 est une vue schématique d'un système de stimulation hydraulique selon un mode particulier de réalisation de 5 l'invention; - la figure 2 est un diagramme montrant l'évolution de la concentration de l'agent de stimulation en tête de puits en fonction du temps à partir de la fin de la stimulation ; - la figure 3 est un schéma de principe montrant un premier 10 exemple de technique de séparation du CO2 à basse température utilisant un turbo-expander bi-phasique ; - les figures 4 et 5 sont des schémas de principe montrant des deuxième et troisième exemples de techniques de séparation du CO2 à basse température utilisant chacun une tuyère 15 convergente/divergente; et - la figure 6 est un schéma de principe montrant un quatrième exemple de technique de séparation du CO2 à basse température utilisant une colonne de distillation. Description détaillée de modes de réalisation préférentiels 20 La figure 1 montre de façon symbolique un exemple de système de stimulation hydraulique selon un mode particulier de réalisation de l'invention. Le module 3, qui est représenté comme étant monté sur une 25 plate-forme déplaçable 5, telle qu'une remorque ou un camion, inclut un réservoir 8 de CO2 liquide et symbolise un équipement de stimulation hydraulique avec utilisation de CO2 liquide qui, à travers un dispositif d'injection comprenant au moins une vanne 4 et une conduite 6 permet d'injecter du CO2 liquide dans une canalisation principale d'un 30 puits 11 permettant d'effectuer une étape de stimulation hydraulique initiale, à l'aide d'injection sous pression de dioxyde de carbone liquide dans le puits 11 d'exploitation d'un gisement atypique 7 dans lequel un gaz non conventionnel est emprisonné dans une roche, de façon enterrée par rapport au niveau du sol 9. 35 Le réservoir 8 de CO2 liquide peut lui-même contenir du CO2 liquide qui a été récupéré dans un autre puits d'exploitation du même 3028554 11 gisement atypique ou d'un autre gisement atypique voisin, selon le procédé conforme à l'invention, qui sera décrit ci-dessous. On se reportera d'abord à la figure 2 qui montre l'évolution de la concentration d'un agent de fracturation, constitué par du dioxyde 5 de carbone, à la tête du puits 11, lorsqu'après la première étape de stimulation, on récupère un mélange de gaz et d'agent de fracturation. Au départ, on a une proportion d'agent de fracturation qui est proche de 100% et qui reste importante dans les premiers instants (de l'ordre de quelques heures) du processus d'exploitation du puits 11. 10 Après un temps variable t1, de l'ordre de quelques heures ou d'une journée, la concentration en agent de fracturation descend au niveau d'un seuil prédéfini S, que l'on définit avantageusement entre 55 et 65%, de préférence de l'ordre de 60%. La concentration en CO2 continue ensuite de décroître avec le temps pour devenir au bout de 15 quelques jours égale à la concentration habituelle en CO2 dans le gaz naturel extrait du gisement à exploiter, c'est-à-dire une concentration de l'ordre de 2 ou quelques pour cent. La référence 1 désigne la partie de la courbe de la figure 2 correspondant à une concentration en CO2 supérieure au seuil S et la 20 référence 2 désigne la partie de la courbe de la figure 2 correspondant à une concentration en CO2 inférieure au seuil S. Le procédé selon l'invention prend en compte cette évolution décroissante de la concentration en agent de fracturation pour appliquer des techniques différentes de récupération du CO2 à basse 25 température selon que la concentration en CO2 est supérieure (courbe 1) ou inférieure (courbe 2) au seuil S. Dans la suite de la description, on décrira essentiellement le cas où l'on utilise deux techniques différentes de récupération du CO2 à basse température selon que la concentration en CO2 est supérieure 30 (courbe 1) ou inférieure (courbe 2) au seuil S, mais il est également possible de prévoir plusieurs seuils différents qui seraient échelonnés sur la courbe de la figure 2 et d'utiliser une technique différente de récupération du CO2 à basse température à chaque franchissement de seuil. 3028554 12 Selon l'invention, après l'opération de stimulation, on récupère à la tête du puits 11, à basse température, un mélange de gaz naturel et de CO2. Cette étape de récupération à basse température comprend 5 notamment une étape d'évaluation, dans le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, de la quantité de CO2 et une étape de comparaison de cette quantité de CO2 par rapport à au moins un seuil prédéterminé S. On sépare alors le CO2 à l'état liquide, semi-liquide ou solide à partir du mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, avec une 10 technique différente selon que la quantité de CO2 est supérieure ou inférieure au seuil prédéterminé S. A titre d'exemple, si l'on prévoit un seuil S de 60%, lorsque la concentration