Brevet FR3126988A1 — publié le 20230317

DISPERSION DE POLYMERE HYDROSOLUBLE POUR LA FRACTURATION HYDRAULIQUE La présente demande concerne un fluide d’injection F pour la fracturation hydraulique comprenant au moins un polymère hydrosoluble synthétique P de poids moléculaire moyen en poids supérieur ou égal à 1 million de daltons, ledit fluide étant préparé selon un procédé comprenant les étapes successives suivantes : On prépare par polymérisation radicalaire une émulsion inverse E comprenant entre 15% et 40 % en poids de polymère P , entre 20 et 60% en poids d’eau et au moins un solvant hydrocarboné, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de l’émulsion E , On distille l’émulsion inverse E pour obtenir une dispersion D comprenant entre 40 et 60% en poids de particules de polymère P , moins de 10% en poids d’eau et au moins un solvant hydrocarboné, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de la dispersion D , On dilue la dispersion D avec 1% à 15% en poids d’une solution aqueuse S comprenant entre 20 et 60% en poids de sels, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de la dispersion D . Figure pour l'abrégé : Néant DISPERSION DE POLYMERE HYDROSOLUBLE POUR LA FRACTURATION HYDRAULIQUE L’invention concerne un fluide d’injection pour la fracturation hydraulique comprenant au moins un polymère hydrosoluble synthétique, ledit fluide étant une dispersion préparée par dilution par une saumure d’une émulsion inverse dudit polymère préalablement distillée. L’invention concerne également un procédé de fracturation hydraulique des réservoirs souterrains d’huile et de gaz non conventionnels utilisant ledit fluide d’injection. art antérieur de la technique La production de pétrole (huiles, hydrocarbures) et de gaz contenus dans des réservoirs souterrains non conventionnels se développe depuis plusieurs années et nécessite d’ouvrir des fractures dans le réservoir pour une production économique de l’huile et du gaz. Dans la suite de la description de l’art antérieur et de l’invention, par « réservoirs souterrains non conventionnels », on désigne des gisements nécessitant des technologies particulières d’extractions car n’existant pas sous forme d’une accumulation dans une roche poreuse et perméable (voir Les hydrocarbures de roche-mère en France Rapport provisoire – CGIET n° 2011-04-G – Ministère de l’écologie, du développement durable, des transports et du logement - Avril 2011 ). Pour le gaz non conventionnel, on peut citer les gaz de schiste ( shale gas en anglais), les gaz de houille (coal bed methane en anglais) ou les gaz de réservoirs compacts ( tight gas en anglais). Pour l’huile non conventionnelle, on peut citer les huiles lourdes ( heavy oil en anglais), les huiles de schiste (shale oil en anglais) ou les huiles de réservoirs compacts ( tight oil en anglais). Les réserves contenues dans les réservoirs non conventionnels sont énormes et extrêmement étendues dans des zones autrefois inexploitables comme les hydrocarbures de roche-mère tels que les schistes argileux, les gaz de réservoir compact, et les gaz de houille. Aux Etats-Unis, les gaz de schiste sont largement exploités et représentent aujourd’hui 46% du total du gaz naturel produit aux Etats-Unis alors qu’ils ne représentaient que 28% en 1998. Les bassins très étendus sont connus sous le nom de Barnett Shale, Ville Fayette Shale, Mowry Shale, Marcellus Shale, Utica Shale… L’exploitation des réservoirs compacts a été rendue possible par une évolution des techniques de forages. Les techniques de production ont en effet évolué des puits verticaux vers des puits horizontaux, réduisant le nombre de puits de production nécessaires et leur empreinte au sol et permettant de mieux couvrir le volume du réservoir pour en récupérer au maximum le gaz ou l’huile. Cependant, les perméabilités sont insuffisantes pour que l’hydrocarbure migre facilement de la roche mère vers le puits, et ainsi permettre de produire économiquement et en quantité le gaz ou l’huile. Il est donc nécessaire d’augmenter la perméabilité et les surfaces de production par des opérations de stimulation et en particulier par fracturation hydraulique de la roche en contact avec le puits. Fracturation hydraulique La fracturation hydraulique a pour but de créer une perméabilité supplémentaire et engendrer des surfaces de production de gaz ou d’huile plus importantes. En effet, la faible perméabilité, les barrières naturelles de couches compactes et l’imperméabilisation par les opérations de forage limitent fortement la production. Le gaz ou l’huile contenu dans le réservoir non conventionnel ne peut migrer facilement de la roche vers le puits sans stimulation. Ces opérations de fracturation hydraulique sur les puits horizontaux ont commencé en 1960 dans les Appalaches et, aujourd’hui, plusieurs dizaines de milliers d’opérations ont eu lieues aux Etats-Unis. Les technologies d’étude, de modélisation du réservoir, de forage, de cimentation et de stimulation sont devenues de plus en plus sophistiquées et mettent en œuvre des équipements permettant d’effectuer ces opérations dans des temps de plus en plus courts avec une analyse précise des résultats. La stimulation du réservoir par fracturation hydraulique Ces opérations consistent à injecter de l’eau à haute pression et à très fort débit de manière à créer des fractures réparties perpendiculairement aux puits de production. On procède généralement en plusieurs étapes afin de créer des fractures sur toute la longueur du puits horizontal, ce qui permet de couvrir un volume maximal du réservoir. Afin de garder ces fractures ouvertes, on ajoute un agent de soutènement (par exemple du sable, des matières plastiques ou des céramiques calibrées) de manière à empêcher la fermeture de ces fractures et à maintenir la capillarité créée une fois l’injection stoppée. L’eau seule ne suffit pas à obtenir une bonne efficacité de placement de l’agent de soutènement du fait de sa faible viscosité. Ceci limite sa capacité à maintenir en place l’agent de soutènement dans les fractures. Pour contrer ce problème, on a développé des fluides de fracturation contenant des composés viscosifiants. Par définition, on dira qu’un composé est viscosifiant lorsqu’il augmente la viscosité des solutions dans lesquelles il est dissous. En plus d’avoir des propriétés viscosifiantes, le composé doit avoir un profil rhéologique particulier. En effet, le composé doit pouvoir générer une viscosité faible afin de ne pas gêner au transport et au pompage du fluide contenant l’agent de soutènement pendant les forts cisaillements subis lors de l’injection du fluide de fracturation. Une fois injecté, ce même composé doit pouvoir engendrer une viscosité suffisante lorsque le cisaillement diminue pour supporter l’agent de soutènement afin de le maintenir dans les fractures. Les fluides de fracturation comprennent généralement un polymère qui doit donc apporter des propriétés rhéofluidifiantes à la solution afin d’avoir une viscosité relativement faible lors de l’injection (à cisaillement élevé) et une viscosité forte afin de maintenir l’agent de soutènement en suspension au niveau de la fracture