Domaine de l'invention La présente invention concerne le domaine duField of the Invention The present invention relates to the field of
transport et de l'exploitation de gisements d'hydrocarbures, en particulier ceux qui contiennent des hydrocarbures bruts non conventionnels dont la viscosité est supérieure à 0,1 Pa.s, à la température du réservoir. Ces hydrocarbures particuliers sont généralement classés dans les "bruts lourds" ou "huiles lourdes" . La croissance de la demande énergétique mondiale associée à une diminution des ressources de bruts conventionnels conduit les compagnies pétrolières à exploiter des gisements de bruts lourds. L'exploitation de ces bruts lourds constitue un nouvel enjeu stratégique puisque les ressources prouvées se chiffrent à environ 4700 milliards de barils, soit une quantité analogue à celle du pétrole conventionnel restant aujourd'hui en place. D'autre part, une grande partie des gisements de bruts lourds dans le monde se situe principalement dans des régions différentes de celles où sont exploitées les réserves de brut léger. Ces bruts lourds, caractérisés par un degré API inférieur à 20, et une viscosité élevée supérieure à 0,1 Pa.s, sont difficiles à extraire et à transporter. Notre invention propose donc l'adaptation d'un procédé de raffinage dans le puits afin d'améliorer la remontée et le transport du brut, notamment les bruts lourds et extra lourds. Art antérieur On connaît des procédés qui permettent la production de brut lourd en injectant dans les réservoirs des fluides destinés à rendre plus mobiles les hydrocarbures, par solvatation, ou qui utilisent la fluidification par la température, notamment par injection de vapeur (US 4 434 851), combustion (US 5 626 191), ou en combinaison avec l'utilisation de moyens catalytiques dans ou autour du drain (US 6 451 557). Cependant, tous ces procédés présentent des inconvénients de coûts ou de complexité opérationnelle. Lors de la complétion d'un puits de production pétrolière, on installe des crépines qui vont permettre de filtrer le fluide et limiter la venue de grains de sable dans le drain, nocifs pour 1 2906561 2 la durée de vie des installations (pompe, conduite...). On connaît des crépines pré-empaquetées avec une chemise en résine dont la perméabilité est adaptée à la granulométrie des grains de sable. L'avantage de telles crépines est à la fois d'ordre économique et technique puisque leur installation est plus simple et rapide. La présente invention propose donc de modifier ce type de crépine en remplaçant la chemise en résine par un catalyseur afin d'ajouter à la traditionnelle fonction de filtre de la crépine, un pouvoir de catalyse pour effectuer une conversion chimique de l'hydrocarbure lourd dans le puits ("upgrading" in situ) en présence d'hydrogène de façon à le rendre plus facilement déplaçable dans des conditions acceptables. L'upgrading permet l'augmentation des proportions des fractions essences, gazoles et distillats sous vide au détriment de la fraction résidu sous vide (point d'ébullition généralement supérieur à 540 C). L'intérêt de l'upgrading in situ des bruts lourds par conversion et apport d'hydrogène est d'améliorer la récupération, la transportabilité et la qualité des bruts lourds. Dans la suite de la description on entend par "hydroconversion" du brut toute réaction chimique de conversion utilisant l'hydrogène, notamment d'hydrotraitement : hydrodésulfuration, hydrodémétallation (nickel et vanadium principalement), précipitation des asphaltènes, hydrodéazotation, réduction du Carbon Conradson, ou hydroviscoréduction. On entend par drain injecteur la partie forée d'un puits par laquelle on injecte depuis la surface vers le fond du puits les fluides nécessaires à la production et/ou l'upgrading de l'hydrocarbure. On entend par drain producteur la partie forée d'un puits par laquelle on récupère depuis le fond du puits vers la surface les fluides produits (notamment hydrocarbure et eau). Les drains peuvent être horizontaux ou verticaux. 2906561 3 L'invention concerne donc l'intégration d'une crépine catalytique pré-empaquetée dans un drain horizontal ou vertical de production pétrolière en association avec un des moyens de chauffage de l'hydrocarbure et des moyens d'injection d'hydrogène. La crépine joue ainsi son rôle traditionnel de filtrage de particules solides, mais elle permet également d'améliorer la production et la qualité des bruts grâce à son catalyseur intégré. Description de l'invention Résumé de l'invention L'invention concerne une crépine de production pétrolière pré-empaquetée comportant de manière concentrique une conduite interne (1), une chemise interne (2) et une chemise externe (3), dans laquelle la chemise interne (2) est constituée de matériau catalytique. De manière avantageuse, la conduite interne (1) et la chemise externe (3) comprennent des zones de perforation. Dans un mode de réalisation, la conduite interne (1) et la chemise externe (3) comprennent des zones de perforation décalées de façon à ce que la production pétrolière circule entre les deux séries d'orifices. Le matériau catalytique peut être présent sous forme de grains ou d'extrudés. Généralement, le matériau catalytique comprend une phase active supportée sur une matrice poreuse. De manière préférée, la phase active comprend à la fois un sulfure d'un métal du groupe VIB (colonne 6 de la nouvelle notation de la table périodique des éléments), et un sulfure d'un métal du groupe VIII. La matrice poreuse peut être une matrice minérale amorphe ou mal cristallisée. 2906561 4 La matrice poreuse peut comprendre également au moins une argile simple synthétique ou naturelle. La matrice poreuse peut comprendre également au moins un tamis moléculaire. L'invention concerne également une installation pour la production d'hydrocarbure par un puits foré dans une roche réservoir, dans laquelle ledit puits est muni de moyens de réaction chimique sur ledit hydrocarbure, et qui comprend au moins un drain équipé de moyens catalytiques constitués d'au moins une crépine de production pétrolière comportant de manière concentrique une conduite interne (1), une chemise interne (2) constituée de matériau catalytique et une chemise externe (3), - des moyens de chauffage de l'hydrocarbure et, - des moyens d'apport d'hydrogène en amont des moyens catalytiques. Des moyens de chauffage peuvent être disposés autour du drain. L'installation peut comprendre également des moyens de pompage (28) d'hydrocarbure. L'installation peut comprendre également des moyens d'injection (24) d'hydrogène ou de donneur d'hydrogène depuis la surface. L'invention concerne également une méthode optimisée de production d'hydrocarbure contenu dans une roche réservoir traversée par un puits, qui comprend les étapes suivantes : ^ on munit le drain d'au moins une crépine de production pétrolière comportant de manière concentrique une conduite interne (1), une chemise interne (2) constituée de matériau catalytique et une chemise externe (3), ^ on apporte de l'hydrogène en amont de ladite crépine, ^ on effectue un chauffage de l'hydrocarbure de manière à réaliser une hydroconversion catalytique dans ladite crépine. De préférence, la réaction d'hydroconversion est mise en oeuvre selon les conditions opératoires suivantes ^ une température supérieure à 200 C, ^ une pression totale comprise entre 0,1 et 20 MPa, 2906561 5 ^ une vitesse spatiale (volume de charge par volume de catalyseur et par heure) comprise entre 0,1 et 10h-1, ^ une quantité d'hydrogène telle que le rapport volumique litre d'hydrogène/litre de charge soit compris entre 0,1 et 1000 1/1. Dans un mode de réalisation, la roche réservoir contient un hydrocarbure d'un degré API inférieur à 20. L'hydrogène peut être apporté par une réaction thermique ou biologique au sein de la roche réservoir. Il est possible d'injecter depuis la surface de l'hydrogène ou un précurseur d'hydrogène. Il est notamment possible d'injecter de l'hydrogène pur directement au contact de la crépine. Le chauffage de l'hydrocarbure peut être réalisé au moins en partie par combustion in situ. Le chauffage de l'hydrocarbure peut être réalisé au moins en partie par l'énergie générée par la technique de production. Le chauffage de l'hydrocarbure peut être réalisé au moins en partie au moyen d'un ou plusieurs systèmes de chauffage électrique. Description détaillée de l'invention La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la lecture de la description d'exemples de réalisation, nullement limitatifs, illustrés par les figures ci-après annexées, parmi lesquelles : la figure 1 montre un schéma de principe d'une crépine à chemise catalytique ; les figures 2 et 3 montrent une vue en coupe longitudinale de deux modes de réalisation particulière de la crépine selon l'invention ; 2906561 6 la figure 4 montre une vue d'ensemble d'une installation comprenant un puits de production équipé d'une crépine catalytique, d'un système de chauffage et d'injecteurs d'hydrogène ; la figure 5 montre une vue de dessous du procédé d'injection directement dans la crépine catalytique. Réaction catalytique dans la crépine La crépine à chemise catalytique utilisable dans la méthode selon l'invention est présentée sur le schéma de principe de la Figure 1, et est composée de plusieurs éléments : une conduite interne perforée (1), une chemise catalytique (2), une chemise externe (3). • Conduite interne perforée (1) : la conduite interne (1) sert d'ossature à l'ensemble de l'équipement. Le type et la construction de la conduite interne (présence ou non de perforations sur toute la longueur et géométrie notamment diamètre et épaisseur) sont choisis en fonction des conditions géologiques et de la profondeur du puits. Le choix de la forme et de la taille des perforations éventuelles (par exemple crépines à nervures repoussées, à trous ronds ou à trous oblongs) se fait également en fonction de la formation géologique afin de permettre de produire un maximum de fluide tout en ayant une bonne tenue mécanique (résistance à la traction et à l'écrasement). • Chemise catalytique (2) : les catalyseurs utilisés dans la crépine selon l'invention sont constitués d'une phase active supportée sur une matrice composée de grains sphériques ou extrudés. La phase active préférée est la phase active des catalyseurs de raffinage permettant l'hydrotraitement et/ou l'hydroconversion des coupes pétrolières. La matrice utilisée pour disperser la phase active est une matrice minérale pouvant être amorphe ou mal cristallisée. La granulométrie des grains que composent cette matrice est avantageusement déterminée afin de filtrer efficacement les particules de sables susceptibles d'être produites par le drain. En effet, la chemise catalytique doit à la fois remplir son rôle de catalyseur et de filtre à particules solides. • Chemise externe (3) : le rôle principal de la chemise externe (3) est de filtrer la majorité des particules solides avant que le fluide n'atteigne le catalyseur. 