FR 2950925 A1 20110408 FR 1052990 A 20100420 La présente invention concerne un procédé et un appareil d'extraction de produits pétrolifères. Il est connu d'injecter divers fluides dans les champs pétrolifères pour aider à l'extraction des produits pétrolifères. Cet ensemble de méthodes est connu en anglais sous le terme de "enhanced oil recovery" (EOR) ou "improved oil recovery" (IOR). Ces gaz peuvent être de l'azote, du CO2, de la vapeur d'eau : certains de ces fluides peuvent également être utilisés pour améliorer les taux de récupération des champs de gaz ou des condensats. L'efficacité de ces différents fluides varie, pour des mêmes contraintes géologiques, en fonction de la nature des produits pétrolifères à extraire. Ainsi, il est préférable d'utiliser l'azote pour des opérations de maintien de la pression ou de déplacement non miscible, le CO2 pour ses propriétés de miscibilité avec l'huile ou pour maintenir la pression dans les gisements et la vapeur d'eau pour ses propriétés thermiques entraînant une réduction de la viscosité des produits pétroliers dans le gisement. Il est connu d'injecter de l'acide chlorhydrique dans des puits de pétrole pour en augmenter la productivité. Actuellement, les réservoirs de bitume et d'huile extra-lourde existants sont exploités au moyen de techniques de récupération thermique améliorées qui autorisent une efficacité de récupération dans la plage de 20 à 25%. La technique thermique la plus courante est l'injection de vapeur où l'enthalpie thermique provenant de la vapeur est transférée à l'huile par condensation. Ceci réduit la viscosité de l'huile, ce qui permet le drainage et la récupération par gravité. L'injection peut être obtenue par les technologies bien connues de stimulation à la vapeur cyclique (CSS), de récupération d'huile lourde cyclique et de drainage par gravité assisté par la vapeur (SAGD). Bien que le SAGD soit maintenant considéré comme la technologie de référence, elle présente certains inconvénients concernant l'efficacité et les aspects environnementaux. Le combustible le plus souhaitable est le gaz naturel, mais son prix reste élevé et est assujetti souvent à des fluctuations. Ce fait induit à l'utilisation d'autres combustibles hydrocarbonés moins onéreux (charbon, résidus, bitume, pet- coke, fioul, huile lourde, combustibles émulsifiés, asphaltènes, émulsions avec des combustibles hydrocarbonés, déchets, biomasse, etc.). De plus, des gaz à effet de serre sont libérés pendant le fonctionnement des générateurs de vapeur utilisant des combustibles hydrocarbonés, plus avec des combustibles moins onéreux. Un chiffre de la littérature estime approximativement l'émission de 8 000 à 15 000 tonnes par jour de CO2 lors de la production de vapeur nécessaire à l'injection de 100 000 BOPD de bitume. Pour adresser les émissions de gaz à effet de serre des installations de récupération thermique, il est parfois envisagé de produire de la vapeur dans des installations de combustion avec capture et stockage de carbone (CCS). Une des technologies permettant des centrales avec CCS est l'oxy-combustion. Dans ces centrales de production de vapeur et/ou électricité, la combustion du combustible hydrocarboné se réalise avec de l'oxygène (avec pureté entre 75 et 100%), produisant des fumées concentrées en CO2, ce qui facilite son captage. Des concepts existent d'unité de traitement de fumées d'oxy-combustion, qui doivent purifier à des degrés variables le CO2, en enlevant des composants qui l'accompagnent dans les fumées (eau, inertes [azote, oxygène, argon], S02, NO2, NO, CO, SO3, métaux lourds, poussières, etc.). A l'intérieur de cette unité il est souvent envisagé de comprimer les fumées humides en plusieurs étages de compression, avec des refroidissements intermédiaires qui diminuent la dépense énergétique de cette compression. Dans ces refroidissements inter-étages des fumées comprimés humides, le gaz comprimé est sursaturé en eau. Cette eau condense lors du refroidissement, et doit être évacuée en état liquide. Or, les fumées contiennent des gaz acides (oxydes de soufre, d'azote, et même