Brevet FR3095652A1 — publié le 20201106

Description Titre de l'invention : PROCÉDÉS ET COMPOSITIONS DESTINÉS À RÉDUIRE LA CORROSIVITÉ DE FLUIDES AQUEUX [0001] CONTEXTE [0002] La présente invention concerne des compositions destinées à traiter une formation souterraine et des procédés de préparation de celle-ci. [0003] Des fluides de traitement peuvent être utilisés dans diverses opérations de traitement souterraines. Tels qu'utilisés ici, les termes « traite », « traitement », « traiter » et leurs équivalents grammaticaux se réfèrent à toute opération souterraine qui utilise un fluide conjointement avec la réalisation d'une fonction souhaitée et/ou dans un but souhaité. L'utilisation de ces termes n'implique aucune action particulière du fluide de traitement. Des opérations de traitement illustratives peuvent comprendre, par exemple, des opérations de fracturation, des opérations de gravillonnage des crépines, des opérations d'acidification, la dissolution et l'élimination du tartre, des opérations de consolidation, et d'autres opérations similaires. Par exemple, un fluide peut être utilisé pour forer un puits de forage dans une formation souterraine ou pour achever un puits de forage dans une formation souterraine, ainsi qu'à de nombreuses autres fins. [0004] La corrosion de surfaces métalliques se produit lorsque les surfaces métalliques sont mises en contact avec un environnement corrosif contenant un oxydant (par exemple, un oxydant électrochimique, un oxydant chimique ou un élément similaire). Tel qu'il est utilisé ici, le terme « corrosion » fait référence à toute réaction entre un matériau et son environnement qui provoque une certaine détérioration du matériau ou de ses propriétés. Des exemples de types courants de corrosion comprennent, mais sans se limiter à ceux-ci, la formation de rouille sur un métal, la dissolution d'un métal dans des acides et le développement de patine à la surface d'un métal. Un exemple d'un environnement corrosif est un fluide aqueux en présence d'air et/ou d'oxygène. Brève description des dessins [0005] Ces dessins illustrent certains aspects de certains des modes de réalisation de la présente invention et ne doivent pas être utilisés pour limiter ou définir les revendications. [0006] La figure 1 est un schéma illustrant un exemple d'un système de fracturation qui peut être utilisé conformément à certains modes de réalisation de la présente invention. [0007] La figure 2 est un schéma illustrant un exemple d'une formation souterraine dans laquelle une opération de fracturation peut être réalisée conformément à certains modes de réalisation de la présente invention. 2 [0008] La figure 3 est un schéma illustrant le taux de corrosion de fluides dans le temps conformément à certains modes de réalisation de la présente invention. [0009] Bien que des modes de réalisation de la présente invention aient été décrits, de tels modes de réalisation n'impliquent pas une limite à l'invention, et aucune limite de cc type ne devrait être déduite. L'objet décrit peut être soumis à des modifications, changements et équivalents considérables dans la forme et dans la fonction, comme cela apparaîtra à l'homme du métier profitant de la présente invention. Les modes de réalisation présentés et décrits de la présente invention sont uniquement des exemples et ne sont pas représentatifs de l'ensemble de la portée de l'invention. [0010] DESCRIPTION DE CERTAINS MODES DE RÉALISATION [0011] La présente invention concerne des compositions destinées à traiter une formation souterraine et des procédés de préparation de celle-ci. Plus particulièrement, la présente invention concerne des procédés et des compositions destinés à traiter des fluides aqueux qui sont utilisés pour traiter une formation souterraine. [0012] La présente invention concerne une composition comprenant un éliminateur d'oxygène, un agent d'ajustement du pH et un inhibiteur de corrosion. La présente invention fournit également des procédés qui comprennent l'ajout d'une composition comprenant un éliminateur d'oxygène, un agent d'ajustement du pH et un inhibiteur de corrosion à un fluide aqueux. Les procédés de la présente invention peuvent également comprendre l'ajout d'un ou de plusieurs additifs au fluide aqueux pour former un fluide de traitement. Dans certains modes de réalisation, les procédés peuvent en outre comprendre l'ajout d'un ou de plusieurs additifs au fluide aqueux pour former un fluide de fracturation. Dans certains modes de réalisation, les procédés peuvent en outre comprendre le fait de permettre à la composition d'augmenter le pH du fluide aqueux. Dans certains modes de réalisation, les procédés peuvent en outre comprendre le fait de permettre à la composition de réduire la quantité d'oxygène dans le fluide aqueux. Dans certains modes de réalisation, les procédés peuvent en outre comprendre le fait de permettre à la composition de réduire la corrosivité du fluide aqueux. [0013] Parmi les nombreux avantages potentiels des procédés et des compositions de la présente invention, dont seulement certains sont mentionnés ici, les procédés et les compositions de la présente invention peuvent permettre une corrosivité réduite des fluides de traitement aqueux ce qui, dans certains modes de réalisation, peut se faire sans interférer avec d'autres produits chimiques dans le fluide aqueux. Dans certains modes de réalisation, les procédés et les compositions de la présente invention peuvent, à leur tour, réduire les taux de corrosion et/ou de défaillance des équipements qui sont mis au contact des fluides de traitement aqueux. [0014] Dans certains modes de réalisation, les compositions de la présente invention com- prennent un éliminateur d'oxygène, un agent d'ajustement du pH et un inhibiteur de 3 corrosion. Les éliminateurs d'oxygène utilisés dans les compositions de la présente invention peuvent être tout produit chimique qui réduit la quantité d'oxygène dans un fluide aqueux. Dans certains modes de réalisation, l'éliminateur d'oxygène peut comprendre du sulfite de sodium, du bisulfite d'ammonium, du bisulfite de sodium, du métahisulfite de sodium, de la diéthylhydroxylamine, de l'érythorhate de sodium, du sulfite de potassium, de l'hydroquinone, de la méthyléthylcétoxi me, catalysée ou non catalysée, et toute combinaison de ceux-ci. Dans certains modes de réalisation, la composition peut comprendre l'éliminateur d'oxygène en une quantité d'environ 1 % à environ 90 % en poids de la composition. Dans d'autres modes de réalisation, la composition peut comprendre l'éliminateur d'oxygène en une quantité d'environ 5 % à environ 70 % en poids de la composition. Dans encore d'autres modes de réalisation, la composition peut comprendre l'éliminateur d'oxygène en une quantité d'environ 10 % à environ 40 % en poids de la composition. [0015] Les agents d'ajustement du pH utilisés dans les compositions de la présente invention peuvent être n'importe quel produit chimique qui augmente le pH d'un fluide aqueux. Dans certains modes de réalisation, l'agent d'ajustement du pH peut comprendre l'hydroxyde