2906561 7 D'une manière générale, la configuration de la chemise externe peut être très variée et dépend des qualités de filtration qu'elle doit remplir. La chemise externe peut par exemple être composée de plusieurs couches comprenant à la fois des chemises perforées ou à fente continue, mais également des chemises en résine pour améliorer la filtration. La chemise externe peut également comprendre de manière alternée des portions pleines et des portions perforées ou à fentes. Dans un mode de réalisation particulier, il peut être utilisé une crépine à fente continue, construite avec un fil enroulé qui permet d'obtenir d'excellentes propriétés de filtrage pour les particules les plus fines et de conserver un débit de production maximum. Par exemple, Johnson Screens propose une crépine à fente continue, conçue avec son traditionnel fil profilé en V qui permet de filtrer les grains de sable sans risque de colmatage de la crépine. L'autre intérêt d'un tel type de crépine est que la vitesse d'entrée dans les fentes est faible, ce qui permet d'obtenir des temps de résidence dans le catalyseur plus importants. La chemise externe peut également servir de système de chauffage. En particulier, un système électrique de résistance chauffante peut être placé dans la chemise externe de la crépine. Lorsqu'on utilise des crépines conventionnelles telle que la crépine à conduite interne perforée sur toute la longueur représentée par exemple sur la figure 1, le temps de résidence du brut dans le catalyseur peut être faible compte tenu de la faible épaisseur traversée, qui est au maximum de l'ordre de quelques centimètres. Or l'épaisseur du catalyseur est déterminante dans la conception de l'équipement. En effet, le catalyseur doit être suffisamment épais pour que le temps de résidence du fluide soit long et que le rendement de la réaction chimique soit maximum. Dans les conditions standards de production d'une huile lourde le temps de résidence est évalué entre 20 et 60 min. Afin de s'assurer un temps de résidence du fluide dans la chemise catalytique assez long et une réaction de catalyse optimale, d'autres types de crépines à chemise catalytique peuvent être utilisées. Deux modes de réalisation particulière de la crépine selon l'invention reposant sur la même conception d'allongement du temps de séjour dans le catalyseur sont présentées sur les figures 2 et 3. 2906561 8 La crépine est divisée en deux parties : une partie permettant l'admission du brut (E) passant au travers de la crépine composée de fils jointifs ou de toiles métalliques superposées (15). Le tube central (ou conduite interne) (11) étant partiellement plein, le passage de l'hydrocarbure est forcé sur une certaine longueur entre les deux tubes internes et externes contenant le catalyseur. Le trajet du brut dans la chemise catalytique (12) alors plus long que dans une crépine standard (figure 1) permet d'augmenter le temps de contact entre le brut et le catalyseur. un ou plusieurs orifices de passage (14) à travers lesquels le brut pénètre dans le tube central. Ces orifices de passage peuvent être composés de toile ou de filtre pour maintenir le catalyseur dans la chemise (12). De telles crépines permettent d'augmenter le temps de résidence d'un facteur 10 à 50 selon la géométrie retenue. D'autre part, l'épaisseur de la chambre catalytique de la crépine peut être réduite par rapport à une crépine standard (figure 1), ce qui représente un gain en terme de volume de catalyseur. Des tubes (13) peuvent être ajoutés au sein de la chambre catalytique et être utilisés pour faire des mesures, améliorer le chauffage... Enfin, la longueur de la crépine, la taille des orifices de passage et le type de configuration (figure 2 ou figure 3) sont à définir en fonction des paramètres du gisement produit : débit de production, nature des fluides, solides transportés, etc. Les catalyseurs concernés par l'invention sont constitués d'une phase active supportée sur une matrice poreuse. La phase active préférée est la phase active des catalyseurs de raffinage permettant l'hydrotraitement et/ou l'hydroconversion des coupes pétrolières. Cette phase active est généralement à base de sulfures mixtes constitués à la fois d'un sulfure d'un métal du groupe VIB (colonne 6 de la nouvelle notation de la table périodique des éléments), de préférence le molybdène ou le tungstène, ainsi que d'un sulfure d'un métal du groupe VIII (colonnes 8, 9 et 10 de la nouvelle notation de la table périodique des éléments), de préférence le Ni ou le Co. Les métaux sont généralement déposés à l'état oxyde et sont sulfurés pour être actifs en hydrotraitement et/ou hydroconversion. Le rapport atomique entre l'élément du groupe VIII et l'élément du groupe VIB considéré comme optimal 2906561 9 usuellement est compris entre 0,4 et 0,6 atome groupe VIII/atome groupe VIB. La phase active peut être en outre dopée par la présence d'au moins un élément dopant choisi parmi le phosphore, le bore, le silicium et les halogènes (groupe VIIA ou colonne 17 de la nouvelle notation de la table périodique des éléments). La matrice poreuse utilisée pour disperser la phase active est une matrice poreuse minérale pouvant être amorphe ou mal cristallisée. Cette matrice est choisie dans le groupe formé par l'alumine, la silice, la silice-alumine, la magnésie, l'argile, l'oxyde de titane, l'oxyde de zirconium, l'oxyde de lanthane, l'oxyde de cérium, les phosphates d'aluminium, les phosphates de bore, ou un mélange d'au moins deux des oxydes cités ci-dessus et les combinaisons alumine-oxyde de bore, les mélanges alumine-titane, alumine-zircone et titane-zircone. On peut choisir également les aluminates, et par exemple les aluminates de magnésium, de calcium, de baryum, de manganèse, de fer, de cobalt, de nickel, de cuivre et de zinc, les aluminates mixtes et par exemple ceux contenant au moins deux des métaux cités ci-dessus. On peut choisir également les titanates, et par exemple les titanates de zinc, nickel, cobalt. De manière préférée, on utilise des matrices contenant de l'alumine, sous toutes ses formes connues de l'homme du métier, par exemple l'alumine gamma. On peut aussi avantageusement utiliser des mélanges d'alumine et de silice et des mélanges d'alumine et d'oxyde de bore. La matrice peut également renfermer, en plus d'au moins un des composés cités ci-dessus, au moins une argile simple synthétique ou naturelle de type phyllosilicate 2:1 dioctaédrique ou phyllosilicate 3:1 trioctaédrique telles que la kaolinite, l'antigorite, la chrysotile, la montmorillonnite, la beidellite, la vermiculite, le talc, l'hectorite, la saponite, la laponite. Ces argiles peuvent être éventuellement délaminées. On peut aussi avantageusement utiliser des mélanges d'alumine et d'argile et des mélanges de silice-alumine et d'argile. La matrice peut également renfermer, en plus d'au moins un des composés cités ci-dessus, au moins un composé acide choisi dans le groupe formé par la famille des tamis moléculaires de type aluminosilicate cristallisé, zéolithes synthétiques et naturelles telles que la zéolithe Y, la zéolithe Y fluorée, la zéolithe Y contenant des terres rares, la zéolithe X, la zéolithe L, la zéolithe bêta, la mordénite à petits pores, la mordénite à grands pores, les zéolithes oméga, NU-10, ZSM-22, NU-86, NU-87, NU-88, et la zéolite ZSM-5. Parmi 2906561 10 les zéolithes on préfère habituellement employer des zéolithes dont le rapport atome de charpente silicium/aluminium (Si/Al) est supérieur à environ 3:1. On emploie avantageusement des zéolithes de structure faujasite et en particulier les zéolithes Y stabilisées et ultrastabilisées (USY) soit sous forme au moins partiellement échangées avec des cations métalliques, par exemple des cations des métaux alcalino-terreux et/ou des cations de métaux de terres rares de numéro atomique 57 à 71 inclus, soit sous forme hydrogène (Zéolite Molecular Sieves Structure, Chemistry and Uses, D.W. BRECK, J.WILLEY and sons 1973). Les composés acides peuvent être choisis également dans le groupe formé par la famille des tamis moléculaires cristallisés non zéolithiques tels que les silices mésoporeuses, la silicalite, les silicoaluminophosphates, les aluminophosphates, les ferrosilicates, les silicoaluminates de titane, les borosilicates, les chromosilicates et les aluminophosphates de métaux de transition (dont le cobalt). L'étape de préparation de la phase catalytique supportée consiste en une imprégnation de la matrice poreuse inorganique par une solution contenant les éléments constitutifs de la phase active, suivie d'une étape de séchage et de calcination. L'imprégnation est effectuée de manière préférée selon la technique d'imprégnation dite "à sec" (imprégnation de la matrice poreuse par une solution de volume égal au volume poreux de la matrice) et en une seule étape par une solution contenant l'ensemble des éléments constitutifs de la phase active. Après imprégnation du support, on laisse généralement reposer le solide humide sous une atmosphère humide à une température comprise entre 10 et 80 C avant de le sécher à une température comprise entre 60 et 150 C. On calcine le solide obtenu après séchage à une température comprise entre 150 et 800 C. D'autres techniques sont possibles comme l'imprégnation réalisée "en excès de solution" ou par pulvérisation de la solution sur la phase active. La matrice inorganique poreuse peut se présenter sous forme de poudre, de grains sphériques ou sous forme d'extrudés. Dans l'hypothèse où on utilise une matrice préalablement mise en forme sous forme de grains ou d'extrudés pour le dépôt de la phase active, une étape de broyage post dépôt pouvant être nécessaire. Les sources des éléments du groupe VIB (colonne 6 de la nouvelle notation de la table périodique des éléments) qui peuvent être utilisées sont bien connues de l'homme du 2906561 11 métier. Par exemple, parmi les sources de molybdène et de tungstène, on peut avantageusement utiliser les oxydes, les hydroxydes, les acides