Novas tecnologias para reservatórios não convencionais de hidrocarboneto

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

GABRIEL GUIMARÃES OLIVEIRA

NOVAS TECNOLOGIAS PARA RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS DE HIDROCARBONETO

Niterói,RJ 2017

NOVAS TECNOLOGIAS PARA RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS DE HIDROCARBONETO

Trabalho de conclusão de curso apresentado ao curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para a obtenção do grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo.

Orientador:

Prof. Dr. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco

Niterói,RJ 2017

GABRIEL GUIMARÃES OLIVEIRA

NOVAS TECNOLOGIAS PARA RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS DE HIDROCARBONETO

Trabalho de conclusão de curso apresentado ao curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para a obtenção do grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo.

Aprovado em 03/01/2017

BANCA EXAMINADORA

____________________________________________ Prof. Dr. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco

Universidade Federal Fluminense (UFF)

____________________________________________ Prof. Dr. João Crisósthomo de Queiróz Neto

Universidade Federal Fluminense (UFF)

____________________________________________ Prof. Dra. Juliana Souza Baioco

Universidade Federal Fluminense (UFF)

Niterói,RJ 2017

O mundo atual ainda é muito dependente de combustíveis fóssil, fatores como o avanço tecnológico e o aumento da demanda por combustíveis vem influenciando a produção de fontes de hidrocarbonetos não convencionais. Os reservatórios não convencionais em todo mundo são muito mais abundantes se comparada com os reservatórios que estão sendo produzida na atualidade, porém, a exploração dessas incidências de hidrocarbonetos só está sendo possível graças ao desenvolvimento tecnológico, que diminui consideravelmente o custo de exploração dessas reservas, tornando-a viável economicamente a produção dessas fontes. Um exemplo que está gerando um impacto mundial, é a exploração de gás em folhelho nos Estados Unidos. Nesse trabalho será mostrado as principais reservas não convencionais e os locais onde cada tipo de acumulação é mais comum e as formas de estimulações mais utilizadas atualmente para tornar a produção economicamente viável. Será apresentado os novos métodos de estimulação de poços, pois essas técnicas viabilizaram exploração do “shale gas” (gás de folhelho) nos Estados. Também é falado sobre a exploração de reservas não convencionais no Brasil e em outros países, onde já se observa um esforço para aumentar a produção em reservatórios não convencionais e as técnicas utilizadas por cada país para viabilizar a produção dessas fontes não convencional de hidrocarboneto.

Palavras-chave: Reservatórios não Convencionais, Fraturamento Hidráulico,

The current world is still heavily dependent on fossil fuels, factors such as technological advancement and increased demand for fuels have been influencing the production of unconventional hydrocarbon sources. Unconventional reservoirs around the world are much more abundant compared to the reservoirs being produced today, but the exploitation of these hydrocarbon incidents is only possible thanks to the technological development, which considerably reduces the cost of exploring these reserves, Making it economically viable to produce these sources. One example that is generating a global impact is shale gas exploration in the United States. This work will show the main unconventional reserves and the places where each type of accumulation is more common and the forms of stimulation currently used to make production economically viable. The new methods of well stimulation will be presented, as these techniques enabled the exploration of shale gas in the States. There is also talk about the exploration of unconventional reserves in Brazil and other countries, where an effort is already being made to increase production in non-conventional reservoirs and the techniques used by each country to enable the production of these non-conventional sources of hydrocarbons.

Keywords: Unconventional Reservoirs, Hydraulic Fracture, Horizontal Wells, Tight Gas, Oil Shale, Shale Gas

ABSTRACT ...4 Lista de Figuras ...7 Lista de Tabelas ...9 Agradecimentos ...10 CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO ...11 1.1 Estrutura do trabalho ...12

CAPÍTULO 2 – RESERVATÓRIOS CONVENCIONAIS ...13

2.1 Acúmulo de hidrocarbonetos em reservatórios ...13

2.2 Característica de rocha reservatório ...15

2.3 Característica de rocha selante ...16

2.4 Característica dos fluidos ...16

2.5 Tipos de estruturas de reservatórios convencionais ...17

2.6 Tipos de reservatórios convencionais para petróleo considerando o tipo de fluido ...19

2.6.1 Reservatórios de óleo saturado e subsaturado ...19

2.6.2 Reservatórios de óleo de baixa contração e de alta contração ...20

2.6.3 Reservatórios de óleo normal e óleo quase crítico ...20

2.6.4 Reservatório de gás ...21

2.6.5 Reservatório de gás úmido e gás seco ...21

2.6.6 Reservatório de gás retrógrado ...21

2.6.7 Reservatório de óleo e gás ...22

CAPÍTULO 3 – RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS DE HIDROCARBONETO...24

3.1.3 Reservatórios de gás de carvão mineral “coalbed methane” ...30 3.1.4 Reservatório de hidratos de gás “methane hydrates” ...31 3.2 Reservatório de óleo não convencional...33

3.2.1 Reservatório de óleo pesado “heavy oil” ...33 3.2.2 Reservatório de xisto betuminoso “oil shale” ...35 CAPÍTULO 4 – TÉCNICAS DE SUPORTE USADOS EM RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS ...37

4.1 Perfuração Direcional ...37

4.2 Estimulação por Fraturamento ...38

4.3 Novos modelos de Fraturamento Hidráulico ...42

4.3.1 Uso da técnica do Agrupamento Optimizado e do “BroadBand

Sequence

_”

5.1 Visão sobre as descobertas de reservatórios no Brasil e os avanços tecnológicos ...58 CAPÍTULO 6 – Conclusões ...61 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ...62

Figura 1.1 - Previsão de investimento em óleo e gás no cenário mundial até 2035. Fonte: (IEA, 2004) ...11 Figura 2.1 - Relação espaciais entre rochas geradoras, reservatórios e selantes. Fonte: (Thomas, 2001) ...14 Figura 2.2 - Acúmulo de hidrocarbonetos em um reservatório convencional. Fonte: (Hartman et al,1999) ...14 Figura 2.3 - Microfotografia de uma rocha reservatório contendo óleo. Fonte: (Thomas, 2001) ...15 Figura 2.4 - Armadilha Estrutural. Fonte: (Thomas, 2001) ...18 Figura 2.5 - Armadilha Estratigráfica Fonte: (Thomas, 2001) ...18 Figura 2.6 - Diagrama de fases de uma mistura de hidrocarboneto Fonte: (Rosa et al, 2006) ...19 Figura 2.7 - Digrama de fases (p1 e T1) – reservatório de óleo. (p2 eT2) – reservatório de gás retrógado. (p3 e T3) – reservatório de gás. Fonte: (Rosa et al, 2006) ...22 Figura 3.1 - Pirâmide de Recursos convencional e não convencional. Fonte: (Repsol, 2013) ...25 Figura 3.2 - Arenito Convencional (esquerda) X “Tight Sands” (direita). Fonte: (Dutton et al, 1993) ...26 Figura 3.3 - Diagrama generalizado mostrando a área de ocorrência de acumulações de gás de forma convencional em trapas estruturais e estratigráficas e de forma não convencional em reservatórios de folhelho. Fonte: (Adaptado de Pollastro, 2003) ...28 Figura 3.4 - Taxa média de produção de shale gas nos EUA. Fonte: (MIT,2010) ...29

...32 Figura 3.6 - Estimativa dos recursos petrolíferos mundiais. Fonte: (Alboudwarej et al, 2007) ...34 Figura 3.7 - Foto de uma rocha contendo xisto betuminoso (oil shale). Fonte:

(http://ostseis.anl.gov/guide/oilshale/) ...35

Figura 4.1 - Representação esquemática de uma Perfuração horizontal. Fonte:(www.manutençãoesuprimentos.com.br) ...38 Figura 4.2 - Composição do fluido de fraturamento. Fonte: (Ayde,2004) ...39 Figura 4.3 - Desenhos esquemático de fraturas simples e complexas. Fonte: (Fisher, M.K. et al, 2002) ...40 Figura 4.4 - Processo de fraturamento hidráulico em reservatório de shale gas. Fonte: (Fapesp- Nerc Workshop on sustainable gas future) ...41 Figura 4.5 - Caminhões e equipamentos necessários para o fraturamento hidráulico próximo a um poço nos Estados Unidos. Fonte:(Energy.usgs.gov) ...41 Figura 4.6 - Técnica do “plug and perf” usado na estimulação em reservatórios do “shale gas” Fonte: (Chong, K.K. et al, 2010) ... ...43 Figura 4.7 - Agente de desvio bloqueado a fratura. Fonte: (Schlumberger,2015) ...44

Figura 4.8 - Empacotador de straddle BHA (Bottomhole assembly) usado para operações de re-fraturamento. Fonte: (Wellhoefer B. and Simmons Y.) ...46 Figura 5.1 - Mapa Geológico da Argentina com bacias de hidrocarbonetos, a seta vermelha indicando a bacia de Neuquén Basin a mais importante do país. Fonte: (Barreto, 2013) ...48 Figura 5.2 - Perfuração de reservatórios de arenito de baixa permeabilidade nos EUA. Fonte:(www.skytruth.org) ...55 Figura 5.3 - Ocorrência de Shale gas no Brasil e no mundo, seta vermelha indicando a Bacia do Parnaíba. Fonte: (EIA, 2013) ...56

Figura 5.5 - Ocorrência de Xisto Betuminoso “oil shale” no Brasil. Fonte: (DOS SANTOS, 2010, Apud PETROBRAS, 2008) ...58 Figura 5.6 - Perfil das reservas Brasileiras – Total de 13,7 bilhões de boe. Fonte: (19th World Petroleum Congress, Spain 2008 Forum 04: Unconventional petroleum resources) ………. 59 Figura 5.7 - Mapa das Bacias sedimentares brasileiras, mostrando as áreas com acúmulo de óleo não convencional. Fonte: (19th World Petroleum Congress, Spain 2008 Forum 04: Unconventional petroleum resources) …….60

Lista de tabelas

Tabela 5.1 - Reservas provadas de xisto betuminoso de óleo de xisto. Fonte: (Adaptado do relatório World Energy Resources, 2003) ...51

Agradecimentos

Gostaria de agradecer primeiramente a Deus, por me dar forças e saúde nos momentos difíceis e a oportunidade de ter cursado essa graduação.

Agradecer ao meu pai, a minha mãe e meu irmão pelo apoio nesses anos de estudo, por me encorajar a seguir em frente na esperança de dias melhores. A minha companheira Mariana por estar sempre ao meu lado me dando forças e me encorajando.

Aos meus colegas de classe pela parceria e pelos bons momentos. Em especial ao Vinícius por estar sempre disposto a ajudar em momentos de estudo.

Aos professores que me deram a oportunidade de poder aprender muito durante todos esses anos de graduação. Em especial ao Professor Carrasco pela orientação desse projeto e pelo ótimo professor que foi durante toda minha graduação.

1. Introdução

Os reservatórios convencionais estão cada vez mais difíceis de serem

localizados e os que estão em produção já não produzem com vazões tão altas como no passado, porém, o consumo de hidrocarboneto vem aumentando e a previsão mostra que a demanda para esse produto no futuro continuará crescendo. Uma solução para o abastecimento desse crescente consumo é o tema desse trabalho, isto é, a produção de reservas não convencionais para tentar suprir a demanda.

Os investimentos em fontes de energia não renováveis veem se diversificando e com o passar do tempo a fatia de recursos investidos em fontes não convencionais vem aumentando.

De acordo com o relatório World Energy Investment Outlook (IEA, 2004), a tendência para o investimento em cada fonte tanto para óleo quanto para gás pode ser observado na Figura 1.1.

Figura 1.1 – Previsão de investimento em óleo e gás no cenário mundial até 2035. Fonte: (IEA, 2004).

Existe o interesse em diversos países em garantir seu suprimento energético futuro e a solução que muitos estão tentando encontrar é a viabilização da exploração de reservatórios não convencionais. Essas reservas

apresentam características geológicas diferentes dos reservatórios convencionais, portanto, exigirão um maior trabalho para retirada do hidrocarboneto de suas rochas, exigindo um incremento no custo operacional para produção dessas fontes.

1.1 Estrutura do trabalho

No capítulo 1 mostra-se a introdução geral desse trabalho descrevendo os motivos que levaram a observância desse tema. No capítulo 2 será voltado para uma revisão bibliográfica onde será feito uma breve explicação dos conceitos importantes, tendo como ponto de partida a caracterização de um reservatório convencional, bem como as propriedades das rochas e dos fluidos contidos no reservatório e também será diferenciado os tipos de reservatórios convencionais. No capítulo 3 será mostrado os reservatórios não convencionais. No capítulo 4 será mostrado as técnicas de suporte utilizadas para viabilizar a produção de reservatórios não convencionais. No capítulo 5 será mostrado a exploração de reservatórios não convencionais no Brasil e no Mundo e finalmente no capítulo 6 será escrito a conclusão.

2. Reservatórios convencionais

2.1 Acúmulo de hidrocarbonetos em Reservatórios

Segundo Thomas (2001), o petróleo é uma mistura de diversos hidrocarbonetos de diferentes pesos moleculares, atualmente a teoria mais aceita diz que o petróleo vem de matérias orgânicas formadas por microorganismos e algas que formam o fictoplancton, depositados em ambiente com baixo nível de oxigênio (ambiente anaeróbico), esses matérias são aos poucos enterrados por sedimentos, indicando uma área de deposição e com o passar do tempo geológico esses materiais vão sendo encobertos por camadas sucessivas de sedimentos, gerando um aumento de pressão e de temperatura, que são fatores essências para transformação do material orgânico em petróleo.

Esse aumento de calor e pressão e a atuação de bactérias irão gerar modificações na matéria orgânica que provocará a reorganização molecular e a transformação da matéria em querogênio (metano bioquímico), com o incremento da temperatura essa substância pode gerar o hidrocarboneto líquido ou gasoso dependendo do estado dessa transformação (Thomas,2001). Para que ocorra a formação de um reservatório convencional de petróleo, deverá ocorrer algumas etapas de migração e acumulação e a existências de estruturas específicas como dobras e falhas (Thomas,2001). O petróleo é formado dentro de uma estrutura rochosa de baixa permeabilidade, devido ao meio não oxigenado requerido para formação do hidrocarboneto, essa estrutura é chamada de rocha geradora, ela é rica em material orgânico e geralmente é um folhelho (Thomas,2001).

Após ocorrências de eventos geológicos o óleo que está nessa rocha conseguirá escapar devido o aparecimento de fissuras geológicas, que levam o aumento da permeabilidade da estrutura. Como o fluido tende a escapar para uma área de menor pressão que a rocha geradora, esse fluxo de escape da rocha geradora é chamado de migração primária. Com a continuidade desse

fluxo de fluido através de um caminho com um certo nível de permeabilidade, sua migração poderá ser interrompida por uma rocha impermeável chamada de rocha Capeadora, esse fluxo anteriormente descrito é chamado migração secundária (Thomas,2001).

A rocha capeadora junto com a rocha porosa (rocha reservatório) forma um reservatório. Um esquema de migração pode ser observado na Figura 2.1 (Thomas,2001).