de sodium, l'hydroxyde de potassium, l'hydroxyde d'ammonium, l'hypochlorite de sodium, l'éthanolamine, la diéthanolamine, la triéthanolarninc, toute amine primaire, secondaire ou tertiaire soluble dans l'eau, et toute combinaison de ceux-ci. Dans certains modes de réalisation, la composition peut comprendre l'agent d'ajustement du pH en une quantité d'environ 0,5 % à environ 50 % en poids de la composition. Dans d'autres modes de réalisation, la composition peut comprendre l'agent d'ajustement du pH en une quantité d'environ 1 % à environ 30 % en poids de la composition. Dans encore d'autres modes de réalisation, la composition peut comprendre l'agent d'ajustement du pH en une quantité d'environ 1 % à environ 10 % en poids de la composition. [0016] Les inhibiteurs de corrosion utilisés dans les compositions de la présente invention peuvent être n'importe quel tensioactif qui peut empêcher la corrosion de surfaces métalliques (par exemple, un inhibiteur de corrosion tilmogène). Dans certains modes de réalisation, l'inhibiteur de corrosion peut comprendre une fraction hydrophile, et la fraction hydrophile peut comprendre une amine, une imine, un amide, une imidazoline, une pyridine, un acide carboxylique, un ester de phosphate, un groupe thiol ou tout sel de l'un quelconque des éléments précédents. Dans certains modes de réalisation, la fraction hydrophile peut être attachée à une ou à plusieurs chaînes hydrocarbonées ayant des propriétés hydrophobes. Chaque chaîne hydrocarbonée peut comprendre indépendamment d'environ 8 à environ 22 atomes de carbone et peut être linéaire ou ramifiée, cyclique ou acyclique et/ou saturée ou insaturée. Chaque chaîne hydrocarbonée peut être indépendamment substituée par un groupe fonctionnel comprenant l'un ou plusieurs : de l'éther, de l'ester, de l'hydroxyle, de l'alcane, de l'akène, de l'alcyne et de toute combinaison de ceux-ci. Dans certains modes de réalisation, l'inhibiteur de corrosion peut être un inhibiteur de corrosion filmogène. Dans certains modes de réalisation, la composition peut comprendre l'inhibiteur de corrosion en une quantité d'environ 0,5 % à environ 70 % en poids de la composition. Dans d'autres modes de réalisation, la composition peut comprendre l'inhibiteur de corrosion en une quantité d'environ 0,5 % à environ 40 % en poids de la composition. Dans encore d'autres modes de réalisation, la composition peut comprendre l'inhibiteur de corrosion en une quantité d'environ 0,1 % à environ 20 % en poids de la composition. [0017] Dans certains modes de réalisation, les procédés de la présente invention peuvent comprendre l'ajout d'une composition comprenant un éliminateur d'oxygène, un agent d'ajustement du pH et un inhibiteur de corrosion à un fluide aqueux. Le fluide aqueux peut comprendre tout fluide aqueux connu de la technique. Les fluides aqueux qui peuvent être adaptés à une utilisation dans les procédés et les compositions de la présente invention peuvent comprendre de l'eau de n'importe quelle source. Ces fluides aqueux peuvent comprendre l'eau douce, l'eau salée (par exemple, l'eau contenant un ou plusieurs sels dissous dans celle-ci), la saumure (par exemple, l'eau salée saturée), l'eau de mer, l'eau produite, l'eau de surface (par exemple, d'une rivière ou d'un étang), l'eau de récupération ou toute combinaison de celles-ci. Dans la plupart des modes de réalisation de la présente invention, les fluides aqueux comprennent une ou plusieurs espèces ioniques, comme celles formées par des sels dissous dans l'eau. Par exemple, l'eau de mer et/ou l'eau produite peuvent comprendre diverses espèces cationiques dissoutes dans celles-ci. Dans certains modes de réalisation, la phase aqueuse peut être de l'eau salée ou de la saumure. Dans de tels modes de réalisation, le sel peut être n'importe quel sel approprié, tel qu'au moins l'un de NaBr, de KBr, de CaC1,, de CaBro, de ZnBr,, de KCl, de NaC1, de MgC12, de SrC12, de BaC12, de NaHCO3, de NaSO4, d'un sel de carbonate, de sels de sulfure, d'un sel de phosphate, d'un sel de magnésium, d'un sel de bromure, d'un sel de formiate et d'un sel d'acétate. Dans certains modes de réalisation, le fluide aqueux peut comprendre de l'eau produite provenant d'une formation souterraine. [0018] Dans certains modes de réalisation, le fluide aqueux peut être aéré avec un ou plusieurs gaz (par exemple, de l'air ou de l'oxygène). Cette représentation d'un fluide aéré n'est pas exhaustive puisque le fluide aéré peut être n'importe quel fluide aqueux qui a été exposé à n'importe quel gaz de quelque manière que ce soit, comme la mise en présence du fluide avec du gaz, la mise en contact du fluide aqueux avec le gaz, le passage du gaz à travers le fluide aqueux (par exemple, par injection), ou la mise en contact du fluide aqueux avec un autre fluide aqueux contenant le gaz. Dans certains modes de réalisation, le gaz peut être présent dans le fluide aqueux en une quantité d'environ 4 parties par million (« ppm ») à environ 14 ppm en volume du fluide aqueux. Dans d'autres modes de réalisation, le gaz peut être présent dans le fluide aqueux en une quantité d'environ 6 ppm à environ 14 ppm en volume du fluide aqueux. Dans encore d'autres modes de réalisation, le gaz peut être présent dans le fluide aqueux en une quantité d'environ 8 ppm à environ 14 ppm en volume du fluide aqueux. Dans encore d'autres modes de réalisation, le gaz peut être présent dans le fluide aqueux en une quantité d'environ 10 ppm à environ 14 ppm en volume du fluide aqueux. [0019] Dans certains modes de réalisation, la composition qui comprend un éliminateur d'oxygène, un agent d'ajustement du pH et un inhibiteur de corrosion peut être ajoutée au fluide aqueux en une quantité d'environ 50 ppm à environ 5 000 ppm en volume du fluide aqueux. Dans d'autres modes de réalisation, la composition peut être ajoutée au fluide aqueux en une quantité d'environ 50 ppm à environ 2 500 ppm en volume du fluide aqueux. Dans encore d'autres modes de réalisation, la composition peut être ajoutée au fluide aqueux en une quantité d'environ 50 ppm à environ 1 500 ppm en volume du fluide aqueux. Dans encore d'autres modes de réalisation, la composition peut être ajoutée au fluide aqueux en une quantité d'environ 200 ppm à environ 1 500 ppm en volume du fluide aqueux. [0020] Dans certains modes de réalisation, les procédés de la présente invention com- prennent le fait de permettre à l'agent d'ajustement du pH d'augmenter le pH du fluide aqueux. Dans certains modes de réalisation, les fluides aqueux peuvent avoir un pH initial dans une plage d'environ 6,0 à environ 8,0. Dans certains modes de réalisation, l'agent d'ajustement du pH peut augmenter le pH du fluide aqueux dans une plage d'environ 7,0 à environ 9,0. Dans d'autres modes de réalisation, l'agent d'ajustement du pH peut augmenter le pH du fluide aqueux dans une plage d'environ 7,5 à environ 8,5. Dans d'autres modes de réalisation, l'agent d'ajustement du pH peut augmenter le pH du fluide aqueux dans une plage d'environ 8,0 à environ 8,5. Dans certains modes de réalisation, les procédés