Brevet FR3031110A1 — publié le 20160701

COMPOSITION DE FLUIDE POUR STIMULATION DANS LE DOMAINE DE LA PRODUCTION DE PETROLE ET DE GAZ [0001] La présente invention est relative au traitement de formations souterraines contenant du fluide avec des fluides de fracturation. [0002] Des fluides souterrains de valeur économique sont habituellement obtenus à partir d'une formation souterraine par l'intermédiaire d'un puits qui pénètre dans la formation. Des fluides provenant de formations souterraines contenant du fluide peuvent io être l'eau qui est par exemple utilisée comme source géothermique de chauffage, eau de boisson ou comme source de sels. Des fluides provenant de formations souterraines contenant du fluide peuvent également être du pétrole ou du gaz ou du gaz condensé dans son état liquide pendant sa remontée en direction de la surface, également appelé un condensat. 15 [0003] Malheureusement, des formations souterraines contenant du fluide, et en particulier des formations souterraines contenant du pétrole et du gaz, sont de plus en plus difficiles à exploiter d'un point de vue économique et nécessitent l'utilisation de procédés et d'équipements spécifiques pour améliorer l'extraction des fluides souterrains à travers des puits d'extraction. Une amélioration typique de la production des puits peut 20 être obtenue en traitant la formation pour augmenter le débit de sortie de fluides souterrains, tel que le pétrole et le gaz. [0004] D'une manière générale une telle amélioration de la production des puits est obtenue en utilisant de l'eau qui est injectée dans un ou plusieurs autre(s) puits qui pénètrent dans la formation souterraine, appelé(s) puits d'injection ou injecteur(s), dans le 25 but de maintenir la pression de la formation souterraine à un niveau suffisant pour obtenir un écoulement économique à partir de la formation souterraine jusqu'à la surface à travers le(s) puits de production. Toutefois, l'amélioration de la productivité ne peut pas être stable sur la durée en raison des bouchages qui peuvent se produire à l'intérieur de la porosité de la formation souterraine à proximité du puits de production ou à proximité 30 du puits d'injection. [0005] En plus des puits de pétrole et de gaz qui ne sont pas capables de continuer à produire de façon économique et qui nécessitent une stimulation de la production en traitant la formation pour augmenter le débit de sortie du pétrole et/ou du gaz, il existe également des formations souterraines qui ne peuvent pas produire des hydrocarbures 35 après qu'un trou de forage a été percé et qu'un puits a été installé pour pénétrer dans la formation souterraine. Une des raisons est qu'ils présentent naturellement une 3031110 2 perméabilité très faible telle que celle associée au pétrole de schiste, au gaz de schiste, au pétrole de formation compacte, au gaz de formation compacte et au méthane de couche de houille, perméabilité qui entrave l'écoulement des fluides. [0006] Et même pour des formations souterraines qui produisent déjà des fluides dans 5 des conditions économiques, il peut être souhaitable d'augmenter encore leurs niveaux de production. [0007] Un procédé courant et connu de traitement de stimulation est la fracturation. De façon conventionnelle, l'exécution d'un tel traitement comprend l'injection d'une suspension liquide, le fluide de fracturation, vers le bas dans le puits de forage et de retour dans la formation dans une mesure nécessaire pour améliorer la perméabilité au fluide, habituellement parce que le nombre et/ou de la taille des passages ou des fractures dans la formation est accru. Le fluide de fracturation comprend généralement le fluide porteur de fracturation et des particules solides. [0008] Pour créer les fractures, le fluide de fracturation est injecté à haute pression, et dans ce cas un équipement de pompage à haute pression est nécessaire. Habituellement, des particules solides sont également injectées avec le fluide de fracturation dans le but de maintenir les fractures ouvertes. De telles particules solides, également appelées agents de soutènement ou "agents d'étançonnement" ("proppants" en langue anglaise), sont dispersées dans le fluide porteur de fracturation et sont ensuite transportées au fond des fractures pendant l'opération de pompage à haute pression. [0009] L'injection est continuée jusqu'à ce qu'une fracture présentant des dimensions suffisantes soit obtenue pour permettre le positionnement juste et correct des agents de soutènement. Une fois que les agents de soutènement sont en place, les fluides injectés peuvent fuir dans la formation jusqu'à ce que la fracture soit devenue suffisamment plus mince pour maintenir les agents de soutènement en place. La pression à la tête de puits est alors abaissée et le fluide est pompé à nouveau vers la surface. [0010] Les agents de soutènement sont habituellement des matières granulaires, typiquement du sable. D'autres agents de soutènement couramment utilisés comprennent du sable revêtu de résine, des céramiques de soutènement à résistance intermédiaire, et des agents de soutènement à haute résistance tels que la bauxite et l'oxyde de zirconium frittés. De nombreux agents de soutènement moins courants comprennent des granules de plastique, de la grenaille d'acier, des billes de verre, des billes de verre à haute résistance, des pastilles d'aluminium, des coquilles de noix arrondies, et analogues. [0011] Pour que le traitement soit réussi, le fluide de fracturation, habituellement de l'huile ou de l'eau en phase liquide, doit être enlevé du puits typiquement afin d'éviter le bouchage des hydrocarbures de la formation souterraine contenant des hydrocarbures. 3031110 3 Dans de nombreux exemples ceci constitue un problème difficile qui implique une dépense considérable de temps et d'argent. Les traitements de puits actuels nécessitent généralement l'utilisation de grands volumes de fluide de fracturation. [0012] Par exemple, pendant un traitement de fracturation, des puits, en particulier des 5 puits horizontaux, nécessitent couramment jusqu'à 20000 tonnes de fluide de fracturation aqueux. Avant que la production à partir du réservoir puisse être relancée, une partie substantielle, sinon la totalité, du fluide de fracturation aqueux doit en être enlevée. Ceci représente une dépense de temps et des coûts de pompage appréciables. [0013] De nos jours, les procédés de fracturation les plus efficaces utilisent de l'eau ru) comme fluide porteur, plus précisément soit de l'eau viscosifiée ou de l'eau de nappe ("slick water" en langue anglaise). En raison du coût plus élevé de l'huile comparativement à celui de l'eau comme fluide porteur de fracturation, la fracturation à l'huile est limitée à des formations souterraines qui sont sensibles à l'eau. En effet, certaines formations contiennent des argiles spécifiques qui gonfleront lorsqu'elles 15 entreront en contact avec l'eau, détériorant la perméabilité même en présence des fractures. Toutefois, l'huile contient généralement des polluants organiques tels que le benzène qui est carcinogène, le