FR 3136232 A1 20231208 FR 2305450 A 20230531 La présente invention décrit un procédé de traitement d’eau produite sur des plateformes offshore et des installations à terre. Le procédé décrit par l’invention peut être appliqué ou intégré à d’autres processus et/ou technologies déjà en place pour le traitement d’eau produite, celui-ci étant caractérisé par l’ajout combiné de tensioactif anionique et de polyélectrolyte cationique pour la déstabilisation et la floculation d’émulsions huileuses caractéristiques d’eau produite, préalablement aux étapes de séparation (hydrocyclones et/ou dispositifs de flottation). En outre, l’invention comprend et décrit les différents points et alternatives de combinaisons d’injection de réactifs, adaptables aux équipements et unités déjà en exploitation, ainsi que l’utilisation dudit procédé. PROCEDE DE TRAITEMENT D’EAU PRODUITE PAR FLOCULATION CHIMIQUE A L’AIDE D’UN TENSIOACTIF ANIONIQUE ET D’UN POLYELECTROLYTE CATIONIQUE ET UTILISATION DE CELUI-CI Domaine de l’invention La présente invention relève du domaine du développement durable, dans les technologies pour le traitement et la réutilisation d’eau. Plus spécifiquement, l’application de l’invention se rapporte au traitement d’eau produite sur des plateformes offshore et des installations à terre. Etat de l’art Il est connu que, au cours de l’extraction de pétrole sur des plateformes offshore, une partie de l’huile entre en émulsion avec de l’eau, générant un effluent appelé « eau produite ». Le processus d’émulsification commence avec le passage du mélange d’huile et d’eau à travers la base du puits, circulant sous pression élevée le long du tube de production. En chemin, la pression et le cisaillement élevé imposés par les pompes, les vannes et autres resserrements hydrauliques réduisent la taille de gouttelettes d’huile dispersées dans la fraction aqueuse. De plus, le pétrole brut a naturellement des agents émulsifiants responsables de la stabilisation de l’émulsion, tels que des solides en suspension, des asphaltènes, des acides organiques et autres composants chimiques, qui sont également présents dans l’eau produite. En outre, la présence de composés organiques dissous dans l’eau produite est associée à des problèmes de corrosion de structures de plateforme et, entre autres, à une écotoxicité accrue de l’effluent, augmentant son impact sur l’environnement au moment de son rejet ou, même, rendant impossible l’utilisation de celui-ci dans la réinjection. Donc, l’eau produite (PW) est un sous-produit naturel de la production de pétrole et de gaz, dont la composition varie selon l’emplacement et tout au long de la vie du puits d’extraction. Ces eaux sont constituées de deux matrices principales : de l’eau de formation et de l’eau injectée. Les eaux dites de formation ont été confinées pendant des millions d’années à côté de réservoirs géologiques de pétrole et de gaz, entre des couches de roches imperméables, celles-ci étant extraites avec le pétrole dans le puits foré. Pour le rejet en mer, ces eaux doivent respecter la législation en matière d’environnement en vigueur qui, dans le cas de plateformes en mer au Brésil (offshore), est régie par la résolution CONAMA 393/2007, qui fixe les limites de concentration de teneur totale en huiles et en graisses (OGC) autorisée pour le rejet continu d’effluents à 42 mg/l (limite journalière) et la moyenne arithmétique simple mensuelle à 29 mg/l. Dans le scénario actuel d’extraction de pétrole et de gaz, la gestion de l’eau produite est un défi, puisque le volume généré au cours de l’extraction de pétrole est en augmentation et que le maintien de la courbe de production économiquement durable de pétrole dans des champs « matures » est entravé par des problèmes techniques. Les réactifs actuellement utilisés sont des sels inorganiques tels que le sulfate de fer ou d’aluminium, le chlorure de fer ou des coagulants polymérisés tels que des polychlorures d’aluminium et/ou de fer et des polyélectrolytes organiques, notamment de la polyéthylèneimine (PEI) et des polyacrylamides (PAA), généralement utilisés en tant que floculants. Néanmoins, ces réactifs requièrent des conditions hydrodynamiques de mélange lent pour la déstabilisation de l’émulsion d’huile dans l’eau et la croissance de flocs sur des temps de séjour de l’ordre de dix minutes, dans des réacteurs/canalisations de floculation hydraulique ou dans des bacs de flottation, en plus de la production d’une grande quantité de boues, qui