fernanda de freitas moraes final... · 2018-03-14 · tabela 3.1. valores de massa específica dos...

UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE

ESCOLA DE ENGENHARIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO

CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

FERNANDA DE FREITAS MORAES

COMPARAÇÃO DE DIFERENTES TIPOS DE PROPANTES VISANDO

MAXIMIZAR O ÍNDICE DE PRODUTIVIDADE

Niterói, RJ

2016




Trabalho de Conclusão de Curso

apresentado ao Curso de Engenharia de

Petróleo da Universidade Federal

Fluminense, como requisito parcial para a

obtenção do grau de Bacharel em

Engenharia de Petróleo.

Orientador:

Prof. Dra. Juliana Souza Baioco

Niterói, RJ

2016




Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso

de Graduação em Engenharia de Petróleo da Escola de

Engenharia da Universidade Federal Fluminense, como

requisito parcial para obtenção do Grau de Bacharel em

Engenharia de Petróleo

Aprovado em 14 de julho de 2016.

BANCA EXAMINADORA

____________________________________________

Juliana Souza Baioco, D.Sc. - UFF

Orientadora

____________________________________________

João Crisósthomo de Queiroz Neto, D.Sc.- UFF

____________________________________________

Alfredo Moisés Vallejos Carrasco, D.Sc. - UFF

Niterói

2016

AGRADECIMENTOS

Primeiramente agradeço a Deus pelas bênçãos recebidas e por tudo que já conquistei.

Aos meus pais Fernando e Rozani pelos ensinamentos e pelo apoio incondicional. Sem

vocês não teria conseguido.

A minha irmã Laura pela amizade, companheirismo e amor de todos os dias.

Ao meu namorado Guilherme por estar sempre ao meu lado, me incentivando e

apoiando por todos esses anos.

A minha família e amigos, que fazem do nosso dia a dia muito melhores.

A professora Juliana pela orientação, paciência e dedicação.

Além disso agradeço a Universidade Federal Fluminense e aos professores por todo

ensinamento e oportunidades oferecidas durante esses anos.

Obrigado a todos que de alguma maneira me ajudaram nesta jornada.

“Por vezes sentimos que aquilo que

fazemos não é senão uma gota de água no

mar. Mas o mar seria menor se lhe

faltasse uma gota. ”

(Madre Teresa de Calcutá)

RESUMO

Este estudo visa analisar os propantes usados para sustentação da fratura feita pela

técnica do fraturamento hidráulico, mostrando suas características como: arredondamento e a

esfericidade dos grãos, resistência ao esmagamento, tamanho e distribuição das partículas. Os

principais tipos de propantes são: areia, areia resinada, cerâmica e bauxita, além de propantes

de baixa densidade como casca de coco e casca de noz. Com isso é feito uma análise do

comportamento dos propantes em diferentes tensões de confinamento. Um estudo comparativo

é realizado para cada tipo de propante com a ferramenta computacional para calcular um projeto

de fraturamento 2D com o modelo PKN visando encontrar o melhor índice de produtividade.

Para isso diversos fatores devem ser considerados como massa do propante, gravidade

específica, porosidade do propante, permeabilidade do propante, máximo diâmetro do propante,

permeabilidade da formação, altura da fratura, entre outros. O maior índice de produtividade

foi encontrado no propante da casca de coco na tensão de fechamento baixa. Para alta tensão, o

mais recomendado é a bauxita, pela sua grande resistência ao esmagamento.

Palavras-chave: fraturamento hidráulico; propantes; propriedades físicas do propante.

ABSTRACT

This study analyzes the proppant used to support the fracture made by the technique of

hydraulic fracturing, showing their characteristics such as roundness and sphericity of grains,

crush strength, particle size and distribution. The main types of proppants are sand, resin-coated

sand, bauxite and ceramic, and low density proppants as coconut shells and walnut shells. It is

made an analysis of the behavior of proppants in different strains of confinement. A

comparative study is carried out for each type of proppant with a tool to calculate a 2D

fracturing project with PKN model aimed at finding the best productivity index. For that many

factors must be considered as a mass of proppant, specific gravity of the proppant porosity,

permeability proppant, maximum diameter of proppant, formation permeability, the height of

the fracture, among others. The highest productivity index was found in coconut shell of

proppant in the low voltage closing. For high blood pressure, the most recommended is the

bauxite for its high resistance to crushing.

Keywords: hydraulic fracturing; proppant; Physical properties of the proppant.

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1. A hierarquia da condutividade. (Fonte: Gallagher, 2011)...................................... 18

Figura 2.2. Microscopia ótica de amostra de areia sem resina #20/40 sob aumento de 25X.

(www.fracmastersands.com) .................................................................................................... 19

Figura 2.3. Areia resinada tamanho # 20x40. (www.mjundu.com.br) ..................................... 20

Figura 2.4. Jazida de bauxita e pacote granular de bauxita tratado com resina

(www.edafologia.ugr.es/rocas/bauxita) .................................................................................... 22

Figura 2.5. Propante de casca de coco média resistência (www.terravivapropantes.com.br) .. 24

Figura 2.6. Propantes em formato cilindrico. (Fonte: Kayumov et al., 2014) ......................... 25

Figura 2.7. Propantes em formas de haste. (Fonte: Kayumov et al., 2014).............................. 26

Figura 2.8. Mistura de vários tamanhos de propantes em tratamentos de estimulação com

areia. (Fonte: Schmidt et. Al.,2014) ........................................................................................ 28

Figura 3.1. Técnica de fraturamento hidráulico. (Santanna, 2003) .......................................... 30

Figura 3.2. Índice de condutividade adimensional em função em função da condutividade

adimensional da fratura. (Economides et al., 2001) ................................................................. 31

Figura 3.3. Diferentes tamanhos e arranjos de grãos. Em (A) poros individuais diminuem com

a diminuição da granulometria; (B) variação da porosidade em diferentes arranjos. .............. 37

Figura 3.4. Plano de Fratura. (www.uff.br/geofisica/index.php/aquisicao-sismica) ................ 40

Figura 3.5. Modelo PKN de fratura (Yew, 2008) ..................................................................... 41

Figura 3.6. Largura da fratura e diâmetro do propante (Velozo, 2006) .................................. 42

Figura 3.7. Esquema do efeito do arco. (Velozo, 2006) .......................................................... 42

Figura 3.8. Esmagamento e penetração do propante na rocha de formação (Legarth et al.,

2003) ......................................................................................................................................... 45

Figura 3.9. Comparação entre os valores de resistividade ao esmagamento de vários tipos de

propante (Economides et al., 2001) .......................................................................................... 46

Figura 3.10. Valores de condutividade da fratura em função do tamanho dos grãos de

propante e da tensão de fechamento. (www.carboceramics.com) ............................................ 47

Figura 3.11. Comparador visual para esfericidade e arredondamento. (Cachay, 2004)........... 48

LISTA DE TABELAS

Tabela 2.1. Tipos de propantes com suas respectivas densidade e resistência ......................... 23

Tabela 3.1. Valores de massa específica dos grãos e da massa específica aparente dos

principais tipos de propante ...................................................................................................... 49

Tabela 4.1. Dados de entrada para o modelo PKN ................................................................... 55

Tabela 4.2. Dados adicionais (parâmetros de restrições) ......................................................... 55

Tabela 4.3. Valores ótimos teóricos ......................................................................................... 56

Tabela 4.4. Distribuição real para o modelo PKN .................................................................... 56

Tabela 4.5. Maiores detalhes da distribuição real .................................................................... 57

Tabela 5.1. Propantes e suas respectivas densidades ................................................................ 58









Tabela 5.10. Maiores detalhes da distribuição real .................................................................. 63

Tabela 5.11. Valores ótimos teóricos ....................................................................................... 63

Tabela 5.12. Distribuição real para o modelo PKN .................................................................. 64







LISTA DE GRÁFICOS

Gráfico 1.1. Estimativa de reservas de hidrocarbonetos tecnicamente recuperáveis por

fraturamento hidráulico (10¹² ft³ ) ........................................................................................... 14

Gráfico 5.1. Comparação de Índice de produtividade adimensional de propantes com baixa

tensão ........................................................................................................................................ 67

Gráfico 5.2. Comparação de Semi Comprimento de propantes com baixa tensão .................. 67

Gráfico 5.3. Comparação de ‘Folds of increase’ de IP ............................................................. 68

Gráfico 5.4. Comparação de Semi Comprimento de propantes de média tensão .................... 77

Gráfico 5.5. Comparação de Índice de produtividade adimensional de propantes de média

tensão ........................................................................................................................................ 77

Gráfico 5.6. Comparação de ‘Folds of increase’ de IP de acordo com os propantes de média

tensão ........................................................................................................................................ 78

Gráfico 5.7. Comparação de Índice de produtividade adimensional de propantes com alta tensão

.................................................................................................................................................. 84

Gráfico 5.8. Comparação de semi-comprimento de propantes com alta tensão ....................... 84


Gráfico 6.1. Comparação de Índice de produtividade adimensional de acordo com os propantes

.................................................................................................................................................. 86

Gráfico 6.2. Comparação de Semi Comprimento de acordo com os propantes ....................... 87


SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ................................................................................................................ 14

2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA .......................................................................................... 16

2.1. Análise para seleção dos propantes............................................................................ 16

2.2. Tipos de propantes ..................................................................................................... 17

2.2.1. Areia ................................................................................................................... 18

2.2.2. Areia revestida de resina..................................................................................... 19

2.2.3. Propantes Cerâmicos .......................................................................................... 21

2.2.4. Propantes ultra- leves.......................................................................................... 23