toluène qui provoque de sérieux dégâts à la santé en cas d'exposition prolongée par inhalation, l'éthylbenzène et le xylène, qui entreront en contact avec et se dilueront dans l'eau dans la formation souterraine avec un risque de pollution 20 une fois à la surface. Le benzène, le toluène, l'éthylbenzène et le xylène, également appelés BTEX, sont répertoriés par I'EPA dans la loi sur l'air propre de 1990 comme faisant partie des 188 agents nocifs de pollution de l'air. [0014] En outre, certaines régions dans lesquelles une stimulation est utilisée souffrent d'importantes limitations de fourniture d'eau, par exemple le Texas aux U.S.A.. D'autres 25 endroits comprennent des zones agricoles ou des zones d'habitation dans leur voisinage, ce qui rend nécessaire un traitement de haute qualité des eaux de reflux pompées à nouveau vers la surface après l'exécution des opérations de fracturation et avant que ces eaux soient déchargées. [0015] Dow Chemicals a proposé en 1966 (voir par exemple le document US 3368627) 30 un procédé de fracturation qui utilise une combinaison d'hydrocarbures C2-C6 et de dioxyde de carbone comme fluide de fracturation. Le mélange est conçu pour parvenir à une température critique suffisamment élevée ou une pression critique suffisamment basse pour rester liquide à la température et à la pression qui règnent pendant l'injection au fond du puits, mais également à une température critique suffisamment basse ou à 35 une pression critique suffisamment élevée pour qu'une partie substantielle de ce fluide 3031110 -4 injecté soit convertie en un gaz lors d'un relâchement de la pression appliquée au liquide pendant l'injection. [0016] En effet, la température et la pression critiques constituent des paramètres importants pour un fluide de fracturation qui est capable de se trouver à l'état de gaz. En 5 dessous de la température critique, un fluide peut exister sous une forme solide et/ou liquide et/ou gazeuse en fonction de la pression et de la température. Au-dessus de la température critique, un fluide peut exister sous une forme gazeuse et/ou de fluide supercritique en fonction de la pression et de la température. Si la température dans le réservoir est supérieure à la température critique du fluide de fracturation, le fluide de /o fracturation liquide subira une transition de phase lors du chauffage en un fluide supercritique pendant l'injection. Le fluide supercritique présente une densité et une viscosité supérieures à celles d'un gaz à la même température et inférieures à celles d'un liquide à la même pression. Donc le frottement des agents de soutènement avec le fluide porteur est moindre lorsque le fluide porteur se trouve à l'état supercritique que lorsqu'il se 15 trouve à l'état liquide. De cette manière, la sédimentation des agents de soutènement sous l'effet de la gravité, qui présentent une densité supérieure à celle du fluide porteur, est plus importante dans les parties horizontales des équipements de surface, dans les puits et dans les fractures lorsque le fluide porteur de fracturation se trouve à l'état supercritique. La sédimentation des agents de soutènement est caractérisée par la 20 vitesse de sédimentation des particules d'agent de soutènement. Eviter la sédimentation, ou au moins minimiser la sédimentation, est important dans le but de maximiser le rendement du transport qui pourrait être ralenti par les frottements des particules d'agent de soutènement avec la surface des équipements de canalisation et les parois des fractures. Par conséquent, minimiser ou éviter la sédimentation dans les équipements et 25 les fractures augmente la probabilité que les agents de soutènement atteignent les fractures et limite l'accumulation d'agent de soutènement dans les parties horizontales des équipements et des fractures. Par conséquent le rendement du transport des agents de soutènement est moindre lorsque la vitesse de sédimentation est plus élevée, et ceci est par exemple le cas lorsque le fluide porteur de fracturation se trouve à l'état 30 supercritique plutôt que lorsqu'il se trouve à l'état liquide. [0017] Ce brevet US 3368627 propose une solution pour éviter l'utilisation d'eau et pour réduire la quantité d'énergie nécessaire pour pomper à nouveau le fluide de fracturation vers la surface. Ce procédé emploie cependant deux fluides, dans la phase gazeuse à la pression et la température ambiantes, qui doivent être comprimés pour les rendre 35 liquides, ce qui augmente le nombre des équipements. En outre, le dioxyde de carbone est difficile à comprimer en raison de son point critique : la pression critique élevée 3031110 5 (7,3 MPa) et la température critique basse (31°C) rendent nécessaire de comprimer le gaz à une pression supérieure 7,3 MPa et/ou à le refroidir à des températures inférieures à 31°C pour le rendre liquide. [0018] Des tentatives ont été effectuées dans le but de simplifier le procédé et d'utiliser 5 seulement un fluide porteur autre que l'eau pour suspendre les agents de soutènement. Le document "OH and Gas Journal', 5 juillet 1971, page 60, décrit un gaz liquide gélifié utile pour fracturer des puits de gaz. Le gaz liquide gélifié contient du dioxyde de carbone, des gaz de pétrole liquides, une matière gélifiante ainsi que des agents de soutènement. Le fait de viscosifier le fluide porteur, ou de le gélifier, est utile pour permettre un transport io plus efficace des agents de soutènement en augmentant le frottement entre ceux-ci et le fluide porteur. De cette manière la sédimentation des agents de soutènement sous l'effet de la gravité, qui présentent une densité supérieure à celle du fluide porteur, est limitée dans les parties horizontales des équipements de surface, dans les puits et dans les fractures. 15 [0019] Le brevet US 3846310 divulgue l'utilisation d'un mélange d'un premier alcoolate d'un métal du groupe IA et d'un deuxième alcoolate d'un élément du groupe IIIA comme agent de gélification pour un fluide porteur d'hydrocarbure, tel que par exemple un gaz de pétrole liquéfié, l'heptane. En présence d'eau, il est dit que l'agent de gélification passe dans une phase aqueuse, réduisant de ce fait la viscosité de l'hydrocarbure. Il est dit que 20 lors du traitement d'une formation de production de gaz ou de condensat, il est préférable que l'hydrocarbure liquide soit volatil dans les conditions de réservoir. Pendant les opérations d'injection, l'hydrocarbure liquide est sous pression et conserve son état liquide. Lorsque la pression appliquée est relâchée, le liquide sera transformé en une vapeur hautement mobile en raison de sa volatilité dans les conditions de réservoir, 25 favorisant de ce fait un nettoyage rapide du puits. Aux endroits dans lesquels il n'y a pas d'eau dans la formation souterraine, l'agent de gélification, qui ne s'évapore pas, restera dans la formation souterraine, conduisant à la formation de dépôts qui bouchent les fractures et réduisent l'écoulement des hydrocarbures initialement présents dans la formation souterraine. Cette limitation s'observe également dans la publication du 30 document "Oi/ and Gas Journal', 5 juillet 1971, page 60. [0020] Un autre inconvénient du brevet US 3846310 est l'utilisation d'heptane. Sous 1 atmosphère (101,325 kPa), cet alcane présente un point d'ébullition de 98°C, tandis que celui du toluène est de 111°C. Étant donné que les points d'ébullition sont proches l'un de l'autre (moins de 20°C de différence), cela nécessiterait un équipement onéreux pour 35 séparer les deux composés dans le but d'éviter la pollution de l'heptane par le toluène. 