lorsque le cisaillement diminue. Les propriétés viscoélastiques des polymères en solution sont également à prendre en considération. Cette viscoélasticité, et son importance dans l’application, est décrite dans le document SPE 147206 ( Fracturing Fluid Comprised of Components Sourced Solely from the Food Industry Provides Superior Proppant Transport - David Loveless, Jeremy Holtsclaw, Rajesh Saini, Phil Harris, and Jeff Fleming, SPE, Halliburton ) à travers des observations visuelles dans des expériences statiques ou dynamiques, ou encore par des mesures de rhéologie, telle que la mesure des modules visqueux et élastiques (G’ et G’’), ou la mesure sur rhéomètre de la viscosité en fonction du cisaillement. Ainsi, des propriétés élastiques seront avantageuses pour assurer le transport et la suspension de l’agent de soutènement de la fracture. Le choix du polymère n’est donc pas évident et nécessite une étude rhéologique approfondie afin d’obtenir des résultats satisfaisants. Parmi les composés viscosifiants de solutions aqueuses appartenant à l’état de la technique, on peut citer les substances naturelles telle que les gommes guars et leurs dérivés tel que l’hydroxypropylguar (HPG), ou la carboxyméthylhydroxypropyl guar (CMHPG) ; les dérivés cellulosiques tels que la carboxyméthyl cellulose ou l’hydroxyéthyl cellulose. Ces composés sont notamment décrits dans les brevets US4033415, US3888312 et US4801389. Dans le document SPE 152596 ( Hydraulic Fracturing 101: What Every Representative, Environmentalist, Regulator, Reporter, Investor, University Researcher, Neighbor and Engineer Should Know About Estimating Frac Risk and Improving Frac Performance in Unconventional Gas and Oil Wells - George E. King, Apache Corporation ), les dernières avancées relatives aux performances des fluides de fracturation sont discutées en détail. Cependant ces substances naturelles, et en particulier les dérivés de guar, sont aussi utiles dans d’autres applications, comme l’industrie alimentaire ou le textile, et l’essor de l’exploitation des ressources d’huile et de gaz non conventionnels concurrencent ces autres applications. Ceci crée une pression sur la disponibilité de ces produits et engendrent des problèmes de prix. D’autres composés issus de la pétrochimie peuvent avoir des propriétés viscosifiantes. On peut citer les polymères synthétiques. Les poly(méth)acrylamides, éventuellement partiellement hydrolysés, et les poly(méth)acrylates et leurs copolymères sont particulièrement connus. Ces polymères développent une viscosité grâce à leur masse molaire et aux répulsions ioniques inter-chaînes. Ces polymères sont décrits dans les brevets GB951147, US3727689, US3841402 ou encore US3938594. Le mécanisme régissant la viscosité est lié à une hausse du volume hydrodynamique grâce à des répulsions intra-chaînes, des enchevêtrements inter-chaînes, etc. Cependant, en présence de forte salinité ou d’une température d’utilisation élevée, ces polymères ne développent pas de forts enchevêtrements et répulsions, ce qui se traduit par une diminution forte de leur pouvoir viscosifiant surtout après avoir subi le cisaillement de l’étape de pompage. Par ailleurs, ces polymères ne présentent généralement pas de propriétés viscoélastiques suffisantes pour supporter l’agent de soutènement dans la fracture. Il faut augmenter le dosage de ces polymères à des niveaux trop élevés pour obtenir les propriétés de suspension de l’agent de soutènement. Les niveaux de dosages nécessaires ne sont cependant pas viables économiquement. Les polymères utilisés pour avoir des propriétés viscosifiantes peuvent avantageusement être aussi des réducteurs de frottement permettant de réduire la perte de charge en milieu turbulent et augmenter fortement le débit à puissance et diamètre de tuyau identique. Les polymères synthétiques à base d’acide 2-acrylamido-2-méthylpropane sulfonique et/ou de ses sels présentent des propriétés de réduction de friction en solution aqueuse intéressantes. Ces polymères sont aussi connus pour leur résistance au cisaillement et à la dégradation thermique, notamment en solutions salées. Toutefois, l’obtention de polymère de très haut poids moléculaire à base d’acide 2-acrylamido-2-méthylpropane sulfonique est difficile sans compter que ces polymères présentent des problèmes de solubilité lorsque leur poids moléculaire augmente. Or, pour avoir un phénomène de réduction de friction optimal et une forte génération de viscosité, il est primordial que le polymère soit dissous rapidement en particulier en solution saline et qu’il ait un très haut poids moléculaire. Pour des questions de logistique, de transport et d’approvisionnement en polymère hydrosoluble synthétique pour la fracturation hydraulique, la forme physique préférée de ces polymères est la poudre car elle permet de disposer d’un pourcentage en poids de matière active élevé. La forme physique poudre de ces polymères peut être obtenue par séchage, thermo-séchage, pulvérisation ( spray drying en anglais ) et séchage en tambour ( drum drying en anglais ). Toutefois, leur remise en solution nécessite des équipements adaptés, par exemple une unité de broyage en milieu humide pour les poudres telle qu’un PSU (Unité de découpe de polymère ou « Polymer Slicing Unit » en anglais). Les émulsions inverses de polymère sont intéressantes aussi mais elles demandent une optimisation rigoureuse de leur formulation afin que leur inversion en milieu aqueux soit des plus rapides et que leur stabilité (pendant stockage et transport) soit garantie (notamment pendant des cycles de gel/dégel). La Demanderesse a trouvé et mis au point un fluide d’injection pour la fracturation hydraulique qui permet d’avoir des effets de réduction de friction et viscosifiant élevés. Ce fluide d’injection est sous forme d’une dispersion de polymère hydrosoluble et il est préparé par dilution par une saumure d’une émulsion inverse de polymère préalablement distillée. De manière surprenante, la dilution préalable de l’émulsion distillée de polymère (dispersion de polymère) par une saumure permet d’augmenter de manière significative sa capacité à s’inverser ensuite dans les eaux salées d’injection (lors de l’injection dans la formation souterraine), ce qui implique une mise en solution efficace (rapide et quasi-totale) du polymère pour maximiser son effet applicatif. L’empreinte carbone de ce fluide est réduite car sa forme concentrée en polymère implique moins de coûts de transport, sans oublier l’absence d’équipement spécifique de dissolution pour son utilisation. Un premier aspect de l’invention concerne donc un fluide d’injection F pour la fracturation hydraulique comprenant au moins un polymère hydrosoluble synthétique P de poids moléculaire moyen en poids supérieur ou égal à 1 million de daltons, ledit fluide étant préparé selon un procédé comprenant les étapes successives suivantes : On prépare par polymérisation radicalaire une émulsion inverse E comprenant entre 15% et 40 % en poids de polymère P , entre 20 et 60% en poids d’eau et au moins un solvant hydrocarboné, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de l’émulsion E , On