molybdiques et tungstiques et leurs sels en particulier les sels d'ammonium tels que le molybdate d'ammonium, l'heptamolybdate d'ammonium, le tungstate d'ammonium, les acides phosphomolybdique et phosphotungstique et leurs sels, les acétylacétonates, les xanthates, les fluorures, les chlorures, les bromures, les iodures, les oxyfluorures, les oxychlorures, les oxybromures, les oxyiodures, les complexes carbonyles, les thiomolybdates, les carboxylates. On utilise de préférence les oxydes et les sels d'ammonium tels que le molybdate d'ammonium, l'heptamolybdate d'ammonium et le tungstate d'ammonium. Les sources des éléments du groupe VIII (colonnes 8, 9 et 10 de la nouvelle notation de la table périodique des éléments) pouvant être utilisées sont connues et sont par exemple les nitrates, les sulfates, les phosphates, les halogénures, les carboxylates comme les acétates et les carbonates, les hydroxydes et les oxydes. La source de phosphore préférée est l'acide orthophosphorique, mais ses sels et esters comme les phosphates alcalins, phosphates d'ammonium, les phosphates de gallium ou les phosphates d'alkyles conviennent également. Les acides phosphoreux, par exemple l'acide hypophosphoreux, l'acide phosphomolybdique et ses sels, l'acide phosphotungstique et ses sels peuvent également être avantageusement employés. Le phosphore peut par exemple être introduit sous la forme d'un mélange d'acide phosphorique et un composé organique basique contenant de l'azote tels que l'ammoniaque, les amines primaires et secondaires, les amines cycliques, les composés de la famille de la pyridine et des quinoléines et les composés de la famille du pyrrole. La source de bore peut être l'acide borique, de préférence l'acide orthoborique H3BO3, le biborate ou le pentaborate d'ammonium, l'oxyde de bore, les esters boriques. Le bore peut être introduit par exemple par une solution d'acide borique dans un mélange eau/alcool ou encore dans un mélange eau/éthanolamine. De nombreuses sources de silicium peuvent être employées. Ainsi, on peut utiliser l'orthosilicate d'éthyle Si(OEt)4, les siloxanes, les silicones, les silicates d'halogénures comme le fluorosilicate d'ammonium (NH4)2SiF6 ou le fluorosilicate de sodium Na2SiF6. L'acide silicomolybdique et ses sels, l'acide silicotungstique et ses sels peuvent également 2906561 12 être avantageusement employés. Le silicium peut être ajouté par exemple par imprégnation de silicate d'éthyle en solution dans un mélange eau/alcool. Les sources d'élément du groupe VIIA (halogènes) qui peuvent être utilisées sont bien connues de l'homme du métier. Par exemple, les anions fluorures peuvent être introduits sous forme d'acide fluorhydrique ou de ses sels. Ces sels sont formés avec des métaux alcalins, l'ammonium ou un composé organique. Dans ce dernier cas, le sel est avantageusement formé dans le mélange réactionnel par réaction entre le composé organique et l'acide fluorhydrique. Il est également possible d'utiliser des composés hydrolysables pouvant libérer des anions fluorures dans l'eau, comme le fluorosilicate d'ammonium (NH4)2SiF6, le tétrafluorure de silicium SiF4 ou de sodium Na2SiF6. Le fluor peut être introduit par exemple par imprégnation d'une solution aqueuse d'acide fluorhydrique ou de fluorure d'ammonium. Les catalyseurs utilisables dans la méthode selon la présente invention peuvent contenir les quantités de métaux et dopants suivantes : La quantité de métal du groupe VIB peut être comprise entre 1 et 20 % exprimées en % poids d'oxyde par rapport au poids du catalyseur, de préférence entre 1 et 10 %. La quantité de métal du groupe VIII de préférence non noble peut être comprise entre 0 et 10 % poids d'oxyde par rapport au poids du catalyseur, de préférence entre 1,5 et 3 %. L'élément dopant préféré s'il est présent est le phosphore. La quantité de phosphore, est avantageusement comprise entre 0,3 et 10 % poids d'oxyde par rapport au poids du catalyseur, de préférence entre 1 et 5 %. Le catalyseur peut contenir en outre au moins un autre élément dopant choisi dans le groupe formé par le bore, le silicium et les halogènes. Lorsqu'au moins un élément dopant est le bore, la quantité de bore, exprimée en % poids d'oxyde par rapport au poids du catalyseur hors substrat monolithique, est inférieure à 6 %, de manière préférée inférieure à 2 %. Le rapport atomique entre l'élément phosphore et l'élément du groupe VIB est avantageusement choisi entre 0,3 et 0,6. Lorsqu'au moins un élément dopant est le silicium, la teneur en silicium est comprise entre 0.1 et 10 % poids d'oxyde par rapport au poids de catalyseur hors substrat monolithique. Lorsqu'au moins un élément dopant est un élément halogéné, la teneur en halogène est inférieure à 5 % poids par rapport au poids de catalyseur hors substrat monolithique. 2906561 13 De manière préférée, le catalyseur contient au moins un élément du groupe VIB à une teneur comprise entre 1 et 10 % poids d'oxyde par rapport au poids du catalyseur hors substrat monolithique, éventuellement au moins un élément du groupe VIII et du phosphore. Un autre catalyseur préféré selon l'invention contient au moins un élément du groupe VIB à une teneur comprise entre 1 et 10 % poids d'oxyde par rapport au poids du catalyseur, éventuellement au moins un élément du groupe VIII et du silicium. Les catalyseurs utilisables dans la méthode selon l'invention sont de préférence soumis, à un traitement de sulfuration préalable avant leur utilisation, de manière à obtenir des catalyseurs de type sulfures (phases actives). Le traitement de sulfuration permet de transformer, au moins en partie, les espèces métalliques en sulfures avant leur mise en contact avec le brut à traiter. Ce traitement d'activation par sulfuration est bien connu de l'homme du métier du raffinage et peut être effectué par toute méthode déjà décrite dans la littérature. Dans la présente invention, cette activation peut être réalisée ex-situ (en dehors du puits de production) ou in-situ (dans le puits de production). Dans le cas d'une sulfuration ex-situ, le catalyseur après sulfuration doit être passivé. En effet, les phases sulfures présentent une très grande réactivité vis-à-vis de l'air ambiant (caractère auto-échauffant par oxydation) interdisant leur manipulation ultérieure sans un traitement complémentaire visant à limiter cette réactivité. Parmi les procédures de sulfurations ex-situ commerciales, citons le procédé TOTSUCAT de la société Eurecat (EP 0 564 317 B1 et EP 0 707 890 B l). La source de soufre pour la sulfuration de ce type de catalyseur peut être le soufre élémentaire, le sulfure de carbone, l'hydrogène sulfuré, les hydrocarbures soufrés tels que le diméthylsulfure, le diméthyldisulfure, les mercaptans, les composés duthiophène, les thiols, les polysulfures tels que par exemple le ditertiononylpolysulfure ou TPS-37 de la société ARKEMA, les coupes pétrolières riches en soufre seules ou en mélanges avec un des composés soufrés cités ci-dessus. La source de soufre préférée est l'hydrogène sulfuré ou les hydrocarbures soufrés tels que le diméthyldisulfure en mélange avec des coupes pétrolières. Une méthode de sulfuration classique bien connue de l'homme du métier du raffinage et qui peut être utilisé dans la présente invention consiste à chauffer en présence d'hydrogène 2906561 14 sulfuré (sous flux d'un mélange hydrogène/hydrogène sulfuré) à une température comprise entre 150 et 500 C, de préférence entre 250 et 350 C. Les catalyseurs selon la présente invention permettent l'hydroraffinage modéré et l'hydroconversion modérée des bruts. Les réactions catalytiques mises en jeu sont notamment des réactions d'hydrogénation, d'hydrodéazotation, d'hydrodéoxygénation, d'hydrodéaromatisation, d'hydrodésulfuration, d'hydrodémétallation, d'hydroisomérisation, d'hydrodéalkylation, et de craquage permettant une hydroviscoréduction. Les conditions de l'hydroconversion du brut réalisée dans la méthode selon l'invention sont telles que température, pression, rapport volumique litre d'hydrogène/litre d'hydrocarbure, vitesse volumique horaire, peuvent être très variables en fonction de la nature du brut. Les conditions opératoires selon l'invention sont : une température supérieure à 200 C, de préférence comprise entre 280 et 350 C, sous une pression totale comprise entre 0,1 et 20 MPa, la vitesse spatiale (volume de charge par volume de catalyseur monolithique et par heure) étant comprise entre 0,1 et 10h-1, de préférence comprise entre 0,5 et 8h-1, et la quantité d'hydrogène nécessaire est telle que le rapport volumique litre d'hydrogène/litre de charge soit compris entre 0,1 et 1000 1/1. Méthode et installation améliorées de production des bruts lourds Pour que la réaction catalytique dans la crépine puisse se faire, deux conditions nécessaires doivent être remplies. D'abord, il faut que l'hydrocarbure soit suffisamment chaud (de préférence au moins 250 C, de manière très préférée plus de 350 C) lorsqu'il pénètre dans le catalyseur, puis il est indispensable d'être en présence d'hydrogène pour alimenter la réaction chimique de l'hydrocarbure. La figure 4 présente un exemple de puits de production d'hydrocarbure (27) équipé de crépines catalytiques (22). Un système de chauffage (23) est disposé autour de la crépine catalytique ; un système de résistance chauffante placé dans la chemise externe de la 2906561 15 crépine et alimenté par un câble électrique (25) peut être une solution envisageable pour chauffer le brut à la température de fonctionnement du catalyseur. Un faisceau d'injecteurs (24) est placé autour de la crépine afin de fournir par perméation l'hydrogène (26) nécessaire pour la réaction catalytique qui se déroule dans la chemise catalytique de la crépine (22). Le brut pénètre donc dans le drain (21) à travers les crépines (22) et sa remontée jusqu'à la surface est assistée par une pompe (28). L'hydrogène peut être injecté depuis la surface à une température élevée, ou à une température correspondant aux conditions de stockage en surface, (en prenant en compte les changements thermiques pendant le transport dans le puits). L'hydrogène peut être dispersé dans le brut à l'aide d'un injecteur ou d'un mélangeur. L'hydrogène peut également provenir du réservoir, notamment dans le cas, par exemple, d'une exploitation d'un réservoir par une technique de récupération qui produit de l'hydrogène. Si la quantité d'hydrogène produite est insuffisante pour obtenir la réaction, on peut compléter l'apport par une