La présent invention concerne la fracturation hydraulique de formations souterraines qui entourent les puits de pétrole, de gaz, d'eau, d'injection et autres puits de forage. On utilise largement la fracturation hydraulique comme technique de stimulation destinée à accroître la production d'un puits en créant des fractures dans la formation entourant le puits de forage. La technique implique normalement deux phases principales, l'injection d'un fluide dans la formation avec un débit et une pression suffisants pour propager une fracture au voisinage du puits de forage, et vise en place de particules d'agent de soutènement dans la fracture, de manière qugil la maintienne en condition soutenue après la disparition de la pression appliquée. Au cours de la phase de propagation du traitement, le fluide de fracturation doit avoir des propriétés qui assurent un effet de coin convenable créant une fracture de géométrie voulue. Ces propriétés concernent la caractéristique de perte du fluide et la viscosité du fluide utilisé comme agent de fracturation. On sait depuis longtemps que le rendement en fluide du fluide de fracturation doit être élevé pour fournir des fractures de longueur et de largeur convenables. Le rendement en fluide, dans les opérations de fracturation, désigne le pourcentage de fluide injecté qui reste dans la fracture, et c'est une mesure de la caractéristique de perte de fluide de ce fluide. De nombreux fluides ont tendance à fuir rapidement dans le réseau de la formation, ce qui donnemauvais rendements en fluide. en On peut améliorer ces rendements/ ajoutant des additifs de ré- glage de la perte de fluide, qui sont en général des matières finement divisées, par exemple de la farine de silice, du talc, du carbonate de calcium et analogues. Récemment, on s'est beaucoup attaché à l'étude de l'effet de la viscosité du fluide sur la géométrie des fractures. On a constaté que la viscosité du fluide passant dans la fracture joue un rôle essentiel pour l'établissement de la pression qui ouvre la fracture. Bien qu'on n'ait pas parfaitement saisi le phénomène, les essais indiquent que les pertes élevées par frot à tement associées aux fluides/brande viscosité provoquent la for matin de pressions élevées dans la fracture,et les parois de la fracture sont ainsi largement écartées. Une autre caractéristique importante à considérer pour le fluide de fracturation est l'effet qu'il a sur la perte par frottement. L'effet de coin décrit doit être obtenu sans perte excessive par frottement dans le conduit du puits menant à la formation. Des pertes élevées par frottement dans le conduit limi-tent l'énergie disponible pour la formation et/ou accroissent la pression que doivent fournir les installations d'injection. Au cours de la mise en place de l'agent de soutènement dans le traitement, le fluide de fracturation agit comme un véhicule des particules de cet agent. Ainsi, le fluide doit être capable de maintenir en suspension de grandes quantités de particules sur de grandes distances. Comme on a tendance à utiliser de grosses particules d'agent de soutènement, l'importance de cette qualité de mise en suspension du fluide se trouve accrue. enfin, le fluide de fracturation ne doit pas détériorer la formation. Cela signifie en général que le fluide, dans les conditions qui règnent dans la formation, doit posséder une mobilité suffisante dans le réseau de la formation et la fracture soutenue pour être évacué dans le puits avec les fluides de la formation. Cette opération est appelée nettoyage. Les caractéristiques d'un fluide idéal de fracturation peuvent donc être résumées de la façon suivante : une faible perte par frottement dans le conduit du puits, une faible perte de fluide, une perte élevée par frottement dans la fracture, une bonne aptitude à maintenir en suspension l'agent de soutènement et une tonne aptitude à être évacué de la formation et de la fracture. On peut formuler des émulsions de manière qu'elles possèdent la plupart des qualités du fluide idéal. Ces émulsions contiennent en général une proportion volumique essentielle d'une phase interne et une petite proportion de phase externe. La concentration élevee de la phase interne donne une caracté ristique d'écoulement non-Newtonierme au fluide et accroît sa viscosité apparente. La caractéristique non-Newtonienne réduit les pertes pnr frottement dans le conduit, alors que la viscosité apparente élevée assure de bonnes propriétés de mise en suspension de l'agent de soutènement et permet l'établissement d'une pression élevée dans la fracture. Le fluide émulsifié, s'il est convenablement formulé, permet aussi un nettoyage rapide après le traitement. L'expérience montre cependant que les émulsions qui contiennent de grandes concentrations de phase interne sont difficiles à réaliser et à stabiliser, surtout lorsqu'on utilise un appareil classique de mélange sur le terrain. Dans le passé, on a préparé en général les fluides émulsifiés de fracturation par lot ou suivant un procédé continu. Le procédé par lot implique l'introduction des constituants et des additifs dans un récipient unique et l'agitation jusqu'à l'obtention d'une dispersion uniforme. Ce procédé prend beaucoup de temps et nécessite souvent l'utilisation de réservoirs supplémentaires pour le stockage de l'émulsion. Le procédé continu implique le mélange des constituants son du fluide et dans la formation par une opération continue. Bien que le procédé continu accélère l'opération de fracturation, il nécessite en général l'utilisation d'agitateurs et de mélangeurs spécialement réalisés, destinés au mélangeais constituants du fluide. Les agitateurs et mélangeurs accroissent la complexité de l'ensemble et augmentent le prix du traitement. L'invention concerne un procédé perfectionné de préparation continue d'une