FR 3031111 A1 20160701 FR 1463516 A 20141231 COMPOSITION DE FLUIDE POUR STIMULATION DANS LE DOMAÎNE DE LA PRODUCTION DE PETROLE ET DE GAZ [0001] La présente invention est relative au traitement de formations souterraines contenant du fluide avec des fluides de fracturation. [0002] Des fluides souterrains de valeur économique sont habituellement obtenus 'à partir d'une formation souterraine par l'intermédiaire d'un puits qui pénètre dans la formation. Des fluides provenant de formations souterraines contenant du fluide peuvent io être l'eau qui est par exemple utilisée comme source géothermique de chauffage, eau de boisson ou comme source de sels. Des fluides provenant de formations souterraines contenant du fluide peuvent également être du pétrole ou du gaz ou du gaz condensé dans son état liquide pendant sa remontée en direction de la surface, égalemént appelé un condensat. 1.5 [0003] Malheureusement, des formations souterraines contenant du fluide, et en particulier des formations souterraines contenant du pétrole et du gaz, sont de plus en plus difficiles à exploiter d'un point de vue économique et nécessitent l'utilisation de procédés et d'équipements spécifiques pour améliorer l'extraction des fluides souterrains à travers des puits d'extraction. Une amélioration typique de la production des puits peut 20 être obtenue en traitant la formation pour augmenter le débit de sortie de fluides souterrains, tel que le pétrole et le gaz. [0004] D'une manière générale une telle amélioration de la production des puits est obtenue en utilisant de l'eau qui est injectée dans un ou plusieurs autre(s) puits qui pénètrent dans la formation souterraine, appelé(s) puits d'injection ou injecteur(s), dans le 25 but de maintenir la pression de la formation souterraine à un niveau suffisant pour obtenir un écoulement économique à partir de la formation souterraine jusqu'à la surface à travers le(s) puits de production. Toutefois, l'amélioration de la productivité ne peut pas être stable sur la durée en raison des bouchages qui peuvent se produire à l'intérieur de la porosité, de la formation souterraine à proximité du puits de production ou à proximité 30 du puits d'injection. [0005] En plus des puits de pétrole et de gaz qui ne sont pas capables de continuer à produire de façon économique et qui nécessitent une stimulation de la production en traitant la formation pour augmenter le débit de sortie du pétrole et/ou du gaz, il existe également des formations souterraines qui ne peuvent pas produire des hydrocarbures 35 après-ttuttn trou de forage a été percé et qu'un puits a été installé pour pénétrer dans la formation souterraine. Une dés raisons est qu'ils présentent naturellement une perméabilité très faible telle que celle associée au pétrole de schiste, au gaz de schiste, au pétrole de formation compacte, au gaz de formation compacte et au méthane de couche de houille, perméabilité qui entrave l'écoulement des fluides. [0006] Et même pour des formations souterraines qui produisent déjà des fluides dans des conditions économiques, il peut être souhaitable d'augmenter encore leurs niveaux de production. [0007] Un procédé courant et connu de traitement de stimulation est la fracturation. De façon conventionnelle, l'exécution d'un tel traitement comprend l'injection d'une suspension liquide, le fluide de fracturation, vers le bas dans le puits de forage et de io retour dans la formation dans une mesure nécessaire pour améliorej la perméabilité au fluide, habituellement parce que le nombre et/ou de la taille des passages ou des fractures dans la formation est accru. Le fluide de fracturation comprend généralement le fluide porteur de fracturation et des particules solides. [0008] Pour créer les fractures, le fluide de fracturation est injecté à haute pression, et 15 dans ce cas un équipement de pompage à haute pression est nécessaire. Habituellement, des particules solides sont également injectées avec le fluide de fracturation dans le but de maintenir les fractures ouvertes. De telles particules solides, également