FR 2937648 A1 20100430 FR 0805936 A 20081024 Domaine de l'invention L'invention porte sur un procédé de préparation de brut de synthèse, à coût énergétique minimisé, à partir d'un gisement de brut lourd ou brut bitumeux. Plus particulièrement, elle porte sur un enchaînement intégré d'un procédé d'extraction de brut lourd et d'un procédé de traitement de ce brut lourd extrait, comprenant la mise en oeuvre d'au moins une boucle chimique de combustion et/ou gazéification du résidu de conversion, afin de minimiser l'apport énergétique externe et faciliter le captage du CO2 émis, tout en fournissant un brut de synthèse de qualité très satisfaisante. Art antérieur Les bruts extra-lourds ou bitumeux, désignés également dans la présente demande par bruts lourds ou bitumes, représentent des ressources considérables qui sont et seront exploitées de plus en plus. Cependant ces bruts présentent des propriétés physiques notamment une viscosité et une densité très élevées, qui rendent leur extraction, leur production, leur transport et leur traitement difficiles. De tels bruts ne peuvent donc pas être extraits par des méthodes classiques. Des méthodes d'extraction spécifiques à ce type de brut se sont donc développées. L'une adaptée aux gisements de surface ou peu profonds, dite méthode d'extraction minière, consiste à mélanger du sable au brut à extraire et à extraire le mélange de sable et de brut de manière mécanique. Ce mélange est alors lavé, séparé et les coupes les plus légères sont ensuite valorisées. Pour les gisements plus profonds, cette méthode est inadaptée et il est nécessaire d'assister la production sur site afin de les rendre mobiles, c'est-à-dire diminuer leur viscosité pour rendre leur extraction possible. Afin de diminuer la viscosité, le sol est réchauffé par injection de vapeur et le brut ainsi rendu mobile peut être extrait. Ces méthodes dites de production assistée par injection de vapeur (ou selon la terminologie anglo-saxonne "steam 1 assisted gravity drainage (SAGD) �) ou de production assistée par injection cyclique de vapeur (ou selon la terminologie anglo-saxonne "cyclic steam stimulation (CSS)") ont été décrites dans US 4 344 485, US 4 850 429 et US 5 318 124. Ces méthodes bien que largement répandues, présentent l'inconvénient majeur de consommer des quantités très importantes de gaz naturel requis pour produire de la vapeur d'eau injectée. Leur rentabilité est donc fortement dépendante du prix du gaz naturel. Par ailleurs, les bruts ainsi extraits sont fortement chargés en asphaltènes et hétéroatomes (S, N, O, V, Ni, ...). Ils doivent donc être traités pour donner des bruts de synthèse de qualité satisfaisante, c'est-à-dire présentant une viscosité et une densité permettant leur transport par pipeline, et une faible teneur en soufre et autres hétéroatomes. Les étapes de valorisation sont elles aussi très consommatrices de gaz naturel, qui est notamment nécessaire à la production d'hydrogène par vaporeformage de gaz naturel ou méthane (steam methane reforming selon la terminologie anglo-saxonne). Afin de minimiser cette dépendance vis-à-vis du gaz naturel, il a été proposé dans le brevet US 4 399 314 une méthode dans laquelle un bitume provenant d'un sable bitumeux subit une hydroconversion, le résidu d'hydroconversion est gazéifié avec de l'oxygène afin de produire un gaz de synthèse à partir duquel de l'hydrogène est produit pour l'étape d'hydroconversion. Le brevet US 6 357 526 propose d'effectuer un désasphaltage pour récupérer un brut désasphalté qui constitue le brut de synthèse et l'asphalte est brûlé pour générer de la vapeur d'eau qui est utilisée dans le procédé d'extraction SAGD. Cependant, le brut de synthèse obtenu n'est pas de bonne qualité, car il contient encore beaucoup de contaminants tels que le soufre, l'azote et les métaux. Il existe donc un réel besoin en un procédé de préparation de brut de synthèse à partir d'un gisement de brut extra-lourd ou bitumeux qui permette l'obtention d'un brut de synthèse de qualité et dont la dépendance vis-à-vis du prix du gaz naturel soit diminuée, voire annulée. Dans le brevet FR 2 887 557, il est proposé un enchaînement de procédés intégrant les étapes d'extraction et de traitement, la combustion et/ou gazéification du résidu de conversion permettant de générer de l'énergie sous forme de vapeur ou d'électricité et/ou de l'hydrogène, la vapeur d'eau étant alors utilisée pour l'extraction et l'hydrogène pour le traitement en effectuant les étapes décrites ci-dessous. Ce procédé permet d'éviter l'utilisation du gaz naturel, mais impose la combustion et la gazéification du résidu. La combustion de résidu pétrolier par les méthodes connues classiquement s'effectue par contact direct avec l'air. Il en résulte des émissions de CO2 conséquentes puisque les fumées contiennent généralement de l'ordre de 10 à 15% (en volume) de CO2 dilué dans l'azote de l'air. Il est également possible d'utiliser les nouvelles techniques d'oxycombustion pour brûler le résidu. L'oxycombustion permet en effet de produire des fumées riches en CO2 (à une teneur supérieure à 90°h en volume) en ne contactant le résidu qu'avec de l'oxygène séparé au préalable de l'air dans une ASU (unité de séparation d'air) ou Air Separation Unit en anglais. Le captage du CO2 est alors facilité. La compression des fumées permet alors d'envisager directement une réinjection des fumées dans un site de stockage. Malheureusement, I'ASU nécessite un très gros investissement (supérieur à 100 Millions d'euros pour une unité de 350 t/h d'Oz) et une consommation énergétique importante. De ce fait, il en résulte une baisse de l'efficacité du cycle de combustion qui passe de typiquement 47 à 50°h pour une centrale de combustion classique à l'air à 39 à 42% pour une unité opérant en oxycombustion à cause de la consommation énergétique induite par l'unité de séparation d'air. La gazéification du résidu nécessite elle aussi l'utilisation d'une unité de séparation d'air (ASU) pour introduire l'oxygène purifié. Les mêmes avantages et inconvénients en découlent: il est possible de capter le CO2 facilement dans des fumées exemptes d'azote. Cependant, la consommation énergétique induite par la séparation de l'air est importante. La combustion directe de résidu en contactant un oxyde métallique avec l'hydrocarbure dans un cycle de boucle chimique (Chemical Looping Combustion) est décrite dans la demande de brevet FR 08/02.450. Il est alors possible de produire directement des fumées de combustion contenant plus de 90% en volume de CO2 sans affecter l'efficacité du cycle de combustion qui reste voisine de 47 à 50%. En effet, l'oxygène provient directement de l'oxyde métallique qui circule en continu entre une zone de combustion de l'hydrocarbure et une zone de réduction avec contact avec de l'air dans lequel le métal réduit à l'issue de la combustion est réoxydé. Dans la zone de combustion, les fumées contiennent essentiellement du CO2 puisqu'il n'est pas nécessaire d'utiliser de l'air. Dans la zone de réduction, les effluents gazeux sont constitués d'air appauvri exempt de l'oxygène capté par les oxydes métalliques. La circulation entre les deux zones s'effectue grâce aux techniques classiques de mise en oeuvre en lit fluidisé. Afin d'effectuer une combustion satisfaisante, il est souhaitable d'opérer les zones de combustion et