FR 3060407 A1 20180622 FR 1662528 A 20161215 1 La présente invention concerne le domaine du traitement d'un effluent pétrolier, et plus particulièrement le domaine de la séparation eau/huile d'un effluent de production résultant d'une récupération assistée d'hydrocarbures piégés au sein d'une formation souterraine. Jusqu'à peu, l'exploitation d'un champ pétrolifère dit conventionnel se déroulait couramment en deux étapes : une première étape de récupération primaire uniquement basée sur la surpression présente au sein du réservoir, suivie d'une seconde étape utilisant généralement le procédé de « waterflooding » (balayage à l'eau). Ce procédé consiste à injecter de l'eau dans la formation souterraine afin de compenser la chute de pression au sein du réservoir, et donc remobiliser l'huile en place. Cette eau, ainsi que l'eau qui peut être initialement contenue dans la formation souterraine se retrouve dans les effluents pétroliers. Il est donc nécessaire de traiter ces effluents pétroliers de manière à récupérer uniquement les hydrocarbures. La première étape du traitement des effluents pétroliers consiste généralement à séparer l'eau et l'huile de façon gravitaire (par exemple au moyen d'un procédé de « Free-Water Knock-Out »). L'huile ainsi récupérée est dirigée vers des procédés de désalinisation et de déshydratation. De plus, l'eau séparée de l'huile n'est pas complètement propre (le procédé de séparation gravitaire n'est pas parfait) : elle contient notamment des gouttes d'huile et des impuretés. Pour retirer ces impuretés et les gouttes d'huile, l'eau est dirigée vers des procédés de traitement de l'eau, notamment des procédés de déshuilage. A l'issue des procédés de traitement de l'eau, la qualité de l'eau doit être suffisante pour répondre aux normes légales. Actuellement, les pétroliers cherchent à optimiser la récupération des hydrocarbures. Cela peut être effectué en diminuant la saturation résiduelle en huile obtenue à l'issue du procédé de waterflooding, qui est, en moyenne, de 65 % pour les réservoirs préférentiellement mouillables à l'eau. Pour répondre à cet objectif, de nouveaux procédés, appelés récupération tertiaire par voie chimique (ou « Chemical Enhanced Oil Recovery », notée également cEOR, pour récupération assistée des hydrocarbures par voie chimique), sont développés. Ces procédés sont basés sur l'ajout d'additifs dans l'eau injectée pour le balayage tels que des polymères, des tensioactifs, des alcalins ou une combinaison de ces additifs. Or, après la percée de cette solution au puits producteur, il a été démontré que les propriétés de l'effluent produit en tête de puits sont modifiées par les additifs (polymères, tensioactifs et/ou alcalins), rendant les procédés de séparation actuels inefficaces. En particulier, la présence de tensioactifs anioniques de type sulfates ou sulfonates ou bétaîne stabilise les interfaces eau/huile en diminuant les énergies de surface et en créant des interactions répulsives de type stériques (diminution de l'entropie) ou électrostatiques, pouvant limiter la coalescence et réduisant ainsi l'efficacité des procédés de séparation 3060407 2 gravitaire ou utilisant des forces centrifuges. Ainsi, il apparait indispensable de se tourner vers de nouvelles techniques afin de séparer l'eau et l'huile présentes dans un effluent pétrolier issu d'une opération de récupération assistée utilisant un tensioactif. 5 La propriété physico-chimique principale des tensioactifs, néfaste pour la séparation eau/huile, est sa capacité à s'adsorber sur les interfaces. Cette adsorption induit une diminution de l'énergie de surface et une stabilisation de l'interface due aux répulsions de type stériques (diminution de l'entropie) et/ou électrostatiques. Les répulsions électrostatiques peuvent exister dans la mesure où les tensioactifs utilisés en cEOR sont 10 anioniques. Pour pallier ces inconvénients, l'objet de la présente invention concerne un procédé pour le traitement d'un effluent pétrolier résultant d'une opération de récupération assistée mise en oeuvre au moyen d'un fluide de balayage comprenant au moins un type de 15 tensioactif. Notamment, le procédé selon l'invention comprend une étape consistant en l'ajout au moins de cations trivalents et/ou de cations tétravalents à un fluide provenant de l'effluent pétrolier. En particulier, la présente invention vise à améliorer la qualité et la cinétique de désémulsification du traitement d'un effluent pétrolier. 