FR 3116283 A1 20220520 FR 2011726 A 20201116 La présente invention concerne un procédé de traitement d’un effluent de production issu d’un procédé de récupération assistée du pétrole mettant en œuvre au moins un tensio-actif, ledit effluent étant sous forme d’une émulsion huile dans eau comprenant au moins 20% volume de phase huile dispersée dans une phase aqueuse, dans lequel on met en contact ledit effluent de production avec une formulation désémulsifiante comprenant une gomme guar modifiée cationique et on sépare la phase huile de la phase aqueuse. L’invention concerne également un procédé de récupération assistée de pétrole brut contenu dans un réservoir géologique dans lequel on traite l’effluent de production obtenu au moyen dudit procédé de traitement. Figure 1 à publier Procédé de traitement d’un effluent de production issu d’un procédé de récupération assistée du pétrole au moyen d’une formulation désémulsifiante à base de gomme guar modifiée cationique La présente invention concerne le domaine de l’exploration et l’exploitation d’une formation souterraine. L’invention concerne plus particulièrement le traitement d’un fluide récupéré de la formation souterraine. L’invention concerne notamment le domaine de la récupération assistée des hydrocarbures (EOR de l’anglais "Enhanced Oil Recovery") et le domaine de la séparation et du traitement des effluents de production. Pour l’exploration et l’exploitation d’une formation souterraine, notamment lorsqu’un champ pétrolifère devient mature, il est courant d’injecter un fluide dans la formation souterraine afin d’augmenter l’efficacité des procédés (Han D. K. & al, Recent Development of Enhanced oil Recovery in China, J. Petrol. Sci. Eng. 22(1-3) : 181-188 ; 1999). Il existe plusieurs méthodes de récupération assistée de pétrole. Lorsque le fluide injecté, aussi appelé fluide de balayage, est additionné de composés, on parle de récupération assistée tertiaire. Ces composés chimiques sont des polymères, tensioactifs, des composés alcalins, ou des mélanges de ces composés. Cette opération est connue sous le nom d’EOR chimique. La production pétrolière par un procédé EOR chimique peut être notamment appliquée pour maintenir ou améliorer la production d’un réservoir. Dans ce cadre, le fluide de balayage inclut généralement au moins une formulation de molécules organiques, telles que des polymères, des copolymères et/ou des tensioactifs, un ou plusieurs composé(s) alcalin(s), etc. Par rapport à une simple injection d'eau ou de saumure, l'intérêt de la présence d'un polymère est d'augmenter la viscosité du fluide de balayage et par conséquent d'améliorer le rapport de mobilité entre le fluide injecté et les hydrocarbures en place dans la formation souterraine. L’intérêt du tensio-actif est quant à lui de diminuer fortement les tensions interfaciales entre les fluides, afin de permettre de dépiéger les hydrocarbures contenus dans la formation souterraine. L’intérêt d’une combinaison d’additifs de type ASP (Alcalins, Surfactant (ou tensio-actifs), Polymères) permet d’augmenter la récupération de pétrole sur champ. L’ajout d’un ou plusieurs composé(s) alcalin(s) permet de générer des tensioactifs in situ au contact d’une huile réactive et par conséquent de réduire la consommation de tensio-actifs synthétiques. (Clara Hernandez et al., SPE-69544-MS). Parmi les familles de polymères utilisés pour la récupération assistée de pétrole, on trouve les polymères hydrosolubles de haute masse moléculaire tels que les polyacrylamides (PAM), les polyacrylamides partiellement hydrolysés (HPAM), ou certains polysaccharides (xanthanes, guars…). Ces polymères viscosifient la phase aqueuse dans le réservoir et permettent ainsi d’améliorer l’efficacité de balayage de l’eau d’injection. Après un certain laps de temps, les polymères ainsi injectés sont retrouvés (généralement en faibles quantités et partiellement dégradés) dans les eaux de production. Les tensio-actifs généralement utilisés pour la récupération assistée de pétrole sont notamment des oléfines internes sulfonées, des alkyl benzène sulfonates, des alcools éthoxylés, des carboxylates ou tout autre tensio-actif EOR connu par l’Homme du Métier comme pouvant être utilisé dans un fluide de balayage. Les composés alcalins généralement utilisés