3031110 6 [0021] Plus récemment, le document US 2011284230 revendique un procédé de traitement des formations souterraines, le procédé comprenant l'introduction d'un fluide d'hydrocarbure de fracturation comprenant un gaz de pétrole liquéfié dans la formation souterraine, la soumission du fluide d'hydrocarbure de fracturation à des pressions 5 supérieures à la pression de la formation, et le confinement du fluide d'hydrocarbure de fracturation dans la formation souterraine pendant une période d'au moins 4 heures. Il est dit aussi que le fluide d'hydrocarbure de fracturation produit par les procédés ci-dessus peut comprendre au moins un agent de gélification, et que l'agent de gélification peut être n'importe quel agent de gélification approprié pour gélifier du LPG, comprenant l'éthane, 10 le propane, le butane, le pentane ou des mélanges d'éthane, de propane, de butane et de pentane. [0022] Toutefois, lorsque l'on utilise un agent de gélification, le problème est la formation de dépôts une fois que la pression est relâchée. Si la pression n'est pas suffisamment relâchée pour réaliser l'évaporation des hydrocarbures du fluide de fracturation, il existe 15 un risque lorsque ledit fluide de fracturation est pompé à nouveau vers la surface. Ce sera difficile en raison de la viscosité élevée du fluide de fracturation gélifié. Dans pareils cas, des agents de coupure ("breakers" en langue anglaise) peuvent être utilisés pour réduire la viscosité. Inversement, ceci augmente la complexité avec le contrôle du dosage et du temps d'action retardé de l'agent de coupure sur l'agent de gélification. 20 [0023] Lorsque l'on n'utilise aucun agent de gélification, la viscosité du LPG, comprenant l'éthane, le propane, le butane, le pentane ou des mélanges d'éthane, de propane, de butane et de pentane, est très basse, et le rendement du transport des agents de soutènement est faible. [0024] ECorp Stimulation Technologies (voir http://www.ecorpintl.com/) promeut 25 l'utilisation de propane comme fluide de fracturation sans agent de gélification. Porté sous forme liquide, le propane est injecté avec du sable ou de la céramique. Il est dit que pratiquement la totalité du propane injecté (de 95 % à 100 %) revient sous forme de gaz, en raison du phénomène naturel de différence de pression entre la formation souterraine et la surface. Il est dit que le propane récupéré est ré-utilisé pour des opérations de 30 stimulation, ou ré-injecté dans des pipelines avec le reste du gaz extrait. Malheureusement, cette technologie présente un rendement médiocre s'agissant du transport des agents de soutènement. [0025] ECorp Stimulation Technologies promeut également l'utilisation d'un dérivé fluoré du propane qui est le 1,1,1,2,3,3,3-heptafluoropropane. Cette molécule est également 35 connue comme réfrigérant sous le nom de code R-227ea, selon la norme 34 de l'American Society of Heating, Refrigerating and Air Conditioning Engineers (ASHRAE, 3031110 7 2010a et 2010b). Le R-227ea est présenté comme un fluide de stimulation, dans le but d'éliminer complètement le risque associé à l'inflammabilité du propane classique. Il est dit que l'on n'utilise pas d'eau ni aucun additif chimique avec l'heptafluoropropane et que, comme pour le propane classique, l'heptafluoropropane serait récupéré sous une forme 5 gazeuse pour une ré-utilisation immédiate ou future. Il est dit que le R-227ea peut être séparé facilement des composants du gaz naturel extrait à partir du puits, en particulier le propane et le butane. [0026] Bien que cette technologie offre des possibilités de recyclage et assure aussi un meilleur rendement du transport des agents de soutènement que le propane liquide, son 10 rendement de transport des agents de soutènement est inférieur à celui de l'eau, excepté entre 35°C et 60°C où il est équivalent en raison de la précision du calcul, comme cela sera illustré. Le R-227ea en particulier présente un rendement de transport des agents de soutènement inférieur à celui de l'eau, comme cela sera illustré, à une température supérieure à 60°C, température que l'on rencontre dans toutes les formations de schiste. 15 [0027] La volatilité élevée du R-227ea constitue également un inconvénient lorsque le fluide de fracturation est préparé et injecté à une température ambiante relativement élevée, par exemple environ 40°C et plus, comme cela peut se produire dans des régions chaudes telles que le Texas. Des mélangeurs sont utilisés pour mélanger les agents de soutènement avec le fluide porteur liquide. Des agents de soutènement maintenus dans 20 des mélangeurs au site du puits pour être utilisés comme agents de soutènement lors de l'opération de fracturation peuvent atteindre des températures telles que 65°C en raison de l'exposition des mélangeurs au soleil. Lorsque les agents de soutènement et le fluide porteur liquide sont mélangés, une partie du fluide porteur liquide peut changer de phase, résultant en un volume de liquide moindre. Pour éviter cela, il est nécessaire de maintenir 25 le fluide porteur de fracturation liquide à une telle température en augmentant la pression à l'intérieur du mélangeur ou en le refroidissant, ce qui le rend plus cher. [0028] En outre, la séparation avec le butane rend nécessaire de procéder en 2 étapes : d'abord une condensation du butane qui est moins volatil (le point d'ébullition à une pression de 1 atmosphère (101325 Pa), qui est le point d'ébullition normal, ou NBP, est 30 de 0°C pour le n-butane tandis que le NBP du R-227ea est de -16°C), et ensuite une condensation du R-227ea qui se trouve dans la phase gazeuse après la première condensation. [0029] La demande de brevet US 2014/0251623 divulgue l'utilisation de fluides qui peuvent comprendre des alcanes liquides non-gélifiés, des hydrocarbures halogénés, des 35 hydrocarbures émulsifiés, du carbonate de propylène et une matière de soutènement solide fluidisée pour exécuter les opérations de fracturation. Le but est de fournir des 3031110 8 fluides qui présentent une inflammabilité réduite comparativement aux alcanes connus utilisés. Les fluides proposés comprennent certains hydrocarbures halogénés spécifiques. Toutefois, ces hydrocarbures halogénés se trouvent à l'état gazeux à la température et la pression ambiantes, de telle sorte qu'ils ne sont pas faciles à manipuler et à stocker dans 5 ces conditions, avec des risques élevés de fuite. [0030] Par conséquent, il existe encore un besoin de fluides de fracturation qui ne contiennent pas d'eau tout en étant au moins aussi efficaces, voire plus efficaces que les fluides de fracturation à base d'eau. Il existe également encore un besoin de fluides de fracturation qui ne contiennent pas d'eau et qui sont faciles à manipuler et à stocker à la 10 température et la pression ambiantes. Il existe également encore un besoin de fluides de fracturation qui ne contiennent pas d'eau, qui ne contiennent pas de produits carcinogènes et qui sont faciles à recycler comme fluides de fracturation sans être pollués par du benzène, du toluène, de l'éthylbenzène et du xylène. [0031] En dépit de recherches continues depuis 1966, il existe encore un besoin de .15 fluides porteurs de fracturation alternatifs et/ou améliorés qui remédient aux inconvénients des fluides porteurs de fracturation de l'état de la technique. [0032] Les inventeurs ont maintenant découvert que les objectifs ci-dessus sont atteints en totalité ou au moins en partie avec les fluides porteurs de fracturation selon la présente invention qui est décrite en détail ci-dessous. 