FR 3059039 A1 20180525 FR 1759961 A 20171023 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 Ul PCT NANOÉMULSIONS POUR UNE UTILISATION DANS DES TRAITEMENTS DE FRACTURATION SOUTERRAINE CONTEXTE La présente invention concerne des procédés de traitement des formations souterraines. On peut utiliser des fluides de traitement dans une diversité d'opérations de traitement souterrain. Dans le présent contexte, les termes « traiter » et « traitement » et leurs équivalents grammaticaux décrivent une quelconque opération souterraine qui utilise un fluide en association à l'obtention d'une fonction souhaitée et/ou dans un but souhaité. L'utilisation de ces termes n'implique pas une action particulière par le fluide de traitement. Des opérations de traitement illustratives peuvent comprendre, par ex., des opérations de fracturation, des opérations de gravillonnage, des opérations d'acidification, de dissolution et d'élimination d'incrustations, des opérations de consolidation, etc. Par exemple, la fracturation hydraulique est généralement utilisée pour la stimulation des réservoirs de gaz étroits à l'aide de fluides de fracturation, par ex., des fluides gélifiés réticulés et/ou des fluides de traitement de l'eau de la nappe. Des additifs chimiques comprenant, sans limitation, des inhibiteurs d'incrustation, des réducteurs de la friction, des biocides, des inhibiteurs de gonflement de l'argile, des piégeurs d'oxygène et des agents tensioactifs, sont souvent incorporés dans le fluide de fracturation afin de traiter les zones nouvellement fracturées d'une formation. Parmi d'autres raisons, ces traitements peuvent être utilisés pour faciliter l'écoulement des hydrocarbures, pour nettoyer et empêcher l'endommagement de la formation et pour faciliter le retour du fluide de fracturation. Les fluides viscosifiés et les émulsions ont été utilisés dans le domaine pour transporter de tels produits chimiques de traitement dans diverses régions d'une formation. Cependant, certaines régions des formations souterraines, particulièrement celles dans lesquelles des traitements de fracturation sont réalisés, peuvent avoir de faibles perméabilités, entravant l'écoulement de fluides de traitement viscosifiés, des émulsions classiques et des produits chimiques vers ces régions. En outre, la stabilité d'un fluide de traitement viscosifié et/ou d'une émulsion classique peut être perturbée dans le puits, par ex., lorsqu'il est soumis à des forces de cisaillement élevées. 3059039 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 Ul PCT BRÈVE DESCRIPTION DES FIGURES Ces dessins illustrent certains aspects de certains des modes de réalisation de la présente divulgation, et ne doivent pas servir à limiter ou à définir les revendications. 5 La figure 1 est un diagramme illustrant un exemple d'un système de traitement de puits qui peut être utilisé conformément à certains modes de réalisation de la présente divulgation. La figure 2 est un diagramme illustrant un exemple d'une formation souterraine dans laquelle une opération de fracturation peut être réalisée conformément à certains 10 modes de réalisation de la présente divulgation. Les figures 3A à 3F sont des graphiques illustrant des données concernant les distributions de la taille des gouttelettes pour certaines microémulsions et nanoémulsions conformément à certains modes de réalisation de la présente divulgation. Alors que des modes de réalisation de cette divulgation ont été illustrés, de 15 tels modes de réalisation n'impliquent pas une limite sur la divulgation, et aucune limite de la sorte ne doit être déduite. L'objet de l'invention divulgué est capable de modifications, altérations et d'équivalents considérables dans la forme et dans la fonction, comme il sera apparent aux spécialistes du domaine pertinent et qui bénéficient de cette divulgation. Les modes de réalisation illustrés et décrits de cette divulgation ne sont que des exemples, et ne sont pas une 20 description exhaustive de la divulgation. 3059039 3 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 UI PCT DESCRIPTION DE CERTAINS MODES DE RÉALISATION La présente divulgation concerne des systèmes et des procédés de traitement des formations souterraines. Plus particulièrement, la présente divulgation concerne des 5 nanoémulsions thermodynamiquement instables, et des procédés et des systèmes concernant leur utilisation dans l'administration des produits chimiques de traitement au fond du puits. La présente divulgation décrit des procédés et des systèmes permettant d'administrer des produits chimiques de traitement dans une formation souterraine à l'aide de fluides de traitement qui comprennent des nanoémulsions. Dans le présent contexte, le terme 10 « nanoémulsion » décrit une dispersion de deux liquides immiscibles (par ex., une phase aqueuse et une phase huileuse) dans un état cinétiquement stable mais thermodynamiquement instable (par ex., pas l'état le plus thermodynamiquement stable possible). Ceci peut être obtenu, au moins en partie, lorsqu'il existe une barrière énergétique entre l'état de nanoémulsion et l'état dans lequel les deux liquides sont séparés qui est supérieure à la quantité d'énergie libre dans le 15 système. Ceci est contraire aux microémulsions, qui sont formées lorsque deux liquides immiscibles s'auto-assemblent dans une dispersion pour atteindre un état thermodynamiquement stable. Dans certains modes de réalisation, les gouttelettes de la phase interne dans la phase externe des nanoémulsions de la présente divulgation peuvent avoir un rayon moyen inférieur à environ 1000 nm, ou par ailleurs, inférieur à environ 500 nm, ou par ailleurs, inférieur à environ 20 100 nm. Ces tailles de gouttelettes peuvent être confirmées ou mesurées par un quelconque moyen connu comprenant, sans limitation, les techniques d'analyse de particules par diffraction dynamique de la lumière. Dans certains modes de réalisation, les nanoémulsions de la présente divulgation peuvent être formées par une rupture par cisaillement des deux liquides immiscibles induite mécaniquement, ou par un procédé de température d'inversion de phase. Le cisaillement 25 utilisé dans certains modes de réalisation pour former certaines nanoémulsions de la présente divulgation peut être appliqué à la surface et/ou au fond du puits dans la formation par un quelconque moyen connu comprenant, sans limitation, des mélangeurs mécaniques. Dans certains modes de réalisation, le cisaillement mécanique peut être généré lorsque deux liquides immiscibles passent à travers une perforation dans un tubage ou un autre équipement placé dans 30 la formation souterraine. Dans certains modes de réalisation, contrairement aux microémulsions, les nanoémulsions de la présente divulgation peuvent rester sensiblement stables sous forme d'émulsions lorsqu'elles sont soumises à un cisaillement mécanique élevé, tel que le cisaillement subi par un fluide dans un mélangeur de fracturation ou lorsqu'il s'écoule à travers les perforations dans un tubage. 