distille l’émulsion inverse E pour obtenir une dispersion D comprenant entre 40 et 60% en poids de particules de polymère P , moins de 10% en poids d’eau et au moins un solvant hydrocarboné, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de la dispersion D , On dilue la dispersion D avec 1% à 15% en poids d’une solution aqueuse S comprenant entre 20 et 60% en poids de sels, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de la dispersion D . Un deuxième aspect de l’invention concerne un procédé de fracturation hydraulique d’un réservoir souterrain d’huile ou de gaz non conventionnel utilisant le fluide d’injection F selon l’invention. Un troisième aspect de l’invention concerne un procédé de réduction de friction utilisant un fluide d’injection F dans une opération de fracturation hydraulique d’un réservoir souterrain d’huile ou de gaz non conventionnel utilisant le fluide d’injection F selon l’invention. Tel qu’utilisé ici, le terme "polymère hydrosoluble" désigne un polymère qui donne une solution aqueuse sans particule insoluble lorsqu’il est dissous sous agitation pendant 4 heures à 25°C et avec une concentration de 20 g.L -1 dans l’eau. Selon la présente invention, le "poids moléculaire moyen en poids " du polymère hydrosoluble synthétique P est déterminé par mesure de la viscosité intrinsèque. La viscosité intrinsèque peut être mesurée par des méthodes connues de l’homme du métier et peut notamment être calculée à partir des valeurs de viscosité réduite pour différentes concentrations par une méthode graphique consistant à tracer les valeurs de viscosité réduite (sur l’axe des ordonnées) en fonction des concentrations (sur l’axe des abscisses) et en extrapolant la courbe à une concentration nulle. La valeur de viscosité intrinsèque est lue sur l’axe des ordonnées ou à l’aide de la méthode des moindres carrés. Ensuite, le poids moléculaire moyen en poids peut être déterminé par la célèbre équation de Mark-Houwink : [η] = K M α [η] représente la viscosité intrinsèque du polymère déterminée par la méthode de mesure de la viscosité en solution, K représente une constante empirique, M représente le poids moléculaire du polymère, α représente le coefficient de Mark-Houwink, α et K dépendent du système particulier polymère-solvant. Des tableaux connus de l’homme du métier donnent les valeurs de α et K selon le système polymère-solvant. Le polymère hydrosoluble synthétique P de l’invention a un poids moléculaire moyen avantageusement supérieur ou égal à 1 million de daltons encore plus avantageusement supérieur ou égal à 1,5 millions de daltons et encore plus avantageusement supérieur ou égal à 2 millions de daltons. Il est avantageusement inférieur ou égal à 20 millions daltons. De préférence, le polymère hydrosoluble synthétique P de l’invention a un poids moléculaire moyen avantageusement compris entre 1 million de daltons et 20 millions de daltons encore plus avantageusement compris entre 1,5 millions de daltons et 20 millions de daltons, encore plus avantageusement compris entre 2 millions de daltons et 20 millions de daltons. L’émulsion inverse E comprenant le polymère hydrosoluble synthétique P obtenue par polymérisation radicalaire lors de l’étape a) du procédé d’obtention du fluide F contient : une phase hydrophile comprenant au moins un polymère structuré hydrosoluble une phase lipophile ; au moins un agent émulsifiant ; La phase lipophile peut être une huile minérale, une huile végétale, une huile synthétique ou un mélange de plusieurs de ces huiles. Des exemples d’huile minérale sont les huiles minérales comprenant des hydrocarbures saturés de type aliphatique, naphténique, paraffinique, isoparaffinique, cycloparaffinique ou naphtyle. Des exemples d’huile synthétique sont le polydécène hydrogéné ou le polyisobutène hydrogéné, les esters tel que le stéarate d’octyle ou l’oléate de butyle. La gamme de produits Exxsol ® d’Exxon convient parfaitement. En général, le rapport pondéral de la phase hydrophile à la phase lipophile dans l’émulsion inverse est de préférence de 50/50 à 90/10. Dans la présente invention, le terme "agent émulsifiant" désigne un agent capable d’émulsifier de l’eau dans une huile et un "agent inverseur" est un agent capable d’émulsionner une huile dans de l’eau. Généralement, on considère qu’un agent inverseur est un tensioactif ayant un HLB supérieur ou égal à 10, et un agent émulsifiant est un tensioactif ayant un HLB strictement inférieur à 10. L’équilibre hydrophile-lipophile (HLB) d’un composé chimique est une mesure de son degré d’hydrophilie ou lipophile, déterminé en calculant les valeurs des différentes régions de la molécule, comme décrit par Griffin en 1949 (Griffin WC, Classification of Surface-Active Agents by HLB , Journal of the Society of Cosmetic Chemists , 1949, 1, pages 311-326). Dans la présente invention, nous avons adopté le procédé de Griffin basé sur le calcul d'une valeur basée sur les groupes chimiques de la molécule. Griffin a attribué un nombre sans dimension compris entre 0 et 20 pour donner des informations sur la solubilité dans l'eau et dans l'huile. Les substances ayant une valeur HLB de 10 sont réparties entre les deux phases, de sorte que le groupe hydrophile (masse moléculaire Mh) se projette complètement dans l'eau tandis que le groupe hydrocarboné hydrophobe (masse moléculaire Mp) est adsorbé dans la phase non aqueuse. La valeur HLB d'une substance de masse moléculaire totale M dont la partie hydrophile a une masse moléculaire Mh, est : HLB = 20 (Mh / M) L'émulsion inverse E selon l’invention est préparée par polymérisation radicalaire. Une solution aqueuse comprenant le ou les monomères permettant d’obtenir le polymère P est émulsionnée dans une phase huileuse comprenant le ou les agents émulsifiants. Ensuite, la polymérisation est réalisée en ajoutant un initiateur de radicaux libres. On peut faire référence, en tant qu’initiateur, aux couples rédox, avec l'hydroperoxyde de cumène, le butylhydroxyperoxyde tertiaire ou les persulfates parmi les agents oxydants, le sulfite de sodium, le métabisulfite de sodium et le sel de Mohr parmi les agents réducteurs. Des composés azoïques tels que le chlorhydrate de 2,2’-azobis (isobutyronitrile) et de 2,2’-azobis (2-amidinopropane) peuvent également être utilisés. Classiquement, la polymérisation est généralement effectuée de manière isotherme, adiabatique ou à température contrôlée. C'est-à-dire que la température est maintenue constante, généralement entre 10 et 60 ° C (isotherme), ou bien on laisse la température augmenter naturellement (adiabatique) et dans ce cas, la réaction est généralement commencée à une température inférieure à 10°C et la température finale est généralement supérieure à 50 ° C ou, enfin, l'augmentation de la température est contrôlée de manière à avoir une courbe de température entre la courbe isotherme et la courbe adiabatique (température contrôlée). La polymérisation peut être conduite sous une pression inférieure à la pression atmosphérique, optionnellement dans des conditions permettant d’évaporer une partie de l’eau et du solvant hydrocarboné du milieu réactionnel et de préconcentrer