injection d'hydrogène depuis la surface L'injection et la production peuvent se faire de manière alternée dans le même drain injecteur-producteur équipé d'au moins une crépine catalytique : la production de brut lourd est alors discontinue ou cyclique. L'injection et la production peuvent se faire de manière continue au moyen de deux drains : un drain injecteur et un drain producteur équipé d'au moins une crépine catalytique. La production de brut lourd est alors continue. La géométrie des drains injecteurs et producteurs peut être diverse (horizontaux ou verticaux) et dépend du gisement à exploiter. Lors de la phase d'injection peuvent être injectés dans le drain injecteur ou dans le drain injecteur-producteur de l'eau ou de la vapeur d'eau. Dans un autre mode de réalisation, de l'air ou un gaz contenant de l'oxygène peuvent être injectés dans le drain pour réaliser une 2906561 16 combustion dans le réservoir qui permet de chauffer la formation. Les produits de ladite combustion peuvent également être utilisés comme source d'hydrogène. De l'hydrogène pur, dilué dans un gaz inerte ou un solvant donneur d'hydrogène peuvent également être injectés autour du drain. Dans un mode de réalisation particulier, l'hydrogène pur peut également être injecté directement au contact de la crépine catalytique au moyen de faisceaux injecteurs dans l'annulaire. Le brut qui s'écoule vers le drain, en amont des moyens catalytiques (dans le sens de l'écoulement de l'hydrocarbure) peut avoir la température adéquate à l'obtention de la réaction catalytique, en conséquence de la technique de récupération employée, notamment, si on développe de la combustion in situ par injection d'air ou d'un gaz contenant de l'oxygène, ou un schéma de production de type SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) par injection de vapeur d'eau ou similaire. Même dans ce cas, un chauffage complémentaire, par exemple électrique peut être nécessaire en appoint de température en amont des moyens catalytiques. Des moyens de chauffage peuvent être prévus autour du drain injecteur, pour chauffer la zone d'injection, en complément ou non de la chaleur fournie par le ou les fluide(s) injecté(s). Des moyens de chauffage peuvent être prévus autour du drain producteur équipé d'au moins une crépine catalytique, en complément ou non de la chaleur éventuellement fournie par la technique de production. Des moyens de chauffage peuvent être prévus autour du drain injecteur-producteur équipé d'au moins une crépine catalytique. Les moyens de chauffage fournissent au brut une quantité de chaleur suffisante pour que la catalyse dans la crépine puisse opérer. Plusieurs systèmes de chauffage peuvent être employés selon la configuration du puits, par exemple parmi les systèmes de chauffage électrique peuvent être envisagés des systèmes utilisant une résistance chauffante, l'induction, les micro-ondes, le plasma, etc. 2906561 17 Selon les gisements, la température du brut lourd à l'entrée de l'unité de chauffage varie entre 20 C et 150 C. Afin que les réactions chimiques entre l'hydrocarbure et le donneur d'hydrogène soient d'une intensité suffisante, il est nécessaire que le brut pénètre dans la crépine à une température comprise entre 200 C et 700 C. Dans ces conditions, le système de chauffage doit fournir entre 400 kW et 700 kW, ce qui est de l'ordre de grandeur des puissances que sont capables de générer les systèmes de chauffage cités ci-dessus. Le chauffage peut être disposé autour d'une extension de la colonne de production (tubing) de façon à chauffer l'hydrocarbure par conduction avec la paroi du tubing. Dans le cas d'un chauffage électrique, un câble de transport électrique remonte généralement dans l'annulaire jusqu'en surface. Les éléments de chauffage peuvent être constitués par la chemise externe de la crépine qui est alors utilisée comme résistance chauffante. Plusieurs configurations sont envisagées pour associer le chauffage de l'hydrocarbure et la présence d'hydrogène nécessaires à la mise en oeuvre de la méthode selon l'invention. Plusieurs modes de réalisation de l'invention pour la production améliorée de brut lourd et notamment son intégration dans divers schémas de production, sont décrits ci-dessous, de manière non limitative : 1. Un seul drain injecteur/producteur équipé de crépines catalytiques est considéré pour cette configuration. De la vapeur d'eau est injectée de façon cyclique par le drain dans la formation. Pendant cette première phase, la vapeur d'eau permet à la fois de chauffer le brut autour du drain et de fournir de l'hydrogène. Pendant la deuxième phase, le brut chaud et l'hydrogène sont produits à travers les crépines catalytiques où la réaction chimique permet de faire l'upgrading du brut lourd. Ce procédé alterne donc des phases d'injection et de production. 2. De la vapeur d'eau est injectée dans la formation par un premier drain injecteur. La vapeur d'eau permet de chauffer le brut dans la formation et de 2906561 18 fournir l'hydrogène nécessaire à la réaction catalytique. Un deuxième drain producteur selon l'invention équipé des crépines catalytiques permet d'assurer la production. Ainsi, l'upgrading du brut lourd dans le drain producteur se fait de façon continue. 3. Un procédé cyclique alternant injection et production est mis en place dans un drain injecteur/producteur selon l'invention, équipé des crépines catalytiques et d'un système de chauffage. De l'eau est injectée dans le drain. Le système de chauffage permet de générer de la vapeur d'eau dans la formation (donc de l'hydrogène) et de chauffer le brut autour du drain. Ensuite, lors de la phase de production, le brut chaud pénètre dans les crépines catalytiques et la réaction chimique est alimentée par l'hydrogène fourni par la vapeur d'eau présente dans la formation. 4. Un procédé de production continue est mis en place à l'aide de deux drains ; un drain injecteur équipé d'un chauffage et un drain producteur selon l'invention équipé d'un chauffage et de crépines catalytiques. De l'eau est chauffée et injectée par le drain injecteur sous forme de vapeur d'eau dans la formation. Ainsi, le brut est chauffée et l'hydrogène nécessaire pour la catalyse est fourni par la vapeur d'eau présente dans la formation. Le chauffage du brut est optimisé autour du drain producteur grâce à son équipement de chauffage. Finalement, le brut lourd est produit de façon continue par la crépine catalytique du drain producteur. 5. Le chauffage du brut peut également se faire par une combustion cyclique grâce à un seul drain selon l'invention équipé de crépines catalytiques. De l'air ou du gaz contenant de l'oxygène est injecté par ce drain dans la formation afin de réaliser une combustion qui permet à la fois de chauffer de façon efficace la formation mais également d'obtenir de l'hydrogène pour la réaction catalytique. Une fois la combustion arrêtée, le brut lourd est produit par ce même drain et l'hydrogène présent dans la formation est utilisé pour alimenter la réaction chimique dans les crépines catalytiques. 2906561 19 6. Dans cette configuration, le chauffage du brut se fait par une combustion continue à l'aide de deux drains. Un drain injecteur permet d'injecter de l'air ou un gaz contenant de l'oxygène dans le formation pour alimenter la combustion dans le réservoir ; le brut est donc chauffé par combustion et l'hydrogène est l'un des produits de la combustion. Le brut lourd est produit de façon continue par le drain selon l'invention équipé de crépines catalytiques. 7. Pour cette configuration, un seul drain injecteur/producteur est foré et un procédé de combustion cyclique est mis en place. Le processus est découplé en 3 phases. Une première phase où l'air est injecté dans la formation pour la combustion, ce qui permet de chauffer le brut. Après extinction de la combustion, on injecte soit de l'hydrogène pur ou dilué dans un gaz inerte, soit un solvant "donneur d'hydrogène" (comme la tétraline) dans la formation. L'intérêt de cette deuxième phase est que l'on peut convenablement contrôler l'apport d'hydrogène. Enfin, la dernière phase consiste à produire le brut par les crépines catalytiques qu'équipent le drain. 8. Un seul drain injecteur/producteur est équipé d'une unité de chauffage et de crépines catalytiques selon l'invention. Le système de chauffage est allumé pendant tout le procédé cyclique. Une première phase permet d'injecter soit l'hydrogène pur ou dilué dans un gaz inerte soit un solvant "donneur d'hydrogène" autour du drain. Lors de la transport and exploitation of hydrocarbon deposits, particularly those containing unconventional crude hydrocarbons with a viscosity greater than 0.1 Pa. s, at the temperature of the tank. These particular hydrocarbons are generally classified as "heavy crudes" or "heavy oils". The growth in global energy demand coupled with a decline in conventional crude resources is leading oil companies to exploit heavy crude deposits. The exploitation of these heavy crudes is a new strategic issue since the proven resources are approximately 4700 billion barrels, a quantity similar to that of conventional oil remaining today in place. On the other hand, a large part of the heavy crude deposits in the world is located mainly in regions different from those where the light crude oil reserves are exploited. These heavy crudes, characterized by a API degree of less than 20, and a high viscosity greater than 0.1 Pa. s, are difficult to extract and transport. Our invention therefore proposes the adaptation of a refining process in the well in order to improve the raising and the transport of the crude, in particular the heavy and extra heavy crudes. PRIOR ART Processes are known which allow the production of heavy crude oil by injecting into the tanks fluids intended to render hydrocarbons more mobile, by solvation, or which use fluidification by temperature, in particular by steam injection (US 4,434,851 ), combustion (US 5,626,191), or in combination with the use of catalytic means in or around the drain (US 6,451,557). However, all these methods have disadvantages of cost or operational complexity. During the completion of an oil production well, strainers are installed which will allow filtering of the fluid and limit the arrival of sand grains in the drain, harmful for the lifetime of the installations (pump, pipe . . . ). Pre-packaged strainers are known with a resin jacket whose permeability is adapted to the granulometry of the sand grains. The