d'oxydation à des températures comprises entre 800 et 1100°, préférentiellement entre 900 et 1000°C. Il est également possible de produire un mélange (CO,H2) et donc de l'hydrogène en limitant la circulation d'oxydes métalliques entre les deux enceintes et en introduisant de la vapeur dans la zone de combustion. Il est donc possible grâce à un cycle de boucle chimique de produire de l'énergie sans baisser significativement l'efficacité énergétique de la combustion tout en ayant des fumées contenant au moins 90% volume de CO2, ou de produire du gaz de synthèse, là encore avec une efficacité énergétique améliorée. Nous avons découvert que la combustion en boucle chimique pouvait avantageusement être utilisée pour valoriser le résidu non converti d'un procédé de récupération assistée des bruts lourds et améliorer le rendement énergétique du procédé, tout en permettant le captage du CO2 émis. Description de l'invention, Objets de l'invention L'invention concerne un procédé de préparation de brut de synthèse à partir d'un gisement de brut lourd, comprenant une étape de combustion et/ou gazéification du résidu de conversion en présence d'oxyde métallique dans au moins un cycle de boucle chimique produisant des fumées riches en CO2 (c'est-à-dire à des teneurs supérieures à 90%), permettant de faciliter le captage du CO2 émis. Résumé de l'invention L'invention concerne un procédé de préparation de brut de synthèse à partir d'un gisement de brut lourd, comprenant: a) l'extraction du brut lourd par une technologie mettant en oeuvre de la vapeur d'eau; b) la séparation du brut extrait et de l'eau; c) la séparation du brut en au moins une coupe légère et une coupe lourde; d) la conversion de la coupe lourde de séparation en un produit plus léger, dit produit converti, et un résidu; e) éventuellement, l'hydrotraitement partiel ou total du produit converti et/ou de la (ou des) coupe(s) légère(s) obtenue(s) lors de la séparation c), f) la combustion et/ou gazéification en présence d'oxyde métallique dans au moins un cycle de boucle chimique du résidu de conversion produisant des fumées ayant une teneur en CO2 supérieure à 90% permettant le captage du CO2 ; le produit converti et la (ou les) coupe(s) légère(s) de séparation, ayant éventuellement été soumis à un hydrotraitement e), constituant le brut de synthèse ladite combustion en boucle chimique permettant la génération, de vapeur d'eau et/ou d'électricité, et ladite gazéification en boucle chimique permettant la génération d'hydrogène ; 5 la vapeur d'eau et/ou l'électricité ainsi générées étant utilisées pour l'extraction a), et/ou l'électricité et/ou l'hydrogène ainsi générés étant utilisés pour la conversion d) et/ou l'hydrotraitement e). De préférence, le cycle de boucle chimique produit des fumées ayant une teneur en CO2 supérieure à 95%. De manière préférée, le taux de captage du CO2 dans la boucle chimique (correspondant au pourcentage de CO2 émis par la combustion en boucle chimique de l'étape (f) qui sort sous forme de fumées ayant une teneur en CO2 supérieure à 90%) est au moins égal à 90%. La conversion d) peut être effectuée par cokéfaction, viscoréduction, ou hydroconversion catalytique. Le taux de conversion du procédé de conversion d) peut être ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer au moins 50% de la quantité de vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) ou au moins 50% de la quantité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e). Le taux de conversion du procédé de conversion d) peut être ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) ou la totalité de l'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e). Le taux de conversion du procédé de conversion d) peut également être ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) et au moins 50% de la quantité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e). Le taux de conversion du procédé de conversion d) peut être ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) et la totalité de la quantité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e). Le taux de conversion du procédé de conversion d) peut dans ce cas être également ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a), la totalité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e) et la totalité de l'électricité nécessaire à l'extraction a) et à la conversion d) et éventuellement l'hydrotraitement e). Dans un mode de réalisation, on réalise une gazéification du résidu à l'étape f) et le taux de conversion du procédé de conversion d) est ajusté pour que la gazéification en boucle chimique f) permette de générer au moins 50% de l'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e) et éventuellement au moins une partie de l'électricité nécessaire à l'extraction a) et à la conversion d) et éventuellement l'hydrotraitement e). Le taux de conversion du procédé de conversion d) peut alors être ajusté pour que la gazéification en boucle chimique f) permette de générer la totalité de l'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e). La conversion d) peut comprendre une conversion thermique ou une conversion catalytique. Dans un mode de réalisation, la conversion thermique est une cokéfaction ou une viscoréduction ou une hydroviscoréduction. Dans un autre mode de réalisation, la conversion catalytique est une hydroconversion catalytique. L'extraction a) peut être faite selon un procédé de production assistée par injection continue de vapeur ou SAGD (steam assisted gravity drainage) ou un procédé de production assistée par injection cyclique de vapeur ou CSS (cyclic steam stimulation). De préférence, le brut lourd a une viscosité supérieure à 100 CPo et une densité inférieure à 20°API, de manière plus préférée une viscosité supérieure à 1000 CPo et une densité inférieure à 15°API, et de manière encore plus préférée une viscosité supérieure à 10000 CPo et une densité inférieure à 12°API. De manière préférée, le brut de synthèse obtenu présente une densité d'au plus 0,94 dans les conditions standards et d'au moins 19°API, la viscosité étant inférieure à 350 cst à 4°C. Description détaillée de l'invention L'invention propose l'intégration d'une ou plusieurs boucles chimiques dans un schéma de production et de valorisation d'huiles lourdes pour maximiser l'efficacité énergétique de l'ensemble tout en produisant des fumées contenant au moins 90% volume de CO2 pour le captage et le stockage ultérieur du CO2. 