l’émulsion. Le polymère hydrosoluble synthétique P est préférentiellement issu de la polymérisation de monomères éthyléniques monoinsaturés qui peuvent être non ioniques et/ou anioniques et/ou cationiques et/ou zwiterrioniques. Ces monomères sont de préférence les suivants : - les monomères non ioniques choisis dans le groupe comprenant l’acrylamide, le méthacrylamide, les N-alkylacrylamides, les N-alkylméthacrylamides, les N,N-dialkyl acrylamides, les N,N-dialkylméthacrylamides, les esters alkoxylés de l’acide acrylique, les esters alkoxylés de l’acide méthacrylique, la N-vinylpyridine, la N-vinylpyrrolidone, les hydroxyalkylacrylates, les hydroxyalkyl méthacrylates, - les monomères anioniques choisis dans le groupe comprenant les monomères possédant une fonction carboxylique et leurs sels dont l’acide acrylique, l’acide méthacrylique, l’acide itaconique, l’acide maléique ; les monomères possédant une fonction acide sulfonique et leurs sels, dont l’acide acrylamido tertio butyl sulfonique (ATBS), l’acide allyl sulfonique et l’acide methallyl sulfonique et leurs sels ; les monomères ayant une fonction acide phosphonique et leurs sels, - les monomères cationiques choisis dans le groupe comprenant l’acrylate de diméthylaminoéthyle (ADAME) quaternisé ou salifié ; le méthacrylate de diméthylaminoéthyle (MADAME) quaternisé ou salifié ; le chlorure de diallyldiméthylammonium (DADMAC) ; le chlorure d’acrylamidopropyltriméthylammonium (APTAC) ; le chlorure de méthacrylamidopropyltriméthylammonium (MAPTAC), - les monomères zwitterioniques choisis dans le groupe comprenant les monomères sulfobétaïnes comme le sulfopropyl diméthylammonium éthyl méthacrylate, le sulfopropyl diméthylammonium propylméthacrylamide, le sulfopropyl 2-vinylpyridinium ; les monomères phosphobétaïnes, comme le phosphato éthyl triméthylammonium éthyl méthacrylate ; les monomères carboxybétaïnes. Optionnellement, le polymère hydrosoluble P peut comprendre au moins un groupe à LCST ou à UCST. Selon les connaissances générales de l’homme du métier, un groupe à LCST correspond à un groupe dont la solubilité dans l’eau pour une concentration déterminée, est modifiée au-delà d’une certaine température et en fonction de la salinité. Il s’agit d’un groupe présentant une température de transition par chauffage définissant son manque d’affinité avec le milieu solvant. Le manque d’affinité avec le solvant se traduit par une opacification ou une perte de transparence qui peut être due à une précipitation, une agrégation, une gélification ou une viscosification du milieu. La température de transition minimale est appelée « LCST » (température critique inférieure de solubilité, de l’acronyme anglais « Lower Critical Solution Température »). Pour chaque concentration de groupe à LCST, une température de transition par chauffage est observée. Elle est supérieure à la LCST qui est le point minimum de la courbe. En dessous de cette température, le (co)polymère est soluble dans l’eau, au-dessus de cette température, le (co)polymère perd sa solubilité dans l’eau. Selon les connaissances générales de l’homme du métier, un groupe à UCST correspond à un groupe dont la solubilité dans l’eau pour une concentration déterminée, est modifiée en dessous d’une certaine température et en fonction de la salinité. Il s’agit d’un groupe présentant une température de transition par refroidissement définissant son manque d’affinité avec le milieu solvant. Le manque d’affinité avec le solvant se traduit par une opacification ou une perte de transparence qui peut être due à une précipitation, une agrégation, une gélification ou une viscosification du milieu. La température de transition maximale est appelée « UCST » (température critique supérieure de solubilité, de l’acronyme anglais « Upper Critical Solution Température »). Pour chaque concentration de groupe à UCST, une température de transition par refroidissement est observée. Elle est supérieure à la LCST qui est le point minimum de la courbe. Au-dessus de cette température, le (co)polymère est soluble dans l’eau, en-dessous de cette température, le (co)polymère perd sa solubilité dans l’eau. Le polymère hydrosoluble P dans l’émulsion inverse E peut être linéaire ou structuré par au moins un agent de structure, pouvant être choisi dans le groupe comprenant des monomères à insaturation polyéthylénique (ayant au minimum deux fonctions insaturées), comme par exemples les fonctions vinyliques, allyliques, acryliques et époxy et l’on peut citer par exemple le méthylène bis acrylamide (MBA), la diallylamine, la triallylamine, le chlorure de tétraallylammonium, le diméthacrylate de polyéthylène glycol ou encore par des macroamorceurs tels que les polypéroxydes, polyazoiques et les polyagents de transfert tels que les polymères polymercaptants ou encore les hydroxyalkylacrylates, les époxyvinyliques. Le polymère hydrosoluble P peut aussi être structuré en utilisant les techniques de polymérisation radicalaire contrôlée (CRP) ou, et plus particulièrement, de type RAFT ( Reversible Addition Fragmentation Chain Transfe r en anglais ) en émulsion inverse. Selon une autre préférence, l’émulsion inverse E de polymère hydrosoluble P peut comprendre : - une phase hydrophile comprenant au moins un (co)polymère hydrosoluble P , - une phase lipophile, - au moins un polymère interfacial composé d’au moins un monomère de formule (I) : Formule (I) dans laquelle, - R 1 , R 2 , R 3 sont indépendamment choisis dans le groupe constitué de un atome d’hydrogène, un groupe méthyle, un groupement carboxylate et Z-X, - Z est choisi dans le groupe constitué de C(=O)-O ; C(=O)-NH ; O-C(=O) ; NH-C(=O)-NH ; NH-C(=O)-O ; et une chaine carbonée comprenant de 1 à 20 atomes de carbone insaturée ou non, substituée ou non pouvant comprendre un ou plusieurs hétéroatomes, de préférence 1, 2 ou 3 hétéroatomes, choisis parmi l’azote et l’oxygène, - X est un groupe choisi parmi les alcanolamides, les esters de sorbitan, les esters de sorbitan éthoxylés, les esters de glyceryle, et les polyglycosides ; X comprenant une chaine hydrocarbonée de préférence comprenant de 6 à 24 atomes de carbone, saturée ou insaturée, linéaire, ramifiée ou cyclique, éventuellement aromatique. Sans vouloir être lié par une quelconque théorie, le polymère interfacial obtenu par polymérisation d’au moins un monomère de formule (I) forme une enveloppe à l’interface de la phase hydrophile et de la phase lipophile. De manière générale, la phase hydrophile se présente sous la forme de gouttelettes micrométriques dispersées, avantageusement émulsionnées, dans la phase lipophile. La taille moyenne de ces gouttelettes est avantageusement comprise entre 0,01 et 30 µm, plus avantageusement entre 0,05 et 3 µm. Le polymère interfacial vient donc se placer à l’interface entre la phase hydrophile et la phase lipophile au niveau de chaque gouttelette. Le polymère interfacial enveloppe partiellement ou totalement chacune de ces gouttelettes. La taille moyenne des gouttelettes est avantageusement mesurée avec un appareil de mesure laser utilisant les techniques conventionnelles qui font partie des connaissances générales de l’homme de