Figura 2.1 – Relação espaciais entre rochas geradoras, reservatórios e selantes. Fonte: (Thomas, 2001)

Após a chegada desse fluxo na rocha reservatório ocorrerá a formação das fases desse fluido dentro do próprio reservatório, ficando o gás na parte superior devido sua menor densidade e a água na parte inferior, o óleo ficará entre essas duas fases como demostrado na Figura 2.2.

Figura 2.2 - Acúmulo de hidrocarbonetos em um reservatório convencional. Fonte: (Hartman et al,1999)

2.2 Característica da rocha reservatório

Uma rocha reservatório pode ter qualquer origem ou natureza, entretanto,

ela deve possuir características adequadas para armazenar petróleo. Deve existir um espaço entre os sedimentos ou fissuras em seu interior, que é definido como porosidade e esses espaços deve ter um grau de conectividade que proporcione uma capacidade de fluxo no seu interior.

As acumulações são geralmente de rochas sedimentares que atendem os requisitos de porosidade intergranular e permeabilidade, as mais conhecidas são os arenitos e carbonatos. Outros tipos de rochas podem constituir um reservatório de petróleo, entretanto, deve existir um conjunto de fraturas para que as mesmas tenham capacidade de armazenar e produzir de forma econômica, como por exemplo, as rochas ígneas e metamórficas naturalmente fraturadas.

O fraturamento artificial de uma rocha reservatório pode ser realizado com o intuito de aumentar sua permeabilidade.

Segundo Suárez (2012) as rochas que formam os reservatórios convencionais apresentam porosidade superior a 10% e permeabilidade superior a 0,1 mD. Os fatores que influenciam a porosidade são a arrumação, forma e tamanho dos grãos que constituem essa rocha, o grau de cimentação também afeta diretamente a porosidade e a permeabilidade da rocha, pois o cimento pode obstruir a comunicação existente entre os poros. Na Figura 2.3 observa-se uma visão aumentada da disposição dos grãos na rocha reservatório.

2.3 Característica da rocha selante

A característica principal de uma rocha dita selante é a sua baixa permeabilidade (menor que 10 mD), isto é, não existirá um fluxo de fluido através dessa rocha. Existem diferentes tipos de rochas selantes, as mais comuns em um reservatório de petróleo convencional são os folhelhos e evaporitos (sal), está última sendo encontrada como rocha selante no reservatório do pré-sal brasileiro, entretanto, outras rochas que não admitem fluxo através do seu interior também podem ser chamadas de rocha capeadora. A plasticidade dessa rocha também é um fator importante, pois as mesmas serão submetidas a esforços de deformações e não poderão perder sua característica selante com eventuais formações de fraturas que levem a criação de caminhos para circulação de fluidos. A extensão areal é outra característica importante, pois com o aumento da mesma ocorrerá uma maior capacidade de acumulo de hidrocarboneto.

Embora os folhelhos tenham baixa permeabilidade e geralmente são encontradas como rochas geradoras, também podem ser encontradas como rochas reservatório em formações não convencionais de gás os chamados “shale gas” (gás de folhelho) e a produção desse reservatório só será possível devido a utilização de tecnologias e métodos apropriados de estimulação.

2.4 Característica dos fluídos

Segundo Rosa et al (2006) o petróleo é uma mistura de hidrocarbonetos

que pode ser encontrado dependendo das condições de pressão e temperatura nos estados sólidos, líquidos e gasosos, ou pode se apresentar em uma ou mais fases em equilíbrio. Os hidrocarbonetos são compostos formados por carbono e hidrogênio, que de acordo com suas características são agrupados em série e mais de 15 destas séries já foram identificadas, sendo as mais comuns as parafinas, as olefinas e os hidrocarbonetos aromáticos.

Na série parafina são encontrados hidrocarbonetos de ligação simples em sua cadeia carbono que possuem a fórmula (CnH2n+2), também existe

parafínicos ramificados em um ou mais átomo de carbono, sendo esses denominados isoparafínicos e possuem a mesma fórmula dos parafínicos

normais. Na série olefinas são encontrados hidrocarbonetos de ligação dupla em sua cadeia de carbono que possuem fórmula (CnH2n). Na série aromática

são encontrados os benzenos (C6H6), os toluenos (C7H8) e os naftalenos

(C10H8) .

Junto com essa mistura de hidrocarbonetos ocorrerá a incidência de uma certa quantidade de impurezas, sendo as mais comuns o dióxido de carbono (CO2), o nitrogênio (N2), o gás sulfídrico (H2S), o Hélio (He) e outros compostos

em menor quantidade. Com toda essa diversidade de componentes e composições, faz com as características de cada óleo se diferencie entre si (Rosa et al, 2006).

Quando essa mistura de petróleo se apresenta no estado gasoso recebe o nome de gás natural, nessa composição irá existir a presença em maior percentual de hidrocarbonetos mais leves da série parafina. No estado líquido essa mistura é chamada de óleo e são encontrados componentes mais pesados se comparada com o gás. Outro ponto importante, é que nas condições de reservatório o hidrocarboneto que se encontra no estado líquido poderá passar para o estado gasoso em condições de superfície, esse fato ocorre porque nesse último estado a pressão e a temperatura são menores e a fração mais leve se evaporiza da mistura (Rosa et al, 2006).

2.5 Tipos de estruturas de reservatórios convencionais.

As acumulações de petróleo convencionais podem ser de três tipos, formações de caráter estrutural, são aquelas que apresentam estruturas capazes de conter hidrocarboneto graças a modificações ocasionadas por esforços tectônicos. Formação de caráter estratigráfico, que apresentam configurações apropriada para retenção de óleo devido ao seu fator de deposições subsequentes de diversos tipos de sedimentos, ocorrendo uma certa variabilidade de permeabilidade. O terceiro tipo é o mista ou combinada, que apresentam as características tanto estruturais como estratigráficas.

As acumulações convencionais de maior incidência são do tipo estrutural, onde ocorre a resposta da rocha a um esforço ou deformação, gerando

estruturas como as dobras e as falhas. As falhas têm o papel importante em colocar a rocha reservatório em contato com a rocha selantes. Na Figura 2.4 poderá ser observado estruturas anticlinais e blocos falhados como trapas estruturais.

Figura 2.4 – Armadilha Estrutural. Fonte: (Thomas, 2001)

Já a estrutura estratigráfica não tem relação com esforços atuando sobre a rocha, entretanto, existe a formação de camada geológicas com permeabilidades diferentes através do passar do tempo geológico, como mostrado na Figura 2.5. Uma outra forma de armadilha é a combinada ou mista, que é a soma de fatores estrutural e estratigráfica.

2.6 Tipos de reservatórios convencionais de hidrocarboneto considerando o tipo de fluido

Sabe-se que a depender das condições de pressões e temperatura o

petróleo na formação poderá se apresentar em diferentes maneiras, isto é, totalmente líquida, totalmente gasoso ou uma mistura em equilíbrio de líquido e gás. Dessa forma, pode-se dizer que existe reservatório de óleo com gás em solução, reservatórios de gás e reservatórios de óleo com camada de gás. Uma forma de determinar qual acumulação está presente em uma determinada área é através da identificação da temperatura e da pressão que existe nessa formação e correlacionar esses dados com o diagrama de fases de uma mistura de hidrocarboneto conforme a Figura 2.6. As misturas que estiverem nas condições de temperatura e pressão referentes ao ponto R1 do diagrama, isto é, do lado esquerdo do ponto crítico, formarão um reservatório de óleo, caso esse ponto esteja a direta do ponto crítico, como o ponto R2, formarão um reservatório de gás.

Figura 2.6- Diagrama de fases de uma mistura de hidrocarboneto. Fonte: (Rosa et al, 2006).