de la présente invention comprennent le fait de permettre à l'éliminateur d'oxygène de réduire la quantité d'oxygène dans le fluide aqueux. Dans certains modes de réalisation, les procédés de la présente invention comprennent le fait de permettre à l'inhibiteur de corrosion de réduire la corrosivité du fluide aqueux. [0021] Dans certains modes de réalisation, l'un ou plusieurs de l'éliminateur d'oxygène, de l'agent d'ajustement du pH et de l'inhibiteur de corrosion peuvent être combinés ensemble avant d'être ajoutés au fluide aqueux. Dans de tels modes de réalisation, des compositions comprenant un ou plusieurs de ces composants peuvent être stockées (par exemple, dans un réservoir ou un contenant) pendant une certaine période avant d'être ajoutées au fluide aqueux. Dans certains modes de réalisation, ces compositions peuvent être stockées jusqu'à 12 mois avant d'être ajoutées au fluide aqueux. Dans 6 d'autres modes de réalisation, l'un ou plusieurs de l'éliminateur d'oxygène, de l'agent d'ajustement du pH et de l'inhibiteur de corrosion peuvent être ajoutés séparément au fluide aqueux. Dans de tels modes de réalisation, l'éliminateur d'oxygène, l'agent d'ajustement du pH et l'inhibiteur de corrosion peuvent constituer collectivement une composition telle qu'utilisée ici même lorsqu'ils sont ajoutés séparément au fluide aqueux. Dans certains modes de réalisation, les compositions de la présente invention (ou l'un ou plusieurs de leurs composants) peuvent être directement dosées dans un fluide aqueux. Dans certains modes de réalisation, la composition (ou l'un ou plusieurs de ses composants) peut être ajoutée au fluide aqueux par mélange discontinu ou par mélange continu (« à la volée »). Le terme « à la volée » est utilisé ici pour inclure des procédés de combinaison de deux composants ou plus dans lesquels un flux d'écoulement d'un élément est introduit en continu dans un flux d'écoulement d'un autre composant de sorte que les flux sont combinés et mélangés tout en continuant à s'écouler comme un seul flux dans le cadre du traitement en cours. Un tel mélange peut également être décrit comme un mélange « en temps réel ». Dans d'autres modes de réalisation, la composition (ou l'un ou plusieurs de ses composants) peut être envoyé par impulsion dans le fluide aqueux. Dans certains modes de réalisation, la composition (ou l'un ou plusieurs de ses composants) peut être injectée dans une conduite en amont d'un réservoir ou d'un autre contenant approprié contenant le fluide aqueux. Dans d'autres modes de réalisation, la composition (ou l'un ou plusieurs de ses composants) peut être ajoutée directement au réservoir ou à un autre contenant approprié contenant le fluide aqueux. [0022] Dans certains modes de réalisation, les procédés de la présente invention peuvent comprendre la formation d'un fluide de traitement en ajoutant un ou plusieurs additifs à un fluide aqueux comprenant une composition de la présente invention. Dans certains modes de réalisation, les un ou plusieurs additifs peuvent être ajoutés au fluide aqueux après que la composition a été ajoutée au fluide aqueux. Des exemples de tels additifs supplémentaires comprennent, mais sans se limiter à ceux-ci, des sels, des tensioactifs, des acides, des particules d'agent de soutènement, des agents de dérivation, des additifs de contrôle de perte de fluide, du gaz, de l'azote, du dioxyde de carbone, des agents de modification de surface, des agents adhésifs, des agents moussants, des inhibiteurs de corrosion, des inhibiteurs de tartre, des catalyseurs, des agents de contrôle de l'argile, des biocides, des réducteurs de frottement, des agents antimousse, des agents de pontage, des floculants, des éliminateurs de ELS, des éliminateurs de CO', des éliminateurs d'oxygène, des lubrifiants, des améliorants de viscosité, des viscoréducteurs, des agents de pondération, des modificateurs de perméabilité relative, des résines, des agents mouillants, des agents améliorant le revêtement, des agents d'élimination de gâteau de filtration, des agents antigel (par exemple, de l'éthylène 7 glycol) et des éléments similaires. Dans certains modes de réalisation, l'un ou plusieurs de ces additifs supplémentaires (par exemple, un agent de réticulation) peuvent être ajoutés au fluide de traitement et/ou activés après que l'agent viscosifiant a été au moins partiellement hydraté dans le fluide. L'homme du métier, grâce à la présente invention, reconnaîtra les types d'additifs qui peuvent être inclus dans les fluides de la présente invention pour une application particulière. [0023] Dans certains modes de réalisation, les fluides de traitement de la présente invention peuvent comprendre une ou plusieurs particules d'agent de soutènement. Des exemples de matériaux qui peuvent être adaptés à une utilisation en tant que particules d'agent de soutènement dans certains modes de réalisation de la présente invention comprennent, niais sans se limiter à ceux-ci, les cendres volantes, la silice, l'alumine, le carbone fumé (par exemple, le carbone pyrogénique), le noir de carbone, le graphite, le mica, le dioxyde de titane, le silicate métallique, le silicate, le kaolin, le talc, la zircone, le bore, les microsphères creuses (par exemple, les matériaux de type coque sphérique ayant une cavité intérieure), le verre, le sable, la bauxite, la bauxite frittée, la céramique, les argiles calcinées (par exemple, les argiles qui ont été chauffées pour éliminer les matériaux volatils), les argiles partiellement calcinées (par exemple, les argiles qui ont été chauffées pour éliminer partiellement les matériaux volatils), les polymères composites (par exemple, les nanocompositcs thermodurcis), les nanotuhes d'argile halloysitc et toute combinaison de ceux-ci. Les particules d'agent de soutènement peuvent avoir n'importe quelle forme (régulière ou irrégulière) appropriée ou souhaitée pour une application particulière. Dans certains modes de réalisation, les particules d'agent de soutènement peuvent être de forme ronde ou sphérique, bien qu'elles puissent également avoir d'autres formes telles que des ovales, des capsules, des tiges, des tores, des cylindres, des cubes ou des variantes de ceux-ci. Dans certains modes de réalisation, les particules d'agent de soutènement de la présente invention peuvent être relativement flexibles ou déformables, ce qui peut leur permettre de pénétrer dans certaines perforations, microfractures ou autres espaces à l'intérieur d'une formation souterraine alors que les particules solides d'un diamètre ou d'une taille similaire peuvent en être incapables. [0024] Dans certains modes de réalisation, le fluide de traitement peut comprendre des particules d'agent de soutènement en une quantité d'environ 0,05 à environ 12 livres de particules par gallon de fluide de traitement (« ppg »). Dans d'autres modes de réalisation, le fluide de traitement peut comprendre les particules d'agent de soutènement en une quantité d'environ 3 ppg à environ 10 ppg. Dans d'autres modes de réalisation, le fluide de traitement peut comprendre les particules