du CO2) qui se dissolvent dans l'eau devenant des acides. Ainsi, l'eau condensé entre les étages contient une concentration très élevée d'acides variés, qui lui confèrent une grande acidité (pH -1). Sans autre utilisation, le traitement de ces eaux est nécessaire avant sa libération à l'environnement car, à part son acidité très élevée, elle contient des traces de composés chimiques (métaux lourds, particules, etc.). Un but de la présente invention est d'augmenter la productivité d'un procédé d'extraction de produits pétrolifère. Un autre but est de réduire le coût du traitement des effluents aqueux acides provenant par exemple de la condensation lors du refroidissement d'un gaz contenant des gaz acides par exemple des fumées d'oxy-combustion. Selon un objet de l'invention, il est prévu un procédé d'extraction d'un produit pétrolifère comprenant les étapes de : i) comprimer et/ou purifier un gaz contenant du dioxyde de carbone comme un des composants principaux et au moins un gaz acide ii) absorber le gaz acide contenu dans le gaz au moyen d'eau et/ou 10 condenser au moins une partie du gaz acide et de l'eau contenus dans le gaz pour produire de l'eau acidifiée et iii) utiliser l'eau acidifiée comme fluide d'aide à l'extraction d'un produit pétrolifère. Selon d'autres objets optionnels de l'invention : 15 - le gaz acide est lavé au moyen d'eau, d'eau contenant au moins un additif ou d'une solution acide pour absorber le gaz acide et produit de l'eau acidifiée - le produit pétrolifère à extraire est au moins l'un des produits suivants : - l'asphalte, 20 - l'huile lourde, - le pétrole brut, les bas de brut lourds et les coupes de pétrole, - les émulsions aqueuses d'asphalte, de résidus ou de pétrole brut, - le gaz naturel, - les sables bitumineux, 25 - les schistes bitumineux. - le gaz contenant du dioxyde de carbone comprend au moins 50 % mol. CO2. - le gaz contenant du dioxyde de carbone contient également de l'eau, une partie de 30 l'eau est condensée en amont de l'étape de compression et envoyé à l'extraction de produit pétrolifère. - le gaz contenant du dioxyde de carbone contient également de l'eau, une partie de l'eau est condensée après une étape de compression et envoyée à l'extraction de produit pétrolifère. - on lave le gaz contenant du dioxyde de carbone dans une tour au moyen d'un débit de liquide, de préférence contenant de l'eau, de préférence à une pression supérieure à 3 bars, et on envoie l'eau acidifiée ainsi produite à l'extraction de produits pétrolifères. - l'eau acidifiée est vaporisée en amont de l'extraction du produit pétrolifère. 10 - l'eau acidifiée a un pH inferieur à 6, voire inferieur à 4. Selon un autre objet de l'invention, il est prévu un appareil d'extraction de produit pétrolifère comprenant une unité de compression et/ou de purification d'un gaz contenant du dioxyde de carbone comme un des composants principaux et au moins un 15 gaz acide, l'unité comprenant des moyens pour absorber le gaz acide contenu dans le gaz au moyen d'eau et/ou pour condenser au moins une partie du acide et de l'eau contenus dans le gaz pour produire de l'eau acidifiée et des moyens à envoyer au moins une partie de l'eau acidifiée dans une source d'un produit pétrolifère comme fluide d'aide à l'extraction. 20 Selon un autre objet de l'invention, il est prévu un appareil d'oxycombustion comprenant une chaudière alimentée par un combustible hydrocarboné, un produit pétrolifère ou un carburant dérivé d'un produit pétrolifère et éventuellement de l'oxygène, une unité de compression et/ou de purification d'un gaz provenant de la 25 chaudière, le gaz contenant du dioxyde de carbone comme un des composants principaux et au moins un gaz acide, l'unité comprenant des moyens pour absorber le gaz acide contenu dans le gaz au moyen d'eau et/ou pour condenser au moins une partie du acide et de l'eau contenus dans le gaz pour produire de l'eau acidifiée et des moyens pour envoyer au moins une partie de l'eau acidifiée à une source du produit pétrolifère. 