appelées agents de soutènement ou "agents d'étançonnement" ("proppants" en langue anglaise), sont dispersées dans le fluide porteur de fracturation et sont ensuite 20 transportées au fond des fractures pendant l'opération de pompage à haute pression. [0009] L'injection est continuée jel;k1,1,14 4da.,GireuRe fracture présentant des dimensions suffisantes soit obtenue pour permettre le positionnement juste et correct des agents de soutènement. Une fois que les agents de soutènement sont en place, les fluides injectés peuvent fuir dans la formation jusqu'à ce que la fracture soit devenue suffisamment plus 25 mince pour maintenir les agents de soutènement en place. La pression à la tête de puits est alors abaissée et le fluide est pompé à nouveau vers la surface. [0010] Les agents de soutènement sont habituellement des matières granulaires, typiquement du sable. D'autres agents de soutènement couramment utilisés comprennent du sable revêtu de résine, des céramiques de soutènement à résistance intermédiaire, et 30 des agents de soutènement à haute résistance tels que la bauxite et l'oxyde de zirconium frittés. De nombreux agents de soutènement moins courants comprennent des granules de plastique, de la grenaille d'acier, des billes de verre, des billes de verre à haute résistance, des pastilles d'aluminium et des coquilles de noix arrondies. [0011] Pour que le traitement soit réussi, le fluide de fracturation, habituellement de 35 l'huile ou de l'eau en phase liquide, doit être enlevé du puits typiquement afin d'éviter le bouchage des hydrocarbures de la formation souterraine contenant des hydrocarbures. 3031111 Dans de nombreux exemples ceci constitue un problème difficile qui implique une dépense considérable de temps et d'argent. Les traitements de puits actuels nécessitent généralement l'utilisation de grands volumes de fluide de fracturation. [0012] Par exemple, pendant un traitement de fracturation, des puits, en particulier des puits horizontaux, nécessitent couramment jusqu'à 20000 tonnes de fluide de fracturation aqueux. Avant que la production à partir du réservoir puisse être relancée, une partie substantielle, sinon la totalité, du fluide de fracturation aqueux doit en être enlevée. Ceci représente une dépense de temps et des coûts de pompage appréciables. [0013] De nos jours, les procédés de fracturation les plus efficaces utilisent de l'eau /o comme fluide porteur, plus précisément soit de l'eau viscosifiée ou de l'eau de nappe ("slick water" en langue anglaise). En raison du coût plus élevé de l'huile comparativement à celui de l'eau comme fluide porteur de fracturation, la fracturation à l'huile est limitée à des formations souterraines qui sont sensibles à l'eau. En effet, certaines formations contiennent des argiles spécifiques qui gonfleront lorsqu'elles entreront en contact avec 15 l'eau, détériorant la perméabilité même en présence des fractures. Toutefois, l'huile contient généralement des polluants organiques tels que le benzène qui est carcinogène, le toluène qui provoque de sérieux dégâts à la santé en cas d'exposition prolongée par inhalation, l'éthylbenzène et le xylène, qui entreront en contact avec et se dilueront dans l'eau dans la formation souterraine avec un risque de pollution une fois à la surface. Le 20 benzène, le toluène, l'éthylbenzène et le xylène, également appelés BTEX, sont répertoriés par l'EPA dans la loi sur l'air propre de 1990 comme faisant partie des. 188 agents nocifs de pollution de l'air. [0014] En outre, certaines régions dans lesquelles une stimulation est utilisée souffrent d'importantes limitations de fourniture d'eau, par exemple le Texas aux U.S.A.. D'autres 25 endroits comprennent des zones agricoles ou des zones d'habitation dans leur voisinage, ce qui rend nécessaire un traitement de haute qualité des eaux de reflux pompées à nouveau vers la surface après l'exécution des opérations de fracturation et avant que ces eaux soient déchargées. [0015] Dow Chemicals a proposé en 1966 (voir par exemple le document US 3368627) 30 un procédé de