d'agent de soutènement en une quantité d'environ 0,1 ppg à environ 0,5 ppg, dans d'autres modes de réalisation, d'environ 0,5 ppg à environ 1,0 ppg, dans d'autres modes de réalisation, d'environ 8 1,0 ppg à environ 2,0 ppg, dans d'autres modes de réalisation, d'environ 2,0 ppg à environ 3,0 ppg, dans d'autres modes de réalisation, d'environ 3,0 ppg à environ 4,0 ppg, dans d'autres modes de réalisation, d'environ 4,0 ppg à environ 5,0 ppg, dans d'autres modes de réalisation, d'environ 5,0 ppg à environ 6,0 ppg, dans d'autres modes de réalisation, d'environ 6,0 ppg à environ 7,0 ppg, dans d'autres modes de réalisation, d'environ 7,0 ppg à environ 8,0 ppg, dans d'autres modes de réalisation, d'environ 8,0 ppg à environ 9,0 ppg, et dans d'autres modes de réalisation, d'environ 9,0 ppg à environ 10 ppg. [0025] Dans certains modes de réalisation, les fluides de traitement utilisés dans les procédés de la présente invention peuvent comprendre un réducteur de frottement. Des exemples de réducteurs de frottement appropriés comprennent, mais sans se limiter à ceux-ci, les polyacrylatcs, les dérivés de polyacrylatc, les copolymères de polyacrylatc, les polyméthacrylates, les dérivés de polyméthacrylate, les copolymères de polyméthacrylate, le polyacrylamidc, les dérivés de polyacrylamidc, les copolymères de polyacrylamidc et toute combinaison de ceux-ci. L'homme du métier estimera que le polymère réducteur de frottement inclus dans le fluide de traitement doit avoir un poids moléculaire suffisant pour fournir un niveau souhaité de réduction du frottement. Dans certains modes de réalisation, le fluide de traitement peut comprendre le réducteur de frottement en une quantité d'environ 0,05 à environ 1,5 gallon pour mille gallons (« gpt ») du fluide de traitement. Dans d'autres modes de réalisation, le fluide de traitement peut comprendre le réducteur de frottement en une quantité d'environ 0,1 à environ 1,0 gpt du fluide de traitement. Dans d'autres modes de réalisation, le fluide de traitement peut comprendre le réducteur de frottement en une quantité d'environ 0,2 à environ 0,6 gpt du fluide de traitement. [0026] Dans certains modes de réalisation, les fluides de traitement utilisés dans les procédés de la présente invention peuvent comprendre un biocide. Des exemples de biocides appropriés comprennent, mais sans se limiter à ceux-ci, les amines quaternaires, le glutaraldéhyde, le THPS, l'acroléine, l'acide bromosulfamique, le 2,2-dibromo-3-nitrilopropionamide, l'agent de blanchiment d'hypochlorite, les acides cyanuriques (par exemple, l'acide trichloroisocyanurique), les sels halogénés (par exemple, l'hypochlorite de lithium, les composés à base de peroxyde), et des éléments similaires, et toute combinaison de ceux-ci. Dans certains modes de réalisation, le biocide peut être présent dans le fluide de traitement en une quantité d'environ 0,01 à environ 10 gpt du fluide de traitement. Dans d'autres modes de réalisation, le biocide peut être présent dans le fluide de traitement en une quantité d'environ 0,1 à environ 0,5 gpt du fluide de traitement. [0027] Dans certains modes de réalisation, les fluides de traitement utilisés dans les procédés de la présente invention peuvent comprendre un inhibiteur de tartre. Des exemples 9 d'inhibiteurs de tartre appropriés comprennent, mais sans sc limiter à ceux-ci, les polyphosphates, les esters phosphoriques, les phosphonates, l'acide polyacrylique et leurs sels, d'autres polymères contenant de l'acide carboxylique et toute combinaison de ceux-ci. Dans certains modes de réalisation, l'inhibiteur de tartre peut être présent dans le fluide de traitement en une quantité d'environ 0,01 à environ 1 gpt du fluide de traitement. Dans d'autres modes de réalisation, l'inhibiteur de tartre peut être présent dans le fluide de traitement en une quantité d'environ 0,01 à environ 0,5 gpt du fluide de traitement. [0028] Dans certains modes de réalisation, les fluides de traitement utilisés dans les procédés de la présente invention peuvent comprendre un ou plusieurs tensioactifs. Les tensioactifs qui peuvent être adaptés à une utilisation dans certains modes de réalisation de la présente invention comprennent les tensioactifs cationiques, anioniques, zwitterioniques et non ioniques. Des exemples de tensioactifs cationiques qui peuvent être adaptés à une utilisation dans certains modes de réalisation de la présente invention comprennent, mais sans se limiter à ceux-ci, les alkylamines, les sels d'alkylaminc, les sels d'ammonium quaternaire tels que les halogénures de triméthylammonium de suif (par exemple, le chlorure de triméthylammonium de suif, le bromure de triméthylammonium de suif), les oxydes d'amine, les alkyltriméthylamincs, les triéthylarnincs, les alkyldiméthylbenzylamines, le bromure de cétyltriméthylammonium, le chlorure d'alkyldiméthylbenzylammonium, le chlorure de triméthylcocoammonium, leurs dérivés et leurs combinaisons. Des exemples de tensioactifs anioniques qui peuvent être adaptés à une utilisation dans certains modes de réalisation de la présente invention comprennent, mais sans se limiter à ceux-ci, les carboxylates d'alkyle, les carboxylates d'alkyléther, les N-acylarninoacides, les N-acylglutamates, les Nacylpolypeptides, les alkylbenzènesulfonates, les Sulfonates de paraffine, les aoléfinesulfonates, les lignosulfates, les dérivés de sulfosuccinates, les polynapthylméthylsulfonates, les sulfates d'alkyle, les alkyléthersulfates, le sulfate d'alkyl éthoxylate en CH à C22, le sulfate d'alkylphénol éthoxylate (ou ses sels), les monoalkylphosphates, les polyalkylphosphates, les acides gras, les sels alcalins d'acides gras, les sulfates de glycéride, les sels de sodium d'acides gras, les savons, leurs dérivés et leurs combinaisons. Des exemples de tensioactifs amphotères ou zwitterioniques qui peuvent être adaptés à une utilisation dans certains modes de réalisation de la présente invention comprennent, mais sans se limiter à ceux-ci, le dihydroxyl alkyl glycinate, l'alkyl ampho acétate ou propionate, l'alkyl bétaïne, l'alkyl arnidopropyl bétaïne et les alkylimino mono- ou di-propionates dérivés de certaines cires, graisses et huiles. Des exemples de tensioactifs non ioniques qui peuvent convenir pour une utilisation dans certains modes de réalisation de la présente invention comprennent, mais sans se limiter à ceux-ci, les alcoxylates d'alcool, les alcoxylates d'alkylphénol, les esters non ioniques tels que les esters de sorbitane, les alcoxylatcs d'esters de sorbitane, les alcoxylatcs d'huile de ricin, les alcoxylatcs d'acide gras, les alcoxylatcs d'alcool laurylique, les alcoxylatcs de nonylphénol, les alcoxylatcs d'octylphénol et l'alcoxylatc d'alcool tridécylique, leurs dérivés et toute combinaison de ceux-ci. L'homme du métier, grâce à la présente invention, saura comment sélectionner les tensioactifs qui peuvent être adaptés à une application particulière des procédés et des compositions de la présente invention. [0029] Dans certains modes de réalisation, le tensioactif peut être présent dans le fluide de traitement en