émulsion et de son injection dans la formation. Le procédé présente des avantages pour les traitements avec des émulsions contenant des concentrations élevées de phase interne. De façon surprenante, on constate que, en faisant passer le liquide utilisé comme phase externe par un conduit allongé de manière à former un courant turbulent et en introduisant le liquide utilisé comme phase interne dans le courant en plusieurs emplacements distants, on peut former une émulsion stable sans utiliser d'agitateurs ou de mélangeurs spéciaux. On pense qu'en accroissant progressivement la concentration de la phase interne de cette manière, il faut moins d'énergie pour former une composition stable et uniforme. On peut retirer de façon continue l'émulsion du conduit et l'injecter en continu dans le puits de forage et dans la formation, sans qu'il faille la stocker intermédiairement. On assure une commande volumétrique en maintenant soigneusement les niveaux de liquide dans les réser voirs, aux mimes valeurs, de manière que les courants de liquide fournis par les réservoirs soient proportionnels aux volumes liquides contenus. Une caractéristique particulièrement avantageuse du procédé dé l'invention est qu'il permet la préparation de l'émulsion et son injection dans la formation suivant un procédé continu avec l'appareil classique de fracturation utilisé sur le terrain ; il ne faut donc pas d'agitateurs ou de mélangeurs spéciaux. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention ressortiront mieux de la description qui va suivre, faite en référence au dessin annexé dont la figure unique représente un appareil destiné à mettre en oeuvre l'invention. Le procédé de fracturation de l'invention peut être considéré comme un procédé continu de préparation d'un fluide émulsifié de fracturation et d'injection de ce fluide dans une formation souterraine. On décrit ce procédé en considérant qu'il s'agit d'une émulsion d'huile dans de l'eau, mais il faut noter que le procédé s'applique aussi aux émulsions d'eau dans de l'huile. On peut formuler le fluide émulsifié à partir de quatre ingrédients essentiels, un liquide aqueux formant la phase aqueuse externe, une huile hydrocarbonée formant la phase interne, un émulsifiant favorisant et stabilisant l'émulsion, et un agent épaississant polymère soluble dans l'eau et destiné à accroître la viscosité de la phase aqueuse. Il faut aussi noter que l'invention ne se limite pas à ce fluide particulier de fracturation. On peut avantageusement mettre en oeuvre le procédé pour toute opération de fracturation dans laquelle la phase interne constitue plus de 50 ç de l'émulsion. Les détails de la composition du fluide émulsifié utilisé dans ce mode de réalisation sont donnés simplement à titre illustratif et non limitatif. Le choix des liquides aqueux et hydrocarbonés dépend en général de leur disponibilité. Lorsqu'on utilise des émulsifiants anioniques ou cationiques sensibles à la présence d'ions bivalents, on doit généralement utiliser de l'eau pure. Cependant, on peut utiliser une eau dure ou une saumure si on les traire soigneusement avec des agents adoucissants, par exemple de l'hexamétaphosphate de sodium ou du phosphate trisodique. On peut utiliser l'eau des alimentations municipales lorsqu'elle est disponible, avec les émulsifiants sensibles. Ce et l'adoucir, pendant, on doit vérifier la dureté de cette eau/le cas eche- ant. Pour chaque milligramme de dureté par litre d'eau, il fau ajouter environ 1,67 mg de phosphate trisodique ou 2,1 mg d'hexamétaphosphate par litre d'eau pour adoucir celle-ci. En règle générale, les agents émulsifiants non ioniques ne sont pas sensibles aux ions bivalents, et on peut donc les utiliser avec une eau dure ou une saumure de même qu'avec de l'eau douce. L'huile hydrocarbonée peut être du pétrole brut ou des fractions raffinées ou de première distillation, par exemple du kérosène, de l'essence, du carburant diesel, du mazout et analogues. On préfère les hydrocarbures à faible viscosité car ils sont plus faciles retirer de la formation après le traitement. Le cas échéant, on peut aussi utiliser un condensat de gaz qui offre l'avantage supplémentaire d'un nettoyage rapide du puits. Le condensat est un liquide volatil et léger (poids spécifique inférieur à 0,78 g/cm3) comprenant les fractions d'hydrocarbures condensables produits à partir d'un puits de gaz ou de condensat de gaz. La partie essentielle de ces fractions comprend en général des hydrocarbures en C7 à C16. Dans le réservoir, les fractions condensables,ou au moins une de leurs parties, se trouvent à ltétat gazeux, mais dans les conditions de surface, elles Zcondensent én formant un liquide séparé du gaz et recueilli dans des installations convenables. Le condensat constituant la phase interne de l'émulsion conserve son état liquide tant que la pression de fracturation est appliquée sur l'é- mulsion.Cependant, lorsqu'on supprime la pression et qu'on place le puits en production, les particules dispersées de cor densat dans la fracture se vaporisent lorsque le gaz de la formation se mélange avec l'émulsion ou les phases de l'émulsion. La vaporisation du condensat non seulement brise l'émulsion, mais transforme la phase huileuse du fluide en un gaz très mobile. Ceci assure un nettoyage rapide, notamment pour les puits de gaz ou de condensat. Le choix de l'émulsifiant le plus efficace et de sa concentration dans la phase aqueuse dépend de nombreux facteurs, notamment de la composition de l'huile et de l'eau à émulsi la fier, de la température de/formation à traiter, du type d'appareillage de mélange disponible et de la composition des additifs à utiliser dans l'émulsion. Les mélanges ou émulsifiants les plus efficaces pour un dispositif particulier peuvent néces siter un choix / approximations successives. On