20 Le procédé selon l'invention De façon générale, l'invention concerne un procédé pour le traitement d'un effluent 25 pétrolier issu d'une récupération assistée d'hydrocarbures au sein d'un réservoir géologique d'une formation souterraine. Selon l'invention, ladite récupération assistée est mise en oeuvre au moyen d'un fluide de balayage injecté dans ledit réservoir de manière à déplacer lesdits hydrocarbures vers au moins un puits producteur, ledit fluide de balayage comprenant au moins un tensioactif, ledit effluent pétrolier étant collecté au niveau dudit puits producteur, 30 au moins une partie desdits hydrocarbures étant sous forme d'huile. Le procédé selon l'invention comprend au moins une étape de séparation par désémulsification des phases d'un mélange issu dudit effluent, en injectant dans ledit mélange un agent de désémulsification comportant au moins des cations trivalents et/ou des cations tétravalents, ledit mélange étant formé au moins d'huile, d'eau et d'au moins une partie dudit tensioactif. 35 3060407 3 Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, on peut réaliser ladite étape de séparation par désémulsification sur ledit mélange constitué directement par ledit effluent. Selon une variante de l'invention, on peut réaliser ladite étape de séparation par 5 désémulsification sur ledit mélange présent dans une phase principalement aqueuse issue d'une première étape de séparation des phases dudit effluent. Selon une mise en oeuvre de l'invention, ladite première étape de séparation des phases dudit effluent peut être réalisée au moyen de ladite séparation par désémulsification, 10 ou bien par une séparation de type gravitaire, ou bien par une séparation par centrifugation. Selon une variante de réalisation de l'invention, lesdits cations trivalents peuvent résulter de l'injection dans ledit mélange d'un sel d'aluminium. 15 Avantageusement, ledit sel d'aluminium peut être le sulfate d'aluminium. Selon une mise en oeuvre de l'invention, lesdits cations tétravalents peuvent résulter de l'injection dans ledit mélange d'un sel de zirconium. 20 Préférentiellement, ledit sel de zirconium peut être le chlorure de zirconium. Selon une mise en oeuvre de l'invention, on peut injecter simultanément audit sel de chlorure de zirconium au moins un agent anti-corrosion. 25 En outre, l'invention concerne un procédé de récupération assistée des hydrocarbures d'un réservoir géologique au sein d'une formation souterraine, comprenant au moins les étapes suivantes : on injecte un fluide de balayage dans ledit réservoir, ledit fluide de balayage comprenant au moins un tensioactif ; 30 on récupère un effluent pétrolier de ladite formation souterraine, l'effluent pétrolier comprenant au moins une partie dudit fluide de balayage injecté, dont au moins une partie dudit tensio-actif, et au moins une partie desdits hydrocarbures dudit réservoir ; on réalise un traitement dudit effluent pétrolier au moyen du procédé de 35 traitement dudit effluent pétrolier selon l'une des variantes décrites précédemment. 3060407 4 Présentation succincte des figures La Figure 1 présente l'évolution du volume d'eau séparée en fonction du temps pour différents sels, à différentes concentrations, introduits dans une émulsion dont 5 le watercut est de 70%. La Figure 2 présente l'évolution du volume d'eau séparée en fonction du temps pour différents sels, à différentes concentrations, introduits dans une émulsion dont le watercut est de 90%. 10 Description détaillée de l'invention 15 La présente invention concerne un procédé pour le traitement d'un effluent pétrolier issu d'une récupération assistée d'hydrocarbures piégés au sein d'un réservoir géologique d'une formation souterraine, au moyen d'un fluide de balayage comprenant au moins un tensioactif. 20 Une opération de récupération assistée des hydrocarbures piégés au sein d'un réservoir comprend conventionnellement le forage d'au moins un puits dans un réservoir pour servir de puits injecteur. Au moins un autre puits est foré également dans le réservoir, à une distance déterminée du puits injecteur pour servir de puits producteur. Les deux puits sont classiquement cuvelés par un tube cimenté dans la formation. 