sont le carbonate de sodium, de la soude, de l’ammoniac ou des composés organiques comme des amines, par exemple la MonoEthanolAmine. L'utilisation de polymères et/ou de tensio-actifs et/ou d’agent alcalin dans la récupération assistée tertiaire pose néanmoins des problèmes opérationnels. Au niveau des puits producteurs, on récupère un effluent de production comprenant un mélange de fluide aqueux et d’hydrocarbures sous forme d'une émulsion dont le rapport eau/hydrocarbures évolue en fonction de la durée de production. La présence de polymère dans l’effluent de production, du fait de l’effet viscosifiant de celui-ci, rend plus difficile la séparation des différents fluides (huile/gaz/eau) et, en particulier, les traitements secondaires de l'eau (Zhang Y.Q & al. Treatment of produced water from polymer flooding in oil production by the combined method of hydrolysis acidification dynamic membrane bioreactor-coagulation process, J. Petrol. Sci. Eng., 74 (1-2) : 14-19, 2010). Lorsque l'effluent de production arrive en surface, il est traité dans une unité de surface. Cette unité permet de séparer les différents fluides, gaz, huile et eau. A l'issue du traitement de surface, les hydrocarbures sont prêts à être raffinés. L'eau est traitée et dépolluée afin de minimiser les rejets de produits toxiques dans l'environnement, dont les seuils sont soumis à des normes. L’industrie pétrolière encourage à la réinjection des eaux de production dans la roche réservoir, dans ce cas, l’eau de production traitée doit répondre à des spécifications dépendant des caractéristiques de la roche réservoir. La présence d’additifs dans les fluides produits, comme il est rapporté dans le document SPE 65390 (2001) "Emulsification and stabilization of ASP Flooding Produced liquid", peut entraîner la stabilisation des émulsions dans les fluides produits et poser des problèmes au niveau des procédés de traitement de surface, au niveau de la séparation eau/huile/gaz et en particulier, au niveau des procédés de traitement secondaire de l'eau. Cette thématique actuelle nécessite une nouvelle approche pour la séparation eau / huile en présence de tensio-actifs, car la présence de ces derniers engendre des difficultés opérationnelles lorsque cette séparation est réalisée sur site. Les produits chimiques pour la récupération assistée de pétrole sont injectés dans le réseau d'injection d'eau avec le fluide de balayage . Ledit fluide de balayage peut notamment contenir des produits chimiques de type alcalins, tensio-actifs, polymères et se déplace le long du réservoir depuis les puits d'injection jusqu'aux puits de production. Pendant l'opération de production, il peut être possible de retrouver un ou plusieurs produits chimiques dans les fluides produits. Dans ce cas, les produits chimiques résiduels de type alcalin, tensio-actifs, polymères présents dans l’effluent de production, parfois à des concentrations non négligeables, par exemple plusieurs centaines de ppm peuvent nuire au processus de séparation. Dans les procédés de production conventionnels, l'effluent de production se présente sous la forme d’une émulsion pétrolière le plus souvent constituée d'eau émulsionnée (phase interne) dispersée dans une phase continue de pétrole brut (phase externe); la quantité d'eau peut varier de moins de 1% à 90%. Une partie de l'eau n’est pas émulsionnée et se sépare facilement en «eau libre». Le reste de l'eau se trouve généralement sous forme d'émulsion eau dans huile (« water in oil » w/o), ce qui signifie que l'eau est distribuée sous forme de gouttelettes dans la phase huileuse continue. Parfois, les émulsions produites à partir de certains champs pétrolifères sont du type «inverse» : dans ce cas, l'huile forme la phase interne dispersée sous forme de gouttelettes dans la saumure produite (émulsion « huile dans eau », ou « oil in water, o/w »). Cette catégorie d'émulsion est particulièrement gênante, car l'élimination des eaux sales ou huileuses dans le champ pétrolifère est un problème commun à chaque producteur d’hydrocarbures. Lorsque la concentration en agents tensioactifs EOR dépasse une certaine limite dans les fluides produits, le système d'émulsion trouvé dans l'installation de surface peut donc être sous forme d’émulsion inverse, stabilisée par les tensioactifs