completação poços shale gas/oil-que há de novo afinal? (pdf

ENAHPE 2013 – V Encontro Nacional de Hidráulica de Poços de Petróleo e Gás Teresópolis - RJ, 5 a 8 de agosto de 2013

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COMPLETAÇÃO DE POÇOS EM SHALE GAS/OIL – O QUE HÁ DE NOVO AFINAL?

Valdo F. Rodrigues1 (Aldelia-Petrobras/INTER-TEC/EPD/EP), Cecília Toledo de Azevedo2 (Petrobras/E&P), Edgardo Rafael Alfaro3 (Petrobras/PESA)

1 e-mail: [email protected]

2 e-mail: [email protected] 3 e-mail: [email protected]

RESUMO

A completação de poços em shale gas/oil (folhelho produtor de gás e/ou óleo), em particular o

fraturamento hidráulico, deve se iniciar ainda na fase de locação do poço. Isto porque se deve

buscar localizar o poço nos chamados sweet spots, que não dependem somente das melhores

características permo-porosas do reservatório, mas também do tipo de completação e da

fraturabilidade do reservatório. A completação deve ser projetada de forma a antecipar a

produção de hidrocarbonetos e maximizar o volume recuperado total. Para tal, é fundamental

analisar um amplo conjunto de dados obtidos por monitoração de superfície e subsuperfície,

perfilagem e testemunhagem, sendo a última realizada nos poços da fase exploratória, também

chamados, neste cenário, de poços-piloto. O projeto de completação então especificará a

trajetória do poço, o tipo de completação, se em poço aberto ou revestido, se cimentado e

canhoneado, o número de fraturas hidráulicas e suas geometrias e condutividades. Com isto

será definido o espaçamento entre poços e o número destes para drenar determinada área. Até

aqui nenhuma novidade. Isto deveria ser feito para todo projeto de vulto e tem sido feito em

muitos casos. O que há de novo no desenvolvimento da produção de shale gas/oil é o volume

das operações, a necessidade de geração de alguns conceitos novos ou ampliação de conceitos

estabelecidos e respectivos métodos e procedimentos e uma política específica para os shales.

O volume de recursos – pessoal treinado, sondas, equipes, equipamentos, materiais (água,

proppant, produtos químicos, etc) – é tão grande, a visibilidade das atividades tão intensa, o

balanço custo-benefício tão delicado, que são necessárias novas estruturas, abordagens e

políticas para o desenvolvimento dos shale gas/oil. Este artigo mal toca nestes assuntos. O

mesmo foca a completação dos poços em sua parte conceitual e de procedimentos. Assim,

serão abordados o modelo conceitual de criação/ativação de redes de fraturas através dos

fraturamentos hidráulicos, os critérios empíricos usados para a definição do número de fraturas e

o espaçamento entre estas, as propriedades de rocha mais importantes, as tentativas de

gerenciamento do campo de tensões durante os fraturamentos, as técnicas, procedimentos e

materiais mais usados e a busca de critérios, procedimentos e softwares que tornem o projeto de

completação menos intuitivo e melhor fundamentado nas ciências básicas. Espera-se contribuir

com as comunidades técnicas e científicas com esta apresentação sobre o estado da arte neste

cenário novo e dinâmico.

palavra-chave: shale gas/oil, completação de poços, fraturamento hidráulico


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Introdução

Produz-se gás de folhelho nos EUA desde 1821 quando se cavou manualmente o primeiro poço

no folhelho orgânico Devoniano de Dunkirk, em Nova Iorque. Este poço produziu por mais de 75

anos. De 1927 a 1962 a corporação Columbia (hoje Chesapeake Energy) perfurou de dezenas a

centenas de poços por ano nos shales Devonianos. A expansão do interesse em shale além das

bacias Apalachianas se iniciou em 1981 com a perfuração do primeiro poço no Barnett Shale, na

Bacia Fort Worth, nordeste do Texas. A partir de meados da década de 1990 houve grande

aumento de atividades nos gas shales graças à combinação de elevados preços do gás,

aperfeiçoamentos na caracterização dos reservatórios e avanços na perfuração e completação

dos poços (Sondergeld et al. 2010). O desenvolvimento da produção de gás e óleo dos folhelhos

produtores (shale) ou rochas fontes (source rocks) nos últimos anos mudou drasticamente o

mercado de gás e as previsões de produção de gás e óleo nos EUA. Atualmente, 40% da

produção de gás natural nos EUA vem de shale gas, estando em um platô desde o início de

2012. A produção de tight oil ou shale oil, que passou a ser priorizada em relação ao gás em

face da queda do preço deste, corresponde a ~ 20% da produção de óleo nos EUA. A Figura 1

apresenta a produção de gás dos principais shales nos EUA (Hughes 2013).

Figura 1 Produção de gás de shale nos EUA por ocorrência (Hughes 2013).

Como referência, a produção de gás brasileira atual, incluindo a realizada no exterior, é inferior a

3 bilhões de pés cúbicos/dia.

Note que os três principais shales dos EUA, Haynesville, Barnett e Marcellus produzem 67% do

gás de shale neste país. Acrescentando a produção de Fayeteville, Eagle Ford e Woodford, os

seis maiores produtores respondem por 88% da produção de gás de shale nos EUA.


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A Figura 2 apresenta a produção de óleo de shales nos EUA (há 21 catalogados), mostrando

que as duas ocorrências principais, Bakken e Eagle Ford respondem por 80% desta (~

1.300.000 bbl/d).

Figura 2 Produção de óleo de shale nos EUA por ocorrência (Hughes 2013).

* produção em mil barris por dia.

Na América do Sul há potencial significativo de shale gas/oil na Argentina, Bolívia, Brasil, Chile,

Colômbia, Paraguai, Uruguai e Venezuela, segundo levantamento da EIA de 137 formações em

41 países fora os EUA (EIA/RDC 2013). No Brasil a EIA/RDC avaliou as bacias Paraná (Fm

Ponta Grossa), Solimões (Fm Jandiatuba) e Amazonas (Fm Barreirinhas). Não foram avaliadas

as bacias Potiguar, Parnaiba, Parecis, Recôncavo, Sergipe-Alagoas, São Francisco, Taubaté e

Chaco- Paraná. A Colômbia apresenta significativa atividade e a Argentina se consolida como a

área de maior potencial de produção de shale gas/oil fora dos EUA, nas bacias Neuquina, San

Jorge, Austral-Magallanes e Paraná (que apresenta maior extensão no Brasil). Há programas de

exploração e início de produção comercial na Bacia Neuquina pelas operadoras Apache, EOG,

ExxonMobil, TOTAL, YPF e empresas menores. Já foram realizados testes em mais de 50 poços

nas formações Los Molles e Vaca Muerta, a maioria com bons resultados. Poços verticais estão

em produção com vazões de 180 a 600 bbl/dia (EIA/RDC 2013). A Petrobras Argentina realiza

campanha exploratória com a perfuração de poços na Bacia Neuquina, áreas de Rincón de

Aranda e Sierra Chata (Fm Vaca Muerta), e na Bacia Austral, área de Puesto Peter (Fm Palermo

Aike).