20 [0033] L'objectif de la présente invention consiste donc à fournir un fluide porteur de fracturation qui présente une ou plusieurs, et de préférence la totalité des caractéristiques suivantes: - le fluide porteur de fracturation est non aqueux, c'est-à-dire qu'aucune eau n'est ajoutée volontairement, 25 - le fluide porteur de fracturation est à basse toxicité comparativement à l'huile et présente plus généralement un impact environnemental faible, - le fluide porteur de fracturation est facilement transformé en un liquide ou un gaz, et vice versa, lors de variations de la température et/ou de variations de la pression, - le fluide porteur de fracturation permet une vitesse de sédimentation égale ou 30 inférieure à celle des fluides porteurs de fracturation connus, sur la plus large gamme de températures possible, par exemple entre 20°C et 200°C, de préférence entre 70°C et 190°C, pour une taille et une nature données de l'agent de soutènement, - le fluide porteur de fracturation permet une vitesse de sédimentation égale ou inférieure à celle de l'eau, sur la plus large gamme de températures possible, par 35 exemple entre 20°C et 200°C, de préférence entre 30°C et 190°C, mieux encore entre 30°C et 140°C, pour une taille et une nature données de l'agent de soutènement; 3031110 9 - le fluide porteur de fracturation est facile à séparer/récupérer à partir d'un fluide de remontée (par exemple contenant du gaz naturel, un condensat ou du pétrole, ...), et - le fluide porteur de fracturation est facile à re-transformer à l'état liquide. [0034] Dans la description qui suit de la présente invention, les définitions et procédés 5 ci-dessous seront utilisés: - l'impact environnemental des solvants est mesuré par le potentiel d'effet de serre (GWP) par rapport au dioxyde de carbone pour une intégration de 100 ans et par le potentiel d'appauvrissement en ozone (ODP). Le GWP du R-227ea est de 3220 et l'ODP est de 0. Le GWP du propane est de 20 et l'ODP est de 0; 10 - le point d'ébullition normal (ou NBP) est le point d'ébullition à une pression de 1 atmosphère (101325 Pa); - le rendement du transport de l'agent de soutènement est évalué avec la vitesse de sédimentation d'une seule particule solide sphérique (l'agent de soutènement) dans le fluide porteur sous l'effet de la gravité à une température donnée qui correspond à la 15 température de la formation d'hydrocarbure souterraine; plus la vitesse de sédimentation est basse, plus le temps nécessaire pour la sédimentation de l'agent de soutènement est long. [0035] Dans un premier aspect, la présente invention est relative à un fluide porteur de fracturation pour fracturer une formation souterraine, ledit fluide porteur de fracturation 20 comprenant au moins un composé hydrofluorocarboné linéaire ou ramifié qui présente un point d'ébullition qui est compris entre 0°C et 65°C. [0036] Dans la présente invention, "composé hydrofluorocarboné" désigne un composé comprenant des atomes de carbone, d'hydrogène, de fluor et optionnellement de chlore. La sélection du fluide porteur de fracturation approprié dépend des points d'ébullition 25 normaux des hydrocarbures récupérés : selon un mode de réalisation préféré, le point d'ébullition normal du fluide porteur de fracturation approprié présente une différence d'au moins 10°C, de préférence de 20°C, mieux encore de 25°C, au-dessus ou en dessous du point d'ébullition normal de l'hydrocarbure gazeux récupéré qui présente le point d'ébullition normal le plus élevé (respectivement le plus bas) parmi le mélange 30 d'hydrocarbures gazeux récupérés. Ceci rend plus facile la récupération, par exemple par distillation, du fluide porteur de fracturation. [0037] Selon encore un mode de réalisation préféré, le point d'ébullition normal du fluide porteur de fracturation est d'au moins 10°C, de préférence de 20°C, mieux encore de 25°C, au-dessus du point d'ébullition normal de l'hydrocarbure gazeux récupéré qui 35 présente le point d'ébullition normal le plus élevé parmi le mélange d'hydrocarbures récupérés, par exemple pour le butane, au-dessus de 0°C. 3031110 -10- [0038] Parmi ces fluides porteurs de fracturation appropriés, les préférés sont ceux qui présentent un point d'ébullition normal élevé, de préférence supérieur à 0°C, mieux encore supérieur à 10°C, mieux encore supérieur à 20°C. Les fluides porteurs de fracturation les plus préférés sont ceux qui présentent un point d'ébullition normal 5 supérieur à la température ambiante, de telle sorte que les fluides porteurs de fracturation soient liquides à la température ambiante et donc facilement séparés des autres hydrocarbures gazeux récupérés à la température et la pression ambiantes. Un autre avantage de ces fluides porteurs de fracturation qui sont liquides à la température ambiante est leur facilité de stockage et d'utilisation. 10 [0039] Ces questions relatives à la facilité de séparation et aux valeurs des points d'ébullition normaux sont importantes, en particulier s'agissant de l'installation de séparation et de distillation/condensation. On utilise en particulier des séparateurs et des déshydrateurs qui fonctionnent habituellement à une température comprise entre 100°C et 150°C pour séparer le pétrole, le gaz et le condensat, comme cela est défini ci-dessus. 