4 3059039 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 UI PCT Les fluides de traitement de la présente divulgation comprennent généralement un fluide de base aqueux et une nanoémulsion comprenant une phase aqueuse continue ou externe soluble dans l'eau, une phase huileuse discontinue ou interne soluble dans l'eau et un agent tensioactif. Les procédés de la présente divulgation comprennent généralement : 5 l'utilisation d'un fluide de traitement de la présente divulgation ; et l'introduction du fluide de traitement dans au moins une partie de la formation souterraine. Dans le présent contexte, le terme « soluble dans l'eau » ou des variations de celui-ci, décrit une substance ayant un certain degré de solubilité dans l'eau, qu'elle soit complètement soluble dans l'eau ou seulement partiellement soluble dans l'eau. 10 Les nanoémulsions de la présente divulgation peuvent, parmi d'autres fonctions, aider à transporter un agent tensioactif et/ou d'autres produits chimiques de traitement dans la porosité d'une formation souterraine dans laquelle il peut être utilisé pour traiter la formation. De tels agents tensioactifs peuvent, parmi d'autres fonctions, modifier la mouillabilité des surfaces dans la formation, faciliter l'écoulement de certains fluides (par ex., des 15 hydrocarbures) hors de la formation, réduire l'écoulement de certains fluides (par ex., l'eau) dans la formation, et effectuer d'autres fonctions souhaitables dans une opération souterraine. Dans certains modes de réalisation, les nanoémulsions de la présente divulgation peuvent être particulièrement utiles dans l'administration des produits chimiques de traitement et/ou autrement pour pénétrer la matrice de la formation dans des formations non classiques, telles que 20 des formations comprenant le schiste ayant une faible porosité et/ou perméabilité. Parmi plusieurs avantages potentiels des procédés et des compositions de la présente divulgation, dont seulement certains sont mentionnés ici, les procédés, les compositions et les systèmes de la présente divulgation peuvent démontrer une stabilité cinétique supérieure à d'autres types d'émulsions connues dans le domaine (par ex., des microémulsions) dans certaines 25 conditions telles qu'un cisaillement élevé, des températures élevées et/ou des pressions élevées. Ceci peut permettre le stockage des compositions de la présente divulgation pendant une durée plus longue, de rester plus stable lorsqu'elles sont soumises à de telles conditions en cours d'utilisation et/ou d'autres bénéfices ou avantages. En outre, dans certains modes de réalisation, les nanoémulsions de la présente divulgation peuvent avoir des distributions de taille de particule 30 plus étroites, des tailles de gouttelettes plus sphériques et/ou des propriétés plus cohérentes lorsqu'elles sont chauffées et/ou refroidies comparativement à d'autres types d'émulsions connues dans le domaine. Dans certains modes de réalisation, les nanoémulsions de la présente divulgation peuvent également être formées et/ou stabilisées avec de plus faibles concentrations d'agent tensioactif que d'autres nanoémulsions et/ou microémulsions connues dans le domaine, 3059039 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 UI PCT ce qui pourrait réduire le coût associé à leur préparation et/ou utilisation. Dans certains modes de réalisation, les gouttelettes des microémulsions peuvent se dissocier en gouttelettes encore plus petites que celles de la microémulsion originelle lorsqu'elles sont soumises à un cisaillement élevé (par ex., une vitesse de cisaillement à ou supérieure à 40 s-I, ou par ailleurs à ou supérieure 5 à 80 s 1, ou par ailleurs à ou supérieure à 100 s-I) sans former des agrégats plus grands que les gouttelettes de la nanoémulsion originelle. Parmi d'autres objectifs, ces gouttelettes plus petites pourraient être en mesure de pénétrer plus profondément dans les espaces des pores d'une formation souterraine (particulièrement, des formations à faible perméabilité, que les gouttelettes des microémulsions et des émulsions classiques connues dans le domaine). Ceci peut faciliter 10 l'administration de l'agent tensioactif et/ou d'autres additifs plus profondément dans la formation, particulièrement dans des formations à faible perméabilité. Les nanoémulsions de la présente divulgation comprennent généralement deux ou plusieurs liquides immiscibles, tels qu'un fluide polaire (par ex., aqueux) et un fluide non-polaire (par ex., à base d'huile). Les nanoémulsions de la présente divulgation sont 15 généralement thermodynamiquement instables, mais démontrent une stabilité cinétique supérieure en comparaison aux microémulsions et aux émulsions classiques connues dans le domaine, par ex., lorsqu'elles sont soumises à un cisaillement élevé ou à d'autres conditions. Dans certains modes de réalisation, les nanoémulsions de la présente divulgation, une fois formées, peuvent rester cinétiquement stables à température et pression ambiantes pendant une 20 période aussi courte que 24 h ou aussi longue que plusieurs mois. Dans certains modes de réalisation, les gouttelettes de la phase discontinue dans les nanoémulsions de la présente divulgation peuvent avoir un rayon moyen d'environ 100 nm ou moins, d'environ 50 nm ou moins, d'environ 10 mn ou moins ou d'environ 5 nm ou moins. Les deux phases de la nanoémulsion peuvent être comprises en une quelconque quantité et/ou rapport approprié. Par 25 exemple, dans certains modes de réalisation, la nanoémulsion peut comprendre une phase polaire et une phase non-polaire dans un rapport allant d'environ 99:1 à environ 1:99. Dans certains modes de réalisation, la phase polaire et la phase non-polaire peuvent être présentes dans un rapport allant d'environ 10:1 à environ 1:1, par exemple. Dans certains modes de réalisation, la phase polaire et la phase non-polaire peuvent être présentes dans un rapport d'environ 4:1, par 30 exemple. Dans les nanoémulsions comprenant une phase polaire, la phase polaire peut comprendre, par ex., un quelconque type d'eau et/ou un quelconque liquide aqueux qui est miscible à l'eau. Des exemples de tels liquides peuvent comprendre, sans limitation, de l'eau douce (par ex., de l'eau qui ne contient pas une quantité importante de sels ou d'autres additifs 3059039 6 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 Ul PCT ajoutés à celle-ci, à l'exception de ceux qui sont généralement disponibles dans des sources d'eau), de l'eau salée (par ex., de l'eau contenant un ou plusieurs sels dissous dans celle-ci), de la saumure (par ex., de l'eau de mer saturée), de l'eau de mer, des alcools (par ex., du méthanol, de l'éthanol, du n-propanol, de l'isopropanol, du n-butanol, du sec-butanol, de l'isobutanol et du t- 5 butanol), des glycérines, des glycols (par ex., des polyglycols, le propylène glycol et