Applications du sable de fracturation et des agents de soutènement
La fracturation hydraulique est une technique utilisée dans l'industrie pétrolière et gazière pour améliorer la production de pétrole et/ou de gaz naturel à partir de puits. Cette méthode utilise la pression hydraulique pour fracturer la formation productrice ; les agents de soutènement sont ensuite pompés dans le puits avec le fluide de fracturation pour maintenir les fractures ouvertes, permettant ainsi au gaz naturel ou au pétrole brut de s'écouler hors du puits. La taille, la forme et la résistance mécanique de l'agent de soutènement affectent l'intégrité des fractures nouvellement formées et, par conséquent, le débit de pétrole et de gaz provenant du puits.
Caractéristiques du sable de fracturation et des agents de soutènement
Une large gamme de matériaux est utilisée pour les agents de soutènement, allant des grains de sable naturels et du sable recouvert de résine-aux matériaux céramiques à haute résistance-et aux céramiques recouvertes de résine-.
Contrôle de qualité
Contrôle qualité pouragents de soutènementest principalement décrit dans la norme ISO 13503-2 (1), une norme qui a remplacé les normes API antérieures RP 56, 58 et 60. Entre autres tests, cette norme exige des tests de taille, de forme et de résistance à la compression.
Taille
La plage granulométrique des agents de soutènement est essentielle. Les tailles typiques d'agent de soutènement se situent généralement entre 8 et 140 mesh (106 µm – 2,36 mm)-par exemple, 16 à 30 mesh (600 µm – 1 180 µm), 20 à 40 mesh (420 µm – 840 µm), 30 à 50 mesh (300 µm – 600 µm), 40 à 70 mesh (212 µm – 420 µm), ou 70-140 mesh (106 µm – 212 µm). Lors de la description du sable de fracturation, la taille est souvent indiquée simplement par la désignation du tamis, telle que « sable de maille 20/40 ».
Forme
La forme de l'agent de soutènement est cruciale, car sa forme et sa taille influencent la perméabilité finale de la fracture. Une gamme trop large de tailles et de formes de particules peut conduire à un tassement serré, réduisant ainsi la perméabilité et la conductivité de fracture. À l’inverse, contrôler la plage granulométrique et donner la priorité aux particules sphériques peut améliorer la conductivité.