retourne dans le processus. Le traitement classique d’eau produite sur des plateformes offshore vise à éliminer la phase huileuse (gouttelettes dispersées) de la matrice aqueuse, ce qui consiste en des étapes de séparation par gravité, des hydrocyclones et des dispositifs de flottation. Ces équipements de traitement d’eau produite ont une efficacité réduite pour l’élimination de solides et de gouttelettes d’huile plus petits que 5,0 μm, principalement dans les cas où l’étape d’agrégation (floculation) est inexistante ou insuffisante. De telles conditions limitent l’efficacité globale du traitement et empêchent le maintien de la capacité de prise en charge d’eau produite pour le rejet, ce qui ne satisfait pas à la demande croissante des volumes d’eau extraits les plus grands, principalement dans des puits « matures ». En conséquence, la production de pétrole est limitée à la capacité de prise en charge de cet effluent. Par ailleurs, la faible efficacité de voies de déstabilisation et de floculation classiquement employées pour le traitement d’eau produite aboutit, dans la plupart des cas, à des eaux traitées ayant des teneurs en solides en suspension, en huiles et en graisses (OGC) en désaccord avec les exigences demandées pour la réinjection dans les réservoirs, ce qui rend infaisable l’utilisation de cette procédure sans étapes subséquentes de traitement et d’adaptation de l’eau de réinjection. Dans le cas du traitement d’eau produite sur des plateformes offshore, les techniques de floculation chimique classiques sont actuellement un obstacle à l’extension de la capacité de traitement, puisqu’il n’est pas possible d’augmenter le taux d’application ou le débit de traitement par unité de surface des équipements (m 3 /m 2 .heure) des dispositifs de flottation installés. De cette manière, l’extension d’unités de traitement requiert une plus grande surface pour la disposition des équipements. Les propriétés interfaciales de mélanges et les conditions pour la formation de complexes tensioactif-polymère (PSC) ont été étudiées par plusieurs chercheurs (Khan, Mohammad Yunus, Abhijit Samanta, Keka Ojha et Ajay Mandal. 2008. « Interaction between Aqueous Solutions of Polymer and Surfactant and Its Effect on Physicochemical Properties . » Asia-Pacific Journal of Chemical Engineering 3(5):579–85. doi : 10.1002/apj.212. ; Khan, Nasreen et Blair Brettmann. 2018. « Intermolecular Interactions in Polyelectrolyte and Surfactant Complexes in Solution. » Polymers 11(1). doi : 10.3390/polym11010051. ; Nambam, J.S. et John Philip. 2011. « Competitive Adsorption of Polymer and Surfactant at a Liquid Droplet Interface and Its Effect on Flocculation of Emulsion. » Journal of Colloid and Interface Science 366(1):88–95. doi : 10.1016/j.jcis.2011.07.100.). Certains chercheurs ont déjà évalué l’élimination d’autres contaminants organiques et inorganiques par la technique de formation de PSC, à savoir l’élimination de solides en suspension — le kaolin (Besra, L., D.K. Sengupta, S.K. Roy et P. Ay. 2004. « Influence of Polymer Adsorption and Conformation on Flocculation and Dewatering of Kaolin Suspension. » Separation and Purification Technology 37(3):231–46. doi : 10.1016/j.seppur.2003.10.001.) et l’alumine (Matusiak, Jakub et Elżbieta Grządka. 2020. « Cationic Starch as the Effective Flocculant of Silica in the Presence of Different Surfactants. » Separation and Purification Technology 234 (Mai 2019). doi : 10.1016/j.seppur.2019.116132.) ; et des ions métalliques (Shen, Li Cheng, Xuan Tung Nguyen et Nicholas P. Hankins. 2015. « Removal of Heavy Metal Ions from Dilute Aqueous Solutions by Polymer-Surfactant Aggregates: A Novel Effluent Treatment Process. » Separation and Purification Technology 152:101–7. doi : 10.1016/j.seppur.2015.07.065) de solutions aqueuses. Néanmoins, des applications dans la floculation d’eau produite ou d’émulsions huileuses n’ont pas encore été explorées par la communauté scientifique ou par le secteur de production. Ces complexes se forment dans des conditions physicochimiques spécifiques, généralement dans des mélanges salins, en raison de l’effet de relargage, qui réduit considérablement la solubilité des réactifs et les performances des forces électrostatiques dans le milieu aqueux. Des paramètres des réactifs (poids moléculaire, nature et densité de charge, caractère hydrophobe) et du mélange (rapport molaire, pH) interfèrent dans la formation de PSC, qui se comportent comme une phase dispersée. En