FR 3101422 A1 20210402 FR 1910696 A 20190927 La présente invention concerne un procédé pour caractériser les composés organiques hydrocarbonés contenus dans un dépôt solide d'une installation géothermique, au moyen d'une mesure d'une quantité de composés organiques hydrocarbonés libérés par un échantillon du dépôt solide pendant une chauffe par pyrolyse selon une séquence de températures telle que : à partir d’une température (T1) comprise entre 50°C et 120°C, on élève la température d’un échantillon de roche jusqu'à une température (T2) comprise entre 180°C et 220°C. Puis, on maintient cette température (T2) pendant une durée prédéterminée. On augmente la température de l’échantillon jusqu'à une température (T3) comprise entre 330°C et 370°C. On maintient cette température (T3) pendant une durée prédéterminée. Puis on élève la température de l’échantillon jusqu'à une température (T4) comprise entre 630°C et 670°C. Figure 2 à publier. Procédé pour caractériser les composés organiques hydrocarbonés contenus dans un dépôt solide d'une installation géothermique La présente invention concerne le domaine de la géothermie, et plus particulièrement le domaine de la surveillance et la caractérisation de l'encrassement des installations géothermiques. La diversification des différentes sources d’énergies permet de réduire la dépendance aux énergies fossiles et ainsi de répondre aux enjeux de la transition énergétique. Dans ce contexte, le marché mondial de la production d’électricité géothermique est appelé à doubler dans les dix années à venir. La ressource géothermique exploite le gradient géothermique (augmentation de la température avec la profondeur) naturel de la Terre, qui peut être très variable en fonction des sites. Ainsi, pour capter l'énergie géothermique, on fait circuler un fluide dans le sous-sol, à plus ou moins grandes profondeurs en fonction de la température désirée et selon la gradient thermique local. Ce fluide peut être naturellement présent dans la roche (aquifère) ou bien être volontairement injecté dans le sous-sol. Le fluide se réchauffe au contact des roches du sous-sol et remonte chargé de calories (énergie thermique), qui sont transmises dans un échangeur de chaleur. Puis le fluide est réinjecté dans le milieu, une fois refroidi et après filtrage. Les installations géothermiques visant à la conversion de l'énergie thermique en énergie électrique comprennent ainsi généralement un circuit primaire (circuit fermé de circulation de l'eau) et un circuit secondaire (circuit de production électrique). Le circuit secondaire peut comprendre un échangeur de chaleur, contenant par exemple un fluide caloporteur, qui est chauffé et mis sous pression grâce aux calories puisées dans l'eau remontant du sous-sol. Le fluide peut ensuite se détendre à l’entrée d'une turbine à vapeur, permettant la conversion de l'énergie mécanique en électricité via un alternateur. Le fluide caloporteur peut être ensuite refroidi, puis recompressé, avant de retourner, sous forme de liquide, dans l’échangeur. Le bon fonctionnement d'une installation géothermique passe donc par la surveillance des éléments constituants les circuits primaires et/ou secondaires, et notamment la surveillance de leur encrassement. En effet, ces circuits comprennent notamment de nombreux tubages, des joints, des filtres etc. En particulier, le fluide circulant dans le circuit primaire peut être chargé de sels minéraux très agressifs et ainsi générer des dépôts solides. Mais les produit chimiques utilisés au sein d'une installation géothermique peuvent également générer des dépôts solides sur certains éléments d'une installation, compromettant la durée de vie de cette installation. En effet, il est classique d'utiliser différents produits chimiques, tels que des inhibiteurs de corrosion ou des lubrifiants, qui peuvent eux-mêmes générer un dépôt, par exemple sur les filtres d'une installation. Ainsi, surveiller et caractériser la formation de dépôts solides dans une installation géothermique est un problème technique récurrent. En particulier, il est important de caractériser la composition chimique des dépôts solides d'une installation géothermique, de manière à mieux prédire leur précipitation et à développer des stratégies pour éviter leur formation. En outre, il est également important de déterminer si un dépôt solide observé sur un élément d'une installation géothermique peut provenir de produits chimiques utilisés (tels que des lubrifiants ou des inhibiteurs de corrosion) dans le cadre de l'exploitation