Agents de soutènement

On a d'abord utilisé du sable naturel, puis la technologie des « proppants » a évolué jusqu'aux grains de céramique fabriqués en usine à des diamètres et densités optimisées, et éventuellement recouverts par un traitement de surface[4] (enrobage de résine phénolique par exemple, afin que les billes de « proppant» réagissent moins avec le fluide injecté dans la réoche ainsi qu'avec le gaz ou le pétrole, dont la circulation dans les microfissures ne doit pas être freinée.

• Proppants naturels : L'idée d'injecter du sable dans les fractures et microfissures produite par le fluide de fracturation date au moins des années 1950.
  Le premier « agent de soutènement » de fracturation hydraulique a été utilisé en 1952 en Union soviétique.
  En Europe occidentale, de 1977 à 1985, la fracturation hydraulique a été utilisée à Rotliegend et en Allemagne dans des gisements gaziers du Carbonifère et aux Pays-Bas dans des gisements (dont en offshore) ainsi qu'au Royaume-Uni dans plusieurs secteurs de la mer du Nord en offshore. L'industrie gazière et pétrolière a ensuite largement utilisé les « proppants » dans d'autres pays européens (Norvège, Union soviétique, Pologne, Tchécoslovaquie, Yougoslavie, Hongrie, Autriche, France, Italie, Bulgarie, Roumanie, Turquie), et africains (Tunisie et Algérie) pour doper la production de leurs puits[5].

• Proppants synthétiques : Dans les années 1970, alors que les forages se faisaient de plus en plus profonds, de nouveaux agents de soutènement (proppants), hautement résistants, en céramique (frittée), sont apparus sur le marché[6]. Testés en laboratoire puis dans des systèmes de fracturation de 2 750 m à 5 800 m de profondeur, ils sont réputés mieux maintenir les fractures ouvertes et mieux résister à la compression et aux hautes pression (plus de 76 MPa). Ils résistent en outre mieux aux acides introduits dans les fluides de fracturation ou naturellement présent dans le gisement[6].
  En laboratoire, ils résistent à des pressions très élevées et ne perdent aucune de leur utilité à des températures de 150 °C[6].
  Ils peuvent être allégés, microporeux et de diamètres et couleurs variées. Leur densité peut être la même que celle des sables qui étaient utilisés antérieurement. Certains sont assez résistants, pour que – au-delà de certaines pressions – ce soit le matériau rocheux qui s'écrase autour des « proppants ».

Sous l'effet de la pression, de la température et dans les fluides de fracturation, les agents de soutènement obéissent à des règles particulières de rhéologie, qui ont encore l'objet d'études[7].

• Enjeux économiques et de production : Les « proppants » permettent d'extraire des hydrocarbures autrefois inexploitables (car le gaz y est présent au sein même de la roche, des schistes le plus souvent).
  Les « proppants » permettent aussi d'améliorer l'efficacité et la durée d'effet des « stimulations » de puits colmatés ou presque épuisés.
  Grâce aux avancées techniques du domaine de la prospection pétrolière et gazière et de celui des forages, l'industrie pétrolière a ainsi pu provisoirement reculer le « Peak oil » en exploitant des gisements plus profonds et autrefois non rentables ou inaccessibles.

Un large choix est aujourd'hui proposé à l'industrie pétrolière ; de sables naturels à des billes de céramiques en passant par du sable enduit de résine (« resin coated sand »), des microbilles de verre et divers produits synthétiques ; « légers » à « lourds ».
Le choix est fait par l'opérateur selon le contexte du forage[11], selon la perméabilité souhaitée, la résistance nécessaire des grains face à la pression de la roche ou aux acides.