fracturation qui utilise une combinaison d'hydrocarbures C2-C6 et de dioxyde de carbone comme fluide de fracturation. Le mélange est conçu pour parvenir à une température critique suffisamment élevée ou une pression critique suffisamment basse pour rester liquide à la température et à la pression qui règnent pendant l'injection au fond du puits, mais également à une température critique suffisamment basse ou à 35 une pression critique suffisamment élevée pour qu'une partie substantielle de ce fluide 3031111 injecté soit convertie en un gaz lors d'un relâchement de la pression appliquée au liquide pendant l'injection. [0016] En effet, la température et la pression critiques constituent des paramètres importants pour un fluide de fracturation qui est capable de se trouver à l'état de gaz. En 5 dessous de la température critique, un fluide peut exister sous une forme solide et/ou liquide et/ou gazeuse en fonction de la pression et de la température. Au-dessus de la température critique, un fluide peut exister sous une forme gazeuse et/ou de fluide supercritique en fonction de la pression et de la température. Si la température dans le réservoir est supérreure à la température critique du fluide de fracturation, le fluide de fracturation liquide subira une transition de phase lors du chauffage en un fluide supercritique pendant l'injection. Le fluide supercritique présente une densité et une viscosité supérieures à celles d'un gaz à la même température et inférieures à celles d'un liquide à la même pression. Donc le frottement des agents de soutènement avec le fluide porteur est moindre lorsque le fluide porteur se trouve à l'état supercritique que lorsqu'il se .15 trouve à l'état liquide. De cette manière, la sédimentation des agents de soutènement sous l'effet de la gravité, qui présentent une densité supérieure à celle du fluide porteur, est plus importante dans les parties horizontales des équipements de surface, dans les puits et dans les fractures lorsque le fluide porteur de fracturation se trouve à l'état supercritique. La sédimentation des agents de soutènement est caractérisée par la 20 vitesse de sédimentation des particules d'agent de soutènement. Eviter la Sédimentation, ou au moins minimiser la sédimentation, est important dans le but de maximiser le rendement du transport qui pourrait être ralenti par les frottements des particules d'agent de soutènement avec la surface des équipements de canalisation et les parois des fractures. Par conséquent, minimiser ou éviter la sédimentation dans les équipements et 25 les fractures augmente la probabilité que les agents de soutènement atteignent les fractures et limite l'accumulation d'agent de soutènement dans les parties horizontales des équipements et des fractures. Par conséquent le rendement du transport des agents de soutènement est moindre lorsque la vitesse de sédimentation est plus élevée, et ceci est par exemple le cas lorsque le fluide porteur de fracturation se trouve à l'état 30 supercritique plutôt que lorsqu'il se trouve à l'état liquide. [0017] Ce brevet US 3368627 propose une solution pour éviter l'utilisation d'eau et pour réduire la quantité d'énergie nécessaire pour pomper à nouveau le fluide de fracturation vers la surface. Ce procédé emploie cependant deux fluides, dans la phase gazeuse à la pression et la température ambiantes, qui doivent être comprimés pour les rendre 35 liquides, ce qui augmente le nombre des équipements. En outre, le dioxyde de carbone est difficile à comprimer en raison de son point critique : la pression critique élevée 3031111 (7,3 MPa) et la température critique basse (31°C) rendent nécessaire de comprimer le gaz à une pression supérieure 7,3 MPa et/ou à le refroidir à des températures inférieures à 31°C pour le rendre liquide. [0018] Des tentatives ont été effectuées dans le but de simplifier le procédé et d'utiliser 5 seulement un fluide porteur autre que l'eau pour suspendre les agents de soutènement. Le document "Oil and Gas Journal", 5 juillet 1971, page 60, décrit un gaz liquide gélifié utile pour