25 De préférence, le taux de captage du CO2 dans la boucle chimique, qui correspond au pourcentage de CO2 émis par la combustion en boucle chimique sortant sous forme de fumées concentrées en CO2 (c'est-à-dire ayant une teneur en CO2 supérieure à 90%, de manière encore plus préférée supérieure à 95%) 30 est supérieur à 90%. Du fait de la combustion du résidu de conversion par boucle chimique, de l'énergie sous forme de vapeur d'eau ou d'électricité est générée dans des20 quantités adaptées pour répondre en totalité ou en partie aux besoins de la phase d'extraction et/ou également de la phase de conversion et éventuellement d'hydrotraitement, et du fait de la gazéification, de l'hydrogène est généré également par la boucle chimique dans des quantités adaptées pour répondre en totalité ou en partie à la phase de conversion et éventuellement d'hydrotraitement. Il y a donc avantageusement deux unités de boucle chimique, l'une dédiée à la combustion du résidu, l'autre dédiée à la production de gaz de synthèse (CO+H2) ou d'hydrogène. Ces deux unités peuvent éventuellement être intégrées l'une avec l'autre. La combustion en boucle chimique La combustion par boucle chimique consiste à mettre en contact une charge hydrocarbonée avec un oxyde métallique à haute température afin d'en effectuer la combustion et/ou la gazéification. L'oxyde métallique cède alors une partie de l'oxygène qu'il renferme, qui participe à la combustion des hydrocarbures. A l'issue de cette combustion, les fumées contiennent majoritairement des oxydes de carbone, de l'eau et éventuellement de l'hydrogène. En effet, il n'est pas nécessaire de mettre en contact l'air avec l'hydrocarbure et les fumées sont donc majoritairement composées des gaz de combustion et éventuellement d'un gaz de dilution servant au transport et à la fluidisation des particules (par exemple de la vapeur d'eau). Il est donc possible ainsi de produire des fumées exemptes majoritairement d'azote et contenant des teneurs en CO2 élevées (supérieures à 90% en volume) permettant d'envisager le captage, puis le stockage de CO2. L'oxyde métallique ayant participé à la combustion est ensuite transporté vers une autre enceinte réactionnelle où il est mis en contact avec de l'air pour être réoxydé. Si les particules revenant de la zone de combustion sont exemptes de combustible, les gaz issus de cette zone réactionnelle sont majoritairement exempts de CO2 -qui n'est alors présent qu'à l'état de traces, par exemple à des concentrations inférieures à 1 à 2% en volume- et consistent essentiellement en de l'air appauvri en oxygène, suite à l'oxydation des particules métalliques. Les oxydes métalliques utilisables pour réaliser la combustion par boucle chimique sont généralement des oxydes du Fe, Ti, Ni, Cu, Mg, Mn, Co, V, utilisés seuls ou en mélange. Ces métaux peuvent être sous la forme de minerais naturels (ilménite) ou déposés sur un support synthétique ou sur un catalyseur usagé. De préférence, ces solides sont conditionnés sous la forme de poudre, de diamètre de Sauter compris préférentiellement entre 30 et 500 microns, de manière préférée entre 50 et 300 microns, et de masse volumique de grain comprise entre 1400 et 8000 kg/m3, préférentiellement entre 1400 et 5000 kg/m3. Les charges utilisables pour la combustion en boucle chimique sont d'une manière générale les hydrocarbures (gaz naturel, charges pétrolières liquides, préférentiellement les résidus pétroliers caractérisés par le fait que moins de 10% de ces résidus bouillent dans les conditions atmosphériques au delà de 350°, ou encore des résidus de conversion, généralement issus des procédés d'hydroconversion ou les asphaltes, résidus du procédé de désasphaltage, ou le coke issu des procédés de cokéfaction. Le contact entre la charge hydrocarbonée et l'oxyde métallique nécessite un temps de séjour de celui-ci compris entre 10 secondes et 10 minutes en fonction de la température qui peut varier de 800 à 1200°C, préférentiellement entre 1 minute et 5 minutes. Le temps de contact entre l'air et l'oxyde métallique pour assurer une oxydation optimale est compris entre 10 secondes et 10 minutes en fonction de la température qui peut varier de 800 à 1200°C, préférentiellement entre 1 minute et 5 minutes. Le ratio massique entre la charge hydrocarbonée à brûler et l'oxyde métallique circulant est comprise entre 5 et 500, préférentiellement entre 20 et 200 et dépend de l'oxyde utilisé dans la boucle chimique. La mise en oeuvre d'un procédé de combustion par boucle chimique requiert des quantités d'oxydes métalliques importantes au contact du combustible. Ces oxydes métalliques sont généralement soit contenus dans des particules de minerai, soit dans des particules résultant de traitements industriels (résidus de l'industrie sidérurgique ou minière, catalyseurs de l'industrie chimique ou du raffinage usagés). On peut également utiliser des matériaux synthétiques tels que par exemple des supports d'alumine ou de silice alumine sur lesquels on aura déposé des métaux qui peuvent être oxydés (oxyde de nickel par exemple). D'un oxyde métallique à l'autre, la quantité d'oxygène théoriquement disponible varie considérablement et peut atteindre des valeurs élevées voisines de 30%. Selon les matériaux cependant, la capacité maximale d'oxygène réellement disponible n'excède en général pas plus de 20% de l'oxygène présent. La capacité de ces matériaux à céder de l'oxygène n'excède donc au global pas plus de quelques pourcents en poids des particules et varie considérablement d'un oxyde à un autre, généralement de 0,1 à 10%, et souvent entre 0,3 à 1% poids. La mise en oeuvre en lit fluidisé est de ce fait particulièrement avantageuse pour conduire la combustion. En effet, les particules d'oxydes finement divisées circulent plus facilement dans les enceintes réactionnelles de combustion et d'oxydation, et entre ces enceintes, si l'on confère aux particules les propriétés d'un fluide (fluidisation). La combustion par boucle chimique permet de produire de l'énergie, sous la forme de vapeur ou d'électricité par exemple. La chaleur de combustion de la charge est similaire à celle rencontrée dans la combustion classique. Celle-ci correspond à la somme des chaleurs de combustion et d'oxydation dans la boucle chimique. La répartition entre les chaleurs de combustion et d'oxydation dépend fortement des oxydes métalliques utilisés pour conduire la combustion par boucle chimique. Dans certains cas, l'exothermicité est répartie entre l'oxydation et la réduction du métal. Dans d'autres cas, l'oxydation est fortement exothermique et la réduction est endothermique. Dans tous les cas, la somme des chaleurs d'oxydation et de réduction est égale à la chaleur de combustion du combustible. La chaleur est extraite par des échangeurs situés à l'intérieur, en paroi ou en appendice des enceintes de combustion et/ou d'oxydation, sur les lignes de fumées, ou sur les lignes de transfert d'oxydes métalliques. Procédé optimisé de récupération assistée des bruts lourds Dans le procédé optimisé selon l'invention comprenant au moins un cycle de boucle chimique tel que décrit précédemment, de l'énergie sous forme de vapeur d'eau ou d'électricité est générée dans des quantités adaptées pour répondre en totalité ou en partie aux besoins de la phase d'extraction et/ou également de la phase de conversion et éventuellement d'hydrotraitement, et de l'hydrogène est généré également par boucle chimique dans des quantités adaptées pour répondre en totalité ou en partie à la phase de conversion et éventuellement d'hydrotraitement. De manière avantageuse, une unité de boucle chimique est dédiée à la combustion du résidu, l'autre est dédiée à la production de gaz de synthèse (CO+H2), qui peut ensuite servir de base à la formation d'hydrogène, ces deux unités étant éventuellement intégrées l'une avec l'autre. Le procédé conforme à l'invention permet donc d'éviter l'utilisation de gaz naturel classiquement utilisé pour la génération de vapeur d'eau et d'hydrogène, d'utiliser le résidu de conversion pour produire l'énergie requise à la production de brut avec une efficacité énergétique similaire à celle qu'on aurait dans un procédé classique de combustion à l'air, mais en produisant des fumées de combustion contenant au