en CO2 est comprise entre 100% et 60%, on peut utiliser une technique de liquéfaction de CO2, par exemple en adaptant un 15 système de distillation cryogénique d'une unité de purification de carbone utilisée dans un procédé d'oxy-combustion, tandis que, lorsque la concentration en CO2 est comprise entre 60% et 20%, on peut utiliser une technique de condensation de CO2 à mise en froid rapide (réfrigération), par passage direct d'une phase gazeuse à une phase 20 solide. On stocke ensuite temporairement dans au moins une citerne 81 transportable sur un véhicule terrestre 504, tel qu'une remorque ou un camion, le CO2 séparé à l'état liquide, semi-liquide ou solide. On déplace ensuite le véhicule terrestre 504 avec la citerne 25 81 vers un autre site pour réutiliser le CO2 séparé et stocké à l'état liquide, semi-liquide ou solide afin de réaliser une nouvelle opération de stimulation sur un nouveau puits voisin, dans le même gisement de gaz non conventionnel ou dans un gisement de gaz non conventionnel voisin. La citerne 81 jouera alors le même rôle que la citerne 8 ayant 30 été utilisée dans le module 3 de stimulation utilisé pour le puits 11. On travaille ainsi pour une succession d'opérations de stimulation dans une succession de puits d'exploitation avec un stock limité de CO2 qui est recyclé sans nécessité d'opération coûteuse de liquéfaction, puisque le CO2 séparé du gaz produit est simplement 35 soumis à des opérations de récupération à basse température qui sont relativement peu coûteuses et faciles à mettre en oeuvre. On évite 3028554 13 surtout de gaspiller et libérer dans la nature de grandes quantités d'agent de fracturation comme selon les procédés conventionnels. Naturellement, lorsque la quantité de CO2 récupéré est inférieure à environ 20% dans le mélange de gaz naturel et de CO2 5 récupéré, tout en étant supérieure au taux résiduel d'environ 2% de CO2 présent dans le gaz naturel, on peut procéder à l'aide de techniques classiques à la séparation du CO2 en phase gazeuse sans dispositif de liquéfaction pour assurer la séparation du CO2 à l'état gazeux et la récupération du gaz naturel à partir du mélange de gaz 10 naturel et de CO2 récupéré. L'installation représentée schématiquement sur la figure 1 permet de mettre en oeuvre le procédé selon l'invention. Le système de traitement et de séparation d'un gaz non conventionnel selon l'invention comprend une unité de stimulation 15 hydraulique 3, déjà mentionnée plus haut, montée sur un véhicule terrestre 5 et équipée d'une unité 4 d'injection sous pression de dioxyde de carbone liquide dans un puits 11 d'exploitation d'un gisement atypique 7, dans lequel le gaz non conventionnel est emprisonné dans une roche, de façon enterrée par rapport au niveau 20 du sol 9. L'unité d'injection 4 reliée au puits par une canalisation 6 comprend un système de vannes permettant des connexions et déconnexions entre l'unité de stimulation hydraulique 3 et le puits 11. Selon une caractéristique importante, l'installation selon l'invention comprend une unité 10 de récupération à basse température 25 après une opération de stimulation, d'un mélange de gaz naturel et de CO2. Cette unité 10 de récupération à basse température comprend notamment un module d'analyse 42 comprenant une unité d'évaluation, dans le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré à la 30 tête du puits 11, de la quantité de CO2 et une unité de comparaison de cette quantité de CO2 par rapport à au moins un seuil prédéterminé S. L'unité d'évaluation, dans le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, de la quantité de CO2, peut comprendre un analyseur de gaz par micro-chromatographie. 35 L'unité 10 de récupération à basse température comprend une unité de séparation du CO2 à l'état liquide, semi-liquide ou solide à 3028554 14 partir du mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré par une conduite 13 à partir du puits 11, avec au moins des première et deuxième unités de séparation 51, 52 différentes selon que la quantité de CO2 est supérieure ou inférieure au seuil prédéterminé S. Le nombre de ces 5 unités de séparation 51, 52 n'est pas limité à deux et, sur la figure 1, on a représenté de façon optionnelle, en pointillés, une troisième unité de séparation 53 destinée à traiter le CO2 dans une concentration inférieure à un autre seuil lui-même inférieur au seuil S. La Figure 1 montre encore au moins une unité 81 de 10 stockage temporaire du CO2 séparé à l'état liquide, serai-liquide ou solide dans les unités de séparation 51, 52, 53. L'unité de stockage temporaire 81, mais aussi les unités de séparation 51, 52, 53 sont avantageusement disposées sur des véhicules terrestres 501 à 504, tels que des remorques ou des camions, 15 pour permettre notamment de déplacer une unité de stockage temporaire 81 vers un autre site pour réutiliser le CO2 séparé et stocké à l'état liquide, semi-liquide ou solide, afin d'alimenter une unité d'injection sous pression de dioxyde de carbone liquide dans une unité de stimulation sur un nouveau puits voisin du puits 11, dans le même 20 gisement de gaz non conventionnel ou dans un gisement de gaz non conventionnel voisin. Naturellement les véhicules 501 à 504 peuvent être regroupés en un seul ou en deux véhicules par exemple. Le module d'analyse 42 peut lui-même être monté sur l'un des véhicules 501 à 504 prévus pour les autres éléments modulaires du système. 