2.6.1 Reservatórios de óleo saturado e subsaturado

Com início da produção de uma reserva de petróleo, o fluido que

inicialmente está sobre uma determinada pressão e temperatura nas condições de reservatório irá se movimentar para a superfície devido ao diferencial de pressão. Chegando aos equipamentos de superfície, esse mesmo fluido estará

submetido a uma nova condição de pressão e temperatura, podendo sofrer alteração em suas fases devido a essas novas condições.

A temperatura do reservatório se mantém aproximadamente constante durante toda sua vida produtiva, porém, sua pressão irá diminuir com o passar do tempo (depletação), alterando as propriedades do fluido que permanece dentro formação.

Um reservatório de óleo, pode ser definido como reservatório de óleo saturado ou óleo subsaturado. Se o ponto referente a pressão e a temperatura do fluido dentro do reservatório estão sobre a curva de bolha (ponto de vaporização) dessa mistura, qualquer redução de pressão acarretará a formação de uma fase de gás, essas condições caracterizam um reservatório de óleo saturado. Já para formações de óleo que estão com o ponto referente a pressão e temperatura acima da curva de bolha, serão caracterizados como reservatórios de óleo subsaturado, pois com a diminuição de pressão não existirá a vaporização do gás.

2.6.2 Reservatórios de óleo de baixa contração e de alta contração

Com a diminuição da pressão causada pela passagem das condições de reservatório para condições de superfície, a parte mais leve que está dissolvida no fluido irá se vaporizar seguidos dos componentes intermediários, com isso, irá ocorrer uma contração da fase líquida restante. Pode-se dizer então que óleo com grande quantidade de fase leve irá liberar mais gás e a fase líquida remanescente irá sofre uma maior contração devido à perda de massa ocorrida pela vaporização da fase leve, esses óleos são de alta contração. Óleos que apresentam um maior teor de componentes pesados terão uma contração menor devido a menor quantidade de gás que é liberado com a diminuição da pressão, esses óleos são chamados de baixa contração (Rosa et al, 2006).

Existem óleos que não se classificam nem como de alta contração nem como de baixa contração, essas misturas são chamadas de óleo normal ou “black-oil” (Rosa et al, 2006). Os óleos quase críticos apresentam suas condições de pressão e temperatura situado em um ponto próximo a da pressão e temperatura crítica da mistura, com uma pequena diminuição de pressão observa-se a liberação de grandes quantidades de gás.

2.6.4 Reservatório de gás

Quando o fluido que está no reservatório está na fase gasoso, isto é, o ponto referente a pressão e a temperatura no diagrama de fases está do lado direito do ponto crítico.

2.6.5 Reservatório de gás úmido e gás seco

Quando a mistura de gás é submetida ao processo de separação na

superfície e ocorre a condensação de uma fase líquida, define-se esse reservatório como de gás úmido, entretanto, se a quantidade de líquido condensado for pequena o suficiente para não ter valor econômico, existirá como definição apenas um reservatório de gás seco. As condições de pressão e temperatura em superfície são ditadas pelos equipamentos de separação, logo observa-se que a classificação de um reservatório não depende somente da composição original do óleo, mas também dos equipamentos de separação da superfície.

2.6.6 Reservatório de gás retrógrado

Nesse tipo de reservatório ocorre um fenômeno interessante no gás

dentro do reservatório, à medida que o fluido vai sendo produzido a pressão dentro do reservatório irá diminuir, ocasionando a condensação do gás dentro da formação, o que se esperava era a maior vaporização do líquido com a diminuição da pressão. Isso ocorre porque a temperatura do gás está entre a temperatura crítica e a cricondenterma, que é a linha perpendicular ao eixo da temperatura no diagrama de fases que representa a maior temperatura onde coexistem duas fases, isto é, líquido e gás em equilíbrio termodinâmico.

A formação desse condensado dentro do reservatório poderá atrapalhar o fluxo de gás e por consequência atrapalhar a produção do mesmo. Por esse motivo esse fenômeno não é favorável no estágio produtivo.

Uma maneira de classificar um reservatório foi proposta por Craft Hawkins em 1959, onde eles usaram a razão de gás/ líquido de produção (RGL) que é o quociente da divisão da vazão do gás pela vazão do líquido, as duas em condições padrões e definiram os reservatórios como:

Reservatório de Óleo: RGL ≤ 900 m³ std/m³ std;

Reservatório de Gás Condensado: 900 m³ std/ m³ std < RGL < 18 000 m³ std/m³ std; Reservatórios de Gás Seco: RGL ≥ 18 000 m³ std/m³ std.

Na Figura 2.7, pode-se observar visualmente a localização das

propriedades de temperatura e pressão no diagrama de fases para cada tipo de reservatório descrito até aqui.

Figura 2.7 – Diagrama de fases, (p1 e T1) – reservatório de óleo. (p2 eT2) – reservatório de gás retrógado. (p3 e T3) – reservatório de gás. Fonte: (Rosa et al, 2006)

2.6.7 Reservatório de óleo e gás

Existe na natureza os reservatórios mistos, uma parte do hidrocarboneto estará na forma líquida e a outra parte na forma gasosa em equilíbrio, portanto,

classifica-se essas acumulações como de óleo ou de gás dependendo da fase predominante. Quando existe uma quantidade considerada de gás, mas o interesse na exploração é o óleo, essa formação será classificada como reservatório de óleo com capa de gás. Caso exista viabilidade econômica apenas na exploração do gás, será classificado apenas como reservatório de gás.

3. Reservatórios não convencionais de hidrocarboneto

A classificação dos reservatórios não convencionais não está baseada nos hidrocarbonetos existentes em suas rochas, mas sim na caracterização da rocha reservatório. Agora será feito algumas caracterizações de reservatórios não convencionais e definido suas principais diferenças se comparado com os reservatórios convencionais.

As rochas reservatórios convencionais são em sua maioria arenitos e carbonatos fraturados devido à presença de uma alta porosidade e permeabilidade e a capacidade de armazenar hidrocarbonetos e produzir a uma taxa economicamente viável (Monteiro, 2011).

A principal diferença entre um reservatório convencional e um reservatório não convencional está na geologia da formação, o reservatório convencional há um sistema petrolífero onde existe rochas geradores, reservatório, selantes, trapas geológicas e falhas que possibilitam que o petróleo migre da rocha geradora para o reservatório. Já em reservatórios não convencionais a própria rocha geradora pode ser também a rocha reservatório e selante devido a sua baixa permeabilidade.

Segundo Suárez (2012) as rochas que formam os reservatórios convencionais apresentam porosidade superior a 10% e permeabilidade superior a 0,1 mD, enquanto os reservatórios não convencionais compreendem rochas com porosidade inferior a 10% e permeabilidade inferior a 0,1 mD. Os reservatórios não convencionais apresentam reservas muito superiores e são mais abundantes se comparado com os convencionais, eles são bastante diversificados, podendo ser profundo ou não, homogêneo ou fraturado, possuir alta ou baixa temperatura, conter uma única zona ou múltiplas zonas e ser de formato tabular ou lenticular. Observa-se que cada caso é único, portanto, cada reservatório tem que ser estudado individualmente (Batista, 2011).

Devido à complexidade desses reservatórios sua produção se torna mais onerosa se comparado com os reservatórios convencionais. Existem diversos tipos de reservatórios não convencionais, como será visto, a evolução da tecnologia e do entendimento a respeito das acumulações de hidrocarbonetos geraram um ambiente propício para exploração dessas novas reservas. Essas

acumulações irão incluir áreas geológicas contendo xisto, areias impermeáveis, carbonatos, areias com óleo pesado, acumulação de carvão com metano entre outras.

Cabe ressaltar que o conceito de um reservatório não convencional é impreciso, pois no futuro com a evolução das técnicas e da tecnologia empregada na exploração desses reservatórios, os mesmos poderão se tornar convencional.