peut favoriser et guider ce choix par le procédé classique de l'équilibre hydrophile-lipophile (LB). Les mélanges d'émulsifiants ou émulsifiants ayant des indices HLB compris entre 8 et 18 sont en général considérés comme des émulsifiants de l'huile dans l'eau. Comme on l'a vu précédemment, l'émulsifiant peut être un agent tensio-actif anionique, cationique ou non ionique. Les émulsifiants anioniques qui donnent satisfaction sont des savons alcalins d'acides gras, des savons d'acides gras aminés et d'autres savons. Comme on le sait dans la technique de l'émulsion, ces savons sont les sels d'acides gras à longue chaîne provenant d'huile et de graisse naturelles. Les acides gras mélangés de suif, d'huile de coco, d'huile de palme et analogues sont les plus couramment utilisés. D'autres sources d'acides carboxyliques sont le tall-oil et la colophane. De nombreux savons d'acides gras, par exemple les savons aminés ou alcalins, présentent l'avantage supplémentaire pour la fracturation d'etre neutralisés en présence d'ions bivalents.Lorsque l'émulsion vient au contact de l'eau fossile de la formation, les ions calcium ou magnésium qui sont presque toujours présents dans l'eau fossile, neutralisent l'émulsifiant et brisent I'émul- sion. L'huile et l'eau reviennent à leur viscosité d'origine qui est bien plus faible que celle de l'émulsion. Lorsque le puits est placé en production, l'eau et l'huile sont alors rapidement balayées de la formation. Lorsqu'on utilise les savons alcalins et aminés, il est habituellement nécessaire d'utiliser de l'eau douce car ces savons sont sensibles aux ions bivalents tels que le calcium. L'eau disponible à l'emplaceent du puits nécessite en général un traitement avec un agent adoucissant, par exemple un phosphate complexe, du carbonate de sodium ou un agent chélatant. Les savons sont en général réalisés in situ par addition de l'acide gras et d'une base à la phase aqueuse avant mélange des deux phases. Dans une variante, on peut dissoudre l'acide gras dans la phase huileuse et la base dans la phase aqueuse. Le savon se forme à l'interface lors du mélange des deux phases. Des bases qui conviennent à la préparation de savons alcalins sont la soude et la potasse. Des bases qui conviennent à la formation de savons aminés peuvent être choisies parmi toutes sortes d'amines, par exemple la triéthanolamine, la morpholine, et le 2-amino-2-méthyl-1,3-propanediol. Bien qu'on n'utilise pas largement les agents émulsifiants cationiques pour favoriser les émulsions d'huile dans l'eau, certains présentent des nombres HLB élevés indiquant qu'on peut les utiliser à cet effet. Les agents cationiques les plus importants sont les amines et les sels d'ammonium quaternaire , par exemple un mélange d'oléate de polyoxy éthylènesorbitol et d'amine de polyoxyéthylène, les alkylamines de polyoxyéthylène, les dérivés d'ammonium quaternaire et l'éthosulfate de N-cétyl-N-éthyl-morpholinium. En général, les agents émulsifiants non ioniques sont insensibles à la dureté et au pH de l'eau, et en conséquence ils sont compatibles avec une eau dure ou une saumure. Quelques émulsifiants non ioniques d'usage général, capables de favoriser la formation d'émulsions stables d'huile dans l'eau, sont le monolaurate de polyoxyéthylène-sorbitanne,l'éther laurylique de polyoxyéthylène, le monostéarate de polyoxyéthylène, le stéarate de polyoxyéthylène et d'oxypropylène, l'étalier ce- tylique de polyoxyéthylène, les esters de polyoxyéthylène-sorbitanne et de mélanges d'acides gras et de résine, le monopalmitate de polyoxyéthylène-glycol et le monopalmitate de poly oxyéthylène -Sorbitanne. La concentration de l'agent émulsifiant dans l'eau dépend de nombreux facteurs. La concentration optimale pour un système particulier est en général déterminée par approxima tions successives.i)ans la plupart des applications, des concentrations comprises entre environ 0,1 ;^ en poids et environ 3,0 , en poids de l'agent émulsifiant, par rapport au poids dc la phase aqueuse, donnent satisfaction. De nombreux agents épaississant polymères qu'on peut disperser dans l'eau etqui possèdent des propriétés tensio actives conviennent comme éraulsifiant favorisant l'émulsion d'huile dans l'eau. Les polymères de carboxyvinyle sont représentatifs de ce groupe. L'acide polyvinylcarboxylique neutralisé par une amine à longue chaîne et une base courante peut favoriser la formation d'émulsions d'huile dans l'eau extr6Amement stables. Le système émulsifié présente une excellente résistance à la température et on peut en,conséquence,l'utiliser dans des puits profonds à température élevée.L'agent épaississant polymère peut être d'un type varié de polymères solubles dans l'eau à longue chaîne, capables d'accroître la viscosité d'une solution aqueuse En général, on appelle ces polymères du nom de gommes. On peut utiliser des polymères synthétiques et modifiés et des gommes naturelles. Les polymères synthétiques et modifiés comprennent les polymères acryliques, par le exemple/polyacrylamide et l'acide polyacrylique, les polymères vinyliques, par exemple la polyvinylpyrrolidone et l'acide polyvinylcarboxylique neutralisé par une amine à longue chaîne et une base courante, et les dérivés de la cellulose, par exemple la carboxyméthylcellulose sodique, la carboxyméthylhydroxyéthylcellulose sodique, la méthylcellulose, l'hydroxyéthyl cellulose et ltéthylhydroxyéthylcellulose. Les gommes naturelles qui conviennent sont la gomme guar, la gomme arabique, la gomme adragante, la gomme karaya et analogues. On peut aussi utiliser les gommes de fermentation microbienne, par exemple le dextrane et les hétéropolysaccharides produits par la bactérie du genre Xanthomonas. Dans certaines applications, il peut etre souhaitable d'utiliser un mélange de polymères naturels et synthétiques, car