25 Si l'on considère toujours la figure 1, on voit qu'une canalisation 13 reliée à la tête de puits 11 est reliée par une vanne 21 à une unité 41 de pré-refroidissement. Cette unité 41 peut constituer un auto pré-refroidissement. Dans ce cas, le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré par la canalisation 13 est soumis à un échange de chaleur 30 avec un flux de gaz naturel séparé précédemment et circulant dans les lignes 91, 92, 93 avant une réutilisation locale ou dans un réseau de gaz naturel 94. Une conduite secondaire 12 est dérivée de la canalisation principale 13 pour fournir au module d'analyse 42 un échantillon de gaz 35 permettant de déterminer la concentration en CO2. De façon similaire, une conduite secondaire 14 peut être dérivée de la canalisation 3 02 8 5 5 4 15 principale 15 recevant le mélange de gaz et de CO2 en sortie de l'unité 41 de pré-refroidissement pour fournir au module d'analyse 42 un échantillon de gaz permettant de déterminer la concentration en CO2. Une vanne à trois voies 22 permet de relier la canalisation 15 5 soit, par une canalisation 31, à une première unité de séparation 51, soit, par une canalisation 17, à une deuxième vanne à trois voies 23. Une conduite secondaire 16 est dérivée de la canalisation 17 pour fournir au module d'analyse 42 un échantillon de gaz permettant de déterminer la concentration en CO2. 10 Une vanne à trois voies 23 permet de relier la canalisation 17 soit, par une canalisation 32, à une deuxième unité de séparation 52, soit, par une canalisation 19, à une troisième vanne à trois voies 24. Une conduite secondaire 18 est dérivée de la canalisation 19 pour fournir au module d'analyse 42 un échantillon de gaz permettant de 15 déterminer la concentration en CO2. La vanne 24 permet une liaison, par une canalisation 33, avec une troisième unité de séparation 53, qui est optionnelle, et le cas échéant une liaison vers encore une autre vanne associée le cas échéant à encore une autre unité de séparation, non représentée sur la figure 1, 20 par exemple une unité de séparation du CO2 en phase gazeuse sans dispositif de liquéfaction pour assurer la séparation du CO2 à l'état gazeux et la récupération du gaz naturel à partir du mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, lorsque la quantité de CO2 est inférieure à 20% dans le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, tout en 25 restant supérieure à la quantité résiduelle de CO2 dans le gaz naturel, qui est de l'ordre de 2% ou de quelques pour cent. Naturellement, s'il n'y a par exemple que les deux unités de séparation 51 et 52, la vanne 24 n'existe pas et la vanne 23 peut être une vanne à deux voies. 30 Des canalisations 34, 35, 36 peuvent relier entre elles et avec un évent 37 les unités de séparation 51 à 53. A la sortie de chacune des unités de séparation 51, 52, 53, une canalisation 91, 92, 93 permet de récupérer le gaz naturel pour l'envoyer vers une zone de stockage ou un réseau de gaz naturel 94, 35 qui peut être un réseau de transport ou un réseau de distribution. 3028554 16 Le CO2 liquide, solide ou semi-liquide est récupéré à la sortie de chacune des unités de séparation 51, 52, 53 par les canalisations 61, 62, 63. Les canalisations 62 et 63 sont reliées par une vanne à trois voies 72 à une canalisation 64 elle-même reliée par une vanne à trois 5 voies 71 à la canalisation 61 de sortie de l'unité de séparation 51 et à une canalisation 65 de liaison avec un réservoir 81 de stockage de CO2 liquide, solide ou semi-liquide. Naturellement, là encore, si l'unité de séparation 53 n'existe pas, la vanne 72 peut être une simple vanne à deux voies. 10 On notera que seule la canalisation 12 ou 14 de liaison avec le module d'analyse 42 pourrait être utilisée, les canalisations 16 et 18 étant optionnelles. Par ailleurs, on n'a pas représenté sur la figure 1 les liaisons de commande des différentes vannes à partir des informations délivrées 15 par le module d'analyse 42 qui constitue en fait un système complet de contrôle et de commande. Durant tout le processus de récupération du mélange de gaz naturel et de CO2 extrait du puits 11 par la canalisation 13, la vanne 4 associée au module 3 reste fermée, tandis que la vanne 21 est ouverte. 