Na Figura 3.1 observa-se a pirâmide de recurso, que mostra o incremento de custo e dificuldade de extração. A base da pirâmide é formada por recursos não convencionais, onde existe a necessidade de aplicação de uma maior tecnologia para exploração desses recursos, entretanto, a sua oferta é superior a ponta da pirâmide, onde existe os recursos convencionais em menor quantidade e com um custo de exploração inferior aos não convencionais (Base).

Figura 3.1 – Pirâmide de Recursos convencional e não convencional. Fonte: (Repsol, 2013).

3.1 Reservatório de gás não convencional.

São reservatórios incapazes de produzir volumes comerciais de hidrocarbonetos gasoso sem assistência de estimulações ou métodos de recuperação especiais. Nessas acumulações o gás é produzido a partir de

arenitos/carbonatos não permeáveis (“tight gas sand”/”carbonates”), de folhelhos que são rochas finas de baixíssima permeabilidade (“shale gas”), de carvão mineral (“coalbed methane”) e de depósitos de hidrato de gás (“gas

hydrate deposits”).

3.1.1 Reservatório de areais impermeáveis “tight sands”

Esses reservatórios do ponto de vista geológico é o mesmo que forma acumulações convencionais de arenitos, entretanto, ele apresenta o meio poroso bastante mal selecionado e pouco conectado. O termo “tight gas” se refere ao hidrocarboneto gasoso contido em um reservatório de baixa permeabilidade. Essa diferença ocorre devido aos sedimentos mal selecionado e altos níveis de alterações diagenéticas ocasionado pelo aumento da pressão e temperatura, gerando como produto o cimento, reduzindo assim a permeabilidade (Min et al, 1998). Na Figura 3.2 observa-se a diferença entre um arenito normal e um “tight sands”. Um poço desse tipo pode ter uma vida rentável economicamente de até 50 anos.

Figura 3.2 – Arenito Convencional (esquerda) X “Tight Sands” (direita). Fonte: (Virgens, 2011)

Com o início da exploração dessas reservas foram usados poços verticais devido ao pouco conhecimento da região em subsuperfície e dos altos riscos envolvidos na perfuração desses poços, à medida que foram sendo explorados houve o aumentando do conhecimento sobre a área e o

comportamento dessas reservas, com isso os riscos envolvidos foram sendo controlados e deram margem para novos projetos que envolviam a utilização de poços horizontais (Smith et al., 2009).

De modo geral, são reservatórios de arenitos impermeáveis que possuem porosidades entre 5-15% e saturação de água de 50-70% e permeabilidade de gás entre 0.001-1mD (miliDarcy), com isso será necessário o uso de fraturamento hidráulico e perfuração horizontal para aumentar a permeabilidade e tornar a produção economicamente viável.

Nesses reservatórios são geralmente acumulações de gás, porém, pode existir óleo em alguns casos. Durante o início da produção ocorrerá um curto período de alta produção, acompanhado logo em seguida de uma rápida queda com manutenção da baixa produção com declínio lento (Bessa Júnior, 2014).

3.1.2 Reservatório de folhelho “shale gas”

Os folhelhos são rochas argilosas sedimentares ricas em matéria orgânica e que apresentam uma granulação fina, geralmente são consideradas rochas geradoras em reservatórios convencionais. Mais de 50% das rochas sedimentares são classificadas como folhelhos (Jacomo, 2014). Como nos reservatórios convencionais a matéria orgânica teve que passar por processos termoquímicos para então se transformar em hidrocarbonetos em forma de gás ou óleo. Existem nomenclaturas utilizadas para diferenciar esses reservatórios, são eles “Oil Shales” os reservatórios de folhelhos que apresentam uma alta porcentagem de matéria orgânica imatura (querogênio) na fase líquida mais conhecido como xisto betuminoso. “Shale Gas” os reservatórios de folhelhos que contém hidrocarboneto maduro na forma de gás, são exemplos desse tipo de reservatórios os localizados nos Estados Unidos.

Para poder diferenciar o tipo de formação que está presente em uma determinada área, será necessário realizar a análise do conteúdo orgânico total (TOC, da sigla em inglês), entretanto, outros fatores como o grau de maturação e grau de querogênio presente também influenciaram na capacidade de produção e acumulação desses reservatórios.

Alguns estudos feitos chamam o reservatório “shale gas” de Gás de Xisto, essa denominação está erronia, visto que, o Xisto é uma rocha metamórfica e o folhelho é uma rocha sedimentar (PETROBRAS,2004).

Para efeito de comparação um reservatório de “shale gas” apresenta uma faixa de permeabilidade de 0,000001 mD a 0,0001 mD (ou 1 a 100 nanoDarcies), já os reservatórios de arenito compactados do tipo convencional apresentam uma permeabilidade na faixa de 0,5 mD a 20 mD (King, 2012). O reservatório de “shale gas” são classificados como formações contínuos de gás natural, ou seja, acumulações que são difundidas em grandes áreas. Essas acumulações são diferentes das convencionais em duas características importantes, uma delas é que não ocorrem em cima de uma base de água, a outra está relacionada com a não estratificação por densidade dentro do reservatório, isto é, não ocorre separação de fases conforme observa-se na Figura 3.3.

Figura 3.3 – Diagrama generalizado mostrando a área de ocorrência de acumulações de gás de forma convencional em trapas estruturais, estratigráficas e de forma não convencional em

As acumulações de “shale gas” apresentam quatro diferentes tipos de

porosidade segundo Devegowda et al. (2011), são elas porosidade na região orgânica e inorgânica da rocha, fraturas naturais e fraturas hidráulicas. Então, observa-se que o escoamento no interior dessas rochas é extremamente complexo, portanto, de difícil modelagem e previsão de produção.

Uma característica da produção de gás do reservatório de “shale gas” em comparação com reservatório convencional, é apresentação de uma alta produtividade no primeiro ano, isso ocorre porque o gás que está livre dentro da rocha é produzido a uma alta taxa, já o gás que está preso na rocha é explotado de uma forma mais lenta, mantendo assim a produção baixa para os anos subsequentes com uma taxa de declínio lenta.

Observa-se uma queda de até 90% na produção do “shale gas” no primeiro ano. Esse comportamento pode ser observado na Figura 3.4, onde pode-se visualizar o comportamento de 3 áreas distintas de exploração e produção do gás de folhelho em diferentes regiões dos EUA.

Por ser um reservatório não convencional seu fator de recuperação é baixo de aproximadamente 20% a 30%, se comparada com um reservatório convencional de gás onde o fator de recuperação é cerca de 80%, entretanto, seu volume é bem superior ao convencional, conforme já mencionado (Gény, 2010).

3.1.3 Reservatório de gás de carvão mineral “Coalbed methane”

São reservas de carvão mineral onde uma grande quantidade de gás é armazenada devido ao grande volume superficial do carvão, obtendo assim uma quantidade até 7 vezes superior a uma acumulação de gás convencional de mesmo volume rochoso segundo Loftin (2009). Essa enorme capacidade de armazenamento ocorre devido a adsorção do metano da superfície do carvão, aumentando assim a densidade do fluido à valores próximos ao estado líquido equivalente. No processo de formação de carvão mineral uma grande quantidade de gás metano é gerado, caracterizando assim o carvão como uma rocha geradora e reservatório e com propriedade selantes devido a pressão de sobrecarga (“overburden pressure”), que fecham as fraturas existentes no carvão, impedindo a movimentação de gás.

Essas reservas apresentam diversas vantagens, pois a maior parte delas apresentam localizações já conhecidas, e encontram-se a uma pequena profundidade e a produção de gás nesses reservatórios podem durar vários anos sem a ocorrência de uma queda significativa, sem contar a capacidade do carvão de sequestrar o CO2 enquanto eleva a produção de gás natural. Esse

reserva vem se tornando em pouco tempo uma fonte importante para indústria, porque está produzindo combustível mais limpo em um tempo onde existe um grande apelo ambiental (HALLIBURTON, 2007).