l'éthylène glycol), des polyglycolamines, des polyols, et tout dérivé de ceux-ci, ou toute combinaison de ceux-ci. Dans certains modes de réalisation, une quantité, importante d'alcools, de glycérines, de glycols et/ou de polyols peut être absente des nanoémulsions de la présente divulgation. Dans les nanoémulsions comprenant une phase à base d'huile ou oléagineuse, la phase à base d'huile peut 10 comprendre un quelconque type de liquide à base d'huile qui a au moins une solubilité dans l'eau de 1 %. Des exemples de tels liquides peuvent comprendre, sans limitation, des huiles, des hydrocarbures, des esters, des éthers, des liquides organiques non-polaires, etc., par exemple. Dans certains modes de réalisation, la phase à base d'huile ou oléagineuse peut comprendre un ou plusieurs solvants solubles dans l'eau, comprenant, sans limitation, des alcools et/ou des 15 solvants biodégradables, par exemple. Les agents tensioactifs utilisés dans les nanoémulsions de la présente divulgation peuvent comprendre un quelconque agent tensioactif, ou une combinaison d'agents tensioactifs, qui est capable d'émulsifier deux fluides immiscibles pour former une nanoémulsion. Les agents tensioactifs peuvent également être utilisés pour traiter une partie de la 20 formation souterraine, par ex., en modifiant la mouillabilité d'une ou de plusieurs surfaces de fond de puits (mesuré par un quelconque procédé connu, comprenant, sans limitation, les mesures d'angles de contact) et/ou pour faciliter l'écoulement de certains types de fluides à travers les espaces des pores dans la formation. Selon l'application donnée, l'agent tensioactif peut être cationique, anionique, 25 non-ionique ou amphotère, peut agir comme un émulsifiant ou un démulsifiant/séparateur, et/ou peut être un monomère ou un polymère. Les types d'agents tensioactifs cationiques qui peuvent être appropriés pour certains modes de réalisation de la présente divulgation comprennent, sans limitation, les esters de méthyle-arginine, les alcanolamines, les alcylènediamines, les alkylamines, les sels d'alkylamine, les sels d'ammonium quaternaires tels que le chlorure de 30 triméthyltallowammonium, les oxydes d'amine , les amines alkyltriméthyle, les triéthylamines, les alkyldiméthylbenzylamines, les alkylamidobétaïnes tels que le cocoamidopropylbétaïne, le sulfonate d'alpha-oléfine, le sulfate d'alkyléthoxylate en C8 à C22, le chlorure de triméthylcocoammonium, les dérivés de ceux-ci, et des combinaisons de ceux-ci, par exemple. Les types d'agents tensioactifs anioniques qui peuvent être appropriés pour certains modes de 3059039 7 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 UI PCT réalisation de la présente divulgation comprennent, sans limitation, les sulfates d'alkyle des métaux alcalins, les sulfonates d'alkyléther, les sulfonates d'alkyle, les sulfonates alkylaryle, les sulfates et sulfonates d'alkylester linéaires et ramifiés, les sulfates d'alcool polypropoxylé, les sulfates d'alcool polyéthoxylé, les sulfates d'alcool polypropoxylé polyéthoxylé, les disulfonates 5 d'alkyle, les disulfonates d'alkylaryle, les disulfates d'alkyle, les sulfosuccinates d'alkyle, les sulfates d'alkyléther, les sulfates d'éther linéaires et ramifiés, les carboxylates des métaux alcalins, les carboxylates des acides gras, les carboxylates des esters d'alkyle phosphate, les carboxylates d'alkyléther, les N-acylaminoacides, N-acylglutamates, les N-acylpolypeptides, les alkylbenzènesulfonates, les sulfonates paraffiniques, les a-oléfinsulfonates, les lignosulfates, des 10 dérivés des sulfosuccinates, des polynaptylméthylsulfonates, des sulfates d'alkyle, des alkyléthersulfates, des monoalkylphosphates, des polyalkylphosphates, des acides gras, des sels alcalins des acides, des sels alcalins des acides gras, des sels alcalins des acides, des sels sodiques des acides, des sels sodiques des acides gras, l'éthoxylate d'alkyle, des savons, des dérivés de ceux-ci, et des combinaisons de ceux-ci, par exemple. Les types d'agents tensioactifs 15 non-ioniques qui peuvent être appropriés pour certains modes de réalisation de la présente divulgation comprennent, sans limitation, les amides, les diamides, les esters de polyglycol, les polyglycosides d'alkyle, les esters de sorbitan, les esters de méthylglucoside et les éthoxylates d'alcool et les oxylalkylates d'alcool, les oxylalkylates d'alkylphénol, les esters non-ioniques tels que les esters alcoxylates de sorbitan des esters de sorbitan, les alcoxylates de l'huile de ricin, les 20 alcoxylates des acides gras, les alcoxylates de l'alcool laurique, les alcoxylates de nonylphénol, les alkoxylates d'octylphénol, les alkoxylates d'alcool tridécyle, et des combinaisons de ceux-ci, et des dérivés de ceux-ci, par exemple. Des exemples d'agents tensioactifs non-ioniques qui peuvent être appropriés comprennent, sans limitation, les éthoxylates d'alkylphénol, les éthoxylates de nonylphénol, les éthoxylates d'octylphénol, les éthoxylates d'alcool tridécyle, le 25 monooléate de mannide, l'isostéarate de sorbitan, le laurate de sorbitan, le monoisostéarate de sorbitan, le monolaurate de sorbitan, le monooléate de sorbitan, le monopalmitate de sorbitan, le monostéarate de sorbitan, l'oléate de sorbitan, le palmitate de sorbitan, le sesquioléate de sorbitan, le stéarate de sorbitan, le trioléate de sorbitan, le tristéarate de sorbitan, et des combinations de ceux-ci, et des dérivés de ceux-ci, etc. 30 Dans certains modes de réalisation, l'agent tensioactif peut comprendre un polyglycoside d'alkyle ou un dérivé de celui-ci (par ex., des sulfonates fonctionalisés, des bétaïnes fonctionnalisés et/ou des sels inorganiques du polyglycoside d'alkyle) dans un solvant non-aromatique tel qu'un alcool éthoxylé, un alcool alcoxylé, un éther de glycol, un amide disubstitué, un mélange de glycérine et d'acétone, l'isopropylidène glycérol, le méthanol, les 3059039 8 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 Ul PCT polyols, la triéthanolamine, l'acide éthylènediaminetétraacétique, le N,N-diméthy1-9-décénamide, le méthyle ester de soja, le méthyle ester de canola, un mélange du laurate de méthyle et du myristate de méthyle, un mélange de soyate de méthyle et de lactate d'éthyle, d'alcoxysulfates d'alcool, des sulfonates, une quelconque combinaison, et un quelconque dérivé de ceux-ci. Dans 5 certains modes de réalisation, l'agent tensioactif peut comprendre une amine éthoxylée (par ex., amine éthoxylée de suif) ou un dérivé de celle-ci. Des exemples de mélanges spécifiques d'agents tensioactifs qui peuvent être appropriés pour une utilisation dans certains modes de réalisation de la présente divulgation, peuvent comprendre, sans limitation, les composés suivants : des mélanges de méthyl-9-décénoate et d'alcoxylsulfate d'alcool ; des mélanges 10 d'oléfines en C15, un alcool éthoxylé et l'alcoxylsulfate d'alcool; et des mélanges d'alcool éthoxylé et d'amine