20 Au début du processus de récupération du mélange de gaz naturel et de CO2 extrait du puits 11 par la canalisation 13, l'analyse effectuée au sein du module d'analyse 42 à partir du mélange transmis par la canalisation 12 ou 13 indique normalement que la concentration en CO2 est supérieure au seuil S de par exemple 60%. Par suite, la 25 vanne 22 relie la canalisation 15 à la canalisation 31 d'entrée à la première unité de séparation 51, tandis que les vannes suivantes 23, 24 sont fermées. Le module d'analyse 42 peut être installé par exemple sur l'un quelconque des véhicules terrestres 501, 502, 503. L'unité 30 d'évaluation du module d'analyse 42 peut déterminer la concentration en CO2 dans le flux de retour du puits 11, soit de façon continue, soit de façon intermittente, mais avec une bonne fréquence, par exemple toutes les trente minutes. Au début du processus de récupération du mélange de gaz 35 naturel et de CO2 extrait du puits 11 par la canalisation 13, ou plus généralement, chaque fois que la concentration en CO2 est supérieure 3028554 17 au seuil S de par exemple 60%, c'est l'unité de séparation 51 qui est active et les vannes 23 et 24 restent fermées. En revanche, lorsque la concentration en CO2 devient inférieure au seuil S de par exemple 60%, tout en restant supérieure 5 soit à un seuil minimal par exemple de l'ordre de 20%, soit à un deuxième seuil intermédiaire par exemple voisin de 40%, l'unité de séparation 51 est désactivée par la commutation de la vanne 22 dans une position qui ferme l'accès à la canalisation 31 et met en communication la canalisation 15 avec la canalisation 17. La vanne 23 10 est alors mise manuellement ou automatiquement dans une position qui relie la canalisation 17 à la canalisation 32 d'entrée de la deuxième unité de séparation 52, tandis que la vanne suivante 24 reste fermée. De façon similaire, s'il existe une unité de séparation additionnelle 53 à laquelle est associée une vanne 24, et qui est prévue 15 pour assurer une séparation du CO2 lorsque la concentration du CO2 est comprise entre le seuil intermédiaire et le seuil minimal, lorsque le module d'analyse 42 a défini que la concentration de CO2 est dans cette plage, l'unité de séparation 51 est désactivée par la commutation de la vanne 22 dans une position qui ferme l'accès à la canalisation 31 et met 20 en communication la canalisation 15 avec la canalisation 17, l'unité de séparation 52 est également désactivée par la commutation de la vanne 23 dans une position qui ferme l'accès à la canalisation 32 et met en communication la canalisation 17 avec la canalisation 19. La vanne 24 est alors mise manuellement ou automatiquement dans une position qui 25 relie la canalisation 19 à la canalisation 33 d'entrée de la troisième unité de séparation 53, tandis que d'éventuelles vannes suivantes restent fermées. La commande de telles vannes suivantes associées à d'éventuelles unités de séparation supplémentaires destinées à être 30 mises en oeuvre dans d'autres plages de valeur de concentration de CO2 est similaire. La commande des diverses vannes 22, 23, 24 est de préférence réversible, c'est-à-dire qu'au cas où la concentration en CO2 remonterait pour passer d'une valeur située en dessous du seuil S à 35 une valeur située au-dessus du seuil S, l'unité de séparation 52 serait désactivée et l'unité de séparation 51 serait réactivée. 3028554 18 Comme indiqué plus haut, en sortie des unités de séparation 51, 52, 53, le gaz naturel est évacué par des canalisations 91, 92, 93 vers un réseau 94 de gaz naturel ou vers une zone de stockage, tandis que le CO2 liquide, solide ou semi-liquide est transféré à travers des 5 canalisations 61 à 65 et des vannes 71, 72 vers le réservoir 81 monté sur un véhicule terrestre 504. L'unité de pré-refroidissement 41 peut être associée à l'une ou l'autre des unités de séparation 51 à 53. De façon plus particulière, dans l'unité de pré-refroidissement 10 41, le mélange issu du puits 11 ou d'une tubulure 13 associée au puits 11 fait l'objet d'un refroidissement par échange de chaleur avec : -soit le flux de gaz naturel froid séparé dans les unités de séparation 51 à 53, qui peut faire ensuite l'objet d'un recyclage dans une ou plusieurs de ces unités de séparation 51 à 53 pour subir une purification 15 complémentaire, avant d'être envoyé vers un réseau de distribution, une zone de stockage ou être utilisé sur place ; -soit le courant de CO2 liquide, solide ou semi-liquide avant que celui-ci soit introduit dans le réservoir 81. Dans le cas où l'on utilise dans la deuxième unité de séparation 20 52 une unité de condensation de CO2 à mise en froid rapide pour faire passer le CO2 d'une phase gazeuse à une phase solide ou semi-liquide lorsque la quantité de CO2 récupéré est comprise entre le seuil prédéterminé S et environ 20% du mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, on peut récupérer