Talvez a palavra que melhor caracterize os shales gas/oil seja intensidade. A indústria já vinha

lidando com rochas produtoras heterogêneas, como alguns carbonatos, mas a heterogeneidade

e anisotropia dos shales é altíssima.


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As variações de profundidade, pressão, temperatura, e propriedades das rochas e fluidos

contidos são de uma magnitude que impedem classificações representativas.

A quantidade de poços para drenar determinada área é grande em vários campos antigos, como

Lote X no Peru (5.207 poços perfurados), Puesto Hernandes na Argentina (1505 poços) e

Carmópolis (1936 poços) e Canto do Amaro (1800 poços) no Brasil. Entretanto, estes foram

perfurados ao longo de várias décadas, enquanto no Barnett Shale foram perfurados 15.000

poços de 2.000 a 2.012, no Marcellus 3.900 poços de 2.006 a 2.011 e em Haynesville 2.700

poços de 2.008 a 2.012, por exemplo (Hughes 2013). A quantidade de poços é tão grande que

estes devem ser direcionais e concentrados em locações (pads) com múltiplos poços para

minimizar o impacto no meio ambiente e simplificar a logística.

A realização de grande quantidade de fraturamentos hidráulicos nos EUA era notória há muito

tempo, mas a quantidade e as dimensões dos múltiplos fraturamentos hidráulicos realizados nos

poços de shale gas/oil nos EUA e agora em outros países é assustadora. A ponto de incendiar o

imaginário de leigos em face de supostas evidências de contaminação de água potável e outros

danos ambientais.

O hiato entre a abordagem técnico-científica de ampla coleta e análise de dados e aplicação de

métodos com sólida base científica e o custo dos poços se faz presente nos estudos de

viabilidade técnico-econômica há muito. Mas nos shales, com toda sua complexidade, as

necessidades tecnico-científicas chocam-se fortemente com o conceito de fábrica de poços. A

expressão “isto é mais uma arte do que uma ciência” é mais ouvida do que nunca.

A publicação abundante de artigos técnicos e científicos sobre determinado cenário já ocorreu

em várias épocas, como nos tempos em que deep water era uma palavra mágica. Mas a

quantidade de papers sobre shale gas/oil é imensa. Os protestos ambientais parecem ter levado

a indústria a abrir seus dados e com estes os estudos, dos mais variados fôlegos, se

multiplicaram. Alguns expoentes da indústria parecem ter sido escalados para escrever artigos

mais abrangentes. Os eventos de todos os matizes se sucedem. Na era das redes sociais o

shale gas/oil ocupa significativo espaço.

Neste cenário tão dinâmico, com tanta troca de informações, os seguintes fatores dificultam

estudos sobre shale gas/oil:

a) É muito difícil analisar a imensa quantidade de informações sobre um cenário tão

heterogêneo de sorte a produzir sínteses consistentes. Produz-se gás e óleo de shale há

quase dois séculos, apenas o boom é recente.

b) A terminologia criada às pressas constitui um entrave. Shale não é exatamente um folhelho,

shale oil (shale portador de óleo fino) é extremamente diferente de oil shale (ou kerogen-rich

shale, que são rochas portadoras de querogênio, como o xisto em São Mateus do Sul-PR).

Logo, a tradução gás de xisto para shale gas é um desastre. Vários termos de fraturamento

hidráulico ganharam novos significados. Na Argentina o decreto 1483/2012 da Provincia del

Neuquén classifica Shale Gas/Oil como reservatórios que produzem gás e petróleo de

formações argilosas de permeabilidade baixa a muito baixa. Esta terminologia é mais

adequada do que gas de esquisto.


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c) As publicações em geral tendem a ressaltar os sucessos e minimizar os fracassos e as de

fornecedores apresentam viés favorável a seus produtos.

d) As operadoras retêm seus dados e os fornecedores tratam como confidencial qualquer

suposta novidade. O grande número de operadoras e cias de serviço operando em shales

magnificam este problema.

e) Os trabalhos acadêmicos estão ainda em fase embrionária e muitos são superficiais,

oriundos da máxima acadêmica atual publicar ou desaparecer. Mas certamente recai sobre

as universidades e institutos de pesquisa a esperança de desenvolvimentos teóricos

imprescindíveis para entender os processos de armazenamento e fluxo de gás e óleo em

shales.

Neste contexto, este artigo constitui a busca de contribuição de um grupo de técnicos que vem

estudando os folhelhos produtores de gás e/ou óleo há mais de um ano, em tempo parcial. O

potencial de shale gas/oil na América Latina justifica que as instituições técnico-científicas de

nosso continente ingressem aceleradamente neste cenário. O artigo focaliza a completação de

poços em shale gas/oil, cujo maior diferencial é intensidade: deve-se ampliar extremamente o

contato do poço com o reservatório para que se possa obter produção econômica de rochas com

permeabilidade matricial na faixa de nano a micro darcy.

Cumpre ressaltar, que a despeito do foco deste artigo em completação e da enorme pressão

para se reduzir o custo de perfuração na abordagem de fábrica de poços não se pode descuidar

da importância e qualidade desta. Há evidências de que o posicionamento da seção lateral ao

longo do melhor intervalo é crucial para o sucesso da completação. A ideia de que as fraturas

conectariam com eficiência uma seção abaixo ou acima do melhor intervalo tem se revelado

incorreta. O poço deve navegar no melhor intervalo, na profundidade e direção adequadas,

fazendo uso dos instrumentos necessários para tal.

Complexidade – Heterogeneidade e Anisotropia

A complexidade dos shales decorre da extrema variação na composição da rocha e dos

processos diagenéticos pós-deposicionais. Ilustramos a extraordinária heterogeneidade e

anisotropia dos shales gas/oil através das Figuras 3, 4, 5 e 6.