éthoxylée, par exemple. Les agents tensioactifs de la présente divulgation peuvent être compris en une quelconque quantité appropriée pour produire une nanoémulsion cinétiquement stable. Dans certains modes de réalisation, l'agent tensioactif (y compris tous les solvants associés) peut être 15 présent en une quantité inférieure à environ 500 parties par million (ppm). Dans certains modes de réalisation, l'agent tensioactif peut être présent en une quantité allant d'environ 50 ppm à environ 500 ppm. Dans certains modes de réalisation, l'agent tensioactif peut être présent en une quantité allant d'environ 100 ppm à environ 300 ppm. Dans certains modes de réalisation, l'agent tensioactif peut être présent en une quantité allant d'environ 100 ppm. 20 Les nanoémulsions de la présente divulgation peuvent également comprendre un ou plusieurs co-agents tensioactifs. Dans le présent contexte, un « co-agent tensioactif » décrit un agent tensioactif qui participe à l'agrégation des molécules dans une nanoémulsion mais qui ne s'agrège pas tout seul. Les co-agents tensioactifs qui peuvent être appropriés pour les nanoémulsions de la présente divulgation comprennent, sans limitation, les alcools (par ex., le 25 propanol, le butanol, le pentanol dans leurs différentes structures d'isomérisation, des alcools éthoxylés et propoxylés), des glycols, des glycérols, des polyols, des phénols, des thiols, l'isopropylidène, les carboxylates, les sulfonates, les cétones, les acrylamides, les sulfonates, les pyrrolidones, un quelconque dérivé de ceux-ci est une quelconque combinaison de ceux-ci. Les fluides de traitement utilisés dans les procédés et systèmes de la présente 30 divulgation peuvent comprendre un quelconque fluide à base aqueuse connu dans le domaine dans lequel la nanoémulsion peut être diluée. Le terme « fluide de base » décrit le composant majeur du fluide (contrairement aux composés dissous et/ou suspendus dans celui-ci), et ne décrit pas une quelconque condition ou propriété particulière de ce fluide telle que son poids, sa quantité, son pH, etc. Les fluides aqueux qui peuvent être appropriés pour une utilisation dans les 3059039 9 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 UI PCT procédés et systèmes de la présente divulgation peuvent comprendre de l'eau provenant d'une quelconque source. Des exemples de tels fluides aqueux peuvent comprendre, sans limitation, l'eau fraîche (par ex., de l'eau qui ne contient pas une quantité importante de sels ou d'autres additifs ajoutés à celle-ci, à part ceux retrouvés dans les sources d'eau généralement disponibles), 5 de l'eau salée (par ex., de l'eau contenant un ou plusieurs sels dissous dans celle-ci), de la saumure (par ex., de l'eau de mer saturée), de l'eau de mer, ou une quelconque combinaison de ceux-ci. Dans la plupart des modes de réalisation de la présente divulgation, le fluide à base aqueuse comprend une ou plusieurs espèces ioniques, telles que celles formées par des sels dissous dans l'eau. Par exemple, l'eau de mer et/ou l'eau produite peut comprendre une variété 10 d'espèces cationiques divalentes dissoutes dans celle-ci. Dans certains modes de réalisation, la densité du fluide à base aqueuse peut être ajustée, parmi d'autres objectifs, pour permettre un transport et une suspension particulaire supplémentaire dans les compositions de la présente divulgation. Dans certains modes de réalisation, le pH du fluide à base aqueuse peut être ajusté (par ex., avec un tampon ou un autre agent d'ajustement du pH) à un niveau spécifique, qui 15 pourrait dépendre, parmi d'autres facteurs, des types d'agents viscosifiants, des acides et d'autres additifs compris dans le fluide. Un homme du métier, avec le bénéfice de cette divulgation, saura lorsque de tels ajustements de densité et/ou de pH sont nécessaires. Les nanoémulsions de la présente divulgation peuvent être comprises dans un fluide de traitement de la présente divulgation en une quelconque concentration appropriée. Dans 20 certains modes de réalisation, la nanoémulsion peut être comprise dans un fluide de traitement en une quantité d'environ 0,1 galon part 1000 galons de fluide de traitement (gpt) à environ 10 gpt en volume. Dans certains modes de réalisation, la nanoémulsion peut être comprise dans un fluide de traitement en une quantité d'environ 0,5 gpt à environ 5 gpt en volume. Dans certains modes de réalisation, la nanoémulsion peut être comprise dans un fluide de traitement en une 25 quantité d'environ 1 gpt à environ 2 gpt en volume. Dans certains modes de réalisation, les fluides de traitement utilisés dans les procédés et systèmes de la présente divulgation peuvent éventuellement comprendre un quelconque nombre d'additifs additionnels. Les nanoémulsions de la présente divulgation peuvent, parmi d'autres objectifs, faciliter l'administration des agents tensioactifs et d'autres 30 additifs de traitement éventuels à certaines régions (par ex., des régions à faible perméabilité) d'une formation. Des exemples de tels additifs additionnels comprennent, sans limitation, des sels, des agents tensioactifs additionnels, des acides, des particules d'agent de soutènement, des agents de diversion, des additifs de contrôle de perte de fluide, un gaz, de l'azote; du dioxyde de carbone, des agents de modification de surface, des agents collants, des agents moussants, des 10 3059039 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 UI PCT inhibiteurs de la corrosion, des inhibiteurs de l'encrassement, des catalyseurs, des agents de contrôle de l'argile, des biocides, des réducteurs de la friction, des agents anti-moussants, des agents de pontage, des floculants, des piégeurs de H2S, des piégeurs de CO2, des piégeurs d'oxygène, des lubrifiants, des viscosifiants, des agents de rupture, des agents alourdissants, des 5 modifiants de la perméabilité relative, des résines, des agents mouillants, des agents d'amélioration du revêtement, des agents d'élimination du gâteau de filtre, des antigels (par ex., l'éthylène glycol), etc. Dans certains modes de réalisation, un ou plusieurs de ces additifs additionnels (par ex., un agent de réticulation) peuvent être ajoutés au fluide de traitement et/ou activés après au moins une hydratation partielle de l'agent viscosifiant dans le fluide. Un 10 spécialiste du domaine, avec le bénéfice de cette divulgation, reconnaîtra les types d'additifs qui peuvent être ajoutés dans les fluides de la présente divulgation pour une application donnée. Les nanoémulsions et/ou les fluides de traitement de la présente divulgation peuvent être préparés à l'aide d'un quelconque procédé et/ou équipement approprié, (par ex., des mélangeurs, des mixeurs, des agitateurs, etc.) connus dans le domaine à un quelconque moment 15 avant leur utilisation. Les nanoémulsions et/ou les fluides de traitement peuvent être préparés, au moins en partie, au niveau du site du puits ou à un quelconque emplacement hors