fracturer des puits de gaz. Le gaz liquide gélifié contient du dioxyde de carbone, des gaz de pétrole liquides, une matière gélifiante ainsi que des agents de soutènement. Le fait de viscosifier le fluide porteur, ou de le gélifier, est utile pour permettre un transport /o plus efficace des agents de soutènement en augmentant le frottement entre ceux-ci et le fluide porteur. De cette manière la sédimentation des agents de soutènement sous l'effet de la gravité, qui présentent une densité supérieure à celle du fluide porteur, est limitée dans les parties horizontales des équipements de surface, dans les puits et dans les fractures. [0019] Le brevet US 3846310 divulgue l'utilisation d'un mélange d'un premier alcoolate d'un métal du groupe IA et d'un deuxième alcoolate d'un élément du groupe IIIA comme agent de gélification pour un fluide porteur d'hydrocarbure, tel que par exemple un gaz de pétrole liquéfié, l'heptane. En présence d'eau, il est dit que l'agent de gélification passe dans une phase aqueuse, réduisant de ce fait la viscosité de l'hydrocarbure. Il est dit que zo lors du traitement d'une formation de production de gaz ou de condensat, il est préférable que l'hydrocarbure liquide soit volatil dans les conditions de réservoir. Pendant les opérations d'injection, l'hydrocarbure liquide est sous pression et conserve son état liquide. Lorsque la pression appliquée est relâchée, le liquide sera transformé en une vapeur hautement mobile en raison de sa volatilité dans les conditions de réservoir, 25 favorisant de ce fait un nettoyage rapide du puits. Aux endroits dans lesquels il n'y a pas d'eau dans la formation souterraine, l'agent de gélification, qui ne s'évapore pas, restera dans la formation souterraine, conduisant à la formation de dépôts qui bouchent les fractures et réduisent l'écoulement des hydrocarbures initialement présents dans la formation souterraine. Cette limitation s'observe également dans la publication du 30 document "011 and Gas Journal', 5 juillet 1971, page 60. [0020] Un autre inconvénient du brevet US 3846310 est l'utilisation d'heptane. Sous 1 atmosphère (101,325 kPa), cet alcane présente un point d'ébullition de 98°C, tandis que celui du toluène est de 111°C. Étant donné que les points d'ébullition sont proches l'un de l'autre (moins de 20°C de différence), cela nécessiterait un équipement onéreux pour 35 séparer les deux composés dans le but d'éviter la pollution de l'heptane par le toluène. 3031111 [0021] Plus récemment, le document US 2011284230 revendique un procédé de traitement des formations souterraines, le procédé comprenant l'introduction d'un fluide d'hydrocarbure de fracturation comprenant un gaz de pétrole liquéfié dans la formation souterraine, la soumission du fluide d'hydrocarbure de fracturation à des pressions supérieures à la pression de la formation, et le confinement du fluide d'hydrocarbure de fracturation dans la formation souterraine pendant une période d'au moins 4 heures. Il est dit aussi que te fluide d'hydrocarbure de fracturation produit par les procédés ci-dessus peut comprendre au moins un agent de gélification, et que l'agent de gélification peut être n'importe quel agent de gélification approprié pour gélifier du LPG, comprenant l'éthane, /o le propane, le butane, le pentane ou des mélanges d'éthane, de propane, de butane et de pentane. [0022] Toutefois, lorsque l'on utilise un agent de gélification, le problème est la formation de dépôts une fois que la pression est relâchée. Si la pression n'est pas suffisamment relâchée pour réaliser l'évaporation des hydrocarbures du fluide de fracturation, il existe 15 un risque lorsque ledit fluide de fracturation est pompé à nouveau vers la surface. Ce sera difficile en raison de la viscosité élevée du fluide de fracturation gélifié. Dans pareils cas, des agents de coupure ("breakers" en langue anglaise) peuvent être utilisés pour réduire la viscosité. Inversement, ceci augmente la complexité avec le contrôle du dosage et du temps d'action retardé de l'agent de coupure sur l'agent de gélification. zo [0023] Lorsque l'on n'utilise aucun agent de gélification, la viscosité du LPG, comprenant l'éthane, le propane, le butane, le pentane ou des mélanges d'éthane, de propane, de butane et de pentane, est très basse, et le rendement du transport des agents de soutènement est faible. [0024] ECorp Stimulation Technologies (voir http://www.ecorpintl.com/) promeut 25 l'utilisation de propane comme fluide de fracturation sans agent de gélification. Porté sous forme liquide, le propane est injecté avec du sable ou de la céramique. Il est dit que pratiquement la totalité du propane injecté (de 95 % à 100 %) revient sous forme de gaz, en raison du phénomène naturel de différence de pression entre la formation souterraine et la surface. Il est dit que le propane récupéré est ré-utilisé pour des opérations de 30 stimulation, ou ré-injecté dans des pipelines avec le reste du gaz extrait. Malheureusement, cette technologie présente un rendement médiocre s'agissant du transport des agents de soutènement. [0025] ECorp Stimulation Technologies promeut également l'utilisation d'un dérivé fluoré du propane qui est le 1,1,1,2,3,3,3-heptafluoropropane. Cette molécule est également 35 connue comme réfrigérant sous le nom de code R-227ea, selon la norme 34 de l'American Society of Heating, Refrigerating and Air Conditioning Engineers (ASHRAE, 3031111 2010a et 2010b). Le R-227ea est présenté comme un fluide de stimulation, dans le but d'éliminer complètement le risque associé à l'inflammabilité du propane classique. Il est dit que l'on n'utilise pas d'eau ni aucun additif chimique avec l'heptafluoropropane et que, comme pour le-propane classique, l'heptafluoropropane serait récupéré sous une forme s gazeuse pour une ré-utilisation immédiate ou future. Il est dit que le R-227ea peut être séparé facilement des composants du gaz naturel extrait à partir du puits, en particulier le propane et le butane. [0026] La volatilité élevée du R-227ea représente également un inconvénient lorsque le fluide de fracturation est préparé et injecté à une température ambiante relativement /o élevée, par exemple environ 40°C et plus, comme cela peut se produire dans des régions chaudes telles que le Texas. Des mélangeurs sont utilisés pour mélanger les agents de soutènement avec le fluide porteur liquide. Des agents de soutènement maintenus dans des mélangeurs au site du puits pour être utilisés comme agents de soutènement lors de l'opération de fracturation peuvent atteindre des températures telles que 65°C en raison /5 de l'exposition des mélangeurs au soleil. Lorsque les agents de soutènement et le fluide porteur liquide sont mélangés, une partie du fluide porteur liquide peut changer de phase, résultant en un volume de liquide moindre. Pour éviter cela, il est nécessaire de maintenir le fluide porteur de fracturation liquide à une telle température en augmentant la pression à l'intérieur du mélangeur ou en le refroidissant, ce qui le rend plus cher. [0027] En outre, la séparation avec le butane rend nécessaire de procéder en 2 étapes : d'abord une condensation du butane qui est moins volatil (le point d'ébullition à une pression de 1 atmosphère (101325 Pa), qui est le point d'ébullition normal, ou NBP, est de 0°C pour le n-butane tandis que le NBP du R-227ea est de -16°C), et ensuite une condensation du R-227ea qui se trouve dans la phase gazeuse après la première condensation. [0028] Par conséquent, il existe encore un besoin de fluides de fracturation qui ne contiennent pas d'eau tout en étant au moins aussi efficaces, voire plus efficaces que les fluides de fracturation à base d'eau. Il existe également encore un besoin de fluides de fracturation qui ne contiennent pas d'eau et qui sont faciles à manipuler et à stocker à la température et la pression ambiantes. Il existe également encore un besoin de fluides de fracturation qui ne contiennent pas d'eau, qui ne contiennent pas de produits carcinogènes et qui sont faciles à recycler comme fluides de fracturation sans être pollués par du benzène, du toluène, de l'éthylbenzène et du xylène. [0029] En dépit de recherches continues depuis 1966, il existe encore un besoin de fluides porteurs de fracturation alternatifs et/ou améliorés qui remédient aux inconvénients des fluides porteurs de fracturation de l'état de la technique. 