Trabalho de Conclusão de Curso – CEP/UFRN · 2019. 1. 31. · Trabalho de Conclusão de Curso – CEP/UFRN Raphael Calderon v CALDERON, Raphael Ewerton Miranda – “TECHNICAL-ECONOMIC

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA

CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DO FRATURAMENTO HIDRÁULICO

APLICADO EM RESERVATÓRIOS TIGHT GAS

RAPHAEL EWERTON MIRANDA CALDERON

Orientador: Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão

Natal/RN, Novembro de 2016




Natal/RN, Novembro de 2016

Trabalho de Conclusão de Curso – CEP/UFRN

Raphael Calderon iii




Trabalho de Conclusão de Curso apresentado

ao Curso de Engenharia de Petróleo da

Universidade Federal do Rio Grande do Norte,

como pré-requisito parcial para a obtenção do

título de Engenheiro de Petróleo.


Raphael Calderon iv

CALDERON, Raphael Ewerton Miranda – “ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DO FRATURAMENTO HIDRÁULICO APLICADO EM RESERVATÓRIOS TIGHT GAS”. Trabalho de Conclusão de Curso, Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal – RN, Brasil.

Orientador: Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão.

RESUMO

O aumento da demanda energética mundial tem conduzido a produção de petróleo no mundo para padrões de exploração relativamente novos, os reservatórios não convencionais. Como exemplo dessas reservas, têm-se os reservatórios Tight Gas, constituídos de arenitos de baixa porosidade e permeabilidade que acumulam grandes volumes de gás natural. Esses reservatórios não produzem a taxas economicamente viáveis sem a aplicação de técnicas avançadas como a estimulação por fraturamento hidráulico. Neste trabalho, aplicou-se o método de fraturamento hidráulico com o objetivo de analisar a influência dos parâmetros da fratura no fator de recuperação de gás e selecionar o modelo de melhor viabilidade a partir da análise técnico-econômica. Os estudos foram desenvolvidos através de simulações efetuadas nos módulos do software da CMG (Computer Modelling Group), versão 2014.10. Um modelo de reservatório com características similares às da Bacia do Paraná foi desenvolvido para analisar a produção desse tipo de reservatório. Foi utilizado um modelo de fluido de condensado de gás. Foi realizado um estudo comparativo entre várias configurações dimensionais de fraturas, com a finalidade de aumentar a eficiência operacional do método. O comprimento da fratura, a altura da fratura e a quantidade de fraturas foram os parâmetros estudados, todos apresentando resultado positivo, aumentando o fator de recuperação final de gás. O modelo com 9 fraturas de maiores dimensões apresentou a melhor viabilidade econômica do estudo. Palavras-chave: Reservatórios não convencionais, tight gas, fraturamento

hidráulico, simulação numérica, análise técnico-econômica.


Raphael Calderon v

CALDERON, Raphael Ewerton Miranda – “TECHNICAL-ECONOMIC ANALYSIS OF HYDRAULIC FRACTURING APPLIED IN TIGHT GAS RESERVOIRS”. Final dissertation, Course of Petroleum Engineering, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal – RN, Brazil.

Advisor: Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão.

ABSTRACT

Worldwide energy demand increase has been taking petroleum production in the world to a recently new level of exploration, the unconventional reservoirs. Tight gas is an example of this kind of unconventional reservoirs, it refers to sandstone fields with low porosity and permeability which accumulates considerable amounts of natural gas. These reservoirs do not produce naturally at economic rates, therefore, the use of advanced techniques is needed, as hydraulic fracturing stimulation, for example. In this paper, the hydraulic fracturing method was applied in order to analyze the influence of fracture parameters in gas recovery and to select the model of better viability from the technical-economic analysis. The studies were conducted through simulations implemented in modules of CMG software (Computer Modelling Group), version 2014.10. A reservoir model with similar petrological characteristics of Parana basin was developed to analyze the production from this kind of reservoir. The fluid model is a gas condensate. It was conducted a study comparing some dimensional fracture configurations in order to increase the operational efficiency of the method. The length of fractures, fractures height and amount of fractures were the analyzed parameters, all presenting a positive result, increasing the final gas recovery. The model of 9 fractures with the largest dimensions showed the better economic viability of the study. Keywords: Unconventional reservoir, tight gas, hydraulic fracturing, numerical simulation, technical-economic analysis.


Raphael Calderon vi

DEDICATÓRIA

Dedico este trabalho ao meu amado pai,

Florisvaldo Calderon, por ter me ensinado a

ser um homem bom, por todo amor concedido,

por sempre estar ao meu lado nesta jornada de

estudos, torcendo pelas minhas conquistas.


Raphael Calderon vii

AGRADECIMENTOS

Primeiramente, a Deus, por me conceder a existência e por ter me dado

sabedoria para compreender as ciências.

À minha mãe e ao meu pai, Geilde e Calderon, por todo amor, por todos os

ensinamentos, por sempre terem se esforçado arduamente para me proporcionar a

melhor educação possível.

Às minhas irmãs, Simone e Raphaela (in memoriam), que me ensinaram a

mais pura forma de amor.

Aos meus familiares, por todo o apoio.

À minha namorada, Kívia Macêdo, por seu imenso apoio, por sempre ser tão

cheia de amor e carinho, por sempre estar ao meu lado.

Aos meus grandes amigos de longas datas Aluisio Lino, Ivo Araújo, Jarlley

Átila, Marcos Ayrton, Paulo Thiago e Sávio Lucas que sempre me apoiaram e

estiveram juntos nos momentos difíceis.

Aos meus amigos e grandes companheiros de curso Vicente Neto e Victor

Machado, por todo o suporte durante nossa jornada de estudos.

Aos meus amigos e colegas de classe que estiveram presentes em toda essa

jornada desde C&T até finalmente a engenharia.

Ao meu orientador acadêmico, Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão por

todo tempo a mim dedicado, me orientando de forma excelente.

A todos os professores do departamento de Engenharia de Petróleo que

contribuíram para a minha formação.

À UFRN, por toda a infraestrutura necessária para a realização da minha

formação.


Raphael Calderon viii

ÍNDICE

CAPÍTULO 1:

1. INTRODUÇÃO ...................................................................................................... 2

1.1 Objetivo .......................................................................................................... 3

CAPÍTULO 2:

2. ASPECTOS TEÓRICOS ....................................................................................... 6

2.1 Reservatórios convencionais ......................................................................... 6

2.2 Reservatórios não convencionais .................................................................. 7

2.2.1 Tipos de reservatórios não convencionais .................................................. 8

2.2.1.1 Gás de Xisto ou Folhelho (Shale Gas) ................................................. 9

2.2.1.2 Reservatórios de Metano em Camadas de Carvão (Coalbed

Methane).............................................................................................................10

2.2.1.3 Hidratos de Metano (Methane Hydrates) ............................................ 10

2.2.1.4 Gás Apertado (Tight Gas) .................................................................. 12

2.2.2 Reservatórios não convencionais no Brasil .............................................. 15

2.3 Fraturamento Hidráulico ............................................................................... 16

2.3.1 Histórico do Fraturamento Hidráulico .................................................... 17

2.3.2 Operação de Fraturamento Hidráulico ................................................... 17

2.3.3 Mecânica do Fraturamento .................................................................... 19

2.3.4 Fluido de Fraturamento ......................................................................... 20

2.3.5 Agente de Sustentação de Fraturas ...................................................... 21

2.3.6 Aspectos Ambientais do Fraturamento Hidráulico ................................. 23

2.4 Análise Técnico-Econômica ......................................................................... 24

2.4.1 Viabilidade Econômica de um Projeto ................................................... 25

CAPÍTULO 3:

3. MATERIAIS E MÉTODOS .................................................................................. 30

3.1 Ferramentas Computacionais ...................................................................... 30

3.1.1 Módulo WINPROP ................................................................................. 30

3.1.2 Módulo BUILDER .................................................................................. 30

3.1.3 Módulo IMEX ......................................................................................... 31

3.2 Modelagem do Fluido ................................................................................... 31

3.3 Modelagem do Reservatório ........................................................................ 33

3.3.1 Propriedades da Rocha Reservatório .................................................... 34


Raphael Calderon ix

3.3.2 Características operacionais do poço horizontal produtor ..................... 35

3.4 Modelagem das Fraturas ............................................................................. 37

3.4.1 Simulação da Fratura ............................................................................ 37

3.4.2 Fluido de Fraturamento Utilizado ........................................................... 40

3.4.2.1 Volume de água utilizado ................................................................ 40

3.5 Planejamento de Simulações ....................................................................... 41

3.6 Análise da Viabilidade Econômica ............................................................... 42

3.7 Metodologia de Trabalho .............................................................................. 43

CAPÍTULO 4:

4. RESULTADOS E DISCUSSÕES ........................................................................ 45

4.1 Análise da recuperação primária de gás ...................................................... 45

4.2 Análise comparativa da Vazão entre a Recuperação Primária e os modelos

estimulados com Fraturamento Hidráulico ............................................................. 46

4.3 Análise comparativa do Fator de Recuperação dos diferentes casos com

reservatório fraturado hidraulicamente ................................................................... 47

4.3.1 Análise comparativa do Fator de Recuperação para casos com fraturas

de 100 m de comprimento .................................................................................. 47





4.4 Análise comparativa do Fator de Recuperação dos modelos estudados em

função do Volume de Água Utilizado .................................................................. 51

4.5 Análise da Pressão do Reservatório ............................................................ 53

4.6 Análise Econômica ....................................................................................... 55

4.6.1 Análise comparativa do VPL para os casos com os maiores FRs ......... 57

4.6.2 Análise comparativa entre os casos com os maiores VPLs .................. 58

CAPÍTULO 5:

5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ............................................................. 61

5.1 Conclusões .................................................................................................. 61

5.2 Recomendações .......................................................................................... 62

CAPÍTULO 6:

6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 64


Raphael Calderon x

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1: Sistema de produção de reservatório convencional. ................................. 6

Figura 2.2: Representação geológica de reservatórios convencionais e não

convencionais. ............................................................................................................. 7

Figura 2.3: Triângulo de Recursos. ............................................................................. 8

Figura 2.4: Reservas mundiais estimadas de Gás de Xisto. ....................................... 9

Figura 2.5: Estrutura dos hidratos de metano, gaiolas. ............................................. 11

Figura 2.6: Depósitos de hidratos de metano pelo mundo. ....................................... 11

Figura 2.7: Bacias brasileiras com potencial de ocorrência de hidratos. ................... 12

Figura 2.8: Comparação entre reservatório de arenito convencional vs não

convencional. ............................................................................................................ 13

Figura 2.9: Diferentes técnicas de produção de gás. ................................................ 14

Figura 2.10: Operação de Fraturamento Hidráulico. ................................................. 18

Figura 2.11: Tensões atuantes na rocha. .................................................................. 19

Figura 2.12: Composição básica de fluido base água. .............................................. 21

Figura 2.13: Fluxograma para escolha do propante. ................................................. 22

Figura 3.1: Curvas de permeabilidade relativa para o sistema gás/óleo. .................. 32

Figura 3.2: Curvas de permeabilidade relativa para o sistema óleo/água. ................ 32

Figura 3.3: Refinamento do topo do reservatório nas direções "i" e "j". A legenda de

cores representa a profundidade. .............................................................................. 33

Figura 3.4: Modelo base do reservatório em 3D. A legenda de cores representa a

profundidade. ............................................................................................................ 34

Figura 3.5: Visão 3D da localização do poço produtor. A legenda de cores

representa a profundidade. ....................................................................................... 35

Figura 3.6: Visão lateral “i” x “k” das regiões canhoneadas. A legenda de cores

representa a profundidade. ....................................................................................... 36

Figura 3.7: Fraturas adicionadas. A legenda de cores representa a profundidade. .. 36

Figura 3.8: Reservatório com 3 fraturas de 42 m de altura e 260 m de comprimento.