du site, et peuvent éventuellement être stockés pendant une certaine période de temps (par ex., au moins un mois) soit au niveau du site de puis soit dans un emplacement hors site. Dans certains modes de réalisation, la nanoémulsion et/ou d'autres composants du fluide de traitement peuvent être 20 mesurés directement dans un fluide de base pour former un fluide de traitement. Dans certains modes de réalisation, le fluide de base peut être mélangé avec la nanoémulsion et/ou d'autres composants du fluide de traitement au niveau du site du puits au niveau duquel l'opération ou le traitement est réalisé, soit par mélange discontinu ou mélange continu (« à la volée »). Le terme « à la volée » est utilisé ici pour comprendre des procédés de combinaison de deux ou de 25 plusieurs composants dans lesquels un flux d'écoulement d'un élément est continuellement introduit dans un flux d'écoulement d'un autre composant de sorte que les flux soient combinés et mélangés tout en continuant de s'écouler sous forme d'un flux unique dans le cadre d'un traitement continu. Un tel mélange peut également être décrit comme un mélange en « temps réel ». Dans d'autres modes de réalisation, les nanoémulsions et/ou les fluides de traitement de la 30 présente divulgation peuvent être préparés, en totalité ou en partie, au niveau d'un emplacement hors site et transportés au site lorsque le traitement ou l'opération est réalisée. En introduisant un fluide de traitement de la présente divulgation dans une partie d'une foimation souterraine, les composants du fluide de traitement peuvent être mélangés ensemble au niveau de la surface et introduits dans la formation ensemble, ou un ou plusieurs composants peuvent être introduits 11 3059039 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 U I PCT dans la formation au niveau de la surface séparément des autres composants de sorte que les composants se mélangent ou s'entremêlent dans une partie de la formation pour former un fluide de traitement. Dans les deux cas, le fluide de traitement est destiné à être introduit dans au moins une partie de la formation souterraine pour les besoins de la présente divulgation. 5 La présente divulgation, dans certains modes de réalisation, décrit des procédés permettant d'utiliser des fluides de traitement pour réaliser une diversité de traitements souterrains, comprenant, sans limitation, des traitements de fracturation hydraulique, des traitements d'acidification et des opérations de forage. Dans certains modes de réalisation, les fluides de traitement de la présente divulgation peuvent être utilisés dans le traitement d'une 10 partie d'une formation souterraine, par ex., dans des traitements d'acidification, tels que l'acidification de la matrice ou l'acidification de la fracture. 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 une formation souterraine. Dans certains modes de réalisation, le fluide de traitement peut être 15 introduit à une pression suffisante pour créer ou améliorer une ou plusieurs fractures à l'intérieur de la formation souterraine (par ex., la fracturation hydraulique). Certains modes de réalisation des procédés et des compositions divulguées ici peuvent affecter directement ou indirectement au moins un composant ou au moins une pièce de l'équipement associé à la préparation, à l'introduction, à la récupération, au recyclage, à la 20 réutilisation et/ou à l'élimination des compositions divulguées. Par exemple, en référence à la figure 1, les procédés et les compositions divulgués peuvent directement ou indirectement affecter un ou plusieurs composants ou pièces d'équipement associées à un exemple de système de fracturation 10, selon un ou plusieurs modes de réalisation. Dans certains cas, le système 10 comprend un appareil 20 produisant un fluide de fracturation, une source de fluide 30, une 25 source d'agent de soutènement 40 et un système de pompe et de mélangeur 50 et se trouve à la surface du site du puits au niveau duquel se trouve un puits 60. Dans certains cas, l'appareil de production de fluide de fracturation 20 combine une nanoémulsion avec le fluide (par ex., liquide ou sensiblement liquide) provenant de la source de fluide 30, pour produire un fluide de fracturation qui peut être utilisé pour fracturer la formation. Le fluide de fracturation peut être un 30 fluide « prêt à l'emploi » dans un traitement de stimulation de la fracture du puits 60 ou un concentré auquel d'autres fluides sont ajoutés avant l'utilisation dans une stimulation de fracture du puits 60. Dans certains modes de réalisation, l'appareil de production de fluide de fracturation 20 peut être omis et le fluide de fracturation est pris directement de la source de fluide 30. Dans 12 3059039 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 Ul PCT certains modes de réalisation, le fluide de fracturation peut comprendre de l'eau, un fluide d'hydrocarbure, un gel polymère, une mousse, de l'air, des gaz humides et/ou d'autres fluides. La source d'agent de soutènement 40 peut comprendre un agent de soutènement pour une association avec le fluide de fracturation. Dans certains modes de 5 réalisation, une ou plusieurs matières particulaires de traitement de la présente divulgation peuvent être fournies dans la source d'agent de soutènement 40 et peut ainsi combiner le fluide de fracturation avec l'agent de soutènement. Le système peut également comprendre une source d'additif 70 qui fournit un ou plusieurs additifs (par ex., une nanoémulsion de la présente divulgation, des agents gélifiants, des agents tensioactifs, des agents d'alourdissement et/ou 10 d'autres additifs) afin de modifier les propriétés du fluide de fracturation. Par exemple, les autres additifs 70 peuvent être compris afin de réduire la friction de pompage, afin de réduire ou d'éliminer la réaction du fluide avec la formation géologique dans laquelle le puits est creusé, pour fonctionner comme agents tensioactifs et/ou pour avoir d'autres fonctions. Le système de pompe et de mélangeur 50 reçoit le fluide de fracturation et le 15 mélange avec d'autres composants, comprenant l'agent de soutènement provenant de la source d'agent de soutènement 40 et/ou du fluide additionnel provenant des additifs 70. Le mélange ainsi obtenu peut être pompé vers le fond du puits 60 avec une pression suffisante pour créer ou améliorer une ou plusieurs fractures dans une zone souterraine, par ex., pour stimuler la production de fluide à partir de la zone. Notamment, dans certains cas, l'appareil de production 20 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 mesure (non illustrés) pour contrôler l'écoulement des fluides, les particules d'agent de soutènement et/ou d'autres compositions vers le système de pompage et de mélangeur 50. De tels systèmes de mesure peuvent permettre au système de pompage et de mélangeur 50 de s'approvisionner à partir d'une, de certaines ou de 25 toutes les différentes sources à un moment donné, et peut faciliter la préparation des fluides de fracturation conformément à la présente divulgation en utilisant un mélange continu ou des procédés « à la volée ». Ainsi, par ex., le système de pompage et de mélangeur 50 peut fournir seulement du fluide de fracturation dans le puits à un certain moment, seulement des particules d'agent de soutènement à d'autres moments, et des combinaisons de ces deux composants à 30 encore d'autres moments. La figure 2 illustre le puits 60 au cours d'une opération de fracturation dans une partie de la formation souterraine d'intérêt 102 entourant un puits de forage 104. Le puits de forage 104 se prolonge à partir de 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. 