Em termos de propriedades elásticas os shales são anisotrópicos, apresentando, na melhor das

hipóteses, simetria transversal. Daí requerem no mínimo cinco constantes elásticas, dinâmicas

ou estáticas, para sua caracterização. Para tal é necessário amostragem nos planos horizontal,

vertical e a 45º, o que ocorre raramente. Logo, os modelos geomecânicos que temos usado para

fraturamento hidráulico, com duas constantes elásticas, constituem simplificação. Apenas para

ilustrar, a tensão de fechamento de fratura no meio anisotrópico é maior do que a estimada

assumindo isotropia, em face do módulo de elasticidade e da razão de Poisson horizontais

serem maiores do que as componentes verticais. Isto tem implicações na geometria da fratura,

em particular em sua contenção vertical (Sondergeld et al. 2010).

As causas principais de anisotropia nos shales são alinhamento dos minerais, plaquetas de

argila e conteúdo orgânico, além de fraturas. Distinguir estas causas é importante para a

identificação de sweet spots (Sondergeld et al. 2010).


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Figura 3 Afloramento do Eagle Ford Shale (http://www.aapg.org/explorer/2010/11nov/eagle)

Figura 4 Ilustração da escala de heterogeneidade e anisotropia nos shales (Gevirtz 2013)

Figura 5 Anisotropia em propriedades elásticas de shale (Apres. SCHL Rio 2012).


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Figura 6 Correlação perfis-testemunhos - heterogeneidade vertical em shales (Apresentação SCHL Rio 2012).

As Propriedades de Rocha Mais Importantes no Desenvolvimento de Shales

Na produção de shales os fenômenos relevantes variam da escala de poço-reservatório até a

escala nanométrica. Sondergeld et al. (2010) criaram, a partir de uma imagem de microscópio

eletrônico de uma amostra de um shale gas Devoniano, o diagrama da Figura 6.

Figura 6 Tipos de fluxo e de poros em um shale drenado por um poço fraturado. Adaptado de

Sondergeld et al. (2010). * as partes escuras representam a complexa rede de poros e matéria

orgânica.

O principal diferencial dos shales em relação a outras litologias é a presença de matéria orgânica

em vários estágios de maturação. A matéria orgânica reduz a densidade, aumenta a porosidade,

provê fonte de gás, introduz os fenômenos de adsorção e desorção e gera anisotropia.


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As propriedades dos shales que determinam o volume de hidrocarbonetos in place são

porosidade, permeabilidade, saturações de fluidos, carbono orgânico total (TOC), mineralogia,

natureza e orientação das fraturas naturais, maturação térmica e pressão de poros. Os

diferenciais em relação a reservatórios convencionais são a relevância dos parâmetros ligados à

distribuição mineralógica e da matéria orgânica e suas características, a complexidade adicional

e as dificuldades de estimativa dos valores dos parâmetros.

A caracterização e avaliação dos shales faz uso de monitoração de dados durante a perfuração,

em superfície e subsuperfície, perfilagens em poço aberto e testemunhagens diretas e laterais.

A calibração dos perfis em poço aberto através dos resultados de ensaios em amostras de

testemunhos é imprescindível e a realização e análise dos ensaios e a interpretação dos perfis

são mais complexas.

Para a monitoração de superfície têm sido desenvolvidos instrumentos de pequeno porte para

análise de cascalhos, incluindo tempo de sucção capilar (sensibilidade rocha-fluidos), difração de

raios X (mineralogia), pirólise (TOC, maturidade térmica), fluorescência de raios-X (elementos

químicos), além de rastreador de gás (cromatógrafo).

A interpretação dos perfis em poço aberto (raios gama, densidade, sônico, neutrônico,

resistividade, ressonância nuclear magnética, etc) segue os fundamentos desta especialidade.

Entretanto, apresentam dificuldades adicionais, principalmente devido à presença da matéria

orgânica, o que torna a análise sistêmica e a calibração com resultados de ensaios em

testemunhos ainda mais importantes.

Para rochas convencionais os protocolos de ensaios em laboratório são padronizados pela RP

40 (API 1998). Estes não se aplicam a shales em face da baixíssima permeabilidade matricial e

da presença de matéria orgânica. Os fornecedores de serviço estão desenvolvendo fluxogramas

de análises integradas para caracterização de shale. Verifica-se grande variabilidade nos

resultados de distintos laboratórios em função de diferentes processos de tratamento das

amostras e de procedimentos de ensaios. Os ensaios laboratoriais de testemunhos de um poço

exploratório em shale gas/oil demoram seis meses ou mais e custam em torno de dois milhões

de dólares.

As propriedades da rocha fonte que favorecem a economicidade de seu desenvolvimento, no

paradigma atual de poços multifraturados, são aquelas relativas à complexidade, contenção

vertical e condutividade das fraturas, incluindo a compatibilidade entre os fluidos usados e a

rocha. A complexidade das fraturas (criação/ativação de redes de fraturas) tem sido associada ä

fragilidade (britlleness) dos shales. A contenção vertical das fraturas é determinada pelo perfil de

tensões e propriedades elásticas da rocha, sofrendo significativa influência da anisotropia. A

condutividade está ligada à interação rocha-fluido que pode amolecer a rocha, aumentando a

incrustação (embedment) de AS (proppant) com a diminuição da pressão de fluxo.

O Quadro 1 apresenta os valores desejados e fontes de aquisição para uma lista de parâmetros

relevantes em shale gas/oil.


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Quadro 1 Parâmetros relevantes em shale gas/oil

Parâmetro Resultado Desejado Fontes de obtenção

Saturação de água < 40% Perfis em poço aberto

Porosidade saturada com gás > 2% Expansão de gás,

Mineralogia > 40% quartzo ou carbonatos

< 30% argilas

Difração de raios X, perfis em

poço aberto.

OGIP (Original Gas In Place) > 100 BCF/section

* section = 1 milha quadrada

Desorção com canister, isoterma de adsorção de Langmuir

Permeabilidade

> 100 nanodarcy Declínio de pulso de pressão, declínio de pressão

Módulo de elasticidade > 3 milhões de psi Sônico dipolar, ensaios de compressão

Razão de Poisson < 0,25 Idem

Gradiente de pressão > 0,5 psi/ft Perfis em poço aberto

Temperatura do reservatório > 230 F Perfis em poço aberto

Selos para fraturamento hidráulico

Existência de barreiras no topo e na base

Perfis em poço aberto

Indícios de gás durante a perfuração

Altas leituras Mudloging

Maturidade térmica Janela de gás: Ro > 1,4 Reflectância de vitrinita, RockEval

Espessura com hidrocarbonetos > 30 m Perfis

Conteúdo orgânico total TOC > 2% Leco TOC, RockEval e perfis

Aumento de Contato Poço-Reservatório em Shale – A Quebra de Código

A ocorrência (play) de shale mais emblemática nos EUA é o Barnett Shale localizado na Bacia

Fort Worth. Trata-se de um folhelho negro orgânico silicoso, com intercalações de carbonato e

dolomita. Estas intercalações geram múltiplos reservatórios, com espessura total de 15 a 183 m.