.................................................................................................................................. 39


.................................................................................................................................. 39


.................................................................................................................................. 40


Raphael Calderon xi

Figura 4.1: Fator de Recuperação de Gás para a Recuperação Primária. ............... 45

Figura 4.2: Comparativo da vazão entre a recuperação primária e modelos

estimulados por fraturamento hidráulico. .................................................................. 46

Figura 4.3: Fator de Recuperação para fraturas com 100 m de comprimento. ......... 47



Figura 4.6: Fator de Recuperação vs Volume de Água Utilizado para fraturas de 100

m, 180 m e 260 m de comprimento. .......................................................................... 51

Figura 4.7: Fator de Recuperação vs Volume de Água Utilizado para fraturas de 14

m, 42 m e 70 m de altura. ......................................................................................... 52

Figura 4.8: Fator de Recuperação vs Volume de Água Utilizado para 3, 5 e 9

fraturas. ..................................................................................................................... 52

Figura 4.9: Comportamento da pressão no reservatório com 3 fraturas. .................. 53

Figura 4.10: Comportamento da pressão no reservatório com 5 fraturas. ................ 54

Figura 4.11: Comportamento da pressão no reservatório com 9 fraturas. ................ 55

Figura 4.12: VPL vs Tempo para casos com fratura de 260 m de comprimento. ...... 57

ÌNDICE DE TABELAS

Tabela 2.1: Reservas de Gás Convencional no Brasil. ............................................. 15

Tabela 2.2: Operações diárias com gás no Brasil. .................................................... 15

Tabela 2.3: Propriedades da Bacia do Paraná - Formação Ponta Grossa. ............... 16

Tabela 2.4: Densidade e resistência do tipo de propante. ........................................ 23

Tabela 3.1: Composição do Fluido. ........................................................................... 31

Tabela 3.2: Dados dimensionais do modelo de reservatório estudado. .................... 33

Tabela 3.3: Propriedades da rocha reservatório. ...................................................... 35

Tabela 3.4: Planejamento de Simulações. ................................................................ 41

Tabela 3.5: Dados para Análise Econômica. ............................................................ 42

Tabela 4.1: Simulações realizadas no estudo do processo de fraturamento

hidráulico. .................................................................................................................. 50

Tabela 4.2: Casos simulados para comparação entre diferentes VPLs. ................... 56

Tabela 4.3: Casos analisados para comparação entre diferentes VPLs. .................. 58


Raphael Calderon xii

NOMENCLATURAS E ABREVIAÇÕES

ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis;

CAPEX – Capital Expenditures;

CBM – Coalbed Methane;

CF – Comprimento da fratura;

Cf – Condutividade da fratura propada;

CMG – Computer Modelling Group;

EIA – U.S Energy Information Administration;

EUA – Estados Unidos da América;

FR – Fator de recuperação de gás;

Gp – Produção acumulada de gás;

HF – Altura da fratura;

IEA – International Energy Agency;

i – Direção do eixo “x”;

j – Direção do eixo “y”;

k – Direção do eixo “z”;

Kf – Permeabilidade da fratura;

Kp – Permeabilidade do propante;

mD – miliDarcy;

MMbpd – Milhões de barris por dia;

Mscf – Mil pés cúbicos em condições padrões;

OPEP – Organização dos Países Exportadores de Petróleo;

OPEX – Operational Expenditure;

PVT – Pressão, Volume e Temperatura;

Std – Condição padrão;

TCF – Trilhões de pés cúbicos;

USGS – Serviço Geológico dos EUA;

VPL – Valor presente líquido;

VPLmáx – Valor presente líquido máx;

Wf – Espessura média da fratura.

CAPÍTULO 1:

INTRODUÇÃO

Trabalho de Conclusão de Curso – CEP/UFRN Introdução

Raphael Calderon 2

1. INTRODUÇÃO

O aumento da demanda energética mundial é uma vertente em crescimento,

estimando-se uma expansão de 35% no consumo global entre 2010 e 2040 (JACK

BETZ, 2015). A principal parcela dessa demanda vem da energia fóssil, originária da

produção de petróleo. Sendo essa, proveniente de reservatórios convencionais, que

produzem de maneira prática e economicamente viável. A recuperação oriunda

destes reservatórios não vem sendo suficiente para atender os padrões de consumo

energético, fazendo-se necessária a exploração de reservas não convencionais

como fonte alternativa para a manutenção da cadeia petrolífera universal.

Os chamados reservatórios não convencionais são caracterizados por suas

baixas porosidades e permeabilidades. Eles constituem cerca de dois terços das

reservas mundiais. Uma das principais fontes de reservatórios não convencionais

são as reservas caracterizadas por arenitos com permeabilidade abaixo de 0.1 mD,

saturados em gás (SUÁREZ, 2012). Segundo a USGS (Serviço Geológico dos EUA),

atualmente estes reservatórios são responsáveis por 14% da produção de gás

natural no mundo, com reservas estimadas em mais de 200 trilhões de metros

cúbicos de gás.

Conforme SUÁREZ (2012), apesar da grande reserva estimada, somente um

pequeno volume do gás é produzido na recuperação primária, visto que o fator de

recuperação em reservatórios de arenitos de baixas permeabilidades e porosidades

não extrapola os 10% do gás total. Por conseguinte, grandes pesquisas no avanço

de técnicas de produção vêm sendo desenvolvidas com o intuito de aumentar o fator

de recuperação desses reservatórios. Como exemplo, tem-se o fraturamento

hidráulico, uma técnica de estimulação que tem como objetivo injetar um fluido

fraturante na formação sob uma pressão suficientemente alta para causar a ruptura

da rocha por tração, criando um canal de alta condutividade hidráulica, aumentando

assim a produtividade do poço.

Em conformidade com o Annual Energy Outlook de 2013, a produção de

petróleo nos EUA terá um crescimento sensível na próxima década, a razão de 2.3

MMbpd (milhões de barris por dia) por ano, notadamente como resultado do

desenvolvimento acelerado na produção onshore de formações shale (xisto) e tight


Raphael Calderon 3

formations (formações apertadas). Especificadamente, o grande responsável pela

explosão da produção norte americana é o shale gas (gás de folhelho), o qual se

espera um aumento da produção de 20 TCF (trilhões de pés cúbicos de gás) em

2011 para aproximadamente 35 TCF em 2040 (International Energy Agency, 2011).

Esse aumento espantoso é resultado do desenvolvimento em ciência e pesquisa de

tecnologias de produção e estimulação de poços. Essa aposta não convencional já

impacta o mercado americano, impulsionando o uso do gás natural nacional na

matriz energética e criando oportunidades, por meio de maiores vantagens

competitivas.

Apesar do desenvolvimento da produção de gás de reservatórios não

convencionais assumirem proporções significativas em escala mundial, ainda é

incipiente no Brasil, que dispõe de vastos volumes de gás natural não convencional

(Tight gas ou Shale gas) em sete bacias sedimentares do seu território, segundo a

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Tais números

seriam capazes de elevar o país às seis maiores reservas do mundo, ficando abaixo

de Rússia, Irã, Qatar, Turcomenistão e Estados Unidos. O crescimento no ranking

mundial seria enorme, com um volume a ser explotado de até 10,1 trilhões de

metros cúbicos, estimativas da ANP, o Brasil sairia do 32º lugar alcançado em 2012,

com 434 bilhões de metros cúbicos, segundo dados da Organização dos Países

Exportadores de Petróleo (OPEP).

Identificados em terra (onshore), a proposta desses novos recursos poderão

desenvolver o mercado de gás natural do país, colocando em evidência, finalmente,

o uso de gás no território nacional. Com a perspectiva da redução do preço do gás

devido ao aumento da oferta, criam-se boas perspectivas na indústria gás-intensiva

brasileira.

Olha-se potencialmente para uma nova fronteira que pode mudar o mundo

em muitos aspectos e que também levanta diversos questionamentos de natureza

ambiental, econômica e tecnológica.

1.1 Objetivo

Visando a magnitude do tema para uma das possibilidades do futuro

energético global, o presente trabalho tem por objetivo analisar o fraturamento


Raphael Calderon 4

hidráulico aplicado a um reservatório não convencional do tipo Tight Gas com

características similares às da Bacia do Paraná, no Brasil.

O estudo numérico realizado levou em consideração a inserção de fraturas ao

longo do reservatório. A partir das simulações, analisou-se a produtividade do

reservatório verificando o aumento do fator de recuperação de gás através de

variações em parâmetros dimensionais da fratura, como comprimento, altura e

quantidade de fraturas. Todos os casos simulados foram analisados quanto a sua

viabilidade econômica, com a finalidade de se obter os custos e investimentos

associados à implementação do método de fraturamento hidráulico, avaliando a

viabilidade do projeto quanto à sua aplicação em campo.

CAPÍTULO 2:

ASPECTOS TEÓRICOS

Trabalho de Conclusão de Curso – CEP/UFRN Aspectos Teóricos

Raphael Calderon 6

2. ASPECTOS TEÓRICOS

2.1 Reservatórios convencionais

Segundo NAIK (2013), reservatórios convencionais são constituídos de

rochas reservatório de permeabilidades médias a altas, de pequena extensão

geográfica, porém de desenvolvimento prático, acontecendo em acumulações de

hidrocarboneto referentes a feições estruturais ou condições estratigráficas

localizadas.

Nos reservatórios convencionais, as reservas de gás podem ser

caracterizadas de maneiras distintas, misturadas com o óleo (gás associado) ou sem

mistura (gás não associado). O gás não associado tem a sua produção desenvolvida

através de um processo de expansão, a partir da retirada de massa do sistema que

possibilita que o gás comprimido se expanda e seja capturado e elevado até a

superfície. Tal processo possibilita um grande fator de recuperação para

reservatórios de boa qualidade, alcançado valores de 80% de recuperação

(SUÁREZ, 2012).

A Figura 2.1 mostra o esquema de um sistema de produção de um

reservatório convencional. Nela, observam-se os fluidos constituintes do reservatório

e as suas feições estruturais bem localizadas.

Figura 2.1: Sistema de produção de reservatório convencional.

(Fonte: Tassinari, s.d.).


Raphael Calderon 7

2.2 Reservatórios não convencionais

Segundo SUÁREZ (2012), os reservatórios não convencionais são

geralmente de grande extensão geográfica com enormes volumes a serem

recuperados e constituem-se de camadas sedimentares de baixas permeabilidades,

que dificultam a sua recuperação. Tais recursos não atingem taxas de fluxo

econômico viável ou não produzem volumes econômicos de petróleo e gás sem a

ajuda de tratamentos de estimulação maciça ou de tecnologias e processos

especiais de recuperação.

Uma das principais diferenças entre reservatórios convencionais e não

convencionais é observada na análise dos parâmetros porosidade e permeabilidade

do reservatório. A porosidade irá indicar a quantidade de vazios na rocha que retém

o petróleo, por conseguinte, o volume de petróleo por metro cúbico da rocha. A

permeabilidade indica dimensão de área e representa a facilidade com que o

petróleo escoa no reservatório. Dessa maneira, reservatórios convencionais contêm

média a alta porosidade e permeabilidade (entre 1mD até 1000mD), enquanto

reservatórios não convencionais possuem baixa porosidade e permeabilidade

(menores que 1 mD) (CASTRO, 2015).

A Figura 2.2 mostra a representação fictícia de reservatórios convencionais e

não convencionais.

Figura 2.2: Representação geológica de reservatórios convencionais e não convencionais.

(Fonte: Adaptado de U.S. Energy Information Administration, 2015).


Raphael Calderon 8

Os reservatórios de melhor qualidade, ditos convencionais, apresentam

menores volumes de hidrocarbonetos, contudo apresentam “fácil” recuperação

necessitando menores investimentos e tecnologia, se comparados aos reservatórios

de baixa qualidade, que possuem maiores volumes de hidrocarbonetos, embora

apresentem desenvolvimento complexo necessitando grandes investimentos. A

partir desta análise, Masters (1979) criou o conceito de Triângulo de Recursos, que

possibilita a comparação entre reservatórios convencionais e não convencionais

com base na relação entre a distribuição volumétrica de hidrocarbonetos e

características de permeabilidade do reservatório com os custos e tecnologias

necessárias para a produção destes.

A Figura 2.3 apresenta o Triângulo de Recursos desenvolvido por Masters.

Figura 2.3: Triângulo de Recursos.

(Fonte: REPSOL, 2013).