2.3. Diferentes tratamentos ............................................................................................... 24

3. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA .................................................................................... 29

3.1. Índice de Produtividade ............................................................................................. 29

3.2. Fraturamento Hidráulico ............................................................................................ 29

3.2.1. A operação do Fraturamento Hidráulico ............................................................ 30

3.2.2. Desempenho dos poços fraturados ..................................................................... 30

3.3. Fluidos de Fraturamento ............................................................................................ 33

3.3.1. Fluidos Base Água .............................................................................................. 34

3.3.2. Fluidos Base Óleo ............................................................................................... 34

3.3.3. Fluidos Multifásicos ........................................................................................... 35

3.3.4. Fluidos a Base tensoativos .................................................................................. 35

3.4. Aditivos químicos ...................................................................................................... 35

3.5. Comportamento da Formação Rochosa ..................................................................... 36

3.5.1. Porosidade Rochosa ............................................................................................ 37

3.5.2. Permeabilidade ................................................................................................... 39

3.6. Fraturas ...................................................................................................................... 39

3.6.1. Modelos de Geometria da Fratura ...................................................................... 40

3.6.2. Modelo PKN ....................................................................................................... 41

3.7. Propantes .................................................................................................................... 43

3.8. Refluxo de Propantes ................................................................................................. 43

3.9. Propriedades físicas do Propante ............................................................................... 44

3.9.1. Resistência ao esmagamento .............................................................................. 44

3.9.2. Tamanho e distribuição dos grãos ...................................................................... 46

3.9.3. Arredondamento e esfericidade das partículas ................................................... 47

3.9.4. Densidade do propante ....................................................................................... 48

3.10. Normas para avaliação do propante ....................................................................... 49

3.10.1. API ...................................................................................................................... 49

3.10.2. ASTM ................................................................................................................. 50

4. Metodologia ...................................................................................................................... 53

5. Estudo de Casos ................................................................................................................ 58

5.1. Propantes com baixa tensão de confinamento ........................................................... 58

5.1.1. Casca de Coco .................................................................................................... 58

5.1.2. Areia ................................................................................................................... 60

5.1.3. Areia resinada ..................................................................................................... 61

5.1.4. Cerâmica ............................................................................................................. 63

5.1.5. Bauxita ................................................................................................................ 64

5.1.6. Resultados ........................................................................................................... 66

5.2. Propantes com média tensão de confinamento. ......................................................... 68

5.2.1. Casca de Coco .................................................................................................... 68

5.2.2. Areia ................................................................................................................... 70

5.2.3. Areia resinada ..................................................................................................... 71

5.2.4. Cerâmica ............................................................................................................. 73

5.2.5. Bauxita ................................................................................................................ 74

5.2.6. Resultados ........................................................................................................... 76

5.3. Propantes com alta tensão de confinamento .............................................................. 78

5.3.1. Areia resinada ..................................................................................................... 78

5.3.2. Cerâmica ............................................................................................................. 80

5.3.3. Bauxita ................................................................................................................ 81

5.3.4. Resultados ........................................................................................................... 83

6. Conclusão .......................................................................................................................... 86

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................................... 89

14

1. INTRODUÇÃO

A estimulação de poços é feita ao redor do mundo com o intuito de obter uma maior

produção de um poço, de modo que o escoamento dos fluidos seja facilitado. Uma das técnicas

utilizadas é o fraturamento hidráulico que consiste na injeção de um fluido na formação em alta

pressão que ocasiona uma fratura na rocha. Juntamente com o fluido é adicionado o propante,

um material granular, que mantêm a fratura da rocha aberta, facilitando o fluxo de fluidos do

reservatório para o poço.

O mercado de propantes atualmente tem crescido muito pela quantidade de fraturamento

que estão sendo feitos para a maior recuperação do óleo e do gás. No gráfico 1.1 podemos

observar a estimativa para o uso da técnica de fraturamento hidráulico.

Gráfico 1.1. Estimativa de reservas de hidrocarbonetos tecnicamente recuperáveis por fraturamento hidráulico

(10¹² ft³ )

Fonte: WENZEL (2012)

Uma empresa de agente de sustentação, de acordo com o Brasil econômico, afirmou que

em jazidas convencionais são usadas cerca de 400 a 500 toneladas de propante por poço. Para

poços não convencionais, pode chegar a 300 mil toneladas. Isso explica o boom no mercado

mundial de propantes.

15

Sabendo da devida importância do agente de sustentação para a técnica do fraturamento

hidráulico, o objetivo desse trabalho é testar qual tipo de propante é o mais adequado e suas

características para diferentes pressões de confinamento. Além de comparar os índices de

produtividade de cada situação mostrando o resultado mais satisfatório.

O trabalho se divide em 6 capítulos, incluindo este de introdução. O capítulo 2 é o de

referências bibliográficas abordando os tipos de propantes como areia, areia resinada, cerâmica,

bauxita e propantes ultra-leves, além de mostrar por diversos autores os diferentes tratamentos

que podem ser feitos, como com propantes de tamanhos e formatos diferentes.

O capítulo 3 é referente a fundamentação teórica, mostrando como é feito o fraturamento

hidráulico, como encontrar a melhor maneira para a otimização da fratura, descreve os tipos de

fluidos de fraturamento e especifica quais as normas devem seguir e as propriedades necessárias

para validar o uso do agente de sustentação no mercado.

O capítulo 4 é dedicado a mostrar a metodologia utilizada para calcular um projeto de

fraturamento 2D de modelo PKN (modelo bidimensional de Perkins e Kern), mostrando os

parâmetros de entrada que devem ser utilizados.

O estudo de caso é apresentado no capítulo 5, diversificando a tensão de confinamento

e a permeabilidade para cada um dos propantes. Por fim, o capítulo 6 é apresentado a conclusão

do trabalho.

16

2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA

2.1. Análise para seleção dos propantes

A seleção de propante tem sido discutida em muitos trabalhos, para melhor otimização

econômica, como um dos elementos mais importantes no sucesso de uma fratura hidráulica.

Ao fazer a seleção uma série de fatores devem ser considerados, por exemplo, uma areia

natural é avaliada a redondeza, pureza de sílica, feldspatos e retenções de argila, tensão de

fechamento, embedment na formação e condutividade a longo prazo. Devem também ser

analisados a taxa inicial de produção e o aumento, os custos de conclusão, declínio da produção,

possível fluxo de propante, refluxo e esgotamento do poço. (Yang et al., 2013)

Para um determinado investimento, o valor presente líquido (VPL) é influenciado pelo

intervalo de tempo, taxa de desconto e receitas anuais, impostos e contabilização de

depreciação. Isso é feito para cada ano utilizando o volume incremental cumulativo de

hidrocarbonetos produzido. (Yang et al., 2013).

A tensão de fechamento é a tensão que tende a fechar a fratura, então para manter a

fratura aberta é necessário que o propante suporte essa força. Para camadas simples é

considerado equivalente ao valor mínimo de tensão horizontal e pode ser calculada utilizando

a equação de tensão uniaxial. Este valor e seu gradiente é um requisito necessário para análise

econômica e para a geometria de poços, perfuração, operações, projeto de fratura hidráulica,

tratamentos de estimulação e muitas outras operações.

Além disso, as tensões de fechamento e as propriedades da rocha também desempenham

papéis importantes para estabilizar o pacote de propante e reduzir o retorno (flowback) durante

a produção do reservatório. Andrew et al., (1998) admite que um aumento na tensão de

fechamento pode melhorar as forças de atrito entre os grãos individuais, rendendo um pacote

mais estável. No entanto, a pressão excessiva pode causar o retorno de propantes e

esmagamento dos grãos. A quebra do propante reduz a permeabilidade do pacote e

condutividade. Relha et al., (1972) conclui que é necessário apenas 5% da quebra dos grãos

para causar uma redução na condutividade em 50%.

Em ambientes de tensão de fechamento abaixo de 6.000 psi, ou seja, reservatórios rasos,

são usados areias naturais (Yang et al., 2012). Uma noção comumente aceita é que propantes

sintéticos, como cerâmicas, devem ser aplicados em ambientes de tensão superior, em

reservátorios mais profundos.

17

Uma análise por Andrew et al., (1998) mostra que o flowback é governado pela largura

de fratura, gradiente hidrodinâmico e tensão de fechamento. Esta análise fornece a largura

máxima de fratura estável em função de termos relacionados com o drawdown de produção

(diferença entre a pressão do reservatório e a pressão de fundo de poço em fluxo) e pressão de

fechamento.

Estudos indicam que há uma velocidade mínima de fluido, acima da qual o refluxo é de-

sencadeado. Esse valor de velocidade diminui com o aumento das tensões de confinamento e

da largura da fratura, mas aumenta com o tamanho das partículas do propante (Velozo, 2006).

Para qualificar o desempenho do propante, as especificações de controle de qualidade

devem ser seguidas, pois fornecem as metodologias para a seleção do agente de sustentação.

De acordo com Freeman et al., (2009), elas são dadas pelas normas API e ISO e os três

princípios primários identificam-se como:

(1) Retenção de amostra para avaliação de acompanhamento;

(2) Testes padronizados com equipamentos calibrados;

(3) Amostragem representativa do fluido.

A coleta de uma amostra representativa de acordo com o API ou práticas padronizadas

ISO é recomendado antes ou durante um tratamento de estimulação contendo propante. As

análises subsequentes das amostras podem determinar as propriedades físicas necessárias da

fratura que recebeu o propante. Os resultados das análises podem ajudar na avaliação de

conclusão de eficiência e correlacionar com a condutividade (Freeman et al., 2009).