leurs effets chimiques respectifs sur l'émulsion peuvent etre différents. Par exemple, de nombreuses gommes naturelles forment des colloldes protecteurs sur les particules dispersées d'huile, en plus de l'épaississement de la phase aqueuse de l'émulsion. De nombreuses gommes naturelles sont aussi plus efficaces pour le réglage de la perte en fluide que les polymères de synthèse. Lorsqu'on choisit l'agent épaississant polymère et l'agent émulsifiant pour un système particulier, on doit prendre soin de s'assurer que les produits chimiques sont compatibles. La concentration de l'agent polymère épaississant dans la phase aqueuse dépend de l'efficacité de la matière utilisée et de la viscosité apparente voulue. Des essais de laboratoire montrent que l'effet épaississant du polymère est en général fonction de la concentration du polymère dans l'eau. Cette concentration doit être suffisante pour que l'eau ait une viscosité apparente comprise entre environ 10 et environ 200 centi -1 poises à 21oC, pour un gradient de vitesse de 511 s . Les con- centrations de polymères comprises entre environ 0,1 et 1 > 0 % en poids de l'eau suffisent dans la plupart des applications. Lorsqu'on incorpore un polymère à la phase externe d'une émulsion dans laquelle la phase interne huileuse représente l'essentiel, il ex-iste un second mécanisme d'épaississement. Celui-ci provient apparemment de l'action de concentration des particules dispersées d'huile et il agit de façon importante sur le premier mécanisme lorsque la phase huileuse constitue plus de 50 % en volume de ltémulsion. La concentration de la phase huileuse dans l'émulsion doit être supérieure à 50 % mais inférieure à 80 % en volume, et de préférence elle est comprise entre 60 et 80 % en volume. Des concentrations inférieures à 60 % en volume ne donnent pas d'effet notable sur la viscosité de l'émulsion, et les concentrations supérieures à 80 % en volume sont difficiles à traiter. On peut utiliser d'autres additifs pour le fluide de fracturation, notamment les additifs de réglage de la perte de fluide, par exemple de la farine de silice, de la chaux, du talc et analogues. La concentration de l'additif de réglage de la perte de fluide dépend en partie des caractéristiques propres de perte de fluide de l'émulsion. Pour de nombreux liquides très visqueux, les caractéristiques de perte de fluide sont faibles et il suffit d'ajouter de faibles quantités d'additifs pour obtenir la caractéristique voulue. On peut ajouter d'autres additifs, par exemple des agents désémulsifiants à action lente destinés à briser l'émulsion et des produits chimi- ques destinés à dégrader l'agent épaississant polymère. Ces matières peuvent être nécessaires dans certains systèmes pour faire passer l'émulsion visqueuse à l'état désémulsifié,à faible viscosité, de manière à favoriser le nettoyage du puits. Dans certains systèmes, il peut être avantageux de dégrader simplement le polymère. L'émulsion sans le polymère peut avoir une mobilité suffisante pour permettre un nettoyage rapide. Bien qu'il soit souhaitable de disposer d'un fluide visqueux pour propager une fracture longue et large, le fluide doit aussi présenter une faible perte par frottement lorsqu'il circule dans le tubage. L'introduction d'un agent polymère épaississant au système réduit la caractéristique de perte par frottement du fluide. Bien que le mécanisme ne soit pas parfaitement compris, les essais indiquent que l'agent polymère agit comme réducteur de turbulence. Comme on l'a vu précédemment, les fluides de fracturation présentent une perte élevée par frottement lorsqu'ils circulent dans la fracture. Lorsque l'émulsion utilisée selon l'invention pénètre dans la fracture, des parties de la phase aqueuse externe passent dans le réseau de la formation et réduisent la proportion volumique de la phase aqueuse. La viscosité apparente s'élève donc dans l'émulsion restant dans la fracture et assure l'établissement de la pression élevée nécessaire à la formation de fractures longues et larges. Pour tirer avantage de la totalité de la stimulation, on doit retirer le fluide de fracturation du réseau et de la fracture après le traitement. Le retrait du fluide, appelé souvent nettoyage, repose sur le balayage du fluide de la formation qui circule dans le puits. Dans le cas de puits à grande perméabilité ou sous pression élevée, le fluide de fracturation utilisé selon l'invention ne doit pas poser de problèmes importants de nettoyage. Cependant, dans le cas de formations serrées ou à faible pression, il peut être souhaitable de transformer le fluide de fracturation en fluide à faible viscosité pour favoriser un nettoyage rapide. On peut réaliser cette opération de diverses manières. On peut choisir l'agent épaississant de manière qu'il se décompose au bout d'un certain temps ou dans les conditions qui règnent dans la formation.On peut ajouter un produit destiné à briser les gels de manière à réduire ou éliminer l'effet de l'agent épaississant après un temps suffisant. On peut aussi ajouter un agent désérnulsifiant à action lente. Par exemple, on peut utiliser une amine soluble dans l'eau, par exemple la diéthylamine, avec un énulsifiant non ionique, par exemple le monolaurate de polyoxyéthylènc-sorbi- tol, de manière à obtenir la réduction voulue de viscosité après injection de l'émulsion dans la formation. On utilise couramment ces procédés dans les opérations de fracturation pour décomposer le polymère utilisé dans les systèmes d'eau gélifiée ou pour neutraliser les effets de l'émulsifiant utilisé dans l'émulsion.Comme on l'a vu précédemment, de nombreux agents émulsifiants anioniques sont sensibles aux ions bivalents, par exemple au calcium. Ces ions sont presque toujours présents dans l'eau fossile de la formation. L'utilisation de ces émulsifiants