La extracción de recursos de hidrocarburos no convencionales ha adquirido notable relevancia en los últimos años en la Argentina con el fin de aumentar el crecimiento en la matriz energética del país. La técnica mediante la cual se realiza la extracción de hidrocarburos no convencionales se denomina estimulación hidráulica. Esta requiere de la inyección de un fluido de fractura, compuesto por agua, aditivos y agentes de sostén, a elevada presión, para fisurar la roca y generar canales por donde puedan fluir los hidrocarburos. La función de los agentes de sostén es evitar el cierre de las fracturas y favorecer el flujo de los hidrocarburos a través de los canales generados. En el proceso de estimulación hidráulica se desconoce con exactitud la ubicación y la geometría de las fracturas producidas luego de la operación. Es posible que ciertas zonas de interés no se logren estimular debido a regímenes de esfuerzos desconocidos, anomalías en la formación y/o problemas en los punzados. Es de particular interés para las compañías dedicadas a la extracción de este recurso conocer si la fractura se ha extendido dentro o fuera de la zona de interés. Este tipo de información, sobre la geometría y el comportamiento de las fracturas, es de gran importancia para evaluar y mejorar la eficiencia de la estimulación hidráulica, y optimizar las estrategias de completación del pozo. Además, permitiría planificar operaciones de remediación o utilizar esta información para los diseños de tratamiento de pozos futuros. La incorporación de elementos con elevada sección eficaz de captura de neutrones térmicos posibilita la detección de los agentes de sostén en la cercanía del pozo y, en particular, en la interfaz revestimiento/formación, mediante herramientas convencionales de logging de neutrones. Esto se logra midiendo la tasa de neutrones térmicos o mediante espectroscopia gama, al comparar las señales pre y post estimulación, pudiendo determinar la presencia (o ausencia) del agente de sostén trazable. En esta tesis, se desarrollaron agentes de sostén trazables, utilizando como núcleo del mismo sustratos cerámicos y arenas naturales, recubiertos por una capa de resina novolaca en la cual se impregna uniformemente un compuesto trazable con elementos de alta sección eficaz de captura de neutrones térmicos. La estrategia de trabajo utilizada se basó en el modelado computacional y en el desarrollo experimental de laboratorio y planta piloto. Para el modelado computacional se utilizó el código MCNP basado en métodos Monte Carlo. Por medio de este se modelaron rocas presentes en las formaciones geológicas Vaca Muerta y Limestone considerando distintas porosidades y salinidades, un pozo petrolífero vertical con sus distintos componentes, una herramienta de logging de neutrones y una fractura en la formación, en la cual se ubican los agentes de sostén trazables. Para el modelado de los agentes de sostén se evaluaron compuestos con elevada sección eficaz de captura de neutrones (Gd2O3, Sm2O3, Eu2O3 y B4C). Los resultados de las simulaciones mostraron la factibilidad de detección del Gd2O3, Sm2O3 y B4C, con una concentración mínima de 0,5 %, 1,5 % y 1,5 % en peso del AS, respectivamente. Durante el desarrollo experimental se evaluó la adición de Gd2O3 y Sm2O3 bajo distintas configuraciones estructurales del agente de sostén, sustratos (arenas naturales y cerámicos) y resinas novolaca (importadas y nacionales). Además, se identificaron, evaluaron y optimizaron los parámetros críticos del procesamiento. Los AS desarrollados fueron escalados desde el laboratorio (2 kg) a escala piloto (15 kg) y posteriormente a escala industrial (200 kg). La caracterización y evaluación de la performance de los AS desarrollados se realizó mediante métodos agrupados en tres categorías: 1) Ensayos de caracterización específicos para agentes de sostén bajo normas internacionales API 19C / ISO 13503-5 (LOI, crush test, densidad bulk, conductividad, etc.); 2) ensayos estándares para la evaluación del recubrimiento de los AS y de las resinas como materias primas (SEM, ICP); 3) pruebas y metodologías diseñadas en esta tesis para evaluar la performance de los AS en aspectos no contemplados por las normas (pruebas de envejecimiento y de fricción, estudio mecánico de compresión diametral de proppants). Los resultados mostraron que el compuesto trazable no afecta la performance del agente de sostén resinado y que el recubrimiento presenta una alta estabilidad ante condiciones químicas y mecánicas severas. Para validar este producto tecnológico, se realizó junto con YPF un piloto de campo. Previamente se efectuó un escalado industrial, ajustando los distintos parámetros de procesamiento para optimizar la performance de los AS. En esta etapa, se generaron nuevas estrategias de recubrimiento de los AS para obtener un producto óptimo. Finalmente se fabricaron, en la planta industrial, 60 toneladas del producto desarrollado. Estos fueron bombeados durante la estimulación hidráulica en un pozo de tight gas de YPF. Los resultados del piloto mostraron una detección exitosa de los agentes de sostén trazables en el pozo. Esto permitió validar la tecnología desarrollada a lo largo de esta tesis y, además, generar información valiosa para los futuros diseños de estimulación hidráulica de YPF.