2.2. Tipos de propantes

A seleção do tipo de propante é um dos fatores determinantes para o sucesso do

fraturamento hidráulico, pois as suas propriedades físicas influenciam diretamente na

condutividade da fratura.

A primeira fratura foi feita em 1947, com areia de sílica como um propante. Atualmente,

muitos outros materiais têm sido utilizados como agente de sustentação, incluindo cascas de

noz, areias naturais, vidro, areia resina revestida, bauxita sinterizada, caulim e fundido zircão.

Quase todos os propantes podem ser classificados em uma das três camadas de

condutividade. Estes incluem: cerâmica (camada 1), areia de resina revestido (camada 2) e

18

areia não revestido (camada 3), como mostrado na figura 2.1. As camadas mais altas de

propante fornecem maior condutividade e durabilidade, levando a maior produção. O aumento

da condutividade é governada pela forma do propante, uniformidade de tamanho,

características de superfície e resistência (Gallagher, 2011).

2.2.1. Areia

Areia, areia de sílica ou sandfrac é composta por quartzo com alto conteúdo de sílica

transformado e impurezas. Geralmente, essa areia é submetida a processamento adicional para

um melhor desempenho. O processo inclui extrair material de depósitos de areia de sílica,

britagem, lavagem/limpeza, secagem e dimensionamento de grãos de areia. Essa areia é mais

facilmente quebradiça, e cria finos quando é sobre pressurizado (Sayed et al.,2015).

A areia (Figura 2.2) é o propante mais utilizado devido à grande disponibilidade na

natureza, embora atualmente a extração de areia seja fortemente controlada através de medidas

e leis de proteção ambiental. Tem baixo custo e propícia a condutividade adequada à fratura

sob tensões de fechamento inferiores a 6.000 psi (aproximadamente 41 MPa), o que, em

profundidade, é em torno de aproximadamente 8.000 ft (cerca de 2.400 metros). No entanto,

não existe no Brasil areia com a qualidade adequada a essa finalidade, sendo necessária sua

importação, encarecendo o material. (Cachay, 2004)

Figura 2.1. A hierarquia da condutividade. (Fonte: Gallagher, 2011)

http://www.microsofttranslator.com/bv.aspx?from=en&to=pt&a=http%3A%2F%2F65.55.108.4%2Fbvsandbox.aspx%3F%26dl%3Dpt%26from%3Den%26to%3Dpt%23_bookmark54


19

Figura 2.2. Microscopia ótica de amostra de areia sem resina #20/40 sob aumento de 25X.

(www.fracmastersands.com)

Existem dois principais tipos:

Areia branca: Chamada assim devido a sua cor de luz dado algumas impurezas, são

extraídas de formações geológicas, encontradas por exemplo, na Região Centro-Oeste

dos Estados Unidos.

Areia marrom: não contém tanto dióxido de silício como areia branca. Ele tem um custo

menor e não é tão resistente. (Stephenson et Al., 2003)

2.2.2. Areia revestida de resina

A areia revestida de resina (RCS), mostrada na Figura 2.3, é mais resistente que areia

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

de 8.000 psi (aproximadamente 55 MPa). Além disso, sob tensões de fechamento maiores que

4.000 psi (aproximadamente 27 MPa) e na ausência de ataque do fluido sobre a resina, fraturas

sustentadas com areia tratada normalmente apresentam maior condutividade do que aquelas

sustentadas por areia pura (Cachay, 2004).

A importância da resina consiste no fato de garantir maior resistência ao grão de areia

ao ataque químico causado pelos fluidos presentes no interior da fratura. Além de fortalecer os

grãos espalhando a carga em pressão mais uniforme e minimizar a quebra dos grãos revestidos,

impedindo assim o retorno do propante para o poço.

20

Figura 2.3. Areia resinada tamanho # 20x40. (www.mjundu.com.br)

Propantes são pré-revestidos com resina numa instalação de produção e levado para o

local, ou são revestidos no local da utilização do agente de sustentação, durante um tratamento

de fraturamento hidráulico (Murphey e Totty, 1989; Underdown et al., 1980).

O revestimento de resina pode ser pré-curada ou curável. Pré-curado, a areia revestida

com resina é processada pela aplicação ou revestimento de resina sobre a areia de sílica. Para

propante revestido de resina curável a areia pode apresentar camada simples ou dupla. A

segunda camada é aplicada sobre a primeira camada curada, sendo assim o propante é misturado

e injetado no final do tratamento da fratura. As resinas mais utilizadas em propantes revestidos

são resinas epóxi ou fenólicos. A resina epóxi é um plástico termofixo que se endurece quando

se mistura com um agente catalisador. As resinas fenólicas são geralmente uma mistura de

resina novalac, isto é, resina anticorrosiva (Sayed et al.,2015).

Alguns revestimentos destinam-se a endurecer o exterior dos propantes contribuindo

assim para a resistência dos grãos, em última análise se comportam como as partículas de base

de areia. Bestaoui-Spurr (2014) propôs um método para aumentar o teor de areia de sílica de

baixo custo por revestimento com polímeros inorgânicos. As propriedades físicas dos polímeros

inorgânicos são, em grande parte, determinadas pela sua composição. O revestimento foi feito

de uma rede inorgânica sólida que tem uma estrutura tridimensional amorfa que aumenta

significativamente a resistência à compressão de propante sílica. Os materiais revestidos

resultantes com gravidades específicas de 2,55-2,6 g/cm³, são tolerantes a tensões de

fechamento elevadas, acima de 10.000 psi.

https://pt.wikipedia.org/wiki/Pl%C3%A1stico

https://pt.wikipedia.org/wiki/Termofixos

https://pt.wikipedia.org/wiki/Catalisador

21

2.2.3. Propantes Cerâmicos

Como as atividades de exploração se estendem também a poços mais profundos,

propantes comuns, tais como areia e areia resinada podem falhar ao suportar esforços do

aumento da tensão fechamento. Consequentemente, agentes de sustentação mais resistentes são

necessários. Propantes cerâmicos são fabricados a partir de bauxita sinterizada, caulim, silicato

de magnésio ou da misturas de bauxita e caulim.

Além disso, é mais uniforme em tamanho e forma e tem maior esfericidade e

arredondamento do que ambas as areias e tem maior estabilidade térmica e química, que pode

minimizar a diagênese. Todas essas propriedades contribuem para sua condutividade superior

dentro de uma fratura, porém para sua fabricação o custo é mais alto comparado a areia resinida

(Sayed et al.,2015).

Os propantes ditos cerâmicos apresentam em sua constituição química um elevado teor

de alumina e baixos teores de sílica e argila, podendo ser usados em profundidade superior a

8.000 ft. Estes podem ser divididos em três classificações amplas com base na sua densidade:

cerâmica leve (LWC), cerâmica de densidade intermediária (IDC) e a cerâmica de alta

densidade (HDC). O alumina correlaciona com a densidade e a resistência. LWC tipicamente

contém 45-50% alumina; IDC contém 70-75% alumina; HDC contém 80-85% alumina. No

entanto, Palisch et al., (2014) relataram que mesmo aumentando o conteúdo de alumina para

quase 100%, o desempenho de condutividade não poderia ser aumentado para os níveis

desejados. Tais propantes referem-se ao propante de ultra-elevado-força (UHSP) e pode ser

avaliado a 20.000 psi.

Propante cerâmico de resistência intermediária, derivado da bauxita rica em mulita,

possui densidade mediana e permite resistência a tensões de fechamento entre 5.000 psi e

10.000psi (34 MPa e 69 MPa). O propante cerâmico de resistência elevada, proveniente da

bauxita rica em corundo (Al2O3), pode ser utilizado sob tensões de fechamento superiores a

10.000 psi (69 MPa) (Economides et al., 2001). A Figura 2.4 apresenta uma jazida de bauxita

e um pacote granular de bauxita tratado com resina.


22

Figura 2.4. Jazida de bauxita e pacote granular de bauxita tratado com resina

(www.edafologia.ugr.es/rocas/bauxita)

A gravidade específica (SG) da areia é aproximadamente 2,65 e os propantes cerâmicos

fabricados têm a gravidade específica tão alto quanto 3.9, ambos são significativamente mais

pesados do que a água (SG de 1.0) ou solução de salmoura (SG de aproximadamente 1.2), que

são usados para transportar o propante até a formação.

A densidade do propante é um fator importante, pois esta influencia diretamente na taxa

de sedimentação ao longo do caminho que se tem de percorrer até alcançar as regiões internas

das fraturas. De acordo com Sayed et al. (2015), como resultado, existem três principais

desvantagens no uso de propantes de alta densidade. Primeiro, usar os materiais de densidade

mais elevados significa menor volume de fratura para um peso fixo de propante. Em segundo

lugar, maior densidade do material significa maior custo. Em terceiro lugar, um material de

densidade alta terá uma rápida taxa de sedimentação nos fluidos de transporte. Para evitar a

sedimentação, a prática comum é a utilização de fluidos de fraturamento de alta viscosidade

para manter o material suspenso e permitir a penetração do proprante mais fundo nas fraturas.

Um método para reduzir a gravidade específica de agentes de sustentação é incorporar

vazios num propante que tem elevadas forças de esmagamento. Mack e Coker (2013)

introduziram um grupo de agentes de sustentação cerâmicos avançados. Estes propantes

cerâmicos têm maior relação resistência/peso do que propante de cerâmica convencional. O

processo melhorado de fazer propantes avançados envolveu a construção de um forte escudo

sobre um modelo esférico oco. O escudo é construído por pulverização da suspensão de óxido

misto de metais elaborada sobre o modelo oco. A formulação, processo de pulverização e

método de sinterização são projetados para eliminar a criação da porosidade e falhas. Também

minimiza a variação de tamanho dos poros. A condutividade do pacote de propante de cerâmica

avançada é maior do que os propantes convencionais e areia.