A forma de acumulação nesses reservatórios ocorre de uma maneira bem diferente do convencional, o gás metano fica adsorvido na superfície do carvão ao invés de ficarem acumulados em espaços porosos dentro da formação.

Segundo Virgens (2011), na safra do carvão sempre ocorreram problemas relacionados com o gás adsorvido no mesmo, visto que grandes quantidades de metano em minas de carvão apresentam um risco para os mineradores. O processo de produção desses reservatórios acontecem da seguinte maneira, as fraturas naturais apresentam uma certa quantidade de água, sendo a água um líquido incompressível sua retirada irá gerar uma depletação (perda de pressão) no reservatório, ocasionando o desprendimento da moléculas de carbono que estão adsorvidas na superfície do carvão, retornando as mesma para o estado gasoso onde iram permear a matriz do carvão até atingirem as fraturas de alta permeabilidade que o levaram para o poço. Uma observação interessante sobre o comportamento desses reservatórios, é que existirá no início uma grande produção de água e baixa produção de gás, com o passar do tempo isso era se inverter, isto é, ocorrerá uma pequena produção de água com um aumento da produção de gás, esse comportamento é o contrário que ocorre em reservatórios convencionais, tanto de gás quanto de óleo (Virgens,2011).

3.1.4 Reservatório de hidratos de gás “Methane Hydrates”

Os hidratos de gás são sólidos metaestáveis formados por moléculas de água e gás a baixas temperaturas e altas pressões, apresentam uma estrutura cristalina em forma de “gaiola” (Virgens, 2011). Essa estrutura cristalina é formada por ligações de hidrogênio entre as moléculas de água e ligações de Van Der Walls entra as moléculas de água e metano, conforme pode ser observado na Figura 3.5.

Figura 3.5 – Estrutura dos hidratos de metano – Gaiolas “cages” formada por moléculas de água que aprisionam moléculas de metano. Fonte:(Peer,2012).

Para formação e estabilidade dos hidratos é necessário a ocorrência de água livre com uma certa concentração de metano, junto a isso, é preciso condições de temperatura e pressão específicas como já foi descrito. Geralmente os depósitos de hidratos são formados em algumas regiões específicas, como ao longo da margem continental, sedimentos de água profunda, em lagos ou mares interiores e no gelo do Antártico.

As formações de hidratos sempre foram responsáveis por problemas em tubulações de produção em poços de gás, pois com a sua formação a linha de gás será restringida diminuindo assim a área para a passagem do gás e gerando um aumento de pressão a montante da formação do hidrato e queda de pressão a jusante. Porém, foi observado que com a dissociação dos hidratos nas condições ambientais o mesmo gerava uma quantidade significativa de gás metano, entorno de 163 metros cúbicos de gás para cada metro cúbico de hidrato, isso levou o interesse da exploração de reservatórios de hidratos em todo o mundo (Oliveira, 2014).

Existem diversos métodos para exploração desses tipos de reservatórios, os mais comumente utilizados são, elevar a temperatura dos reservatórios

acima da temperatura de dissociação de hidratos utilizando água quente ou injeção de vapor, injetar inibidor como metanol ou glicol para redução da estabilidade dos hidratos ou reduzir a pressão do reservatório abaixo da pressão de equilíbrio dos hidratos tirando a estabilidade do mesmo.

Na exploração desse tipo de formação não convencional existe diversos desafios como a baixa permeabilidade dos sedimentos de hidratos, os mesmos podem desestabilizar o leito marinho e também podem se recristalizarem dentro das tubulações de produção ocasionando o bloqueio das linhas. Por esses e outros motivos a produção de gás em reservatórios de hidratos são mais onerosas se comparado com reservatórios de gás convencional.

3.2 Reservatório de óleo não convencional.

São reservatórios incapazes de produzir volumes comerciais de hidrocarbonetos líquido sem assistência de estimulações ou métodos de recuperação especiais. São esses os reservatórios de Óleo Pesado (Heavy Oil) e os reservatórios de Xisto Betuminoso (Oil Shales).

3.2.1 Reservatórios de óleo pesado “Heavy Oil”

A definição de óleo pesado pode variar de acordo com a fonte, uma medida usada na indústria para determinar o peso do óleo é o °API (“American

Petroleum Institute”), que se relaciona com a densidade de acordo com a

equação 3.1, onde ‘ρ’ é a gravidade específica do fluido.

(Eq. 3.1)

Nos Estados Unidos o Departamento de Energia (DOE) classifica o óleo pesado tendo um °API entre 10° e 22,3°, entretanto, o °API não pode indicar a produtividade do poço, porque existem outras propriedades do fluido que irão

afetar o fluxo com maior rigor, uma dessas propriedade é a viscosidade do óleo.

De acordo com (Alboudwarej et al, 2007) o óleo pesado ficou classificado como aqueles que possuem menos de 19° API, densidade maior do que 0,9 g/mL e uma viscosidade maior que 10 cP (Centipoise) podendo alcançar um valor maior que 1.000.00 cP. Gerando uma maior dificuldade para a movimentação desse óleo no reservatório e tornando sua explotação mais onerosa. Além disso, os óleos pesados apresentam uma alta quantidade de contaminantes, gerando problemas nos equipamentos de produção e tornando ainda mais complexa a extração desse tipo de hidrocarboneto.

De acordo com estimativas feitas em todo mundo, o óleo dito não convencional, isto é, óleos pesados, óleos ultrapesados e betume, representam cerca de 70% dos recursos petrolíferos, conforme observa-se na Figura 3.6.

Figura 3.6 – Estimativa dos recursos petrolíferos mundiais. Fonte: (Alboudwarej et al, 2007)

Um ponto importante é que a maioria dos reservatórios de óleo pesado “Heavy Oil” ocorrem em profundidades consideradas como moderadas, pois são óleos que foram gerados em rochas geradoras profundas e posteriormente migraram para regiões mais rasas, onde foram degradadas por bactérias e por intemperismo. Esses óleos apresentam baixo poder calorífico e seus reservatórios apresentam baixo índice de recuperação primária e baixa produtividade dos poços, pois os óleos contidos nesses reservatórios apresentam elevada viscosidade.

3.2.2 Reservatórios de xisto betuminoso “oil shale”

O termo xisto de petróleo se refere qualquer rocha, como pode ser observado na Figura 3.7, que apresentam materiais betuminosos sólidos (querogênio), que após passar por um processo de aquecimento (pirolise) irá liberar um líquido semelhante ao petróleo, o xisto betuminoso (oil shale).

O processo de formação do betume é semelhante ao do óleo convencional, ele é formado há milhões de anos por deposição de sedimento e detritos orgânicos nos leitos dos lagos e fundos marinhos, ou seja, em ambiente isento de oxigênio. O calor e a pressão irão transformar essa matéria orgânica em querogênio, no processo semelhante a formação do óleo, entretanto, o calor e a pressão não foram suficientemente altos para forma o hidrocarboneto líquido ou gasoso, por essa razão, fala-se que esses reservatórios não estão maduros, pois ainda não ocorreu a formação de óleo ou gás como esperado.

Figura 3.7 – Foto de uma rocha contendo xisto betuminoso (oil shale). Fonte: (http://ostseis.anl.gov/guide/oilshale/).

O xisto betume poderá ser extraído e processado para gerar hidrocarboneto líquido, entretanto, esse processo é mais oneroso que a extração de óleo em reservatórios convencionais. O betume é solido, por essa razão ele não pode ser produzido do subsolo como o óleo e o gás, o mesmo deve ser extraído e depois aquecido a uma temperatura elevada, por volta de 650 – 700 °F (Fahrenheit), até que ocorra a formação de líquido ou de gás. Esse processo de aquecimento e feito em uma retorta.