la chaleur latente du CO2 solide ou semi- 25 liquide avant que le CO2 soit transféré sous forme liquide dans le réservoir 81. L'unité de pré-refroidissement 41 peut comprendre une unité de refroidissement complémentaire comprenant un système de réfrigération qui peut être un système à cycle de réfrigération optimisé 30 ou un système à cycle de Stirling (qui est adapté à des applications mobiles de taille moyenne par exemple dans des sous-marins). La première unité de séparation 51 peut comprendre une unité de liquéfaction de CO2 mettant en oeuvre un système de distillation cryogénique, tel que par exemple ceux utilisés dans des unités de 35 purification de carbone, pour assurer la séparation du CO2 à l'état liquide, semi-liquide ou solide à partir du mélange issu de l'unité de 3028554 19 pré-refroidissement 41 et permet de séparer la plus grosse partie du CO2 présent dans le mélange, quand la proportion de CO2 dans le mélange est comprise entre 100% et le seuil prédéterminé S compris par exemple entre 55% et 65%. 5 On peut également mettre en oeuvre un système de distillation cryogénique avec une unité de condensation de CO2 à mise en froid rapide pour faire passer le CO2 d'une phase gazeuse à une phase solide ou semi-liquide, dans l'unité de séparation 52, lorsque la quantité de CO2 récupéré est comprise entre le seuil prédéterminé S et un seuil 10 inférieur compris par exemple entre 20% et 40% du mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré. On a représenté sur la figure 6 un exemple de système de distillation cryogénique 400 pouvant être mis en oeuvre dans l'unité de séparation 52 et pouvant utiliser une technique de type CFZ (pour 15 l'expression anglaise « Controlled Freeze Zone » désignant une zone de congélation contrôlée). Dans ce cas, une colonne de distillation 400 comprend un étage inférieur 401, qui est un étage de distillation inférieur classique, un étage intermédiaire 402, qui constitue la zone de congélation contrôlée 20 et un étage supérieur 403, qui est un étage de distillation supérieur classique. Un mélange contenant du CO2 est introduit par une ligne 404 dans l'étage intermédiaire 402. Le CO2 liquide ou semi-liquide est recueilli à la base de l'étage inférieur 401 et est réchauffé dans un réchauffeur 405. Le gaz de schiste est prélevé au sommet de l'étage 25 supérieur 403, est partiellement condensé dans un condenseur 406 puis est séparé dans le séparateur 407 en une phase gazeuse qui est évacuée et en une phase liquide qui est recyclée dans l'étage supérieur 403. Le liquide produit dans l'étage supérieur 403 est collecté et stocké dans un réservoir 408, d'où il peut être pompé pour être pulvérisé dans 30 l'étage intermédiaire 402. Des installations telles que celles de la figure 6 sont décrites par exemple dans les documents US 4533372, US 8312738 et US 2009/0266107. Comme on peut le voir sur la figure 1 avec la canalisation de liaison 37, il est possible de mettre en oeuvre successivement les unités 35 de séparation 51 et 52 qui fonctionnent alors en cascade, une première séparation de CO2 étant effectuée au sein de l'unité de séparation 51 3028554 20 avec un premier procédé de séparation et le mélange résiduel avec une proportion réduite de CO2 étant introduit dans l'unité de séparation 52 avec un deuxième procédé de séparation plus adapté à un mélange contenant une concentration plus faible en CO2. 5 De façon similaire, avec la canalisation 35 de liaison entre l'unité de séparation 52 et l'unité de séparation 53, on voit qu'il est possible de poursuivre le processus de purification de gaz au sein d'une ou plusieurs unités supplémentaires, telle que l'unité 53, qui assurent un refroidissement et une liquéfaction du CO2 ou une mise en froid rapide 10 pour faire passer le CO2 d'une phase gazeuse à une phase solide ou semi-liquide. Dans ce cas, on peut utiliser par exemple une unité de détente dans une vanne Joule-Thomson, comme décrit par exemple dans les documents US 7325415, WO 2010/141996, WO 2011/026170 et WO 15 2010/141995. On peut également utiliser une turbine de détente bi-phasique, comme décrit par exemple dans les documents US 2011/226010, WO 2010/105820 et WO 2012/068588, qui fournit de l'énergie par exemple pour re-comprimer le gaz naturel ou pour assurer une réfrigération 20 complémentaire. Un revêtement anti-adhérent permet d'éviter que le CO2 se dépose sur les aubes de la turbine et le CO2 solide peut être récupéré dans un dispositif centrifuge après la turbine. La Figure 3 montre un exemple de système 100 à turbine de détente bi-phasique. Le mélange gazeux à traiter est introduit par une 25 entrée 111 dans un échangeur de chaleur 101 assurant une condensation. Le flux en sortie de l'échangeur-condenseur 101 est appliqué à un compresseur 102, dont le flux de sortie est appliqué à un échangeur de chaleur 103. La