23

Na tabela 2.1 seguem os tipos de propantes convencionais comparando ente eles a

densidade e a resistência.

Tabela 2.1. Tipos de propantes com suas respectivas densidade e resistência

Tipo de Propante Densidade (g/cm³) Resistência (psi)

Areia pura 2,65 < 6.000 (~41MPa)

Areia tratada com resina 2,55 < 8.000 (~55MPa)

Cerâmica de resistência intermediária 2,7-3,3 5.000 a 10.000 (34MPa a

69MPa)

Cerâmica de resistência elevada 3,4 ou superior > 10.000 (69MPa)

Bauxita 3,00 > 15.000 (103MPa)

Fonte: (Cachay, 2004)

2.2.4. Propantes ultra- leves

Outros propantes não convencionais estão ganhando mercado. Com aumento da

pesquisa e tecnologia inovadora, os novos propantes apresentam propriedades que os

tornam tecnicamente bastante atrativos, são de baixa densidade e altamente ecológicos,

utilizando matéria-prima renovável.

Utilizam-se várias técnicas para reduzir a gravidade específica dos propantes. Uma delas

é a seleção de um propante que tem baixo peso específico, por exemplo, cascas de nozes. Este

foi um tipo de propante leve utilizado no campo, assim a casca iria penetrar mais profundamente

na formação, porém tem um resistência de tensão de fechamento limitada, com pressões

relativamente baixas. Além disso, a geração de pequenas partículas resultantes de esmagamento

deste material reduz o espaço disponível para o fluxo de fluido através da redução da rede de

fratura.

Rickards et al., (2003) relataram uma casca de noz revestido, quimicamente modificado

como partículas ultra-leves (ULW). O material tem uma densidade de 0,85 g/cm³ e a gravidade

específica de 1,25. Ele pode suportar a tensão de fechamento de até 6.000 psi em 175° F.

Enquanto a temperatura aumenta, ocorre um declínio para a tensão de fechamento, sendo o

limite de temperatura de 225° F e 4000 psi.

Outro tipo de partículas ultra-leves, é um propante cerâmico poroso revestido de resina

(ULW-1,75). O revestimento de resina impede a invasão de fluido e mantem a densidade do

propante reduzida. A porosidade é em média 50%, gerando uma densidade de 1,10-1,15 g/cm³


24

e uma gravidade específica de 1,75. O limite de desempenho deste propante ULW é tensão de

fechamento de 8.000 psi em 275° F (Rickards et al., 2003).

As operações realizadas com propantes ultraleves utilizam quantidades em massa muito

menores do que os propantes convencionais, tornando sua utilização altamente atrativa em

termos de custo operacional. Além disso há um carreamento com fluidos de baixa viscosidade,

devido à sua baixa densidade, tendo uma taxa de sedimentação muito menor que os propantes

usuais, o que possibilita a utilização de fluidos de fraturamento com baixa carga polimérica,

causando menor dano à formação.

O propante feito de casca de coco (Figura 2.5) tem resistência média e baixa densidade,

no valor de 0,74 g/cm³. É usado para tensões de confinamento de até 8.000 psi.

Figura 2.5. Propante de casca de coco de média resistência (www.terravivapropantes.com.br)

2.3. Diferentes tratamentos

A forma tradicional do propante ideal é esférica ou quase esférica e não-angular. O

padrão de esfericidade e arredondamento avalia as formas do propante. Krumbein e Schloss,

(1963) fizeram uma escala padrão de referência utilizada para classificar os propantes. Quanto

menor o número de Krumbein mais angular é o propante, que geralmente se correlaciona com

maior número de esmagamento e menor condutividade a uma tensão de fechamento.

De acordo com a ISO 13503-2: 2006, é especificado os requisitos esfericidade e

arredondamento para diferentes propantes. Propantes cerâmicos revestidos com resina exigem

uma esfericidade média de 0,7 ou mais e arredondamento médio de 0,7 ou superior. Todos os

outros agentes de sustentação deve ter uma esfericidade e arredondamento médio de 0,6 ou

superior.

25

Mudando a geometria típica dos propantes usados no fraturamento hidráulico, algumas

opções são viáveis. Alary e Parias (2013) introduziram o conceito de uso de forma cilíndrica e

alongada. Diz-se que o propante em forma de haste teoricamente oferece uma maior

condutividade devido a uma maior porosidade. No entanto, a variação no diâmetro e

comprimento da haste pode aumentar os riscos de colocação, condutividade de impacto e afetar

o desempenho do flowback. McDaniel et al. (2010) relataram que a condutividade a longo prazo

e os ensaios de flowback demonstraram o potencial de desempenho melhorado dos propantes

em forma de haste em comparação com o tradicional propante esférico.

O desenvolvimento do propante de forma cilíndrica já foi implementada em vários

países ao redor do mundo com sucesso consistente no aumento da eficiência de estimulação. A

figura 2.6 mostra os grãos da propante de forma cilíndrica, que é, em princípio, um produto

novo em comparação com os grãos esféricos que é comumente usado na indústria de

estimulação. O tamanho das partículas é essencialmente grande; o diâmetro da base do cilindro

é mesh 12/16, que corresponde ao maior propante usado atualmente na Rússia. A distribuição

aleatória de tais partículas cilíndricas aumentam a porosidade do pacote final, o que resulta em

melhor permeabilidade do pacote e melhor limpeza de fratura dos polímeros (Kayumov et al.,

2014).

Figura 2.6. Propantes em formato cilindrico. (Fonte: Kayumov et al., 2014)

Os detalhes do desenvolvimento do propante de forma cilíndrica foram fornecidos por

McDaniel et al. (2010). Eles também descrevem a primeira implementação no campo que

comprovou a teoria e laboratório de modelagem por aumento significativo da produtividade

bem quando o novo tipo de agente de sustentação foi utilizado na fratura.

Partículas em forma de haste de bloqueio em uma estrutura consolidada parece ser

altamente resistente a forças de arraste, como mostrada na figura 2.7, pois ao contrário dos


26

propantes revestidos com resina, as partículas em forma de haste podem segurar um ao outro

por meios mecânicos, não ligações químicas.

Figura 2.7. Propantes em formas de haste. (Fonte: Kayumov et al., 2014)

O campo de aplicação do novo produto na forma de um mecanismo de prevenção de

flowback foi relatado por Edelman et al. (2013), que descreveu tratamentos de fraturamento no

campo de óleo pesado, onde pacote de propante convencional levou a um flowback grave dentro

de dias após ser colocado em produção. Tratamentos utilizando propantes de forma cilindrinca

foram otimizadas com sucesso para eliminar este problema.

Em algumas formações na área de Orenburg, na Rússia, no qual o fluxo multifásico

causava declínio da produção e graves problemas de flowback foram considerados como

primeiros candidatos para implementação do propante em forma de haste. O ensaio piloto do

novo propante experimental foi descrita em detalhe por Kayumov, Konchenko et al., (2012).

Houve resultados consistentes no aumento da produtividade dos poços, de 26% até 67%, de

acordo com o campo, quando comparado aos poços estimulados com propantes convencionais

relatados nos campos de petróleo de Vakhitovskoe, Vostochno-Kapitonovskoe e

Lebyazhinskoe.

Propantes já não servem apenas para suportar a tensão de fechamento, eles também

precisam ser um meio para prolongar os picos de produção. Em geral, leve, alta força, alta

condutividade, quimicamente inerte e custos eficazes, os propantes são ainda necessários para

os recursos não convencionais. Uma colaboração e integração entre equipes multidisciplinares

e organizações deverão levar ainda muitas das ideias ambiciosas em realidade.

De acordo com Schmidt et al. (2014), muitos projetos de estimulação, como no sistema

de petróleo de Bakken, na bacia de Williston incluem tratamentos híbridos, em que vários tipos

27

de fluidos e tipos de propantes são incorporados ao bombeamento. A indústria neste momento

é geralmente focada na competitividade de custo e eficiência.

É comum em projetos híbridos misturar vários tamanhos de propantes com base em

critérios e pressupostos de projeto de estimulação, já que têm o potencial de reduzir a

permeabilidade. Espera-se que uma alta concentração do propante menos condutivo domine a

condutividade total de fratura. A diversificação do tamanho do propante é suscetível de variar

ao longo da fratura, dependendo do tratamento do fluido, viscosidade e a taxas de sedimentação

esperada, sendo assim o propante pode ser uniformemente misturado, ou misturado por

concentrações dominantes de um tamanho particular.

Um número de autores realizaram estudos relacionados a mistura de propantes e

migração de finos. Entende-se geralmente que os finos migram em taxas de fluxo de produção.

As condições de escoamento necessários para iniciar a migração de finos e a extensão da

redução de condutividade foi examinada por Gidley et al., (1992). Areia, areia revestida de

resina (RCS) e propantes cerâmicos foram testados em células de condutividade, que incluiu

experimentos com estágio tail in. A alta esfericidade minimiza o aprisionamento de finos e

correspondente redução na permeabilidade.

Estudos de gravel pack identificam intervalos de tamanho de partícula que podem

dificultar a permeabilidade, análogas ao pacote de propante dentro das fraturas hidráulicas.