25 Après injection du fluide de balayage dans le puits injecteur, celui-ci va balayer le milieu poreux et perméable constituant le réservoir géologique, chassant ainsi, vers au moins un puits de production, au moins une partie des hydrocarbures et au moins une partie de la saumure piégés dans les pores du réservoir pétrolier. De manière classique, la colonne de production d'un puits de production est couronnée 30 en surface par l'installation d'une tête de puits d'où part une conduite de surface (« flowline ») qui collecte l'effluent pétrolier produit. La « flowline » conduit généralement l'effluent pétrolier vers une installation de traitement qui peut comporter des moyens de dilution, de séparation et/ou de traitement de l'huile, de l'eau et du gaz. En sortie de cette installation, un fluide de rejet, essentiellement aqueux, appelé eau de 35 séparation ou encore eau de production, est amené vers une installation de traitement des 3060407 5 eaux de rejet. A la sortie de ce traitement d'eau, une eau de qualité normée est évacuée ou (re)injectée par un puits adéquat dans la formation souterraine. Selon l'invention, la récupération assistée des hydrocarbures d'un réservoir géologique 5 est mise en oeuvre au moyen d'une injection, au niveau d'au moins un puits injecteur, d'un fluide de balayage comportant au moins un additif de type tensio-actif dans une solution aqueuse. Le fluide de balayage selon l'invention peut aussi comprendre d'autres additifs tels que des polymères, des alcalins ou toute combinaison de ces additifs. Par « hydrocarbure(s) », on entend au sens de la présente invention des produits 10 pétrolifères tels que du pétrole ou de l'huile brute, du pétrole ou de l'huile extra-lourd(e), des sables asphalténiques, des schistes bitumineux et des gaz présents dans une formation souterraine. Par « effluent pétrolier », on entend au sens de la présente invention un fluide récupéré au niveau d'au moins un puits de production au cours d'un procédé de récupération assistée 15 des hydrocarbures d'un réservoir géologique. Ce fluide est un mélange comprenant une partie des hydrocarbures présents dans la formation, dont au moins une partie des hydrocarbures présents dans le réservoir géologique sous forme d'huile, des composants du fluide de balayage, dont au moins un tensioactif, et de l'eau (éventuellement sous forme de saumure), provenant du fluide de balayage et/ou du réservoir géologique. Ce fluide peut 20 aussi être le résultat d'un mélange de fluides produits dont au moins l'un des fluides produits résulte d'une opération d'EOR chimique. L'effluent pétrolier peut aussi comprendre d'autres composants du fluide de balayage, tels que des polymères, des composés alcalins. L'effluent pétrolier se présente généralement sous la forme d'une émulsion, comprenant essentiellement de l'eau, des gouttes d'huiles, et selon l'invention, au moins une 25 partie du tensioactif injecté dans le réservoir géologique via le fluide de balayage. La proportion eau/huile (ou « watercut ») de l'effluent pétrolier peut être par exemple comprise entre 30 et 99%, préférentiellement entre 60 et 99%. La concentration en tensioactif peut être comprise entre 0.001 g/L et 20g/L, préférentiellement entre 0.01 et 5 g/L. On rappelle qu'un tensioactif ou un surfactant est un composé qui modifie la tension 30 interfaciale entre deux fluides. Les composés tensioactifs sont des molécules amphiphiles, c'est-à-dire qu'elles présentent deux parties de polarité différente, l'une lipophile (qui retient les matières grasses) et apolaire, l'autre hydrophile (miscible dans l'eau) et polaire. Les tensio-actifs permettent ainsi d'émulsionner deux phases non miscibles, en interagissant avec l'une apolaire (c'est-à-dire lipophile donc hydrophobe), par sa partie hydrophobe ; 35 tandis qu'avec l'autre phase qui est polaire, le tensio-actif interagit par sa partie hydrophile. Ainsi, grâce à ces caractéristiques, le tensioactif contribue à générer la formation d'une émulsion (huile dans eau ou eau dans l'huile). 3060407 6 Selon une mise en oeuvre de l'invention, le tensio-actif est choisi parmi des tensioactifs anioniques ou mélange de tensioactifs anioniques contenant notamment un tensioactif sulfonate, tel qu'un d'alkylbenzosulfonate (dit ABS), un internai olef in sulfonate (dit 10S), un akyl glyceryl ether sulfonate (AGES) ou un alkyl ether sulfate (AES), une carboxy- ou sulfo- 5 bétaîne... Le procédé selon l'invention concerne de manière générale le traitement d'un effluent pétrolier issu d'une opération de récupération assistée comprenant une étape d'injection d'un fluide de balayage comportant un tensioactif. 