13 3059039 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 UI PCT Même s'il est illustré comme déviant vers l'horizontale, le puits de forage 104 peut comprendre des géométries et orientations horizontales, verticales, inclinées, courbées et d'autres types de géométries et d'orientations de puits de forage, et le traitement de fracturation peut être appliqué à une zone souterraine entourant une quelconque partie du puits de forage. Le puits de forage 5 104 peut comprendre un tubage 110 qui est cimenté ou autrement fixé à la paroi du puits de forage. Le puits de forage 104 peut être non-tubé ou compris dans des sections non-tubées. Des perforations peuvent être formées dans le tubage 110 pour permettre l'écoulement des fluides de fracturation et/ou d'autres matériaux dans la formation souterraine 102. Dans les puits tubés, les perforations peuvent être formées en utilisant des charges creuses, un canon de perforation, 10 l'hydrojetting et/ou d'autres outils. Le puits est illustré avec un train de travail 112 pendant de la surface 106 jusque dans le puits de forage 104. Le système de pompe et de mélangeur 50 est couplé à un train de travail 112 pour pomper le fluide de fracturation 108 dans le puits de forage 104. Le train de travail 112 peut comprendre un tubage enroulé, un tuyau articulé et/ou d'autres structures 15 qui permettent au fluide de s'écouler dans le puits de forage 104. Le train de travail 112 peut comprendre des dispositifs de régulation de l'écoulement, des clapets de dérivation, des orifices et/ou d'autres outils ou dispositifs de puits qui régulent un écoulement de fluide à partir de l'intérieur du train de travail 112 jusque dans la zone souterraine 102. Par exemple, le train de travail 112 peut comprendre des orifices adjacents à la paroi du puits de forage pour transmettre 20 le fluide de fracturation 108 directement dans la formation souterraine 102, et/ou le train de travail 112 peut comprendre des orifices qui sont espacés de la paroi du puits de forage pour transmettre le fluide de fracturation 108 dans un anneau dans le puits de forage entre le train de travail 112 et la paroi du puits de forage. Le train de travail 112 et/ou le puits de forage 104 peut comprendre un ou 25 plusieurs-jeux d'obturateurs 114 qui bouchent l'anneau entre le train de travail 112 et le puits de forage 104 pour définir un intervalle du puits de forage 104 dans lequel le fluide de fracturation 108 sera pompé. La figure 2 illustre deux obturateurs 114, un définissant une limite vers le haut du 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 ex., dans la figure 2, la 30 zone du puits de forage 104 entre les obturateurs 114) à une pression hydraulique suffisante, une ou plusieurs fractures 116 peuvent être créées dans la zone souterraine 102. La matière particulaire de l'agent de soutènement (et/ou la matière particulaire de traitement de la présente divulgation) dans le fluide de fracturation 108 peut pénétrer les fractures 116 où elle peut rester après l'écoulement du fluide de fracturation hors du puits de forage. Ces matières particulaires de 14 3059039 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 UI PCT l'agent de soutènement peuvent « soutenir » les fractures 116 de sorte que les fluides peuvent s'écouler plus librement à travers les fractures 116. Même s'il n'est pas spécifiquement illustré ici, les procédés et compositions divulguées peuvent également affecter directement ou indirectement tout équipement de 5 transport ou de livraison utilisé pour transporter les compositions vers le système de fracturation 10, tel que, par ex., un quelconque vaisseau de transport, conduit, pipeline, chariot, tube et/ou tuyau utilisé pour déplacer fluidiquement les compositions d'un emplacement vers un autre, des pompes, compresseurs ou moteurs utilisés pour mettre les compositions en mouvement, tout clapet ou joint apparenté utilisé pour réguler la pression ou le débit des compositions, et tous les 10 capteurs (c. -à-d., de pression et de température), des jauges et/ou des combinaisons de ceux-ci, etc. Un mode de réalisation de la présente divulgation est un procédé comprenant : la fourniture d'un fluide de traitement comprenant un fluide à base aqueuse et une nanoémulsion comprenant une phase interne soluble dans l'eau, une phase externe soluble dans l'eau et un agent 15 tensioactif; et l'introduction du fluide de traitement dans au moins une partie de la formation souterraine au niveau de ou au-dessus d'une pression suffisante pour créer ou améliorer au moins une fracture dans la formation souterraine. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, la phase interne soluble dans l'eau comprend un fluide à base d'huile et la phase 20 externe comprend un fluide aqueux. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits ci-dessus, la phase interne soluble dans l'eau comprend des gouttelettes ayant un rayon moyen d'environ 100 nm ou moins mesuré à l'aide de la technique d'analyse des particules par diffraction dynamique de la lumière. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits ci-dessus, l'agent tensioactif est présent dans la nanoémulsion en une quantité d'environ 500 parties par million ou 25 moins. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits ci-dessus, l'agent tensioactif comprend au moins un agent tensioactif choisi parmi un agent tensioactif non ionique, un agent tensioactif anionique, un agent tensioactif cationique, un agent tensioactif amphotère, et une quelconque combinaison de ceux-ci. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits ci-dessus, l'agent tensioactif est un démulsifiant ou un agent de cassure. Dans un ou plusieurs modes de réalisation 30 décrits ci-dessus, l'agent tensioactif comprend au moins un agent tensioactif choisi parmi un alcoxysulfate d'alcool, un alcool éthoxylé, et une quelconque combinaison de ceux-ci. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits ci-dessus, l'agent tensioactif comprend un ou plusieurs solvants. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits ci-dessus, la formation souterraine comprend une formation non-conventionnelle. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits 15 3059039 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 Ul PCT ci-dessus, la formation souterraine comprend du schiste. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits ci-dessus, la nanoémulsion comprend également au moins un additif de traitement choisi parmi un sel, un acide, un agent de déviation, un additif de contrôle de perte de fluide, un gaz, un agent de modification de surface, un agent collant, un agent moussant, un 5 inhibiteur de la corrosion, un inhibiteur de l'encrassement, un catalyseur, un agent de contrôle de l'argile, un biocide, un réducteur de la friction, un agent anti-moussant, un agent de pontage, un floculant, un piégeur de H2S, un piégeur de CO2, un piégeur d'oxygène, un lubrifiant, un viscosifiant, un agent de cassure, un agent alourdissant, un modifiant de la perméabilité relative, une résine, un agent mouillant, un agent d'amélioration du revêtement, un agent d'élimination du 10 gâteau de filtre, un antigel, ou une quelconque combinaison de ceux-ci. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits ci-dessus, le fluide de traitement est introduit dans la formation souterraine à l'aide d'une ou de plusieurs pompes. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits ci-dessus, la nanoémulsion est formée par cisaillement d'au moins deux fluides immiscibles dans un mélangeur. 15 Un autre mode de réalisation de la présente divulgation est un procédé comprenant : l'utilisation d'un fluide de traitement contenant un fluide à base aqueuse et une nanoémulsion comprenant : une phase non polaire interne soluble dans l'eau, une phase polaire externe soluble dans l'eau et un agent tensioactif non-ionique qui comprend un alcoxysulfate d'alcool, un alcool éthoxylé, l'isopropylidène glycérol, un ou plusieurs polyols, de l'eau, et 20 l'introduction du fluide de traitement dans au moins une partie d'une formation souterraine à ou au-dessus d'une pression suffisante pour créer ou améliorer au moins une fracture dans la formation souterraine. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, la formation souterraine comprend une formation non-conventionnelle. Dans un ou 25 plusieurs modes de réalisation décrits ci-dessus, la phase non-polaire interne soluble dans l'eau comprend des gouttelettes ayant un rayon moyen d'environ 100 nm ou moins mesuré à l'aide d'une technique d'analyse de particule par diffraction dynamique de la lumière. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits ci-dessus, l'agent tensioactif non-ionique est présent dans la nanoémulsion en une quantité d'environ 500 parties par million ou moins. Dans un ou 30 plusieurs modes de réalisation décrits ci-dessus, l'agent tensioactif est un démulsifiant ou un agent de cassure. Un autre mode de réalisation de la présente divulgation est un procédé comprenant : la fourniture d'un fluide de traitement comprenant un fluide à base aqueuse et une nanoémulsion comprenant une phase interne soluble dans l'eau, une phase externe soluble dans 16 3059039 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 UI PCT l'eau et un agent tensioactif, dans lequel la phase interne soluble dans l'eau comprend des gouttelettes ayant un rayon moyen d'environ 100 nm ou moins mesuré à l'aide d'une technique d'analyse de particule par diffraction dynamique de la lumière ; et l'introduction du fluide de traitement dans au moins une partie de la formation souterraine au niveau de ou au-dessus d'une 5 pression suffisante pour créer ou améliorer au moins une fracture dans la formation souterraine. Dans un ou plusieurs modes de réalisation décrits dans le paragraphe précédent, l'agent tensioactif est présent dans la nanoémulsion en une quantité d'environ 500 parties par million ou moins. Afin de permettre une meilleure compréhension de la présente divulgation, les 10 exemples suivants de certains aspects de certains modes de réalisation sont donnés. Les exemples suivants ne sont pas les seuls des exemples qui peuvent être donnés selon la présente divulgation et ne sont pas destinés à limiter la portée de la divulgation ou des revendications. EXEMPLES 15 EXEMPLE 1 La concentration d'un exemple d'un agent tensioactif de la présente divulgation (y compris un mélange d'alcool éthoxylé, d'amine éthoxylée, d'isopropylidène glycérol, de polyols et d'eau) a été calculée en mesurant la tension superficielle d'une nanoémulsion huile-dans-eau à diverses concentrations. Les résultats de ces mesures sont donnés 20 dans le Tableau 1 suivant. Tableau 1 Cone Tension entration d'agent tensioactif (ppm) superficielle (mN/m) 100 33,18 200 33,13 1000 33,23 Comme il est démontré ci-dessus, l'agent tensioactif a fourni une tension superficielle adéquate pour stabiliser une nanoémulsion à une concentration d'environ 100 ppm. 25 EXEMPLE 2 17 3059039 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 Ul PCT La nanoémulsion de l'Exemple 1 ayant une concentration de surfactant de 100 ppm a été testée pour sa stabilité cinétique sous un cisaillement élevé en comparaison à un produit de microémulsion classique de la composition suivante (basé sur les données de la FTSS en libre accès) : 5-10 % d'extrait de citrus comme phase huileuse, 5-10 % d'amine éthoxylée, 1- 5 5 % d'alcool éthoxylé ramifié et 15-40 % de solvant d'éthanol/alcool isopropylique. Les distributions de taille des gouttelettes dans la nanoémulsion et la microémulsion ont été mesurées à l'aide d'un analyseur de particules par diffraction dynamique de la lumière DelsaMax (taille de particule de balayage de 0,4 à 10 000 nm), à la fois dans des échantillons purs (concentration à 100 %) et des échantillons dilués à une concentration d'un galon par 1000 galons (gpt) dans une 10 solution aqueuse de KC1 à 4 %. Ensuite, les échantillons dilués ont été soumis à un cisaillement élevé (4000 tpm) dans un mélangeur à cisaillement élevé pendant 30 minutes, et les distributions de taille de leurs gouttelettes ont été mesurées après le cisaillement. Les tracés provenant du dispositif de diffraction dynamique de la lumière montrant les distributions de la taille des gouttelettes des divers échantillons sont illustrés dans les Figures 3A à 3F, et les rayons de 15 gouttelettes, avec les pics le plus élevés dans ces distributions, sont illustrés dans le Tableau 2 suivant pour chaque échantillon. Tableau 2 Rayon au niveau du pic le plus élevé (nm) namoémulsion Microémulsion Pur 2,2 (Fig 3A) 11,3 (Fig 3B) Dilué 1 gpt 5,9 (Fig 3C) 65,3 (Fig 3D) Dilué 1 gpt après 1,6 (Fig 3E) 95,3 (Fig 3F) cisaillement Comme il est démontré ci-dessus, les nanoémulsions de la présente 20 divulgation étaient en mesure de maintenir des tailles de gouttelettes plus petites, même après avoir été soumises à un cisaillement élevé. Par conséquent, la présente invention est bien adaptée pour atteindre les 25 finalités et obtenir les avantages mentionnés ici aussi bien que ceux qui sont inhérents à la présente description. Les