Finos introduzidos aos pacotes podem dificultar a condutividade. Areia fina no tamanho mesh

60/100 foi misturada em areia de 20/40 por Coulter e Wells (1971). Os resultados indicaram

uma redução significativa na capacidade de fluxo para concentrações superiores a 5%. Espera-

se que a condutividade global de um dado tratamento seja dominada por propantes de menor

permeabilidade. Misturas de elevada resistência e de bauxita testados por McDaniel e

Willingham (1978) concluiu que misturas 50:50 são dominados pela condutividade da areia

inferior. Os resultados indicaram que as pequenas quantidades de mesh 100 (5%), em peso,

pode resultar em 25% a 40% de redução em permeabilidade, pois este tamanho de mesh invade

e ocupa o espaço do poro.

Resultados de condutividade para testes realizados com misturas de propantes são

fornecidos na figura 2.8.

28

Como esperado, misturas de 75% LWC com 25% de areia fornecem um maior valor de

condutividade em relação a 75% de areia e 25% LWC. Esses potenciais cenários foram

simulados em experimentos de célula de condutividade para obter uma melhor compreensão

dos resultados de laboratório.

Figura 2.8. Mistura de vários tamanhos de propantes em tratamentos de estimulação com areia.

(Fonte: Schmidt et. Al.,2014)

29

3. FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA

3.1. Índice de Produtividade

O objetivo primário da estimulação de um poço é aumentar a produtividade pela

remoção de algum dano ocorrido nas proximidades ou por uma estrutura altamente condutiva

na formação. Uma das técnicas mais utilizadas para a estimulação do poço é o fraturamento

hidráulico e esta deve gerar aumento no índice de produtividade que representa uma relação

linear entre o aumento na vazão e o aumento no diferencial de pressão (drawdown).

Q = J.Δp (1)

onde, a constante de proporcionalidade J é denominado índice de produtividade (IP). No projeto

será considerado um índice de desempenho simples e direto: IP será calculado para o regime

pseudopermante.

Devido à natureza radial do fluxo, maior parte da queda de pressão ocorre na vizinhança

do poço e qualquer dano nessa região aumenta a perda de carga. O impacto no dano pode ser

representado pelo fator de skin (s), este pode ocorrer por um canhonei o imperfeito,

danos oriundos da perfuração ou cimentação, compactação, entre outros fatores mecânicos ou

geológicos. Este pode ser considerado como uma medida de qualidade do poço. Caso o poço

seja danificado, o fator de skin é positivo. Se as operações criam ou melhoram os caminhos

condutivos, o skin terá valores negativos (Economides, 2001).

O índice de produtividade pode ser escrito por:

𝐽 =𝑞

ṗ−𝑝𝑤𝑓 =

2𝜋𝑘ℎ

𝛼𝛽𝜇𝐽𝐷 (2)

Onde JD é chamado de índice de produtividade adimensional.

Para um poço localizado numa área circular, o índice de produtividade adimensional no

regime pseudo-permanente é dado por:

𝐽𝐷 =1

𝑙𝑛0,472𝑅𝑒

𝑟𝑤+𝑆

(3)

3.2. Fraturamento Hidráulico

O princípio do fraturamento hidráulico, também conhecido como “fracking”, consiste

na aplicação de um elevado diferencial de pressão, por meio da injeção de fluido na formação

30

a uma pressão superior a pressão de ruptura da rocha, levando a criação da fratura, vencendo a

resistência mecânica da rocha e a tensão confinante a qual ela está submetida.

3.2.1. A operação do Fraturamento Hidráulico

Neste processo, um fluido viscoso é bombeado para o fundo do poço a uma pressão e

vazão elevada, como mostrada na Figura 3.1, visando à criação de uma fratura de alta

condutividade na formação de interesse, etapa chamada de colchão. A fratura inicia-se junto à

parede do poço e propaga-se em direção ao interior da formação à medida que o fluido carreador

é injetado. Juntamente com o fluido é transportado o agente de sustentação (propante), de uma

determinada granulometria, responsável por evitar o fechamento da fratura após o fim do

bombeio. Os propantes podem ser tanto de areia quanto baseado em materias sintéticos.

Figura 3.1. Técnica de faturamento hidráulico. (Santanna, 2003)

3.2.2. Desempenho dos poços fraturados

O aumento da produção pela operação de fraturamento será em função do comprimento,

espessura da fratura e permeabilidade. Quanto maior for esses fatores, maior será a produção,

porém em termos econômicos existirá um ponto ótimo, isto é, valores nos quais se terá o maior

retorno financeiro possível em relação ao capital aplicado.

Para avaliar o potencial aumento de produtividade é necessário conhecer a

condutividade adimensional, isto é, a facilidade relativa com que o fluido produzido flui pela

fratura. A condutividade adimensional (CfD) é a relação entre o produto da permeabilidade do

31

agente de sustentação (Kf) com a abertura da fratura (W) pelo produto da permeabilidade da

formação (K) com o semi comprimento da fratura (Xf).

𝐶𝑓𝐷 =𝐾𝑓.𝑊

𝐾.𝑋𝑓 (4)

Para um mesmo volume de propante injetado em uma formação, e um número de

propante menor que 0,1, um poço alcançará sua maior produtividade ou injetividade quando

sua condutividade adimensional se aproximar de 1,6, como mostrado na Figura 3.2, chamado

de ponto ótimo.

Figura 3.2: Índice de condutividade adimensional em função em função da condutividade adimensional da

fratura. (Economides et al., 2001)

Valores superiores de condutividade adimensional resultarão em comprimentos de

fratura inferiores ao ótimo. E valores inferiores a 1,6 significam abertura de fratura menores

que a ótima (Economides et al., 2001). Assim podemos estipular uma abertura da fratura ideal

ou o propante mais indicado de acordo com a permeabilidade deste.

Levando em consideração geometrias aproximadas a área de drenagem circular e

retangular, estima-se a relação entre essas áreas como:

A= πre2 = xe

2 (5)

0.5

0.4

0.3

0.2

Dim

en

sio

nle

ss P

ro

du

ctiv

ity I

nd

ex

, J D

10-4

10-3

10-2

10-1

100

101

102

Dimensionless Fracture Conductivity, CfD

0.001

0.003

0.006

Nprop

=0.0001

0.01

0.03

0.06

0.0003

0.0006

Ix=1

Xe

2Xf

Ye

Xe=Y

e

0.1

Figura 3.2. Índice de condutividade adimensional em função em função da condutividade adimensional da

fratura. (Economides et al., 2001)

32

Para um poço vertical de fratura retangular e com penetração total da base ao topo de

um volume de drenagem, a razão de penetração (Ix) na direção x é dada por (Economides et al.,

2001):

𝐼𝑥 =2𝑥𝑓

𝑥𝑒 (6)

Para formular uma problemática de otimização é necessário estabelecer uma relação

entre a razão de penetração e a condutividade da fratura adimensional. A manipulação dos

mesmos define o novo grupo adimensional, dado pelo número de propante.

𝑁𝑝𝑟𝑜𝑝=𝐼𝑥 𝐶𝑓𝐷 (7)

Substituindo na equação proposta as definições já apresentadas, obtém-se:

𝑁𝑝𝑟𝑜𝑝 =4𝑘𝑓𝑥𝑓𝑤

𝑘𝑥𝑒2 =

4𝑘𝑓𝑥𝑓𝑤ℎ

𝑘𝑥𝑒2ℎ

(8)

Sendo o volume do propante na zona produtora dado por 𝑉𝑝𝑟𝑜𝑝 = 2𝑥𝑓𝑤ℎ para as duas

asas e o volume do reservatório como volume drenável, isto é, a área de drenagem pela

espessura permeável, dado por 𝑉𝑟𝑒𝑠 = 𝑥𝑒ℎ podemos reescrever a equação como:

𝑁𝑝𝑟𝑜𝑝 =2𝑘𝑓

𝑘

𝑉𝑝𝑟𝑜𝑝

𝑉𝑟𝑒𝑠 (9)

Somente o propante localizado na área permeável é considerado.

Para determinar o comprimento de uma fratura, utilizando a definição de condutividade

de fratura adimensional e o volume da fratura e manipulando-os encontramos o comprimento

de uma asa de fratura como:

𝑋𝑓 = √𝑉𝑓 𝐾𝑓

𝐶𝐷𝑓𝑘ℎ𝑓 (10)

O valor da abertura da fratura é dado por:

𝑤 = √𝑉𝑓𝑘𝐶𝑓𝐷

𝐾𝑓ℎ𝑓 (11)

Para encontrar a razão do dano de um regime pseudo-permanente faremos o índice de

condutividade teórico dividido pelo índice de produtividade real, sendo este levado em

consideração o fator de película ou efeito skin.

33

𝑅𝐷 = 𝐽𝑡𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑜

𝐽𝑟𝑒𝑎𝑙 =

1

ln (0,472𝑟𝑒𝑟𝑤

)

1

ln(0,472𝑟𝑒𝑟𝑤

)+𝑠

(12)

Sendo re, o raio de drenagem do reservatório e rw, o raio do poço.

A eficiência de fluxo, também chamada de razão de produtividade, será dado por:

𝐸𝐹 = 1

𝑅𝐷 (13)

O ganho de produtividade devido ao efeito do fraturamento hidráulico é conhecido

como Folds of Increase (FOI), pode ser determinado através da razão entre os índices de

produtividade antes e após a estimulação.