une quantité allant environ jusqu'à 2,0 % en volume du fluide de traitement. Dans d'autres modes de réalisation, le tensioactif peut être présent dans le fluide de traitement en une quantité d'environ 0,01 % à environ 2,0 % en volume du fluide de traitement. Dans d'autres modes de réalisation, le tensioactif peut être présent dans le fluide de traitement en une quantité d'environ 0,2 % à environ 1,5 % en volume du fluide de traitement. Dans d'autres modes de réalisation, le tensioactif peut être présent dans le fluide de traitement en une quantité d'environ 0,5 % à environ 1,0 % en volume du fluide de traitement. [0030] Les fluides de traitement de la présente invention peuvent être introduits dans une partie d'une formation souterraine. Le fluide de traitement peut être, par exemple, un fluide de stimulation ou un fluide de fracturation hydraulique. Lors de l'introduction d'un fluide de traitement de la présente invention dans une partie d'une formation souterraine, les composants du fluide de traitement peuvent être mélangés à la surface (ou hors site avant le transport vers l'emplacement du puits) et introduits ensemble dans la formation, ou un ou plusieurs composants peuvent être introduits dans la formation à la surface séparément d'autres composants de telle sorte que les composants se mélangent ou s'entremêlent dans une partie de la formation pour former un fluide de traitement. Dans l'un ou l'autre de ces cas, on considère que le fluide de traitement est introduit dans au moins une partie de la formation souterraine aux fins de la présente invention. [0031] Dans certains modes de réalisation, les fluides de traitement de la présente invention peuvent entrer en contact avec une ou plusieurs surfaces métalliques situées à un emplacement de puits où un puits de forage pénétrant dans au moins une partie d'une formation souterraine est situé. Dans certains modes de réalisation, les une ou plusieurs surfaces métalliques peuvent être situées entre une source du fluide aqueux et une tête de puits. Dans certains modes de réalisation, les une ou plusieurs surfaces métalliques peuvent être situées sur un tuyau (par exemple, des conduites de surface ou un « système hydraulique de surface »), un réservoir de stockage (par exemple, un réservoir de stockage d'eau de fracturation), une vanne, une pompe ou un collecteur. Dans certains modes de réalisation, les une ou plusieurs surfaces métalliques peuvent 11 être situées sur un équipement qui est utilisé pour distribuer un fluide de traitement (par exemple, un fluide de fracturation) dans le puits de forage. Dans certains modes de réalisation, la surface métallique peut comprendre un acier au carbone. Dans certains modes de réalisation, la surface métallique peut comprendre un acier au carbone faiblement allié. Tel qu'il est utilisé ici, le terme « acier au carbone faiblement allié » fait référence à une catégorie de métaux ferreux qui comprennent des éléments d'alliage en une quantité d'environ 2 % à environ 10 % en poids du métal. Des exemples d'éléments d'alliage qui peuvent constituer l'acier au carbone faiblement allié utilisé dans la présente invention peuvent comprendre, mais sans se limiter à ceux-ci, le nickel, le chrome, le molybdène, le vanadium, le bore, le cuivre, le tungstène, le carbone, le manganèse, le silicium, le soufre, le niobium et toute combinaison de ceux-ci. [0032] La présente invention dans certains modes de réalisation prévoit des procédés d'utilisation des fluides de traitement pour effectuer des traitements de fracturation hydraulique (y compris des traitements d'acidification de fracturation). Dans certains modes de réalisation, un fluide de traitement peut être introduit dans une formation souterraine. Dans certains modes de réalisation, le fluide de traitement peut être introduit dans un puits de forage qui pénètre dans une formation souterraine. Dans certains modes de réalisation, le fluide de traitement peut être introduit à une pression supérieure ou égale à une pression suffisante pour créer ou améliorer une ou plusieurs fractures à l'intérieur de la formation souterraine. Dans certains modes de réalisation, le fluide de traitement peut être introduit à l'aide d'une ou de plusieurs pompes. Les fluides de traitement utilisés dans ces traitements de fracturation peuvent comprendre un certain nombre de types de fluides différents, y compris, mais sans se limiter à ceux-ci, les fluides pré-tampon, les fluides tampon, les fluides de fracturation, les fluides de type « slickwater », les fluides chargés d'agent de soutènement et des éléments similaires. [0033] Certains modes de réalisation des procédés et des compositions décrits ici peuvent affecter directement ou indirectement un ou plusieurs composants ou éléments d'équipement associés à la préparation, à la livraison, à la récupération, au recyclage, à la réutilisation et/ou à l'élimination des compositions décrites. Par exemple, et en se référant à la figure 1, les procédés et les compositions décrits peuvent affecter directement ou indirectement un ou plusieurs composants ou éléments d'équipement associés à un exemple de système de fracturation 10, conformément à un ou à plusieurs modes de réalisation. Dans certains cas, le système 10 comprend un appareil de production de fluide de fracturation 20, une source de fluide 30, une source d'agent de soutènement 40 facultative et un système de pompe et de mélangeur 50 et réside à la surface à un emplacement de puits où un puits 60 est situé. Dans certains cas, 12 l'appareil de production de fluide de fracturation 20 combine un précurseur de gel avec un fluide (par exemple liquide ou sensiblement liquide) provenant de la source de fluide 30, pour produire un fluide de fracturation hydraté qui est utilisé pour fracturer la formation. Le fluide de fracturation hydraté peut être un fluide prêt à l'emploi dans un traitement de stimulation de fracture du puits 60 ou un concentré auquel un fluide supplémentaire est ajouté avant d'être utilisé dans une stimulation de fracture du puits 60. Dans d'autres cas, l'appareil de production de fluide de fracturation 20 peut être omis et le fluide de fracturation peut provenir directement de la source de fluide 30. Dans certains cas, le fluide de fracturation peut comprendre de l'eau, un fluide hydrocarboné, un gel polymère, de la mousse, de l'air, des gaz humides et/ou d'autres fluides. [0034] La source d'agent de soutènement 40 peut comprendre un agent de soutènement à combiner avec le fluide de fracturation. Le système peut également comprendre une ou plusieurs sources d'additifs 70 qui fournissent un ou plusieurs additifs (par exemple, les compositions de la présente invention, ainsi que d'autres additifs facultatifs) pour modifier les propriétés du fluide de fracturation. Par exemple, les autres additifs 70 peuvent être inclus pour réduire le frottement du pompage, pour réduire ou éliminer la réaction du fluide sur la formation géologique dans laquelle le puits est formé, pour fonctionner en tant que tensioactifs et/ou pour remplir d'autres fonctions. [0035] Le