moins 90% volume de CO2 et d'utiliser le résidu de conversion pour produire également un gaz de synthèse et de l'hydrogène sans utiliser d'unité de séparation d'air. Le procédé permet donc, à partir d'un brut lourd, de produire un brut 30 utilisable dans les raffineries pour produire les carburants, tout en rendant possible le captage du CO2 résultant des besoins en énergie de la production. Le fait d'utiliser le résidu de conversion pour produire de la vapeur d'eau et/ou de l'hydrogène et/ou de l'électricité peut également se traduire par une économie substantielle de l'investissement nécessaire aux installations de conversion. En effet, les capacités des installations de conversion peuvent être limitées d'une part du fait que le résidu de séparation peut également être utilisé pour générer de la vapeur d'eau et/ou de l'électricité et/ou de l'hydrogène, et d'autre part du fait que le niveau de conversion requis peut être limité, les conditions opératoires de la conversion pouvant alors être moins sévères (notamment, réduction du temps de séjour). Ainsi, selon un mode de réalisation avantageux, du procédé de l'invention, le taux de conversion de la conversion d) est ajusté pour que la combustion et la gazéification f) permettent de générer au moins 50% de la quantité de vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) ou au moins 50% de la quantité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e), de préférence la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) ou la totalité de l'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e), plus préférentiellement encore la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) et au moins 50%, de préférence 100% de la quantité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e), et toujours plus préférentiellement, la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a), la totalité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e) et l'électricité nécessaire à l'extraction a) et à la conversion d) et éventuellement l'hydrotraitement e). Dans un autre mode de réalisation, on réalise une gazéification du résidu à l'étape f) et le taux de conversion de la conversion d) est ajusté pour que la gazéification permette de générer au moins 50% de la quantité d'hydrogène, et de préférence la totalité de l'hydrogène, nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e), et au moins une partie de l'électricité nécessaire à l'extraction a) et à la conversion d) et éventuellement l'hydrotraitement e). Dans la présente invention, le � taux de conversion brut � est défini comme étant le rapport massique de : ^ la différence entre la charge entrant dans l'étape de valorisation et le résidu obtenu ; ^ sur la charge entrant. Le � taux de conversion en T540 + � est défini comme le rapport de : ^ la différence entre la quantité de produit de point d'ébullition supérieur ou égal à 540°C entrant dans le réacteur et la quantité de produit de point d'ébullition supérieur ou égal à 540°C sortant du réacteur ; ^ sur la quantité de produit de point d'ébullition supérieur à 540°C entrant dans le réacteur, les quantités étant exprimées en masse. 15 Dans le procédé selon l'invention, l'extraction a) est de préférence réalisée selon une technologie de production assistée par injection continue de vapeur ou SAGD (steam assisted gravity drainage) ou une technologie de production assistée par injection cyclique de vapeur ou CSS (cyclic steam stimulation), 20 c'est-à-dire par des technologies nécessitant de très grandes quantités de vapeur d'eau et donc d'énergie. Dans le procédé conforme à l'invention, la séparation c) met en oeuvre au moins un procédé de séparation physique tel que la distillation ou l'extraction 25 par solvant. La distillation peut être une distillation à pression atmosphérique ou bien une distillation à pression atmosphérique suivie d'une distillation sous vide. La distillation atmosphérique peut également être suivie d'un désasphaltage, c'est- 30 à-dire d'une séparation par extraction de solvant. La fraction lourde résultant de ces opérations de séparation qui contient des asphaltènes est ensuite valorisée pour donner des produits plus légers. 10 La conversion d) peut être thermique (cokéfaction, viscoréduction) ou catalytique (hydroconversion catalytique). Cokéfaction De façon avantageuse, dans le procédé conforme à l'invention, une cokéfaction est mise en oeuvre sur la fraction lourde d'un résidu sous vide. Les conditions de cokéfaction sont les suivantes : la température en sortie du four est supérieure à 460°C, de préférence de 480°C à 510°C, la pression absolue dans le four est inférieure à 5 bar, de préférence de 1 à 3 bar, le taux de recyclage, c'est-à-dire la fraction de flux ayant subi la cokéfaction (flux 45 sur la figure 3) retournant dans le four de cokéfaction après fractionnement est inférieur à 20%, de préférence inférieur à 10%. Ces conditions de fonctionnement pourront être dégradées afin de produire un peu plus de coke si nécessaire pour la production de la vapeur pour l'extraction SAGD ou d'hydrogène. La production de coke correspond à 20% à 35% de la charge entrant dans l'unité de cokéfaction selon la nature de la charge et les conditions opératoires, ce qui correspond à un taux de conversion brut de la cokéfaction de 65 à 80°h. Si ce taux de conversion brut est insuffisant pour assurer la totalité des besoins en vapeur d'eau et hydrogène et/ou électricité, une coupe, de préférence une coupe lourde issue du coker peut également être utilisée pour compléter la quantité de combustible. Viscoréduction Cette unité de conversion thermique peut également être une unité de viscoréduction. La viscoréduction peut également être réalisée en présence d'hydrogène afin de favoriser la stabilité des produits. On parle alors d'hydroviscoréduction. Des conversions T540+ de 25% à 45% pourront être obtenues. Cette unité comprend au moins une section de four de craquage et une section de fractionnement des produits craqués. De manière préférée elle comprend également une section de maturation. La charge entrant dans l'unité de viscoréduction, qui peut être un résidu atmosphérique ou un résidu sous vide, passé dans la section four de craquage afin de porter les hydrocarbures à une température comprise entre 430°C et 510°C, de préférence entre 470°C et 500°C. En présence de la section de maturation, cette température en sortie de four peut être abaissée et est comprise entre 440°C et 470°C . Hydroconversion catalytique Selon un autre mode de réalisation avantageux du procédé de l'invention, la conversion catalytique est une hydroconversion catalytique. Le procédé de conversion catalytique peut être un procédé d'hydroconversion en lit bouillonnant ou en slurry. La charge peut être un résidu atmosphérique ou un résidu sous vide. Le taux de conversion T540+ de ce type de procédé peut aller de 20% à 95%. Ce procédé d'hydroconversion est de manière préférée constitué d'au moins une section de four pour préchauffer la charge et l'hydrogène, une section réactionnelle dans laquelle la conversion est réalisée et une section de fractionnement dans laquelle l'effluent de la section réactionnelle est séparé en différentes coupes. Les conditions opératoires de la section réactionnelle de conversion catalytique sont en général une pression totale de 10 à 500 bars, de préférence de 