10 Plus particulièrement, le procédé de traitement selon l'invention vise à une séparation efficace et rapide de l'huile et de l'eau présentes dans un mélange issu d'un effluent pétrolier, dans le cas de la présence d'un tensioactif dans ce même mélange. Selon l'invention, on réalise une séparation des phases eau et huile présentes dans ce mélange au moyen au moins d'un agent de désémulsification comportant au moins des cations trivalents 15 et/ou des cations tétravalents. Autrement dit, on traite le mélange huile-eau-tensioactif issu de l'effluent pétrolier au moyen de l'injection, dans ce mélange, d'un agent de désémulsification comportant au moins des cations trivalents et/ou des cations tétravalents. L'agent de désémulsification permet de réduire fortement voire d'annuler les effets du tensioactif. Ainsi l'émulsion d'huile et d'eau est cassée et les deux phases eau et huile sont 20 séparées. Selon une mise en oeuvre de l'invention, la concentration (au sein du mélange issu de l'effluent pétrolier) en cations tri-valents et/ou en cations tétra-valents est comprise entre 1 10-5 g/L et 4 g/L, de manière à assurer une désémulsification complète. Cette concentration en cations tri-valents et/ou en cations tétravalents peut être déterminée en fonction de la 25 quantité de tensio-actif présente dans le mélange, en fonction de la cinétique de réaction, en fonction de la qualité de l'eau souhaitée, etc. Selon une mise en oeuvre de l'invention, la séparation par désémulsification selon l'invention est appliquée : 30 directement à l'effluent de production, après collection de cet effluent à un puits producteur : dans ce cas, le mélange dans lequel est injecté l'agent de désémulsification a les caractéristiques classiques d'un effluent de production, et peut par exemple être caractérisé par un watercut compris entre 30% et 99%, préférentiellement entre 60 et 99%, très préférentiellement entre 70 et 90%. Selon 35 cette variante, la présente invention correspond à une alternative aux procédés de déshuilage existants, tels que la séparation gravitaire ou la séparation par centrifugation ; 3060407 7 et/o u après une première étape de séparation des phases de l'effluent de production, cette première étape résultant en une phase liquide principalement aqueuse, une phase principalement liquide composée principalement d'huile, et une phase 5 principalement gazeuse. Selon cette variante de l'invention, on applique l'étape de séparation par désémulsification selon l'invention à la phase liquide principalement aqueuse issue d'une première étape de séparation des phases. La phase liquide principalement aqueuse issue d'une première étape de séparation des phases, appelée aussi eau de production, contient essentiellement de l'eau, mais comprend 10 également des gouttes d'huile résiduelles. Ainsi, une eau de production est généralement caractérisée par un watercut supérieur à 99.5%. Lorsqu'appliqué selon cette variante, le procédé selon l'invention correspond à une séparation des phases secondaire, visant à améliorer la qualité des eaux de rejet. La première séparation des phases, ou séparation primaire, peut être appliquée au moyen d'un 15 agent de désémulsification selon l'invention, ou par une séparation de type gravitaire (par exemple du type « Free-Water Knock-Out »), ou bien par une séparation par centrifugation. Selon une mise en oeuvre de l'invention, les cations trivalents peuvent résulter de 20 l'injection, dans un mélange d'eau, d'huile et de tensioactif issu d'un effluent de production, d'un sel d'aluminium (tel qu'un sulfate d'aluminium), ou un sel de fer III, et les cations tétravalents peuvent résulter de l'injection dans ce mélange d'un sel de zirconium (tel qu'un chlorure de zirconium ou un sulfate de zirconium). Les avantages de ces sels, pour ce qui est de la cinétique de la désémulsification et de la qualité de l'eau, sont par ailleurs 25 démontrés dans les exemples de réalisation décrits ci-après. Selon une mise en oeuvre de l'invention, le sel de zirconium est le chlorure de zirconium. Ce sel présente l'avantage d'avoir un faible impact environnemental. Toutefois, ce sel peut toutefois engendrer une certaine corrosion des métaux en fonction de sa concentration, et donc notamment des métaux présents au sein des unités de déshuilage. 30 Ainsi, selon un mode de réalisation de l'invention, lorsque l'étape de séparation des phases d'un mélange huile-eau-tensioactif issu d'un effluent pétrolier selon l'invention est réalisée au moyen d'un sel de chlorure de zirconium, on peut injecter simultanément au sel de chlorure de zirconium au moins un agent anti-corrosion dans ce mélange. 