métier. Un appareil de type Mastersizer de la société Malvern pourra être utilisé à cet effet. De manière avantageuse, le polymère interfacial comprend entre 0,0001 et 10 %, plus avantageusement entre 0,0001 et 5 % encore plus avantageusement de 0,0001 à 1%, en nombre de monomère de formule (I), par rapport au nombre total de monomères. Le polymère interfacial forme une enveloppe autour des gouttelettes formant la phase hydrophile. Outre les monomères mentionnés ci-dessus, le polymère interfacial peut comprendre au moins un agent de structure. L’agent de structure est avantageusement choisi parmi les diacrylamides ou méthacrylamides de diamines ; les esters acryliques de composés di, tri, ou tétrahydroxy ; les esters méthacryliques de composés di, tri, ou tétrahydroxy ; les composés divinyliques préférentiellement séparés par un groupement azo ; les composés diallyliques préférentiellement séparés par un groupement azo ; les esters vinyliques d’acides di ou trifonctionnels ; les esters allyliques d’acides di ou trifonctionnels ; la méthylènebisacrylamide ; la diallylamine ; la triallylamine ; le chlorure de tétraallylammonium ; la divinylsulfone ; le diméthacrylate de polyéthylène glycol et l’éther diallylique de diéthylèneglycol. Préférentiellement l’émulsion inverse E comprend de 0,5 % à 5,0 % en poids, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de l’émulsion E , d’au moins un agent émulsifiant de préférence choisi parmi les esters de sorbitan, les esters de sorbitan polyéthoxylés, les acides gras polyéthoxylés, les alcools gras polyéthoxylés, les polyesters ayant un poids moléculaire moyen compris entre 1000 et 3000 daltons résultant de la condensation entre un acide poly(isobutényl) succinique ou son anhydride et un polyéthylène glycol, les copolymères blocs de poids moléculaire moyen compris entre 2500 et 3500 daltons résultant de la condensation entre l’acide hydroxystéarique et un polyéthylène glycol, les amines grasses éthoxylées, les dérivés des di-alcanol amides, les copolymères du méthacrylate de stéaryle, et les mélanges de ces agents émulsifiants. Cet agent émulsifiant est ajouté dans la phase lipophile préalablement à la réaction de polymérisation radicalaire. Optionnellement, un polymère naturel ou synthétique (notamment décrit dans US 10,647,908), peut être ajouté au terme de la réaction de polymérisation radicalaire de l’étape a) du procédé d’obtention du fluide F . Parmi les polymères naturels on retrouve par exemple les gommes guar, et leurs dérivés tel que l’hydroxypropylguar (HPG), ou la carboxyméthylhydroxypropyl guar (CMHPG) ; les dérivés cellulosiques tels que la carboxyméthyl cellulose, l’hydroxyéthyl cellulose ou l’hydroxypropylcélullose. Avantageusement le polymère P est majoritaire par rapport au polymère naturel, de préférence le polymère P représente de 50 à 100% en poids, de préférence de 70 à 100%, plus préférentiellement de 90 à 100%, par rapport au poids total polymère P + polymère naturel. L’étape b) du procédé d’obtention du fluide d’injection F consiste à distiller l’émulsion inverse E pour obtenir une dispersion D , le polymère P se trouve donc, après distillation, sous forme de particules (solides), comprenant entre 40 et 60% en poids de particules de polymère P , moins de 10% en poids d’eau et au moins un solvant hydrocarboné, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de la dispersion D . La distillation est effectuée sous pression réduite, préférentiellement à une pression comprise entre 20 et 250 mbars et à une température comprise entre 10 et 110°C. De préférence, dans le fluide d’injection de l’invention, le polymère P se trouve sous la forme de particules (solides). Préférentiellement les particules de polymère hydrosoluble synthétique P dans la dispersion D ont une taille moyenne comprise entre 0,01 µm et 100 µm, encore plus préférentiellement entre 0,1 µm et 5 µm. Par taille moyenne on entend dans la présente invention le diamètre moyen des particules. L’analyse de la taille des particules est effectuée selon les techniques conventionnelles connues de l’homme du métier. Un exemple d’appareil pour mesurer le diamètre moyen des particules est le Mastersizer de Malvern Instruments. Au terme de la distillation et donc avant l’étape c) du procédé d’obtention du fluide d’injection F de l’invention, on ajoute préférentiellement à la dispersion ( D ) entre 0,2 et 10% en poids, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de la dispersion D , d’au moins un agent inverseur. L’agent inverseur est de préférénce choisi parmi les nonylphénol éthoxylés, ayant de préférence 4 à 10 éthoxylations ; les alcools éthoxylés / propoxylés ayant de préférence une éthoxylation / propoxylation comprenant entre 12 et 25 atomes de carbone ; les alcools tridécyliques éthoxylés ; les acides gras polyéthoxylés, les alcool gras poly (éthoxylés / propoxylés); les esters de sorbitan éthoxylés ; le laurate de sorbitan polyéthoxylé ; l’huile de castor polyéthoxylée ; l’alcool laurique heptaoxyéthylé ; le monostéarate de sorbitan polyéthoxylé ; les alkyls phénol polyéthoxylés cétyl éther ; les polyoxyde d’éthylène alkyl aryl éther ; le N-cétyl-N-éthyl morpholinium éthosulfate ; le lauryl sulfate de sodium ; les produits de condensation d’alcools gras avec l’oxyde d’éthylène ; les produits de condensation des alkylphénols et de l’oxyde d’éthylène ; les produits de condensation d’amines grasses avec 5 équivalents molaire ou plus d’oxyde d’éthylène ; les tristyryl phénol éthoxylés ; les condensats de l’oxyde d’éthylène avec les alcools polyhydriques partiellement estérifiés avec des chaines grasses ainsi que leur formes anhydres ; les oxydes d’amine ; les alkyl polyglucosides ; le glucamide ; les esters de phosphate ; les acides alkylbenzene sulfonique et leurs sels ; les polymères hydrosolubles surfactant ; et les mélanges de plusieurs de ces agents inverseurs. L’étape c) du procédé d’obtention du fluide d’injection F consiste à diluer la dispersion D avec 1% à 15% en poids d’une solution aqueuse S contenant entre 20 et 60 % de sels, préférentiellement entre 25 et 45%, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de la dispersion D . La solution S est, de préférence, une solution de saumure. Préférentiellement au moins une portion de l’eau de la solution S est extraite du distillat de l’émulsion E . Avantageusement, les sels de la solution aqueuse S sont des sels alcalins ou alcalino-terreux ou d’ammonium ou des sels organiques ou un mélange de ces sels. Plus préférentiellement, les sels sont choisis parmi le chlorure de sodium, le sulfate d’ammonium, le thiosulfate d’ammonium, le chlorure d’ammonium, le chlorure de choline, les sels de monosaccharides ou un mélange de ces sels. Après l’étape c) du procédé d’obtention du fluide F d’autres composés connus de l’homme de l’art, peuvent être ajoutés comme ceux cités dans le document SPE 152596, par exemple : Des biocides pour éviter le développement de bactéries en particulier sulfato réductrices pouvant former des masses visqueuses réduisant les surfaces de passage. On peut citer, par exemple, le glutaraldéhyde, qui est le plus utilisé, ou encore