O shale ocorre em profundidades verticais de 1.981 a 2.591 m, média de 2.234 m, temperatura

média de 82,2 °C (180 °F) e o hidrocarboneto predominante é gás seco. Em Barnett, em 2003,

ocorreu a mudança da trajetória de poço vertical para horizontal associada à criação de múltiplas

fraturas transversais ao eixo do poço (Kennedy et al. 2012). Tal mudança foi tão bem sucedida

que passou a ser chamada de quebra de código e propagou-se para outros plays. A produção

atingiu o platô de 5,85 bcf/d em dezembro de 2011 com ~13.800 poços produtores, a despeito

do número crescente de poços produtores que chegou a 14.871 em Maio de 2012 (Hughes

2013). Ao final de 2010, 70% dos poços produtores no Barnett Shale eram horizontais, sendo

responsáveis por 90% da produção de gás natural. A Figura 7 ilustra a grande quantidade de

poços no Barnett Shale.


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Figura 7 Poços no Barnett Shale (Hughes 2013).

* Os poços/pads representados por pontos pretos são os 20% com maior produção inicial.

O modelo conceitual usado para explicar o sucesso desta tecnologia é o da criação/ativação de

uma complexa rede de fraturas no espaço (Figura 8).

Barnett é o shale mais estudado, tendo sido realizados mapeamentos microssísmicos em

milhares de fraturamentos no mesmo. Enquanto nas shales em geral tem ocorrido todos os tipos

de fratura, desde as mais simples até as mais complexas, no Barnett Shale predominam as

redes de fraturas complexas (Fisher et al., 2002, Warpinski et al., 2008).

Figura 8 Esquemas de níveis de complexidade de fratura (adaptado de Fisher et al. 2002).

Um caso famoso (Figura 9), que comprova a conectividade da rede de fraturas, ocorreu

no Barnett Shale onde um fraturamento monitorado com tiltmeter de superfície e subsuperfície e

microssísmica, amorteceu (“matou”) temporariamente cinco de seis poços vizinhos (Fisher

2002). Os cinco poços amortecidos voltaram a produzir com vazões superiores às anteriores.


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Figura 9 Mapa do multifraturamento de um poço vertical em Barnett Shale, onde cinco

poços vizinhos foram atingidos pelo fluido de fraturamento.

Completação de Poços em Shale Gas/Oil

Dois dos principais diferenciais da construção de poços em shale gas/oil são o grande número

de poços e a completação horizontal multifraturada. O grande número de poços decorre da

busca da maximização do contato poço-reservatório e da compensação para o alto declínio da

produção. A Figura 10 apresenta o declínio de produção de gás no Barnett Shale. Apenas para

compensar o declínio de produção atual seria necessária a perfuração de 1.507 poços por ano

neste shale. Este número seria 945 em Eagle Ford, 774 em Haynesville, 707 em Fayetteville,

699 no Bakken, 561 no Marcellus e 222 em Woodford (Hughes 2013). O número de sondas

operando nestes campos em outubro de 2012 totalizava 708, com 274 em Eagle Ford e 186 em

Bakken (Hughes 2013).

O alto declínio de produção com previsão de fator de recuperação médio de 6,5%, bem inferior

ao dos reservatórios de gás convencional (75% a 80%) são os principais argumentos de quem

suspeita que a produção de shale gas/oil seja mais uma bolha do que uma solução energética

duradoura (Rog 2013). Entendemos que todos os shales ou rochas fontes devem ter seus

potenciais avaliados e desenvolvidos de acordo com as especificidades regionais. Não se pode

ignorar recursos de tal vulto nem criar expectativas irrealistas.

A construção de um poço horizontal nos shales dos EUA, tanto em shale gas quanto em shale

oil, custa em média seis milhões de dólares (Hughes 2013). A completação responde por 50%

ou mais deste custo.


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As completações de poços podem ser classificadas em termos de trajetória (vertical, inclinado,

horizontal, multilateral), interface poço-formação (poço aberto; poço revestido com tubos

perfurados/rasgados ou telas; poço revestido, cimentado e canhoneado), presença de contenção

de areia, uso de estimulação e nível de sensoriamento e operação remota (desde apenas

registro de superfície até completações inteligentes).

Figura 10 Declíno de produção (1000 pés cúbicos por dia) no Barnett Shale – gás.

O histórico em shales revela o uso de vários tipos de completação. A introdução de poços

horizontais com múltiplas fraturas transversais no Barnett Shale tornou-se uma referência, mas

não produziu o mesmo resultado em outros shales. Um exemplo disto é o desenvolvimento do

Bakken Shale na Bacia Williston. Segundo registros públicos foram completados 145 poços

verticais em Dakota do Norte de 1953 a 1991, com produção inicial média de 28 bbl óleo/dia e

produção acumulada esperada de 85.000 barris de óleo. Em setembro de 1987 foi perfurado o

primeiro poço horizontal no intervalo superior da Bakken Shale. Este tipo de poço horizontal

apresentou produção inicial de 86 bbl óleo/dia e produção acumulada de 145.000 barris de óleo,

um desempenho de 2, 5 a 3,0 melhor. A completação usada não permitia estimulação, assim a

produção dependia da rede de fraturas naturais. Em 2000 foi perfurado o 1º poço horizontal no

membro intermediário da Bakken Shale com resultados ainda melhores. Entretanto, fora da área

principal (core area) os resultados foram de lucratividade marginal, o que levou os operadores a

tentar alternativas: completações multilaterais (Besler et al. 2007), grandes fraturamentos em

completações em poço aberto e multifraturamentos em poço aberto. A comparação entre as


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várias alternativas é difícil porque a qualidade do reservatório varia muito ao longo da bacia.

Entretanto, Besler et al. (2007) concluíram que horizontais simples fraturados com AS de alta

qualidade apresentavam melhores resultados do que as outras alternativas. Cumpre ressaltar

que o Bakken Shale é particularmente complexo e que o intervalo intermediário (middle Bakken),

atualmente objeto de grande atividade, não é um shale, mas um conjunto de cinco litologias,

principalmente siltito e arenito fino com intercalações calcárias (Baihly et al. 2012).