d'une installation géothermique. Les documents suivants seront cités au cours de la description : Haas-Nüesch R., Heberling F., Schild D, Rothe, J., Dardenne K., Jähnichen S., Eiche E., Marquardt C., Metz V., Schäfer T. (2018) Mineralogical characterization of scalings formed in geothermal sites in the Upper Rhine Graben before and after the application of sulfate inhibitors. Geothermics 71: 264-273. Peralta, G. L., Graydon, J. W., Kirk, D. W. (1996). Physicochemical characteristics and leachability of scale and sludge from Bufalo geothermal system, Philippines. Geothermics 25: 17-35. Les dépôt solides présents dans les installations de géothermie sont classiquement analysés par diverses techniques telles que : la diffraction de rayons X (DRX), la quantification de radioactivité, les analyses chimiques élémentaires via ICP-AES (ICP atomic Emission Spectrometry), ICP-MS (Inductively Coupled Plasma Mass Spectrometry), SEM-EDX (Scanning Electron Microscopy and Energy Dispersive X-ray fluorescence), XPS (X-ray photoelectron spectroscopy), EA-IRMS (Isotope Ratio Mass Spectrometry coupled to an Elemental Analyzer), la spectroscopie Raman et XANES (X-ray Absorption Near Edge Spectroscopy), entre autres. On peut citer notamment les documents (Peralta et al., 1996 ; Haas-Nüesch et al., 2018) qui décrivent des analyses réalisées au moyen de certaines des techniques listées ci-dessus. La présente invention est une alternative aux différentes techniques listées ci-dessus. Le procédé selon l'invention présente l'avantage d'être rapide (durée de l'ordre de la dizaine de minutes), quantitative (on détermine une masse de composés organiques hydrocarbonés rapportée sur la masse de l'échantillon analysé), versatile (on peut analyser des échantillons solides ou liquides). De plus, aucune préparation préalable des échantillons n'est nécessaire. En outre, l'invention peut permettre de comparer de façon rapide la phase organique de dépôts solides observés sur un élément d'une installation géothermique avec celle de produits chimiques, tels que des inhibiteurs de corrosion et des lubrifiants, afin d‘investiguer si ces produits chimiques sont à l’origine de la formation des dépôts solides observés dans cette installation de géothermie. Procédé pour caractériser les composés organiques hydrocarbonés contenus dans un dépôt solide d'une installation géothermique, caractérisé en ce qu'on applique au moins les étapes suivantes à un échantillon dudit dépôt : A) on chauffe au moins ledit échantillon sous atmosphère inerte selon une séquence de températures et on mesure en continu au moins une quantité représentative desdits composés organiques hydrocarbonés libérés pendant au moins ladite séquence de températures, ladite séquence de températures étant telle que : a) à partir d’une première valeur de température (T1) comprise entre 50°C et 120°C, on élève la température dudit échantillon selon un premier gradient de température compris entre 1°C/min et 50°C/min, jusqu'à une deuxième valeur de température (T2) comprise entre 180°C et 220°C, on maintient ledit échantillon à ladite deuxième valeur de température (T2) pendant une première durée prédéterminée ; b) à partir de ladite deuxième valeur de température (T2), on élève la température dudit échantillon selon un deuxième gradient de température compris entre 1°C/min et 50°C/min, jusqu'à une troisième valeur de température (T3) comprise entre 330°C et 370°C, et on maintient ledit échantillon à ladite troisième valeur de température (T3) pendant une deuxième durée prédéterminée ; c) à partir de ladite troisième valeur de température (T3), on élève la température dudit échantillon selon un troisième gradient de température compris entre 1°C/min et 50°C/min, jusqu'à une quatrième valeur de température (T4) comprise entre 630°C et 670°C ; B) à partir au moins de ladite mesure de ladite quantité représentative desdits composés organiques hydrocarbonés libérés par ledit échantillon de dépôt solide pendant ladite séquence de températures, on caractérise lesdits composés organiques hydrocarbonés contenus dans ledit dépôt solide de ladite installation géothermique. Procédé selon la revendication 1, dans lequel, au début de l’étape a), on maintient ledit échantillon à ladite première température T1 pendant une durée comprise entre 2 et 6 minutes. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel lesdites première et deuxième durées sont comprises entre 2 et 4 minutes. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ladite première valeur de température est comprise entre 80°C et 120°C Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ladite deuxième valeur de température est comprise entre 190°C et 210°C. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ladite troisième valeur de température est comprise entre 340°C et 360°C. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ladite quatrième valeur de température est comprise entre 640°C et 660°C. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on caractérise lesdits composés organiques hydrocarbonés contenus dans ledit dépôt solide de ladite installation géothermique à partir d’au moins une courbe de ladite mesure de ladite quantité représentative desdits composés organiques hydrocarbonés libérés par ledit échantillon de dépôt solide pendant ladite séquence de températures. Procédé selon la revendication 8, dans lequel on caractérise lesdits composés organiques hydrocarbonés contenus dans ledit dépôt solide de ladite installation géothermique en déterminant au moins une aire sous au moins une portion de ladite courbe de mesure de la quantité de composés organiques hydrocarbonés libérés par l’échantillon de dépôt solide. Procédé selon la revendication 9, dans lequel on caractérise lesdits composés organiques hydrocarbonés contenus dans ledit dépôt solide de ladite installation géothermique en déterminant au moins un paramètre représentatif de ladite quantité de composés organiques hydrocarbonés contenus dans ledit échantillon selon une formule du type : [Math 7] dans laquelle SurfQ correspond à au moins ladite aire sous au moins ladite portion de ladite courbe de mesure de la quantité représentative de composés organiques hydrocarbonés libérés par l’échantillon de dépôt solide, et m correspond à la masse initiale dudit échantillon. Procédé selon l'une des revendications 9 ou 10, dans lequel on caractérise lesdits composés organiques hydrocarbonés contenus dans ledit dépôt solide de ladite installation géothermique en déterminant au moins un paramètre représentatif de ladite quantité de composés organiques hydrocarbonés contenus dans ledit échantillon selon une formule du type : [Math 4] avec Shx choisi parmi {Sh0, Sh1, Sh2}, et où SurfSh0, SurfSh1, SurfSh2 correspondent respectivement à l’aire sous ladite courbe de mesure de ladite quantité représentative de composés organiques hydrocarbonés libérés par ledit premier échantillon entre lesdites première et deuxième températures, lesdites deuxième et troisième températures, et lesdites troisième et quatrième températures, et m correspond à la masse initiale dudit échantillon. Procédé selon l’une des revendications 8 à 11, dans lequel on caractérise lesdits composés organiques hydrocarbonés contenus dans ledit échantillon dudit dépôt solide de ladite installation géothermique en comparant ladite courbe de mesure de ladite quantité représentative desdits composés organiques hydrocarbonés libérés par ledit échantillon de dépôt solide pendant ladite séquence de températures avec au moins une courbe de référence déterminée pour un produit chimique utilisé dans ladite installation géothermique. Procédé selon la revendication 12, dans lequel ladite courbe de référence pour ledit produit chimique utilisé dans ladite installation géothermique est déterminée en appliquant au moins les étapes a), b) et c) à un échantillon dudit produit chimique. Procédé selon l'une des revendications 12 ou 13, dans lequel ladite comparaison est réalisée en déterminant au moins une moyenne quadratique des écarts entre ladite courbe de mesure de ladite quantité représentative desdits composés organiques hydrocarbonés libérés par ledit échantillon de dépôt solide pendant ladite séquence de températures et ladite courbe de référence déterminée pour ledit produit chimique. Procédé selon l'une des revendications 12 à 14, dans lequel ladite comparaison est réalisée en comparant lesdites aires sous ladite courbe de mesure de ladite quantité représentative de composés organiques hydrocarbonés libérés par ledit échantillon dudit dépôt solide respectivement entre lesdites première et deuxième températures, et/ou lesdites deuxième et troisième températures, et/ou lesdites troisième et quatrième températures de ladite séquence de températures avec des aires sous ladite courbe de référence déterminée pour ledit produit chimique respectivement entre lesdites première et deuxième températures, et/ou lesdites deuxième et troisième températures, et/ou lesdites troisième et quatrième températures de ladite séquence de températures.