le formaldéhyde ou les isothiazolinones, et/ou Des réducteurs d’oxygène comme le bisulfite d’ammonium pour éviter la destruction des autres composants par oxydation et la corrosion des tubes d’injection, et/ou Des additifs anticorrosion pour protéger les tubes contre l’oxydation par les quantités résiduelles d’oxygène, tel que le N,N-diméthylformamide, et/ou Des lubrifiants comme les distillats d’huile, et/ou Des chélatants pour le fer comme l’acide citrique, l’EDTA (éthylène diamine tétra-acétique), les phosphonates, et/ou Des produits antitartres comme les phosphates, les phosphonates, les polyacrylates ou l’éthylène glycol. La présente invention concerne donc également un procédé de préparation d’un fluide d’injection F comprenant les étapes suivantes : On prépare par polymérisation radicalaire une émulsion inverse E comprenant entre 15% et 40 % en poids d’un polymère hydrosoluble synthétique P de poids moléculaire moyen en poids supérieur ou égal à 1 million de daltons, entre 20 et 60% en poids d’eau et au moins un solvant hydrocarboné, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de l’émulsion E , On distille l’émulsion inverse E pour obtenir une dispersion D comprenant entre 40 et 60% en poids de particules de polymère P , moins de 10% en poids d’eau et au moins un solvant hydrocarboné, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de la dispersion D , On dilue la dispersion D avec 1% à 15% en poids d’une solution aqueuse S comprenant entre 20 et 60% en poids de sels, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de la dispersion D . Les étapes du procédé sont telles que décrites ci-dessus. Un deuxième aspect de l’invention concerne aussi un procédé de fracturation hydraulique d’un réservoir souterrain d’huile ou de gaz non conventionnel, comprenant la préparation d’un fluide d’injection F tel que décrit précédemment, la mise en solution dans une eau salée et l’injection dudit fluide de fracturation F dans une formation souterraine. L’injection est réalisée sous pression de manière à créer des fractures réparties tout le long du puits de production. Préalablement à son injection dans la formation souterraine, le fluide d’injection F obtenu par le procédé de l’invention est mis en solution dans une eau salée pour avoir une concentration en polymère comprise entre 0,01 et 10 g/L dans cette eau salée. Les eaux salées sont des eaux de mers ou peuvent être préparées avantageusement avec des sels monovalents et / ou polyvalents ou leurs combinaisons. Les exemples de sels incluent, sans limitation, les sels de sodium, de lithium, de potassium, d'aluminium, d'ammonium, de phosphate, de sulfate, de magnésium, de baryum, de nitrate et autres sels inorganiques et leurs mélanges. Les eaux salées contiennent de préférence au moins l'un des éléments suivants : chlorure de sodium, chlorure de calcium, bromure de sodium, bromure de calcium, chlorure de baryum, chlorure de magnésium, bromure de zinc, formiate de sodium et formiate de potassium. Préférentiellement l’eau salée utilisée pour la mise en solution du fluide d’injection F contient plus de 70 000 ppm de sels et préférentiellement plus de 100 000 ppm de sels, de préférence, la saumure contient de 70 000 à 350 000 ppm de sels, de préférence de 100 000 à 350 000 ppm. Préférentiellement le ratio divalent R+= ratio massique : sels divalents/ sels totaux de l’eau salée est supérieur ou égal à 0,20 et encore plus préférentiellement R+ ≥ 0,25. Préférentiellement, pour l’injection du fluide d’injection F dans la formation souterraine au moins un agent de soutènement est ajouté avant ou après sa mise en solution dans l’eau salée. De préférence, au moins un agent de soutènement est ajouté avant l’étape a), et/ou entre l’étape a) et l’étape b), et/ou entre l’étape b) et l’étape c), et/ou après l’étape c) du procédé de préparation du fluide d’injection. L’agent de soutènement peut être choisi de façon non restrictive parmi le sable, la céramique, la bauxite, les billes de verre, et le sable imprégné de résine. Il représente avantageusement de 0,5 à 40%, plus préférentiellement de 1 à 25% et encore plus préférentiellement de 1,5 à 20%, en poids par rapport au poids total du fluide d’injection F pour la fracturation hydraulique. Optionnellement, avant, durant ou après la création des fractures, on injecte dans le réservoir au moins un composé oxydant et/ou au moins un composé tensioactif. L’injection de tensioactif permet d’éliminer la mouillabilité avec la roche, tandis que l’injection du composé oxydant détruit le copolymère. Dans les deux cas, l’injection permet de rétablir une viscosité de fluide proche de celle de l’eau. Comme composé oxydant, on peut citer la javel (solution aqueuse d’un sel d’hypochlorite), l’eau oxygénée, l’ozone, les chloramines, les persulfates, les permanganates ou les perchlorates. La nature chimique du (ou des) composé(s) tensio-actif(s) n’est pas critique. Ils peuvent être anioniques, non ioniques, amphotères, zwitterioniques et/ou cationiques. De préférence, le(s) composé(s) tensio-actif(s) de l’invention porte(nt) des charges anioniques. De préférence, les composés tensioactifs utilisés sont choisis parmi les tensio-actifs anioniques et leurs zwitterions choisis dans le groupe comprenant les dérivés d’alkylsulfates, d’alkyléthersulfates, d’arylalkylsulfates, d’arylalkyléthersulfates, d’alkylsulfonates, d’alkyléthersulfonates, d’arylalkylsulfonates, d’arylalkyléthersulfonates, d’alkylphosphates, d’alkylétherphosphates, d’arylalkylphosphates, d’arylalkylétherphosphates, d’alkylphosphonates, d’alkylétherphosphonates, arylalkylphosphonates, d’arylalkylétherphosphonates, d’alkylcarboxylates, d’alkyléthercarboxylates, d’arylalkylcarboxylates, d’arylalkyléthercarboxylates, de polyethers alkyles, de polyethers arylalkyles... On définit par chaine alkyle, une chaine de 6 à 24 carbones, ramifiée ou non, avec plusieurs motifs ou non, pouvant éventuellement comprendre un ou plusieurs hétéroatomes, par exemple O, N ou S, de préférence 1, 2 ou 3 hétéroatomes. On définit par chaine arylalkyle, une chaine de 6 à 24 carbones, ramifiée ou non, comportant un ou plusieurs noyaux aromatiques et pouvant éventuellement comporter un ou plusieurs hétéroatomes, par exemple 1, 2 ou 3 hétéroatomes, de préférence O, N ou S. Les agents tensio-actifs les plus couramment utilisés, pour des raisons de coût, de stabilité, et de disponibilité, sont du type sulfonate ou sulfate, présentés sous la forme de sels de métaux alcalins ou d’ammonium. Enfin un dernier aspect de l’invention concerne un procédé de réduction de friction lors d’opération de fracturation hydraulique d’un réservoir souterrain d’huile ou de gaz non conventionnel, comprenant la préparation d’un fluide F tel que décrit précédemment, la mise en solution dans une eau salée et l’injection dudit fluide de fracturation dans une formation souterraine. La réduction de friction permet de diminuer ou de supprimer les pertes liées aux frottements lors de l’injection du fluide de fracturation. EXEMPLES DE REALISATION DE L’INVENTION Les exemples suivants illustrent l’invention sans toutefois en limiter la portée. Les proportions