système de pompe et de mélangeur 50 reçoit le fluide de fracturation et le combine avec d'autres composants, y compris un agent de soutènement facultatif provenant de la source d'agent de soutènement 40 et/ou un fluide supplémentaire provenant des additifs 70. Le mélange résultant peut être descendu par pompage dans le puits 60 à une pression supérieure ou égale à une pression suffisante pour créer ou améliorer une ou plusieurs fractures dans une zone souten-aine, par exemple, pour stimuler la production de fluides à partir de la zone. En particulier, dans certains cas, l'appareil de production de fluide de fracturation 20, la source de fluide 30 et/ou la source d'agent de soutènement 40 peuvent être équipés d'un ou de plusieurs dispositifs de dosage (non représentés) pour réguler l'écoulement de fluides, d'agents de soutènement et/ou d'autres compositions jusqu'au système de pompe et de mélangeur 50. De tels dispositifs de dosage peuvent permettre au système de pompe et de mélangeur 50 d'être alimenté par une, plusieurs ou toutes les différentes sources à un moment donné, et peuvent faciliter la préparation de fluides de fracturation conformément à la présente invention à l'aide de procédés de mélange continu ou « à la volée ». Ainsi, par exemple, le système de pompe et de mélangeur 50 peut fournir uniquement un fluide de fracturation dans le puits à certains moments, uniquement des agents de soutènement à d'autres moments et des combinaisons de ces composants à encore d'autres moments. 13 [0036] La figure 2 représente le puits 60 lors d'une opération de fracturation dans une partie d'une formation souterraine d'intérêt 102 entourant un puits de forage 104. Le puits de forage 104 s'étend depuis la surface 106, et le fluide de fracturation 108 est appliqué à une partie de la formation souterraine 102 entourant la partie horizontale du puits de forage. Bien qu'il soit montré comme étant vertical et déviant de manière horizontale, le puits de forage 104 peut comprendre, entre autres, des géométries et des orientations de puits de forage horizontales, verticales, inclinées et incurvées, et le traitement de fracturation peut être appliqué à une zone souterraine entourant n'importe quelle partie du puits de forage. Le puits de forage 104 peut comprendre un tubage 110 qui est cimenté ou fixé à la paroi du puits de forage. Le puits de forage 104 peut être non tubé ou inclure des sections non tubées. Des perforations peuvent être formées dans le tubage 110 pour permettre aux fluides de fracturation et/ou à d'autres matériaux de s'écouler dans la formation souterraine 102. Dans les puits tubés, des perforations peuvent être formées à l'aide de charges creuses, d'un canon de perforation, de projection d'eau à haute pression et/ou d'autres outils. [0037] Le puits est représenté avec un train dc tiges de forage 112 solidaire de la surface 106 dans le puits de forage 104. Le système de pompe et dc mélangeur 50 est couplé à un train de tiges de forage 112 pour pomper le fluide de fracturation 108 dans le puits de forage 104. Le train de tiges de forage 112 peut comprendre un tube spiralé, un tuyau articulé et/ou d'autres structures qui permettent au fluide de s'écouler dans le puits de forage 104. Le train de tiges de forage 112 peut comprendre des dispositifs de régulation de l'écoulement, des vannes de dérivation, des orifices et/ou d'autres outils ou dispositifs de puits qui régulent un écoulement de fluide depuis l'intérieur du train de tiges de forage 112 jusque dans la zone souterraine 102. Par exemple, le train de tiges de forage 112 peut comprendre des orifices adjacents à la paroi du puits de forage pour acheminer directement le fluide de fracturation 108 dans la formation souterraine 102, et/ou le train de tiges de forage 112 peut comprendre des orifices qui sont espacés de la paroi du puits de forage pour acheminer le fluide de fracturation 108 dans un espace annulaire dans le puits de forage entre le train de tiges de forage 112 et la paroi du puits de forage. [0038] Le train de tiges de forage 112 et/ou le puits de forage 104 peuvent comprendre un ou plusieurs ensembles de garnitures d'étanchéité 114 qui scellent hermétiquement l'espace annulaire entre le train de tiges de forage 112 et le puits de forage 104 afin d'isoler un intervalle du puits de forage 104 dans lequel le fluide de fracturation 108 sera pompé. La figure 2 représente deux garnitures d'étanchéité 114, l'une définissant une limite de haut de puits de l'intervalle et l'autre définissant l'extrémité de fond de puits de l'intervalle. Lorsque le fluide de fracturation 108 est introduit dans le puits de forage 104 (par exemple, dans la figure 2, la zone du puits de forage 104 entre les 14 garnitures d'étanchéité 114) à une pression hydraulique suffisante, une ou plusieurs fractures 116 peuvent apparaître dans la zone souterraine 102. Éventuellement, les particules d'agent de soutènement dans le fluide de fracturation 108 peuvent pénétrer dans les fractures 116 où elles peuvent rester après l'écoulement du fluide de fracturation hors du puits de forage. Ces particules d'agent dc soutènement peuvent « soutenir » les fractures 116 de sorte que les fluides peuvent s'écouler plus librement à travers les fractures 116. Dans certains modes de réalisation, plusieurs intervalles dans le même puits de forage/formation peuvent être successivement isolés et traités d'une manière similaire. [0039] Bien qu'ils ne soient pas spécifiquement illustrés ici, les procédés et les compositions décrits peuvent également affecter directement ou indirectement tout équipement de transport ou dc livraison utilisé pour transporter les compositions jusqu'au système de fracturation 10 comme, par exemple, tous les navires de transport, les conduites, les pipelines, les camions, les éléments tubulaires et/ou les tuyaux utilisés pour acheminer fluidiquement les compositions d'un endroit à un autre, tous les compresseurs, pompes, ou moteurs utilisés pour mettre les compositions en mouvement, tous les joints ou vannes associés utilisés pour réguler la pression ou le débit des compositions, et tous les capteurs (c'est-à-dire de pression et de température), les jauges et/ou leurs combinaisons, et des éléments similaires. [0040] Un mode de réalisation de la présente invention est un procédé qui comprend : la fourniture d'un fluide de traitement comprenant un fluide aqueux et une composition qui comprend un éliminateur d'oxygène, un agent d'ajustement du pH et un inhibiteur de corrosion, dans lequel le fluide aqueux est aéré ; la mise en contact d'une surface métallique avec le fluide de traitement ; et l'introduction du fluide de traitement dans un puits de forage pénétrant dans au moins une partie d'une formation souterraine. [0041] Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, le fluide aqueux comprend de la saumure ou de l'eau produite. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, la surface métallique comprend un acier au carbone faiblement allié. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, la surface métallique est située sur l'un ou plusieurs d'un tuyau, d'un réservoir de stockage, d'une vanne, d'un collecteur et d'une pompe utilisés pour distribuer le fluide de traitement dans le puits de forage. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, l'étape de fourniture du fluide de traitement comprend l'ajout en continu de la composition au fluide aqueux. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, le fluide de traitement comprend en outre un ou plusieurs additifs supplémentaires. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, comprenant en outre l'ajout d'un ou de plusieurs additifs supplémentaires au fluide de traitement. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, comprenant en outre le fait de permettre à l'éliminateur d'oxygène de réduire la quantité d'oxygène dans le fluide aqueux d'au moins 95 % en 60 minutes environ. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, comprenant en outre le fait de permettre à l'agent d'ajustement du pH d'augmenter le pH du fluide aqueux jusqu'à un niveau compris entre environ 7 et environ 9. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, le fluide de traitement est introduit dans le puits de forage à une pression supérieure ou égale à une pression suffisante pour créer ou améliorer une ou plusieurs fractures à l'intérieur de la formation souterraine. [0042] Un mode de réalisation de la présente invention est un procédé qui comprend : la fourniture d'un fluide de fracturation comprenant un fluide aqueux, un ou plusieurs additifs et une composition comprenant un éliminateur d'oxygène, un agent d'ajustement du pH et un inhibiteur de corrosion, le fluide aqueux comprenant de l'oxygène gazeux dissous en une quantité d'environ 4 ppm à environ 14 ppm ; la mise en contact d'une surface métallique avec le fluide de fracturation ; et l'introduction du fluide de fracturation dans le puits de forage à une pression supérieure ou égale à une pression suffisante pour créer ou améliorer une ou plusieurs fractures à l'intérieur de la formation souterraine. [0043] Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, la composition est présente dans le fluide aqueux en une quantité d'environ 50 ppm à environ 5 000 ppm en volume du fluide aqueux. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, la surface métallique comprend un acier au carbone faiblement allié et est située sur un tuyau, un réservoir de stockage, une vanne, un collecteur ou une pompe utilisé pour distribuer le fluide de traitement dans le puits de forage. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, comprenant en outre le fait de permettre à l'agent d'ajustement du pH d'augmenter le pH du fluide aqueux dans une plage d'environ 7 à environ 9. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, comprenant en outre le fait de permettre à l'éliminateur d'oxygène de réduire la quantité d'oxygène gazeux dans le fluide aqueux d'au moins 95 % en 60 minutes environ. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, la composition est ajoutée au fluide aqueux pour former le fluide de fracturation, et la composition étant stockée jusqu'à 12 mois avant d'être ajoutée au fluide aqueux. [0044] Un mode de réalisation de la présente invention est un fluide de fracturation qui comprend : un fluide aqueux comprenant de l'oxygène gazeux dissous ; et une composition comprenant un éliminateur (l'oxygène, un agent d'ajustement du pH et un inhibiteur de corrosion. 16 100451 Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, comprenant en outre un ou plusieurs additifs choisis dans le groupe constitué : d'une particule d'agent de soutènement, d'un réducteur de frottement, d'un biocide, d'un inhibiteur de tartre, d'un tensioactif et de toute combinaison de ceux-ci. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, le fluide aqueux a un pH initial d'environ 6 à environ 8, et le pH du fluide aqueux augmentant d'environ 7 à environ 9 en 20 minutes. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, le fluide aqueux comprend l'oxygène gazeux dissous en une quantité d'environ 4 ppm à environ 14 ppm. [0046] Pour faciliter la compréhension de la présente invention, l'exemple suivant de certains aspects d'un mode de réalisation particulier est donné. L'exemple suivant n'est pas le seul exemple qui pourrait être donné selon la présente invention et n'a pas pour but de limiter la portée de la description ou des revendications. EXEMPLE [0047] Deux échantillons de saumure aérée ont été préparés avec une concentration en oxygène dissous de 7,62 ppm. Comme témoin expérimental, on a injecté dans l'échantillon N° I, qui contenait 1 litre dc la saumure aérée préparée, dc l'azote à un débit d'environ 150 ml par minute après environ 1 heure et 40 minutes. De manière similaire, on a injecté dans l'échantillon N° 2, qui contenait 1 litre de la saumure aérée préparée, environ 1 500 ppm d'une composition de la présente invention après environ 1 heure et 40 minutes, la composition comprenant 150 ppm de sulfite de sodium comme éliminatcur d'oxygène, 37,5 ppm d'hydroxyde dc sodium comme agent d'ajustement du pH et 7,5 ppm d'une benzylarnine quaternaire avec une distribution de la chaîne carbonée en C12 à C16 comme inhibiteur de corrosion. L'expérience a été réalisée dans un appareil de réservoir constitué d'une pompe de circulation, d'un appareil de mesure de l'oxygène dissous, d'un pH-mètre et d'une électrode en acier. [0048] Comme cela est représenté dans la figure 3, le taux de con-osion de l'électrode en acier dans chaque échantillon a été mesuré en mils par an (« mpy ») sur plusieurs heures. Le taux de corrosion instantanée a été mesuré avec un système de mesure électrochimique Gamay en utilisant la technique de résistance de polarisation linéaire. L'électrode de travail a été polarisée à +/- 13 millivolts (« mV ») par rapport à son potentiel de corrosion libre à une vitesse de 0,4 mV par seconde tandis que le coefficient bêta a été fixé à 26 mV. La réponse du courant a été mesurée et la résistance de polarisation a été déterminée. En variante, le taux de corrosion pourrait être mesuré en quantifiant la perte de masse dans le temps. Ces deux procédés d'essai, électrochimiques et gravimétriques, pourraient être utilisés dans différentes conditions d'essai en ce qui concerne la température, la salinité, la contrainte de cisaillement, la saturation en oxygène, des additifs chimiques supplémentaires, l'acidité et des rapports huile/eau. 17 [0049] Après environ 1 heure et 40 minutes, on a injecté de l'azote dans l'échantillon N° 1 alors que l'on a injecté la composition de la présente invention dans l'échantillon Te 2. Comme cela est représenté dans la figure 3 et le tableau 1 ci-dessous, l'échantillon Nn 1 présentait unc efficacité d'inhibition de la corrosion d'environ 68 % tandis que l'échantillon N° 2 atteignait unc efficacité d'inhibition de la corrosion d'environ 97 %. L'efficacité d'inhibition de la corrosion a été déterminée à partir de la différence entre le taux de corrosion de hase et le taux de corrosion inhibée par rapport au taux de corrosion