𝐹𝑂𝐼 = 𝐽𝑎𝑝ó𝑠

𝐽𝑎𝑛𝑡𝑒𝑠=

ln(0,472𝑟𝑒

𝑟𝑤)+𝑆𝑎𝑛𝑡𝑒𝑠

ln(0,472𝑟𝑒

𝑟𝑤)+𝑆𝑎𝑝ó𝑠

(14)

Assim, de acordo com Renpu (2008), o processo para a otimização de um projeto inclui:

1) Determinar o tipo e o volume de propante;

2) Determinar o coeficiente adimensional do propante;

3) Determinar a condutividade ideal adimensional da fratura com base no coeficiente

adimensional do propante, para maximização do índice adimensional de produtividade;

4) Calcular o comprimento de fratura e a abertura de fratura;

5) Otimizar o projeto do procedimento operacional de bombeio.

3.3. Fluidos de Fraturamento

O fluido de faturamento transmite a pressão hidrostática das bombas para formação,

criando fraturas e transportando o propante. O fluido ideal deve formar reboco nas faces da

fratura para diminuir a perda de fluido e simultaneamente minimizar o dano no pacote de agente

de sustentação e faces da fratura.

Outra característica que o fluido deve apresentar é relacionado à viscosidade. O

comportamento desejado é que no início do processo este deve ter baixa viscosidade na coluna

do poço para reduzir a perda de carga na tubulação. Deve ter alta viscosidade durante a

propagação da fratura e para aumentar o poder de carreamento para a alocação do propante.

34

Após o fechamento da fratura a viscosidade deve ser reduzida rapidamente para facilitar a

recuperação e a limpeza do poço (Economides e Nolte, 1989).

Muitos tipos de fluidos de fraturamento já foram desenvolvidos. Em 1948, os primeiros

fluidos, utilizados foram a base óleo. Na década de 50 surgiram os fluidos base água com o

polímero goma guar. Em 1969, foi utilizado o fluido base água com goma guar reticulada. Para

prevenção ao dano a formação rochosa iniciou-se o uso do polímero hidroxipropilguar (HPG)

devido ao seu baixo teor de resíduos. Recentemente surgiu uma nova categoria de fluidos de

fraturamento, os fluidos a base de tensoativo (Economides et al., 2001).

Fatores a considerar para a escolha do fluido são: disponibilidade, segurança, facilidade

de mistura e uso, característica de viscosidade, compatibilidade com a formação, facilidade de

limpeza e fluido.

3.3.1. Fluidos Base Água

Os fluidos base água são os mais utilizados atualmente, entretanto, estes fluidos causam

danos em formações rochosas sensíveis à água ou no pacote de agente de sustentação, devido a

polímeros não quebrados (Economides e Nolte, 1989).

Na formulação dos fluidos base água podem ser utilizados vários tipos de polímeros, os

quais apresentam características próprias que se ajustam de acordo com o tipo de fluido

desejado, como Goma Guar, Hidroxipropilguar (HPG), Goma Xantana, Poliacrilamida,

Carboximetilhidroxipropilguar (CMHPG) e Derivados de Celulose.

3.3.2. Fluidos Base Óleo

De acordo com Santanna (2003), os primeiros fluidos base óleo surgiram com a

utilização de sais de alumínio de ácidos carboxílicos. Esses fluidos surgiram com a utilização

de sais de alumínio de ácidos carboxílicos e possuem uma viscosidade maior que os fluidos

base água, porém são fluidos de alto valor e de difícil manuseio em campo. O octato de alumínio

melhorou a estabilidade térmica e a capacidade dos fluidos de conduzir o agente de sustentação.

Em seguida, surgiram fluidos de sais de éster fosfato de alumínio. Este fluido ampliou o limite

de temperatura para sua aplicação e a capacidade de carrear agente de sustentação (Economides

e Nolte, 1989).

35

3.3.3. Fluidos Multifásicos

As propriedades dos fluidos base água e base óleo podem ser modificadas incorporando

uma segunda fase ao fluido. Estes fluidos classificam-se em espumas e emulsões.

As espumas são formadas adicionando gás aos fluidos base água ou base óleo. O

nitrogênio é usado em poços rasos, já o dióxido de carbono é usado em poços profundos. Como

são fluidos pseudoplásticos, possuem uma boa capacidade de transportar o agente de

sustentação. As emulsões são fluidos viscosos e assim tem uma maior facilidade de transportar

o agente de sustentação, no entanto possuem alto custo e perdem a viscosidade com o aumento

da temperatura. Como na emulsão tem necessidade de menos polímero, causa menos dano à

formação rochosa e os poços são rapidamente limpos após a operação de faturamento

(Santanna, 2003).

3.3.4. Fluidos a Base tensoativos

Os fluidos a base de tensoativo foram desenvolvidos mais recentemente com o objetivo

de substituir os fluidos a base de polímero. Os fluidos à base de tensoativo apresentam a

vantagem de não deixar resíduos insolúveis no pacote de agente de sustentação ou na própria

rocha reservatório. Nestes fluidos também não há necessidade da adição de alguns aditivos

utilizados, especificamente, para fluidos poliméricos. Os quebradores de gel também não são

necessários, pois o gel a base de tensoativo quebra-se quando em contato com o óleo e/ou água

da formação (Santanna, 2003).

3.4. Aditivos químicos

Geralmente são adicionados aos fluidos de fraturamento aditivos cuja finalidade é

ajustar as propriedades do fluido de acordo com a necessidade. Os tipos de aditivos químicos

estão descritos a seguir.

Ajustadores de pH / Ativadores de reticulação

Os ajustadores de pH são adicionados ao fluido para manter o pH no nível desejado. Para a

goma guar e o HPG o pH deve encontrar-se baixo para se dispersarem e neutro ou alto para se

hidratarem (Garcia et al.,1997).

36

Bactericidas

Os bactericidas são adicionados ao fluido para prevenir a degradação do polímero e a

contaminação da formação rochosa. Com a degradação do polímero, o fluido perde a

viscosidade (Garcia et al.,1997).

Estabilizadores de gel

Os estabilizadores são adicionados ao fluido para evitar a degradação do polímero em

temperaturas acima de 93ºC. Os estabilizadores mais utilizados são metanol ou etanol.

Quebradores de gel

O quebrador é usado para uma diminuição controlada da viscosidade. Este gel é usado para

quebra da cadeia do polímero guar, resultando na aceleração a limpeza. (Santanna, 2003) Em

formações com temperaturas superiores a 107ºC não é necessário o uso de quebradores de gel.

Redutores de filtrado

Os redutores de filtrado são adicionados ao fluido para evitar que durante a propagação da

fratura haja perda de fluido.

Estabilizadores de argilas

Os estabilizadores de argilas são adicionados ao fluido para impedir que estas migrem para o

espaço poroso da rocha reservatório e causem dano à formação. Os estabilizadores utilizados

são soluções salinas de KCl, NaCl ou NH4Cl (Santanna,2003).

Tensoativos

O tensoativo adicionado ao fluido de fraturamento tem muitas funções, tais como:

- Emulsificantes: São compostos capazes de estabilizar emulsões;

- Surfactantes: reduz a tensão interfacial, previne a emulsão e inverte a molhabilidade;

- Espumantes: estabilizador de espumas

3.5. Comportamento da Formação Rochosa

Rochas são materiais geralmente heterogêneos, porosos e frequentemente fraturados ou

fissurados composto por grãos, que formam o esqueleto sólido e por poros, microfissuras e

fraturas, que constituem os espaços vazios. Quando um carregamento é aplicado à rocha, os

37

espaços vazios, por apresentarem maior compressibilidade, deformam-se primeiro do que os

grãos, alterando as trajetórias de fluxo e, consequentemente, as propriedades de fluxo do meio.

Dentre as características das rochas, porosidade e permeabilidade são, talvez, as mais

importantes para a engenharia do petróleo (Araújo, 2002). Essas propriedades estão diretamente

ligadas à lucratividade de um reservatório. Do ponto de vista econômico, um reservatório é

considerado de boa produtividade, se possuir, além de uma grande quantidade de óleo, uma boa

porosidade e permeabilidade.

3.5.1. Porosidade Rochosa

Porosidade de rochas é um parâmetro adimensional utilizado para quantificar os espaços

vazios ou poros existentes em um determinado material. A porosidade expressa a capacidade

da rocha em armazenar fluidos. Dois tipos de porosidade são importantes em reservatórios

(Berryman e Wang, 2000): Porosidade da matriz e porosidade de fissuras ou fraturas.

As redes de poros em um meio podem estar totalmente interconectadas. Desta forma, a

circulação de fluido ocorre de forma facilitada. Contudo, os poros podem também estar

totalmente isolados e o fluido não circular, ficando confinado no interior dos poros. Há ainda

meios em que a intercomunicação entre os poros é extremamente restrita e por isso, o fluido

circula de forma muito lenta. Nas argilas, embora geralmente ocorram porcentagens muito

elevadas de vazios, o fluido é muito pouco móvel (Barreto, 2010). A Figura 3.3, um desenho

esquemático de grãos e poros. Em (A) podemos observar a mesma porosidade, enquanto em

(B) mostra como a porosidade pode variar em função de diferentes configurações de tamanho

e arranjo de poros.

Figura 3.3. Diferentes tamanhos e arranjos de grãos. Em (A) poros individuais diminuem com a diminuição da

granulometria; (B) variação da porosidade em diferentes arranjos.

38

As variações na porosidade das rochas se devem a vários fatores, dentre os quais se

podem destacar:

• Forma e interligação dos grãos;

• presença de materiais de granulometria fina, como argila e silte, ocupando os espaços

intergranulares;

• presença de materiais cimentantes (calcita, sílica, sais, entre outros), que podem preencher

total ou parcialmente os poros do meio;

• distribuição granulométrica;

• idade da rocha;

• profundidade;

• aplicação de carregamento externo, etc.