30 L'invention sera décrite par rapport à la figure qui représente une installation selon l'invention. Dans la figure suivante, on voit un schéma typique simplifié de traitement de fumées d'oxy-combustion. Un débit 1 de gaz résiduaire d'une chaudière contient au moins 30% mol. de dioxyde de carbone, du NO2, du S02 et de l'eau. A l'entrée à l'unité, la plupart de l'eau des fumées condense à pression proche de l'atmosphérique par refroidissement dans un échangeur 2; en même temps, l'acidité de cette eau 3 est relativement faible (pH typiquement compris entre 1 et 5) par rapport aux condensats 3A, 3B, 3C, dû au fait que la quantité d'eau contenue dans les fumées d'oxycombustion est particulièrement élevée. Le gaz séché suite à cette première condensation est comprimé dans un étage 5 d'un compresseur, refroidi par un échangeur 2A pour condenser l'eau acidifiée 3A. Le reste du gaz 4 est comprimé dans un étage 7 du compresseur. Ensuite le gaz est de nouveau refroidi dans un échangeur 2B pour produire de l'eau acidifiée 3B. Le gaz restant 6 est comprimé dans un étage 9 du compresseur, refroidi dans un échangeur 2C pour produire un débit condensé d'eau acidifiée 3C. L'acidité de ces condensats aqueux 3A, 3B, 3C est très élevée (pH typiquement inférieur à 1). Ces condensats aqueux 3, 3A, 3B, 3C avec un fort taux d'acidité cité (pHû1) sont envoyés comme débit 103 à un puits de pétrole 105 pour en extraire un produit pétrolifère. Finalement, des étages de séchage poussé sont prévus (par adsorption ou autre dans l'unité 11 produisant de l'eau 13), pour arriver à un gaz majoritairement sec 15, avec un point de rosée très bas qui puisse permettre de travailler sans souci dans des zones de température inférieures à 0°C. Le gaz 15 est refroidi dans un premier échangeur 17, envoyé à un séparateur de phases B où un débit liquide 19 est formé ainsi qu'un débit gazeux 21. Le débit 21 est envoyé à l'échangeur 29, détendu dans une vanne 23 et envoyé à un séparateur de phases A. Le gaz ainsi formé est envoyé à une vanne 25, ensuite à l'échangeur 29 pour former un gaz réchauffé 27 et de nouveau à l'échangeur 17. Le liquide, riche en dioxyde de carbone est détendu dans une vanne 31, réchauffé dans l'échangeur 29 pour former le débit 33, réuni avec le liquide 19, réchauffé dans l'échangeur 17 et comprimé dans un compresseur 35. Après refroidissement dans l'échangeur 37, pompage dans la pompe 39 et refroidissement dans l'échangeur 41, un débit de dioxyde de carbone liquide 43 est formé à 110 bars. Le schéma de la Figure 1 pourrait être modifié pour remplacer les deux séparateurs de phases A,B par trois, voire quatre, séparateurs de phase en série avec une compression froide ou chaude entre chaque séparateur de phase. Ceci permet de délester au fur et à mesure de la compression le CO2 liquide qui se forme dans chaque pot et donc de ne comprimer que la partie utile pour la séparation. Cette variante est d'autant plus intéressante que les fumées à traiter sont 10 impures en CO2 (typiquement autour de 50% CO2 base sèche). Ajouter un séparateur de phases avec compression permet de gagner environ 4% sur l'énergie et de réduire la taille du compresseur, car le débit à comprimer de plus en plus faible au cours de la compression du fait du délestage de la partie déjà 15 séparée. Pour une centrale thermique d'oxy-combustion avec capture de CO2, brûlant du lignite pour exporter 1000 MWe, la quantité d'eau condensée acide est de : ^ 4050 tonnes par jour dans le condenseur de fumées 2, 20 ^ 260 tonnes par jour dans les condenseurs 2A,2B,2C en inter-étage de compression humide. L'invention s'applique également au cas dans lequel le gaz 1 est lavé avec de un liquide, par exemple de l'eau, dans au moins une tour pour l'épurer en NOx et/ou en 25 S02. L'eau produit, acidifiée, peut être envoyé à l'extraction de produit pétrolifère. Un procédé de ce genre est décrit en plus de détail dans EP-A-1790614. Le liquide utilisé peut être de l'eau contenant un additif, par exemple, de l'ozone ou peut être lui-même une solution d'acide. L'invention peut être appliquée dans un procédé de récupération d'huile, huile lourde et/ou bitume à partir d'une formation souterraine, caractérisé