2.2.1 Tipos de reservatórios não convencionais

Existem vários tipos de reservatórios não convencionais, distribuindo-se nas

vertentes: óleo não convencional e gás não convencional. Os reservatórios de óleo

não convencional são classificados em “óleo apertado” (tight oil) e óleo de xisto

(shale oil). O ponto divergente entre eles é que as acumulações de tight oil são

geradas em uma rocha geradora e migram para as chamadas tight formations,

enquanto que as acumulações de shale oil são geradas e armazenadas nas próprias

shale formations (formações de xisto).


Raphael Calderon 9

Os reservatórios de gás não convencional distribuem-se basicamente em:

reservatórios de gás de xisto (shale gas), reservatórios de gás de carvão (coalbed

methane), hidratos de metano (methane hydrates) e reservatórios de gás apertado

(tight gas).

2.2.1.1 Gás de Xisto ou Folhelho (Shale Gas)

O Gás de Xisto compreende um sistema petrolífero independente, pois a

rocha geradora, responsável pelo processo de maturação da matéria orgânica,

funciona como rocha reservatório para armazenar o gás produzido além de possuir

características de rocha selante que impede que o gás escape para outras

formações (JARVIE et al., 2003).

O xisto é rico em material orgânico e pode ser encontrado em diversas partes

do mundo. Dez anos atrás, possuía pouca utilidade como fonte de gás, até que

empresas americanas desenvolveram novas técnicas de fraturar a rocha e perfurá-la

horizontalmente. Atualmente, já é um dos principais contribuintes na produção

energética, chegando a 23,1% da produção natural de gás em 2010 (WANG &

KRUPNICK, 2013).

Com o sucesso da sua exploração nos EUA, países com reservas possíveis,

despertaram interesse em tal recurso. Destacando-se China, Argentina e México

com grandes volumes de possíveis reservas (VIRGENS, 2011). A Figura 2.4

apresenta um esquemático das reservas mundiais de Gás de Xisto.

Figura 2.4: Reservas mundiais estimadas de Gás de Xisto.

(Fonte: EIA, s.d.).


Raphael Calderon 10

2.2.1.2 Reservatórios de Metano em Camadas de Carvão (Coalbed

Methane)

O metano gerado nas camadas de carvão é denominado de Coalbed

Methane (CBM). No reservatório em questão, as camadas de carvão agem como

rochas geradoras e rochas reservatórios de gases que possuem o metano como

principal constituinte (SANTOS & CORADESQUI, 2013).

Conforme LOFTIN (2009), as camadas de carvão armazenam de seis a sete

vezes mais gás de metano do que uma rocha reservatório de gás convencional

devido ao seu armazenamento ocorrer pelo fenômeno da adsorção. Neste, o metano

adere-se à superfície das partículas de carvão promovendo um aumento da

densidade do fluido até valores próximos aos do líquido correspondente, permitindo

que a capacidade de estocagem nesse sistema exceda os de reservatórios

convencionais, em que o gás é estocado sob pressão nos poros da rocha

reservatório.

Inicialmente na produção, a quantidade de gás livre é muito pequena,

ocorrendo a obtenção predominantemente de água. Essa produção de gás aumenta

com o tempo, devido ao aumento do grau de saturação de gás na água (VIRGENS,

2011).

O Metano é considerado a forma de energia fóssil mais limpa existente.

Dessa forma, a produção em camadas de carvão vem se tornando em curto espaço

de tempo uma fonte importante para a indústria, produzindo combustível limpo em

um período em que existem diversas preocupações com os aspectos ambientais e

de saúde (Halliburton, 2007). Contudo, no acontecimento de vazamentos os

prejuízos ambientais causados são maiores se comparados a outras fontes

energéticas (STEVENS, 2012).

2.2.1.3 Hidratos de Metano (Methane Hydrates)

Os Hidratos de Metano são formados quando moléculas de água se

solidificam formando uma estrutura do tipo ”gaiola” em torno da molécula de metano

(PEER, 2010).


Raphael Calderon 11

O composto tem tendência de se formar em locais com temperaturas

relativamente baixas, pressões relativamente altas e quantidade suficiente de água e

gás para a formação do hidrato. A Figura 2.5 apresenta o esquemático da estrutura

dos hidratos e a sua característica física.

Figura 2.5: Estrutura dos hidratos de metano, gaiolas.

(Fonte: GeoAlverca, 2013).

A formação de hidratos de metano ocorre ao redor do mundo em quatro

diferentes situações: nos sedimentos e rochas sedimentares abaixo da camada de

permafrost no Ártico, nos depósitos sedimentares ao longo da margem continental,

nos sedimentos de águas profundas em lagos ou mares interiores e abaixo do gelo

Antártico, segundo Clennell (2003). Na Figura 2.6 é possível notar a ocorrência

destes compostos ao redor do mundo.

Figura 2.6: Depósitos de hidratos de metano pelo mundo.

(Fonte: Serviço Geológico de EEUU).


Raphael Calderon 12

Conforme VIRGENS (2011), em território brasileiro, os hidratos de gás são

encontrados em margens continentais com altas taxas de sedimentação, as quais

asseguram rápido soterramento e preservação da matéria orgânica existente. Sendo

as bacias da Foz do Amazonas, de Cumuruxatiba, Do Espírito Santo, de Pelotas e

de Santos, as com potencial para exploração de hidratos. A Figura 2.7 apresenta a

localização das possíveis ocorrências de hidratos em território brasileiro.

Figura 2.7: Bacias brasileiras com potencial de ocorrência de hidratos.

(Fonte: Virgens, 2011).

2.2.1.4 Gás Apertado (Tight Gas)

Tight Gas é a denominação adotada ao gás presente em reservatórios do tipo

arenito de baixa permeabilidade. Tais reservatórios, geralmente apresentam

porosidades menores que 10% e permeabilidades menores que 0.1 mD (SUÁREZ,

2012).

Uma das principais questões que influenciam a baixa porosidade do

reservatório é o fato de que os seus sedimentos se apresentam de forma mal


Raphael Calderon 13

selecionada, com uma alta percentagem de minerais de feldspatos, raros cristais de

quartzo, além de um alto teor de argila em sua composição, contribuindo assim, para

uma maior compactação do sedimento ocasionando uma diminuição de sua

porosidade (MIN et al., 1998).

Outro fator, que influencia a permeabilidade do reservatório, são as alterações

diagenéticas sofridas com o aumento da profundidade de soterramento, em que a

pressão das formações sobrejacentes excede a pressão normal de fluido nos poros

causando dissolução e deformação no contato entre os grãos (ZOU et al., 2013).

Como consequência disso, ocorre a geração do cimento que irá preencher os poros

diminuindo assim a conexão entre eles. Os arenitos de baixa permeabilidade são

caracterizados por apresentarem altos níveis de alterações diagenéticas.

Diversamente dos arenitos convencionais, que possuem os espaços porosos

bem conectados, os arenitos de baixa permeabilidade constituem-se de um espaço

poroso totalmente irregular e com pouca condutividade. O espaço poroso é

constituído da porosidade secundária que compreende os poros intergranulares, as

microfraturas e os microporos intergranulares, sendo raramente observada a

porosidade primária da rocha.

A Figura 2.8 apresenta uma comparação entre um arenito convencional e um

arenito não convencional, onde foi aplicada uma tinta epóxi azul, sendo as áreas

azuis os espaços porosos que contêm gás natural.

Figura 2.8: Comparação entre reservatório de arenito convencional vs não convencional.

(Fonte: Virgens, 2011).


Raphael Calderon 14

A produção do tight gas é caracterizada por um curto período de alta

produção com rápida queda, seguida por um longo período de baixa produção e

declínio lento. Um poço de tight gas pode ter uma vida útil de até 50 anos,

dependendo da capacidade de remoção de líquidos e do custo de produção com o

avançar do tempo. Melhorar a produtividade nos estágios iniciais de produção tem

uma grande influência na atratividade econômica do empreendimento, enquanto que

gerenciar a produção nos estágios mais avançados de produção impacta

diretamente a reserva possível de ser recuperada (SMITH et al., 2009).

Historicamente tem-se adotado o uso de poços verticais para a recuperação

de gás neste tipo de reservatório, principalmente em decorrência do pouco

conhecimento da região subterrânea e dos altos riscos envolvidos. À medida que se

obtém melhores informações, tornando o risco gerenciável, são utilizados poços

horizontais que garantem um maior contato entre o poço e o reservatório, garantindo

uma maior produção (ANP, 2010).

Os principais responsáveis pela expansão na produção de reservatórios não

convencionais são o desenvolvimento nas técnicas de fraturamento hidráulico e

poços horizontais (SUÁREZ, 2012).

Na Figura 2.9 é possível observar a evolução da técnica de fraturamento

hidráulico utilizada na produção de gás não convencional.

Figura 2.9: Diferentes técnicas de produção de gás.

(Fonte: Adaptado de Suárez, 2012).

Reservatório

Convencional

Fraturamento

Hidráulico em

estágio único

1970-1990

Fraturamento

Hidráulico em

múltiplos estágios

1990-atualidade

Fraturamento

Hidráulico em

múltiplos estágios em

poço horizontal

Estimulação

da fratura

2000-atualidade


Raphael Calderon 15

2.2.2 Reservatórios não convencionais no Brasil

São considerados significativos os volumes de gás natural não convencional

já mapeado em todo o território nacional. O potencial estimado desses recursos é de

aproximadamente 514 TCF, valores estimados pela ANP (2012) e EIA (2011). Tais

recursos seriam capazes de desenvolver o mercado de gás natural do país, visto

que, a produção atual de gás natural convencional não é suficiente para atender a

demanda brasileira.

Essa falta de suficiência energética pode ser analisada de acordo com os

dados da ANP (2014), apresentados nas Tabelas 2.1 e 2.2. Tais dados fazem

referência às reservas de gás natural convencional no Brasil.

Tabela 2.1: Reservas de Gás Convencional no Brasil.

RESERVAS VALOR

Provadas 434 Bm³

Total Estimado 696 Bm³

(Fonte: ANP, 2014).

Com as seguintes operações:

Tabela 2.2: Operações diárias com gás no Brasil.

OPERAÇÃO VALOR

Produção 87,4 MM m³/d

Reinjeção 15,7 MM m³/d

Queima/Perdas 4,4 MM m³/d

Consumo (E&P, Transporte) 11,4 MM m³/d

OFERTA LÍQUIDA 55,9 MM m³/d

(Fonte: ANP, 2014).

Ou seja, mesmo com uma oferta líquida diária de 55,9 MM m³/d, o país ainda

necessita importar 47,7 MM m³/d para suprir o consumo geral. A oferta líquida atual

de gás convencional tem participação de apenas 54% na matriz energética nacional.

CONSUMO GERAL 103,6 MM m³/d

Oferta Líquida 55,9 MM m³/d

Necessidade de Importação 47,7 MM m³/d

Participação Nacional 54%


Raphael Calderon 16

O gás natural não convencional presente no país é distribuído em sete bacias

sedimentares: Bacia do Paraná, Bacia do Parecis, Bacia do Recôncavo, Bacia de

Campos, Bacia de Santos, Bacia Potiguar e Bacia do Parnaíba. Dentre estas, a

Bacia do Paraná, a Bacia do Parecis e a Bacia do Parnaíba são as que apresentam

as maiores estimativas de volumes de gás natural: 226 TCF, 124 TCF e 64 TCF,

respectivamente (ANP, 2015).

Entre estas, a bacia que apresenta uma grande viabilidade de exploração e

produção é a Bacia do Paraná, segundo estudo realizado pelo EIA (U.S Energy

Information Administration) em 2013.

A Tabela 2.3 apresenta as características e as propriedades da Bacia do

Paraná, enfatizando a Formação Ponta Grossa.

Tabela 2.3: Propriedades da Bacia do Paraná - Formação Ponta Grossa.

PARÂMETROS AVALIADOS VALORES

Área total do folhelho rico em M.O., m² 1.7223x10¹¹

Espessura média, m 91,22

Porosidade média, % 4

TOC médio, % 2

Profundidade, m 3.352,80 a 4.267,20

Pressão da formação

Maturidade Termal, %

Óleo in Place, 𝟏𝟎𝟗 m³

Gás in place, 𝟏𝟎𝟏𝟐 m³

Óleo Recuperável, 𝟏𝟎𝟗 m³

Gás Recuperável, 𝟏𝟎𝟏𝟐 m³

Hidrostática

0,85 a 1,50

107

12,74

0,68

2,29

(Fonte: EIA, 2013).