Numericamente, a porosidade (n) é definida como sendo a relação entre o volume de

vazios (Vv) e o volume total considerado (V).

𝑛 =𝑉𝑣

𝑉 (5)

Para estudos de fluxo subterrâneo, no entanto, o interesse recai sobre a porosidade

efetiva, ou seja, aquela que reflete o grau de intercomunicação entre os poros, permitindo assim

a percolação do fluido. A porosidade efetiva (Ne) pode representar apenas uma pequena parcela

da porosidade, sendo expressa pela relação entre o volume de poros interconectados (Ve) e o

volume total (V).

𝑁𝑒 =𝑉𝑒

𝑉 (6)

Do fluido contido no meio, parte é retida por efeitos capilares e moleculares, sendo

expressa pela capacidade de retenção específica (Ns), que é definida pela relação entre o volume

de fluido retido no meio (Vs), depois de escoado o fluido livre ou gravitacional, e o volume

total (V) (Azevedo e Albuquerque, 1998).

𝑁𝑠 =𝑉𝑠

𝑉 (7)

39

A produtividade está diretamente ligada à permeabilidade do meio e a pressão do

fluido no interior do reservatório.

3.5.2. Permeabilidade

A permeabilidade é a transmissão de fluidos em um meio poroso, representado pela área

de fluxo efetiva na escala dos poros. A dimensão da permeabilidade é de área e a unidade usada

para designá-la é o darcy (1 darcy = 1 D = 9,87×10−9 cm²) (Freeze e Cherry, 1979). A base da

teoria de escoamento em meios porosos granulares foi estabelecida por meio de um

experimento. Comprovou-se que o fluxo que atravessa um meio poroso homogêneo e isotrópico

tem velocidade constante. Nestas condições, o fluxo apresenta um regime laminar. Desta forma,

foi estabelecida a lei de Darcy, escrita como:

𝑄 =𝐾𝐴∆𝑃

µ𝐿 (8)

onde Q é a vazão; K, permeabilidade do meio; A, a área da seção transversal de fluxo; ∆P,

diferença de pressão; µ, viscosidade do fluido e L, o comprimento da trajetória de fluxo.

Para validade da lei de Darcy, o escoamento deve ser laminar, por isso, tem seu campo

de validade limitado. Materiais granulares grossos, como pedregulhos, devido ao grande

diâmetro dos poros, podem não apresentar regime laminar. Assim, velocidades de infiltração

muito pequenas são necessárias para que não haja turbulência. Para as argilas, devido ao

diâmetro estreito dos filetes, o surgimento de forças capilares e tensões superficiais tornam o

fluido praticamente imóvel. Isso também invalida a lei de Darcy (Barreto, 2010).

3.6. Fraturas

Iniciada a produção ou mesmo ainda durante a fase de perfuração, a passagem contínua

do óleo ou do gás, através das fendas, se dá com o arraste de resíduos sólidos que

gradativamente vão preenchendo as fraturas, reduzindo os espaços, diminuindo a vazão do óleo

ou do gás, com a consequente redução da produtividade do poço, até condições tão críticas que

podem, até mesmo, levar à interrupção das operações do poço.

40

Técnicas foram desenvolvidas com a finalidade de reabilitar esses poços ou de melhorar

sua produtividade. Entre essas técnicas encontra-se a do fraturamento das rochas-reservatório.

De acordo com Economides et al., (2001), a fratura é preenchida com propante e cria um canal

muito condutivo, apesar de ser delgado. A fratura é propagada geralmente em duas direções a

partir do poço, podendo atingir grandes comprimentos horizontais e alturas expressivas. O

plano de fratura será perpendicular a tensão horizontal mínima, como mostrado na Figura 3.4.

Figura 3.4. Plano de Fratura. (www.uff.br/geofisica/index.php/aquisicao-sismica)

3.6.1. Modelos de Geometria da Fratura

As fraturas hidráulicas podem ser naturais ou artificiais e são propagadas por pressão

do líquido interno que a abre e faz com que ela se propague pela rocha.

O aumento da produção por um fraturamento hidráulico depende fundamentalmente de

um projeto que leve em conta as características do reservatório: espessura da camada produtora,

propriedades da rocha-reservatório e camadas adjacentes (módulos de deformação e

coeficientes de Poisson, resistência a compressão e a tração, tenacidade a fratura, porosidade,

permeabilidade, etc.), existência de fraturas naturais, anisotropia, etc (Barreto, 2010).

São apresentados na literatura modelos bidimensionais e tridimensionais para

representar a geometria da fratura. Nesse presente estudo, é considerado somente o modelo

bidimensional de Perkins e Kern (1961), também conhecido como PKN.

41

3.6.2. Modelo PKN

Neste modelo, além da hipótese de uma altura constante, assume-se que o estado plano

de deformação é na vertical. A transversal resulta numa seção elíptica, de uma pressão

constante, verticalmente distribuída numa locação lateral. A fratura ideal ocorre para grande

relação 𝐿

ℎ𝑓, isto é, são longas (2L > hf) e de baixa permeabilidade. A figura 3.5 mostra a

geometria da fratura segundo o modelo PKN.

Figura 3.5. Modelo PKN de fratura (Yew, 2008)

Na fase de produção do poço ocorre uma certa acomodação das partículas no interior da

fratura e a geometria da fratura pode ser aproximada a forma de um paralelepípedo.

Dentre todos os fatores que influenciam o fenômeno de produção de material de

sustentação, a largura da fratura é, provavelmente, o mais significativo. As fórmulas do modelo

citado para o refluxo de propantes são referidas em termos de largura normalizada, ou seja, da

relação entre a largura da fratura e o diâmetro médio das partículas. Esta relação é de extrema

importância, como pode ser analisado através da Figura 3.6. Estudos experimentais indicaram

que a maioria dos pacotes granulares tende à instabilidade quando a largura normalizada da

fratura é superior ao valor seis.

42

Figura 3.6. Largura da fratura e diâmetro do propante (Velozo, 2006)

Isso ocorre através do “efeito do arco”, mostrado na Figura 3.7, formado na superfície

externa da fratura devido à ação de tensões de compressão sobre a camada de partículas

(Velozo, 2006). Quanto maior a largura da fratura, maior é a coluna formada pelos grãos de

propante, tornando-a assim mais susceptível à instabilidade e facilitando o carreamento dos

grãos para o interior do poço.

Figura 3.7. Esquema do efeito do arco. (Velozo, 2006)

Apesar disso, constata-se que fraturas com mais de seis camadas de propante também

podem ser estáveis sob determinadas condições, como de tensão de fechamento e fluxo de

fluido, assim concluimos que a largura da fratura não pode ser analisada como um fator isolado

(Andrews & Kjorholt, 1998).

43

3.7. Propantes

Propantes têm a função de manter a fratura aberta quando a injeção do fluido de

fraturamento for interrompida. São materiais sólidos e devem ter resistência mecânica

suficiente para resistirem as pressões internas, as altas temperaturas e aos efeitos corrosivos do

meio. Além disso, devem possuir densidade suficiente para não se sedimentar ao longo do

caminho, antes de atingir o interior das fraturas.

Os propantes além disso devem reunir condições de não refluir para o poço, processo

conhecido como refluxo de propantes, o que viria a provocar uma série de transtornos como

entupimento de bombas, contaminação do meio ambiente por essas partículas impregnadas de

hidrocarbonetos, entre outros (Barreto, 2010).

Os materiais mais utilizados são: areia, bauxita e cerâmica. A areia é o agente de

sustentação mais usado devido a sua razoável resistência às tensões e, principalmente, devido

ao seu baixo custo. A cerâmica é o material desenvolvido mais recentemente. Suas propriedades

como resistência às tensões e custo encontram-se entre as da areia e bauxita. A bauxita possui

resistência à compressão superior a areia e a cerâmica, portanto é mais resistente quando

submetida a altas tensões, no entanto apresenta maior custo.

3.8. Refluxo de Propantes

Um problema que frequentemente ocorre envolvendo fraturamento de reservatórios é o

retorno do propante injetado na fratura, isso acontece pela força de arraste do fluido que

deslocam e carregam propantes para fora da fratura.

O flowback ocorre com maior frequência durante o período de limpeza do poço, após o

tratamento da fratura, e também pode ocorrer durante a vida produtiva do poço. Até 20% do

propante colocado na fratura pode voltar durante o período de limpeza. O propante que flui de

volta tem um efeito prejudicial sobre os equipamentos de produção e requer o uso de

separadores na linha de produção.

Algumas técnicas têm sido usadas para controlar o flowback de propante, entre elas, o

uso de propantes cobertos com resinas curáveis e o uso de tecnologia em fibra (Economides et

al., 2001):

44

a) Propantes cobertos com resina:

A utilização de resinas curáveis com propantes é um método popular para o controle do retorno

de propante. Essa técnica é aplicada a todos ou a uma certa parte dos propantes colocados na

fratura. Sob certa tensão de fechamento, tempo e temperatura, o propante resinado é depositado

no interior da fratura e forma um agregado denso em torno da abertura. Isto dificulta a saída

para o exterior da fratura. Esta resina pode ser aplicada a areia ou outros tipos de propantes.