60 à 200 bars; une pression partielle d'hydrogène de 10 à 500 bars, de préférence de 60 à 200 bars; une température de 300°C à 600°C , de préférence 380°C à 450°C; et un temps de séjour allant de 5 min à 20h, de préférence de 1hà10h. De préférence, la section réactionnelle est constituée d'au moins une enceinte réactionnelle dans laquelle une phase gazeuse, une phase liquide et une phase solide sont mises en contact. La phase gazeuse contient en part variable au moins de l'hydrogène et des hydrocarbures vaporisés dans les conditions du procédé. La phase liquide est constituée des hydrocarbures non vaporisés. La phase solide contenue dans le réacteur a de préférence une action catalytique dans les conditions de la réaction. Le solide se trouve de préférence au sein de la phase liquide. Dans le mode de réalisation en lit bouillonnant, le procédé met en oeuvre un catalyseur supporté et contenant au moins un élément métallique. Le catalyseur reste dans le réacteur et est ajouté ou soutiré indépendamment de la charge. Dans le mode de réalisation en réacteur slurry, le catalyseur est généralement introduit en continu avec la charge fraîche dans le réacteur et est constitué d'éléments solubles contenant un ou plusieurs métaux pouvant être sulfurés dans les conditions du procédé. La sulfuration des métaux provoque la précipitation du métal qui séjourne dans le réacteur sous forme de particules fines et dispersées entraînables par le liquide hors de la zone réactionnelle. De manière très préférée, les particules solides de catalyseur contiennent du molybdène. Dans le cas où le procédé de conversion met en oeuvre des particules en mode slurry, la combustion et la gazéification des résidus sont prévues afin de permettre la récupération des métaux du catalyseur dans les cendres ou les fumées. En effet, le catalyseur utilisé dans les hydroconversions en réacteur slurry se retrouve concentré après séparation des effluents dans lesdits résidus. Le taux de conversion T 540+ de ce type de procédé peut aller de 20% à 95%. Selon un mode de réalisation avantageux du procédé de l'invention, le taux de conversion en 540°C+ de l'hydroconversion catalytique est de 65% à 85%, la combustion en boucle chimique du résidu peut alors permettre de produire la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) ou l'hydrogène utilisé pour la valorisation d) et éventuellement l'hydrotraitement e). Si le taux de conversion est de 50% à 70%, alors à la fois la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) et l'hydrogène utilisé pour la valorisation d) pourront être produits. Suite à la conversion d), les fraction converties obtenues et/ou les fractions légères issues de la séparation c) peuvent être hydrotraitées dans une étape e), c'est-à-dire enrichies en hydrogène en présence de catalyseurs, afin de les stabiliser et de retirer une partie des hétéroatomes. Cette opération d'hydrotraitement e) est consommatrice d'hydrogène. Bruts pouvant être valorisés par le procédé selon l'invention Le procédé conforme à l'invention est destiné à l'extraction et la valorisation de fractions hydrocarbonées de type brut extra-lourd, c'est-à-dire ayant une viscosité supérieure à 100CPo et une densité inférieure à 20°API, de préférence une viscosité supérieure à 1000 CPo et une densité inférieure à 15°API, et plus préférentiellement une viscosité supérieure à 10000 CPo et une densité inférieure à 12°API. Ce procédé est ainsi particulièrement adapté à des bruts lourds tels que ceux de type Athabasca, Zuata, Cerronegro, Morichal. Le brut de synthèse obtenu à l'issue du procédé de l'invention a une viscosité et une densité telles qu'il peut être transporté par pipeline, la densité étant au plus de 0,94 dans les conditions standards et d'au moins 19°API, et la viscosité étant de moins de 350 cst à 4°C. Par ailleurs il présente des teneurs réduites en hétéroatomes et métaux. Liste des figures Le procédé de l'invention est illustré à titre non limitatif par les figures 1 à 3 sur lesquelles, La figure 1 est un diagramme schématisant l'enchaînement des différentes étapes du procédé intégré de préparation de brut de synthèse à partir d'un gisement de brut lourd ; - La figure 2 est un diagramme schématisant l'étape de traitement qui comprend la séparation c), la conversion d) et éventuellement l'hydrotraitement e) avec production d'énergie par combustion avec la boucle chimique d'au moins une partie du résidu non converti - La figure 3 est un diagramme schématisant l'étape de traitement qui comprend la séparation c), la conversion d) et éventuellement 30 l'hydrotraitement e) avec production d'énergie par combustion avec la boucle chimique d'au moins une partie du résidu non converti et production d'hydrogène avec la boucle chimique en utilisant également une partie du résidu non converti. La figure 1 représente l'ensemble des unités d'extraction et de valorisation d'un brut lourd. Le cartouche (2) représente la zone d'extraction qui se fait à l'aide de vapeur d'eau injectée par une ligne (3). L'injection de vapeur d'eau par la ligne (3) dans la zone d'extraction (2) produit selon le procédé SAGD ou CSS un mélange d'eau et de brut qui sort par une ligne (1) pour être introduit dans une zone de séparation (4). Le brut ainsi isolé est transféré par une ligne (5) dans la zone de traitement (6), l'eau sort par une ligne (7) pour être recyclée dans la zone de génération de vapeur d'eau (8) où elle est traitée puis vaporisée après apport éventuel d'eau et recyclée dans la zone d'extraction (2). Dans la zone de traitement (6), le brut est traité par (i) séparation, (ii) hydroconversion et (iii) éventuellement hydrotraitement, permettant ainsi l'obtention d'une part du brut de synthèse, qui est acheminé par une ligne (9) vers d'autres zones d'exploitation par pipeline, et d'un résidu non valorisable qui sort par une ligne (10) et qui va être brûlé pour générer de la vapeur d'eau dans la zone de génération de vapeur d'eau (8) et/ou qui va être gazéifié pour générer de l'hydrogène dans la zone de gazéification (11). Cette génération de vapeur d'eau et d'hydrogène se fait ou bien par combustion en boucle chimique ou gazéification en boucle chimique du résidu sortant par la ligne (10) ou bien par combustion en boucle chimique ou gazéification en boucle chimique du résidu sortant par la ligne (10) et apport de gaz naturel par une ligne (12). Dans le cas de l'apport de gaz naturel, l'hydrogène pourra être produit soit par un procédé classique (Steam Reforming), soit par utilisation de procédé utilisant la combustion partielle en boucle chimique. Ces procédés de génération d'hydrogène seront complétés par des sections de séparation / purification du gaz hydrogéné produit pour satisfaire aux besoins des procédés de valorisation des bruts dans la zone de traitement (6). Le gaz naturel pourra en effet être avantageusement utilisé pour démarrer les installations de production pendant les phases transitoires. Il faut noter que la combustion ou la gazéification par boucle chimique du gaz naturel permet également de produire des fumées de combustion exemptes d'azote qui contiennent après condensation de la vapeur d'eau plus de 90% volume de CO2. La vapeur générée par combustion en boucle chimique dans la zone de génération de vapeur d'eau (8) est envoyée via une ligne (3) vers la zone d'extraction (2). L'hydrogène