2.3 Fraturamento Hidráulico

Nesta seção, são descritos alguns conceitos fundamentais sobre a operação

de fratuamento hidráulico como método de estimulação para recuperação em

reservatórios de baixas permeabilidades.


Raphael Calderon 17

2.3.1 Histórico do Fraturamento Hidráulico

O fraturamento hidráulico é uma tecnologia que foi desenvolvida no ano de

1940 e utilizada em mais de milhões de poços. Atualmente, essa é a técnica mais

utilizada e mais eficaz para estimulação de poços (THOMAS, 2001). Sua primeira

realização experimental data de 1947, em um poço de gás operado pela companhia

Stanolind Oil no campo de Hugoton localizado em Grant County, Kansas, EUA

(HOLDITCH, 2007).

Segundo SHAHAB (2000), em 17 de março de 1949, a empresa Howco

(Halliburton Oil Well Cementing Company), detentora exclusiva da patente da então

nova tecnologia, executou as duas primeiras operações comerciais de fraturamento

hidráulico. Utilizando uma mistura de óleo cru e gasolina com a adição de 100 a 150

lbm (45.3 a 67.9 kg) de areia. Os primeiros tratamentos foram realizados ao custo

médio de US$ 950,00. Neste primeiro ano, um total de 332 poços foram

estimulados, com um aumento de produção média de 75%. Desde sua primeira

execução comercial em 1949, estima-se que perto de 2,5 milhões de operações de

fraturamento já tenham sido executadas por todo mundo e que aproximadamente

60% dos poços perfurados atualmente sofrem este tipo de tratamento.

2.3.2 Operação de Fraturamento Hidráulico

Tratamentos de fraturamento hidráulico são praticados na maioria dos casos

com o objetivo principal de elevar o índice de produtividade de um poço produtor

ou a taxa de injeção de poços injetores.

Conforme SUÁREZ (2012), a técnica de Fraturamento Hidráulico é utilizada

com o objetivo de criar fraturas em rochas. Através destas fraturas, o gás consegue

se deslocar mais facilmente nos poros da rocha em que está trapeado em direção

ao poço de produção. O fraturamento hidráulico considerado ideal cria fraturas

longas e concentradas nas camadas de interesse.

O fraturamento hidráulico é um processo no qual um elevado diferencial de

pressão, transmitido pelo fluido de fraturamento, é aplicado contra a rocha-

reservatório até a sua ruptura. A fratura, que é iniciada no poço, se propaga através

da formação pelo bombeio de um certo volume de fluido, acima da pressão de


Raphael Calderon 18

fraturamento. Para se evitar que a fratura induzida feche ao cessar o diferencial de

pressão aplicado, um agente de sustentação (propante) é bombeado com o fluido de

fraturamento. Essa fratura torna-se então um canal de alta permeabilidade,

facilitando o escoamento dos fluidos em direção ao poço produtor, ou do poço para

o interior do reservatório no caso de um poço injetor (CASTRO, 2005).

A técnica é especialmente recomendada em formações “fechadas”, com baixa

porosidade, as quais possuem as suas vazões de produção normalmente baixas,

impossibilitando a produção efetivamente econômica da formação. A operação é

normalmente utilizada em arenitos encontrados em sedimentos mais antigos e

consolidados. A Figura 2.10 apresenta um esquemático da aplicação da técnica de

fraturamento hidráulico.

Figura 2.10: Operação de Fraturamento Hidráulico.

(Fonte: Modificado de Energy API, 2010).

O aumento de produção auferido pela operação de fraturamento será função

do comprimento, da altura porosa, da espessura da fratura e do contraste positivo

entre a permeabilidade do agente de sustentação e a permeabilidade da formação.

Quando maiores forem estes fatores, maior será o aumento da produção, porém em


Raphael Calderon 19

termos econômicos existirá um ponto ótimo, ou seja, valores nos quais se terá o

maior retorno financeiro possível em relação ao capital aplicado.

Para se avaliar o potencial do aumento de produtividade de um poço

fraturado, é preciso conhecer um número chamado de condutividade adimensional

que é a relação entre produto da permeabilidade do agente de sustentação com a

espessura da fratura (condutividade da fratura) pelo produto da permeabilidade da

formação com o comprimento da fratura (condutividade da formação), ou seja, é a

relação entre a habilidade da fratura em transportar fluido pela habilidade da

formação alimentar a fratura com fluido (SANTOS, 2010).

2.3.3 Mecânica do Fraturamento

O que realmente ocorre quando há o rompimento da formação durante uma

operação de fraturamento hidráulico pode ser explicado através da Mecânica das

Rochas. Todas as rochas encontradas no subsolo estão submetidas a tensões nas

três direções devido ao peso das formações situadas acima e das respectivas

reações horizontais, como mostrado na Figura 2.11. Estas tensões tectônicas irão

controlar a direção da fratura e determinar se o plano de fratura será horizontal,

vertical ou inclinado. A resistência que cada formação possui depende da sua

estrutura, compactação e a forma como está cimentada. Assim, as forças que

tendem a manter a rocha unida são a tensão aplicada na rocha pelo peso das

camadas superiores e a resistência natural da rocha (CASTRO, 2005).

Figura 2.11: Tensões atuantes na rocha.

(Fonte: Castro, 2005).


Raphael Calderon 20

Onde, σz representa a tensão vertical, σx a tensão horizontal mínima e σy a

tensão horizontal máxima. Essas tensões são normalmente compressivas,

anisotrópicas e não homogêneas, sendo que, desta forma, os esforços

compressivos na rocha não apresentam os mesmos valores e têm sua magnitude

alterada de acordo com a direção.

Quando um poço de petróleo está cheio de fluido e uma pressão é aplicada na

superfície, a pressão dos fluidos que preenchem os poros desta rocha irá aumentar,

formando uma tensão interna na formação igual em todas as direções. Quando esta

tensão se tornar maior que a menor tensão que mantém a rocha coesa, ocorrerá o

surgimento de uma fratura perpendicular ao plano desta menor tensão. A fratura se

estenderá enquanto pressão suficiente for aplicada pela injeção adicional de fluido

do poço (CASTRO, 2005).

2.3.4 Fluido de Fraturamento

Os fluidos de fraturamento são utilizados com o objetivo de fornecer

diferencial de pressão para causar fraturas na rocha e transportar o propante ao

longo do comprimento das fraturas, a fim de mantê-las abertas (ECONOMIDES e

NOLTE, 2000).

O fluido de fraturamento considerado ideal deve formar um reboco nas faces

da fratura, chamado de filter cake, para diminuir a perda de fluido para formação

(leak-off) e simultaneamente minimizar o dano (redução de permeabilidade) no

pacote de agente de sustentação e nas faces da fratura. Além disso, a viscosidade

do fluido deve ser baixa na coluna do poço para reduzir a perda de carga e deve ser

alta durante a propagação e fechamento da fratura para evitar a decantação do

agente de sustentação. Após o fechamento da fratura a viscosidade deve ser

reduzida rapidamente para facilitar a limpeza do poço (ECONOMIDES e NOLTE,

2000).

Com o passar do tempo, vários tipos de fluidos de fraturamento foram

desenvolvidos, com o objetivo de se adequarem aos diferentes reservatórios de

petróleo existentes. Os tipos utilizados de fluidos de fraturamento incluem: fluidos

base óleo, fluidos base ácido e fluidos base água.


Raphael Calderon 21

Os fluidos base óleo são utilizados em intervalos de formações susceptíveis a

danos causados pela água, contudo, esses fluidos são mais caros e difíceis de

manusear.

Os fluidos base ácido são constituídos de ácido clorídrico para dissolver a

matriz mineral das formações de carbonato (calcário e dolomita) e, dessa forma,

melhorar a porosidade.

Os fluidos base água normalmente são compostos por uma mistura de água

(90%), propantes (8%) e aditivos químicos (2%). Tais fluidos são os comumente

mais utilizados, devido a fatores como o seu baixo custo, alto desempenho e

facilidade de manuseio. Alguns fluidos podem também incluir nitrogênio e dióxido de

carbono para auxiliar na formação de espuma. De tal forma, a composição básica

utilizada no fluido de fraturamento base água é mostrada na Figura 2.12.

Figura 2.12: Composição básica de fluido base água.

(Fonte: Economides, 2010).

2.3.5 Agente de Sustentação de Fraturas

Os agentes de sustentação de fraturas (ou propantes, como também são

conhecidos) são partículas de material granular (bauxita, areia, casca de noz,

polipropileno, entre outros) que ficará entre as faces da fratura, impedindo que a


Raphael Calderon 22

fratura venha a fechar após a parada do bombeio. São materiais sólidos e que

devem ter resistência mecânica suficiente para resistirem às pressões internas

impostas pelas rochas sem se quebrar, mas também não podem possuir alta

densidade para não comprometer o processo de injeção na fratura e acabar por se

sedimentar ao longo do caminho, antes de atingir o interior das fraturas. Também

devem resistir às altas temperaturas encontradas e resistir aos efeitos corrosivos do

meio, entre outras características (Adaptado de SANTOS, 2010).

De acordo com ECONOMIDES E NOLTE (2000), a seleção do agente de

sustentação de fraturas a ser utilizado no processo de fraturamento hidráulico, pode

ser definida pelo fluxograma apresentado na Figura 2.13, a seguir.

Figura 2.13: Fluxograma para escolha do propante.

(Fonte: Adaptado de Economides e Nolte 2000).

A areia é o propante mais utilizado, pela grande disponibilidade na natureza,

baixo custo e pelo fato de propiciar uma condutividade adequada à fratura sobre

tensões de fechamento inferiores a 6.000 psi.

A areia tratada com resina (RCS) é mais resistente que a areia pura e,

dependendo do tipo de resina, pode resistir a tensões de fechamento da ordem de

8.000 psi. Além disso, sobre tensões de fechamento maiores que 4.000 psi e na

inexistência de efeitos adversos do fluido sobre a resina, fraturas sustentadas com

areia tratada apresentam geralmente maior condutividade do que aquelas com a

utilização de areia pura (CACHAY, 2004).

< >

Areia < >

> <


Raphael Calderon 23

Os propantes cerâmicos apresentam em sua constituição química elevados

teores de alumínio (extraído da bauxita) e baixos teores de sílica e argila. De acordo

com a composição da bauxita empregada no processo de fabricação, podem-se

obter dois tipos de propante: a bauxita de resistência intermediária (ISP) e a bauxita

de resistência elevada (HSB). O propante cerâmico de resistência intermediária

deriva da bauxita rica em mulita (3𝐴𝑙2 𝑂3.2𝑆𝑖 𝑂2), sendo geralmente utilizado sobre

tensões de fechamento da fratura no intervalo entre 5.000 psi a 10.000 psi, enquanto

que o propante cerâmico de resistência elevada, proveniente da bauxita rica em

corundum – óxido de alumínio (𝐴𝑙2 𝑂3) – é mais indicado para fraturas com tensões

de fechamento maiores que 10.000 psi (CACHAY, 2004).

A Tabela 2.4 a seguir, apresenta uma síntese dos principais propantes, suas

respectivas densidades e resistência à tensão de fechamento das fraturas.

Tabela 2.4: Densidade e resistência do tipo de propante.

TIPO DE PROPANTE DENSIDADE (g/cm³) RESISTÊNCIA (Psi)

Areia pura 2,65 < 6000

Areia tratada com resina (RCS) 2,55 < 8000

Cerâmica de resistência intermediária (ISP) 2,7 – 3,3 5000 – 10000

Cerâmica de resistência elevada (HSB) 3,4 ou superior > 10000

Bauxita 2,00 > 7000

(Fonte: Adaptado de Bessa Junior, 2014).

2.3.6 Aspectos Ambientais do Fraturamento Hidráulico

O desenvolvimento do procedimento de fraturamento hidráulico é recebido

pela sociedade com bastante atenção. Suas etapas de execução incluindo os fluidos

e compostos químicos utilizados, geram grandes debates acerca dos possíveis

impactos socioambientais causados.

