vignette|Première étape de la fracturation hydraulique sur un champ gazier dans une formation géologique près d'Alvarado au Texas, en avril 2008. Dans le domaine des forages pétroliers, gaziers ou hydrauliques, les agents de soutènement (ou Proppants ou propping agents) sont des produits solides (naturels ou synthétiques) qui sont injectés dans les fractures et microfracturations provoquées dans la roche lors des opérations de fracturation hydrauliquePrésentation de la fracturation hydraulique par l'Institut américain du pétrole (en anglais) (Fracing ou frackingEd Quillen, Fracking, fracing or fraccing ?, June 25, 2009, High Country News ou hydrofracking EPA : United States Environmental Protection Agency, et page de l'EPA consacrée à l' hydrofracking).
Mis en suspension dans le fluide de fracturation, ces « proppants » sont surtout destinés à être introduits dans les fissures fraichement ouvertes de la roche profonde (ouvertes par des explosions et/ou une importante surpression visant à fracturer la roche-réservoir (schiste en général) tout au long des forages dirigés). Leur rôle est de produire une couche à la fois perméable et assez résistante pour maintenir les microfissures ouvertes après les avoir pénétré. Cette couche crée et conserve un « chemin drainant » au sein duquel les fluides (gaz, pétrole, eau) percoleront facilement jusqu'au puits d'extraction au fur et à mesure qu'ils seront désorbés de la roche-réservoir.
Histoire des « proppants » 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 surfaceExemples de brevet de « proppant » ; Composite and reinforced coatings on proppants and particles A. Richard Sinclair et al, ou Lightweight oil and gas well proppants ; David S. Rumpf et al (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 puitsMader, Detlef (1989), Hydraulic Proppant Fracturing and Gravel Packing. Elsevier. ; 202. .
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 marchéC. E. Cooke, Jr. and J. L. Gidley ; "High-Strength Proppant Extends Deep Well Fracturing Capabilities" ; mondial du Pétrole (World Petroleum Congress), du 9 au 4 septembre 1979, Bucarest, Roumanie (Résumé). Testés en laboratoire puis dans des systèmes de fracturation de à 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. En laboratoire, ils résistent à des pressions très élevées et ne perdent aucune de leur utilité à des températures de . 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'étudesRickards, Allan; et al (May 2006). "High Strength, Ultralightweight Proppant Lends New Dimensions to Hydraulic Fracturing Applications". SPE Production & Operations 21 (2): 212–221..
Enjeux 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.
Enjeux climatiques Le « fracking » contribue à déstocker du carbone fossile et induit des émissions de gaz à effet de serre supplémentaires dans l'atmosphère, en exacerbant le dérèglement climatique. Il semble que le perdu dans l'air par les forages en activité et/ou abandonnés est en quantité massive et au moins deux fois supérieures à ce qu'annonçaient les industriels gaziers, ce qui confèrerait aux gaz de schiste un bilan négatif en termes d'empreinte carbone, selon R Howard (2011) Jeff Tollefson, Air sampling reveals high emissions from gas field Methane leaks during production may offset climate benefits of natural gas ; Journal Nature, 2012-02-07. L'alerte de Howard a été contestée en 2011 par l'industrie gazière et certains universitaires, mais en 2012, ces fuites importantes de méthane ont été confirmées par des analyses faites en 2011-2012 dans le bassin gazier de Denver-Julesburg (Colorado) en exploitation ; +/-4 % de la production étaient perdus dans l'air (sans prendre en compte d'autres pertes souterraines ou à partir des systèmes de canalisation et de distribution) ; Une partie des fuites provient des sites de stockage ou des premiers « rots de production » que les industriels gaziers rejettent dans l'air au début (durant un mois voir plus), avant que le puits ne soit connecté à un pipeline, mais une autre partie correspond à des fuites plus diffuses et chroniques : , avec de 2,3 à 7,7 % de perte, soit une estimation moyenne de 4 %, légèrement plus élevée que celle faite par l'université Cornell en 2011 (de 2,2 % à 3,8 %) pour les puits et la production de gaz de schiste ; soit plus que l'évaluation précédente de l'EPA (qui a depuis revu sa méthodologie, . 1,9 % du gaz perdu durant la vie d'un forage s'échappe du puits à la suite de la fracturation. Capter et stocker ce gaz et ceux issus du processus de fracturation est en grande partie possible, mais nuirait à la rentabilité des opérations. Selon la NOAA (National Oceanic and Atmospheric Administration) dans le journal Nature () ; Le perdu dans l'air l'est en quantité au moins deux fois supérieures à ce qu'annonçaient les industriels gaziers.
Enjeux sanitaires et environnementaux Un nombre croissant d'ONG, d'agences environnementales (dont l'EPA aux États-Unis), d'élus et d'experts estiment ou craignent que les « proppants » puissent également faciliter et entretenir une pollution chronique des nappes phréatiquesSavetheWaterTable.org Sauver les aquifères des effets du fracking et de l'environnement (eau, air, sol, écosystèmes) par les gisements abandonnés (les forages de gaz de schistes épuisent rapidement leur ressource, et il en existe déjà des dizaines de milliers abandonnés aux États-Unis) ; Les « proppants » permettent qu'une circulation de divers produits chimiques se poursuive longtemps, bien après la fermeture du puits. Ces produits chimiques sont ceux qui ont été introduits par les fluides de fracturation. Mais ce sont aussi ceux qui sont désorbés du substrats ; Les hydrocarbures ayant déjà été exploités en surface, les forages se font maintenant à grande profondeur, à haute pression et haute température qui donnent aux fluides hydrothermaux des propriétés particulières, de dissolution (notamment du mercure, plomb, arsenic ou d'autres métaux toxiques et de radionucléides dans certains cas). Cette dissolution est d'autant plus importante que des acides forts sont souvent utilisés pour stimuler la production de puits dont le débit diminue. Des fluides hydrothermaux très chauds, corrosifs et pollués peuvent ainsi envahir le réseau de fracturation et atteindre le puits. Si les parois du puits sont dégradées, ou si le puits est mal bouché, ces produits sont susceptibles de migrer dans l'environnement. Les « proppants » permettent probablement - là où la température le permet - à des bactéries de proliférer et circuler dans les microfissures profondes. Des biocides bactéricides sont injectés dans les fluides qui contiennent aussi des matières organiques susceptibles de nourrir les bactéries, mais d'une part certaines bactéries sont connues pour leurs capacités d'antibiorésistance et de résistance à des températures atteignant ou dépassant , à la radioactivité et aux métaux lourds chez les bactéries extrêmophiles. D'autre part, l'injection de biocide cesse à la fin de vie du puits.
Enjeux de gouvernance Des problèmes de précaution, gouvernance, démocratie et transparence sont posées par les fluides de fracturation, car leur composition est longtemps restée secrète malgré les demandes de l'EPA (Agence américaine de l'environnement) aux industries spécialisées, alors même que leur utilisation n'avait pas fait l'objet d'études d'incidences ; Aujourd’hui, Les entreprises doivent publier la liste des composés et produits chimiques injectés dans les gisements, mais l'EPA peut ne pas diffuser l'information assimilée à secret de fabrication Peut-on extraire proprement le gaz de schiste ?, Le Figaro, 17 février 2012.
Le choix des « proppants » 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 forageCharlez, Philippe A. (1997). Rock Mechanics: Petroleum Applications. Paris: Éditions Technip. . Consulté 2012-05-14 (extraits), 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 ;