anioniques donne un système qui peut se désémulsifier simplement par mise au contact du fluide avec l'eau fossile de la formation. Cette opération peut être réalisée en faisant circuler les fluides de la formation dans la zone envahie, les ions calcium venant au contact des émulsifiants anioniques qu'ils neutralisent. Certains polymères, par exemple le polyacrylamide, se décompose en présence des ions divalents et, en conséquence,on on peut les dégrader par la même opération. Selon l'invention, on prépare et on injecte l'émulsion dans le puits suivant un procédé continu. L'expérience sur le terrain montre que ce procédé permet d'utiliser un appareillage classique présent sur le terrain. L'appareil destiné à mettre en oeuvre le procédé continu figure schématiquement sur le dessin. Il comprend plusieurs réservoirs 14, 15, 16, 17 et 18, un appareillage de mélange portant la référence générale 19 et plusieurs pompes de fracturation 20, 21 et 22. Les réservoirs 3 14 à 18 peuvent être des réservoirs en acier de 80 m , ouverts à l'atmosphère, et comportant des canalisations d'évacuation 23, 24, 25, 26 et 27 comportant une vanne. L'appareil de mélange peut être monté sur une remorque ou un camion, et il comprend un collecteur 29 d'aspiration, une pompe 30 d'aspiration, une cuve 31 de mélange ouverte à l'at- mosphère, une pompe 32 d'é-vacuation et un distributeur 33 d'évacuation. Les canalisations qui relient les divers constituants de l'appareillage de mélange sont les suivantes. La canalisation 34 relie le collecteur 29 à l'aspiration de la pompe 30 ; la canalisation 35 relie le refoulement de la pompe 30 à l'entrée de la cuve 31 ; la canalisation 36 relie l''vacuation de la cuve 31 à l'aspiration de la pompe 32, et la canalisation 37 relie le refoulement de la pompe 32 au distributeur 33. Les canalisations auxiliaires 38 et 39 associées au refoulement des pompes 30 et 32, peuvent assurer une recirculation des fluides dans les réservoirs ou vers le collecteur 29. Si on utilise un régulateur 40 pour commander le débit du fluide entrant dans la cuve 31, la pompe 30 peut être du type centrifuge. Le régulateur 40 est en général placé dans la canalisation 35 en aval du raccord deucanalisations 35 et 38. Avec ce dispositif, la canalisation 38 peut permettre la circulation décrite précédemment. La cuve 31 a une forme générale cylindrique et une capacité comprise entre environ 0,8 et 1,6 m3. La cuve 31 comprend normalement un agitateur à. palettes, des jets hydrauliques et des orifices supérieurs 41 et 42 permettant d'introduire des additifs dans le fluide. Le collecteur d'aspiration 29 comprend un collecteur 43 proprement dit et plusieurs entrées 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50 et 51 comportant des vannes. Les entrées sont distantes le long du collecteur 43, et dépassent latéralement. Le collecteur 43 est ouvert, ctest-à-dire qu'il ne contient ni cloison ni agitateur, et il peut avoir un diamètre supérieur à celui des entrées 44 à 51. L'appareil de mélange décrit précédemment est monté sur un châssis de canion comme un tout. Les ensembles analogues à ceux qu'on a représentés sur le dessin ou des variantes sont disponibles chez la plupart des sociétés d'entretien de puits. Les pompes 20, 21 et 22 de fracturation sont normalement des pompes triplex à déplacement positif et à haute pression, entraînées par des moteurs diesel ou des turbines, et elles sont montées en général sur des camions. Les réservoirs, l'appareil de mélange et les pompes de fracturation sont en général amenés à pied d'oeuvre et disposés de manière représentée sur le dessin. Tout l'appareillage se trouve normalement à une certaine distance de la tête de puits 52 pour réduire le danger en cas d'incendie ou d'explosion. Selon l'invention, on prépare et on injecte de façon continue l'émulsion dans la formation. Le réservoir contenant le liquide utilisé ctnme phase externe est relié aux entrées éloignées du collecteur 29, et les réservoirs contenant le liquide utilisé comme phase interne sont reliés aux entrées du collecteur en aval des entrées éloignées. On peut utiliser des tuyauteries souples de 10 cm de diamètre à cet effet. Dans l'appareillage représenté sur le dessin, le réservoir 14 d'eau couples est relié aux entrées 45 et 46 par des tuyauteries 53 et 54. Les réservoirs d'huile 15, 16 et 17, raccordés par un collecteur commun comprenant les canalisations 55 et 56, sont reliés aux entrées 47, 48, 49 et 50 par des tuyauteries souples 57, 58, 59 et 60. Un réservoir 18 de réserve peut être relié, le cas échéant,à l'entrée 51 par la tuyauterie souple 61. Le distributeur 33 d'évacuation de l'appareillage de mé- lange peut être monté en parallèle avec l'aspiration des pompes de fracturation, par des tuyauteries souples 62, 63 et 64. Des canalisations haute pression 65, 66 et 67 relient les pompes haute pression à la tête 52. Lorsqu'on réalise le mélange et l'injection continus selon l'invention, on fait circuler la phase externe dans le collecteur 43 pour former un courant turbulent, et on introduit phase interne dans le courant en plusieurs emplacements distants. Les phases interne et externe passent sous forme d'un courant mélangé successivement dans la pompe 30, la cuve 31, la pompe 32, les pompes 20, 21 et 22 et le puits 52. Les essais sur le terrain montrent que l'augmentation progressive de la concentration de la phase interne comme décrit permet de réaliser facilement l'émulsion. Ces essais montrent que les fluides dans la cuve 31 sont uniformément émulsifiés.L'agitation assurée par l'écoulement turbulent dans les canalisations et le pompage assuré par la pompe 30 assurent une énergie suffisante pour ans la dispersion uniforme de la phase interne / la phase externe. Ainsi, on obtient l'émulsification avec l'appareillage classique