advantage of such strainers is both economic and technical since their installation is simpler and faster. The present invention therefore proposes to modify this type of strainer by replacing the resin jacket with a catalyst in order to add to the traditional filter function of the strainer, a catalytic power to effect a chemical conversion of the heavy hydrocarbon in the wells ("upgrading" in situ) in the presence of hydrogen so as to make it more easily movable under acceptable conditions. Upgrading allows the proportions of gasoline fractions, gas oils and vacuum distillates to be increased to the detriment of the vacuum residue fraction (boiling point generally greater than 540 C). The advantage of in situ upgrading of heavy crudes by conversion and hydrogen supply is to improve the recovery, the transportability and the quality of the heavy crudes. In the remainder of the description, the term "hydroconversion" of the crude is understood to mean any conversion chemical reaction using hydrogen, in particular hydrotreating: hydrodesulfurization, hydrodemetallation (mainly nickel and vanadium), asphaltene precipitation, hydrodenitrogenation, Carbon Conradson reduction, or hydroviscoreduction. By injector drain is meant the drilled part of a well by which the fluids necessary for the production and / or upgrading of the hydrocarbon are injected from the surface towards the bottom of the well. Producer drain is understood as the drilled part of a well through which the fluids produced (in particular hydrocarbon and water) are recovered from the bottom of the well towards the surface. The drains can be horizontal or vertical. The invention therefore relates to the integration of a pre-packaged catalytic strainer in a horizontal or vertical oil production drain in association with one of the hydrocarbon heating means and hydrogen injection means. The strainer thus plays its traditional role of filtering solid particles, but it also makes it possible to improve the production and the quality of the crudes thanks to its integrated catalyst. SUMMARY OF THE INVENTION The invention relates to a pre-packaged oil production strainer concentrically comprising an inner pipe (1), an inner liner (2) and an outer jacket (3), in which the inner jacket (2) is made of catalytic material. Advantageously, the inner pipe (1) and the outer jacket (3) comprise perforation zones. In one embodiment, the inner pipe (1) and the outer jacket (3) comprise offset perforation zones so that oil production circulates between the two series of orifices. The catalytic material may be present in the form of grains or extrudates. Generally, the catalytic material comprises an active phase supported on a porous matrix. Preferably, the active phase comprises both a sulphide of a Group VIB metal (column 6 of the new notation of the periodic table of the elements), and a sulphide of a Group VIII metal. The porous matrix may be an amorphous or poorly crystallized mineral matrix. The porous matrix may also comprise at least one synthetic or natural simple clay. The porous matrix may also comprise at least one molecular sieve. The invention also relates to an installation for the production of hydrocarbon by a well drilled in a reservoir rock, wherein said well is provided with chemical reaction means on said hydrocarbon, and which comprises at least one drain equipped with catalytic means consisting of at least one oil production strainer concentrically comprising an inner pipe (1), an inner jacket (2) made of catalytic material and an outer jacket (3), - means for heating the hydrocarbon and, - means for supplying hydrogen upstream of the catalytic means. Heating means may be arranged around the drain. The installation may also comprise hydrocarbon pumping means (28). The installation may also comprise injection means (24) for hydrogen or hydrogen donor from the surface. The invention also relates to an optimized method for producing hydrocarbon contained in a reservoir rock traversed by a well, which comprises the following steps: the drain is provided with at least one petroleum production strainer concentrically comprising an internal pipe (1), an inner jacket (2) made of catalytic material and an outer jacket (3), hydrogen is supplied upstream of said strainer, the hydrocarbon is heated to hydroconversion. catalytically in said strainer. Preferably, the hydroconversion reaction is carried out according to the following operating conditions: a temperature greater than 200 ° C., a total pressure of between 0.1 and 20 MPa, and a space velocity (volume of charge per volume). of catalyst and per hour) between 0.1 and 10h-1, ^ a quantity of hydrogen such that the volume ratio by volume of hydrogen liter / liter of charge is between 0.1 and 1000 1/1. In one embodiment, the reservoir rock contains a hydrocarbon of API degree less than 20. Hydrogen can be provided by a thermal or biological reaction within the reservoir rock. It is possible to inject from the surface of the hydrogen or a precursor of hydrogen. In particular, it is possible to inject pure hydrogen directly in contact with the strainer. The heating of the hydrocarbon can be carried out at least partly by combustion in situ. The heating of the hydrocarbon can be achieved at least in part by the energy generated by the production technique. The heating of the hydrocarbon can be carried out at least in part by means of one or more electric heating systems. DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION The present invention will be better understood and its advantages will appear more clearly on reading the description of non-limiting exemplary embodiments, illustrated by the appended figures, of which: FIG. schematic diagram of a catalytic jacketed strainer; Figures 2 and 3 show a longitudinal sectional view of two particular embodiments of the strainer according to the invention; FIG. 4 shows an overall view of an installation comprising a production well equipped with a catalytic strainer, a heating system and hydrogen injectors; Figure 5 shows a bottom view of the injection process directly into the catalytic strainer. Catalytic reaction in the strainer The catalytic jacketed strainer used in the method according to the invention is presented in the block diagram of FIG. 1, and is composed of several elements: a perforated inner pipe (1), a catalytic jacket (2). ), an outer jacket (3). • Perforated internal pipe (1): the internal pipe (1) serves as a framework for all the equipment. The type and construction of the inner pipe (presence or absence of perforations along the entire length and geometry in particular diameter and thickness) are chosen according to the geological conditions and the depth of the well. The choice of the shape and size of any perforations (eg pushpieces with rounded ribs, round holes or oblong holes) is also based on the geological formation in order to produce a maximum of fluid while having a good mechanical strength (tensile strength and crush). Catalyst jacket (2): the catalysts used in the strainer according to the invention consist of an active phase supported on a matrix composed of spherical or extruded grains. The preferred active phase is the active phase of the refining catalysts for hydrotreating and / or hydroconversion of petroleum fractions. The matrix used to disperse the active phase is a mineral matrix that can be amorphous or poorly crystallized. The granulometry of the grains that make up this matrix is advantageously determined in order to effectively filter the sand particles that can be produced by the drain. Indeed, the catalytic jacket must both fulfill its role of catalyst and solid particle filter. • Outer jacket (3): the main role of the outer jacket (3) is to filter the majority of the solid particles before the fluid reaches the catalyst. In general, the configuration of the outer jacket can be very varied and depends on the filtration qualities it must fulfill. The outer jacket may for example be composed of several layers comprising both perforated or continuous slot shirts, but also resin shirts to improve filtration. The outer jacket may also alternately comprise solid portions and perforated or slotted portions. In a particular embodiment, it is possible to use a continuous slit screen, constructed with a coiled wire which makes it possible to obtain excellent filtering properties for the finest particles and to maintain a maximum production rate. For example, Johnson Screens offers a continuous slot strainer, designed with its traditional V-shaped wire that filters sand grains without clogging the strainer. The other advantage of such a type of strainer is that the speed of entry into the slots is low, which allows to obtain longer residence times in the catalyst. The outer jacket can also be used as a heating system. In particular, an electric heating resistor system can be placed in the outer jacket of the strainer. When using conventional strainers such as perforated internal pipe strainer over the entire length shown for example in Figure 1, the residence time of the crude in the catalyst can be low given the small thickness traversed, which is at maximum of the order of a few centimeters. The thickness of the catalyst is decisive in the design of the equipment. Indeed, the catalyst must be thick enough so that the residence time of the fluid is long and the yield of the chemical reaction is maximum. Under the standard conditions of production of a heavy oil the residence time is evaluated between 20 and 60 min. In order to ensure a long residence time of the fluid in the catalytic jacket and an optimal catalytic reaction, other types of catalytic jacketed strainers can be used. Two particular embodiments of the strainer according to the invention based on the same design of elongation of the residence time in the catalyst are shown in FIGS. 2 and 3. 