A Figura 11 ilustra a relevância da adoção de poços horizontais multifraturados no Woodford

Shale pela operadora NFX através do número e respectiva produção por tipo de trajetória de

poço, vertical ou horizontal. Apresenta ainda o número de sondas por ano (Hinn 2013).

Figura 11 Produção, número de poços e número de sondas em Woodford Shale - NFX (Hinn 2013). As grandes áreas de contato entre o poço e o reservatório com uso de poços horizontais

multifraturados podem ser obtidas com completações em poço revestido e não cimentado ou em

poços revestidos e cimentados. Em face do grande número de segmentos e respectivas etapas

de fraturamento, a indústria tem buscado o desenvolvimento de técnicas que agilizem a

realização de tantos fraturamentos.

A técnica mais usada em poço horizontal revestido e cimentado é denominada em Inglês de

plug-and-perforate, fazendo uso de flexitubo ou cabo elétrico com trator para a realização dos

canhoneios (Figura 12). Após cada fraturamento, assenta-se um tampão (bridge plug ou frac

plug), isolando o segmento e realizam-se os canhoneios no próximo segmento. Esta sequência é

repetida até a estimulação de todos os segmentos. A seguir cortam-se os tampões com flexitubo

e coloca-se o poço em produção. A maior vantagem desta técnica é permitir controle e

simplicidade da realização de cada fraturamento. Os custos de cimentação, canhoneios,

isolamento temporário entre cada segmento e posterior corte dos tampões constituem a principal

desvantagem desta técnica. Há algumas variantes da técnica plug-and-perf , como o uso de


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tampões de areia ao final de cada fraturamento, ao invés do assentamento de tampão. Note que

em cada segmento são realizadas várias fraturas simultâneamente através da técnica da entrada

limitada, há muito conhecida pelos especialistas em estimulação (Rodrigues et al. 2012).

Figura 12 Esquema de poço horizontal multifraturado com 10 segmentos e 40 fraturas típico de Fayetteville, EUA (Harpel et al. 2012).

As técnicas de completação em poço aberto buscam reduzir custos e preservar fraturas naturais,

evitando contato de cimento com estas. Na técnica mais comum são usadas sliding sleeves

acionadas com esferas. As esferas permitem o isolamento do intervalo já fraturado e a abertura

da sliding sleeve do intervalo seguinte. A divergência no poço entre os estágios de fraturamento

é obtida com as esferas assentadas em suas sedes. A segmentação no anular do revestimento

ocorre através de packers externos que podem ser do tipo incháveis (swell packers), ativados

hidraulicamente, ou uma combinação destes (Figura 13). Como as esferas são lançadas no

deslocamento de cada fraturamento, o multifraturamento é realizado em um processo contínuo.

As desvantagens neste tipo de completação são as restrições de diâmetro durante o bombeio,

em função das sedes das esferas, a complexidade mecânica da ferramenta, a dificuldade de se

controlar o ponto de iniciação da fratura no intervalo aberto (King 2010) e o risco de redução da

concentração de AS na interface poço-fratura. Outra desvantagem de completações revestidas e

não cimentadas é a possibilidade de colapso da formação quando submetida ao drawdown de

produção, o que pode bloquear a produção do segmento (Pope et al. 2009). Cumpre ressaltar

que o risco de embuchamento prematuro exige, como contingência, a presença de flexitubo na

sonda para possível intervenção (Soliman et al. 2012).

Estágio/Segmento


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Figura 13 Esquema de completação com liner não cimentado, packers em poço aberto e camisas deslizantes.

Para minimizar o impacto no meio ambiente e simplificar a logística os poços em shale passaram

a ser construídos em pads. A Figura 14 apresenta um exemplo de super pad com 16 poços

horizontais. As duas sondas e seus periféricos ocupam uma área de 0,05 km2 enquanto os 16

poços drenam uma área de 5,2 km2 (104 vezes maior). A Figura 15 ilustra o gigantismo de

muitos multifraturamentos em shale gas/oil, que chama a atenção da população e exige grande

esforço logístico. Já a Figura 16 ilustra o possível convívio entre produção em shale gas/oil e a

agropecuária em Haynesville.

Figura 14 Super pad com área para duas sondas e perfuração de 16 poços horizontais


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Figura 15 Locação no Canadá típica de multifraturamentos de grande porte.

Figura 16 Duas sondas de perfuração operando em um pad em Haynesville.

Projeto de Fraturamento Hidráulico em Shale Gas/Oil O projeto de fraturamento hidráulico (PFH) deve seguir os fundamentos usados para

reservatórios convencionais, acrescentando-se especificidades dos shales. A realização de

múltiplos fraturamentos, de preferência em seções horizontais com dezenas de fraturas, aplica-

se a shale gas, shale oil e outros tipos de tight oil como o Middle Bakken Shale. Poços verticais

poderão prevalecer em shales de grande espessura como a Fm Vaca Muerta na Argentina (200

m). Atualmente, o PFH em shale é mais arte do que ciência. O histórico de tentativa e erro

fornece as bases para cada grupo de projetistas, de operadoras e companhias de serviço, que

defendem suas ideias com pequena base racional e paixão de acordo com a índole de cada um.


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17

O esquema de tratamento inicial, usado como ponto de partida para a seleção do melhor

tratamento, constitui o passo mais intuitivo deste processo. Geralmente, inicia-se o projeto para

uma das ilhas de canhoneados e amplia-se para as n ilhas de cada estágio. Critérios para a

seleção do tipo e concentração de AS necessário e daí o fluido de fraturamento e vazão de

tratamento vêm sendo criados. Tudo gira em torno dos conceitos de complexidade de fratura e

de fraturabilidade. Uma vez obtido o projeto para um dos segmentos vem o desafio da estimativa

de produção, admitindo que a estimativa dos custos é bem dominada. Variando o número de

segmentos e o número de ilhas canhoneadas, ou seja, o espaçamento entre as fraturas, obtém-

se as respectivas curvas de produção e o custo para cada uma. Variando a extensão lateral do

poço e a geometria e condutividade das fraturas chega-se ao espaçamento entre os poços.

Naturalmente, questões ambientais e logísticas devem ser consideradas. Fica fora do escopo

deste artigo a análise da dificuldade de estimativa de produção de shale gas/oil, tema central na

análise econômica e ilustrado pelo rápido declínio de produção (Figura 10).