de fracturation et il ne faut ni mélangeurShi agitateursJspé- ciaux. Si l'appareillage le permet, on peut faire passer une partie du courant mélangé passant dans la canalisation 55 par une canalisation auxiliaire 38 et la renvoyer à l'entrée 44. Une tuyauterie souple 68 relie l'évacuation de la canalisation 38 à l'entrée 44, sous forme d'wle canalisation de retour. La commande volumétrique des liquides utilisés pour les phases interne et externe peut être assurée en rendant égaux les niveaux du liquide dans les réservoirs 14 à 17 avant le début de l'opération de pompage et le maintien de ces niveaux à des valeurs égales au cours du-pompage. Le rapport volumétrique des phases interne et externe est alors égal au rapport des volumes contenus dans le réservoir 14 et dans les réservoirs 15 à 17. Les vannes des canalisations d'entrée peuvent être réglées à la main pour maintenir constant le niveau de liquide. Les flotteurs montés dans chaque réservoir et reliés à des indicateurs externes peuvent guider ltopérateur pour refaire les réglages convenables au cours du pompage. Si on utilise un liquide volatil comme phase interne, il peut être nécessaire de modifier l'appareil pour former un dispositif sous pression. Dans ce cas, on peut pomper le liquide volatil dans le collecteur 29 , eta canalisation 35 peut être reliée au distributeur 33, sans passer par la cuve 31. Le procédé de fracturation, avec mélange et injection continus selon l'invention, a été décrit en détail à propos d'une émulsion d'huile dans lteau. Il faut cependant noter qu'on peut utiliser le même procédé avec une émulsion d'eau dans l'huile. Initialement, les réservoirs et l'appareil de mélange sont disposés à l'emplacement du puits et placés de la manière représentée sur le dessin. L'eau et l'huile utilisées dans l'émulsion sont introduites d'abord dans les réservoirs. Comme la phase interne huileuse constitue le plus grand volume de l'émulsion, il suffit normalement d'un réservoir de 80 m3 pour l'eau. Le nombre de réservoirs d'huile dépend de la concentration en volume de la phase interne dans l'émulsion. Pour une concentration en volume de 80 0, il faut quatre réservoirs de 80 m3. Pour une concentration de 75 % en volume, il faut trois réser- 3 et, pour une voirs de 80m/concentration de 66,7% en volume, deux réservoirs 3 de 80 m suffisent. Les volumes des liquides fournis à chaque réservoir doivent dépasser le volume nécessaire au traitement de fracturation. Si on utilise des réservoirs de 80 m3, un excès 3 de 4 m3 suffit. Le volume en excès évite la perte d'aspira- tion au cours de la fin des opérations de pompage. Lorsque les réservoirs sont pleins, les constituants solubles dans l'eau et les constituants solubles dans l'huile sont mélangés à l'eau et à l'huile respectivement, grâce à l'appareillage de mélange, de manière à disperser uniformément les constituants dans les liquides respectifs. Les constituants solubles dans 11 eau sont normalement les agents chimiques d'adoucissement de l'eau, l'émulsifiant et l'agent polymère épaississant. On peut aussi utiliser du chlorure de potassium si la formation à traiter contient des argiles sensibles à l'eau. Il peut être commode d'ajouter les constituants solubles dans l'eau dans l'ordre suivant : d'abord les agents adoucissants, le cas échéant, puis l'émulsifiant, puis l'agent épaississant polymère et enfin le chlorure de potassium, le cas échéant. Sauf pour l'émulsifiant, on peut introduire les matières dans la cuve 31 en faisant circuler l'eau dans l'appareillage. On peut utiliser comme canalisation de retour une tuyauterie souple allant de la canalisation auxiliaire 30 à l'entrée du réservoir 14. Lorsqu'on ajoute l'émulsifiant a' l'eau, on préfère préparer une solution concentrée de savon dans la cuve 31. Lorsqu'on utilise un savon d'acide gras comme émulsifiant, on peut dissoudre environ 150 litres d'acide gras, par exemple de tall-oil, dans environ 0,8 m3 d'eau dans la cuve 31 et neutraliser avec une base, par exemple de la soude. On fait passer cette solution concentrée de la cuve 31 au réservoir 14 en faisant circuler 11 eau dans l'appareillage de mélange. Liteau circule du réservoir 14 à l'appareillage de mélange et revient au réservoir 14 pendant plusieurs minutes pour que le savon soit soi6neuscnt dispersé dans l'eau. Un lot de solution de savon concentré pour 3 40 m d'eau suffit pour la plupart des traitements. Dans le cas des puits à température élevée,cependant, on doit utiliser un lot pour 20 m3 d'eau. Le cas échéant, les constituants solubles dans l'huile peuvent être dispersés de manière analogue ; on peut ainsi relier les réservoirs 15 à 17 au collecteur 29, avec une canalisation de retour reliant la canalisation auxiliaire 39 aux entrées des réservoirs. Lorsque tous les constituants ont été ajoutés aux liquides, on peut relier les réservoirs 14 à 18 au collecteur 29 comme représenté sur le dessin. Avant de commencer le pompage, on doit rendre égaux les niveaux de liquide dans les réservoirs. On peut rendre égaux les niveaux de liquide dans les réservoirs d'huile simplement en ouvrant les canalisations 24, 25 et 26. On doit retirer ou ajouter de l'eau dans le réservoir 14 pour amener son niveau à celui du liquide dans les réservoirs 15 à 17.Si le niveau dans le réservoir d'huile est supérieur au niveau dans le réservoir d'eau, on peut faire passer une petite quantité d'huile de ces réservoirs dans le réservoir d'eau pour rendre les niveaux égaux. On fait alors circuler 11 eau de manière à bien disperser l'huile dans l'eau. La quantité huile ajoutée au réservoir d'eau constitue un très petit pourcentage du liquide. On commence le pompage en faisant passer l'eau du réservoir 14 dans le collecteur et en introduisant l'huile des réservoirs 15 à 17 dans le courant d'eau en plusieurs emplacements