2906561 8 The strainer is divided into two parts: a part allowing the admission of the crude (E) passing through the strainer composed of joined threads or superimposed metallic cloths (15). The central tube (or inner pipe) (11) being partially solid, the passage of the hydrocarbon is forced over a certain length between the two inner and outer tubes containing the catalyst. The path of the crude in the catalytic jacket (12) then longer than in a standard strainer (Figure 1) increases the contact time between the crude and the catalyst. one or more through-holes (14) through which the raw material enters the central tube. These passage openings may be composed of fabric or filter to maintain the catalyst in the jacket (12). Such strainers can increase the residence time by a factor of 10 to 50 depending on the geometry chosen. On the other hand, the thickness of the catalytic chamber of the strainer can be reduced compared to a standard strainer (Figure 1), which represents a gain in terms of catalyst volume. Tubes (13) may be added within the catalytic chamber and used to make measurements, to improve heating. . . Finally, the length of the strainer, the size of the passage orifices and the type of configuration (Figure 2 or Figure 3) are to be defined according to the parameters of the deposit produced: production flow, nature of the fluids, transported solids, etc. The catalysts concerned by the invention consist of an active phase supported on a porous matrix. The preferred active phase is the active phase of the refining catalysts for hydrotreating and / or hydroconversion of petroleum fractions. This active phase is generally based on mixed sulphides consisting of both a sulphide of a Group VIB metal (column 6 of the new notation of the periodic table of the elements), preferably molybdenum or tungsten, as well as of a group VIII metal sulfide (columns 8, 9 and 10 of the new notation of the periodic table of elements), preferably Ni or Co. The metals are generally deposited in the oxide state and are sulfided to be active in hydrotreatment and / or hydroconversion. The atomic ratio between the group VIII element and the element of the group VIB considered as optimal is generally between 0.4 and 0.6 atom group VIII / atom group VIB. The active phase may be further doped by the presence of at least one doping element chosen from phosphorus, boron, silicon and halogens (group VIIA or column 17 of the new notation of the periodic table of the elements). The porous matrix used to disperse the active phase is a porous mineral matrix that can be amorphous or poorly crystallized. This matrix is chosen from the group formed by alumina, silica, silica-alumina, magnesia, clay, titanium oxide, zirconium oxide, lanthanum oxide, cerium, aluminum phosphates, boron phosphates, or a mixture of at least two of the oxides mentioned above and alumina-boron oxide combinations, alumina-titanium, alumina-zirconia and titanium-zirconia mixtures. It is also possible to choose aluminates, and for example aluminates of magnesium, calcium, barium, manganese, iron, cobalt, nickel, copper and zinc, and mixed aluminates, for example those containing at least two metals mentioned above. It is also possible to choose titanates, for example titanates of zinc, nickel or cobalt. Preferably, matrices containing alumina, in all its forms known to those skilled in the art, for example gamma-alumina, are used. It is also advantageous to use mixtures of alumina and silica and mixtures of alumina and boron oxide. The matrix may also contain, in addition to at least one of the abovementioned compounds, at least one synthetic or natural simple clay of 2: 1 dioctahedral phyllosilicate or 3: 1 trioctahedral phyllosilicate type such as kaolinite, antigorite, chrysotile, montmorillonnite, beidellite, vermiculite, talc, hectorite, saponite, laponite. These clays can be optionally delaminated. It is also advantageous to use mixtures of alumina and clay and mixtures of silica-alumina and clay. The matrix may also contain, in addition to at least one of the compounds mentioned above, at least one acidic compound chosen from the group formed by the family of crystallized aluminosilicate molecular sieves, natural and synthetic zeolites such as zeolite Y fluorinated Y zeolite, zeolite Y containing rare earths, zeolite X, zeolite L, zeolite beta, small pore mordenite, large pore mordenite, omega zeolites, NU-10, ZSM-22, NU-86, NU-87, NU-88, and zeolite ZSM-5. Among zeolites, it is usually preferred to employ zeolites having a silicon / aluminum framework ratio (Si / Al) greater than about 3: 1. Zeolites with a faujasite structure and in particular stabilized and ultrastabilized Y zeolites (USY) are advantageously employed either in the form at least partly exchanged with metal cations, for example alkaline earth metal cations and / or earth metal cations. rare of atomic number 57 to 71 inclusive, or in the hydrogen form (Zeolite Molecular Sieves Structure, Chemistry and Uses, D. W. BRECK, J. WILLEY and sons 1973). The acidic compounds may also be chosen from the group formed by the family of crystallized non-zeolitic molecular sieves such as mesoporous silicas, silicalite, silicoaluminophosphates, aluminophosphates, ferrosilicates, titanium silicoaluminates, borosilicates, chromosilicates and aluminophosphates of transition metals (including cobalt). The step of preparing the supported catalytic phase consists of impregnating the inorganic porous matrix with a solution containing the constituent elements of the active phase, followed by a drying and calcination step. The impregnation is preferably carried out according to the "dry" impregnation technique (impregnation of the porous matrix with a solution of volume equal to the pore volume of the matrix) and in a single step with a solution containing the entire constituent elements of the active phase. After impregnation of the support, the wet solid is generally allowed to stand under a humid atmosphere at a temperature of between 10 and 80 ° C. before drying at a temperature of between 60 and 150 ° C. The solid obtained is calcined after drying at a temperature of between 150 and 800 ° C. Other techniques are possible such as impregnation carried out "in excess of solution" or by spraying the solution on the active phase. The porous inorganic matrix may be in the form of powder, spherical grains or in the form of extrudates. Assuming that a matrix previously formed in the form of grains or extrudates for the deposition of the active phase is used, a post-deposition grinding step may be necessary. The sources of group VIB elements (column 6 of the new periodic table element notation) that can be used are well known to those skilled in the art. For example, among the sources of molybdenum and tungsten, the oxides, the hydroxides, the molybdic and tungstic acids and their salts can advantageously be used, in particular ammonium salts such as ammonium molybdate, heptamolybdate and ammonium, ammonium tungstate, phosphomolybdic and phosphotungstic acids and their salts, acetylacetonates, xanthates, fluorides, chlorides, bromides, iodides, oxyfluorides, oxychlorides, oxybromides, oxyiodides, carbonyl complexes thiomolybdates, carboxylates. Oxides and ammonium salts such as ammonium molybdate, ammonium heptamolybdate and ammonium tungstate are preferably used. The sources of the elements of group VIII (columns 8, 9 and 10 of the new notation of the periodic table of the elements) that can be used are known and are, for example, nitrates, sulphates, phosphates, halides, carboxylates and the like. acetates and carbonates, hydroxides and oxides. The preferred phosphorus source is orthophosphoric acid, but its salts and esters such as alkaline phosphates, ammonium phosphates, gallium phosphates or alkyl phosphates are also suitable. Phosphorous acids, for example hypophosphorous acid, phosphomolybdic acid and its salts, phosphotungstic acid and its salts may also be advantageously employed. The phosphorus may for example be introduced in the form of a mixture of phosphoric acid and a basic organic compound containing nitrogen such as ammonia, primary and secondary amines, cyclic amines, compounds of the family of pyridine and quinolines and compounds of the pyrrole family. The source of boron may be boric acid, preferably orthoboric acid H3BO3, biborate or ammonium pentaborate, boron oxide, boric esters. Boron may be introduced for example by a solution of boric acid in a water / alcohol mixture or in a water / ethanolamine mixture. Many sources of silicon can be used. Thus, it is possible to use ethyl orthosilicate Si (OEt) 4, siloxanes, silicones, halide silicates, such as ammonium fluorosilicate (NH4) 2SiF6 or sodium fluorosilicate Na2SiF6. Silicomolybdic acid and its salts, silicotungstic acid and its salts may also be advantageously employed. The silicon may be added, for example, by impregnation of ethyl silicate in solution in a water / alcohol mixture. Group VIIA element sources (halogens) that can be used are well known to those skilled in the art. For example, the fluoride anions can be introduced in the form of hydrofluoric acid or its salts. These salts are formed with alkali metals, ammonium or an organic compound. In the latter case, the salt is advantageously formed in the reaction mixture by reaction between the organic compound and the hydrofluoric acid. It is also possible to use hydrolysable compounds which can release fluoride anions in water, such as ammonium fluorosilicate (NH4) 2SiF6, silicon tetrafluoride SiF4 or sodium tetrafluoride Na2SiF6. The fluorine may be introduced for example by impregnation with an aqueous solution of hydrofluoric acid or ammonium fluoride. The catalysts that can be used in the method according to the present invention can contain the following quantities of metals and dopants: The amount of Group VIB metal can be between 1 and 20% expressed in% by weight of oxide relative to the weight of the catalyst, preferably between 1 and 10%. The amount of preferably non-noble Group VIII metal may be from 0 to 10% by weight of oxide based on the weight of the catalyst, preferably from 1.5 to 3%. The preferred dopant element if present is phosphorus. The amount of phosphorus is advantageously between 0.3 and 10% by weight of oxide relative to the weight of the catalyst, preferably between 1 and 5%. The catalyst may further contain at least one other doping element selected from the group consisting of boron, silicon and halogens. When at least one doping element is boron, the amount of boron, expressed in% by weight of oxide relative to the weight of the catalyst excluding the monolithic substrate, is less than 6%, preferably less than 2%. The atomic ratio between the phosphorus element and the element of group VIB is advantageously chosen between 0.3 and 0.6. When at least one doping element is silicon, the silicon content is between 0. 