EOR injectés en amont. Dans ce cas, on observe généralement que les agents désémulsifiants classiques utilisés pour casser les émulsions pétrolières ne fonctionnent plus dans ces nouvelles conditions. Un besoin subsiste donc pour séparer de manière efficace la phase aqueuse de l’effluent de production sous forme d’émulsion inverse, et agir également sur la qualité de l’huile séparée lorsque l’émulsion comprend une quantité d’huile non négligeable. Le document US 4 088 600 décrit l’utilisation d’amidons cationiques pour le cassage d’émulsions huile dans eau et eau dans huile, notamment au moyen d’éthers alkyl ammonium quaternaires. Le document US 5 169 562 décrit l’utilisation d’un mélange d’amidon ammonium quaternaires avec des gommes naturelles pour le cassage d’émulsions contenant de très faibles quantités d’huile. De manière inattendue, la Demanderesse a découvert qu’une formulation désémulsifiante spécifique à base de gomme guar modifiée cationique permettait d’effectuer une séparation efficace de l’eau et de l’huile, dans une émulsion de type huile dans eau contenant plus de 20% d’huile en volume, avec une bonne qualité obtenue à la fois pour l’eau et pour l’huile produites. L’invention concerne un procédé de traitement d’un effluent de production issu d’un procédé de récupération assistée du pétrole mettant en œuvre au moins un tensio-actif, ledit effluent étant sous forme d’une émulsion huile dans eau comprenant au moins 20% volume de phase huile dispersée dans une phase aqueuse, dans lequel : - On met en contact ledit effluent de production avec une formulation désémulsifiante comprenant une gomme guar modifiée cationique ; - On sépare la phase huile de la phase aqueuse. La proportion d’eau dans l’émulsion huile dans eau peut être supérieure à 50% en volume, de préférence supérieure à 70% en volume. De préférence, la gomme guar modifiée cationique est une gomme de guar, chlorure d'éther 2-hydroxy-(3-triméthylammonium)-propyle. Avantageusement, la formulation désémulsifiante comprend au moins un agent désémulsifiant secondaire. Ledit au moins un agent désémulsifiant secondaire peut être choisi parmi les tensio-actifs non ioniques et les tensio-actifs cationiques. Ledit au moins un agent désémulsifiant secondaire peut être choisi parmi les résines éthoxylées, les amines, les résines blocs copolymères EO-PO (ethylène oxyde – propylène oxyde), les polymères cationiques. De préférence, ledit au moins un agent désémulsifiant secondaire est un tensio-actif non ionique de type polyoxylalkylene glycol et/ou un tensio-actif cationique de type polymère cationique avec 2-propenamide. La température de l’étape de mise en contact peut être comprise entre 10 et 100°C, de préférence entre 50 et 80°C, bornes incluses. La concentration totale en agent(s) désémulsifiant(s) y compris la gomme guar modifiée cationique peut être comprise entre 5 et 800 ppm, de préférence entre 30 et 400 ppm, de manière très préférée entre 50 et 200 ppm, bornes incluses, par rapport au volume total d’effluent de production. La proportion relative entre la gomme guar modifiée cationique et ledit ou lesdits désémulsifiants secondaires peut être comprise entre 20 et 100 % massique, de préférence entre 30 et 70 % massique. L’invention concerne également un procédé de récupération assistée de pétrole brut contenu dans un réservoir géologique dans lequel : - on injecte dans ledit réservoir un fluide de balayage comprenant au moins un tensio-actif éventuellement au moins un polymère, et éventuellement au moins un composé alcalin, de manière à déplacer le pétrole brut vers au moins un puits producteur ; - on collecte un effluent comprenant la majeure partie du pétrole brut par ledit puits producteur ; - on récupère en surface du puits producteur un effluent de production comprenant une phase aqueuse continue comprenant lesdits tensio-actifs, ledit éventuel polymère, et lesdits éventuels alcalins et une phase organique constituée de gouttelettes de pétrole brut dispersées dans ladite phase aqueuse sous forme d’une émulsion huile dans eau comprenant au moins 20% d’huile; - on traite ledit effluent de production au moyen du procédé de traitement selon l’une quelconques des variantes décrites. La concentration totale en tensio-actif(s) dans la phase aqueuse dudit fluide