par les entrées du collecteur. L'essentiel du courant passe dans l'appareillage de mélange, vers les pompes,et pénètre dans le puits 52. Une petite quantité du courant mélangé de la canalisation 35 peut être déviée par la canalisation auxiliaire 38 et ramenée à l t entrés 44 du collecteur 29. Lors de la fracturation, on règle l'appareillage de surface suivant la disposition convenable, et on essaie en pression l'appareillage de la tete de puits, de manière classique. Le volume initial de fluide de fracturation injecté dans la formation, connu sous le nom de tampon", contient en général un additif de réglage de la perte de fluide, par exemple de la farine de silice, qu'on peut introduire dans la cuve 31 par les orifices 41 et 42. La concentration de cet additif peut être comprise entre 1,2 et 6 kg/m3 de fluide, ou plus. Après l'injection du tampon, on injecte du fluide contenant en suspension des particules d'agent de soutènement. Ces particules peuvent être du sable de silice, des perles de verre, des coquilles de noix, des granulés de matière plastique, de la grenaille d'acier et analogues. On peut mélanger les particules d'agent de soutènement dans le fluide par les orifices 41 et 42 de la cuve 31.La concentration des particules dans le fluide dépend du type de soutènement voulu. Dans le cas d'un garnissage à plusieurs couches, la concentration est en général comprise entre 0,36 et 1,2 kg par litre de fluide. D'autre part, si on veut une seule couchc partielle, la concentration peut être bien in 3 férieure, comprise entre 2,85 et 43 kg par m de fluide. La di- mension de particules d'agent de soutènement est en général comprise entre 0,246mm et entre 3,73mu , la plage comprise entre 0,75mu et 0,88mm étant la plus courante. On peut aussi utiliser, le cas échéant,des dimensions progressives pour les particules d'agent de soutènement.Les particules initiales, par exemple,ont une dimension comprise entre 0,246mm et 0,35mm , les particules suivantes ont une dimension comprise entre 0,35mm et 0,88mm , et les particules utilisées enfin ont une dimension comprise entre 0,88mm et 1,65mm. L'exemple suivant concerne la mise en oeuvre de l'invention sur le terrain. A l'emplacement du puits, on relie cinq ré 3 servoirs de 80 m en parallèle au collecteur d'aspiration de l'appareillage de mélange. On n'utilise pas de canalisation 68 de circulation dans ce traitement. On remplit un réservoir avec 3 80 m3 d'eau dure et quatre réservoirs avec 320 m de pétrole brut produit sur place. La dureté totale de l'eau est déterminée à l'aide d'un appareillage chimique de mesure. On ajoute 226 kg de phosphate trisodique pour adoucir l'eau, et on la laisse reposer pendant 1/2 heure pour permettre au produit d'agir. On prépare trois lots de 960 litres de solution concentrée de savon d'acide gras dans la cuve du mélangeur et on les fait circuler dans le réservoir d'eau.On utilise pour préparer le savon un total de 415 litres d'acide de tall oil et 91 kg de soude. En- suite, on ajoute 182 kg de polyacrylamide et 182 kg de gomme guar à l'eau pour préparer la solution aqueuse de polymère. Cette solution aqueuse contenant les additifs a un pii d'environ 8. Leqhiveau de liquide dans les cinq réservoirs sont rendus égaux et les opérations de mélange commencent. Les débits d'évacuation dc chacun des réservoirs sont com.ma1ndés de manière que les réservoirs se vident avec la même vitesse, en donnant un mé- lange de 4 parties d'huile pour 1 partie d'eau en volume. L'agitation dans le mélangeur et les pompes d'injection suffit à la formation d'une émulsion d'huile dans l'eau. L'aspect de ltémulsion est opaque, avec un reflet jaune brunâtre. Au cours de l'injection, on mélange environ 254 kg d'additif de perte 3 de fluide du commerce dans 72 ni du fluide utilisé comme tam- pon.Le débit d'injection est d'environ 1750 I/mn. Après l'injection du tampon, on ferme le puits pour obtenir une pression initiale de fermeture qui indique que la perte par frottement dans le tubage à la vitesse d'injection est d'environ 56 millibars par mètre. Il faut noter que cette perte par frottement est inférieure à la perte calculée (environ 105 millibars par mètre) pour l'eau pure circulant avec le même débit. Après l'injection du tampon, on mélange du sable dont les particules ont des dimensions comprises entre 0,246mm et 0,35mm dans le fluide pour avoir une concentration de 0,85 kg pour 100 litres de fluide. On injecte 8 m de cette suspension dans le tubage puis 16 m3 de fluide sans aucune particule solide en suspension.Ensuite, on injecte 80 m3 d'un tampon contenant 285 kg d'additif de réglage de perte de fluide, et 8 m3 comprenant du sable de dimension comprise entre 0,246mm et 0,35mm à une concentration de 0,85 kg pour100-litres de fluide. On pompe alors 16 m3 de fluide de fracturation sans solides en suspension dans le puits. Ensuite, on pompe 28 m3 de fluide contenant du sable de dimension comprise entre 0,35mm et 0,88mm à une concentration de 0,85 kg pour 100 litres de fluide.Ensuite, on pompe 3 32 m de fluide contenant 0,85 kg de sable de dimension com- prise entre C,88mm et 1,65mm pour 100 litres. enfin, on chasse du puits le fluide contenant le sable de dimension com 3 prise entre 0,88mm et 1,65mm avec 12 m de fluide sans soli- des en suspension. Le volume du fluide de nettoyage est soigneusemant mesure pour empocher un nettoyage trop important. Après injection du fluide, on ferne le puits pendant 24 heures environ. Lorsqu'on le remet en production, il fournit du fluide ayant une faible viscosité, indiquant que l'émulsion s'est brisée et que l'agent épaississant polymère s'est dégradé à la tcm- pérature interne de 820 environ. Le puits est nettoyé en un temps relativement court, et on constate qu'il fournit 27 m3 d'huile par jour par un étranglement de 6,4 mm. Avant