Muitos ambientalista e trabalhos científicos apontam como um dos maiores

riscos ambientais a contaminação das águas subterrâneas em virtude da construção

malsucedida de um poço, blowouts, vazamentos e derrames na superfície de águas

residuais e produtos químicos, utilizados durante a perfuração e o próprio ato de


Raphael Calderon 24

induzir fraturas na sub superfície. Por outro lado, as empresas exploradoras e

produtoras pregam que o fraturamento hidráulico tem sido utilizado de maneira

segura há décadas.

Outro aspecto bastante questionado na operação é o grande uso de água na

formulação do fluido de fraturamento. Os milhões de litros de água injetados à alta

pressão são de origem limpa, doce. Na maioria das vezes, água que pode

facilmente ser utilizada para fins agropecuários e pecuários.

De acordo com um relatório de 2011 da Agência de Proteção Ambiental dos

EUA, são necessários entre 265 bilhões e 530 bilhões de litros de água para realizar

fraturamento hidráulico em 35.000 poços por ano no país.

A Indústria, os ambientalistas e os órgãos reguladores acreditam que essas

preocupações possam ser amenizadas com a aplicação de melhores práticas de

perfuração, pesquisa e investimento em novas tecnologias de monitoramento e

regulamentação rigorosa. Os desafios para todos será garantir a proteção do meio

ambiente, a saúde e a segurança pública, em contraste com a expansão e

desenvolvimento do método.

2.4 Análise Técnico-Econômica

A análise técnico-econômica tem como princípio analisar os fatores

comerciais e financeiros relativos à aplicação das técnicas envolvidas na

concretização de um determinado investimento. Essa análise serve de referência

inicial para as seguintes fases do projeto.

De acordo com MANICHAND (2002), um investimento é considerado atrativo

quando é mais rentável que as oportunidades apresentadas no mercado.

Segundo RODRIGUES (2012), a avaliação da viabilidade técnica e

econômica de um projeto de recuperação avançada de hidrocarboneto é

fundamental para a maximização de lucros e a minimização de riscos do projeto. De

fato, após a realização de uma seleção de métodos de recuperação avançada

candidatos para um reservatório específico, do ponto de vista da engenharia, deve-

se proceder a uma análise econômica para indicar o melhor método entre aqueles

previamente escolhidos.


Raphael Calderon 25

2.4.1 Viabilidade Econômica de um Projeto

A viabilidade econômica de projetos está relacionada com o uso dos vários

índices ou indicadores econômicos que são parâmetros quantitativos que permitem

ao responsável aceitar ou rejeitar propostas de investimentos.

A viabilidade econômica de projetos está vinculada à duração do projeto. A

decisão de aceitar ou não uma proposta de investimento é uma decisão complexa

devido à quantidade de fatores a serem analisados.

Os estudos de viabilidade econômica serão efetuados considerando-se

sempre os valores expressos em uma moeda estável – a inflação não tem efeito

expressivo no resultado.

2.4.2 Valor Presente Líquido – VPL

A escolha do indicador financeiro deve ser direcionada de acordo com os

objetivos e vantagens exclusivas de cada investidor. Para o estudo em questão, foi

escolhido o método denominado Valor Presente Líquido – VPL, pois possibilita

antecipar o nível de atratividade de um investimento, determinando o valor atual

(presente) de pagamentos futuros. Conforme HIRSCHFELD (2000), o VPL tem o

objetivo de encontrar um valor no período denominado inicial, a partir do fluxo de

caixa resultante de uma série de custos e despesas.

A Equação (1) a seguir apresenta a fundamentação envolvida para a

aplicação do VPL, com a descrição detalhada dos termos incluídos.

𝑉𝑃𝐿 = ∑𝐹𝑛

(1 + 𝑖)𝑡− 𝐶𝑖

𝑛

𝑡=1

(1)

Onde:

VPL: Valor presente líquido;

𝐹𝑛: Fluxo de caixa no período “n”;

i: Taxa mínima de atratividade;

t: Número de períodos envolvidos no fluxo de caixa;

𝐶𝑖: Custos iniciais.


Raphael Calderon 26

O critério decisório diz que um projeto só deve ser realizado se o seu VPL for

nulo ou positivo, jamais se for negativo (HIRSCHFELD, 2000).

A principal vantagem da utilização do VPL é a determinação do valor que é

gerado ou perdido quando se decide realizar um projeto. O VPL pode ser utilizado

para classificar investimentos. Dessa forma, se o VPL de A > VPL de B, A é melhor

do que B. Outra vantagem é que, como o VPL mede sempre os valores atuais,

pode-se adicionar ou subtrair VPLs. Entretanto, como em todos os demais critérios,

o VPL exige que o fluxo de caixa futuro seja estimado. É exigido também que a taxa

a ser utilizada para cálculo de VPL seja estimada corretamente (Adaptado de

RODRIGUES, 2012).

2.4.3 Limitação de Dados

Uma questão que suscita preocupações sobre a viabilidade econômica do

tight gas é a limitação dos dados atualmente disponíveis para as características dos

níveis de operação e produção, e desempenho econômico do tight gas no Brasil. A

escassez de dados é resultado do desenvolvimento inicial da indústria de tight gas

no país e à limitação dos dados restritos às empresas.

A partir deste cenário, foi realizada uma análise econômica simplificada,

tomando como referência parâmetros adotados em análises de produção de gás não

convencional desenvolvidas no play de Fayetteville, EUA. Os custos CAPEX e

OPEX foram estimados com base em valores fixos que abrangem as parcelas da

produção anual do gás.

2.4.4 Receita

Para o cálculo de obtenção da receita, deve-se ter a produção acumulada de

gás durante todo o tempo de projeto, calcular o volume de gás produzido

anualmente e, a partir daí, faz-se os cálculos das receitas da maneira mostrada

através da Equação (2).

𝑅 = 𝑉𝑔á𝑠−𝑝𝑟𝑜 𝑥 𝑃𝑔á𝑠 (2)

Onde: R = Receita de gás produzido por ano (US$/ano);

𝑉𝑔á𝑠−𝑝𝑟𝑜 = Volume de gás produzido na condição padrão por ano (Mscf/ano);

𝑃𝑔á𝑠 = Preço do Mscf de gás (US$/Mscf).


Raphael Calderon 27

2.4.5 CAPEX

O CAPEX (Capital Expenditures) representa o investimento feito durante a

fase de desenvolvimento do campo, incluindo os custos de perfuração e

completação de poços, esforços de estimulação (fraturamento hidráulico),

juntamente com outras despesas adicionais (SANTOS & CORADESQUI, 2013).

2.4.5.1 Fração relacionada aos custos iniciais (CAPEX) (𝒇𝒊)

Os custos iniciais foram considerados a partir da produção de gás dispendida

de um valor fixo por cada mil pés cubico (Mscf) de gás produzido. Tal valor fixo leva

em consideração que, quanto maior a produção do gás, maiores foram os estímulos

por fraturamento hidráulico (dimensões das fraturas) necessários para aumentar a

produção.

2.4.6 OPEX

O OPEX envolve os custos dispendidos para manter a produção, tais como o

de elevação de fluidos, tratamento e separação dos fluidos, encargos com pessoal,

serviços e taxas, entre outros. Neste caso, foi considerado um valor fixo para esses

gastos, relacionado com o fluxo de caixa gerado anualmente pela produção do gás.

2.4.6.1 Fração relacionada aos custos operacionais (OPEX) (𝒇𝒐)

Os custos operacionais foram considerados a partir da produção anual

dispendida de um valor fixo responsável por manter a operação de cada mil pés

cubico (Mscf) de gás produzido.

2.4.7 Custo com Royalties (𝒇𝒓)

O custo com royalties está relacionado à fração do fluxo de caixa bruto devido

aos proprietários de locação e/ou a empresas internacionais e participação

governamental.

2.4.8 Custo com Taxas (𝒇𝒕)

O custo com taxas está relacionado à fração do fluxo de caixa bruto devido

aos impostos relativos ao regime fiscal.


Raphael Calderon 28

Levando em consideração todos os custos envolvidos, a Equação (3) foi

desenvolvida com o intuito da realização da análise econômica, através do VPL,

para as situações operacionais estudadas. Com a finalidade de avaliar

economicamente as situações que se seguirão, a fim de encontrar as com maiores

rentabilidades.

𝑉𝑃𝐿 = ∑ [(𝑅 − 𝑓𝑜)𝑥(1 − 𝑓𝑟)𝑥(1 − 𝑓𝑡)

(1 + 𝑖)𝑡]

𝑛

𝑡=1

− 𝑓𝑖 (3)

Onde:

R = Receita de gás produzido por ano;

𝑓𝑜 = Fração relacionada aos custos operacionais;

𝑓𝑟 = Custo com Royalties;

𝑓𝑡 = Custo com Taxas;

𝑓𝑖 = Fração relacionada aos custos iniciais.

CAPÍTULO 3:

MATERIAIS E MÉTODOS

Trabalho de Conclusão de Curso – CEP/UFRN Materiais e Métodos

Raphael Calderon 30

3. MATERIAIS E MÉTODOS

Neste capítulo, são apresentadas as ferramentas computacionais utilizadas

para a realização das simulações, os principais dados de entradas para o simulador,

o modelo do fluido, o modelo de reservatório, as características operacionais do

poço produtor, a modelagem das fraturas e a metodologia de trabalho.

3.1 Ferramentas Computacionais

Os estudos realizados foram desenvolvidos por meio de simulações e

modelagens efetivadas nos seguintes módulos do software CMG (Computer

Modeling Group Ltd) versão 2014.01:

WINPROP (Phase Behaviour and Property Program);

BUILDER (Pre-Processing Applications);

IMEX (Adaptive Implict-Explict black-oil simulator).

3.1.1 Módulo WINPROP

Utilizado para construir o modelo de fluido. As propriedades de equilíbrio

multifásico das equações de estado são usadas por este módulo para modelar

fluidos, agrupar componentes, ajustar dados de laboratórios, simular processos de

contato múltiplo, construir o diagrama de fases (PVT) e simular experimentos de

laboratório (BESSA JÚNIOR, 2014).

3.1.2 Módulo BUILDER

Utilizado para construção do modelo de reservatório. Toda a descrição do

reservatório é realizada nesta ferramenta, com o objetivo de gerar para cada caso

analisado, um arquivo com extensão *.dat, utilizado como documento de entrada no

simulador IMEX.

Propriedades como dimensões do reservatório, pressão, porosidade,

permeabilidade, altura e comprimento das fraturas, condutividade das fraturas,

refinamento das malhas, profundidade do reservatório, perfuração e completação de

poços, entre outras, foram inseridas e/ou criadas neste módulo.


Raphael Calderon 31

3.1.3 Módulo IMEX

Utilizado com a finalidade de simular as recuperações de gás através da

aplicação da técnica de fraturamento hidráulico.

Tal ferramenta é caracterizada pela simulação de reservatórios black oil e

utilizada para modelar reservatórios arenitos e carbonáticos. Caracterizado por

simulações rápidas em reservatórios do tipo não convencionais, principalmente dos

tipos Shale e Tight Gas, o módulo foi utilizado por apresentar uma modelagem

precisa da transferência matriz-fratura em reservatórios fraturados.

3.2 Modelagem do Fluido

Para o presente estudo, foi realizada a construção de um modelo de fluido do

tipo condensado de gás, com sua modelagem desenvolvida a partir de uma análise

PVT real em reservatórios areníticos.

Em sua composição, o fluido possui maiores concentrações de metano e

etano. Na Tabela 3.1, é possível observar a composição do fluido.

Tabela 3.1: Composição do Fluido.

COMPONENTES FRAÇÃO MOLAR

𝐶𝑂2 0,0001

𝑁2 0,011

𝐶1 0,6893

𝐶2 0,0863

𝐶3 0,0534

𝑖𝐶4 0,0115

𝑛𝐶4 0,0233

𝑖𝐶5 0,0093

𝑛𝐶5 0,0085

𝐹𝐶6 0,0173

𝐶7 0,019

𝐶8 0,0148

𝐶9 0,012

𝐶10+ 0,052


Raphael Calderon 32

As curvas de permeabilidade relativa para os sistemas gás/óleo e óleo/água

são mostradas nas Figuras 3.1 e 3.2, respectivamente.

Figura 3.1: Curvas de permeabilidade relativa para o sistema gás/óleo.