de balayage peut être comprise entre 0,2 et 2 g/l, de préférence entre 0,4 et 0,8 g/L, de manière très préférée entre 0,5 et 0,625 g/l. Liste des figures [Fig 1] La représente les résultats de tests de cassage d’émulsions au bout de 10 minutes pour les formulations désémulsifiantes 2 et 3 selon l’invention, par rapport à la référence, testées dans l’exemple 3. Dans l’ensemble de la description, on entend par « effluent de production » l’émulsion pétrolière comprenant une phase aqueuse émulsionnée sous forme de gouttelettes dispersées dans une phase organique continue comprenant le pétrole brut (émulsion eau dans huile) ou l’émulsion pétrolière comprenant une phase organique comprenant le pétrole brut sous forme de gouttelettes dispersées dans une phase aqueuse continue (émulsion huile dans eau). Ledit effluent de production peut comprendre des tensio-actifs, des polymères, des composés alcalins résiduels. L’effluent de production peut également se présenter sous forme d’une émulsion multiple (eau dans huile dans eau, ou huile dans eau dans huile). Dans la description et les exemples, les concentrations en tensio-actifs ou en polymère ou en tout autre additif EOR sont exprimées en g/L par rapport au volume total de la phase aqueuse du fluide de balayage. La concentration en agent(s) désémulsifiant(s) est exprimée en ppm volumique (soit en mL par L par rapport au volume total d’émulsion comprenant le polymère et le ou les additifs éventuels), ce qui signifie qu’on calcule la teneur en ppm de la formulation désémulsifiante selon l’invention par rapport au volume total de l’effluent de production à traiter. L'invention concerne un procédé pour casser une émulsion huile dans eau formée dans une installation de production, c’est-à-dire favoriser la séparation entre la phase aqueuse et la phase organique au sein de l’effluent de production, notamment lorsque des tensioactifs pour la récupération assistée de pétrole sont présents seuls ou en combinaison avec un polymère et un agent alcalin dans l’effluent de production produit en retour. L’invention concerne notamment l'utilisation d'un produit d'origine naturelle à base de guar comme agent désémulsifiant. Le procédé selon l’invention met en œuvre une formulation désémulsifiante contenant une gomme guar modifiée cationique utilisée seule, ou en combinaison avec au moins un autre désémulsifiant dit secondaire afin de permettre une séparation rapide et efficace de l’huile et de l’eau contenues dans une émulsion inverse ou multiple stabilisée par un tensioactif EOR. La formulation désémulsifiante utilisée dans le procédé selon l’invention permet une action rapide pour séparer l'huile de l'eau, avec une interface la plus nette possible. Le procédé selon l’invention permet la récupération d'huile propre, qui est définie comme une phase organique huile avec une faible concentration d'eau à l'intérieur, et en particulier caractérisée par une teneur en sédiments basiques et eau, en anglais BS&W (pour Basic Sediments and Water) inférieure à 0,5%). Le procédé selon l’invention permet par ailleurs d’obtenir une bonne qualité de la phase aqueuse séparée (faible huile résiduelle dispersée dans l'eau). Les agents désémulsifiants traditionnellement utilisés pour traiter les émulsions de pétrole conventionnelles sont solubles dans l'huile avec un indice de solubilité relative compris entre 9 et 11. La gomme guar modifiée cationique est un produit soluble dans l'eau. Procédé de séparation La formulation désémulsifiante selon l’invention comprend une gomme guar modifiée cationique comme agent désémulsifiant. De préférence, ladite gomme guar modifiée cationique est une gomme de guar, chlorure d'éther 2-hydroxy-(3-triméthylammonium)-propyle. Dans un mode de réalisation, la formulation désémulsifiante comprend uniquement une gomme guar modifiée cationique comme agent désémulsifiant. Dans un autre mode de réalisation, la formulation désémulsifiante selon l’invention peut également comprendre un ou plusieurs agents désémulsifiants secondaires. Dans ce cas, la gomme guar modifiée cationique est l’agent désémulsifiant primaire. La formulation désémulsifiante selon l’invention, dans l’un quelconque de ses modes de réalisation, peut être mise en contact avec l'émulsion à traiter selon toutes les variantes connues