Usaremos a Figura 17 para ilustrar a seleção de fluido, materiais e parâmetros no PFH em shale

gas/oil.

Figura 17 Seleção de fluido, agente de sustentação e parâmetros de fraturamento em

shales (simplificado de Chong et al. 2010) A chave da Figura 17 é a diagonal entre dúctil e frágil (brittle). Para shales frágeis é alta a

chance de criação/ativação e manutenção de uma rede de fraturas com o uso de baixa

concentração de AS (proppant). Daí pode-se usar fluido com baixa reologia (slick water), mas

exige-se alta vazão para carrear o AS por turbulência. Já em shales ducteis a rede de fraturas

com baixa concentração de AS se fecha durante a produção. Assim, são necessárias

concentrações de AS maiores até as típicas de fraturamentos convencionais para alta

ductilidade. Daí, o fluido deve ter maior capacidade de carreamento, transitando de


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18

fraturamentos híbridos (sequência de slick water, gel linear e gel reticulado) até fraturamento

convencional em termos de fluidos e AS. Nestes casos a vazão pode ser menor do que a usada

para shales frágeis. O valor da vazão e profundidade do shale determinam a potência hidráulica

necessária na locação e o número de segmentos e fraturas definem os volumes de materiais.

Resta então estimar a fragilidade de cada intervalo a ser fraturado para aplicar o esquema da

Figura 17. Esta estimativa está ainda em sua infância. Um parâmetro sugerido é o fator de

fragilidade. O mesmo foi obtido empiricamente da análise de valores do módulo de Young (YM),

razão de Poisson (PR) e os resultados dos fraturamentos, conforme Figura 18 (Rickman et al.

2008).

Figura 18 Módulo de Young, razão de Poisson e fator de fragilidade.

* A cor verde representa baixa fragilidade (alta ductilidade) e a vermelha alta fragilidade. A escala do módulo de Young é invertida e a de fragilidade vai de 0% a 100% ( 0 a 70% no caso).

Os passos para o cálculo do Fator de Fragilidade (Brittleness Factor) são (Halliburton 2013):

1. Calcule a contribuição do Módulo de Young:

�� =��

�� (1)

Este método assume para YM valor máximo de 8E6 psi e mínimo de 1E6 psi e Ex é o valor do

YM da amostra ou intervalo considerado em psi. O resultado varia de 0 a 1.

2. Calcule a contribuição da Razão de Poisson (PR):

�� =�,��

�,��,� (2)

Este método assume para PR valor máximo de 0,4 e mínimo de 0,1 e PRx é o valor da razão de

Poisson da amostra ou intervalo considerado. O resultado varia de 0 a 1.


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19

3. Calcule o Fator de Fragilidade. Como há evidências de que a contribuição do módulo de

Young é maior do que a da razão de Poisson, adotamos pesos W1 e W2 para as respectivas

contribuições. Atualmente, tem sido usada a média aritmética das duas contribuições

(W1=W2=0,5).

�� =�� !"##×%&'�� !"##×%(

%&'%( (3)

A fragilidade tem também sido associada à composição mineralógica das rochas. A Figura 19

apresenta a definição de três classes de rochas em função de um índice de fragilidade (BI, em

%) baseado no teor de argila, ao longo da seção lateral de um poço (Apresentação da

Weatherford, Rio, 08/08/12)

Figura 19 Três classes de rocha em termos do índice de fragilidade

O Quadro 2 (Chong et al. 2010) apresenta parâmetros operacionais de fraturamentos em shale

de seis ocorrências nos EUA. Verifica-se volume médio de fluido de 139.827 bbl (5.872.720 gal)

e massa média de AS de 3.361.517 lb (Quadro 2).

A evolução para a chamada abordagem de engenharia (engineered solutions) vem sendo

baseada em: i) ampla coleta de dados: monitoração de superfície; perfilagens; testemunhagens

em poços pilotos; ii) análise sistêmica dos dados, incluindo calibração dos perfis com os

resultados de ensaios em amostras de testemunhos; iii) monitoração dos fraturamentos

hidráulicos, incluindo uso de microssísmica e tiltmeter; iv) desenvolvimento de simuladores de

fraturamento hidráulico tridimensionais; v) aperfeiçoamento de métodos de identificação de

sweet spots, estimativa de hidrocarbonetos in place e estimativa de produção.

BI

(%)

Porcentagem de argila


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20

Quadro 2 Parâmetros de fraturamento dos seis principais shales nos EUA

Parâmetro/ Campo

Barnett Haynesville Marcellus Woodford Bakken Eagleford

Prof. média vertical (m)

2133 a 2438 2438 a 4267 1981 a 2286 2133 a 3962 2271 a 3356 1829 a 3962

Extensão horizontal

914 a 1524 1219 a 1676 1219 a 2316 914 a 1524 1158 a 2987 1067 a 1676

Vazão média (bpm)

70 a 80 70 80 70 a 90 18 a 60 35 a 100

Pressão média (psi)

3000 a 5000 11000 a 15000

6500 a 8700 5000 a 13000 2800 a 8000 9000 a 12500

Nº segmentos

4 a 6 12 a 14 6 a 19 6 a 12 5 a 37 7 a 17

Vol fluido médio por poço, bbl

90.582 130.674 110.778 153.000 170.100 183.826

Tipo fluido Slick water

gel

Slick water gel

gel ret.

Slickwater gel

gel ret.

Slick water gel

Slick water gel

gel ret

Slickwater gel

gel ret.

Tipo de AS Areia 100,

40/70 e 30/50

Areia 100, ISP 40/70 e

30/50

Areia 100, 40/70 e 30/50

Areia 100, 40/70 e 30/50

Areia 100, 40/70 e 30/50

Areia 100, 40/70 e 30/50

Conc. AS (lb/gal)

0,57 1,0 2,5 1,0 3,5 1,0 a 1,5

Massa de AS média por

poço, lb 1.515.000 4.675.500 4.425.600 3.150.000 2.100.000 4.303.000

Para o Barnett Shale foram estabelecidas relações empíricas, com uso de microssísmica, entre o

semi-comprimento, Xrede (ft), e a largura, Wrede (ft), da rede de fraturas e o volume de

fraturamento bombeado, Vol (bbl), o que permite calcular o volume de reservatório estimulado

(VRE em ft3) em função do volume bombeado. Assume-se altura da rede (Hrede) igual a altura da

fratura (Chong et al. 2010).