produit est envoyé par une ligne (13) vers la zone de traitement (6) . Le dioxyde de carbone formé dans la zone de traitement (6), dans la zone de génération de vapeur d'eau (8) et dans la zone de formation d'hydrogène (11) peut ensuite être comprimé et envoyé vers un site de stockage (réinjection dans un aquifère salin ou dans un gisement de brut déjà exploité par exemple). Le dioxyde de carbone formé dans la zone de traitement (6), dans la zone de génération de vapeur d'eau (8) et dans la zone de formation d'hydrogène (11) est envoyé via respectivement les lignes (14), (15), (16) vers une zone (17) de récupération de dioxyde de carbone contenant par exemple une zone d'absorption/désorption sélective de CO2 aux amines, puis une section de stockage de CO2. La zone de traitement (6) va être décrite plus en détail à l'aide de la figure 2. Le brut lourd issu de la production par SAGD ou CSS alimente par une ligne (5) une unité de séparation (18). Au moins une fraction légère est envoyée par une ligne (19) sortant en tête de cette unité de séparation (18) vers une unité d'hydrotraitement (20) et en fond de colonne (21) est récupérée la fraction lourde. Une partie de la (ou des) fraction(s) légère(s) peut éventuellement être envoyée vers la zone de séparation (4) et être mélangée au brut pour faciliter son transport en amont de la séparation. L'unité de séparation (18) peut être une colonne de distillation atmosphérique, la (ou les) fraction(s) légère(s) est (ou sont) alors appelée(s) résidu atmosphérique (RAT). Elle peut également être constituée d'une colonne de distillation atmosphérique et d'une colonne de distillation sous vide. Dans ce cas, la fraction lourde issue de la colonne de distillation atmosphérique alimente la colonne de distillation sous vide (non-représentée), la fraction lourde obtenue est appelée résidu sous vide (RSV). L'unité de séparation (18) peut encore être constituée d'une colonne de distillation atmosphérique suivie d'une unité de désasphaltage. Dans ce cas, les distillats atmosphériques sont récupérés en tête de colonne de distillation via la ligne (19) et envoyés vers l'unité d'hydrotraitement (20), et la fraction lourde de distillation atmosphérique alimente l'unité de désasphaltage (non-représentée). Le résidu de désasphaltage, appelé asphalte, alimente alors la ligne (21) décrite sur la figure 2. L'huile désasphaltée (DAO) alimente la ligne (22) sur la figure 2. Les fractions légères, ou distillats atmosphériques, sont constituées essentiellement de naphta, kérosène, gasoil. La fraction lourde issue de la séparation sort par la ligne (21) et est traitée dans l'unité de conversion des coupes lourdes (24). Cette unité peut être une unité de conversion thermique. Lorsque cette conversion nécessite un apport d'hydrogène (conversion catalytique), l'hydrogène peut être amené par la ligne (25). Cette conversion dans l'unité de conversion des coupes lourdes (24) conduit à produire différentes fractions allant de coupes légères à des fractions dites résidus lourds. Le flux arrivant par la ligne (26) représente la fraction légère contenant essentiellement les produits de type naphta, kérosène et gasoil issus du procédé de conversion (24). Le flux arrivant par la ligne (27) contient une fraction plus lourde représentant le distillat sous vide et le flux arrivant par la ligne (28) contient le résidu issu de l'unité de conversion (24). Les coupes naphta, kérosène, gasoil des flux arrivant par les lignes (19) et (26) sont mélangées et peuvent alimenter l'unité d'hydrotraitement (20) qui permet d'améliorer la qualité de ces coupes en réduisant la teneur en soufre et en azote tout en stabilisant ces produits. Le flux arrivant par la ligne (29) représente la coupe naphta, kérosène et gasoil hydrotraitée issue de l'unité d'hydrotraitement (20). La coupe distillat sous vide issu par une ligne (27) de l'unité de conversion (24) et éventuellement le distillat sous vide sortant par une ligne (22), (qui existe lorsque la section de séparation comprend une distillation sous vide), alimentent l'unité d'hydrotraitement poussé (23) afin de subir un hydrotraitement poussé et réduire la teneur en hétéroatomes tels que le soufre et l'azote. Le flux de la ligne (30) représente la coupe distillat sous vide après hydrotraitement dans l'unité d'hydrotraitement poussé (23). Les flux issus des lignes (29) et (30) sont mélangés dans la zone de constitution du brut de synthèse (31). La vapeur de la ligne (32), l'électricité (33) et l'hydrogène de la ligne (25) peuvent être produits à partir du gaz naturel arrivant par une ligne (35). La vapeur et éventuellement l'électricité sont produites dans une installation de combustion par boucle chimique (46) effectuant la combustion du résidu issu de l'unité de conversion (24) par une ligne (28). L'hydrogène est produit par une unité de Steam Methane Reforming (45) alimentée en gaz naturel par une ligne (35). La figure 3 représente une variante de la figure 2 dans laquelle on s'affranchit de tout ou partie du gaz naturel nécessaire pour la production d'hydrogène en ajustant le niveau de conversion de l'unité de conversion (24) pour produire suffisamment de résidu par une ligne (28) afin de produire par une ligne (25) tout ou partie de l'hydrogène nécessaire aux hydrotraitements, dans l'unité de gazéification en boucle chimique (47), du résidu de conversion arrivant par la ligne (28), le reste de l'hydrogène produit pouvant provenir d'une unité de Steam Methane Reforming (45) alimentée par une ligne de gaz naturel (35). Sur la figure 3, la vapeur (32) et éventuellement l'électricité sont produites dans une installation de combustion par boucle chimique (46) effectuant la combustion du résidu de la ligne (28). La vapeur de la ligne (32) est produite par combustion dans la zone de combustion en boucle chimique (46) ou par gazéification du résidu dans la zone de gazéification en boucle chimique (47). La vapeur générée pourra en partie alimenter une turbine afin de produire l'électricité sortant par la ligne (33), ou le gaz de synthèse produit par gazéification pourra en partie alimenter une turbine à gaz afin de produire l'électricité sortant par la ligne (33). L'hydrogène (25) peut être produit par gazéification en boucle chimique du résidu issu de la ligne (28). Une part du gaz de synthèse produit peut alors alimenter une turbine à gaz afin de produire l'électricité sortant par la ligne (33). L'hydrogène produit alimente alors les unités d'hydrotraitement (20) et (23) et éventuellement l'unité de conversion (24) si nécessaire via la ligne (25). La vapeur d'eau générée est envoyée vers le gisement pétrolier où elle permettra le réchauffement du brut et ainsi la diminution de sa viscosité. L'unité de conversion (24) peut être soit une unité de conversion thermique (par exemple par cokéfaction retardée, cokéfaction en lit fluidisé, viscoréduction ou hydroviscoréduction...). Elle peut également être une unité de conversion catalytique (par exemple hydroconversion catalytique des résidus en lit fixe, en lit mobile, en lit bouillonnant ou en réacteur slurry entraîné). L'invention va être décrite plus en détails à l'aide des exemples et exemple comparatif donnés ci-après à titre d'illustration et qui ne sont pas limitatifs. EXEMPLES Exemple 1: combustion standard et production d'hydrogène par steam reforming 25 Du brut lourd ou bitumineux type Athabasca est soutiré par un procédé de type SAGD. Après séparation de l'eau et du brut, le brut est soumis à une distillation atmosphérique. Le résidu atmosphérique obtenu (RAT) présente les caractéristiques données dans le tableau 1 ci-après. Ce résidu atmosphérique subit une hydroconversion. 