Figura 3.2: Curvas de permeabilidade relativa para o sistema óleo/água.


Raphael Calderon 33

3.3 Modelagem do Reservatório

O modelo estudado corresponde a um reservatório homogêneo e

semissintético baseado em reservatórios do tipo tight gas com características da

Bacia do Paraná. Suas dimensões foram analisadas na forma de malha

tridimensional no sistema cartesiano de coordenadas, conforme apresentado na

Tabela 3.2 abaixo.

Tabela 3.2: Dados dimensionais do modelo de reservatório estudado.

PARÂMETROS VALOR

Número total de blocos (reservatório sem fraturas) 25110

Dimensão na direção i (m) 600

Dimensão na direção j (m) 320

Dimensão na direção k (m) 70

Número de blocos em i 81

Número de blocos em j 31

Tamanho dos blocos em i e j (m) Variáveis

Número de blocos em k 10

Tamanho dos blocos em k (m) 7

A figura 3.3 apresenta uma vista do topo do reservatório nas direções “i” e “j”.

Figura 3.3: Refinamento do topo do reservatório nas direções "i" e "j". A legenda de cores representa a profundidade.

j

i


Raphael Calderon 34

A Figura 3.4 apresenta o modelo base do reservatório em 3D.

Figura 3.4: Modelo base do reservatório em 3D. A legenda de cores representa a profundidade.

Observa-se que, nas coordenadas “i” e “j”, os blocos variam de tamanho

devido ao refinamento utilizado. Na direção “j”, a malha fica mais refinada à medida

que se aproxima do plano central, em função da localização do poço produtor

horizontal. Na direção “i”, foram criadas seções ao longo do reservatório que

possibilitarão a inserção das fraturas.

3.3.1 Propriedades da Rocha Reservatório

A Tabela 3.3 a seguir, apresenta as propriedades da rocha reservatório do

modelo estudado.

70 m

i

k

j


Raphael Calderon 35

Tabela 3.3: Propriedades da rocha reservatório.

PARÂMETROS VALOR

Dimensões do topo do reservatório 600 m x 320 m

Espessura do reservatório 70 m

Profundidade de referência 3180 m

Pressão de referência 9308 kPa

Contato água-gás 3250 m

Porosidade 0,04

Permeabilidade horizontal (Kh) 4𝑥10−4 mD

Permeabilidade vertical (Kv) 4𝑥10−5 mD

Compressibilidade da formação @24821 kPa 6,894757 * 10−6 1/kPa

Temperatura do reservatório 56º C

3.3.2 Características operacionais do poço horizontal produtor

A Figura 3.5 mostra um corte lateral 3D do reservatório, sendo possível

observar a localização e o comprimento do poço produtor. O poço está localizado a

38 m do topo do reservatório, seu comprimento horizontal é de 520 m.

Figura 3.5: Visão 3D da localização do poço produtor. A legenda de cores representa a profundidade.

A Figura 3.6 apresenta uma visão lateral “i” x “k” do poço, sendo possível

observar as suas 9 zonas canhoneadas. À medida em que o plano se aproxima das

zonas, o refinamento aumenta, em função das proporções adequadas para que as

k

i

j


Raphael Calderon 36

fraturas possam ser inseridas. A proporção dos blocos foi alterada para k/i = 4/1 para

uma melhor visualização das regiões canhoneadas.

Figura 3.6: Visão lateral “i” x “k” das regiões canhoneadas. A legenda de cores representa a profundidade.

A Figura 3.7 mostra as fraturas adicionadas nas 9 zonas canhoneadas.

Figura 3.7: Fraturas adicionadas. A legenda de cores representa a profundidade.


Raphael Calderon 37

Durante a vida produtiva do campo, o poço produtor atua com duas condições

operacionais:

Máxima vazão de gás na superfície (STG) = 500000 m³/dia;

Mínima pressão no fundo do poço (BHP) = 3200 Kpa.

3.4 Modelagem das Fraturas

Nesta seção, mostra-se como foram desenvolvidas as simulações das

fraturas, como foi criada a sua geometria e a definição das suas propriedades.

3.4.1 Simulação da Fratura

Para tornar possível a simulação das fraturas, foi necessário após completar o

poço e canhonear as zonas de interesse, efetivar um refinamento secundário e

inserir dados para realizar o fraturamento hidráulico. Esses dados de entrada foram:

localização, espessura, comprimento e altura das fraturas. Por conseguinte, foi

definida a condutividade de cada fratura.

Os canais de alta condutividade criados pela operação de fraturamento

hidráulico, possibilitam o fluxo dos fluidos do reservatório para o poço. Na prática,

esses canais têm em média 5 mm de espessura, contudo, o refinamento afim de se

obter blocos com dimensões tão pequenas criaria um enorme número de blocos, o

que demandaria grande tempo de simulação e processamento computacional muito

avançado. Outro problema com as dimensões dos blocos seria a impossibilidade de

demarcar ali a existência de um poço com diâmetro externo maior que o tamanho do

bloco.

Para viabilizar o processo, foram inseridas fraturas em blocos bastante

refinados, não necessariamente na ordem de 5 mm, mas com 60 cm (600 mm) de

espessura, considerando a condutividade da fratura a mesma da gerada na prática.

Isso foi possível utilizando a equação da condutividade da fratura. Onde a

condutividade da fratura é o produto da espessura média da fratura vezes a

permeabilidade do propante (Santos, 2010), dada pela Equação (4) abaixo.

𝐶𝑓 = 𝑤𝑓 ∗ 𝐾𝑝 (4)


Raphael Calderon 38

Onde: 𝐶𝑓: Condutividade da fratura propada convencional (mD*mm);

𝑤𝑓: Espessura média da fratura (mm);

𝐾𝑝: Permeabilidade do propante (mD).

Para a simulação do modelo em estudo, optou-se por um propante 20/40

mesh sand (Kp=60000 mD) de acordo com o fluxograma de escolha de propantes

de Economides e Nolte, como mostrado na Subseção 2.3.5.

Através da equação da condutividade, foi possível considerar a condutividade

da fratura simulada igual à da fratura apresentada na literatura, pois a equação

permitiu variar a espessura e a permeabilidade da fratura simulada e manter a

mesma condutividade da fratura original. Rearranjando a Equação (4):

𝐶𝑓𝑜𝑟𝑖𝑔𝑖𝑛𝑎𝑙 = 𝐶𝑓𝑠𝑖𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑎

𝐶𝑓𝑜𝑟𝑖𝑔𝑖𝑛𝑎𝑙 = (𝐾𝑝 ∗ 𝑤𝑓)𝑠𝑖𝑚𝑢𝑙𝑎𝑑𝑎

𝐾𝑝 =𝐶𝑓𝑜𝑟𝑖𝑔𝑖𝑛𝑎𝑙

𝑤𝑓=

60000𝑚𝐷 ∗ 5𝑚𝑚

600 𝑚𝑚= 500 𝑚𝐷.

Assim, foi possível definir as propriedades da fratura no simulador.

Considerou-se que cada fratura tinha uma permeabilidade de 500md e uma

porosidade de 30%. A porosidade foi definida de acordo com casos semelhantes

encontrados no manual de como criar fraturas hidráulicas utilizando o BUILDER e o

IMEX da CMG (2009).

As Figuras 3.8, 3.9 e 3.10 a seguir, apresentam o reservatório em 3D com 3,

5 e 9 fraturas com 42 m de altura e 260 m de comprimento, respectivamente.


Raphael Calderon 39



Permeabilidade (mD)

j

Permeabilidade (mD)

i

k

k

j

i


Raphael Calderon 40


3.4.2 Fluido de Fraturamento Utilizado

Considerou-se como se estivesse sendo utilizado na prática um fluido de

fraturamento base água, por em geral apresentar bom desempenho, fácil manuseio

e ser comumente mais utilizado.

3.4.2.1 Volume de água utilizado

Na simulação das fraturas, o volume fraturado obtido após a criação das

mesmas, foi considerado igual ao volume de fluido de fraturamento utilizado,

desconsiderando a parcela de fluido de fraturamento que infiltra na formação (leak-

off).

Dessa forma, o volume de água utilizado pôde ser estimado a partir da

composição básica de um fluido de fraturamento base água: 90% água, 8%

propante e 2% aditivos; sendo considerada apenas a parcela referente à água. Com

o objetivo de otimizar o volume de água utilizado nos casos estudados, reduzindo

assim, um dos principais problemas ambientais causados pela operação de

fraturamento hidráulico.

Permeabilidade (mD)

j

k

i


Raphael Calderon 41

3.5 Planejamento de Simulações

Os parâmetros variáveis analisados no presente estudo foram: comprimento

das fraturas, altura das fraturas e quantidade de fraturas. Foram estudados casos de

fratura considerando 100 m, 180 m e 260 m de comprimento. A altura das fraturas

foi um parâmetro com três níveis de variação, 14 m, 42 m e 70 m. Quanto à

quantidade de fraturas, foram analisados casos com 3, 5 e 9 fraturas. Assim, foram

gerados e simulados 27 casos diferentes, como mostrado na Tabela 3.4:

Tabela 3.4: Planejamento de Simulações.

Caso Comprimento das Altura das Quantidade de

Fraturas (m) Fraturas (m) Fraturas

1 100 14 3

2 100 14 5

3 100 14 9

4 100 42 3

5 100 42 5

6 100 42 9

7 100 70 3

8 100 70 5

9 100 70 9

10 180 14 3

11 180 14 5

12 180 14 9

13 180 42 3

14 180 42 5

15 180 42 9

16 180 70 3

17 180 70 5

18 180 70 9

19 260 14 3

20 260 14 5

21 260 14 9

22 260 42 3

23 260 42 5

24 260 42 9

25 260 70 3

26 260 70 5

27 260 70 9


Raphael Calderon 42

3.6 Análise da Viabilidade Econômica

Em função dos resultados obtidos para os diversos casos simulados, foi feita

uma análise técnico-econômica comparativa, com o propósito de obter o caso que

apresentasse a condição operacional ótima aplicada ao modelo de reservatório

estudado.

Os custos considerados no projeto foram:

- Custos Iniciais (CAPEX);

- Custos Operacionais (OPEX);

- Custos com Royalties;

- Custos com taxas do regime fiscal.

A Tabela 3.5 a seguir apresenta um quadro resumo dos valores assumidos

para a análise técnico-econômica.

Tabela 3.5: Dados para Análise Econômica.

DADOS VALORES

Custos CAPEX 1,1 US$/Mscf

Custos OPEX 0,7 US$/Mscf

Preço do Gás 4,00 US$/Mscf

Custos com Royalties 12,5%

Custos com taxas do regime fiscal 10%

TMA 10% (a.a.)

Tempo de Projeto 40 anos

Os custos relacionados às despesas iniciais e para manutenção da produção

(CAPEX e OPEX) foram baseados na média de valores apresentados pelas

empresas de produção de gás não convencional no play de Fayetteville, nos EUA

(Energy Strategy Partners, 2011).

Para análise do VPL, foi considerado um valor fixo do preço de mercado do

gás de US$ 4,00/Mscf, em virtude de ser um parâmetro de mercado que varia


Raphael Calderon 43

repetidamente. Tal valor foi adotado de acordo com a variação do Mscf de gás no

segundo semestre de 2016.

Em relação ao valor da taxa mínima de atratividade utilizada para o cálculo do

Valor Presente Líquido (VPL), foi considerado 10% a.a., valor encontrado dentro da

faixa 10% a.a. – 20% a.a., utilizada pelas empresas petrolíferas.

Ao término dos cálculos para obtenção dos custos e das receitas, o VPL foi

calculado e seus gráficos foram gerados, mostrando o nível de lucros e prejuízos. A

partir destes gráficos, foi possível concluir em quais casos a aplicação do

fraturamento hidráulico se tornou uma alternativa economicamente viável e atrativa.

Esta análise técnico-econômica foi simplificada por considerar alguns dados

constantes durante todo o tempo de projeto.

3.7 Metodologia de Trabalho

Revisão bibliográfica (artigos, papers e dissertações);

Modelagem do fluido no Winprop;

Modelagem do reservatório no BUILDER;

Construção de cada um dos casos analisados;

Simulações dos casos no simulador IMEX;

Análise dos parâmetros (RESULTS GRAPH e RESULTS 3D);

Análise e discussão dos resultados gerados;

Conclusões e recomendações;

Defesa do trabalho.