)2 .......(..............................5,0

)1 ......(..............................44 3/1

rederede

rede

XW

VolX

×≅

×≅


__________________________________________________________________

21

)4 .(.......... ......223

4

)3 (..................................................

hWXVRE

hH

rederede

rede

×××≅

≅

π

Nos campos com significativo tempo de desenvolvimento, as operadoras vêm realizando estudos

em pads específicos buscando aperfeiçoar o projeto de poços e fraturamentos. Em um exemplo,

o uso combinado de modelagem de rede de fraturas discretas (DFN: Discrete Fracture Network),

traçadores e análise de produção revelou que o tamanho dos fraturamentos era excessivo,

permitindo uma redução de 50%, com redução de custos de U$140.000,00 por poço (Harpel et

al. 2012).

A agência de proteção ambiental dos EUA, EPA, estima o consumo de água em fraturamentos

em shale gas/oil nos EUA em 140 bilhões de galões por ano. Embora este volume seja uma

pequena fração do volume de água potável usada nos EUA, o mesmo parece ser muito grande.

Diante disto, há uma pressão da sociedade, que vem se tornando concreta através de

regulamentos cada vez mais exigentes, para a redução do consumo de água doce em FH em

shale gas/oil (JPT, November 2012, p.18 e 20).

O volume de fluido recuperado varia com as características de cada shale, do fraturamento e do

tipo de fluido (Soliman 1985; Sullivan 2004; Crafton 2007). O volume recuperado diminui com a

complexidade da rede de fraturas criada. Para os shales com fraturas mais complexas o volume

recuperado varia de 10% a 50% do volume injetado. No Barnett shale tem variado de 30% a

50% (King 2010). O volume recuperado por fratura pode ser estimado através do uso de

traçadores químicos.

A logística, mal tocada neste artigo, é crucial na completação em shales, sendo ilustrada pela

Figura 15. Algumas operadoras nos EUA criaram empresas de logística internas para dar conta

dos materiais necessários. Algumas possuem produção própria de AS e de água (Harpel et al.

2012). O desenvolvimento de fornecedores e de equipes de técnicos são fatores críticos nas

áreas fora dos EUA. Para ilustrar o volume de equipamentos e materiais necessários, um poço

típico com 20 fraturas requer em torno de 18.000 m3 (256 tanques) de água, 4.000.0000 lb de

AS, 12 unidades de bombeio (potência hidráulica de 17.000 HHP), dois blenders e um tanque de

ácido, mais grande quantidade de equipamentos e materiais diversos.

Espaçamento entre Fraturas e entre Poços - Gerenciamento do campo de tensões durante os fraturamentos, As fraturas secundárias, redes de fraturas ou fraturas ramificadas são altamente desejáveis em

rochas com permeabilidade matricial na faixa de nano-darcy (< 0,001 md). Vários autores têm

investigado técnicas de criação/ativação de fraturas secundárias (Cipolla et al. 2008; Waters et

al. 2009; Kundert e Mullen 2009). Estas buscam reduzir o contraste de tensões in-situ durante a

propagação da fratura dominante e aumentar a complexidade no campo de tensões distante

desta (Rafiee et al. 2012). Segundo Cipolla et al. (2008) e Kundert e Mullen (2009) os

parâmetros chave na criação de fraturas secundárias são: i) heterogeneidade da rocha


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22

reservatório: fraturas naturais, fissuras, laminações e falhas; ii) propriedades geomecânicas

(brittleness); trajetória do poço ao longo do reservatório; iii) magnitude da anisotropia original

das tensões; iv) permeabilidade da matriz; pressão líquida (net) desenvolvida durante o

fraturamento; v) viscosidade do fluido de fraturamento; vi) condutividade da fratura principal; vii)

condutividade das fraturas ramificadas.

Observemos que a aplicação de entrada limitada em cada segmento, com 4 ou mais ilhas de

canhoneados, implica no fraturamento simultâneo de 4 ou mais fraturas. Sendo o espaçamento

entre as fraturas em propagação pequeno poderá haver interferência entre as faixas alteradas do

campo de tensões. Se dois poços próximos forem fraturados simultaneamente a interferência ou

sombra nas faixas alteradas do campo de tensões pode ser ainda mais complexa. A busca do

gerenciamento do campo de tensões visando aumentar o volume de reservatório fraturado gerou

a idéia de fraturamentos simultâneos em dois poços vizinhos fraturados em diferentes

sequências: Zíper (Waters et al. 2009; Roussel e Sharma 2010), Figura 18 a, dois pra frente um

pra trás (Figura 19) e Zíper Modificado (Rafiee et al 2012), Figura 18 b).

No fraturamento tipo Ziper as tensões induzidas no perímetro da fratura forçam a propagação da

outra fratura na direção perpendicular ao plano preferencial de propagação de fratura. Na

sequência dois pra frente e um pra trás haveria criação de maior complexidade. Entretanto, esta

sequência traz complicações operacionais. Daí veio a idéia do Zíper Modificado, no qual há uma

defasagem entre os segmentos a serem fraturados, criando efeito semelhante ao anterior, mas

mantendo a sequência de fraturamento operacionalmente mais fácil.

Figura 18 Fraturamentos tipo Zìper à esquerda, e Zipper Modificado, à direita.


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23

Fratura: 8 9 6 7 4 5 2 3 1

Figura 19 Sequência de fraturamento dois pra frente e um pra trás (Soliman et al. 2010).

Não abordamos aqui as teorias que examinam o desempenho de poços horizontais

multifraturados e os efeitos de geometria de fratura, espaçamento entre fraturas e outros

parâmetros, as quais podem ser encontradas em vários artigos como: Soliman et al. 1990;

Soliman et al. 2008; Soliman et al. 2010; Roussel e Sharma 2010, 2011; Rafiee et al. 2012;

Roussel et al. 2012; Lopez et al. 2012).

Meio Ambiente e Segurança Operacional A intensidade das atividades de construção de poços, em particular os múltiplos fraturamentos

hidráulicos, tornou candente a questão ambiental. A indústria e os órgãos ambientais têm se

esforçado para tratar o assunto à luz da razão. A indústria tem aprendido que deve melhorar a

comunicação com o público. É fundamental reconhecer que há casos de contaminação de

aquíferos com metano em alguns poços mal construídos, mas sem relação com fraturamentos

hidráulicos em shale gas/oil, e que há, nos EUA, milhares de poços órfãos (poços que foram

esquecidos ao relento em vez de terem sido abandonados segundo as normas da indústria).