Um processo alternativo se chama retortagem in situ, que envolve o aquecimento do betume quando o mesmo ainda está em subsolo e posterior retirada do líquido resultante através de bombeamento em poços perfurados para essa finalidade.

Por se tratar de uma fonte não convencional, a viabilidade de exploração do mesmo está muito atrelado ao preço do óleo. O preço alto do petróleo irá atrair investimento na exploração dessas fontes não convencionais, entretanto, quando o preço está em baixa não existirá interesse dos países em investirem na produção dessa fonte, visto que, o custo de produção de 1 barril de óleo em um reservatório de xisto é superior a 60 dólares, pois envolve um alto desenvolvimento tecnológico que irá gerar um custo mais alto de produção. Uma outra barreira imposta para exploração desse tipo hidrocarboneto é o impacto ambiental e social negativo que o desenvolvimento de um reservatório de oil shale irá resultar, tanto na localidade onde está alocado quanto em outras regiões que serão afetadas devido a emissão dos gases poluentes.

4. Técnicas de suporte usados em reservatórios não

convencionais

Os reservatórios não convencionais apresentam uma certa dificuldade em produzir petróleo com vazões econômicas, devido usualmente apresentarem porosidade e permeabilidade bem inferiores aos reservatórios ditos convencionais, portanto, são usadas técnicas adicionais para desenvolvimento desses reservatórios.

4.1 Perfuração Direcional

A perfuração direcional é uma técnica onde a trajetória do poço é desviada por diversos motivos. Essa técnica começou com a finalidade de reparar alguns problemas especiais que aconteciam na perfuração, tais como ferramenta deixada no poço, poços tortuosos, etc, e mais tarde foram usadas para perfuração de poços de alívio em caso de “Blowout”, atingir formações inacessíveis, perfurar vários poços a partir de um mesmo ponto (poços multilaterais), entre outras finalidades.

Como a ampliação da exploração de reservatórios não convencionais, uma forma de perfuração direcional está sendo utilizada para viabilizar a produção em áreas de baixa permeabilidade como em reservatórios de folhelhos. Essa forma se chama perfuração horizontal, que será um trecho perfurado horizontalmente, com um ângulo de desvio próxima a 90° dentro da formação produtora possibilitando uma maior exposição do reservatório, aumentando a área de drenagem e o fator de recuperação.

A perfuração horizontal tem oferecido a possibilidade de viabilizar a produção dos chamados reservatórios de gás em folhelho “shale gas”, pois essas formações apresentam características que são amplamente favorecidas por esse tipo de perfuração, isto é, essa perfuração permite aumentar de forma significativa a área de drenagem desse reservatório e por consequência

aumentar o índice de produção e o fator de recuperação. Na Figura 4.1 observa-se um esquema desse tipo de perfuração.

Figura 4.1 – Representação esquemática de uma Perfuração horizontal. Fonte:(site

www.manutençãoesuprimentos.com.br ).

4.2 Estimulação por Fraturamento

O fraturamento hidráulico é um processo de estimulação que visa aumentar a produtividade em um poço de petróleo, isto é, aumentar o IP (Índice de Produtividade), é um processo em que se trabalha com elevada ΔP (variação de pressão) aplicada contra rocha reservatório até a sua ruptura. Usualmente se faz necessário a utilização de um agente de sustentação (propante), para impedir que as fraturas formadas se fechem após o fim da operação.

Existem dois tipos de fraturamento, e diversos métodos para a sua execução, como será indicado nesse estudo. O fraturamento pode ser dividido em fraturamento hidráulico e fraturamento ácido.

O fraturamento hidráulico tem como principais objetivos em reservatórios convencionais aumentar a área exposta ao fluxo, criar canais de alta condutividade, ultrapassar zonas de baixa permeabilidade (dano) e contribuir para o aumento da recuperação final, são comumente usados em formações de arenito de baixa permeabilidade. As fraturas criadas a partir desse método são mantidas através do agente de sustentação (propante). A composição do fluido utilizado para o processo de fraturamento pode ser observada na Figura 4.2.

Figura 4.2 – Composição do fluido de fraturamento. Fonte: (Ayde,2014)

Já em reservatórios não convencionais, esse método é utilizado para

criar zonas com alto índice de fraturabilidade e fraturas com um alto grau de complexidade, aumentando assim o volume do reservatório estimulado e a permeabilidade do mesmo, gerando a produção econômica dessas formações que apresentam inicialmente uma baixa permeabilidade devido suas características litológicas.

Na Figura 4.3, pode-se observar a diferença entre o fraturamento hidráulico (FH) com uma rede de fraturas complexas e uma rede de fraturas simples que são usadas para a exploração do “shale gas” e para reservatórios convencionais de arenito de baixa permeabilidade respectivamente. Na Figura

4.4 observa-se as fraturas produzidas pelo FH em um reservatório de “shale

gas”.

Entretanto, mesmo com esses métodos de fraturamento combinado com a perfuração horizontal, a recuperação de reservatórios de “shale gas” dificilmente ultrapassaram os 20% (Suarez, 2012).

Na Figura 4.5 observa-se os equipamentos necessários para realização do fraturamento hidráulico em um poço nos Estado Unidos.

Figura 4.3 – Desenhos esquemático de fraturas simples e complexas (rede de fraturas). Fonte:

(Fisher, M.K. et al,2002).

Já o fraturamento ácido se inicia igual ao fraturamento hidráulico, isto é, a partir da injeção de um fluido no reservatório com pressão suficiente para criar uma fratura por tração na rocha reservatório, entretanto, não é necessário a utilização de um agente de sustentação, porque após o bombeamento do fluido inerte e de alta viscosidade que fratura a formação, é imediatamente bombeado um fluido ácido que reage quimicamente com a rocha do reservatório. Esse ácido corroei as faces da fratura recentemente abertas, gerando uma rugosidade. Após finalizado o tratamento, com a diminuição da pressão, a fratura não irá conseguir se fechar completamente devido a essas irregularidades presentes nas faces. Devido a essas irregularidades será criado um caminho preferencial de alta condutividade para o escoamento do fluido no reservatório.

É bom lembrar que o tratamento de fraturamento ácido é geralmente usado em reservatórios de carbonatos.

Figura 4.4 – Processo de fraturamento hidráulico em reservatório de shale gas. Fonte:

(Fapesp- Nerc Workshop on sustainable gas future).

Figura 4.5 – Caminhões e equipamentos necessários para o fraturamento hidráulico próximo a um poço nos Estados Unidos. Fonte:(Energy.usgs.gov).

4.3 Novos modelos de Fraturamento Hidráulico

Nesse trabalho já foi mencionado os diversos tipos de reservatórios não convencionais mais comumente pesquisados, e foi mostrado as diferenças deles com os reservatórios convencionais. Para a exploração desses reservatórios não convencionais mostrou-se que será necessário a utilização de técnicas de estimulação e tecnologia diferenciada se comparada com a exploração dos reservatórios convencionais, essas técnicas de estimulação já foram tratadas, entretanto, no mercado existem técnicas diferenciadas que são criadas por empresas particulares para aumentar o sucesso da exploração desses reservatórios não convencionais. Essas novas tecnologias, e os princípios de seu funcionamento serão apresentados agora.

4.3.1 Uso da técnica do Agrupamento Optimizado e do “BroadBand

Sequence

_”

Como se sabe, para que o fraturamento hidráulico seja sucedido é preciso injetar um fluido (fluido de fraturamento) dentro do reservatório a uma pressão superior a pressão de resistência a fratura da formação. Esse procedimento é realizado após a completação do poço, isto é, após serem colocados os revestimentos e adequadamente cimentado o espaço anular entre a parede do poço e do revestimento. Além disso, será necessário realizar os canhoneios para ligar o poço a formação.