3060407 8 Le procédé de traitement de l'effluent pétrolier peut comprendre en outre une étape de traitement du gaz issu d'une séparation primaire des phases, réalisée au moyen par exemple d'une séparation de type gravitaire, ou par centrifugation. De plus, le procédé de traitement de l'effluent pétrolier peut comprendre des étapes de 5 traitement de l'huile issu d'une séparation primaire des phases, réalisée au moyen par exemple d'une séparation de type gravitaire, ou par centrifugation. Ces étapes de traitement de l'huile peuvent être des étapes de déshydratation, de dessalage, etc. En outre, l'invention concerne un procédé de récupération assistée des hydrocarbures 10 d'un réservoir géologique d'une formation souterraine. Le procédé de récupération assistée des hydrocarbures comprend au moins les étapes suivantes : a) on injecte un fluide de balayage dans ledit réservoir, par un puits injecteur, ledit fluide injecté comprenant au moins un tensioactif ; le fluide de balayage injecté peut comprendre également des polymères et/ou des alcalins ; 15 b) on récupère un effluent pétrolier de ladite formation souterraine, par un puits producteur, l'effluent pétrolier comprenant au moins une partie dudit fluide injecté, et au moins une partie du tensioactif, et une partie des hydrocarbures présents dans le réservoir, dont au moins une partie sous la forme d'huile ; c) on réalise un traitement de l'effluent pétrolier au moyen du procédé de traitement de 20 l'effluent pétrolier selon l'une quelconque des variantes décrites précédemment. Plus précisément, le traitement de l'effluent pétrolier comprend une étape de séparation par désémulsification des phases d'un mélange formé au moins d'huile, d'eau et d'au moins une partie dudit tensio-actif issu dudit effluent, en injectant dans le mélange un agent de désémulsification comportant au moins des cations trivalents et/ou des 25 cations tétravalents. Selon une variante de réalisation de l'invention, l'étape c) du procédé de récupération assistée des hydrocarbures peut être déclinée de la façon suivante : on applique directement l'étape de séparation par désémulsification selon 30 l'invention à l'effluent de production, après collection de cet effluent à un puits producteur : dans ce cas, le mélange dans lequel est injecté l'agent de désémulsification a les caractéristiques classiques d'un effluent de production, et peut par exemple être caractérisé par un watercut compris entre 30% et 99%, préférentiellement entre 60 et 99%, très préférentiellement entre 70 et 90%. Selon 35 cette variante, la présente invention correspond à une alternative aux procédés de déshuilage existants, tels que la séparation gravitaire ou la séparation par centrifugation ; 3060407 9 et/ou on applique l'étape de séparation par désémulsification selon l'invention à la phase liquide principalement aqueuse issue d'une première étape de séparation des phases. La phase liquide principalement aqueuse issue d'une première étape de 5 séparation des phases, appelée aussi eau de production, contient essentiellement de l'eau, mais comprend également des gouttes d'huile résiduelles. Ainsi, une eau de production est généralement caractérisée par un watercut supérieur à 99.5%. Lorsqu'appliqué selon cette variante, le procédé selon l'invention correspond à une séparation des phases secondaire, visant à améliorer la qualité des eaux de rejet. 10 La première séparation des phases, ou séparation primaire, peut être appliquée au moyen d'un agent de désémulsification selon l'invention, ou par une séparation de type gravitaire (par exemple du type « Free-Water Knock-Out »), ou bien par une séparation par centrifugation. Ainsi, selon une mise oeuvre de l'invention, on peut appliquer en cascade, d'abord sur l'effluent de production puis ensuite sur la phase 15 liquide principalement aqueuse issue de cet effluent, la séparation des phases par désémulsification selon l'invention. De plus, le procédé de récupération assistée des hydrocarbures peut comprendre des étapes de traitement de l'huile issue de la séparation. Ces étapes de traitement de l'huile 20 peuvent être des étapes de déshydratation, de dessalage, etc. Exemple de réalisation Les caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention apparaîtront plus 25 clairement à la lecture des exemples d'application ci-après. Exemple 1 Le procédé selon l'invention de traitement d'un effluent pétrolier issu d'une récupération assistée mise en oeuvre au moyen d'un tensio-actif est appliqué à un réservoir 30 géologique comprenant des hydrocarbures. Un échantillon des hydrocarbures présents dans le réservoir géologique a été prélevé et analysé en laboratoire. En particulier, cet échantillon a été fractionné par distillation en deux coupes : une coupe dite légère (1 344 °C) correspondant à 58%,',d, de l'échantillon. La coupe légère 35 a été analysée par chromatographie gazeuse (GC) et la coupe lourde a été analysée par la 3060407 10 méthode SARA (ASTM D3279-07). L'eau résiduelle présente dans l'échantillon est de 0,2 %. Le taux d'acidité a été déterminé par la procédure ASTM D664. Les résultats obtenus sont répertoriés dans le Tableau 1. La viscosité du pétrole est de 50,7 mPa.s à 20 °C (analyse au moyen du Rhéomètre Haake RS150). 