ce qui concerne de possibles conflits avec la revendication de cette invention, le document de ROCHA, Breno da Silva se démarque. « Avaliação de metodologia combinada com uso de tensoativos e polieletrólitos para tratamento de água produzida » (« Évaluation d’une méthodologie combinée avec l’utilisation de tensioactifs et de polyélectrolytes pour le traitement d’eau produite »), Thèse (Master en Génie chimique) - Centre de Technologie, Université fédérale de Rio Grande do Norte, Natal, 2018, qui vise à évaluer l’hypothèse de synergie entre deux coagulants par comparaison avec la contribution individuelle de chacun d’eux. Néanmoins, il n’y a pas d’intention de l’auteur de proposer une modification du processus de coagulation/floculation telle que l’objet de la présente invention. L’auteur utilise un mélange de tensioactifs anioniques carboxylés (base de savon saponifiée, constituée d’un mélange d’huile de noix de coco et de suif de bovin) et d’un polyélectrolyte en tant que « coagulant » supplémentaire du tanin du commerce TANFLOC SS (un coagulant cationique) dans l’agrégation et la séparation d’émulsion huileuse synthétique, ainsi qu’il apparaît à la page 15, quatrième paragraphe : « Ce travail vise à évaluer l’effet de l’utilisation simultanée de tensioactifs et de polyélectrolytes pour le traitement d’eau produite pour s’adapter aux paramètres qui satisfont à la législation nationale », c’est-à-dire, que les deux produits sont ajoutés en même temps pour favoriser le processus de coagulation/floculation, le tensioactif jouant le rôle de coagulant, comme le tanin du commerce TANFLOC SS. Les phases initiales du processus de coagulation/floculation ne sont pas modifiées et restent inchangées tout au long des tests effectués par l’auteur. Cette intention est également confirmée dans les documents utilisés en tant que référence par l’auteur, dans lesquels l’utilisation de tensioactifs est motivée soit par l’action de neutralisation de la charge des gouttelettes d’huile, soit par la réduction de la tension interfaciale eau-huile, promouvant le processus de coalescence de gouttelettes d’huile dans des effluents synthétiques ou réels. Et, en plus, selon les propres mots de l’auteur, ainsi qu’il apparaît à la page 81, troisième paragraphe : « Les produits chimiques ont été initialement mis en contact dans le bécher (c’est-à-dire, simultanément) puis l’eau produite a été ajoutée ». Bien que l’auteur utilise un mélange de tensioactifs carboxylates, compte tenu de la caractéristique de l’eau produite, ces ions sont convertis soit en un sel insoluble avec des ions calcium [(RCOO) 2 Ca] (s) soit en un complexe soluble [RCOOCa] + , de sorte que le composé actif est un coagulant cationique, comme le tanin du commerce TANFLOC SS. L’auteur formule également l’hypothèse à la page 79, deuxième paragraphe, ainsi qu’il apparaît : « Dès le début de l’agitation lente, une formation importante de flocs longs et irréguliers a déjà été observée dans toute la solution. Les flocs sont de couleur claire et sont visibles sur la figure 28. Selon Melo (2015), les tensioactifs anioniques, en présence de métaux multivalents, tels que l’ion calcium (Ca 2+ ), présent dans l’eau produite synthétique, favorisent la formation d’un floc insoluble (carboxylate de calcium), qui maintiendra l’interaction entre le tensioactif et les gouttes huileuses. » Cela dit, on peut conclure que la proposition de l’auteur ne doit pas être confondue avec la présente invention, puisqu’il ne propose pas de remanier le processus de coagulation/floculation classique, par-dessus tout, en supprimant l’étape lente de ce processus. De plus, l’auteur rapporte qu’il y a des gains de 11 % sur l’efficacité d’élimination d’huile avec la combinaison de produits, par comparaison avec l’efficacité de l’utilisation isolée du mélange de tensioactifs, ainsi qu’il apparaît à la page 85, deuxième paragraphe : « Dans le cas de l’ajout de 200 mg/l de savon de base, l’augmentation d’efficacité était de 11 %, portant l’efficacité du traitement de 85 % à 94 %. » Et pourtant, à la conclusion de l’étude, la formulation écrite laisse entendre que ce gain d’efficacité est en rapport avec la contribution individuelle des produits, ainsi qu’il apparaît à la page 88, dernier paragraphe : « En tant qu’objectif principal de ce travail, l’efficacité des tests utilisant les deux produits en combinaison a présenté une synergie et est parvenue à des augmentations d’efficacité significatives, justifiant