de l’homme du métier, par exemple en fond de puits, en tête de puits, sur le site de production, dans un séparateur de production ou dans un électro-coalesceur selon les techniques connues de l’homme du métier. La séparation eau-huile a lieu dans des cuves de séparation (séparateur de production, tank de séparation gravitationnaire , coalescence électrostatique, dispositif de traitement par chauffage). Pour un couple huile (brut) dans eau de production donné, il est possible d’utiliser une formulation désémulsifiante comprenant la gomme guar cationique seule ou en combinaison avec un ou plusieurs désémulsifiants secondaires. Les proportions relatives et la concentration de chacun des désémulsifiants peuvent être déterminées par l’homme du métier, au vu des conditions de température, salinité, pression rencontrées sur champ, ainsi que du type d’huile et des proportions relatives des différents phases dans l’émulsion. Les agents désémulsifiants secondaires pouvant être utilisés en association avec la gomme guar cationique sont avantageusement choisis parmi les tensio-actifs non ioniques ou les tensioactifs cationiques. Plus particulièrement, le ou lesdits agents désémulsifiants secondaires peuvent être choisis parmi les résines éthoxylées , les amines, les résines copolymères d’oxyde d’ethylène - oxyde de propylène, les polymères cationiques. De préférence, le ou lesdits agents désémulsifiants secondaires utilisés en association avec la gomme guar modifiée cationique peuvent être un tensio-actif non ionique de type polyoxylalkylene glycol et/ou un tensio-actif cationique de type polymère cationique avec 2-propenamide, seuls ou en mélange. La teneur totale en agent(s) désémulsifiant(s) primaire et secondaires (donc y compris la gomme guar modifiée cationique) peut avantageusement être comprise entre 5 et 800 ppm, de préférence entre 30 et 400 ppm, de manière très préférée entre 50 et 200 ppm, bornes incluses, par rapport au volume total d’effluent de production à traiter. La proportion relative de l’agent désémulsifiant primaire (gomme guar modifiée cationique) par rapport au(x) désémulsifiant(s) secondaire(s) est avantageusement comprise entre 20 et 100% massique, de préférence entre 30 et 70% massique. Dans la formulation désémulsifiante, l’agent désémulsifiant primaire (gomme guar modifiée cationique) représente avantageusement entre 20 et 100%, de préférence entre 30 et 70% massique par rapport à la masse totale des désémulsifiants primaire et secondaires de ladite formulation désémulsifiante. A différentes températures, le procédé de séparation selon l’invention permet de casser l’émulsion inverse dans l’eau de production et d’obtenir une qualité des phases huile et eau séparées améliorée. Avantageusement , la température de l’étape de mise en contact peut être comprise entre 10 et 100°C, de préférence entre 50 et 80°C, bornes incluses. Le procédé de séparation selon l’invention permet notamment d’agir à la fois sur la qualité de l’eau séparée et sur la qualité de l’huile. Le procédé de séparation selon l’invention permet notamment d’agir dès la séparation primaire pour effectuer un déshuilage simultané. La présente invention peut aussi s’appliquer au traitement d’une eau de production résultant d’une première étape de séparation eau/huile appliquée à un effluent pétrolier, l’effluent étant issu d’une récupération assistée d’hydrocarbures piégés au sein d’une formation souterraine, afin d’éliminer les gouttes de brut dispersées résiduelles : sédimentation par séparation gravitaire, centrifugation, flottation avec ou sans injection de gaz et filtration. Le procédé de traitement selon l’invention peut être suivi de tout traitement d’eau de production connu de l’homme du métier permettant d’améliorer encore la qualité de l’eau séparée. La présente invention peut également s’appliquer directement à tout effluent pétrolier sous forme d’émulsion, lorsque cet effluent est majoritairement aqueux, c’est-à-dire avec des proportions d’eau supérieures ou égales à 50 % en volume. Exemples Exemple 1 : Protocole expérimental pour les tests en laboratoire L’évaluation de l’efficacité de la formulation désémulsifiante sur la séparation eau-huile dans le procédé selon l’invention se fonde sur des tests en éprouvette sur une émulsion eau dans