5 Tableau 1 Masse volumique à T=20°C (kg/cm3) API° 0,907 24 Acidité TAN - mg KOH/g 1,6 Décomposition SARA - T>344°C (%m) - Saturés 41,8 - Aromatiques 34,9 - Résines 19,6 - Asphaltènes C7 Le fluide de balayage utilisé pour la mise en oeuvre du procédé selon l'invention est basé sur un tensio-actif ionique (noté T1) de type alkyléthersulfate de sodium. Un tel tensio- 10 actif est classiquement utilisé pour les procédés de récupération assistée du pétrole par voie chimique tensioactive (Surfactant Chemical Enhanced Oil Recovery ou encore appelé surfactant cEOR). Pour les fins de ce premier exemple, des échantillons correspondant à deux types de mélange huile-eau-tensioactif ont été préparés : un premier type, noté 51 par la suite, 15 correspond à une émulsion caractérisée par un watercut (ou proportion eau sur huile) de 70%, et un deuxième type, noté S2 par la suite, correspond à une émulsion caractérisée par un watercut (ou proportion eau sur huile) de 90%. Chaque échantillon comprend par ailleurs une concentration en tensio-actif de type T1 de 1g/L. Ainsi cet exemple vise à reproduire la variante selon laquelle l'agent de désémulsification est appliqué directement à un effluent de 20 production, ayant un watercut de 70% pour le cas 51, et ayant un watercut de 90% pour le cas S2. Des échantillons de 60mL ont été préparés pour chacun de ces types de mélanges selon le protocole suivant : pour un watercut cible de 70 % (respectivement 90 (3/0), 42 mL (respectivement 54 mL) d'eau salée contenant 26,6 g/L de chlorure de sodium (NaCI) et 1 25 g/L de tensioactif de type T1 sont introduits dans un bécher de 100 ml. La solution est mise sous agitation à 6 600 rpm à l'Ultra-Turrax (IKA modèle T25D (digital) avec pale S25N-18G) et 18 mL (respectivement 6 mL) d'huile sont introduits en 30 secondes. Lorsque l'introduction de l'huile est terminée, l'émulsion est laissée sous agitation pendant 2 min. Les caractéristiques de ces échantillons de type 51 et S2 sont résumées dans le Tableau 2. 3060407 11 Tableau 2 S1 S2 Volume total (mL) 60 60 Volume d'huile (mL) 18 6 Volume de saumure (mL) 42 54 Concentration en NaCI (g/L) 26,6 26,6 Concentration en T1 (g/L) 1 1 Trois différents types de sels, de valence différente, sont utilisés pour mettre en 5 évidence les avantages du procédé selon l'invention : du chlorure de calcium (CaCl2) anhydre, du sulfate d'aluminium (Al2(SO4)3, et du Chlorure de zirconium (ZrCI4), soit respectivement un sel divalent, un sel trivalent et un sel tétravalent. Le fournisseur de ces sels est la société Sigma-Aldrich. Les caractéristiques des sels utilisés sont données dans le Tableau 3. 10 Tableau 3 Sels Puretés Chlorure de calcium (CaCl2) anhydre > 97 (3/0 Sulfate d'aluminium (Al2(SO4)3 98 (3/0 Chlorure de zirconium (ZrCI4) 99,5 (3/0 Six solutions (notées SE1 à SE6 par la suite), à base de ces trois sels sont préparées, réparties en deux solutions de concentration différente par type de sels. Plus précisément 15 deux séries de tests sont réalisées par sel, une série dite « isomolaire en cations » et une série dite « isocharge cationique ». La série « isomolaire en cations» permet de comparer l'efficacité d'un sel, et notamment de déterminer quel sel conduit à la cinétique de désémulsification la plus rapide, pour une même quantité des sels ajoutée. La série « isocharge cationique », quant à elle, montre l'effet de la valence du cation sur l'efficacité 20 mesurée. Les caractéristiques des différentes solutions SE1 à SE6 sont résumées dans le Tableau 4. 