de hase en utilisant l'équation suivante : [0050] [Math.1] Taux e corrosion inhibée) 10O Taux e corrosion aie base - [0051] Les taux de corrosion de base indiqués dans le tableau 1 ci-dessous sont des moyennes des taux de corrosion mesurés entre environ 0,5 heure et environ 1 heure et 40 minutes. Les taux de corrosion inhibée indiqués dans le tableau 1 ci-dessous sont des moyennes des taux de corrosion mesurés entre environ 3 heures et 20 minutes et environ 4 heures et 20 minutes. En conséquence, la composition de b présente invention injectée dans l'échantillon N° 2 a fourni davantage d'inhibition de la corrosion à la saumure aérée qu'à l'azote injecté dans l'échantillon N° 1. [0052] [Tableaux 1] Échantillon Taux de corrosion de base (mpy) Taux de corrosion inhibée (mpy) Efficacité d'inhibition de la corrosion (%) Échantillon 19c 1 142,80 45,48 68,15 Échantillon N° 2 180,24 4,58 97,46 [0053] Des mesures d'oxygène dissous et de pH de l'échantillon N° 2 ont été réalisées après que la composition de la présente invention a été ajoutée et sont rapportées dans le tableau 2 ci-dessous. Dans les trois minutes suivant l'injection de la composition de la présente invention dans la saumure aérée, la concentration en oxygène dissous dans la saumure a été réduite à 0,47 ppm, soit une réduction de 94 %. La baisse la plus importante de la concentration en oxygène dissous (de 7,62 ppm à 1,24 ppm) a coïncidé avec un changement de pH de 7,08 à 8,33 provoqué par l'agent d'ajustement du pH. [0054] 18 [Tableaux2] Temps (minutes) Oxygène (ppm) pH 0 7,62 7,08 1 1,24 8,33 3 0,47 8,33 7 0,24 8,33 9 0,24 8,32 0,20 8,32 [0055] Ainsi, cet exemple démontre que la composition de la présente invention comprenant un éliminateur d'oxygène, un agent d'ajustement du p1-1 et un inhibiteur de corrosion peut réduire la corrosion plus efficacement par rapport à certaines compositions comprenant uniquement un éliminateur d'oxygène. [0056] Par conséquent, la présente invention est bien adaptée pour atteindre les finalités et obtenir les avantages mentionnés ainsi que ceux qui sont inhérents à la présente invention. Les modes de réalisation particuliers décrits ci-dessus ne sont donnés qu'à titre d'illustration, étant donné que la présente invention peut être modifiée et mise en pratique de manières différentes mais équivalentes qui seront évidentes pour l'homme du métier bénéficiant des enseignements de la présente invention. Bien que de nombreux changements puissent être apportés par l'homme du métier, ces changements sont englobés dans l'esprit de l'objet défini par les revendications en annexe. En outre, aucune limite n'est prévue pour les détails de construction ou de conception présentés dans la présente invention, autre que celles décrites dans les revendications ci-dessous. Il est par conséquent évident que les modes de réalisation illustratifs particuliers décrits ci-dessus peuvent être changés ou modifiés et que toutes ces variations sont considérées dans la portée et dans l'esprit de la présente invention. En particulier, chaque plage de valeurs (par exemple, « d'environ a à environ h », ou, de manière équivalente, « d'approximativement a à h », ou, de manière équivalente, « d'approximativement a-b ») décrite dans la présente invention doit être comprise comme se référant à l'ensemble des parties d'un ensemble (l'ensemble de tous les sous-ensembles) de la plage de valeurs respective. Les termes dans les revendications ont leur sens simple et ordinaire, sauf indication contraire explicite et claire par le titulaire du brevet. 19 REVENDICATIONS[Revendication 1] Procédé comprenant : la fourniture d'un fluide de traitement comprenant un fluide aqueux et une composition qui comprend un éliminateur d'oxygène, un agent d'ajustement du pH et un inhibiteur de corrosion, dans lequel le fluide aqueux est aéré ; la mise en contact d'une surface métallique avec le fluide de traitement ; et l'introduction du fluide de traitement dans un puits de forage pénétrant dans au moins une partie d'une formation souterraine. [Revendication 2] Procédé selon la revendication 1, dans lequel le fluide aqueux comprend de la saumure ou de l'eau produite. [Revendication 3] Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 et 2, dans lequel la suiface métallique comprend un acier au carbone faiblement allié. [Revendication 4] Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel la suiface métallique est située sur l'un ou plusieurs d'un tuyau, d'un réservoir de stockage, d'une vanne, d'un collecteur et d'une pompe utilisés pour distribuer le fluide de traitement dans le puits de forage. [Revendication 5] Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans lequel l'étape de fourniture du fluide de traitement comprend l'ajout en continu de la composition au fluide aqueux. [Revendication 6] Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel le fluide de traitement comprend en outre un ou plusieurs additifs supplémentaires. [Revendication 7] Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, comprenant en outre l'ajout d'un ou de plusieurs additifs supplémentaires au fluide de traitement. [Revendication 8] Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 7, comprenant en outre le fait de permettre à l'éliminateur d'oxygène de réduire la quantité d'oxygène dans le fluide aqueux d'au moins 95 % en 60 minutes environ. [Revendication 9] Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, comprenant en outre le fait de permettre à l'agent d'ajustement du pH d'augmenter le pH du fluide aqueux jusqu'à un niveau compris entre environ 7 et environ 9. [Revendication 10]Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 9, dans lequel le fluide de traitement est introduit dans le puits de forage à une pression 20 [Revendication 11] [Revendication 12] [Revendication 13] [Revendication 14] [Revendication 15] supérieure ou égale à une pression suffisante pour créer ou améliorer une ou plusieurs fractures dans la formation souterraine. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 10 dans lequel le fluide aqueux comprend de l'oxygène gazeux dissous en une quantité d'environ 4 ppm à environ 14 ppm. Fluide de fracturation comprenant : un fluide aqueux comprenant de l'oxygène gazeux dissous ; et une composition comprenant un éliminateur d'oxygène, un agent d'ajustement du pH et un inhibiteur de corrosion. Fluide de fracturation selon la revendication 12, comprenant en outre un ou plusieurs additifs choisis dans le groupe constitué : d'une particule d'agent de soutènement, d'un réducteur de frottement, d'un biocide, d'un inhibiteur de tartre, d'un tensioactif et de toute combinaison de ceux-ci. Fluide de fracturation selon l'une quelconque des revendications 12 et 13, dans lequel le fluide aqueux a un pH initial d'environ 6 à environ 8, et dans lequel le pH du fluide aqueux augmente jusqu'à environ 7 à environ 9 en 20 minutes. Fluide de fracturation selon l'une quelconque des revendications 12 à 14, dans lequel le fluide aqueux comprend l'oxygène gazeux dissous en une quantité d'environ 4 ppm à environ 14 ppm.