15 Par conséquent, dans un autre mode de réalisation préféré encore, les fluides porteurs de fracturation les plus appropriés présentent un NBP inférieur à 100°C afin d'être facilement séparés des hydrocarbures (liquides ou gazeux) récupérés et ensuite condensés à nouveau dans les unités de traitement de gaz comprenant des séparateurs, des compresseurs, des échangeurs de chaleur, et analogues. Le même principe s'applique 20 pour les séparations, les distillations ou les condensations à une pression supérieure à la pression atmosphérique. [0040] Dans un autre mode de réalisation préféré, les fluides porteurs de fracturation selon la présente invention présentent une pression critique (P critique) inférieure à 7 MPa, de préférence inférieure à 5 MPa, de telle sorte que les outils de compression qui sont 25 utilisés pour le transport dans les lignes de gaz peuvent également être utilisés pour la condensation des fluides porteurs de fracturation. [0041] Dans un souci de faible toxicité après le recyclage, il est également souhaitable que le NBP du fluide porteur de fracturation soit très éloigné de celui du benzène, du toluène, de l'éthylbenzène et du xylène, qui sont respectivement de 80°C, 111°C, 136°C 30 et d'environ 140°C. Par conséquent un NBP inférieur à 60°C est préférable lorsque les hydrocarbures récupérés comprennent un ou plusieurs composant(s) choisi(s) parmi le benzène, le toluène, l'éthylbenzène et le xylène. [0042] Par conséquent, un fluide porteur de fracturation approprié, en plus de présenter un NBP compris entre 0°C et 65°C, satisfait de préférence au moins une, et de préférence 35 chacune des deux exigences suivantes : a) Un ODP strictement inférieur à 0,02, de préférence à 0,01, et mieux encore égal à 0 ; 3031110 b) une pression critique égale ou inférieure à 7 MPa, de préférence égale ou inférieure à 5 MPa. [0043] Selon un aspect préféré, le fluide porteur de fracturation approprié pour une utilisation dans la présente invention présente un NBP compris entre 0°C et 65°C et une 5 pression critique égale ou inférieure à 7 MPa, de préférence égale ou inférieure à 5 MPa. [0044] Selon un autre aspect préféré, le fluide porteur de fracturation selon l'invention présente une température critique égale ou supérieure à 110°C et égale ou inférieure à 200°C. [0045] Selon encore un mode de réalisation préféré de la présente invention, ledit au io moins un composé d'hydrofluorocarbone linéaire ou ramifié est de la formule (1): CnHmFpXq (1) dans laquelle n, m, p et q représentent respectivement le nombre d'atomes de carbone, d'atomes d'hydrogène, d'atomes de fluor et d'atomes de X, avec n k 3, m 0, p 1, q représente 0 ou 1 ou 2, et X représente un atome d'halogène différent du fluor, et 15 dans lequel le composé de la formule (1) présente un point d'ébullition normal (NBP) qui est compris entre 0°C et 65°C, de préférence qui est compris entre 5°C et 60°C, mieux encore qui est compris entre 10°C et 55°C. [0046] On comprendra que lorsque q est égal à 2, les atomes de X peuvent être identiques ou différents. De préférence q est 0 ou 1. On comprendra également que la 20 somme (m + p + q) est égale ou inférieure à 2n + 2, où n, m, p et q représentent respectivement le nombre d'atomes de carbone, d'atomes d'hydrogène, d'atomes de fluor et d'atomes de X dans le composé de la formule (1). [0047] De préférence, X représente le chlore, le brome ou l'iode, mieux encore le chlore ou le brome, mieux encore même X représente le chlore. 25 [0048] Selon un mode de réalisation préféré, n représente 3 ou 4 ou 5, de préférence n représente 3 ou 4. Selon un autre mode de réalisation préféré, m est tel que 0 m 5 11. Selon encore un autre mode de réalisation p est tel que 1 p 5 12. [0049] Les atomes de carbone dans le composé de la formule (1) peuvent être agencés en une chaîne linéaire ou ramifiée. De préférence, le composé de la formule (1) présente 30 0 ou 1 liaison double carbone-carbone. De préférence le composé de la formule (1) présente 1 liaison double carbone-carbone lorsque q est égal à 2. [0050] Selon un mode de réalisation particulièrement préféré de la présente invention, le composé de la formule (1) ci-dessus présente une température critique égale ou supérieure à 110°C et égale ou inférieure à 200°C, de préférence égale ou supérieure à 35 130°C et égale ou inférieure à 200°C. 3031110 -12- [0051] Selon un mode de réalisation particulièrement préféré de la présente invention, le composé de la formule (1) ci-dessus présente la formule CnI-1,'FpXq, dans laquelle n est 3 ou 4, 0 5 m .5 7, 3 5 p 5 9, et q représente 0 ou 1. Sont également préférés les composés de la formule (1) dans lesquels chacun des atomes de carbone porte au moins un atome 5 de fluor. [0052] Des exemples non limitatifs de composés de la formule (1) qui sont utiles dans la présente invention comprennent le 1,1,1,3-tétrafluoropropane, le 1,1,2,2,3- pentafluoropropane, le 1,1,1,3,3-pentafluoropropane, le 1,1,1,2,3,3-hexafluoropropane, le 1,3-difluoropropane, le 1-chloro-3,3,3-trifluoropropène, le 1,1,3,3-tétrafluoropropane, le 10 1,2,2,3-tétrafluoropropane, le 1,1,1,2,2,4,4,4-octafluorobutane, le 1,1,1,2,2,3,3,4- octafluorobutane, le 1,1,1,2,2,3,3,4,4-nonafluorobutane ainsi que des mélanges de deux ou plus de deux de ceux-ci, dans n'importe quelles proportions. [0053] Les propriétés thermodynamiques des composés de la formule (1), tels qu'ils sont définis ci-dessus avec leur température critique et leur NBP, permettent une 15 manipulation facile du fluide porteur de fracturation ainsi qu'une séparation facile du fluide porteur de fracturation des hydrocarbures récupérés. En outre, il a été découvert avec surprise que des fluides porteurs de fracturation comprenant au moins un composé fluoré de la formule (1) ci-dessus, présentant les caractéristiques thermodynamiques mentionnées ci-dessus, contribuent à faciliter la manipulation et l'utilisation, permettent 20 une vitesse de sédimentation de l'agent de soutènement dans le fluide porteur de fracturation qui est égale ou inférieure à celle des fluides porteurs de fracturation connus, et aussi proche que possible ou de préférence inférieure à la vitesse de sédimentation dans l'eau, à l'intérieur d'une large gamme de températures de formations souterraines, de préférence entre 20°C et 200°C. 25 [0054] Selon un autre mode de réalisation préféré, le fluide porteur de fracturation selon l'invention présente une pression critique inférieure à 70 bar (7 MPa), de préférence inférieure à 50 bar (5 MPa), tandis que le dioxyde de carbone (CO2) présente une pression critique de 73 bar (7,3 MPa). Ceci constitue par conséquent un autre avantage du fluide de la présente invention qui est liquide à une valeur de pression inférieure, en 30 d'autres termes une pression moindre est suffisante pour obtenir le fluide de fracturation liquide. [0055] En outre, l'utilisation de composés de la formule (1) présente de nombreux avantages, en particulier comparativement à l'utilisation d'eau comme fluide porteur de fracturation. Parmi ces avantages, nous pouvons citer: une faible, voire une absence de 35 solubilisation des sels minéraux présents dans les formations souterraines, et par conséquent un procédé de recyclage du fluide porteur de fracturation moins cher et plus 3031110 -13- simple, un impact moindre sur l'intégrité de la formation souterraine (par exemple un gonflement minimisé voire une absence de gonflement de la formation souterraine), et analogues. [0056] Selon un mode de réalisation préféré, le fluide porteur de fracturation selon 5 l'invention ne contient aucun composé aromatique toxique ou nocif, tel que le benzène, le toluène, l'éthylbenzène et le xylène, contrairement aux huiles de fracturation connues qui peuvent encore être utilisées. [0057] Le fluide porteur de fracturation peut également comprendre un ou plusieurs additif(s) bien connu(s) de l'homme du métier. Des exemples de tels additifs 10 comprennent, à titre de liste non limitative, des biocides, des inhibiteurs de corrosion, des agents tensioactifs (par exemple des tensioactifs fluorés), des inhibiteurs de dépôts, des agents anti-moussants, des modificateurs de rhéologie (par exemple des renforceurs de viscosité, des réducteurs de traînée,...) et analogues, ainsi que des mélanges de deux ou plus de deux des additifs cités ci-dessus, dans n'importe quelles proportions. 