sortie de l'échangeur de chaleur 103 est appliquée à une petite boucle 104 de réfrigération supplémentaire qui 30 alimente elle-même un échangeur-congélateur 105 qui produit sur la ligne 114 un courant de CO2 solide et alimente également un étage de détente 106, suivi d'une unité 107 de séparation solide-gaz, avec une ligne de sortie 113 fournissant un courant de CO2 solide et une ligne de sortie 112 fournissant un courant de CO2 déplété qui est réappliqué à 35 l'échangeur 103. Les lignes 113, 114 dans lesquelles circule un courant de CO2 solide sont appliquées à un compresseur 108 de solides. En 3 0 2 8 5 5 4 21 sortie de l'échangeur 103, une ligne 116 alimente une pompe de liquide 109 pour fournir un courant de CO2 liquide pressurisé, une ligne 117 fournit un courant de CO2 déplété et une ligne 118 fournit du SOx et d'autres composants congelables. 5 Au moins l'une des première et deuxième unités de séparation 51, 52, 53 peut comprendre une tuyère convergente-divergente munie dans sa partie divergente d'une fente de capture du CO2 liquide ou solide. On a représenté sur la figure 4 un exemple de système de 10 séparation 200 à tuyère convergente-divergente du type « twister », c'est-à-dire à effet tourbillonnaire, qui est décrit par exemple dans le document US 8475572 B2. Un flux de gaz saturé 211 est introduit dans un corps 201 définissant une chambre 202 génératrice d'un vortex et équipée d'aubes 203 de guidage statique. La chambre 202 est suivie 15 d'une tuyère de Laval 204 avec un corps interne effilé convergent 205 suivi d'un col et d'une partie divergente. Les vitesses supersoniques atteintes au niveau du col correspondent à une transformation de l'énergie en vitesse et provoquent détente et refroidissement. Par effet cyclone du flux tourbillonnaire, il se produit une séparation des 20 gouttelettes ou des flocons de CO2 206, qui sont projetés vers l'extérieur de la tuyère et peuvent être capturés par une fente latérale 209, tandis qu'un diffuseur divergent central 207 fournit à la sortie 208 un gaz sec. Le mode de réalisation de la figure 5 montre un système de 25 séparation 300 similaire à tuyère convergente-divergente, qui est décrit notamment dans le document US 7985278. L'entrée 301 de la partie convergente 302 de la tuyère reçoit d'un compresseur un flux gazeux en régime subsonique. Au niveau du col 303 de la tuyère équipé de vannes 304 créant un effet tourbillonnaire, on obtient un régime 30 transitoire créant des ondes de choc à un nombre de Mach égal à 1. Dans la partie divergente 305, on obtient des vitesses supersoniques avec un nombre de Mach compris typiquement entre 3 et 5 et il se produit une rapide détente isentropique. La congélation du CO2 commence et des particules solides 306 créées dans la zone externe 35 peuvent être évacuées et capturées par une ouverture latérale 307. 3028554 22 Les technologies décrites en référence aux figures 3 à 6 ne constituent que des exemples et peuvent être adaptées par exemple pour être les plus compactes possibles. Par exemple la colonne de distillation de la figure 6 peut être équipée de garnitures ou les 5 différents échangeurs de chaleur peuvent comprendre différents types d'ailettes. Chaque unité de séparation 51, 52, 53 peut elle-même être divisée en plusieurs unités fonctionnant en parallèle et pouvant être installées sur différents véhicules terrestres. 10 Chaque unité de séparation 51, 52, 53 peut elle-même également être divisée en plusieurs unités fonctionnant en série, réalisant chacune une partie du procédé et pouvant être installées sur différents véhicules terrestres. Comme on l'a dit plus haut, le CO2 récupéré sous forme liquide 15 ou sous forme de coulis semi-liquide est stocké dans un ou plusieurs réservoirs 81 placés sur une ou plusieurs remorques ou similaire pour être réutilisé. Chaque réservoir 81 peut être associé à une unité de séparation 51, 52, 53, mais un réservoir 81 peut aussi être utilisé avec plusieurs ou la totalité des unités de séparation 51 à 53, notamment 20 comme représenté dans l'exemple de la figure 1. Le gaz naturel récupéré lors de la phase de séparation avec le CO2 qui suit immédiatement l'étape de stimulation au CO2, c'est-à-dire avant la mise en production normale du puits 11, peut être évacué par un pipe-line vers une zone de stockage ou de consommation ou peut 25 être consommé sur place par exemple pour alimenter des moteurs, tels que des moteurs d'installations de production d'énergie électrique utilisée par exemple pour l'entraînement de pompes d'injection de CO2, ou encore pour le fonctionnement des systèmes de séparation à basse température. 