l’application à l’échelle pilote et peut-être industrielle. Les gains d’efficacité avec l’utilisation combinée ont atteint une augmentation d’efficacité de 11 %, avec un traitement utilisant 200 mg/l de savon de base et 20 mg/l de polyélectrolyte. Le remplacement du produit électrolyte par un tensioactif, lorsqu’il est appliqué, peut apporter des gains financiers et logistiques significatifs à une station de traitement d’effluents industriels huileux », c’est-à-dire, que l’auteur ne prouve pas de synergie entre les produits, mais conclut comme s’il avait prouvé cette hypothèse. L’étude, par conséquent, en plus de ne pas prouver de synergie entre les coagulants, n’a pas la même portée que la présente invention. Il est important de mentionner que la présente invention n’est pas structurée sur la synergie entre tensioactif et polyélectrolytes pour parvenir à une efficacité d’élimination supérieure à la contribution individuelle de chacun d’eux, mais sur le remaniement du processus de coagulation/floculation, éliminant l’étape lente de ce processus et induisant une ségrégation quasi instantanée entre les phases d’huile/eau. Le processus décrit dans la présente invention a des étapes discrètes, dans lesquelles chacun des produits est utilisé en une seule séquence, d’une telle manière que changer cette séquence (tensioactif-polyélectrolyte) annule le processus, ce qui conduit à la stabilisation de l’émulsion huileuse. L’utilisation individuelle des produits n’est pas non plus efficace dans le traitement d’eau produite. De plus, ledit document est pauvre en termes d’explication des mécanismes impliqués et de compréhension des principaux paramètres qui déterminent l’efficacité du traitement d’eau produite. La formation de précipités de complexe tensioactif-polymère n’est pas théorisée ni même mentionnée en tant qu’agents ou phénomènes responsables de la capture et de l’agrégation de gouttelettes d’huile dispersées. On note également que le tensioactif utilisé dans l’étude est un savon de base produit à la main, sans une caractérisation définie des tensioactifs présents dans le produit. D’autre part, dans la présente invention, il est divulgué l’utilisation de tensioactifs anioniques, qui incluent (sans être limités uniquement à ceux-ci) ceux contenant des ions carboxylate, sulfonate, sulfate et un mélange connu de ceux-ci, sous la forme de réactifs solides ou de solutions aqueuses développés, produits et commercialisés par des sociétés établies sur le marché. L’utilisation de produits saponifiés artisanaux sans composition connue n’est pas abordée dans la présente invention. Les exemples de tensioactifs anioniques recommandés incluent les sulfonates à longue chaîne et les alkylarylsulfonates, tels que le dodécylbenzènesulfonate de sodium et le dodécylsulfate de sodium. Plusieurs tensioactifs peuvent être utilisés, ceux-ci étant ajoutés concurremment ou séparément au cours du processus de traitement d’eau produite. En ce qui concerne le polyélectrolyte utilisé dans l’étude en question, c’est un polymère cationique d’origine naturelle (tanin, chimiquement modifié pour conférer une charge positive à la molécule), les expériences de l’étude étant limitées à l’utilisation de celui-ci. D’autre part, la présente invention divulgue spécifiquement l’utilisation d’un polyélectrolyte constitué de floculants organiques polymères hydrosolubles ayant des groupes ionisables, qui génèrent une charge positive. Les exemples de floculants organiques recommandés incluent, mais n’y sont pas limités, les polymères à base de polyacrylamide, de polyalkylèneimines et de polyéthylèneamine. Spécifiquement, l’utilisation d’un polyacrylamide cationique ayant une densité de charge comprise entre 15 et 75 % et un poids moléculaire de préférence compris entre 6 et 9 MDa (mégadaltons) est suggérée. En particulier, des tanins naturels, des tanins sulfonés anioniques, des lignines et des lignines sulfonées peuvent être utilisés en tant qu’agents tensioactifs dans le procédé proposé, conjointement avec un autre polyélectrolyte cationique. Dans le document en question, des dosages élevés (compris entre 100 et 200 ppm) de savon dans le processus, conjointement avec les polyélectrolytes de tanins, ont en outre été rapportés. Dans l’invention proposée, les inventeurs rapportent l’utilisation d’un tensioactif anionique synthétique commercialement appelé dodécylbenzènesulfonate de sodium (SDBS) à des dosages beaucoup plus faibles (20 ppm), conjointement