Assim como é comum nos EUA haver migração natural de metano até a superfície.

O meio acadêmico viu-se também envolvido em acirrados debates. Uma leitura atenta dos

principais artigos e seus questionamentos e réplicas revela uma convergência de opiniões: não

está provada a associação entre fraturamentos hidráulicos e contaminação de lençóis freáticos,

nem se pode descartar em definitivo esta hipótese. O mais célebre debate no meio científico

iniciou-se em 2011 com a publicação de um artigo de pesquisadores da Universidade de Duke

(Osborn et al. 2011), o qual atribuiu a contaminação de água potável em uma região da

Pensilvânia à atividade de perfuração de poços e fraturamentos hidráulicos. Um artigo posterior

(Molofsky et al. 2011) mostrou que o artigo anterior se precipitara ao atribuir tal contaminação

aos fraturamentos hidráulicos. O artigo de Osborn et al. (2011) foi ainda questionado em cartas

por Davies (2011) da Universidade de Durhan no Reino Unido, Saba e Orzechowski (2011),

consultores da Pensilvânia, e Schon (2011) da Universidade de Brown. Em uma réplica a Davies

(2011), os pesquisadores da Duke University assim resumiram suas posições: i) concordaram


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com Davies (2011) que os dados revelaram contaminação, mas que a associação desta com

fraturamento hidráulico não foi provada; ii) Por outro lado, não se pode afirmar que não há

relação entre fraturamentos hidráulicos e contaminação; iii) ressaltaram a necessidade de

realização de mais pesquisas para determinar as causas da presença de metano na água

potável da região. Assim, concluímos que a presença da expressão fraturamento hidráulico no

título do artigo de Osborn et al. (2011) (Methane Contamination of Drinking Water Accompanying

Gas-Well Drilling and Hydraulic Fracturing) foi um equívoco, que as sugestões metodológicas

dos vários autores, notadamente quanto à necessidade de se avaliar a qualidade da água

potável de uma região, antes de se iniciar as atividades de exploração e desenvolvimento de

shale gas/oil, para comparação, devem ser consideradas e que as mentes devem permanecer

abertas, não se tratando questão tão relevante de forma passional. Os alarmistas insistem em

usar apenas o artigo original de Osborn et al. (2011) e em ignorar os questionamentos, as

réplicas e a clara convergência na busca de métodos para tratar racionalmente da questão

ambiental associada às atividades de shale gas/oil.

Na Argentina vem sendo criada regulamentação para construção de poços em shale gas/oil

como o decreto 1483 da Provincia del Neuquén, cujo Anexo XVI contém a classificação de shale

gas/oil e de poços não convencionais e as exigências relativas a captação, uso e descarte de

água.

A segurança operacional nos fraturamentos hidráulicos em shales exige cuidados especiais em

face da quantidade e concentração de equipamentos, linhas de alta pressão e trabalhadores

(pode haver mais de 100 pessoas na locação). As operações devem ser coordenadas e

controladas a partir de um centro de comando. São necessários planos de emergência para

proteção do público e dos trabalhadores, de resposta a incidentes, de proteção contra fogo e

explosão, de busca e salvamento. São obrigatórias inspeções e reuniões de segurança diárias,

incluindo clara definição de papéis e responsabilidades. Costuma-se contar com um

representante do corpo de bombeiros local na entrada da locação, com uma unidade de combate

a incêndio (com chuveiro, estação de lavagem de olhos, kit de primeiros socorros, kit para

derrames) e médico disponível 24 horas.

Considerações Finais

1) A trajetória dos poços é preferencialmente horizontal, tanto em shale gas quanto em shale

oil, podendo prevalecer poços verticais em shales de grande espessura como Vaca Muerta

na Argentina (200 m).

2) O modelo mental da viabilização da produção em shales é o da estimulação do reservatório

através da criação/ativação de uma rede tridimensional de fraturas, a partir da fratura

principal ou dominante.

3) O projeto de completação/estimulação em shale gas/oil passa por uma transição de tentativa

e erro para empirismo com suporte científico, i.e., associação entre observações cuidadosas

de campo, ensaios em laboratório e busca de desenvolvimento teórico.


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4) O desenho atual dos fraturamentos hidráulicos usa como principal determinante o grau de

fragilidade (brittleness) da rocha. A determinação da fragilidade carece de base científica.

5) Há necessidade de aperfeiçoamento de conceitos, métodos e procedimentos em temas

como previsão de produção e modelagem de fraturamento hidráulico.

6) Um dos temas em evolução é o gerenciamento do campo de tensões, através de

fraturamentos simultâneos em diferentes sequências, buscando-se o máximo de

complexidade, i.e., o maior volume de reservatório estimulado possível.

7) As questões de logística, mal tocadas neste artigo, são vitais para o sucesso técnico e

econômico. O desenvolvimento de fornecedores e de equipes de técnicos são fatores

críticos nas áreas fora dos EUA.

8) A segurança operacional nos fraturamentos hidráulicos em shales exige cuidados especiais

em face da quantidade e concentração de equipamentos, linhas de alta pressão e

trabalhadores.

9) A proteção ao meio ambiente na completação de poços em shales requer cuidados

adicionais e atenção à legislação vigente e em desenvolvimento.

Agradecimentos

Agradecemos ao convite da comissão organizadora do ENAHPE 2013 e à Petróleo Brasileiro

S.A. pela permissão e suporte para publicação deste artigo, ressaltando que o mesmo não

reflete necessariamente o conhecimento e os pontos de vista da empresa.

Simbologia

AS Agente de sustentação (proppant) Bcf Bilhão de pés cúbico bpm Barril por minuto BPP Bridge plug permanente (ou perfurável) °C Temperatura em graus Celsisus °F Temperatura em graus Farenheith D Unidade de permeabilidade, Darcy DFN Discrete Fracture Network: rede de fraturas discretas E Módulo de elasticidade ou módulo de Young, psi EUA Estados Unidos da América ft símbolo de pé (foot em Inglês) IEA International Energy Agency

ICF índice de complexidade de fratura PESA Petrobras Energia S.A. PFH Projeto de raturamento hidráulico RNC Reservatórios não-convencionais Slick water Fluido constituído de água, redutor de fricção, bactericida e em alguns casos surfactantes. TOC Teor de carbono total, teor orgânico total, % VRE Volume de reservatório estimulado ou volume microssísmico µD Micro Darcy ν Razão de Poisson, adimensional


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completação poços shale gas/oil-que há de novo afinal? (pdf

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