Un agent de soutènement est un matériau solide, généralement du sable, du sable traité ou des matériaux céramiques artificiels, conçu pour maintenir ouverte une fracture hydraulique induite, pendant ou après un traitement de fracturation. Il est ajouté à un fluide de fracturation dont la composition peut varier en fonction du type de fracturation utilisé, et qui peut être à base de gel, de mousse ou d’eau de glissement. En outre, il peut y avoir des fluides de fracturation non conventionnels. Les fluides font des compromis dans des propriétés matérielles telles que la viscosité, où des fluides plus visqueux peuvent transporter un agent de soutènement plus concentré ; les demandes d’énergie ou de pression pour maintenir un certain taux de pompage du flux (vitesse d’écoulement) qui conduira l’agent de soutènement de manière appropriée ; le pH, divers facteurs rhéologiques, entre autres. En outre, les fluides peuvent être utilisés dans la stimulation de puits à faible volume de puits de grès à haute perméabilité (20k à 80k gallons par puits) aux opérations à haut volume telles que le gaz de schiste et le gaz serré qui utilisent des millions de gallons d’eau par puits.
La sagesse conventionnelle a souvent vacillé sur la supériorité relative des fluides de gel, de mousse et d’eau de nappage les uns par rapport aux autres, ce qui est à son tour lié au choix du proppant. Par exemple, Zuber, Kuskraa et Sawyer (1988) ont constaté que les fluides à base de gel semblaient obtenir les meilleurs résultats pour les opérations de méthane de houille, mais depuis 2012, les traitements à l’eau de nappe sont plus populaires.
A part le proppant, les fluides de fracturation à l’eau de nappe sont principalement de l’eau, généralement 99 % ou plus en volume, mais les fluides à base de gel peuvent voir des polymères et des tensioactifs comprenant jusqu’à 7 % en volume, sans tenir compte des autres additifs. D’autres additifs courants comprennent l’acide chlorhydrique (un pH faible peut attaquer certaines roches, dissolvant le calcaire par exemple), les réducteurs de friction, la gomme de guar, les biocides, les briseurs d’émulsion, les émulsifiants, le 2-butoxyéthanol et les isotopes traceurs radioactifs.
Les proppants ont une plus grande perméabilité que les proppants à petites mailles à de faibles contraintes de fermeture, mais ils vont mécaniquement échouer (i.
Bien que le sable soit un proppant courant, le sable non traité est sujet à une génération importante de fines ; la génération de fines est souvent mesurée en % en poids de l’alimentation initiale. Un bulletin commercial de Momentive cite une production de fines de sable non traité de 23,9% contre 8,2% pour la céramique légère et 0,5% pour leur produit. Une façon de maintenir une taille de maille idéale (c’est-à-dire la perméabilité) tout en ayant une résistance suffisante est de choisir des proppants suffisamment résistants ; le sable peut être enrobé de résine, pour former du sable enrobé de résine durcissable ou des sables enrobés de résine pré-durcis. Dans certaines situations, un matériau de proppant différent pourrait être choisi tout à fait – les alternatives populaires comprennent les céramiques et la bauxite frittée.