CAPÍTULO 4:

RESULTADOS E DISCUSSÕES

Trabalho de Conclusão de Curso – CEP/UFRN Resultados e Discussões

Raphael Calderon 45

4. RESULTADOS E DISCUSSÕES

Neste capítulo, são apresentados os resultados obtidos utilizando o simulador

IMEX-2014.10. São discutidas as configurações de parâmetros dimensionais das

fraturas e suas influências significativas no fator de recuperação de gás quando

comparado à recuperação primária. Com base nestes resultados, uma análise

econômica foi realizada com o intuito de se obter os custos e investimentos

associados à implementação do método de fraturamento hidráulico, avaliando a

viabilidade do projeto quanto à sua aplicação em campo.

4.1 Análise da recuperação primária de gás

Analisando a Figura 4.1, percebe-se que a produção do reservatório, sem a

utilização de nenhum método de estimulação, é inviável. O reservatório obteve um

valor de apenas 1,1 % de Fator de Recuperação, comprovando o que é citado na

literatura, não extrapolando os 10% do gás total. Justificando assim, a utilização de

um processo de estimulação de poços como o fraturamento hidráulico, para que seja

possível atingir fluxo economicamente viável.

Figura 4.1: Fator de Recuperação de Gás para a Recuperação Primária.


Raphael Calderon 46

4.2 Análise comparativa da Vazão entre a Recuperação Primária e os

modelos estimulados com Fraturamento Hidráulico

A partir do estudo da vazão de gás, foi possível analisar o comportamento da

produção do reservatório em função dos parâmetros adotados no fraturamento. A

Figura 4.2 apresenta o gráfico da vazão de gás para o reservatório sem estimulação

comparado ao reservatório com as maiores dimensões do fraturamento, 3, 5 e 9

fraturas de 260 m de comprimento e 70 m de altura.

Figura 4.2: Comparativo da vazão entre a recuperação primária e modelos estimulados por fraturamento hidráulico.

No gráfico acima, é possível observar que a vazão para a recuperação

primária quase não é notada, já para os modelos de fraturamento estudados, as

curvas da vazão têm comportamento semelhante para todos, decrescendo ao longo

do período de produção. A produção atinge o pico logo nos primeiros anos do

projeto e depois cai de forma muito rápida. Essa característica de reservatórios tight

gas se dá pelas suas baixas permeabilidades e a queda de pressão do reservatório,

que tende a igualar-se rapidamente à pressão de fundo de poço.


Raphael Calderon 47

4.3 Análise comparativa do Fator de Recuperação dos diferentes casos com

reservatório fraturado hidraulicamente

Nesta seção, será realizada uma análise do fator de recuperação para os

diferentes casos simulados com fraturas de 100 m, 180 m, e 260 m de comprimento.

4.3.1 Análise comparativa do Fator de Recuperação para casos com

fraturas de 100 m de comprimento

A Figura 4.3 apresenta o fator de recuperação de gás para diferentes

quantidades e altura de fraturas, mantendo-as com comprimento fixo de 100 m. É

possível observar a influência do aumento das dimensões das fraturas na fração

final de gás produzido. Nota-se que o modelo com 9 fraturas de 70 m de altura

apresentou as melhores recuperações, a uma fração final de 51,28%. O caso com 5

fraturas de 70 m de altura apresentou um fator de recuperação final bem próximo do

modelo 9 fraturas de 42 m de altura, sendo necessária a análise econômica para a

definição do melhor caso.

Ao final de 40 anos de projeto, para nenhum dos casos apresentados, o fator

de recuperação tendeu a se estabilizar. Dessa forma, foram analisados casos com

maiores comprimentos de fratura, como mostrado nas seções seguintes.

Figura 4.3: Fator de Recuperação para fraturas com 100 m de comprimento.


Raphael Calderon 48



Na Figura 4.4, ao final de 40 anos de projeto, nota-se que os casos com 9

fraturas de 42 m de altura e 5 fraturas de 70 m de altura, tenderam a uma

recuperação final igual. Mesmo com o número de fraturas entre os casos sendo

diferentes, os resultados obtidos foram parecidos em função da variação do

parâmetro altura, que teve maior influência. O mesmo comportamento foi notado

entre os casos 9 fraturas de 14 m de altura e 3 fraturas de 70 m de altura.

Ao comparar a Figura 4.4 com a Figura 4.3, é possível observar que embora a

fração de gás recuperada tenha sido maior ao aumentar o comprimento das fraturas,

para nenhum dos casos apresentados na Figura 4.4, o fator de recuperação se

estabilizou ao final de 40 anos de projeto.



Raphael Calderon 49



Na Figura 4.5, observa-se que a curva referente ao modelo com 9 fraturas de

70 m de altura alcançou a estabilidade nos últimos 10 anos de produção, porém, os

demais casos não obtiveram a estabilidade ao final do projeto.

Observa-se que as curvas 9 fraturas de 42 m de altura e 5 fraturas de 70 m

de altura, obtiveram a mesma fração de recuperação final de gás; o mesmo

comportamento sendo notado nas curvas dos modelos 9 fraturas de 14 m de altura e

3 fraturas de 70 m de altura, sendo necessária a análise econômica para a definição

do melhor caso.

Em geral, as fraturas com comprimento de 260 m apresentaram os maiores

fatores de recuperação de gás.


A Tabela 4.1 apresenta um quadro resumo dos 27 casos simulados para o

estudo do processo de fraturamento hidráulico, com os respectivos parâmetros

dimensionais das fraturas, fatores de recuperação e produção acumulada final.


Raphael Calderon 50

Tabela 4.1: Simulações realizadas no estudo do processo de fraturamento hidráulico.

Caso Comprimento das Altura das Quantidade de

FR (%) Gp

Fraturas (m) Fraturas (m) Fraturas Final (m³std)

1 100 14 3 12,71 3,67E+06

2 100 14 5 19,67 5,68E+06

3 100 14 9 27,55 7,97E+06

4 100 42 3 23,57 6,82E+06

5 100 42 5 35,41 1,03E+07

6 100 42 9 44,59 1,30E+07

7 100 70 3 29,22 8,47E+06

8 100 70 5 42,96 1,25E+07

9 100 70 9 51,28 1,51E+07

10 180 14 3 20,21 5,84E+06

11 180 14 5 30,99 8,97E+06

12 180 14 9 41,38 1,20E+07

13 180 42 3 35,17 1,02E+07

14 180 42 5 51,10 1,49E+07

15 180 42 9 60,29 1,78E+07

16 180 70 3 41,99 1,23E+07

17 180 70 5 58,98 1,73E+07

18 180 70 9 65,58 1,96E+07

19 260 14 3 24,57 7,10E+06

20 260 14 5 37,33 1,08E+07

21 260 14 9 48,34 1,41E+07

22 260 42 3 39,81 1,16E+07

23 260 42 5 56,81 1,66E+07

24 260 42 9 66,13 1,93E+07

25 260 70 3 48,16 1,40E+07

26 260 70 5 65,46 1,93E+07

27 260 70 9 69,57 2,10E+07

Assim como percebido na análise da Seção 4.3, nota-se que os fatores de

recuperação obtidos pelos modelos com fraturas de 260 m de comprimento,

alcançaram os maiores valores dentre os casos com comprimentos diferentes

analisados no trabalho. Em consequência de possuírem as maiores dimensões das

fraturas. Sendo estes, utilizados como objetos de estudo na análise de viabilidade

econômica do projeto.


Raphael Calderon 51

4.4 Análise comparativa do Fator de Recuperação dos modelos estudados

em função do Volume de Água Utilizado

Em função do grande questionamento que gira em torno da operação de

fraturamento hidráulico, após analisar o comportamento do fator de recuperação

durante os 40 anos de produção para todos os 27 casos simulados, fez-se uma

análise da fração de gás final produzida de cada caso em função do volume de água

utilizado para realizar o fraturamento. Tal análise, com o objetivo de encontrar, do

ponto de vista ambiental, os casos com menor volume de água utilizado possível e

que resultassem em um bom valor de fração de gás produzido.

A partir disto, foram gerados três gráficos. O primeiro, apresentado na Figura

4.6, mostra a análise do fator de recuperação em função do volume de água

utilizado para os casos de fraturas com 100 m, 180 m, e 260 m de comprimento. O

segundo, apresentado na Figura 4.7, mostra a análise para os casos de fraturas com

14 m, 42 m, e 70 m de altura. Já o terceiro, apresentado na Figura 4.8, traz a análise

comparativa entre os casos de 3, 5 e 9 fraturas.

Figura 4.6: Fator de Recuperação vs Volume de Água Utilizado para fraturas de 100 m, 180 m e 260 m de comprimento.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000

Fato

r d

e R

ecu

pe

raç

ão

de G

ás (

%)

Volume de Água Utilizado (m³)

CF100m CF180m CF260m

Volume ótimo


Raphael Calderon 52

Figura 4.7: Fator de Recuperação vs Volume de Água Utilizado para fraturas de 14 m, 42 m e 70 m de altura.

Figura 4.8: Fator de Recuperação vs Volume de Água Utilizado para 3, 5 e 9 fraturas.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000

Fato

r d

e R

ecu

pe

raç

ão

de G

ás (

%)


HF14m HF42m HF70m

Volume ótimo

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000 100000

Fato

r d

e R

ecu

pe

raç

ão

de G

ás (

%)


3 Fraturas 5 Fraturas 9 Fraturas

Volume ótimo


Raphael Calderon 53

A partir das análises dos gráficos, foi considerado que o volume de água

ótimo seria em torno de 50000 m³. Assim, entre os casos analisados, os que se

enquadraram nesse requisito foram: o com 5 fraturas de 260 m de comprimento e 70

m de altura e o com 9 fraturas de 260 m de comprimento e 42 m de altura. Ambos os

casos se apresentaram dentro de uma margem com um fator de recuperação

considerado ótimo em função de um volume de água utilizado ótimo.

O estudo da viabilidade técnica do fraturamento hidráulico pelo volume de

água utilizado é de suma importância devido aos grandes debates acerca dos

possíveis impactos socioambientais causados pelo método. Sendo necessária para

a aplicação segura do método, com a otimização dos recursos utilizados, garantindo

a proteção do meio ambiente, a saúde e a segurança pública.

4.5 Análise da Pressão do Reservatório

As Figura 4.9, Figura 4.10 e Figura 4.11, relatam o comportamento da

pressão do reservatório em função do tempo de projeto para os modelos com 3, 5 e

9 fraturas, todas com 260 m de comprimento e 42 m de altura. É possível notar que

no modelo com 3 fraturas, a pressão decai apenas em torno da região fraturada, no

entanto, ao fim do projeto, a pressão ainda continua elevada no reservatório como

um todo, uma vez que essa configuração de fraturas não atinge toda a extensão do

reservatório. Tal fator, decorrente das características naturais de um reservatório

tight gas, onde a comunicação entre o reservatório e o poço nas regiões não

fraturadas se dá de maneira muito limitada.

Figura 4.9: Comportamento da pressão no reservatório com 3 fraturas.

Pressão (kPa) 10 anos 20 anos

30 anos 40 anos


Raphael Calderon 54

A Figura 4.10, representa o modelo de reservatório com 5 fraturas, onde é

possível observar que, a pressão tem o comportamento de sempre declinar por igual

nas zonas fraturadas, atingindo o valor de aproximadamente 3800 kPa. Nas demais

zonas do reservatório, esse valor fica em torno de 5000 kPa. Nota-se que o

reservatório ainda dispõe de pressão suficiente para crescer o seu fator de

recuperação, desta forma, sendo possível aumentar a quantidade de fraturas para

atingir toda a extensão do reservatório e aumentar a produção de gás.


Na Figura 4.11, é apresentado o comportamento da pressão para o

reservatório com 9 fraturas. Dentre os três modelos analisados, o com 9 fraturas

apresentou maior declínio de pressão ao longo do tempo de produção.

Diferentemente dos casos analisados anteriormente, a pressão do reservatório por

completo tende a se igualar à pressão mínima de fundo de poço (3200 kPa). Este

fato ocorre em decorrência da maior área fraturada e consequentemente maior área

aberta o fluxo, compreendendo todos os intervalos canhoneados do poço produtor.