3060407 12 Tableau 4 Solution Type de sels Type d'expérience Concentration molaire (g/L) SE1 ZrCl4 isomolaire 17,64 SE2 ZrCl4 isocharge 105,84 SE3 Al2(SO4)3 isomolaire 34,36 SE4 Al2(SO4)3 isocharge 154,61 SE5 CaCl2 isomolaire 17,23 SE6 CaCl2 isocharge 51,70 Un volume de 180pL de chacune de ces 6 solutions SE1 à SE6 est ajouté dans un 5 bécher contenant un échantillon de 60 ml d'émulsion 51 (watercut de 70%) et un autre volume de 180pL de chacune de ces 6 solutions SE1 à SE6 est introduit dans une éprouvette contenant un volume de 60mL d'émulsion S2 (watercut de 90%). Les émulsions 51 et S2 sont mises sous agitation à 6 600 rpm à l'Ultra-Turrax (IKA modèle T25D (digital) avec pale S25N-18G), préalablement à l'ajout des solutions SE1 à SE6 réalisé au moyen 10 d'une micropipette ; les émulsions résultantes sont agitées pendant 30 secondes supplémentaires puis versées dans des éprouvettes. On obtient de cette manière 12 éprouvettes contenant 12 émulsions différentes. On mesure ensuite la cinétique de désémulsification du mélange présent dans chacune des 12 éprouvettes ainsi obtenues, en suivant l'évolution du volume d'eau séparée 15 en fonction du temps. Pour cela, chacune des 12 éprouvettes est photographiée toutes les minutes pendant 20 minutes. Le volume d'eau séparée peut ainsi être tracé au cours du temps. La Figure 1 présente 6 courbes (notées SE1 à SE6) représentant l'évolution du volume d'eau (noté V) séparée en fonction du temps (noté T) pour les 6 échantillons SE1 à SE6 introduits dans une émulsion de type 51 (watercut de 70%), ainsi qu'une courbe de 20 référence (notée REF) représentant l'évolution du volume d'eau V séparée en fonction du temps T dans le cas d'une émulsion 51 dans lequel aucun sel supplémentaire n'a été introduit. La Figure 2 présente 6 courbes (notées SE1 à SE6) représentant l'évolution du volume d'eau V séparée en fonction du temps T pour respectivement les 6 échantillons SE1 à SE6 introduits dans une émulsion de type S2 (watercut de 90%), ainsi qu'une courbe de 25 référence (REF) représentant l'évolution du volume d'eau (V) séparée en fonction du temps 3060407 13 (T) dans le cas d'une émulsion S2 dans lequel aucun sel supplémentaire n'a été introduit. On peut observer sur ces figures que, dès la première minute après le transvasement de l'émulsion dans l'éprouvette, un cassage instantané et une séparation totale huile/eau est observée lors de l'utilisation du sulfate d'aluminium et du chlorure de zirconium, soit 5 respectivement un sel tri- et un sel tétravalent, et ce, pour les deux watercuts considérés. A contrario, on peut observer que l'ajout de chlorure de calcium n'influence pas significativement la cinétique de désémulsification. En effet, quelle que soit la concentration en ces cations divalents ajoutés et quel que soit le watercut de l'émulsion dans laquelle ces cations sont ajoutés, la cinétique mesurée est très proche de la cinétique de 10 désémulsification d'une émulsion de référence, ne contenant pas de sels supplémentaires. Il apparaît ainsi que la présence de cations trivalents et/ou tétra-valents dans une émulsion d'huile et d'eau comprenant également un tensioactif permet d'améliorer la cinétique de la déstabilisation des émulsions et donc leur séparation. Cette amélioration de 15 la cinétique de la désémulsification est particulièrement intéressante pour les procédés de séparation d'effluent pétrolier off-shore dans lesquels le temps de résidence des effluents doit être de quelques minutes. 20 Exemple 2 Le procédé selon l'invention de traitement d'un effluent pétrolier issu d'une récupération assistée mise en oeuvre au moyen d'un tensio-actif est appliqué à un réservoir géologique comprenant des hydrocarbures. Les caractéristiques des hydrocarbures de ce réservoir sont celles déjà présentées dans le Tableau 1. 25 Pour cet exemple, on utilise deux types de tensio-actifs : le tensioactif de type T1 précédemment décrit et le tensio-actif Triton X405. Ce tensioactif non ionique, fabriqué par la société Dow et fourni par la société Sigma-Aldrich, est un tensioactif polyéthoxylé de masse molaire moyenne égale à 1966 g/mol. La solution utilisée contient 70 % de matière active. Pour cet exemple, on se place dans le cas d'une variante du procédé selon l'invention 30 lorsqu'appliqué à une eau de production, issue d'une première séparation des phases d'un effluent pétrolier. Ainsi, 3 échantillons d'une solution reproduisant une eau de production ayant un watercut de 99.95% sont préparés selon le protocole suivant : on prépare 100 ml d'une saumure composée de 7,5 g/L de NaCI et 1 / %massique de Triton X405. Puis 45 ml sont versés 3060407 14 dans un bécher. La solution est agitée à 13 500 rpm à l'aide d'un Ultra-Turrax (IKA modèle T25D (digital) avec pale S25N-18G) et 105 ml de pétrole VEMO sont ajoutés. L'émulsion reste sous agitation pendant 5 min à 13 500 rpm. Puis, une masse définie de cette émulsion