huile reconstituée. Le volume total d’émulsion est de 60mL. L’émulsion est créée à l’aide d’un homogénéiseur à haute énergie de mélange, type disperseur Ultra-turrax UT25 de marque IKA, afin de générer un fort mélange eau/huile et d’obtenir un échantillon le plus représentatif possible de ce qui est rencontré sur champ de production des hydrocarbures. Le protocole classique consiste à préchauffer dans une étuve les fluides à la température de l’essai, puis d’introduire goutte à goutte la phase aqueuse en 30 s dans la phase huileuse, préalablement placée dans un bécher, sous une agitation à 3000 tours/minute pour un temps de mélange total de 2 minutes. La formulation désémulsifiante est ajoutée 5 secondes avant la fin du mélange afin qu’elle puisse agir sur une émulsion déjà formée, tout en étant bien dispersée dans l’ensemble du mélange. Ce protocole peut être adapté en fonction du volume d’eau dans le mélange (également appelé « water-cut »), de la viscosité de l'huile et de la stabilité de l’émulsion de référence (sans agent désémulsifiant) souhaitée. Cependant, une fois la vitesse et le temps d’agitation établis, ils seront maintenus pour toutes les séries de tests en éprouvette, à moins que l'énergie de mélange de l'émulsion soit un paramètre d'étude. Après cette étape de formation d’émulsion, l'émulsion est immédiatement transférée dans une éprouvette graduée et la séparation de l'eau en fonction du temps est suivie en mesurant le volume d'eau libre par rapport au volume total de l'eau initialement ajouté dans l'échantillon ; l’éprouvette graduée est maintenue à la température souhaitée pendant toute la durée du test. Après une durée de 10 minutes, l’eau séparée et l’huile surnageante sont prélevées à l’aide d’une seringue afin d’évaluer leur qualité par des mesures physico-chimiques. Le temps de test peut être adapté en fonction du temps de séparation typique de chaque champ. D'une part, la quantité d’eau présente dans la phase huileuse est mesurée par la méthode volumétrique Karl-Fischer (appareil Metrohm) qui repose sur un titrage bi-potentiométrique mesurant la quantité d'iode consommée par l'eau présente dans un milieu alcoolisé. D'autre part, la quantité d’huile dispersée dans la phase aqueuse est évaluée grâce à une extraction du pétrole avec du dichlorométhane, puis à une mesure par spectrophotométrie UV (appareil Hach Lange) de l’échantillon extrait. Le tableau 1 ci-dessous donne les paramètres des tests de cassage d’émulsion réalisés en laboratoire. Paramètres des tests laboratoire Type d’huile huile légère, huile lourde Pourcentage d’eau (%v) 70 Concentration en tensioactif EOR (g/L de phase aqueuse) 0,5 à 0,625 Température (°C) 50 à 80 Concentration en agent désémulsifiant dans l’effluent à traiter (ppm) 50-200ppm Les tests sont effectués sur des émulsions comprenant : A. uniquement un ou plusieurs tensio-actifs EOR B. un ou plusieurs tensio-actifs EOR et un ou plusieurs polymères, C. un ou plusieurs alcalins/un ou plusieurs tensio-actifs EOR /un ou plusieurs polymères. Exemple 2 : Résultats sur un cas huile légère à la température de 50°C, avec une formulation désémulsifiante comprenant comme agent désémulsifiant une gomme guar modifiée cationique seule La formulation désémulsifiante mise en œuvre dans l’exemple 2 est constituée d’une gomme guar modifiée cationique (Gomme de guar, chlorure d'éther 2-hydroxy-(3-triméthylammonium)-propyle), à une teneur de 200 ppm dans l’émulsion à traiter. (Formulation 1). A titre comparatif sont également préparés: - un échantillon de référence ne contenant pas d’agent désémulsifiant ; - Un échantillon comparatif comprenant un agent désémulsifiant commercial de type tensio-actif non ionique (résine oxyalkylate) à une teneur dans l’émulsion de 200 ppm. Les résultats, après un temps d’observation de 10 minutes, sont donnés dans le tableau 2 ci-dessous. Désémulsifiant Référence sans agent désémulsifiant (Comparatif) Produit commercial à base de résine oxyalkylate (Comparatif) Formulation 1 (selon l’invention) Concentration (ppm) 0 200 200 Eau séparée (%v) [séparation totale=100%] 85 91 87 Teneur globale en eau dans l’huile (méthode visuelle, %v) 31 21 28 Teneur en eau dans l’huile, prélèvement dans le haut de l’échantillon (méthode Karl Fischer, %m) 23 20 22 Teneur en huile dans