en que cette récupération est maximisée par l'injection de débits aqueux à fort taux d'acidité provenant de la condensation de l'eau lors du refroidissement des fumées d'oxy- 30 combustion, notamment celles provenant de la partie traitement pour purification et compression du CO2 pour la séquestration (CO2 CPU). L'invention s'applique également au cas où le gaz 1 est refroidi par échange de 5 chaleur indirect pour condenser au moins une partie de l'eau et du gaz acide contenus dans le gaz pour former de l'eau acidifiée. Les avantages de cette application sont ainsi doubles : ^ Augmentation de la productivité de puits de pétrole. 10 ^ Epargne du traitement des effluents aqueux acides provenant de la condensation lors du refroidissement des fumées d'oxy-combustion. Revendications1. Procédé d'extraction d'un produit pétrolifère comprenant les étapes de i) comprimer et/ou purifier un gaz (1) contenant du dioxyde de carbone comme un des composants principaux et au moins un gaz acide ii) absorber le gaz acide contenu dans le gaz au moyen d'eau et/ou condenser au moins une partie du gaz acide et de l'eau contenus dans le gaz pour produire de l'eau acidifiée et iii) utiliser l'eau acidifiée (103) comme fluide d'aide à l'extraction d'un produit pétrolifère. 2. Procédé selon la revendication précédente, caractérisé en ce que les produits pétrolifère à extraire sont au moins l'un des produits suivants : - l'asphalte, - l'huile lourde, - le pétrole brut, les bas de brut lourds et les coupes de pétrole, - les émulsions aqueuses d'asphalte, de résidus ou de pétrole brut, - le gaz naturel, - les sables bitumineux, - les schistes bitumineux. 8. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que le gaz (1) contenant du dioxyde de carbone comprend au moins 50 % mol. CO2. 9. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le gaz (1) contenant du dioxyde de carbone contient également de l'eau, une partie de l'eau est condensée en amont de l'étape de compression et envoyé à l'extraction de produit pétrolifère. 10. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel le gaz (1) contenant du dioxyde de carbone contient également de l'eau, une partie de l'eau est condensée après une étape de compression et envoyée à l'extraction de produit pétrolifère. 306. Procédé selon l'une des revendications précédentes dans lequel on lave le gaz contenant du dioxyde de carbone dans une tour au moyen d'un débit d'eau, de préférence à une pression supérieure à 3 bars, et on envoie l'eau acidifiée ainsi produite à l'extraction de produit pétrolifères. 7. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l'eau acidifiée (103) est vaporisée en amont de l'extraction du produit pétrolifère. 8. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l'eau acidifiée (103) a un pH inferieur à 6, voire inferieur à 4. 9. Appareil d'extraction de produits pétrolifères comprenant une unité de compression et/ou de purification d'un gaz (1) contenant du dioxyde de carbone comme un des composants principaux et au moins un gaz acide, l'unité comprenant des moyens pour absorber le gaz acide contenu dans le gaz au moyen d'eau et/ou pour condenser au moins une partie du acide et de l'eau contenus dans le gaz pour produire de l'eau acidifiée (103) et des moyens à envoyer au moins une partie de l'eau acidifiée dans une source d'un produit pétrolifère comme fluide d'aide à l'extraction. 10. Appareil d'oxycombustion comprenant une chaudière alimentée par un combustible hydrocarboné, un produit pétrolifère ou un carburant dérivé d'un produit pétrolifère et éventuellement de l'oxygène, une unité de compression et/ou de purification d'un gaz (1) provenant de la chaudière, le gaz contenant du dioxyde de carbone comme un des composants principaux et au moins un gaz acide, l'unité comprenant des moyens pour absorber le gaz acide contenu dans le gaz au moyen d'eau et/ou pour condenser au moins une partie du acide et de l'eau contenus dans le gaz pour produire de l'eau acidifiée et des moyens pour envoyer au moins une partie de l'eau acidifiée (103) à une source du produit pétrolifère.30