30 REVENDICATIONS1.Procédé de traitement et de séparation d'un gaz non conventionnel comprenant a) une étape de stimulation hydraulique initiale, à l'aide d'injection sous pression de dioxyde de carbone liquide dans un puits (11) d'exploitation d'un gisement atypique dans lequel ledit gaz non conventionnel est emprisonné dans une roche, caractérisé en ce qu'il comprend en outre les étapes suivantes : b) récupérer à basse température après l'opération de stimulation, un 10 mélange de gaz naturel et de CO2, cette étape de récupération à basse température comprenant notamment une étape b1) d'évaluation, dans le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, de la quantité de CO2 et une étape b2) de comparaison de cette quantité de CO2 par rapport à un seuil prédéterminé (S), 15 c) séparer au moins une partie du CO2 à l'état liquide, semi-liquide ou solide à partir dudit mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, avec une technique de séparation différente selon que la quantité de CO2 est supérieure ou inférieure audit seuil prédéterminé (S), d) stocker temporairement dans au moins une citerne (81) 20 transportable sur un véhicule terrestre (504) le CO2 séparé à l'état liquide, semi-liquide ou solide, et e) déplacer le véhicule terrestre (504) avec ladite au moins une citerne (81) vers un autre site pour réutiliser le CO2 séparé et stocké à l'état liquide, semi-liquide ou solide afin de réaliser une nouvelle opération de 25 stimulation sur un nouveau puits voisin, dans le même gisement de gaz non conventionnel ou dans un gisement de gaz non conventionnel voisin. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que lorsque la 30 quantité de CO2 récupéré est comprise entre 100% et ledit seuil prédéterminé (S) du mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, l'étape c) de séparation du CO2 à l'état liquide, serai-liquide ou solide à partir dudit mélange comprend une étape de liquéfaction de CO2 mettant en oeuvre un système de distillation cryogénique. 35 3028554 24 3. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que lorsque la quantité de CO2 récupéré est comprise entre ledit seuil prédéterminé (S) et 20% du mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, l'étape c) de séparation d'au moins une partie du CO2 à l'état liquide, semi-liquide ou 5 solide à partir dudit mélange comprend une étape de condensation de CO2 à mise en froid rapide faisant passer le CO2 d'une phase gazeuse à une phase solide. 4. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'étape 10 d'évaluation, dans le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, de la quantité de CO2, est réalisée à l'aide de l'analyse du gaz par micro-chromatographie. 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé 15 en ce que ledit seuil prédéterminé est égal à une valeur comprise entre 55 et 65% et de préférence égale à 60%. 6. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, caractérisé en ce que, après l'étape c) de séparation d'au moins une partie du CO2 20 à basse température après l'opération de stimulation, le gaz naturel est récupéré sous forme gazeuse pour une utilisation ultérieure. 7. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisé en ce que le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré à basse 25 température après l'opération de stimulation comprend en outre au moins un composant supplémentaire tel que de l'azote N2 et en ce que lors de l'étape c) de séparation d'au moins une partie du CO2 à basse température après l'opération de stimulation, le gaz naturel est récupéré avec ledit au moins un composant supplémentaire sous forme 30 gazeuse pour une utilisation ultérieure. 8. Système de traitement et de séparation d'un gaz non conventionnel comprenant une unité de stimulation hydraulique initiale (3), avec une unité (4) d'injection sous pression de dioxyde de carbone liquide dans 35 un puits (11) d'exploitation d'un gisement atypique dans lequel ledit gaz non conventionnel est emprisonné dans une roche, 3028554 25 caractérisé en ce qu'il comprend en outre: une unité (10) de récupération à basse température après une opération de stimulation, d'un mélange de gaz naturel et de CO2, cette unité (10) de récupération à basse température comprenant notamment 5 une unité (42) d'évaluation, dans le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, de la quantité de CO2 et une unité (42) de comparaison de cette quantité de CO2 par rapport à un seuil prédéterminé (S), une unité de séparation d'au moins une partie du CO2 à l'état liquide, semi-liquide ou solide à partir dudit mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré par ladite unité de récupération, avec au moins des première et deuxièmes unités de séparation (51, 52, 53) différentes selon que la quantité de CO2 est supérieure ou inférieure audit seuil prédéterminé (S), au moins une unité (81) de stockage temporaire du CO2 séparé à l'état 15 liquide, serai-liquide ou solide, et au moins un véhicule terrestre (501, 502, 503, 504) pour déplacer ladite au moins une unité de stockage temporaire (81) vers un autre site pour réutiliser le CO2 séparé et stocké à l'état liquide, semi-liquide ou solide, afin d'alimenter une unité (4) d'injection sous pression de 20 dioxyde de carbone liquide dans un nouvelle unité de stimulation (3) sur un nouveau puits voisin (11), dans le même gisement de gaz non conventionnel ou dans un gisement de gaz non conventionnel voisin. 