l’eau, prélèvement en bas de l’échantillon (ppm) 955 979 675 Les mesures montrent que la formulation 1 selon l’invention comprenant une gomme guar modifiée cationique présente des performances identiques au désémulsifiant commercial de référence (résine oxyalkylate, Clearbreak 6218) en termes d’eau séparée et de qualité d’huile (teneur en eau dans huile), mais montre un meilleur résultat en terme de qualité d’eau (teneur en huile dans eau environ 31% plus faible). Exemple 3 : Résultats avec une formulation désémulsifiante selon l’invention formée d’une gomme guar modifiée cationique associée à au moins un autre désémulsifiant secondaire Les formulations désémulsifiantes selon l’invention sont dans l’exemple 3 : - Formulation 2 : gomme guar modifiée cationique (Gomme de guar, chlorure d'éther 2-hydroxy-(3-triméthylammonium)-propyle) 33,3% massique, en association avec deux agents désémulsifiants secondaires : un tensio-actif non ionique (Polyoxylalkylene Glycol) 33,3% massique et un polymère cationique avec 2-propenamide 33,3% massique ; - Formulation 3 : gomme guar modifiée cationique (Gomme de guar, chlorure d'éther 2-hydroxy-(3-triméthylammonium)-propyle) 50% massique en association avec un agent désémulsifiant secondaire polymère cationique avec 2-propenamide 50% massique. La illustre l’efficacité de la séparation avec une interface nette entre les phase eau et huile, après un temps d’observation de 10 minutes, pour les éprouvettes 2a (formulation 2 à 50 ppm), 2b (formulation 2 à 200 ppm), 3a (formulation 3 à 50 ppm), 3b (formulation 3 à 200 ppm), en comparaison avec l’émulsion de référence non traitée. On observe également une clarification de l’eau plus efficace pour les teneurs en formulation désémulsifiante de 200ppm. Les résultats sont donnés dans le tableau 3 ci-dessous. Désémulsifiant Référence Formulation 2 (selon l’invention) Formulation 3 (selon l’invention) Concentration (ppm) 0 50 200 50 200 Interface après 10min Non définie Nette Nette Nette Nette Eau séparée (%v) [séparation totale=100%] 38 93 100 100 100 Teneur globale en eau dans huile (méthode visuelle, %v) 60 15 0 0 0 Teneur en eau dans huile, prélèvement dans le haut de l’échantillon (méthode Karl Fischer, %m) - 5 1 1 1 Teneur en huile dans l’eau, prélèvement en bas de l’échantillon (ppm) 2624 1149 367 1013 263 Exemple 4 : Etude de l’impact des conditions sur champ sur le traitement utilisant une formulation désémulsifiante avec une gomme guar modifiée cationique associée à au moins un autre agent désémulsifiant (formulation 3) Les performances de la formulation 3 de l’exemple 3 à une teneur de 200 ppm sont évaluées en fonction de différentes conditions d’opérations rencontrées sur champ (type de brut, chimie des tensio-actifs utilisés, type de procédé EOR, température). Deux types d’huile sont testées : huile légère et huile lourde. Trois types de procédé EOR, dépendant de la composition du fluide de balayage utilisé pour la récupération assistée de pétrole, sont évalués : - avec tensio-actif EOR (S), - avec tensio-actif EOR et polymère (SP), - avec composé alcalin, tensio-actif EOR et polymère (ASP). Deux types de tensio-actifs EOR sont évalués : - Composition tensio-active A : mélange alkylbenzène sulfonate et tensio-actif sulfoné hydrosoluble, la concentration étant adaptée aux conditions du cas, notamment le type d’huile et le type de procédé EOR. - Composition tensio-active B : tensio-actif zwittérionique (cas huile légère et ASP) Les paramètres de chaque cas et les résultats en termes de séparation d’eau, qualité d’eau et qualité d’huile sont reportées dans le tableau 4 ci-dessous. Type d’huile Cas EOR Nature et concentrations ASP de la phase aqueuse Salinité (g/L) T (°C) Séparation d’eau Qualité d’eau Qualité d’huile Huile légère (référence) S S = Composition tensio-active A - 0,625 g/L 38,2 50 Satisfaisante Satisfaisante satisfaisante Huile légère SP S = Composition tensio-active A - 0,625 g/L P = copolymère AMPS/AM- 0,750 g/L 38,2 50 Satisfaisante Intermédiaire Satisfaisante Huile lourde S S = Composition tensio-active A - 0,500 g/L 6,5 80 Satisfaisante Satisfaisante Satisfaisante Huile légère ASP S= Composition tension-active B - 0,500 g/L P = polymère HPAM de type Flopaam 3630S - 0,750 g/L A = carbonate de sodium - 0,500 g/L 19,8 30 Satisfaisante