Extração de hidrocarbonetos e fraturamento hidráulico

A Stanolind Company realizou as técnicas “Oilwell Shooting” em 1860 e “Well Acidizing” e “Pressure-Parting” nos anos 1930. No entanto, a primeira fratura hidráulica foi realizada pela mesma empresa em 1947 realizado por Floyd Farris para estudar o “formation breakdown”6_{, durante a fratura por acidificação (“acidizing”), injeção da água e}

cimentação, a fim de determinar uma relação entre o desempenho observado no poço e as pressões de tratamento. Assim, um tratamento experimental para estímulo do poço, utilizando então a recém-descoberta técnica, chamada de “HydraFrac”, foi realizado no mesmo ano (Figura 5) no campo Hugoton em Grant County, Kansas, pela empresa

6 _{Evento que ocorre quando a pressão do poço é de tal magnitude que a formação exposta não suporta a}

Stanolind. Foi utilizado cerca de 3.785 L de “Napalm” em um poço de aproximadamente 731 m de profundidade [17]. O procedimento foi bem-sucedido, porém a Halliburton Company (HOWCO - Halliburton Oil Well Cementing Co.) patenteou este procedimento em 1949 (Projeto 68-D-9).

Figura 5. Primeiro teste de fraturamento hidráulico (“HydraFrac”) conduzido pela empresa Amoco, 1947, com algumas indicações das instalações.

Fonte: Adaptado de Smith e Montgomery, 2015 [17].

A técnica de fraturamento hidráulico é uma das formas mais eficazes de extração de petróleo e gás de reservatórios não convencionais, onde os hidrocarbonetos são aprisionados nas rochas metamórficas e essa técnica consiste na realização da perfuração horizontal, proteção do poço (revestimento e cimentação), explosão interna (“gunner”), aplicação de fluido de fraturamento de alta pressão (FF), remoção de pressão e coleta de hidrocarbonetos [17–20]. O processo pode ser resumido da seguinte forma: I - Estimativa das tensões e a pressão; II - Determinação do “FCD” (condutividade de fratura adimensional) e o FOI (“Folds of Increase”); III - Estimativa da geometria da fratura: módulo de a-Young e b-”Sand/Shale” (Δσ); Perda de líquido IV – Determinação do coeficiente “C” e perda de “surto”; V – Determinação da viscosidade aparente da seleção do fluido (cps); VI - Calibração do modelo: teste de injeção de fratura a-”Stress-diagnostic” (DFIT) e perda de fluido e b-eficiência-“minifrac”; VII - Variação de histórico de pressão e VIII – Determinação da economia-refinamento de emprego: retorno de investimento descontado (DROI), valor presente líquido (NPV), penetração de fratura (xf), taxa de injeção (Q), concentração de propante (“PPG”), propante, fluido, volume e tipo de propante [17]. Como um exemplo de uma região de extração de “shale gas” nos EUA, onde o reservatório abrange uma grande área, podemos observar por meio da Figura 6 uma fotografia da vista

superior dessa região [7], onde os pontos claros são os campos de extração por meio da técnica de fraturamento hidráulico.

Figura 6. Fotografia tirada de um ponto superior de uma região de exploração de gás de folhelho nos EUA. Adaptado de [7].

Fonte: Adaptado de Valle, 2013 [7].

Reservatórios não convencionais de óleo/gás são os principais alvos para a utilização da técnica de fraturamento hidráulico. Essa técnica pode melhorar o nível de produção de poços de petróleo e de gás ao longo do processo de produção ou para produzir em camadas de baixa permeabilidade. Para diminuir os efeitos sobre a produção, o fraturamento hidráulico pode estender o alcance do poço para além da área de dano convencional (Figura 7). O aumento de produção pode ser determinado por meio da capacidade da fratura para alterar o regime de escoamento e a distância que a fratura atinge dentro do reservatório [21]. Neto [22] realizou uma simulação computacional da técnica de fraturamento hidráulico, variando o tipo de propante utilizado, onde foi possível obter dados de quantidade de propante a ser utilizado e as suas propriedades para o tipo de reservatório simulado.

Figura 7. Esquema do fraturamento hidráulico e a porcentagem de materiais de fluido.

Fonte: Adaptado de Total S.A., 2015 e Graham, 2014 [23,24].

Operações de fraturamento hidráulico comerciais foram registradas em 17 de março de 1949 realizadas pela empresa Halliburton (HOWCO) em Stephens County, Oklahoma e, em Archer County, Texas [25]. O fluido de fratura do método utilizado, chamado de “HydraFrac” (“HydraFrac material”), era composto de 25/75 de gasolina e de mistura de petróleo natural (“crude blend”), “Napalm” (6 %), areia (“Ottawa sand” - utilizou-se de 100 a 150 libras de areia) e gel de fraturamento hidráulico (“gel breaker”) S-60 [17]. O custo, em média na época para esse fraturamento do ano de 1949, foi de US$ 900,00 [26].