des différents composés sont données en pourcentage en poids par rapport au poids final des émulsions. Exemple 1 – Préparation d’une émulsion inverse E1 de polymère P1 Une phase aqueuse est préparée avec 42,1 g d’une solution d’acrylamide (à 50% en en poids dans l’eau), 9,1 g d’acide acrylique, 10,1 g d’une solution de soude (à 50% en poids dans l’eau), 0,49 g d’une solution d’acide diéthylènetriaminepentaacétique (à 40% en poids dans l’eau), 0,02 g d’une solution d’hydroperoxyde de tertiobutyle (à 70% en poids dans l’eau), 0,006 g d’hypophosphite de sodium et 9,134 g d’eau. Une phase organique est préparée en mélangeant 20,1 g d’une huile (Exxsol® D120 S) avec 2,3 g de monooléate de sorbitan, 0,5 g de monooléate de sorbitan éthoxylé 5 fois et 5 g d’un polymère surfactant. La phase aqueuse est ajoutée à la phase organique sous cisaillement pour former une émulsion. L’émulsion est alors dégazée avec un flux d’azote pendant 30 minutes tout en maintenant la température à 20°C. A l’issue de ce temps, 0,75 g de métabisulfite de sodium en solution (à 0,01% en en poids dans l’eau) est injecté pendant 90 minutes. La température de polymérisation est maintenue entre 40 et 55°C. Les monomères résiduels sont mis en réaction en ajoutant 0,4 g d’une solution de bisulfite de sodium (à 40% en concentration massique). Une émulsion inverse E1 contenant 33% en poids d’un copolymère P1 d’acrylamide et d’acrylate de sodium est ainsi obtenue. Exemple 2 – Préparation d’une dispersion D1 de polymère P1 L’émulsion inverse E1 de polymère P1 obtenue dans l’exemple 1 est chauffée à 90°C dans une atmosphère à pression réduite (100 millibars) afin d’évaporer l’eau et les fractions les plus légères de l’huile. Une dispersion D1 contenant 55,5% en poids de polymère P1 est ainsi obtenue. Cette dispersion contient moins de 10% d’eau. Exemple 3 (contre-exemple) - Préparation d’un fluide d’injection F1 de polymère P1 Un agent inverseur, alcool gras éthoxylé (Lutensol TO89®) est ajouté à hauteur de 10% en poids à la dispersion D1 . Un fluide d’injection F1 contenant 50% en poids de polymère P1 est ainsi obtenu. Exemple 4 - Préparation d’un fluide d’injection F2 de polymère P1 La dispersion D1 obtenue dans l’exemple 2 est diluée en ajoutant 18% d’une solution aqueuse saturée en chlorure de sodium et 10% d’agent inverseur (Lutensol TO89®). Un fluide d’injection F2 contenant 40% en poids de polymère P1 est ainsi obtenu. Exemple 5 - Préparation d’un fluide d’injection F3 de polymère P1 La dispersion D1 obtenue dans l’exemple 2 est diluée en ajoutant 18% en poids d’une solution aqueuse saturée en chlorure d’ammonium et 10% d’agent inverseur (Lutensol TO89®). Un fluide d’injection F3 contenant 40% en poids de polymère P1 est ainsi obtenu. Exemple 6 - Préparation d’un fluide d’injection F4 de polymère P1 La dispersion D1 obtenue dans l’exemple 2 est diluée en ajoutant 18% en poids d’une solution aqueuse saturée en thiocyanate d’ammonium et 10% d’agent inverseur (Lutensol TO89®). Un fluide d’injection F4 contenant 40% en poids de polymère P1 est ainsi obtenu. Exemple 7 - Préparation d’un fluide d’injection F5 de polymère P1 La dispersion D1 obtenue dans l’exemple 2 est diluée en ajoutant 18% en poids d’une solution aqueuse saturée en sulfate d’ammonium et 10% d’agent inverseur (Lutensol TO89®). Un fluide d’injection F5 contenant 40% en poids de polymère P1 est ainsi obtenu. Exemple 8 - Préparation d’un fluide d’injection F6 de polymère P1 La dispersion D1 obtenue dans l’exemple 2 est diluée en ajoutant 18% en poids d’une solution aqueuse saturée en thiosulfate d’ammonium et 10% d’agent inverseur (Lutensol TO89 ®). Un fluide d’injection F6 contenant 40% en poids de polymère P1 est ainsi obtenu. Tests d’inversion Les fluides d’injection F1 (comparatif) et F 2 à F6 (selon l’invention) sont mis en solution en suivant deux protocoles différents. Protocole 1 (ajout direct des fluides d’injection dans une saumure) Préparer une eau de mer synthétique en dissolvant 30 g de NaCl et 3 g CaCl 2 dans 1000 mL d’eau. Sous agitation (à l’aide de tripales) – 500 t/min – injecter X g de dispersion dans Y mL de l’eau de mer synthétique à 20°C. Où X vaut 5 et Y vaut 495 pour la dispersion F1 . Où X vaut 6,25 et Y vaut 493,75 pour les dispersions F2 à F6 . Laisser agiter pendant 20 minutes, on obtient alors une solution à 5 g/L en polymère P1 . On mesure alors la viscosité de cette solution à l’aide d’un viscosimètre Brookfield à 25°C avec un module de type LVT à 30 t/min. Protocole 2 (ajout des fluides d’injection dans de l’eau puis ajout de sels) Sous agitation – 500 t/min – injecter X g de dispersion dans Y mL d’eau déionisée à 20°C. Où X vaut 5 et Y vaut 478,5 pour la dispersion F1 . Où X vaut 6,25 et Y vaut 477,25 pour les dispersions F2 à F6 . Laisser agiter pendant 20 minutes, puis ajouter 15 g de NaCl et 1,5 g de CaCl 2 dans la solution. Laisser agiter pendant 10 minutes, on obtient alors une solution à 5 g/L en polymère P1 . On mesure alors la viscosité de cette solution à l’aide d’un viscosimètre Brookfield à 25°C avec un module de type LVT à 30 t/min. Résultats expérimentaux Fluide d’injection Concentration P1 en poids (%) Sel dans la saumure ( S) Viscosité (cP) protocole 1 Viscosité (cP) protocole 2 F1 50 - 89 235 F2 40 NaCl 180 245 F3 40 NH 4 Cl 160 240 F4 40 NH 4 SCN 100 235 F5 40 (NH₄)₂SO 4 165 240 F6 40 (NH₄)₂S₂O₃ 195 245 Table 1 : Viscosité de solutions à 5 g/L de polymère P1 dans l’eau de mer synthétique En suivant le protocole 2, quel que soit le fluide d’injection, la viscosité obtenue est de 240 centipoises +/-5. Le polymère P1 se libère rapidement dans de l’eau désionisée. L’ajout ultérieure de sels n’induit plus de différences entre les différentes viscosités. Cependant ce protocole 2 ne s’applique pas sur champs car la mise en solution de polymère se fait directement dans des saumures. En suivant le protocole 1, on observe que le fluide d’injection F1 (contre-exemple) génère très peu de viscosité (89 cP). En utilisant les fluides d’injection F2 à F6 , la viscosité des solutions de polymère P1 dans l’eau de mer est plus élevée. Le polymère P1 dans ces fluides d’injection se libère plus facilement dans l’eau de mer. Le procédé de préparation des fluides d’injection selon l’invention permet donc d’améliorer la libération du polymère dans la saumure. Fluide d’injection F pour la fracturation hydraulique comprenant au moins un polymère hydrosoluble synthétique P de poids moléculaire moyen en poids supérieur ou égal à 1 million de daltons, préparé selon un procédé comprenant les étapes successives suivantes : a) On prépare par polymérisation radicalaire une émulsion inverse E comprenant entre 15% et 40 % en poids de polymère P , entre 20 et 60% en poids d’eau et au moins un solvant hydrocarboné, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de l’émulsion E , b) On distille l’émulsion inverse E pour obtenir une dispersion D comprenant entre 40 et 60% en poids de particules de polymère P , moins de 10% en poids d’eau et au moins un solvant hydrocarboné, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de la dispersion D , c) On dilue la dispersion D avec 1% à 15% en