avec du polyacrylamide cationique de poids moléculaire élevé (6 à 9 MDa) et de densité de charge cationique modérée à élevée (15 à 75 %). Enfin, il convient en outre de noter que la présente invention consiste en un procédé de traitement d’eau produite à mettre en œuvre dans des stations existantes ou futures, basé sur l’association de processus de floculation avancés (utilisant la combinaison de réactifs proposés), avec ou sans flottation à l’air dissous (DAF). Néanmoins, dans le document soumis à analyse, le procédé de séparation utilisé était la sédimentation, qui n’est pas appropriée à la prise en charge offshore. Parmi les avantages techniques revendiqués dans le procédé de la présente invention, la vitesse de floculation élevée est pointée, ce qui requiert un temps de séjour réduit dans les conduites d’alimentation des dispositifs de flottation et dans les réacteurs de flottation eux-mêmes, entraînant une augmentation de la capacité de traitement des unités déjà installées sur la plateforme (réduction du temps de séjour du processus à réaliser). Le temps de floculation évalué et validé dans le document en question (15 minutes de temps de floculation total) est bien plus élevé que le temps de séjour de la présente invention, de l’ordre de quelques secondes (de 5 à 60 secondes), sans le besoin de la phase de mélange lent, car c’est un processus/procédé qui implique une complexation chimique entre les réactifs impliqués. Le processus étudié dans ledit document, par conséquent, s’il est appliqué à un niveau industriel, n’offre aucun avantage technique par rapport au procédé actuellement utilisé et ne répondrait probablement pas aux exigences de performance de dispositifs de flottation pour le traitement d’eau produite, principalement sur des plateformes offshore. De cette manière, il est évident que le traitement d’émulsion huileuse présenté dans le document en question ne se rapporte pas à la présente invention. Le document US20170144906A1 est un deuxième conflit avec la revendication. Ce document se réfère à une demande de brevet américain qui décrit un processus pour l’utilisation de coagulants inorganiques (chlorure d’aluminium ou polychlorure d’aluminium, tels que mentionnés) dans le traitement d’effluents, qui polymérisent en solution en formant des polymères cationiques qui induisent une neutralisation de la charge de gouttelettes et de solides en suspension, conduisant à la formation de flocs qui peuvent flotter ou se déposer. Par conséquent, c’est un processus de coagulation/floculation classique orienté vers le contexte de l’industrie du pétrole et du gaz, sans aucune similitude avec la portée de la présente invention, puisqu’il utilise des réactifs de nature différente de la combinaison de tensioactif anionique et de polyélectrolyte cationique telle que revendiquée. En outre, l’invention proposée propose plusieurs alternatives de points d’injection de réactifs spécifiquement dans des stations de traitement d’eau produite sur des plateformes offshore. Un troisième document, CA2138472C, aborde un brevet canadien qui se réfère à un procédé d’optimisation du dosage de polyélectrolytes utilisés dans le processus de coagulation/floculation grâce à l’utilisation de traceurs réactifs avec les polyélectrolytes et à la mesure par spectroscopie de fluorescence. Ce n’est pas, par conséquent, un processus pour le traitement d’eau produite comme la présente invention. Par ailleurs, le brevet ne se réfère nulle part dans le texte à l’utilisation de tensioactifs associés à des polyélectrolytes. En général, les principaux avantages de la présente invention consistent en : i. l’augmentation de la capacité de traitement d’installations existantes sans extension de la surface occupée par les équipements ; ii. la génération d’un flux d’eau traitée appropriée pour le rejet en mer et la réinjection en tant que procédé de récupération de pétrole ; et iii. le développement d’unités de traitement d’eau produite, avec la technique chimique de floculation. Donc, il est clair que les documents commentés ci-dessus ne présentent pas d’études ou de processus similaires, ni les possibles avantages techniques de la présente invention. Par conséquent, il est possible de noter qu’il manque dans l’état de la technique un système de floculation chimique non classique pour un traitement sans le besoin d’utiliser une plus grande surface ou de nouveaux équipements. Le procédé proposé, à détailler ci-dessous, vise à parvenir