Normalmente, utiliza-se 90 % de água, 9,5 % de propante (também chamado de areia, para indicar o propante natural, e também conhecido como agente escorante) e 0,5 % de aditivos químicos [27,28]. Os propantes e a mistura de fluidos são os principais componentes dos materiais de fraturamento [21,29]. Esse fluido pode ser petróleo, gel aquoso ou água (normalmente água tratada, conhecida como água fresca) e diversos produtos químicos empregados no fraturamento como ácidos, estabilizantes, inibidor de corrosão, redutor de fricção, surfactantes, agente de ajuste de pH. Esse fluido ajuda na estimulação do reservatório e recuperação dos hidrocarbonetos [27,30,31]. A Tabela 3 apresenta uma relação das substâncias utilizadas no fluido de fraturamento.

PROPANTE NATURAL ADITIVOS QUÍMICOS

Tabela 3. Principais insumos e fluidos empregados no fraturamento hidráulico.

Substância injetada

%

(vol.) Propósito Produtos utilizados Observações

Água 90

Fraturar as rochas quando injetada sob pressão

Água de poço, água de lagos de fazenda ou água do solo previamente extraída da camada do próprio reservatório de hidrocarboneto

Volume de água necessária varia de 0,2 a

1,3 milhões de litros por poço Propante 9,51 Manter as fraturas abertas após a remoção da pressão do fluido

Areia, areia revestida com resina, cerâmicas, bauxita

Últimas tecnologias em propantes incluem cerâmicas de alta resistência e bauxita sinterizada Ácidos (acidificação, também uma alternativa) 0,123 Dissolver a calcita presente no reservatório

Ácido Clorídrico (HCl), ácido muriático (HCl de baixa pureza) e ácido acético

Nem todos os poços precisam desse tratamento, pois nem todos os reservatórios possuem calcita (carbonatos) Agente gelificante ou estabilizadores de argila 0,056 Aumentar a viscosidade do fluido

para permitir que mais propantes sejam

carregados para dentro das fraturas,

maior alcance

Goma arábica, amido, derivados de celulose, cloreto

de polidimetil dialilamonia (“Claytrol”), cloreto de tetrametilamônia (“Claytreat

3C”)

Nem toda a operação de fraturamento hidráulico

utiliza um gel; Fraturamento sem gel é

chamado “slickwater” (água lisa ou líquido de

fratura) “Crosslinker” - Ligação cruzada 0,007 Aumentar a viscosidade dos agentes gelificantes

Sal de borato, etil-glicol, isopropanol, octaborato dissódico tetrahidratado, ácido

bórico, óxido bórico

Existem diferentes “crosslinkers” para diferentes agentes gelificantes Biocida 0,001 Limitar ou prevenir o crescimento de bactérias que possam

danificar o agente gelificante

Glutaraldeído, 2,2-dibromo-2- cianoacetamida (DBNPA), sulfato tetrakis hidroximetil fosfônico (THPS, Magnacide

575), bronopol (2-bromo-2- nitropropano-1,3-diol), hipoclorito de sódio, tiossulfato

de sódio, ácido bórico, soda cáustica

O agente gelificante de polímero natural é um

bom alimento para contribuir com o crescimento de bactérias

– os biocidas matam essas bactérias

continua

Substância injetada

%

(vol.) Propósito Produtos utilizados Observações

Solução tampão (“pH buffer”) 0,011 Manter o pH do fluido em uma faixa específica

Ácido acético, hidróxido de sódio, carbonato de potássio,

carbonato de sódio Necessário para a estabilização dos polímeros de ligação cruzada (“crosslinkers”) Agente de quebra/que- bradores de gel (“breaker”) 0,01 Quebrar quimicamente as ligações do gel para reduzir a viscosidade

e igualar à viscosidade da água

Peróxidos de hidrogênio, persulfato de sódio, diamônio

peroxodissulfato

Necessário se um gel for utilizado Inibidores de corrosão (“corrosion scale inhibitors”) 0,002 Prevenir o depósito de incrustações na tubulação [32] Resina de babosa, n,n- dimetilformamida, metanol, nonilfenol

Também utilizado como anticongelante automotivo, produtos de limpeza e agente de degelo [32] Redutores de fricção 0,088 Reduzir a tensão

superficial do fluido Álcool oxialquilado -

Outros aditivos - Espumantes, estabilizadores de gel, estabilizadores de argila, conservantes, surfactantes (0,085%) e eliminador/removedor de oxigênio

Terpenos e terpenoides, óleo de laranja doce, poliacrilamida, álcoois, n,n-

dimetilformamida, ácido cítrico, bissulfito de amônio, etileno glicol (0,043%), cloreto

de potássio (0,06%)

-

Conclusão

Fonte: Adaptado de “GDE”, 2014 e Suchy, 2012 [33,34]

Para a realização do fraturamento hidráulico, são necessários vários caminhões e equipamentos, assim como grande quantidade em volume de fluido de fraturamento. A Figura 8 apresenta alguns detalhes da estrutura de um campo de extração (2011) de óleo e gás por meio da técnica de fraturamento hidráulico.

Figura 8. Descrição de um campo de extração de hidrocarbonetos por meio da técnica de fraturamento hidráulico, realizado no campo Marcellus na Pensilvânia, EUA.

Fonte: Adaptado de Suchy e Newell, 2012 [34].

A técnica de perfuração comum é a direcional ou de perfuração horizontal. Ela é popular por permitir um maior contato em área do poço com o reservatório, fazendo com que se extraia maior quantidade de hidrocarbonetos [33].