3031111 - 8 - [0030] Les inventeurs ont maintenant découvert que les objectifs ci-dessus sont atteints en totalité ou au moins en partie avec les fluides porteurs de fracturation selon la présente invention qui est décrite en détail ci-dessous. [0031] L'objectif de la présente invention consiste donc à fournir un fluide porteur de 5 fracturation qui présente une ou plusieurs, et de préférence la totalité des caractéristiques suivantes: - le fluide porteur de fracturation est non aqueux, c'est-à-dire qu'aucune eau n'est ajoutée volontairement, - le fluide porteur de fracturation est à basse toxicité comparativement à l'huile et 10 présente plus généralement un impact environnemental faible, - le fluide porteur de fracturation est facilement transformé en un liquide ou un gaz, et vice versa, lors de variations de la température et/ou de variations de la pression, - le fluide porteur de fracturation permet une vitesse de sédimentation égale ou inférieure à celle des fluides porteurs de fracturation connus, sur la plus large gamme 15 de températures possible, par exemple entre 20°C et 200°C, de préférence entre 70°C et 190°C, pour une taille et une nature données de l'agent de soutènement, - le fluide porteur de fracturation permet _une vitesse de sédimentation égale ou inférieure à celle de l'eau, sur la plus large gamme de températures possible, par exemple entre 20°C et 200°C, de préférence entre 30°C et 190°C, mieux encore entre 20 30°C et 140°C, pour une taille et une nature données de l'agent de soutènement; - le "fluide porteur de fracturation est facile à séparer/récupérer à partir d'un fluide de remontée (par exemple contenant du gaz naturel, un condensat ou du pétrole, ...), et - le fluide porteur de fracturation est facile à re-transformer à l'état liquide. [0032] Dans la description qui suit de la présente invention, les définitions et procédés 25 ci-dessous seront utilisés: - l'impact environnemental des solvants est mesuré par le potentiel d'effet de serre (GWP) par rapport au dioxyde de carbone pour une intégration de 100 ans et par le potentiel d'appauvrissement en ozone (ODP). Le GWP du R-227ea est de 3220 et l'ODP est de 0. Le GWP du propane est de 20 et l'ODP est de 0; 30 - le point d'ébullition normal (ou NBP) est le point d'ébullition à une pression de 1 atmosphère (101325 p,; - le rendement du transport de l'agent de soutènement est évalué avec la vitesse de sédimentairibn d'une seuleparticule solide sphérique (l'agent de soutènement) dans le fluide porteur sous l'effet de la gravité à une température donnée qui correspond à la 35 température de la formation d'hydrocarbure souterraine; plus la vitesse de 3031111 sédimentation est basse, plus le temps nécessaire pour la sédimentation de l'agent de soutènement est long. [0033] Dans un premier aspect, la présente invention est relative à un fluide porteur de fracturation REVENDICATIONS1. Fluide porteur de fracturation pour fracturer une formation souterraine, ledit fluide porteur de fracturation comprenant au moins un composé éther d'hydrofluorocarbone linéaire ou ramifié qui présente un point d'ébullition, à une pression de 1 atmosphère (101 325 Pa), qui est compris entre 0 °C et 90 °C. 2. Fluide porteur de fracturation selon la revendication 1, qui présente une température critique égale ou supérieure à 110 °C et égale ou inférieure à 200 °C. 3. Fluide porteur de fracturation selon la revendication 1, dans lequel ledit au moins un composé éther d'hydrofluorocarbone linéaire ou ramifié est de la formule (1): C,,H,,,FpXgOt (1) dans laquelle n, m, p, q et t représentent respectivement le nombre d'atomes de carbone, d'atomes d'hydrogène, d'atomes de fluor, d'atomes de X et d'atomes de O (c'est-à-dire le nombre de fonction(s) éther), où n représente 2 ou 3 ou 4, m 0, 9 >_ p k 3, q représente 0 ou 1, t représente 1 ou 2, et X représente un atome d'halogène différent du fluor, et O représente un atome d'oxygène, et dans lequel le composé de la formule (1) présente un point d'ébullition normal (NBP) qui est compris entre 0 °C et 90 °C, de préférence qui est compris entre 5 °C et 85 °C, mieux encore qui est compris entre 10 °C et 80 °C. 4. Fluide porteur de fracturation selon la revendication 3, dans lequel ledit au moins un composé éther d'hydrofluorocarbone linéaire ou ramifié est de la formule (1) où n est 2 ou 3, 2 5 m 5 4, 4 É p 5 6, q représente 0 ou 1 et t représente 1. 