à cet objectif sans compromettre la qualité de l’eau traitée pour le rejet en mer et la réinjection en tant que procédé de récupération de pétrole. Brève description de l’invention Tout d’abord, il convient de noter que la description suivante est basée sur les modes de réalisation préférés de l’invention, sans être limitée par eux. La présente invention décrit un procédé chimique non classique de floculation pour le traitement d’eau produite, qui comprend l’utilisation d’une combinaison d’un tensioactif anionique et d’un polyélectrolyte cationique, ajoutés conjointement à l’effluent, pour générer des complexes tensioactif-polymère et la déstabilisation/agrégation de gouttelettes d’huile dispersées ; ou l’utilisation d’un tensioactif anionique pour le conditionnement des gouttelettes d’huile dispersées et l’ajout subséquent d’un polyélectrolyte cationique, pour la formation de complexes tensioactif-polymère et la floculation des gouttelettes d’huile conditionnées. La présente invention décrit également l’utilisation d’un tel procédé sur des plateformes offshore ou des installations fixes à terre, pour favoriser la déstabilisation d’émulsions d’huile et d’eau et/ou la floculation de goutelettes d’huile dispersées. La présente invention prévoit des changements de l’ensemble de réactifs de déstabilisation et d’agrégation (floculation) d’eau produite, à injecter dans des installations de traitement existantes, afin d’augmenter la cinétique de l’étape de floculation des gouttelettes dispersées. Le procédé proposé consiste en la formation de complexes tensioactif-polymère (PSC) dans des mélanges salins de tensioactifs et de polymères floculants portant une charge opposée. La floculation d’eau produite par la formation de PSC se produit très rapidement, éliminant efficacement la fraction dispersée par des mécanismes de piégeage/adsorption micellaire suivis d’une floculation, avant la séparation par flottation. De cette manière, la présente invention permettra de plus grandes fiabilité et robustesse dans le traitement d’eau produite dans différents scénarios, avec une réduction de l’OGC dispersée et de l’écotoxicité de l’effluent traité. Ce procédé permettra la réduction du temps de séjour de l’effluent dans les réacteurs de floculation/séparation d’huile dispersée, d’augmenter le débit de traitement, de se passer d’extension spatiale/physique des équipements, de maintenir ou d’améliorer la qualité de l’eau traitée. L’utilisation de ce procédé permettra le développement de nouveaux produits, étant donné les capacités d’innovation de l’invention. L’invention propose l’utilisation de tensioactifs pour augmenter la densité de charge de gouttelettes d’huile, à l’aide de tensioactifs anioniques ou de tanins naturels et de tanins anioniques. L’augmentation de la densité de charge, à son tour, favorise l’accélération de la croissance de flocs en présence de polyélectrolytes portant une charge opposée (polyélectrolyte cationique) ajoutés dans la séquence du processus. L’invention, par conséquent, propose de supprimer l’étape lente du processus de coagulation/floculation, afin de réduire le temps de séjour de l’effluent et, indirectement, d’étendre la capacité de traitement des équipements et/ou des stations de traitement d’eau produite. Brève description des figures Pour aider à identifier les principales caractéristiques de la présente invention, les figures auxquelles il est fait référence sont présentées, comme suit : La illustre un organigramme schématique simplifié, typique d’un système classique de traitement d’eau produite offshore. La présente l’organigramme détaillé d’un système classique de traitement d’eau produite offshore. Les points A, B, C et D indiquent les possibles points d’injection de réactifs, tels que revendiqués dans la présente invention. La présente les résultats d’études sur banc d’essai de traitement d’eau produite simulé par floculation-flottation à l’air dissous dans les conditions suivantes : OGC et turbidité résiduelle en fonction de la concentration de SDBS ; 20 mg/l de polyacrylamide cationique (densité de charge de 15 %, masse molaire comprise entre 6 et 9 MDa, produit émulsifié à 35 % de matière active) et pH = 6,5. La montre les résultats trouvés pour des études sur banc d’essai de traitement d’eau produite simulé par floculation-flottation à l’air dissous, dans les conditions suivantes : OGC et turbidité résiduelle en fonction de la concentration de polyacrylamide cationique (PAA) ; SDBS