30 Le taux de conversion de l'hydroconversion est ajusté afin de disposer de la quantité nécessaire de résidu (500°C+) afin d'alimenter une chaudière classique alimentée par du résidu et de l'air pour produire la vapeur nécessaire à la production du brut lourd ou bitumineux. Pour produire 100 000 BPSD de brut lourd ou bitume par SAGD, sachant que le rapport vapeur d'eau/brut produit est de 2 barils de vapeur d'eau par baril de brut, il faudra injecter dans le sol près de 1350 t/h de vapeur d'eau. Afin de satisfaire cette demande en vapeur, le niveau de conversion de l'hydroconversion doit conduire à disposer de 123 000 kg/h de résidu pour alimenter la chaudière. Le taux de conversion de l'hydroconversion doit donc être de 78%. Les conditions de l'hydroconversion sont donc les suivantes : température moyenne : 421°C pression partielle en H2 : 130 bar conversion à T540 : 0,78 L'apport d'hydrogène pour la valorisation est un apport externe d'hydrogène obtenu par Steam Methane Reforming de gaz naturel. 19t/h d'hydrogène sont nécessaires, ce qui correspond à une consommation de 66t/h de gaz naturel. Les caractéristiques du brut après hydroconversion sont données dans le tableau 2 ci-dessous. Le bilan de matière de l'hydroconversion est le suivant : en poids RAT 100,0 H2 2,69 NH3 0,19 H2S 5,04 C1-C4 5,85 C5-370 47,05 370-500 21,01 500+ 20,85 Total 102,69 La coupe légère issue de la distillation atmosphérique et le produit issu de l'hydroconversion sont rassemblés après hydrotraitement, pour donner le brut de synthèse dont les caractéristiques sont présentées dans le Tableau 1 ci-après. 25 30 Tableau 1 D4,15 °API S ( en poids) RAT 1,029 6,0 5,42% Après hydroconversion 0,89 27,7 0,74% Brut de synthèse 0,83 39,2 380 ppm 90 500 BPSD de brut synthétique à 39.2 °API ont été produits avec une consommation de 66 t/h de gaz naturel. La quantité de CO2 émis par la chaudière est de 387000 kg/h dilués dans des fumées contenant essentiellement de l'azote et de la vapeur d'eau, la concentration volumique de CO2 étant voisine de 14% vol. Les oxydes d'azote et de soufre ont été captés en amont du rejet des fumées de combustion par des procédés classiques bien connus de l'homme du métier. Exemple 2: oxycombustion standard et production d'hydrogène par 15 steam reforminq Du brut lourd ou bitumineux type Athabasca est soutiré par un procédé de type SAGD. Après séparation de l'eau et du brut, le brut est soumis à une distillation atmosphérique. Le résidu atmosphérique obtenu (RAT) présente les 20 caractéristiques données dans le tableau 2 ci-après. Ce résidu atmosphérique subit une hydroconversion. Le taux de conversion de l'hydroconversion est ajusté afin de disposer de la quantité nécessaire de résidu (500°C+) afin d'alimenter une chaudière opérant en oxycombustion alimentée par du résidu et de l'oxygène pour produire la 25 vapeur nécessaire à la production du brut lourd ou bitumineux. Pour produire 100 000 BPSD de brut lourd ou bitume par SAGD, sachant que le rapport vapeur d'eau/brut produit est de 2 barils de vapeur d'eau par baril de brut, il faudra injecter dans le sol près de 1350 t/h de vapeur d'eau. Afin de satisfaire cette demande en vapeur, le niveau de conversion de 30 l'hydroconversion doit conduire à disposer de 147 000 kg/h de résidu pour alimenter la chaudière. En effet, l'efficacité énergétique du système d'oxycombustion est plus faible que celle d'une chaudière de combustion classique. Le taux de conversion de l'hydroconversion peut alors être abaissé à 73%. Les conditions de l'hydroconversion sont donc les suivantes : température moyenne : 417°C - pression partielle en H2 : 130 bar conversion à T540 : 0,73 L'apport d'hydrogène pour la valorisation est un apport externe d'hydrogène obtenu par Steam Methane reforming de gaz naturel. 18.3 t/h d'hydrogène sont nécessaires, ce qui correspond à une consommation de 64t/h de gaz naturel. Les caractéristiques du brut après hydroconversion sont données dans le tableau 2 ci-dessous. Le bilan de matière de l'hydroconversion est le suivant : 0/0 en poids RAT 100,0 H2 2,59 NH3 0,19 H2S 4.98 C1-C4 5,73 C5-370 46,20 370-500 20,53 500+ 22,27 Total 102,69 La coupe légère issue de la distillation atmosphérique et le produit issu de 30 l'hydroconversion sont rassemblés après hydrotraitement, pour donner le brut de synthèse dont les caractéristiques sont présentées dans le Tableau 2 ci-après. Tableau 2 D4,15 °API S ( en poids) RAT 1,029 6,0 5,42% Après hydroconversion 0,89 27,7 0,77% Brut de synthèse 0,825 39,3 392ppm 85200 BPSD de brut synthétique à 39.3 °API ont été produit avec une 5 consommation de 64 t/h de gaz naturel. La quantité de CO2 émis par la chaudière est de 463000 kg/h concentrés grâce à la mise en oeuvre du procédé d'oxycombustion la concentration volumique de CO2 étant voisine de 95% vol. Les oxydes d'azote et de soufre ont été captés en amont du rejet des fumées de combustion par des procédés 10 classiques bien connus de l'homme du métier Exemple 3: combustion par boucle chimique et production d'hydrogène par steam reforminq 15 Du brut lourd ou bitumineux type Athabasca est soutiré par un procédé de type SAGD. Après séparation de l'eau et du brut, le brut est soumis à une distillation atmosphérique. Le résidu atmosphérique obtenu (RAT) présente les caractéristiques données dans le tableau 3 ci-après. Ce résidu atmosphérique 20 subit une hydroconversion. Le taux de conversion de l'hydroconversion est ajusté afin de disposer de la quantité nécessaire de résidu (500°C+) afin d'alimenter une chaudière opérant avec la boucle chimique et alimentée par du résidu. Le matériau utilisé pour opérer la boucle chimique est l'ilménite. La température de la zone de 25 combustion est de 995°C. Pour produire 100 000 BPSD de brut lourd ou bitume par SAGD, sachant que le rapport vapeur d'eau/brut produit est de 2 barils de vapeur d'eau par baril de brut, il faut injecter dans le sol près de 1350 t/h de vapeur d'eau. Afin de satisfaire cette demande en vapeur, le niveau de conversion de 30 l'hydroconversion doit conduire à disposer de 125000 kg/h de résidu pour alimenter la chaudière. En effet, l'efficacité énergétique du système de combustion par boucle chimique est presque aussi bonne que celle d'une chaudière de combustion classique et surtout bien meilleure que celle d'une chaudière fonctionnant en oxycombustion. Le taux de conversion de l'hydroconversion peut alors être abaissé à 77%. Les conditions de l'hydroconversion sont donc les suivantes : température moyenne : 417°C pression partielle en H2 : 130 bar conversion à T540 : 0,77 L'apport d'hydrogène pour la valorisation est un apport externe d'hydrogène obtenu par Steam Methane reforming de gaz naturel. 