15 [0058] Par exemple, des réducteurs de traînée sont utilisés pour réduire le frottement et permettre d'augmenter le débit à un pompage constant, des biocides sont utilisés pour protéger le réducteur de traînée contre la biodégradation, des inhibiteurs de corrosion sont utilisés pour protéger les équipements contre la corrosion, des agents tensioactifs sont utilisés pour augmenter l'imprégnation du fluide de fracturation sur les surfaces de 20 l'équipement et/ou pour favoriser son moussage, et des inhibiteurs de dépôts sont utilisés pour éviter les dépôts à partir de l'eau de la formation. [0059] Selon un autre aspect, la présente invention est relative à un fluide de fracturation comprenant au moins un fluide porteur de fracturation tel que défini ci-dessus et des agents de soutènement. Les agents de soutènement qui peuvent être utilisés dans 25 le fluide de fracturation selon l'invention sont n'importe quel type d'agents de soutènement connus de l'homme du métier, et se présentent habituellement sous la forme de matières granulaires. Des agents de soutènement typiques comprennent le sable, le sable revêtu de résine, de la céramique de soutènement à résistance intermédiaire, des agents de soutènement à haute résistance tels que la bauxite et l'oxyde de zirconium frittés, des 30 granules de plastique, de la grenaille d'acier, des billes de verre, des billes de verre à haute résistance, des pastilles d'aluminium, des coquilles de noix arrondies, et analogues. [0060] Des agents de soutènement qui peuvent être utilisés sont de tous les types connus dans la technique, du maillage US 12 au maillage US 100, de préférence du maillage US 20 au maillage US 100. Les plus grands agents de soutènement sont 35 généralement tamisés avec des tamis de maillage US 20 et US 40, c'est-à-dire qu'ils passent à travers un tamis qui présente une taille de maillage de 850 pm et qu'ils ne 3031110 - 14 - passent pas à travers un tamis qui présente une taille de maillage de 425 pm. Ces agents de soutènement sont particulièrement adaptés pour être utilisés dans l'eau de nappe. [0061] La concentration en agent de soutènement est essentiellement comprise entre 20 grammes et 600 grammes par litre de fluide porteur de fracturation, mieux encore 5 entre 25 grammes et 250 grammes par litre de fluide porteur de fracturation. [0062] Dans encore un autre aspect, la présente invention est relative à un procédé de fracturation d'une formation souterraine en utilisant le fluide de fracturation tel que défini ci-dessus. Le procédé de fracturation selon la présente invention comprend au moins les étapes suivantes: 10 a) fournir un fluide porteur de fracturation comprenant au moins un composé de la formule (1) tel que défini ci-dessus, avec une compression et/ou un refroidissement optionnel(s)à, de telle sorte que le fluide porteur de fracturation se présente sous la forme d'un liquide; b) préparer un fluide de fracturation en mélangeant le fluide porteur de fracturation 15 liquide de l'étape a) avec des agents de soutènement dans une cuve de manière à obtenir un fluide de fracturation liquide; et c) injecter ledit fluide de fracturation liquide de l'étape b) (c'est-à-dire une dispersion liquide) dans une formation souterraine à une pression suffisante pour ouvrir une ou plusieurs fracture(s) dans celle-ci. zo [0063] La compression à l'étape a) peut être réalisée en employant n'importe quel procédé connu de l'homme du métier, et par exemple à l'aide d'une pompe, jusqu'à une pression supérieure à la pression d'équilibre gaz-liquide. Le refroidissement à l'étape a) peut être réalisé en employant n'importe quel procédé connu de l'homme du métier, et par exemple à l'aide d'un échangeur de chaleur, à une température inférieure à la 25 température d'équilibre gaz-liquide. [0064] Avant l'étape a) du procédé selon l'invention, la formation souterraine peut être pré-traitée en injectant le fluide porteur de fracturation selon l'invention comme un liquide sans agent de soutènement, et/ou en injectant de l'eau liquide et/ou des hydrocarbures liquides et/ou une mousse composée d'eau ou d'hydrocarbures mélangés avec un gaz. 30 Selon une autre alternative, la formation peut être rincée après l'étape c) en injectant le fluide porteur de fracturation selon l'invention sans agent de soutènement ni d'eau liquide ni d'hydrocarbure liquide, ou finalement une mousse composée d'eau ou d'hydrocarbures mélangés avec un gaz. [0065] Le procédé de l'invention peut être précédé et/ou combiné et/ou suivi d'un ou de 35 plusieurs procédés de fracturation connus, qui utilisent de l'eau de nappe, de l'eau 3031110 -15- gélifiée, des hydrocarbures, des hydrocarbures gélifiés, des fluides sous forme de mousse, et analogues. [0066] Le procédé de l'invention comprend également le recyclage de n'importe quel fluide de fracturation ou fluide de pré-traitement ou fluide de rinçage, qui ne contient 5 aucun agent de soutènement, ou au moins une petite quantité d'agent(s) de soutènement. Ce recyclage du fluide porteur de fracturation selon l'invention, après son utilisation comme fluide de fracturation ou comme fluide de pré-traitement ou comme fluide de rinçage pour une opération de fracturation, comprend au moins les étapes suivantes: - récupérer, par pompage et/ou par décompression (par exemple retour à une pression 10 normale), au moins une partie du fluide et une partie des hydrocarbures initialement présents dans la formation, le fluide étant le fluide porteur de fracturation, à partir du réservoir d'hydrocarbure afin de produire le fluide récupéré; - séparer du fluide récupéré le fluide porteur de fracturation afin d'obtenir un gaz ou un liquide, seul ou mélangé avec des hydrocarbures, à l'aide de toute technique connue 15 dans la technique, comprenant par exemple un ou plusieurs séparateur(s), un ou plusieurs déshydrateur(s), des variations de la température, de la pression et du temps, et analogues. [0067] Comme cela est décrit ci-dessus, le fluide porteur de fracturation à utiliser dans la présente invention permet une vitesse de sédimentation réduite des particules de 20 l'agent de soutènement qui est dispersé dans celui-ci. [0068] La vitesse de sédimentation théorique (v1) d'une seule particule régulière sphérique à une température d'équilibre donnée et une pression d'équilibre donnée dans un fluide est calculée en utilisant les équations empiriques suivantes (1) par Fergusson et Church, publiées dans le "Journal of Sedimentary Research", (volume 74, n°6, novembre 25 2004, pages 933 à 937), qui correspond à la vitesse maximum ou à la vitesse terminale ou à