Non satisfaisante Satisfaisante Les performances en termes de séparation d’eau, de qualité d’eau et de qualité d’huile sont classées en référence aux performances attendues sur champ, comme satisfaisante, intermédiaire ou non satisfaisante. On observe que les performances en séparation et en qualité d’huile du procédé selon l’invention sont satisfaisantes pour tous les cas évalués. Dans les cas SP et ASP, une qualité d’eau inférieure est obtenue, mais l’eau de production ainsi séparée peut être traitée ultérieurement avec les procédés de traitement d’eau classiques. Procédé de traitement d’un effluent de production issu d’un procédé de récupération assistée du pétrole mettant en œuvre au moins un tensio-actif, ledit effluent étant sous forme d’une émulsion huile dans eau comprenant au moins 20% volume de phase huile dispersée dans une phase aqueuse, dans lequel : On met en contact ledit effluent de production avec une formulation désémulsifiante comprenant une gomme guar modifiée cationique ; On sépare la phase huile de la phase aqueuse. Procédé de traitement selon la revendication 1 dans lequel la proportion d’eau dans l’émulsion huile dans eau est supérieure à 50% en volume, de préférence supérieure à 70% en volume. Procédé de traitement selon la revendication 1 ou 2 dans lequel la gomme guar modifiée cationique est une gomme de guar, chlorure d'éther 2-hydroxy-(3-triméthylammonium)-propyle. Procédé de traitement selon l’une des revendications 1 à 3 dans lequel la formulation désémulsifiante comprend au moins un agent désémulsifiant secondaire. Procédé de traitement selon la revendication 4 dans lequel ledit au moins un agent désémulsifiant secondaire est choisi parmi les tensio-actifs non ioniques et les tensio-actifs cationiques. Procédé de traitement selon la revendication 5 dans lequel ledit au moins un agent désémulsifiant secondaire est choisi parmi les résines éthoxylées, les amines, les résines blocs copolymères EO-PO (ethylène oxyde – propylène oxyde), les polymères cationiques. Procédé de traitement selon la revendication 6 dans lequel ledit au moins un agent désémulsifiant secondaire est un tensio-actif non ionique de type polyoxylalkylene Glycol et/ou un tensio-actif cationique de type polymère cationique avec 2-propenamide. Procédé de traitement selon l’une des revendications 1 à 7 dans lequel la température de l’étape de mise en contact est comprise entre 10 et 100°C, de préférence entre 50 et 80°C, bornes incluses. Procédé selon l’une des revendications précédentes dans lequel la concentration totale en agent(s) désémulsifiant(s) y compris la gomme guar modifiée cationique est comprise entre 5 et 800 ppm, de préférence entre 30 et 400 ppm, de manière très préférée entre 50 et 200 ppm, bornes incluses, par rapport au volume total d’effluent de production. Procédé selon l’une des revendications 4 à 9 dans lequel la proportion relative entre la gomme guar modifiée cationique et ledit ou lesdits désémulsifiants secondaires est comprise entre 20 et 100 % massique, de préférence entre 30 et 70 % massique. Procédé de récupération assistée de pétrole brut contenu dans un réservoir géologique dans lequel : - on injecte dans ledit réservoir un fluide de balayage comprenant au moins un tensio-actif éventuellement au moins un polymère, et éventuellement au moins un composé alcalin, de manière à déplacer le pétrole brut vers au moins un puits producteur ; - on collecte un effluent comprenant la majeure partie du pétrole brut par ledit puits producteur ; - on récupère en surface du puits producteur un effluent de production comprenant une phase aqueuse continue comprenant lesdits tensio-actifs, ledit éventuel polymère, et lesdits éventuels alcalins et une phase organique constituée de gouttelettes de pétrole brut dispersées dans ladite phase aqueuse sous forme d’une émulsion huile dans eau comprenant au moins 20% d’huile; - on traite ledit effluent de production au moyen du procédé de traitement selon l’une des revendications 1 à 10. Procédé de récupération assistée de pétrole brut selon la revendication 11 dans lequel la concentration totale en tensio-actif(s) dans la phase aqueuse dudit fluide de balayage est comprise entre 0,2 et 2 g/l, de préférence entre 0,4 et 0,8 g/L, de manière très préférée entre 0,5 et 0,625 g/l.