modes de réalisation particuliers divulgués ci-dessus sont de nature illustrative seulement, et les enseignements de la présente divulgation peuvent être modifiés et pratiqués de façons différentes mais équivalentes qui seront évidentes un spécialiste du domaine 18 3059039 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 UI PCT qui bénéficie de ces enseignements. Même si de nombreux changements peuvent être apportés par un spécialiste du domaine, de tels changements sont englobés à l'intérieur de l'esprit de l'objet défini par les revendications ci-jointes. De plus, aucune limitation n'est prévue aux détails de construction ou de conception décrits ici, autres que ceux décrits dans les revendications ci- 5 dessous. Il est donc évident que les modes de réalisation illustratifs donnés divulgués ci-dessus peuvent être altérés ou modifiés et toutes les variations de ce type sont considérées comme étant dans la portée et l'esprit de la présente divulgation. En particulier, chaque fourchette de valeurs (par ex., « d'environ a à environ b » ou, de façon équivalente, « d'environ a à b », ou, de façon équivalente, « d'environ a-b ») divulguée ici doit être comprise comme décrivant le jeu de 10 puissance (l'ensemble de tous les sous-ensembles) des valeurs de fourchette respectives. Les termes dans les revendications ont une signification claire et ordinaire sauf en cas d'indication explicite est claire définie par le demandeur. REVENDICATIONS1. Procédé comprenant la fourniture d'un fluide de traitement comprenant un fluide à base aqueuse et une nanoémulsion comprenant une phase interne soluble dans l'eau, une phase externe soluble dans l'eau et un agent tensioactif ; et l'introduction du fluide de traitement dans au moins une partie d'une formation souterraine à ou au-dessus d'une pression suffisante pour créer ou améliorer au moins une fracture dans la formation souterraine. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la phase interne soluble dans 10 l'eau comprend un fluide à base d'huile et la phase externe comprend un fluide aqueux. 3. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la phase interne soluble dans l'eau comprend des gouttelettes ayant un rayon moyen d'environ 100 nm ou moins mesuré à l'aide de la technique d'analyse des particules par diffraction dynamique de la lumière. 4. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'agent tensioactif est présent 15 dans la nanoémulsion en une quantité d'environ 500 parties par million ou moins. 5. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'agent tensioactif comprend au moins un agent tensioactif choisi parmi un agent tensioactif non-ionique, un agent tensioactif anionique, un agent tensioactif cationique, un agent tensioactif amphotère, et une quelconque combinaison de ceux-ci. 20 6. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'agent tensioactif est un démulsifiant ou un agent de cassure. 7. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'agent tensioactif comprend au moins un agent tensioactif choisi parmi un alcoxysulfate d'alcool, un alcool éthoxylé, et une quelconque combinaison de ceux-ci. 25 8. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'agent tensioactif comprend un ou plusieurs solvants. 9. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la formation souterraine comprend une formation non-conventionnelle. 10. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la formation souterraine 30 comprend du schiste. 11. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la nanoémulsion comprend également au moins un additif de traitement choisi un sel, un acide, un agent de déviation, un additif de contrôle de perte de fluide, un gaz, un agent de modification de surface, un agent collant, un agent moussant, un inhibiteur de la corrosion, un inhibiteur de l'encrassement, un 3059039 20 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 UI PCT catalyseur, un agent de contrôle de l'argile, un biocide, un réducteur de la friction, un agent antimoussant, un agent de pontage, un floculant, un piégeur de H2S , un piégeur de CO2, un piégeur d'oxygène, un lubrifiant, un viscosifiant, un agent de cassure, un agent alourdissant, un modifiant de la perméabilité relative, un résine, un agent mouillant, un agent d'amélioration du revêtement, 5 un agent d'élimination du gâteau de filtre, un antigel, ou une quelconque combinaison de ceux-ci. 12. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le fluide de traitement est introduit dans la formation souterraine à l'aide d'une ou de plusieurs pompes. 13. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la nanoémulsion est formée par cisaillement d'au moins deux fluides immiscibles dans un mélangeur. 14. Procédé comprenant : l'utilisation d'un fluide de traitement contenant un fluide à base aqueuse et une nanoémulsion comprenant : une phase non-polaire interne soluble dans l'eau, une phase polaire externe soluble dans l'eau, et un agent tensioactif non-ionique qui comprend un alcoxysulfate d'alcool, un alcool éthoxylé, l'isopropylidène glycérol, un ou plusieurs polyols, et de l'eau ; et l'introduction du fluide de traitement dans au moins une partie d'une formation souterraine à ou au-dessus d'une pression suffisante pour créer ou améliorer au moins 20 une fracture dans la formation souterraine. 15. Procédé selon la revendication 14, dans lequel la formation souterraine comprend une formation non-conventionnelle. 16. Procédé selon la revendication 14, dans lequel la phase interne non polaire soluble dans l'eau comprend des gouttelettes ayant un rayon moyen d'environ 100 nm ou moins 25 mesuré à l'aide d'une technique d'analyse des particules par diffraction dynamique de la lumière. 17. Procédé selon la revendication 14, dans lequel l'agent tensioactif non-ionique est présent dans la nanoémulsion en une quantité d'environ 500 parties par million ou moins. 18. Procédé selon la revendication 14, dans lequel l'agent tensioactif est un 30 démulsifiant ou un agent de cassure. 19. Procédé comprenant : l'utilisation d'un fluide de traitement comprenant un fluide à base aqueuse et une nanoémulsion comprenant une phase interne soluble dans l'eau, une phase externe soluble dans l'eau et un agent tensioactif, dans lequel la phase interne soluble dans l'eau comprend des 3059039 21 Dossier d'avocat :063718. 6318 HES 2016-IPM-099989 Ul PCT gouttelettes ayant un rayon moyen d'environ 100 nm ou moins mesuré à l'aide d'une technique d'analyse de particule par diffraction dynamique de la lumière ; et l'introduction du fluide de traitement dans au moins une partie d'une formation souterraine au niveau de ou au-dessus d'une pression suffisante pour créer ou 5 améliorer au moins une fracture dans la formation souterraine. 20. Procédé selon la revendication 19, dans lequel l'agent tensioactif est présent dans la nanoémulsion en une quantité d'environ 500 parties par million ou moins. 10