la vitesse limite: Rgd 2 V = ( 1 ) 18v fltude + V0.75 x 0.4Rgd3 dans laquelle R = OP (2) P fluide et, en remplaçant R de l'équation (2) dans l'équation (1), on obtient l'équation suivante qui 30 permet de calculer la vitesse de sédimentation "v1", exprimée en m.s"1: gd2Ap vi = (18iffinde + J0.75 x 0.4dgpfluideAp) 3031110 -16- dans laquelle "vfluiden est la viscosité cinématique du fluide porteur, exprimée comme le rapport unfluide/Pfluide", "rlfluide" est la viscosité dynamique du fluide porteur en Pa.s, "g" est la constante d'accélération de la gravité (9,81 m.s-2), "d" est le diamètre de particule exprimé en mètres, "rfluide" est la densité du fluide porteur exprimée en kg.m-3, et "Op" est la 5 différence de densité entre la particule et le fluide porteur dans la phase liquide, exprimée en kg.rn-3. [0069] Dans les calculs qui suivent, la densité de particule est définie comme la valeur de densité du quartz qui est de 2650 kg.m3 parce que du sable de quartz est souvent utilisé comme agent de soutènement. A titre d'exemple, une particule régulière présentant 10 un diamètre de 425 pm et une densité de 2650 kg.m-3 présente une vitesse de sédimentation dans le fluide porteur de fracturation selon l'invention qui est inférieure à celle dans l'eau dans une gamme de températures égale ou supérieure à 65°C - 75°C. La même particule régulière dans l'hydrocarbure fluoré 1,1,1,2,3,3,3-heptafluoropropane (R227ea) présente une vitesse de sédimentation supérieure à celle dans l'eau à l'intérieur 15 d'une gamme de températures de 10°C à 190°C. [0070] La pression critique et la température critique d'un fluide sont mesurées de la façon suivante : le principe de mesure est basé sur la variation de la capacité thermique pendant la phase durant laquelle l'état change lors du chauffage à 0,2°C par minute. Une cellule de test fermée est remplie avec environ 1 g de l'échantillon de fluide et peut 20 ensuite s'équilibrer thermiquement avant que le chauffage soit démarré. La transition est détectée par le flux de chaleur échangé par la cellule de test qui contient l'échantillon de fluide en utilisant un calorimètre qui permet de connaître la température critique définie par le point de démarrage. La température critique est définie de façon graphique comme étant la température qui correspond à l'intersection des pentes avant et après la transition 25 dans la courbe du flux de chaleur (point de démarrage). [0071] La pression dans la cellule est mesurée de façon continue pendant le chauffage de la cellule de test. La valeur de la pression atteinte à la température qui correspond à la température critique est lue directement, et la pression critique est calculée en prenant en considération la correction expérimentale du transducteur de pression due à l'effet de la 30 température sur la réponse du transducteur qui est mesurée par l'intermédiaire du calibrage. Pour déterminer la température critique et la pression critique, on utilise un calorimètre C80 commercialisé par Setaram. La précision pour la température critique est de 0,5°C et pour la pression critique est de 0,4 bar (40 kPa). [0072] Pour mesurer la densité du liquide dans la phase liquide, la procédure utilisée est 35 la suivante : 1) laver et sécher la cuve ; 2) mettre sous vide ; 3) peser la cuve ; 4) charger ladite cuve avec le fluide de test ; 5) peser à nouveau ladite cuve pour obtenir le poids du 3031110 -17- fluide de test ajouté ; 6) permettre à la température de s'équilibrer à la température de test ; 7) enregistrer le volume de liquide ; 8) calculer la densité. [0073] Le procédé de calcul de la densité du liquide (in kg.m-3) est reproduit ci-dessous avec une définition des variables: Densité du liquide = ihq = - mvap) - (Vvap X dvap)) (m - ((Vtot - Vliq) X dvap))) 5 Vliq Vliq Vliq Vliq dans laquelle - Vtot (volume total de la cuve) est égal à Vhq + Vvap, où Vhq est le volume de liquide mesuré dans la cuve, et Vvap est le volume de gaz dans la cuve, - m (masse totale de fluide ajoutée à la cuve) est égale à li mg Mvap, est la masse - 10 de liquide, et mvap est la masse de gaz, et - dvap est la densité du gaz à la température T. [0074] La densité du gaz est calculée en utilisant la loi du gaz idéal. La précision pour la température est de 0,2°C. Le précision pour la densité du liquide est de 0,1%. [0075] Pour obtenir la valeur de la viscosité dynamique, la viscosité cinématique 15 mesurée est multipliée par la densité du liquide. La viscosité cinématique est mesurée en utilisant des viscosimètres de marque Cannon-Fenske Ostwald. Les viscosimètres sont calibrés à chaque température avec des fluides dont la viscosité est connue. Un tube de viscosité du type Ostwald est constitué d'un tube de verre en forme de U qui est maintenu verticalement dans un bain à température contrôlée. Dans une branche du U se trouve 20 une section d'alésage étroit précis qui est appelé le capillaire. Au-dessus de celui-ci se trouve un bulbe, et un autre bulbe est prévu au pied de l'autre branche. Lors de l'utilisation, un liquide est aspiré dans le bulbe supérieur par aspiration et peut ensuite s'écouler vers le bas à travers le capillaire dans le bulbe inférieur. Deux marques (une au-dessus et l'autre en dessous du bulbe inférieur) indiquent un volume connu. Le temps 25 requis pour que le niveau du liquide passe entre ces marques est proportionnel à la viscosité cinématique. [0076] Bien que les tubes présentent un facteur de conversion, chaque tube utilisé dans le programme de mesure décrit a été calibré par un fluide dont les propriétés sont connues à chaque température. Le temps nécessaire pour que le liquide de test s'écoule 30 à travers un capillaire de diamètre connu présentant un certain facteur entre deux points marqués est mesuré. En multipliant le temps requis par le facteur du viscosimètre, on obtient la viscosité cinématique. Les viscosimètres ont été immergés dans un bain à température constante contrôlée à ± 0,2°C. Les données de viscosité obtenues en utilisant cette procédure sont précises à ± 2 %. 