le traitement de 3 stimulation, le puits fournissait seulement 1,6 m huile par jour. Le procédé de mélange et d'injection continus des constituants liquides selon l'invention permet de réaliser rapidement l'opération de fracturation avec l'appareillage classique présent sur le terrain. Il est bien entendu que l'invention n'a été décrite et représentée qu'à titre d'exemple préférentiel et qu'on pourra apporter toute équivalence technique dans ses éléments constitutifs sans pour autant sortir du cadre de l'invention, qui est défini dans les revendications annexées. RE\tNI)ICATlONS 1. procédé de fracturation hydraulique d'une formation souterraine entourant un puits de forage, à l'aide d'un fluide émulsifié contenant une petite quantité d'un premier liquide constituant une phase externe et une grande quantité d'un second.liquide constituant une phase interne, ledit procédé étant caractérisé en ce qu'on fait passer le premier liquide dans un conduit allongé pour former un courant turbulent, on introduit de façon continue le second liquide dans ledit courant en plusieurs emplacements distants de manière à accroître progressivement la concentration en volume du second liquide dans le courant, on retire de façon continue les deux liquides du conduit sous forme d'un courant mélangé, et on injecte celui-ci dans ledit puits de forage et dans la formation avec une pression suffisante pour ouvrir une fracture. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'on fait passer une partie du courant mélangé retiré dudit conduit dans le courant d'écoulement en amont des emplacements d'introduction. 3. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le premier liquide est un liquide aqueux et le second une huile hydrocarbonée. 4. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que l'huile hydrocarbonée est introduite dans ledit courant avec un débit volumique correspondant à environ 2 à environ 4 fois le débit volumique du liquide aqueux passant dans le conduit. 5. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le premier liquide est une solution aqueuse de polymère ayant une viscosité apparente comprise entre environ 10 et environ 200 centipoises à 219C, pour un gradient de vitesse de -1 511 s ,le second liquide étant une huile hydrocarbonée. G. Procédé de fracturation hydraulique d'une formation souterraine entourant un puits de forage, caractérisé en ce qu'on prépare une émulsion contenant une proportion essentielle d'un premier liquide constituant une phase externe et une proportion mineure d'un second liquide de phase interne, on fait passer l'émulsion dans un conduit de manière à former un courant, on introduit de façon continue Dans le courant en plusieurs emplacements distants des volumes supplémentaires du second liquide de manière à accroStre progresssivernent;; la concentration du second liquide dans le premier, la concentration finale dU second liquide dans le premier étant comprise entre environ 50 et environ 80 % en volume, puis on injecte le premier liquide contenant le second dans ledit puits de forage et dans la formation à une pression suffisante pour ouvrir une fracture. 7 - Procédé de préparation continue d'un fluide émul solfié de fracturation et dtinjection de celui-ci dans une formation souterraine entourant un puits de forage, caractérisé en ce qu t on place un premier liquide dans un premier récipient, on place un second liquide ,m.rniscible avec le premier dans plusieurs récipients, on rend égaux les niveaux de liquide dans tous les récipients, on évacue de façon continue le premier liquide du premier récipient dans un conduit de manière à former un courant turbulent, on évacue de façon continue le second liquide des récipients dans ledit courant en plusieurs emplacements distants le long dudit conduit allongé de manière à augmenter progressivement la concentration du second liquide dans le premier, on maintient de façon continue les niveaux de liquide dans lesdits récipients à peu près au m"ne niveau pendant que les premier et second liquides sont évacués dans le conduit, on retire de façon continue les deux liquides du conduit sous forme d'un courant mélangé et on injecte de façon continue le courant mélangé dans le puits de forage et dans la fornication à une pression suffisante pour ouvrir une fracture. 8 - Procédé de fracturation hydraulique d'une formation scuterraine, caractérisé an ce qu'on fait passer un liquide aqueux contenant un agent émulsifiant capable de former une émulsion de t;gpe huile dans eau, dans un conduit sensiblernenL ouvert de manière à constituer un courant d'écoulement, on introduit un liquide hydrocarboné dans ledit courant en plusieurs endroits espacés le long du conduit de inaflière a augmenter progrcssivetnent la concentration en volume du liquide hydrocar- boné dat! le courant, les liquides hydrocarboné et aqueux se mélangeant pour former une émulsion de type huile dans eau dont une proportion na dure est constituée par le liquide hydrocar boné, et on injecte ensuite ltémulsjon dans la formation. 9 - Procédé de fracturation hydraulique d'une formation souterraine, caractérisé en ce qu'on prépare une émulsion contenant: une proportion majeure d'un liquide aqueux constituant la phase externe et une proportion mineure d'un liquide hydrocarboné constituant la phase interne et un agent émulsifiant capable de provoquer une émulsion de type huile dans eau, on fait passer ladite émulsion dans un conduit sensiblement ouvert de manière a constituer un courant, on introduit dans ce dernier en des endroits espacés le long du conduit des volumes supplémentaires de liquide hydrocarboné de manière à accrottre progressivement la concentration de ce dernier jusqu'à une valeur comprise entre 50 et 80% en volume de l'émul- sion, et on injecte cette-dernière dans la formation.