est pesée sur une lame de verre (42,89 mg 5 pour l'eau de production ayant un watercut de 99,95 % et 85,8 mg pour l'eau de production ayant un watercut de 99 (3/0). Cette lame de verre est parfaitement rincée au-dessus d'un bécher avec 60 ml de saumure composée de 26,6 g/L de NaCI et de 1 g/L de tensioactif de type T1. L'eau de production ainsi obtenue est agitée à 6 600 rpm à l'Ultra-Turrax (IKA modèle T25D (digital) avec une pale S25N-18G) pendant 2 min. Puis 180 !IL de chacune des 10 solutions de sel SE2, SE4 et SE6 telles que décrites pour l'exemple précédent sont ajoutés dans chacun des 3 échantillons d'eau de production ainsi obtenus. Après 30 secondes d'agitation supplémentaire, la totalité de l'émulsion est versée dans une éprouvette graduée de 100 mL, puis laissée au repos pendant 24h. Le Tableau 5 présente un récapitulatif des concentrations résiduelles en huile 15 présentes dans l'eau de production à T=Oh (colonne 4) et à T=24h (colonne 5) pour chacun de ces échantillons, et pour une solution de référence ne contenant pas de sel. Tableau 5 Solution Type de sel Concentration Concentration en huile initiale Concentration en huile finale molaire en sel (ppm) (ppm) (g/L) SE2 ZrCI4 105,84 506 271 SE4 Al2(504)3 154,61 508 298 SE6 CaCl2 51,70 501 318 REF 0 0 501 326 20 II apparaît ainsi que la présence de cations trivalents ou tétra-valents dans une émulsion d'huile et d'eau, comprenant également un tensioactif, permet d'améliorer la qualité de l'eau, et ce comparé à la présence notamment de cations divalents. REVENDICATIONS1) Procédé pour le traitement d'un effluent pétrolier issu d'une récupération assistée d'hydrocarbures au sein d'un réservoir géologique d'une formation souterraine, ladite récupération assistée étant mise en oeuvre au moyen d'un fluide de balayage injecté dans ledit réservoir de manière à déplacer lesdits hydrocarbures vers au moins un puits producteur, ledit fluide de balayage comprenant au moins un tensioactif, ledit effluent pétrolier étant collecté au niveau dudit puits producteur, au moins une partie desdits hydrocarbures étant sous forme d'huile, caractérisé en ce qu'on réalise au moins une étape de séparation par désémulsification des phases d'un mélange issu dudit effluent, en injectant dans ledit mélange un agent de désémulsification comportant au moins des cations trivalents et/ou des cations tétravalents, ledit mélange étant formé au moins d'huile, d'eau et d'au moins une partie dudit tensioactif. 2) Procédé selon la revendication 1, dans lequel on réalise ladite étape de séparation par désémulsification sur ledit mélange constitué directement par ledit effluent. 3) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on réalise ladite étape de séparation par désémulsification sur ledit mélange présent dans une phase principalement aqueuse issue d'une première étape de séparation des phases dudit effluent. 4) Procédé selon la revendication 3, dans lequel ladite première étape de séparation des phases dudit effluent est réalisée au moyen de ladite séparation par désémulsification, ou bien par une séparation de type gravitaire, ou bien par une séparation par centrifugation. 5) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel lesdits cations trivalents résultent de l'injection dans ledit mélange d'un sel d'aluminium. 6) Procédé selon la revendication 5, dans lequel ledit sel d'aluminium est le sulfate d'aluminium. 3060407 16 7) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel lesdits cations tétravalents résultent de l'injection dans ledit mélange d'un sel de zirconium. 8) Procédé selon la revendication 7, dans lequel ledit sel de zirconium est le chlorure de 5 zirconium. 9) Procédé selon la revendication 8, dans lequel, on injecte simultanément audit sel de chlorure de zirconium au moins un agent anti-corrosion. 10 10) Procédé de récupération assistée des hydrocarbures d'un réservoir géologique au sein d'une formation souterraine, comprenant au moins les étapes suivantes : a) on injecte un fluide de balayage dans ledit réservoir, ledit fluide de balayage comprenant au moins un tensioactif ; b) on récupère un effluent pétrolier de ladite formation souterraine, l'effluent pétrolier 15 comprenant au moins une partie dudit fluide de balayage injecté, dont au moins une partie dudit tensio-actif, et au moins une partie desdits hydrocarbures dudit réservoir ; c) on réalise un traitement dudit effluent pétrolier au moyen du procédé de traitement dudit effluent pétrolier selon l'une des revendications 1 à 9.