à 20 mg/l et pH = 6,5. La montre des images numériques de flocs huileux formés dans une solution saline avec 20 mg/l de PAA (CE 814) et 20 mg/l de SDBS. Procédé chimique de déstabilisation et de floculation d’eau produite sur des plateformes d’extraction de pétrole offshore, avec des modifications et des points d’injection (A, B, C et D), caractérisé en ce qu’il comprend l’une des étapes suivantes : l’ajout séquentiel de 5 à 300 ppm d’un tensioactif anionique et de 5 à 300 ppm d’un polyélectrolyte cationique à l’effluent, en tant que réactifs de floculation dans le traitement d’eau produite, pour la génération de complexes tensioactif-polymère et la déstabilisation/agrégation des gouttelettes d’huile dispersées; ou l’ajout de 5 à 300 ppm d’un tensioactif anionique pour le conditionnement des gouttelettes d’huile dispersées et l’ajout subséquent de 5 à 300 ppm d’un polyélectrolyte cationique, pour la formation de complexes tensioactif-polymère et la floculation des gouttelettes d’huile conditionnées ; et l’élimination de flocs formés, de préférence par flottation à l’air dissous (DAF). Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l’injection de tensioactif anionique se fait au point A, en amont du séparateur à trois phases. Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que l’injection de polyélectrolyte cationique se fait au point B, en aval du séparateur à trois phases. Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que l’injection de polyélectrolyte cationique se fait au point C, en aval du dispositif de traitement électrostatique. Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que l’injection de polyélectrolyte cationique se fait au point D, en amont des dispositifs de flottation. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l’injection de la combinaison de tensioactif anionique avec le polyélectrolyte cationique se fait au point A, en amont du séparateur à trois phases. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l’injection de tensioactif anionique se fait au point B, en aval du séparateur à trois phases. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l’injection de tensioactif anionique se fait au point C, en aval du dispositif de traitement électrostatique. Procédé selon la revendication 7 ou 8, caractérisé en ce que l’injection de polyélectrolyte cationique se fait au point D, en amont des dispositifs de flottation. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l’injection de la combinaison de tensioactif anionique avec le polyélectrolyte cationique se fait au point B, en aval du séparateur à trois phases. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l’injection de la combinaison de tensioactif anionique avec le polyélectrolyte cationique se fait au point C, en aval du dispositif de traitement électrostatique. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l’injection de la combinaison de tensioactif anionique avec le polyélectrolyte cationique se fait au point D, en aval de la batterie d’hydrocyclones. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 12, caractérisé en ce que les tensioactifs anioniques sont choisis parmi ceux qui contiennent des ions carboxylate, sulfonate et sulfate et d’autres groupements dont l’interaction avec le milieu aqueux produit une charge anionique, choisis parmi le dodécylbenzènesulfonate de sodium (SDBS) et le dodécylsulfate de sodium (SDS) ou des tanins et lignines anioniques, modifiés ou non. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 13, caractérisé en ce que les polyélectrolytes cationiques sont choisis parmi des floculants organiques polymères hydrosolubles ayant une espèce ionisable de charge positive, tels que de préférence du polyacrylamide, des polyalkylèneimines et de la polyéthylèneamine. Procédé selon la revendication 14, caractérisé en ce que le polyacrylamide cationique a une densité de charge comprise entre 15 et 75 % et un poids moléculaire, de préférence, compris entre 6 et 9 MDa. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 15, caractérisé en ce que le temps de mélange pour la formation de flocs, après l’injection du polymère floculant, est de 5 à 60 secondes. Utilisation du procédé tel que défini dans l’une quelconque des revendications 1 à 16, caractérisée en ce qu’il est réalisé sur des plateformes offshore ou des installations fixes à terre, pour favoriser la déstabilisation d’émulsions d’huile et d’eau et/ou la floculation de gouttelettes d’huile dispersées.