1 and 10% weight of oxide relative to the weight of catalyst excluding monolithic substrate. When at least one doping element is a halogenated element, the halogen content is less than 5% by weight relative to the weight of catalyst outside the monolithic substrate. Preferably, the catalyst contains at least one group VIB element at a content of between 1 and 10% by weight of oxide relative to the weight of the catalyst excluding the monolithic substrate, optionally at least one group VIII and phosphorus element. . Another preferred catalyst according to the invention contains at least one group VIB element at a content of between 1 and 10% by weight of oxide relative to the weight of the catalyst, optionally at least one group VIII element and silicon. The catalysts that can be used in the method according to the invention are preferably subjected to a prior sulphurisation treatment before their use, so as to obtain sulphide type catalysts (active phases). The sulphurization treatment makes it possible, at least in part, to transform the metal species into sulphides before they come into contact with the crude to be treated. This sulfidation activation treatment is well known to those skilled in the art of refining and can be carried out by any method already described in the literature. In the present invention, this activation can be carried out ex-situ (outside the production well) or in-situ (in the production well). In the case of ex situ sulfurization, the catalyst after sulfurization must be passivated. Indeed, the sulfide phases have a very high reactivity vis-à-vis the ambient air (self-heating character by oxidation) prohibiting their subsequent handling without additional treatment to limit this reactivity. Ex-situ commercial sulfurization procedures include the TOTSUCAT process of Eurecat (EP 0 564 317 B1 and EP 0 707 890 B1). The sulfur source for the sulphidation of this type of catalyst may be elemental sulfur, carbon disulfide, hydrogen sulphide, sulfur-containing hydrocarbons such as dimethylsulphide, dimethyldisulphide, mercaptans, thiophene compounds, thiols, thiols and the like. polysulfides such as for example the ditertiononylpolysulfide or TPS-37 from Arkema, the petroleum fractions rich in sulfur alone or in mixtures with one of the sulfur compounds mentioned above. The preferred source of sulfur is hydrogen sulphide or sulfur-containing hydrocarbons such as dimethyl disulphide mixed with petroleum fractions. A conventional sulfurization method well known to those skilled in the art of refining and which can be used in the present invention is to heat in the presence of hydrogen sulfide (under flow of a hydrogen / hydrogen sulfide mixture) at a temperature of 30.degree. between 150 and 500 ° C., preferably between 250 and 350 ° C. The catalysts according to the present invention allow moderate hydrorefining and moderate hydroconversion of crudes. The catalytic reactions involved are in particular hydrogenation, hydrodenitrogenation, hydrodeoxygenation, hydrodearomatization, hydrodesulfurization, hydrodemetallation, hydroisomerization, hydrodealkylation, and cracking reactions that allow hydroviscoreduction. The conditions of hydroconversion of the crude produced in the method according to the invention are such that temperature, pressure, volume ratio liter of hydrogen / liter of hydrocarbon, hourly volume velocity, can be very variable depending on the nature of the crude . The operating conditions according to the invention are: a temperature greater than 200 ° C., preferably between 280 ° C. and 350 ° C., under a total pressure of between 0.1 and 20 MPa, the space velocity (volume of charge per volume of monolithic catalyst) and per hour) being between 0.1 and 10h-1, preferably between 0.5 and 8h-1, and the amount of hydrogen required is such that the volume ratio of hydrogen liter / liter of charge is included between 0.1 and 1000 1/1. Improved method and installation for producing heavy crudes In order for the catalytic reaction in the strainer to take place, two necessary conditions must be fulfilled. Firstly, the hydrocarbon must be sufficiently hot (preferably at least 250 C, very preferably more than 350 C) when it enters the catalyst, then it is essential to be in the presence of hydrogen to feed the chemical reaction of the hydrocarbon. Figure 4 shows an example of a hydrocarbon production well (27) equipped with catalytic strainers (22). A heating system (23) is disposed around the catalytic strainer; a heating resistor system placed in the outer jacket of the strainer and supplied with an electric cable (25) may be a possible solution for heating the crude to the operating temperature of the catalyst. An injector bundle (24) is placed around the strainer to permeate the hydrogen (26) required for the catalytic reaction that takes place in the catalytic jacket of the strainer (22). The crude thus enters the drain (21) through the strainers (22) and its rise to the surface is assisted by a pump (28). The hydrogen can be injected from the surface at an elevated temperature, or at a temperature corresponding to the surface storage conditions, (taking into account the thermal changes during transport in the well). The hydrogen can be dispersed in the crude using an injector or a mixer. Hydrogen can also come from the reservoir, particularly in the case, for example, of a reservoir operation by a recovery technique that produces hydrogen. If the quantity of hydrogen produced is insufficient to obtain the reaction, the injection can be completed by injecting hydrogen from the surface. The injection and the production can be done alternately in the same injector-producer drain equipped with at least one catalytic strainer: the production of heavy crude is then discontinuous or cyclic. Injection and production can be done continuously using two drains: an injector drain and a generator drain equipped with at least one catalytic strainer. The production of heavy crude is then continuous. The geometry of the injectors and producers drains can be diverse (horizontal or vertical) and depends on the field to be exploited. During the injection phase can be injected into the injector drain or into the injector-producer drain of water or water vapor. In another embodiment, air or an oxygen-containing gas may be injected into the drain to provide combustion in the reservoir for heating the formation. The products of said combustion can also be used as a source of hydrogen. Pure hydrogen, diluted in an inert gas or a hydrogen donor solvent may also be injected around the drain. In a particular embodiment, the pure hydrogen can also be injected directly into contact with the catalytic strainer by means of injecting beams in the annulus. Crude flowing to the drain upstream of the catalytic means (in the hydrocarbon flow direction) may have the proper temperature to obtain the catalytic reaction, as a result of the recovery technique employed. , in particular, if we develop in situ combustion by injection of air or an oxygen-containing gas, or a production scheme of SAGD type (Steam Assisted Gravity Drainage) by steam injection or the like . Even in this case, additional heating, for example electrical heating may be necessary in addition to temperature upstream of the catalytic means. Heating means may be provided around the injector drain, to heat the injection zone, in addition or not to the heat provided by the fluid (s) injected (s). Heating means may be provided around the producer drain equipped with at least one catalytic strainer, in addition or not to the heat possibly provided by the production technique. Heating means may be provided around the injector-producer drain equipped with at least one catalytic strainer. The heating means provide the crude enough heat for catalysis in the strainer to operate. Several heating systems can be used depending on the well configuration, for example, among the electric heating systems, systems using a heating resistor, induction, microwaves, plasma, etc. can be envisaged. According to the deposits, the temperature of the heavy crude at the entrance to the heating unit varies between 20 C and 150 C. In order for the chemical reactions between the hydrocarbon and the hydrogen donor to be of sufficient intensity, it is necessary for the crude to enter the strainer at a temperature of between 200 ° C. and 700 ° C. Under these conditions, the heating system must provide between 400 kW and 700 kW, which is of the order of magnitude of the powers that are capable of generating the heating systems mentioned above. The heating may be arranged around an extension of the tubing so as to heat the hydrocarbon by conduction with the wall of the tubing. In the case of electric heating, an electric transport cable generally rises in the ring to the surface. The heating elements can be constituted by the external jacket of the strainer which is then used as a heating resistor. Several configurations are envisaged to combine the heating of the hydrocarbon and the presence of hydrogen necessary for the implementation of the method according to the invention. Several embodiments of the invention for the improved production of heavy crude, and in particular its integration into various production schemes, are described below, in a nonlimiting manner: A single injector / producer drain equipped with catalytic strainers is considered for this configuration. Steam is injected cyclically through the drain into the formation. During this first phase, the water vapor allows both to heat the crude around the drain and to provide hydrogen. During the second phase, the hot crude and the hydrogen are produced through the catalytic strainers where the chemical reaction makes it possible to upgrade the heavy crude. This process therefore alternates injection and production phases. 2. Steam is injected into the formation by a first injector drain. The steam enables the crude to be heated in the formation and to provide the hydrogen necessary for the catalytic reaction. A second producer drain according to the invention equipped with catalytic strainers makes it possible to ensure production. Thus, the upgrading of heavy crude in the producer drain is done continuously. 3. A cyclic process alternating injection and production is set up in an injector / producer drain according to the invention, equipped with catalytic strainers and a heating system. Water is injected into the drain. The heating system can generate water vapor in the formation (thus hydrogen) and heat the crude around the drain. Then, during the production phase, the hot crude enters the catalytic strainers and the chemical reaction is fed by the hydrogen supplied by the steam present in the formation. 