3031110 -18- [0077] Les procédés de calcul et de mesure décrits ci-dessus permettent d'évaluer la viscosité et la densité en fonction de la température pour des fluides porteurs de fracturation de la technique antérieure, et ensuite de calculer finalement la vitesse de sédimentation d'un agent de soutènement dans lesdits fluides porteurs de fracturation de 5 la technique antérieure. [0078] La Figure 1 montre la vitesse de sédimentation dans différents fluides de la technique antérieure en fonction de la température. En tenant compte de la précision du calcul, une particule présentant un diamètre de 425 pm et une densité de 2650 kg.m-3 présente une vitesse de sédimentation dans le R-227ea équivalente à celle dans l'eau 10 dans la gamme de températures 35°C - 60°C, à l'extérieur de cette gamme la vitesse de sédimentation est supérieure à celle dans l'eau. [0079] Le R1234yf et le R1234ze(E), qui possèdent chacun 3 atomes de carbone, 2 atomes d'hydrogène, 4 atomes de fluor et 1 liaison double carbone - carbone, donnent une vitesse de sédimentation qui est toujours supérieure à celle dans l'eau, et ne font pas 15 partie de l'invention. La Figure 1 montre également la vitesse de sédimentation dans un fluide porteur de fracturation selon l'invention, R-1233zd, qui est égale à celle dans l'eau sur une plus large gamme de températures. Le R-1233zd, qui possède 3 atomes de carbone, 2 atomes d'hydrogène, 3 atomes de fluor, 1 atome de chlore et 1 liaison double carbone - carbone donne une vitesse de sédimentation qui est inférieure à celle observée 20 dans l'eau dans la gamme de 50°C à 100°C. Le R-1233zd fait partie de l'invention. [0080] Des valeurs de vitesse de sédimentation, en fonction de la température, pour différents fluides porteurs de fracturation selon l'invention ainsi que pour l'eau, sont présentées dans la Figure 2. [0081] Dans le R-245ca, qui possède 3 atomes de carbone, 3 atomes d'hydrogène et 5 25 atomes de fluor, une particule présentant un diamètre de 425 pm et une densité de 2650 kg.m-3, présente une vitesse de sédimentation inférieure à celle dans l'eau dans la gamme de 10°C à 140°C. Le R-245ca fait partie de l'invention. [0082] Dans le R-245fa, qui possède également 3 atomes de carbone, 3 atomes d'hydrogène et 5 atomes de fluor, une particule présentant un diamètre de 425 pm et une 30 densité de 2650 kg.m-3, présente une vitesse de sédimentation inférieure à celle dans l'eau dans la gamme 25°C à 105°C. Le R-245fa fait partie de l'invention. [0083] Dans le R-236ea, qui possède également 3 atomes de carbone, 2 atomes d'hydrogène et 6 atomes de fluor, une particule présentant un diamètre de 425 pm et une densité de 2650 kg.m-3 présente une vitesse de sédimentation inférieure à celle dans l'eau 35 dans la gamme 20°C à 105°C. Le R-236ea fait partie de l'invention. 3031110 -19- [0084] Le tableau 1 ci-dessous montre plusieurs composés de la formule (1) qui peuvent être utiles dans la mise en oeuvre de la présente invention : les R-1233zd, R-245ca, R-245fa et R236ea présentent tous un NBP supérieur à 0°C et une température critique supérieure à 110°C. -- Table 1 - Composé NBP (°C) Tc (°C) R-227ea -16,3 102 R-1234yf -29,4 95 R-1234ze (E) -19 109 R-245fa 15 154 R-236ea 6 139 R-1233zd 20 165 R-245ca 25 174 REVENDICATIONS1. Fluide porteur de fracturation pour fracturer une formation souterraine, ledit fluide porteur de fracturation comprenant au moins un composé d'hydrofluorocarbone linéaire ou ramifié qui présente un point d'ébullition, à une pression de 1 atmosphère (101 325 Pa), qui est compris entre 0 °C et 65 °C. 10 2. Fluide porteur de fracturation selon la revendication 1, qui présente une température critique égale ou supérieure à 110 °C et égale ou inférieure à 200 °C. 3. Fluide porteur de fracturation selon la revendication 1, dans lequel ledit au moins un composé d'hydrofluorocarbone linéaire ou ramifié est de la formule (1): 15 CnI-1,,Fp; (1) dans laquelle n, m, p et q représentent respectivement le nombre d'atomes de carbone, d'atomes d'hydrogène, d'atomes de fluor et d'atomes de X, avec n k 3, m 0, p 1, q représente 0 ou 1 ou 2, et X représente un atome d'halogène différent du fluor, et dans lequel le composé de la formule (1) présente un point d'ébullition normal (NBP) qui 20 est compris entre 0 °C et 65 °C, de préférence qui est compris entre 5 °C et 60 °C, mieux encore qui est compris entre 10 °C et 55 °C. 4. Fluide porteur de fracturation selon la revendication 3, dans lequel ledit au moins un composé d'hydrofluorocarbone linéaire ou ramifié est de la formule (1) où n est 3 ou 4, 25 0 5 M 5 7, 3 5. p 5 9, et q représente 0 ou 1. 5. Fluide porteur de fracturation selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit au moins un composé d'hydrofluorocarbone est choisi parmi le 1,1,1,3-tétrafluoropropane, le 1,1,2,2,3-pentafluoropropane, le 30 1,1,1,3,3-pentafluoropropane, le 1,1,1,2,3,3-hexafluoropropane, le 1,3-difluoropropane, le 1-chloro-3,3,3-trifluoropropène, le 1,1,3,3-tétrafluoropropane, le 1,2,2,3- tétrafluoropropane, le 1,1,1,2,2,4,4,4-octafluorobutane, le 1,1,1,2,2,3,3,4-octafluorobutane, le 1,1,1,2,2,3,3,4,4-nonafluorobutane ainsi que des mélanges de deux ou plus de deux de ceux-ci, dans n'importe quelles proportions. 35 3031110 - 21 - 6. Fluide porteur de fracturation selon l'une quelconque des revendications précédentes, comprenant en outre un ou plusieurs additif(s) choisi(s) parmi les biocides, les inhibiteurs de corrosion, les agents tensioactifs, les inhibiteurs de dépôts, les agents anti-moussants, les modificateurs de rhéologie, et analogues, ainsi que des mélanges de deux ou plus de deux des additifs cités ci-dessus dans n'importe quelles proportions. 7. Fluide de fracturation comprenant au moins un fluide porteur de fracturation selon l'une quelconque des revendications précédentes et des agents de soutènement. 8. Fluide de fracturation selon la revendication 7, dans lequel les agents de soutènement sont choisis parmi le sable, le sable revêtu de résine, les céramiques de soutènement à résistance intermédiaire, les agents de soutènement à haute résistance, les granules de plastique, la grenaille d'acier, les billes de verre, les billes de verre à haute résistance, les pastilles d'aluminium, les coquilles de noix arrondies, et analogues. 9. Fluide de fracturation selon la revendication 7 ou 8, dans lequel la concentration en agent de soutènement est comprise entre 20 grammes et 600 grammes par litre de fluide porteur de fracturation, mieux encore entre 25 grammes et 250 grammes par litre de fluide porteur de fracturation. 10. Procédé pour fracturer une formation souterraine en utilisant le fluide de fracturation selon l'une quelconque des revendications 7 à 9, comprenant au moins les étapes suivantes: a) fournir un fluide porteur de fracturation selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, avec une compression et/ou un refroidissement optionnel(s), de telle sorte que le fluide porteur de fracturation se présente sous la forme d'un liquide; b) préparer un fluide de fracturation en mélangeant le fluide porteur de fracturation liquide de l'étape a) avec des agents de soutènement dans une cuve de manière à obtenir un fluide de fracturation liquide; et c) injecter le ledit fluide de fracturation liquide de l'étape b) dans une formation souterraine à une pression suffisante pour ouvrir une ou plusieurs fracture(s) dans celle-ci. 11. Procédé selon la revendication 10, comprenant en outre le recyclage du fluide porteur de fracturation. 3031110 - 22 - 12. Procédé selon la revendication 10 comprenant en outre le recyclage du fluide porteur de fracturation, dans lequel ledit recyclage comprend au moins les étapes suivantes: - récupérer, par pompage et/ou décompression, au moins une partie du fluide et une 5 partie des hydrocarbures présents initialement dans la formation, le fluide étant le fluide porteur de fracturation, à partir du réservoir d'hydrocarbure afin de produire le fluide récupéré; et - séparer du fluide récupéré le fluide porteur de fracturation afin d'obtenir un gaz ou un liquide, seul ou mélangé avec des hydrocarbures.