18,7 t/h d'hydrogène sont nécessaires ce qui correspond à une consommation de 65 t/h de gaz naturel. Les caractéristiques du brut après hydroconversion sont données dans le tableau 3 ci-dessous. Le bilan de matière de l'hydroconversion est le suivant : % en poids RAT 100,0 H2 2,65 NH3 0,19 H2S 5.02 C1-C4 5,81 C5-370 46,85 370-500 21,01 500+ 21.01 Total 102,65 30 La coupe légère issue de la distillation atmosphérique et le produit issu de l'hydroconversion sont rassemblés après hydrotraitement, pour donner le brut de synthèse dont les caractéristiques sont présentées dans le Tableau 2 ci-après. Tableau 3 D4,15 °API S ( en poids) RAT 1,029 6,0 5,42% Après hydroconversion 0,89 27,7 0,77% Brut de synthèse 0,825 39,25 392ppm 90000 BPSD de brut synthétique à 39.2 °API ont été produits avec une 5 consommation de 65 t/h de gaz naturel. La quantité de CO2 émis par la chaudière est de 394000 kg/h concentrés grâce à la mise en oeuvre du procédé d'oxycombustion, la concentration volumique de CO2 étant voisine de 97% vol. Les oxydes d'azote et de soufre ont été captés en amont du rejet des fumées de combustion par des procédés 10 classiques bien connus de l'homme du métier La comparaison des trois modes de combustion pour produire l'énergie nécessaire à un procédé de récupération assistée des bruts lourds est donnée 15 dans le tableau 4 : Tableau 4 Brut CO2 émis % vol. CO Gaz naturel synthétique (kg/h) des fumées utilisé pour produit (BPD) produire l'H2 Combustion 90500 387000 15 66 classique Oxycombustion 85200 463000 95 64 Combustion 90000 394000 97 65 par boucle chimique La boucle chimique permet de produire des fumées de combustion au moins aussi concentrées en CO2 que l'oxycombustion. En revanche, la boucle chimique permet de produire environ 5000 BPD de plus que l'oxycombustion, c'est-à-dire d'être au même niveau que les procédés de combustion classiques, qui ne permettent en revanche pas de concentrer les fumées en CO2. Cette production améliorée, associée à une concentration importante des fumées en CO2, est liée à l'efficacité plus importante du cycle énergétique mis en oeuvre dans le procédé de combustion en boucle chimique.10 Revendications1. Procédé de préparation de brut de synthèse à partir d'un gisement de brut lourd, comprenant: (a) l'extraction du brut lourd par une technologie mettant en oeuvre de la vapeur d'eau; (b) la séparation du brut extrait et de l'eau; (c) la séparation du brut en au moins une coupe légère et une coupe lourde; (d) la conversion de la coupe lourde de séparation en un produit plus léger, dit produit converti, et un résidu; (e)éventuellement, l'hydrotraitement partiel ou total du produit converti et/ou de la (ou des) coupe(s) légère(s) obtenue(s) lors de la séparation c), (f) la combustion et/ou gazéification en présence d'oxyde métallique dans au moins un cycle de boucle chimique du résidu de conversion produisant des fumées ayant une teneur en CO2 supérieure à 90% afin de permettre le captage du CO2 ; ladite combustion en boucle chimique permettant la génération, de vapeur d'eau et/ou d'électricité, et ladite gazéification en boucle chimique permettant la génération d'hydrogène ; la vapeur d'eau et/ou l'électricité ainsi générées étant utilisées pour l'extraction a), et/ou l'électricité et/ou l'hydrogène ainsi générés étant utilisés pour la conversion d) et/ou l'hydrotraitement e). 2. Procédé selon la revendication 1 dans lequel le cycle de boucle chimique produit des fumées ayant une teneur en CO2 supérieure à 95%. 3. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le taux de captage du CO2 dans la boucle chimique est au moins égal à 90%. 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3 dans lequel la conversion d) est effectuée par cokéfaction, viscoréduction, ou hydroconversion catalytique. 5. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé par le fait que le taux de conversion du procédé de conversion d) est ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer au moins 50% de la quantité de vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) ou au moins 50% de la quantité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e). 6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé par le fait que le taux de conversion du procédé de conversion d) est ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) ou la totalité de l'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e). 7. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé par le fait que le taux de conversion du procédé de conversion d) est ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) et au moins 50% de la quantité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e). 8. Procédé selon la revendication 7 , caractérisé par le fait que le taux de conversion du procédé de conversion d) est ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a) et la totalité de la quantité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e). 9. Procédé selon la revendication 8, caractérisé par le fait que le taux de conversion du procédé de conversion d) est ajusté pour que la combustion et la gazéification en boucle chimique f) permettent de générer la totalité de la vapeur d'eau nécessaire à l'extraction a), la totalité d'hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e) et la totalité de l'électricité nécessaire à l'extraction a) et à la conversion d) et éventuellement l'hydrotraitement e). 10. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé par le fait que l'on réalise une gazéification du résidu à l'étape f) et que le taux de conversion du procédé de conversion d) est ajusté pour que la gazéification en boucle chimique f) permette de générer au moins 50% del' hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e) et éventuellement au moins une partie de l'électricité nécessaire à l'extraction a) et à la conversion d) et éventuellement l'hydrotraitement e). 11. Procédé selon la revendication 10, caractérisé par le fait que le taux de conversion du procédé de conversion d) est ajusté pour que la gazéification en boucle chimique f) permette de générer la totalité del' hydrogène nécessaire à la conversion d) et éventuellement à l'hydrotraitement e). 12. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 11, caractérisé par le fait que la conversion d) comprend une conversion thermique ou une conversion catalytique. 13. Procédé selon la revendication 12, caractérisé par le fait que la conversion thermique est une cokéfaction ou une viscoréduction ou une hydroviscoréduction 14. Procédé selon la revendication 12, caractérisé par le fait que la conversion catalytique est une hydroconversion catalytique. 15. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 14, dans lequel l'extraction a) est faite selon un procédé de production assistée par injection continue de vapeur ou SAGD (steam assisted gravity drainage) ou un procédé de production assistée par injection cyclique de vapeur ou CSS (cyclic steam stimulation). 16. Procédé selon l'une des revendications précédentes caractérisé par le fait que le brut lourd à une viscosité supérieure à 100 CPo et une densité inférieure à 20°API. 17. Procédé selon la revendication 16, caractérisé par le fait que le brut lourd a une viscosité supérieure à 1000 CPo et une densité inférieure à 15°API. 18. Procédé selon la revendication 17, caractérisé par le fait que le brut lourd a une viscosité supérieure à 10000 CPo et une densité inférieure à 12°API. 19. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 18, caractérisé par le fait que le brut de synthèse obtenu présente une densité d'au plus 0,94 dans les conditions standards et d'au moins 19°API, la viscosité étant inférieure à 350 cst à 4°C.