4. A continuous production process is implemented using two drains; an injector drain equipped with a heating and a producer drain according to the invention equipped with a heating and catalytic strainers. Water is heated and injected by the injector drain in the form of water vapor into the formation. Thus, the crude is heated and the hydrogen needed for catalysis is provided by the water vapor present in the formation. The heating of the crude is optimized around the drain producer thanks to its heating equipment. Finally, the heavy crude is produced continuously by the catalytic strainer of the producing drain. 5. The heating of the crude can also be done by cyclic combustion using a single drain according to the invention equipped with catalytic strainers. Air or oxygen-containing gas is injected through this drain into the formation in order to achieve combustion that both efficiently heats the formation and also provides hydrogen for the catalytic reaction. . Once the combustion is stopped, the heavy crude is produced by the same drain and the hydrogen present in the formation is used to feed the chemical reaction in the catalytic strainers. 2906561 19 6. In this configuration, the crude is heated by continuous combustion using two drains. An injector drain is used to inject air or an oxygen-containing gas into the formation to feed combustion into the reservoir; the crude is heated by combustion and hydrogen is one of the products of combustion. The heavy crude is produced continuously by the drain according to the invention equipped with catalytic strainers. 7. For this configuration, a single injector / producer drain is drilled and a cyclic combustion process is set up. The process is decoupled in 3 phases. A first phase where the air is injected into the formation for combustion, which makes it possible to heat the crude. After quenching the combustion, either pure or dilute hydrogen is injected into an inert gas, or a "hydrogen donor" solvent (such as tetralin) into the formation. The interest of this second phase is that one can properly control the supply of hydrogen. Finally, the last phase is to produce the crude by the catalytic strainers that equip the drain. 8. A single injector / producer drain is equipped with a heating unit and catalytic strainers according to the invention. The heating system is on during the entire cyclic process. A first phase allows to inject either pure hydrogen or diluted in an inert gas or a solvent "hydrogen donor" around the drain. When
seconde phase, le brut chaud et l'hydrogène pénètrent dans les crépines catalytiques grâce auxquelles un brut de meilleure qualité est produit. 9. Un procédé cyclique est mis en place à l'aide d'un seul drain injecteur/producteur équipé de crépines catalytiques selon l'invention. Lors de la première phase, de la vapeur d'eau est injectée dans le réservoir afin de chauffer le brut. Ensuite, de l'hydrogène pur ou dilué dans un gaz inerte ou des donneurs d'hydrogènes sont injectés dans la formation. Même si la vapeur d'eau injectée lors de la première phase fournit déjà de l'hydrogène, la deuxième phase d'injection d'hydrogène permet de mieux contrôler 2906561 20 l'apport d'hydrogène au catalyseur et donc d'optimiser la réaction chimique. La dernière phase permet de produire et d'améliorer la qualité du brut lourd grâce aux crépines catalytiques. 10. De l'eau est injectée dans le drain injecteur/producteur. Le système de chauffage permet de générer de la vapeur d'eau dans la formation (donc de l'hydrogène) et de chauffer le brut autour du drain. De l'hydrogène pur ou dilué dans un gaz inerte ou des donneurs d'hydrogènes sont injectés dans la formation. Même si la vapeur d'eau injectée lors de la première phase fournit déjà de l'hydrogène, la deuxième phase d'injection d'hydrogène permet de mieux contrôler l'apport d'hydrogène au catalyseur et donc d'optimiser la réaction chimique. Ensuite, lors de la phase de production, le brut chaud pénètre dans les crépines catalytiques selon l'invention et la réaction chimique est alimentée par l'hydrogène fourni par la vapeur d'eau présente dans la formation et par l'hydrogène injecté. 11. Un procédé de production en continu est mis en place grâce à deux drains. Un premier drain permet d'injecter de la vapeur d'eau pour chauffer le brut dans la formation. De l'hydrogène pur est injecté directement dans les crépines catalytiques selon l'invention qui équipent le deuxième drain qui produit le brut lourd (cf procédé de la Figure 4 pour l'injection d'hydrogène dans les crépines). Le deuxième drain producteur est équipé éventuellement d'un système de chauffage. Une nouvelle fois, l'apport d'hydrogène est mieux contrôlé et la réaction catalytique est optimale. 12. Deux drains sont installés pour permettre une production continue d'huile. De l'air ou un gaz contenant de l'oxygène est injecté par un premier drain dans le réservoir pour alimenter la combustion. Le deuxième drain producteur est équipé de crépines catalytiques dans lesquelles l'hydrogène pur est directement injecté et éventuellement d'un système de chauffage (cf. Figure 4) et permet de produire un brut lourd de meilleure qualité. 2906561 21 13. Un seul drain producteur est équipé d'un système de chauffage, de crépines catalytiques et d'un injecteur d'hydrogène pur directement dans les crépines catalytiques (cf. Figure 4). Ainsi, ce procédé ne nécessite qu'un seul drain pour produire de façon continue. De plus, le chauffage du brut et l'injection d'hydrogène sont bien contrôlés, ce qui permet de réaliser la catalyse du brut lourd dans des conditions optimales. Le procédé d'injection de l'hydrogène pur directement au contact des crépines catalytiques est schématisé en vue de dessous sur la Figure 5. Un faisceau d'injecteurs (34) est positionné autour des crépines catalytiques (32). Le principe repose sur les propriétés de perméation de l'hydrogène pur à travers les parois des injecteurs (34). Ce système peut se positionner indifféremment dans un drain horizontal ou vertical. L'hydrogène pur entre dans les faisceaux injecteurs d'hydrogène (34) En effet, en choisissant un matériau très faiblement perméable ou un métal approprié pour les injecteurs, l'hydrogène va traverser les parois et se diffuser dans la formation autour du drain. La production de brut lourd se fait selon la méthode selon l'invention grâce à la présence d'hydrogène dans la formation et à la température du brut lourd chauffé, éventuellement au moyen des systèmes de chauffage précédemment mentionnés (non représentés). In the second phase, hot crude oil and hydrogen penetrate the catalytic strainers, where a higher quality crude is produced. 9. A cyclic process is implemented using a single injector / producer drain equipped with catalytic strainers according to the invention. In the first phase, steam is injected into the tank to heat the crude. Then, pure hydrogen or diluted in an inert gas or hydrogen donors are injected into the formation. Even if the water vapor injected during the first phase already provides hydrogen, the second hydrogen injection phase makes it possible to better control the supply of hydrogen to the catalyst and thus to optimize the reaction. chemical. The last phase makes it possible to produce and improve the quality of the heavy crude thanks to the catalytic strainers. 10. Water is injected into the injector / producer drain. The heating system can generate water vapor in the formation (thus hydrogen) and heat the crude around the drain. Pure or dilute hydrogen in an inert gas or hydrogen donors are injected into the formation. Even if the water vapor injected during the first phase already provides hydrogen, the second phase of hydrogen injection makes it possible to better control the supply of hydrogen to the catalyst and thus to optimize the chemical reaction. Then, during the production phase, the hot crude enters the catalytic strainers according to the invention and the chemical reaction is fed by the hydrogen provided by the water vapor present in the formation and by the injected hydrogen. 11. A continuous production process is implemented through two drains. A first drain makes it possible to inject steam to heat the crude in the formation. Pure hydrogen is injected directly into the catalytic strainers according to the invention which equip the second drain which produces the heavy crude (see method of FIG. 4 for the injection of hydrogen into the strainers). The second producer drain is possibly equipped with a heating system. Once again, the hydrogen supply is better controlled and the catalytic reaction is optimal. 12. Two drains are installed to allow continuous oil production. Air or an oxygen-containing gas is injected through a first drain into the reservoir to fuel the combustion. The second producer drain is equipped with catalytic strainers in which pure hydrogen is directly injected and possibly with a heating system (see Figure 4) and produces a heavy crude of better quality. 2906561 21 13. A single producer drain is equipped with a heating system, catalytic strainers and a pure hydrogen injector directly into the catalytic strainers (see Figure 4). Thus, this process requires only one drain to produce continuously. In addition, the heating of the crude and the injection of hydrogen are well controlled, which allows the catalysis of the heavy crude under optimal conditions. The process for injecting pure hydrogen directly into contact with the catalytic strainers is shown schematically in bottom view in FIG. 5. A jet of injectors (34) is positioned around the catalytic strainers (32). The principle is based on the permeation properties of pure hydrogen through the walls of the injectors (34). This system can be positioned indifferently in a horizontal or vertical drain. Pure hydrogen enters the hydrogen injector bundles (34) Indeed, by choosing a very low permeability material or a suitable metal for the injectors, the hydrogen will cross the walls and diffuse into the formation around the drain. The production of heavy crude is done according to the method according to the invention thanks to the presence of hydrogen in the formation and the temperature of the heated heavy crude, possibly by means of the previously mentioned heating systems (not shown).