Geralmente usa-se na operação de fraturamento hidráulico a técnica conhecida como “plug and perf” que consiste nas seguintes etapas. Após a perfuração do poço e colocação do revestimento e a cimentação do espaço anular, os engenheiros realizam o canhoneamento da extremidade mais afastada do poço, e um intervalo com comprimento de 100 metros é canhoneado e fraturado (Kraemer C. et al, 2014). Após o procedimento descrito anteriormente, o intervalo tratado é isolado do resto do poço através do “plug”, em seguida um segundo intervalo de mesmo comprimento é canhoneado e fraturado, repetindo esse tratamento até que toda a parte horizontal do poço

seja estimulada, lembrando sempre de isolar o estágio já tratado do restante do poço como observa-se na Figura 4.6.

Esses projetos que apresentam o comprimento de cada intervalo igual são chamados de conclusões geométricas. Entretanto, os engenheiros começaram a usar a micro sísmica e a perfilagem LWD (Logging While Drilling) para determinar as mudanças de propriedade nesse intervalo perfurado horizontalmente, na tentativa de diminuir o número de estágios canhoneados sem prejudicar a produtividade do poço, diminuindo o custo e o tempo da operação de estimulação. Essa técnica é chamada de Agrupamento Otimizado (Kraemer C. et al, 2014).

Figura 4.6 – Técnica do “plug and perf” usado na estimulação em reservatórios do “shale gas”. Fonte: (Chong, K.K. et al, 2010).

Um problema que ocorre durante esse tratamento em formações de folhelho (“shale gas”), é devido essas apresentarem um alto grau de heterogeneidade, isto é, apresentarem mudanças de propriedade em pequenos intervalos de espaço. Essa característica irá gerar uma diferença de pressão

de fratura para cada furo (canhoneado), gerando uma estimulação desigual da região canhoneada, pois as que apresentarem uma pressão de fratura menor irão ser preferencialmente fraturadas. Em quanto isso, as que tiverem uma maior pressão de fratura não irão sofrer o tratamento de estimulação apropriado, deixando uma parte da formação inacessível e sem possibilidade de produzir devido suas características de baixa permeabilidade. Quando esse método tradicional de fraturamento hidráulico é utilizado até 40% do canhoneados podem deixar de contribuir para a produção do poço.

Tentando resolver esse problema, os engenheiros desenvolveram um agente de desvio, que é utilizado em um segundo tratamento de estimulação. Esse método é chamado de “Broad Band Sequence” e tem como objetivo criar tampões temporários em canhoneados já estimulados.

Utilizando a técnica do “plug and perf” o fraturamento ignora os canhoneados não estimulados, devido a um benefício pequeno que uma estimulação segundaria iria gerar, pois o fluido de fraturamento tomaria o caminho de menor resistência em canhoneados já estimulados. Entretanto, usando um agente de desvio no fim da primeira etapa de estimulação, esse produto iria tamponar os canhoneados inicialmente fraturados como na Figura 4.7, para que no tratamento secundário o fluido de fraturamento seja desviado para os canhoneados não estimulados tratando assim uma região distinta e por consequência melhorando a produtividade do poço devido ao aumento da região tratada.

Figura 4.7 - Agente de desvio bloqueado a fratura. Fonte: (Schlumberger,2015)

Uma propriedade importante para o agente de desvio está na capacidade de tamponar a fratura pelo tempo necessário para realização da estimulação secundária, em torno de 4 horas. Uma outra característica importante e a capacidade de degeneração desse tampão, porque após o tratamento secundário essa fratura inicialmente tamponada deverá ser aberta para que o fluido possa fluir sem nenhuma restrição.

4.3.2 Sistema de manga de fratura recuperável para estimulação secundária de poços não convencionais

Devido à perda de produtividade de um poço com o decorrer do tempo, principalmente em poços de reservatórios não convencionais que apresentam uma menor porcentagem de recuperação de hidrocarboneto e curvas de declínio mais acentuadas, à necessidade de uma estimulação secundária com o objetivo de aumentar os níveis de produção e a recuperação final desse reservatório. Atualmente existe diversas técnicas que visam re-fraturar o poço, cada uma com suas vantagens de desvantagens, mas todas tendo como objetivo principal aumentar a produção do poço.

Um dessas técnicas que utilizam o Sistema de manga (“Sleeve System”) é o empacotador BHA (“bottomhole assembly”) conforme Figura 4.8, usados para re-fraturar um poço de petróleo. O BHA é posicionado entre um conjunto existente de canhoneios, de modo que o empacotador de straddlle (straddle

packer) consiga isolar essa área. Após o isolamento da região canhoneada, o

tratamento de fraturamento secundário é realizado apenas na região isolada pela manga (Wellhoefer B. et al.).

Figura 4.8 - Empacotador de straddle BHA (Bottomhole assembly) usado para operações de re-fraturamento. Fonte: (Wellhoefer B. and Simmons Y.).

5. Exploração de reservatórios não convencionais no mundo e

no Brasil

O aumento da produção de petróleo devido aos reservatórios não convencionais em boa parte do mundo vem levando os países a investirem na área de prospecção e modelagem para identificar prováveis reservas. Um exemplo disso é a Argentina, a bacia de Neuquén é uma das mais importantes bacias de hidrocarbonetos produzindo na Argentina, pois nela compreende 42% das reservas de gás em uma área de 120.000 Km², além disso, possuem 4 das 11 rochas fontes com potencial para ser reservatórios não convencional. Atualmente a bacia de Neuquén está sendo reestudada devido sua rocha geradora (folhelho), que poderá ser produzida como fonte não convencional de gás que tem estimativas de recursos recuperáveis de 802 Tcf (oitocentos e dois trilhões de pés cúbicos).

A Argentina vem tentando implementar novas técnicas de prospecção e modelagem visando descrever os processos geológicos que atuaram nessas bacias, isto é, realizar analise de bacia para localizar sistemas petrolíferos não convencionais que tenham potencial de exploração dentro dessas formações produtoras.

Um problema que o país vem enfrentando é a falta investimento em infraestrutura como em refinarias, gasodutos e incentivos por parte do governo em dinamizar o setor de energia. Sua demanda por petróleo e gás natural vem aumentando a cada ano e já são 15 anos sem o descobrimento de uma nova reserva de hidrocarboneto, com isso, houve o aumento da dependência externa.

Segundo MARES (2013) a exportação de óleo cru vem diminuindo junto com o aumento da importação de gás e uma solução para esse problema é o desenvolvimento da produção de gás não convencional em reservas de “shale

gas”, gerando uma oportunidade para mudar o cenário do país, visto que, a

Argentina apresenta a 2° maior reserva desse tipo, ficando apenas atrás da China.

Os EUA por apresentarem reservas já em desenvolvimento e produção nos campos de folhelho tiveram uma queda, ficando agora na 3° posição em recursos comprovados de gás de folhelho (MARES, 2013).

Na Argentina existe 6 bacias que produzem hidrocarbonetos, totalizando uma área de 545.000 km², como pode ser visto na Figura 5.1. Entre essas bacias, a Bacia de Neuquén é considerada a que tem um maior potencial para apresentarem reservatórios não convencionais de folhelho. O país tem se esforçado para caracterizar as rochas reservatórios não convencionais nessa bacia, utilizando informações integradas da geodinâmica e da tecnoestratigrafia para compreender melhor a evolução geológica ao longo do tempo e chegar a um modelo geológico mais realista.

Figura 5.1 – Mapa Geológico da Argentina com bacias de hidrocarbonetos. A seta vermelha indicando a bacia de Neuquén Basin, a mais importante do país. Fonte: (Barreto,2013).