9. Système selon la revendication 8, caractérisé en ce que la première 25 unité de séparation (51) comprend une unité de liquéfaction de CO2 mettant en oeuvre un système de distillation cryogénique pour assurer la séparation du CO2 à l'état liquide, serai-liquide ou solide à partir dudit mélange lorsque la quantité de CO2 récupéré est comprise entre 100% et ledit seuil prédéterminé (S) du mélange de gaz naturel et de CO2 30 récupéré. 10. Système selon la revendication 8, caractérisé en ce que la deuxième unité de séparation (52) comprend une unité de condensation de CO2 à mise en froid rapide pour faire passer le CO2 d'une phase gazeuse à 35 une phase solide ou semi-liquide lorsque la quantité de CO2 récupéré 3 02 8 5 5 4 26 est comprise entre ledit seuil prédéterminé (S) et 20% du mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré. 11. Système selon l'une quelconque des revendications 8 à 10, 5 caractérisé en ce que l'unité (42) d'évaluation, dans le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, de la quantité de CO2, comprend un analyseur de gaz par micro-chromatographie. 12. Système selon l'une quelconque des revendications 9 à 11, 10 caractérisé en ce que les première et deuxième unités de séparation différentes (51, 52, 53) sont reliées à ladite unité de récupération (81) par un système de vannes (22, 23, 24, 71, 72) commandées à partir de l'information de sortie de ladite unité de comparaison (42). 13. Système selon l'une quelconque des revendications 9 à 12, caractérisé en ce qu'au moins l'une des première et deuxième unités de séparation différentes (51, 52, 53) comprend une unité (41) d'auto pré-refroidissement dans laquelle le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré est soumis à un échange de chaleur avec un flux de gaz naturel séparé précédemment avant une réutilisation. 14. Système selon l'une quelconque des revendications 9 à 13, caractérisé en ce qu'au moins l'une des première et deuxième unités de séparation différentes (51, 52, 53) comprend une unité de pré- refroidissement dans laquelle le mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré est soumis à un échange de chaleur avec la chaleur latente d'un flux de CO2 séparé précédemment dans la deuxième unité (52) de séparation par condensation et soumis à un passage de l'état solide à l'état liquide avant une réutilisation. 15. Système selon l'une quelconque des revendications 9 à 14, caractérisé en ce qu'au moins l'une des première et deuxième unités de séparation différentes (51, 52, 53) comprend une unité de refroidissement complémentaire comprenant un système de réfrigération du type à cycle de Stirling. 3028554 27 16. Système selon l'une quelconque des revendications 9 à 15, caractérisé en ce qu'au moins l'une des première et deuxième unités de séparation différentes (51, 52, 53) comprend une colonne de distillation (400) avec des moyens de récupération du CO2 liquide, semi-liquide ou 5 solide en bas de la colonne et des moyens de récupération du gaz naturel en tête de la colonne. 17. Système selon l'une quelconque des revendications 9 à 16, caractérisé en ce qu'au moins l'une des première et deuxième unités de 10 séparation (51, 52, 53) comprend une unité de détente dans une vanne Joule-Thomson. 18. Système selon l'une quelconque des revendications 9 à 16, caractérisé en ce qu'au moins l'une des première et deuxième unités de 15 séparation (51, 52, 53) comprend une turbine de détente diphasique suivie d'un dispositif centrifuge pour séparer le CO2 solide. 19. Système selon l'une quelconque des revendications 9 à 16, caractérisé en ce qu'au moins l'une des première et deuxième unités de 20 séparation (51, 52, 53) comprend une tuyère convergente-divergente (200 ; 300) munie dans sa partie divergente d'une fente (209 ; 307) de capture du CO2 liquide ou solide. 20. Système selon l'une quelconque des revendications 9 à 19, 25 caractérisé en ce qu'il comprend des unités de stockage différentes associées respectivement aux première et deuxième unités de séparation (51, 52, 53). 21. Système selon l'une quelconque des revendications 9 à 20, 30 caractérisé en ce qu'il comprend en outre une unité de séparation du CO2 en phase gazeuse sans dispositif de liquéfaction pour assurer la séparation du CO2 à l'état gazeux et la récupération du gaz naturel à partir dudit mélange de gaz naturel et de CO2 récupéré, lorsque la quantité de CO2 est inférieure à 20% dans le mélange de gaz naturel et 35 de CO2 récupéré.