poids d’une solution aqueuse S comprenant entre 20 et 60 % de sels, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de la dispersion D . Fluide d’injection F selon la revendication 1, caractérisé en ce que le polymère hydrosoluble synthétique P est obtenu à partir de monomères monoéthyléniquement insaturés hydrosolubles non ioniques et/ou anioniques et/ou cationiques et/ou zwiterrioniques suivants : - les monomères non ioniques étant choisis dans le groupe comprenant l’acrylamide, le méthacrylamide, les N-alkylacrylamides, les N-alkylméthacrylamides, les N,N-dialkyl acrylamides, les N,N-dialkylméthacrylamides, les esters alkoxylés de l’acide acrylique, les esters alkoxylés de l’acide méthacrylique, la N-vinylpyridine, la N-vinylpyrrolidone, les hydroxyalkylacrylates, les hydroxyalkyl méthacrylates, - les monomères anioniques étant choisis dans le groupe comprenant les monomères possédant une fonction carboxylique et leurs sels dont l’acide acrylique, l’acide méthacrylique, l’acide itaconique, l’acide maléique ; les monomères possédant une fonction acide sulfonique et leurs sels, dont l’acide acrylamido tertio butyl sulfonique (ATBS), l’acide allyl sulfonique et l’acide methallyl sulfonique et leurs sels ; les monomères ayant une fonction acide phosphonique et leurs sels, - les monomères cationiques étant choisis dans le groupe comprenant l’acrylate de diméthylaminoéthyle (ADAME) quaternisé ou salifié ; le méthacrylate de diméthylaminoéthyle (MADAME) quaternisé ou salifié ; le chlorure de diallyldiméthylammonium (DADMAC) ; le chlorure d’acrylamidopropyltriméthylammonium (APTAC) ; le chlorure de méthacrylamidopropyltriméthylammonium (MAPTAC), - les monomères zwitterioniques étant choisis dans le groupe comprenant les monomères sulfobétaïnes comme le sulfopropyl diméthylammonium éthyl méthacrylate, le sulfopropyl diméthylammonium propylméthacrylamide, le sulfopropyl 2-vinylpyridinium ; les monomères phosphobétaïnes, comme le phosphato éthyl triméthylammonium éthyl méthacrylate ; les monomères carboxybétaïnes. Fluide d’injection F selon la revendication 1, caractérisé en ce que l’émulsion inverse E comprend de 0,5 % à 5,0 % en poids, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de l’émulsion E , d’au moins un agent émulsifiant choisi parmi les esters de sorbitan, les esters de sorbitan polyéthoxylés, les acides gras polyéthoxylés, les alcools gras polyéthoxylés, les polyesters ayant un poids moléculaire moyen compris entre 1000 et 3000 daltons résultant de la condensation entre un acide poly(isobutényl) succinique ou son anhydride et un polyéthylène glycol, les copolymères blocs de poids moléculaire moyen compris entre 2500 et 3500 daltons résultant de la condensation entre l’acide hydroxystéarique et un polyéthylène glycol, les amines grasses éthoxylées, les dérivés des di-alcanol amides, les copolymères du méthacrylate de stéaryle, et les mélanges de ces agents émulsifiants. Fluide d’injection F selon la revendication 1, caractérisé en ce que les particules de polymère hydrosoluble synthétique P dans la dispersion D ont une taille moyenne comprise entre 0,01 µm et 100 µm. Fluide d’injection selon la revendication 1, caractérisé en ce qu’on ajoute à la dispersion D avant l’étape c) entre 0,2 et 10 % en poids, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de la dispersion D , d’au moins un agent inverseur, choisi parmi les nonylphénol éthoxylés, ayant de préférence 4 à 10 éthoxylations ; les alcools éthoxylés / propoxylés ayant de préférence une éthoxylation / propoxylation comprenant entre 12 et 25 atomes de carbone ; les alcools tridécyliques éthoxylés ; les acides gras polyéthoxylés, les alcool gras poly (éthoxylés / propoxylés); les esters de sorbitan éthoxylés ; le laurate de sorbitan polyéthoxylé ; l’huile de castor polyéthoxylée; l’alcool laurique heptaoxyéthylé ; le monostéarate de sorbitan polyéthoxylé ; les alkyls phénol polyéthoxylés cétyl éther ; les polyoxyde d’éthylène alkyl aryl éther ; le N-cétyl-N-éthyl morpholinium éthosulfate ; le lauryl sulfate de sodium ; les produits de condensation d’alcools gras avec l’oxyde d’éthylène ; les produits de condensation des alkylphenols et de l’oxyde d’éthylène ; les produits de condensation d’amines grasses avec 5 équivalents molaire ou plus d’oxyde d’éthylène ; les tristyryl phénol éthoxylés ; les condensats de l’oxyde d’éthylène avec les alcools polyhydriques partiellement estérifiés avec des chaines grasses ainsi que leur formes anhydres ; les oxydes d’amine ; les alkyl polyglucosides ; le glucamide ; les esters de phosphate ; les acides alkylbenzene sulfonique et leurs sels ; les polymères hydrosolubles surfactant ; et les mélanges de plusieurs de ces agents inverseurs. Fluide d’injection F selon la revendication 1, caractérisé en ce qu’au moins une portion de l’eau de la solution S est extraite du distillat l’émulsion E . Fluide d’injection F selon la revendication 1, caractérisé en ce que les sels de la solution aqueuse S sont des sels alcalins ou alcalino-terreux ou d’ammonium ou organiques ou un mélange de ces sels. Fluide d’injection F selon la revendication 7, caractérisé en ce que les sels sont choisis parmi le chlorure de sodium, le sulfate d’ammonium, le thiosulfate d’ammonium, le chlorure d’ammonium, le chlorure de choline, les monosaccharides ou un mélange de ces sels. Fluide d’injection F selon la revendication 1, caractérisé en ce qu’au moins un agent de soutènement est ajouté avant l’étape a), et/ou entre l’étape a) et l’étape b), et/ou entre l’étape b) et l’étape c), et/ou après l’étape c) de son procédé de préparation. Procédé de préparation d’un fluide d’injection F comprenant les étapes suivantes : a) On prépare par polymérisation radicalaire une émulsion inverse E comprenant entre 15% et 40 % en poids d’un polymère hydrosoluble synthétique P de poids moléculaire moyen en poids supérieur ou égal à 1 million de daltons, entre 20 et 60% en poids d’eau et au moins un solvant hydrocarboné, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de l’émulsion E , b) On distille l’émulsion inverse E pour obtenir une dispersion D comprenant entre 40 et 60% en poids de particules de polymère P , moins de 10% en poids d’eau et au moins un solvant hydrocarboné, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de la dispersion D , c) On dilue la dispersion D avec 1% à 15% en poids d’une solution aqueuse S comprenant entre 20 et 60% en poids de sels, les pourcentages étant exprimés en poids par rapport au poids de la dispersion D . Procédé de fracturation hydraulique d’un réservoir souterrain d’huile ou de gaz non conventionnel, comprenant la préparation d’un fluide d’injection F selon l’une des revendications 1 à 6, la mise en solution dans une eau salée et l’injection dudit fluide de fracturation dans une formation souterraine. Procédé de réduction de friction dans une opération de fracturation hydraulique d’un réservoir souterrain d’huile ou de gaz non conventionnel, comprenant la préparation d’un fluide F selon l’une des revendications 1 à 6, la mise en solution dans une eau salée et l’injection dudit fluide de fracturation dans une formation souterraine.