5. Fluide porteur de fracturation selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit au moins un composé éther d'hydrofluorocarbone est choisi parmi le RE-134, le RE-236fa1, le RE-236ea1, le RE-245cb1, le RE-338mcf2, le RE-245fa1, le RE-347mmy1, le RE-254cb1, le RE-245ca2, le RE-235da1, le RE-365mcf2, le CHF2-CF-IF-0-CHF2, le CF1F2-CF-12-0-CF3, le CH2-C1-1F-0-CF3, le CH3-CF2-O-CF3, le CF3-CHF-0-CH2F, le CHF2-CF2-0-CH2F, les isomères des composés énumérés ci-dessus, ainsi que des mélanges de deux ou plus de deux des composés ci-dessus, dans n'importe quelles proportions. 3031111 - 20 - 6. Fluide porteur de fracturation selon l'une quelconque des revendications précédentes, comprenant en outre un ou plusieurs additif(s) choisi(s) parmi les biocides, les inhibiteurs de corrosion, les agents tensioactifs, les inhibiteurs de dépôts, les agents anti-moussants, les modificateurs de rhéologie, et analogues, ainsi que des mélanges de 5 deux ou plus de deux des additifs cités ci-dessus dans n'importe quelles proportions. 7. Fluide de fracturation comprenant au moins un fluide porteur de fracturation selon l'une quelconque des revendications précédentes et des agents de soutènement. 10 8. Fluide de fracturation selon la revendication 7, dans lequel les agents de soutènement sont choisis parmi le sable, le sable revêtu de résine, les céramiques de soutènement à résistance intermédiaire, les agents de soutènement à haute résistance, les granules de plastique, la grenaille d'acier, les billes de verre, les billes de verre à haute résistance, les pastilles d'aluminium, les coquilles de noix arrondies, et analogues. 15 9. Fluide de fracturation selon la revendication 7 ou 8, dans lequel la concentration en agent de soutènement est comprise entre 20 grammes et 600 grammes par litre de fluide porteur de fracturation, mieux encore entre 25 grammes et 250 grammes par litre de fluide porteur de fracturation. 20 10. Procédé pour fracturer une formation souterraine en utilisant le fluide de fracturation selon l'une quelconque des revendications 7 à 9, comprenant au moins les étapes suivantes: a) fournir un fluide porteur de fracturation selon l'une quelconque des revendications 1.à 25 6, avec une compression et/ou un refroidissement optionnel(s), de telle sorte que le fluide porteur de fracturation se présente sous la forme d'un liquide; b) préparer un fluide de fracturation en mélangeant le fluide porteur de fracturation liquide de l'étape a) avec des agents de soutènement dans une cuve de manière à obtenir un fluide de fracturation liquide; et 30 c) injecter le ledit fluide de fracturation liquide de l'étape b) dans une formation souterraine à une pression suffisante pour ouvrir une ou plusieurs fracture(s) dans celle-ci. 11. Procédé selon la revendication 10, comprenant en outre le recyclage du fluide 35 porteur de fracturation. 3031111 -21- 12. Procédé selon la revendication 10 comprenant en outre le recyclage du fluide porteur de fracturation, dans lequel ledit recyclage comprend au moins les 'étapes suivantes: - récupérer, par pompage et/ou décompression, au moins une partie du fluide et une 5 partie des hydrocarbures présents initialement dans la formation, le fluide étant le fluide porteur de fracturation, à partir du réservoir d'hydrocarbure afin de produire le fluide récupéré; et - séparer du fluide récupéré le fluide porteur de fracturation afin d'obtenir un gaz ou un liquide, seul ou mélangé avec des hydrocarbures.