• La taille du « proppant » influe sur la perméabilité, qui augmente quand les grains sont plus gros et ronds, mais les grains plus gros pénètrent moins profondément les microfissures ;
• La forme (géométrie) du proppant importe également ; les formes angulaires exacerbent le stress subis par les particules et les rendent particulièrement vulnérables à l'écrasement ;
• La résistance doit être plus élevée à grande profondeur où l'on utilise alors souvent des « proppants » en bauxite frittée, ou en céramique enrichie en corindon (l'un des matériaux les plus durs connus). Les proppants dits « Light weight ceramic » (LWC) contiennent de la mullite (alumino-silicate également très dur). Quand ils s'écrasent, ces proppants durs ne produisent pas ou peu de « fines » colmatantes comme le fait le sable naturel, mais de grains plus petits, qui peuvent encore entretenir une certaine perméabilité. Selon un bulletin d'information commerciale de Hexion, quand 23,9 % d'un sable non traitée est réduit en poudre fine, seuls 8,2 % d'une céramique légère l'est et 0,5 % de leur produit[12]. Les proppants plus résistants sont aussi plus denses et lourds. ils demandent donc une adaptation du fluide de fracturation (pression et viscosités plus élevés, qui se traduisent par des coûts accrus de fracturation ; écologiquement et économiquement[13]. Les fabricants ont aussi mis au moins des « proppants » plus légers (~ 2,5 g/cc) que le sable. Ils sont plus couteux au poids, mais ce surcoût peut être compensé par un pompage à basse pression moins énergivore.
• L'« espace interstitiel » entre les grains de « proppants » doit être assez large pour que la couche soit drainante, mais sans nuire à la résistance mécanique de cette même couche. Pour la complétion du puits, cette dernière doit en effet résister à l'écrasement quand le feuilletage ou les microfissures de la roche tendent à se refermer (« contraintes de fermeture ») alors que la pression du fluide de fracturation diminue (pour laisser l'eau et/ou les hydrocarbures remonter).
  Ce paramètre dépend de la concentration en « proppants » (par exemple mesurée en kg par m² fracturé) ; Le soutènement « à grandes mailles » (grains plutôt éloignés les uns des autres) offre théoriquement une plus grande grande perméabilité, mais il résistera moins aux contraintes de fermeture (soit les grains seront écrasés, soit la roche s'écrasera sur eux s'ils sont plus résistant que la roche et que la pression est suffisante). En laboratoire, 10 kg/m² est un taux souvent utilisé.

On appelle « fines » les particules résultant d'agents de soutènement broyés par la pression de la roche qui se referme ; Ces fines sont indésirables car elles colmatent les fissures et/ou « polluent » le fluide remontant. Le sable naturel en produit le plus, le sable traité en produit moins, mais plus que les « proppants » synthétiques. Une présence de fines en grande quantité traduit un échec de la complétion[14]

La viscosité du fluide de fracturation est adaptée, presque en temps réel si nécessaire pour introduire les grains dans les microfissures [15].

Aucun capteur électronique disponible ne résiste aux conditions de haute pression et de haute température des forages profonds. Lors d'un forage et son exploitation, les opérateurs en surface agissent donc en aveugle, sur la base de modèles et données issues de la sismique, ainsi que sur la base d'interprétation des observations qu'ils peuvent faire des modifications de compositions du fluide de forage et des produits remontés par le puits.

L'une des méthodes de monitoring du processus profond consiste à suivre un ou plusieurs radiotraceurs[16] .
Ces derniers sont des isotopes radioactifs préalablement sélectionné dans la table des isotopes pour :

– leur spectre de rayonnement (devant être facilement détectable)[17] ;

– ses propriétés physico-chimiques (il ne doit pas interagir avec d'autres composants ou être adsorbé par la matrice rocheuse)[17] ;

– une faible radiotoxicité[17] ;

– une demi-vie radioactive permettant de minimiser la contamination résiduelle de l'activité initiale [17].

Ainsi, par exemple, des granules de plastique recouverte de 10 gigabecquerels (GBq) d'Ag-110mm peuvent être ajoutés à l'agent de soutènement[17], ou du sable marqué avec Ir-192 (Le plus stable parmi ces derniers est le ¹⁹²Ir avec une demi-vie de 73,83 jours et d'une énergie moyenne de 380 KeV. L'¹⁹²Ir est utilisé en curiethérapie.) [18]. En surface, on peut ainsi surveiller les progrès de la pénétration de l'agent de soutènement, ou constater que les microfissures ne sont pas assez ouvertes.
pour diminuer les coûts, un sable naturellement radioactif, ou des minerais à radioactivité naturelle sont parfois aussi utilisés à cette fin.

Les traceurs radioactifs servent notamment à déterminer le profil d'injection et la localisation des fractures créées par les fracturations fracturation hydraulique, et initiations de fractures par explosion[19]. Des brevets décrivent en détail comment plusieurs traceurs sont généralement utilisés dans un même puits, pour différentes étapes de fracturation[19] - [20] Les demi-vies s'échelonnent de 40,2 heures (Lanthane-140) à 5,27 ans (Cobalt-60)[21].
Un radiotraceur spécifique peut aussi être utilisé pour la mesure du débit ; souvent il s'agit d'isotopes du Technétium (Tc-99m) ou de l'iode I-131)[17] La Nuclear Regulatory Commission a publié des lignes directrices énumérant un large éventail de matières radioactives, sous des formes solides, liquides et gazeuses susceptibles d'être utilisés comme traceurs, avec des indications de limite à ne pas dépasser pour les injections par puits, pour chaque radionucléide[22].

Les frais de transport sur site constituent une composante importante du coût des agents de soutènement.

• Jean-Paul Szezuka, ENSPM Forage dirigé, Ingénierie et méthodes, Ed 3.3, juin 2005
• Hubbert, M.K. ; Willis, D.G. ; Mechanics of hydraulic fracturing ; Mem. - Am. Assoc. Pet. Geol.; (États-Unis) ; Volume: 18 ; OrgUS Geological Survey (Résumé )