40 anos

Pressão (kPa) 10 anos 20 anos

30 anos 40 anos


Raphael Calderon 55


4.6 Análise Econômica

A análise econômica realizada nesta seção tratou da operação de

fraturamento hidráulico, levando em consideração os diversos casos analisados

tecnicamente nos tópicos anteriores. As definições dos parâmetros utilizados nos

cálculos das receitas bem como as equações aplicadas para o cálculo do Valor

Presente Líquido foram apresentadas nas seções 2.4 e 3.6.

A análise foi considerada simplificada, pois alguns dos seus valores foram

mantidos fixos durante o tempo de projeto.

A Tabela 4.2 a seguir, apresenta um quadro resumo da análise econômica

realizada para todos os 27 casos simulados durante a pesquisa. Para fins de

análise, são apresentados os valores do fator de recuperação final e o valor

presente líquido máximo dos casos.

10 anos 20 anos

30 anos 40 anos

Pressão (kPa)


Raphael Calderon 56

Tabela 4.2: Casos simulados para comparação entre diferentes VPLs.

Caso Configuração FR (%) VPLmáx (US$)

1 3F_CF100m_HF14m 12,71 21.819,72

2 5F_CF100m_HF14m 19,67 35.987,34

3 9F_CF100m_HF14m 27,55 64.010,42

4 3F_CF100m_HF42m 23,57 60.105,74

5 5F_CF100m_HF42m 35,41 99.775,21

6 9F_CF100m_HF42m 44,59 178.345,75

7 3F_CF100m_HF70m 29,22 93.204,91

8 5F_CF100m_HF70m 42,96 156.806,78

9 9F_CF100m_HF70m 51,28 282.146,42

10 3F_CF180m_HF14m 20,21 40.435,52

11 5F_CF180m_HF14m 30,99 67.108,65

12 9F_CF180m_HF14m 41,38 119.630,24

13 3F_CF180m_HF42m 35,17 111.145,64

14 5F_CF180m_HF42m 51,10 185.155,12

15 9F_CF180m_HF42m 60,29 330.425,64

16 3F_CF180m_HF70m 41,99 172.639,82

17 5F_CF180m_HF70m 58,98 290.480,04

18 9F_CF180m_HF70m 65,58 521.433,17

19 3F_CF260m_HF14m 24,57 53.056,90

20 5F_CF260m_HF14m 37,33 88.091,42

21 9F_CF260m_HF14m 48,34 157.584,60

22 3F_CF260m_HF42m 39,81 139.857,55

23 5F_CF260m_HF42m 56,81 231.561,34

24 9F_CF260m_HF42m 66,13 411.874,08

25 3F_CF260m_HF70m 48,16 226.425,17

26 5F_CF260m_HF70m 65,46 381.024,52

27 9F_CF260m_HF70m 69,57 683.061,80

Ao analisar a Tabela 4.2 percebe-se que, assim como notado na Seção 4.3, o

aumento das dimensões das fraturas resulta no crescimento do fator de

recuperação, havendo também, um aumento no valor presente líquido dos modelos.

Esse aumento é ditado por um comportamento proporcional ao número de fraturas

no reservatório, de modo que, de 3 para 5 fraturas, o crescimento no VPL não é tão

grande. Entretanto, quando analisado de 5 para 9 fraturas, o crescimento no VPL

representa valores bastante altos.


Raphael Calderon 57

Analisando casos com o mesmo número de fraturas, observou-se que ao

aumentar a altura das fraturas mantendo o comprimento delas constante, obtinha-se

um aumento maior no fator de recuperação e no VPL do que quando se aumentava

o comprimento das fraturas mantendo a altura delas constante.

Tal comportamento é notado ao se comparar a análise dos Casos 1 e 4 com a

análise dos Casos 1 e 10. Nesta primeira, aumentou-se a altura das fraturas de 14 m

para 42 m e manteve-se o comprimento em 100 m, resultando em um crescimento

de 10,86 pontos percentuais no fator de recuperação e US$ 38.286,02 no VPLmáx.

Na segunda análise, aumentou-se o comprimento das fraturas de 100 m para 180 m

e manteve-se a altura em 14 m, resultando em um crescimento de apenas 7,50

pontos percentuais no fator de recuperação e US$ 18.615,02 no VPLmáx.

4.6.1 Análise comparativa do VPL para os casos com os maiores FRs

Foram selecionados os casos analisados na Seção 4.3.3, os modelos com

fraturas de 260 m metros de comprimento, por apresentarem os maiores fatores de

recuperação dentre os comprimentos analisados durante a pesquisa. A Figura 4.12

apresenta o comportamento destes em relação ao tempo de projeto.

Figura 4.12: VPL vs Tempo para casos com fratura de 260 m de comprimento.

-1000000

-800000

-600000

-400000

-200000

0

200000

400000

600000

800000

1000000

0 5 10 15 20 25 30 35 40

VP

L (

US

$)

Tempo de Projeto (anos)

3F_CF260m_HF14m 3F_CF260m_HF42m 3F_CF260m_HF70m




Raphael Calderon 58

Analisando a Figura 4.12, observa-se que os VPLs atingem o valor máximo

antes dos 3 anos produção e então passam a declinar acentuadamente. Tal fator é

explicado pelas características próprias de reservatórios tight gas, que produzem

praticamente mais da metade da sua reserva recuperável nos primeiros 5 anos de

projeto e em seguida tendem a se estabilizar, em função da pressão do reservatório,

que cai rapidamente se igualando à pressão de fundo de poço.

Os casos escolhidos na Seção 4.4, por representarem um bom fator de

recuperação em função do volume de água utilizado, foram o com 5 fraturas de 260

m de comprimento e 70 m de altura e o com 9 fraturas de 260 m de comprimento e

42 m de altura. Tais casos foram analisados na Figura 4.12, sendo possível observar

os seus comportamentos ao longo tempo e constatar que o modelo com 9 fraturas

de 260 m de comprimento e 42 m de altura apresentou um maior fator de

recuperação e VPLmáx, aos valores de 66,13% e US$ 411.874,08 respectivamente.

4.6.2 Análise comparativa entre os casos com os maiores VPLs

Após análise econômica de todos os 27 casos simulados, foram selecionados

os casos com os maiores VPLs e apresentados na Tabela 4.3.

Tabela 4.3: Casos analisados para comparação entre diferentes VPLs.

Caso Configuração FR (%) VPLmáx (US$)

14 5F_CF180m_HF42m 51,10 185.155,12

25 3F_CF260m_HF70m 48,16 226.425,17

23 5F_CF260m_HF42m 56,81 231.561,34

9 9F_CF100m_HF70m 51,28 282.146,42

15 9F_CF180m_HF42m 60,29 330.425,64

26 5F_CF260m_HF70m 65,46 381.024,52

24 9F_CF260m_HF42m 66,13 411.874,08

18 9F_CF180m_HF70m 65,58 521.433,17

27 9F_CF260m_HF70m 69,57 683.061,80

A partir da Tabela 4.3, foi possível observar a influência da configuração das

fraturas no valor presente líquido máximo. Alguns casos quando comparados a

outros, mesmo apresentando um fator de recuperação menor, resultaram em um

VPL maior; em função das dimensões quantidade, comprimento e altura das

fraturas, que interferem diretamente nos custos atribuídos ao fraturamento


Raphael Calderon 59

hidráulico. Ou seja, mesmo apresentando, do ponto de vista técnico, um fator de

recuperação melhor, se não dimensionado de maneira ideal para o reservatório, o

modelo irá apresentar um custo resultante muito alto, interferindo na viabilidade

econômica e aplicação do método.

Neste trabalho, foi feita uma análise considerando a produção de gás natural

durante 40 anos para um reservatório do tipo Tight Gas. A simulação numérica foi de

suma importância para compreender o comportamento da produção do reservatório

com o tempo de projeto. Ao total, 27 casos diferentes foram simulados e analisados

quanto à viabilidade técnico-econômica, a fim de se obter o melhor modelo para a

aplicação em campo. A partir da Tabela 4.3, pode-se concluir que o modelo

considerando 9 fraturas de 260 m de comprimento e 70 m de altura apresentou um

melhor resultado do ponto de vista técnico-econômico, com um fator de recuperação

de 69,57% e um VPLmáx de US$ 683.061,80.

CAPÍTULO 5:

CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Trabalho de Conclusão de Curso – CEP/UFRN Conclusões e Recomendações

Raphael Calderon 61

5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

5.1 Conclusões

A partir do objetivo central desta pesquisa, que foi a aplicação da operação de

fraturamento hidráulico em reservatórios areníticos de baixa permeabilidade através

do software de simulação CMG, pode-se concluir que:

O estudo desenvolvido neste trabalho comprovou a importante intervenção

promovida pelo fraturamento hidráulico em reservatórios de baixa

permeabilidade, havendo um aumento no fator de recuperação de gás em

todos os casos estimulados hidraulicamente. O fator de recuperação

inicialmente de 1,1% na recuperação primária, atingiu valores de 48,16%,

65,46% e 69,57% para os melhores casos com 3, 5 e 9 fraturas

respectivamente;

Todos os parâmetros analisados individualmente obtiveram resultados

positivos, aumentando o fator de recuperação de gás;

Observou-se que aumentando o número de fraturas, consequentemente, se

aumenta a fração de recuperação de gás;

Do ponto de vista ambiental, constatou-se que os menores volumes de água

utilizados que apresentaram bons fatores de recuperação de gás estavam

entre 50000 m³. O caso que melhor se apresentou dentro desta faixa foi o

com 9 fraturas de 260 m de comprimento e 42 m altura. Com um fator de

recuperação de 66,13%, uma produção acumulada final de 1,93E+07 m³std

de gás, um volume de água utilizado de 53071 m³ e um VPLmáx de US$

411.874,08;

Para análise de casos com o mesmo número de fraturas, observou-se que ao

aumentar a altura das fraturas mantendo o comprimento delas constante,

obtinha-se um aumento maior no fator de recuperação e no VPL do que

quando se aumentava o comprimento das fraturas mantendo a altura delas

constante;

Trabalho de Conclusão de Curso – CEP/UFRN Conclusões e Recomendações

Raphael Calderon 62

Quanto maiores as dimensões das fraturas nos modelos analisados, maior

será o declínio de pressão no reservatório ao longo do tempo de projeto. De

forma que, os casos com 3 fraturas tendem a declinar rapidamente a sua

pressão apenas nas regiões estimuladas, já os casos com 9 fraturas tendem

a declinar a sua pressão em toda a área do reservatório;

O dimensionamento adequado das fraturas é de suma importância para a

viabilidade do processo, pois mesmo apresentando, do ponto de vista técnico,

um fator de recuperação melhor, se não dimensionado de maneira ideal para

o reservatório, o modelo irá apresentar um custo resultante muito alto,

interferindo na viabilidade econômica e aplicação do método;

A partir da análise econômica, constatou-se o caso com 9 fraturas de 260 m

de comprimento e 70 m de altura como o mais economicamente viável.

Apresentando um fator de recuperação de gás de 69,57%, uma produção

acumulada final de 2,10E+07 m³std de gás e um VPLmáx de US$ 683.061,80.

5.2 Recomendações

Realizar uma modelagem mais precisa da fratura, de modo que reflita uma

condição mais real, com a implementação da modificação da condutividade

das fraturas ao longo do tempo devido ao desgaste do propante e o acúmulo

de partículas nos canais da fratura;

Efetuar a seleção do fluido de fraturamento mais indicado para o reservatório,

analisando a compatibilidade do mesmo com a formação e os fluidos

presentes;

Realizar uma análise econômica mais detalhada, em função da modelagem

precisa da fratura, levando em consideração o volume de fluido de

fraturamento utilizado em cada estágio, bem como as quantidades de

propante e aditivos químicos.

CAPÍTULO 6:

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Trabalho de Conclusão de Curso – CEP/UFRN Referências Bibliográficas

Raphael Calderon 64

6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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Trabalho de Conclusão de Curso – CEP/UFRN · 2019. 1. 31. · Trabalho de Conclusão de Curso – CEP/UFRN Raphael Calderon v CALDERON, Raphael Ewerton Miranda – “TECHNICAL-ECONOMIC