Eles são misturados e bombeados e o poço é fechado por um período de tempo para permitir

que a resina os aglutine. Isto forma um aglomerado consolidado, retendo os grãos de propante.

a) Tecnologia de fibra:

A tecnologia em fibra foi desenvolvida para manter o propante na fratura durante a produção

de petróleo, gás ou ambos e permitir uma maior flexibilidade ao projeto considerando

possibilidade de flowback e a utilização de propantes resinados. Temperatura, pressão ou tempo

não tem necessidade de se correlacionar. Pode haver fluxo nos poços a altas taxas, dependendo

do número de perfurações. Por não ocorrer reações de cura, a região ao redor do poço é limpa,

semelhante a situação que ocorre com propante sem resina.

Propriedades como tensão confinante, granulometria, quantidade de finos,

arredondamento e esfericidade dos grãos e densidade do propante são importantes para o

controle do refluxo.

As relações entre essas diversas propriedades dos propantes são discutidas a seguir.

3.9. Propriedades físicas do Propante

É analisada as propriedades físicas do propante que mais influenciam e afeta a

condutividade da fratura.

3.9.1. Resistência ao esmagamento

Quando a produção do poço é iniciada, a tensão de fechamento que atua sobre o propante

está no sentido de fechar a fratura e confina-lo. Por essa razão, a resistência do material de

sustentação à tensão de fechamento deve ser elevada o suficiente para impedir o esmagamento

dos grãos e a produção de finos, o que poderia reduzir significativamente a permeabilidade da

45

fratura (Velozo, 2006). A Figura 3.8 ilustra diferentes possibilidades como pacote de grânulos,

monocamada uniforme e monocamada não uniforme de configuração das camadas de

propantes, mostrando o que ocorre a cada tipo de configuração em cada caso de esmagamento

e penetração dos grãos na formação rochosa.

Figura 3.8. Esmagamento e penetração do propante na rocha de formação (Legarth et al., 2003)

É importante lembrar que a fragmentação dos grânulos produz finos que serão

transportados para o poço pelo fluxo, ou então ficarão na camada, preenchendo os poros

menores, bloqueando a passagem de fluido. A Figura 3.9 apresenta curvas de permeabilidade

versus a tensão confinante para diversos tipos de propantes. Ocorre uma queda de

permeabilidade devido a ação da tensão de fechamento da fratura sobre a estabilidade da

camada e a resistência dos grânulos.

46

Figura 3.9. Comparação entre os valores de resistividade ao esmagamento de vários tipos de propante (Economides

et al., 2001)

3.9.2. Tamanho e distribuição dos grãos

A permeabilidade da fratura é uma grandeza diretamente proporcional ao quadrado do

diâmetro dos grãos de propante (Economides et al., 2001), devendo-se, então, observar os

seguintes aspectos:

Segundo (Economides et al., 2001), propantes de grande diâmetro contribuem

efetivamente para o aumento da condutividade da fratura apenas sob baixas tensões de

fechamento, pois quanto maior o tamanho dos grãos, maior é sua susceptibilidade ao

esmagamento em grandes profundidades. Isto ocorre em virtude de grãos adjacentes

geralmente possuírem diferentes orientações cristalográficas e um contorno de grão em

comum. Um material com grãos mais finos possui maior dureza e resistência mecânica

do que um material com grãos maiores, pois os primeiros possuem maior número de

contornos de grão;

Em formações com elevado teor de impurezas ou sujeitas à significativa produção de

finos, não é recomendável o uso de propantes com grãos de diâmetro grande, pois as

impurezas e os finos tendem a invadir o pacote de propante e provocar um estreitamento

dos canais de fluxo, consequentemente, uma rápida redução da condutividade da fratura;

47

Embora propantes de menor diâmetro propiciem baixa condutividade inicial, a

condutividade média ao longo da vida útil do poço é maior que aquela obtida com

propantes de grande diâmetro, que normalmente apresentam um rápido declínio da

produção, como está representado na figura 3.10.

Figura 3.10. Valores de condutividade da fratura em função do tamanho dos grãos de propante e da tensão de

fechamento. (www.carboceramics.com)

É importante lembrar que o tamanho das partículas de propante deve ser compatível

com a largura da fratura a ser sustentada, de maneira que o agente possa ser eficientemente

transportado durante o tratamento sem ocorrência de um embuchamento, o que normalmente

acontece quando o tamanho máximo da partícula de propante é maior do que a metade da

largura da fratura criada (Velozo, 2006).

3.9.3. Arredondamento e esfericidade das partículas

A esfericidade define o quanto o grão de propante se aproxima da forma esférica. O

arredondamento é uma medida da curvatura do grão, ou seja, expressa o quanto a sua borda é

pontiaguda.

O arredondamento e esfericidade das partículas de propante influenciam a porosidade

do pacote granular e, em consequência, a permeabilidade da fratura. Além disso, sendo os grãos

arredondados e aproximadamente do mesmo tamanho, a distribuição de tensões sobre o pacote

de propante tende a ser mais uniforme, reduzindo a ocorrência de esmagamento e produção de

finos, mesmo sob elevadas tensões de esmagamento (Economides et al., 2001).

48

Fabricantes de propantes usam o fator de forma de Krumbein como comparador visual

para quantificar essas duas características, como mostrado na Figura 3.11. Esse comparador

contém representações de diferentes formatos de grãos e os valores adotados variam de 0,3 a

0,9. Pela escala de Krumbein e Sloss, materiais esféricos são aqueles que apresentam medida

de 0,9 x 0,9, enquanto aqueles que apresentam esfericidade e arredondamento inferiores a 0,8

x 0,8 podem ser chamados de angulares. Quanto menor as medidas apresentadas, mais angular

é o material. A esfericidade e o arredondamento são determinados pela média obtida de cada

uma das 20 partículas escolhidas aleatoriamente na amostra.

Figura 3.11. Comparador visual para esfericidade e arredondamento. (Cachay, 2004)

3.9.4. Densidade do propante

Densidade é um fator de significativa importância durante o bombeio do propante para

o interior da fratura, posto que a taxa de sedimentação cresce linearmente com o aumento da

densidade do material de sustentação. Desse modo, propantes de alta densidade dificilmente se

mantêm em suspensão no fluido de fraturamento e, por isso, não tendem a serem transportados

para regiões superiores da fratura.

A tabela 3.1 compara os valores de massa específica dos grãos e a massa específica

aparente (bulk density) dos principais tipos de propante. A massa específica aparente

corresponde a massa do propante por uma unidade de volume total do pacote granular,

incluindo o volume de vazios intersticial, enquanto que a massa específica dos grãos se refere

à relação entre a massa e o volume de sólidos. Normalmente, a massa específica dos grãos é

usada para estimativas do tempo de sedimentação do propante, enquanto que a massa específica

49

aparente é usada para cálculos relacionados ao volume de propante a ser injetado e o volume

da fratura a ser sustentada pelo material.

Tabela 3.1. Valores de massa específica dos grãos e da massa específica aparente dos principais tipos de propante

Fonte: (www.carboceramics)

3.10. Normas para avaliação do propante

De forma a validar o uso de algum novo propante, as empresas do setor petrolífero

seguem normas recomendadas exclusivamente para disponibilizar procedimentos padrões de

teste. O objetivo destas práticas recomendadas é o controle de qualidade e a certificação dos

propantes usados. O uso de procedimentos de laboratório bons e seguros e o uso e manutenção

de equipamentos bons e calibrados é essencial para a precisão e reprodutibilidade destes testes.

3.10.1. API

RP 56 Recommended Practices for Testing Sand Used in Hydraulic Fracturing Operations

(Práticas Recomendadas para Testar Areia Usada em Operações de Fraturamento

Hidráulico): Esta norma é utilizada para teste em propantes de baixa resistência ou de

resistência intermediária, tais como a areia e outros semelhantes.

RP 58 Recommended Practices For Testing Sand Used In Gravel Packing Operations

(Práticas Recomendadas para testar areia utilizados em operações em Gravel Packs): O

objetivo dessa prática é fornecer controle da qualidade da areia.

RP 60 Recommended Practices for Testing High-Strength Proppants Used in Hydraulic

Fracturing Operations (Práticas Recomendadas para Testar Propantes de Alta Resistência

Usados em Operações de Fraturamento Hidráulico): Utiliza-se esta norma para propantes

de alta resistência, como os propantes cerâmicos / bauxita.

Tipo de propante Massa específica dos grãos

(g/cm³)

Massa específica aparente

(g/cm³)

Areia Pura 2,65 1,60

Cerâmica de baixa densidade 2,72 1,62

Cerâmica de resistência intermediária 3,27 1,84

Cerâmica de resistência elevada 3,56 2,05

50

RP 61 Recommended Practices for Evaluating Short Term Proppant Pack Conductivity

(Práticas Recomendadas para Avaliação da Condutividade do Pacote de Propante em Curto

Prazo): Nesta Norma API é determinado a curva de condutividade de cada tipo de propante

dos ensaios realizados.

3.10.2. ASTM

E 11-95 Specifications for Wire-Cloth Sieves for Testing Purposes (Especificações para

Peneiras de Tela de Arame para Fins de Teste): Aplica-se esta norma para determinar

as características necessárias das peneiras para suportar os testes realizados.

Barreto (2010) apresenta de maneira breve, os principais ensaios que devem ser

realizados de acordo com as recomendações práticas apresentadas para se caracterizar e

certificar um propante, bem como os principais procedimentos de teste recomendados.

1. Análise de Peneira

É colocado peneiras e panelas receptoras empilhadas e sobrepostas em ordem

decrescente de tamanho de malha, começando do topo para o fundo. Uma amostra é derramada

na peneira e logo após é colocado no agitador de teste por 10 minutos. Cada peneira é retirada

e esvaziada completamente de acordo com o recomendado pelo fabricante. O propante retido

nas peneiras e na panela é pesado e calcula-se o percentual de propante retido em cada peneira

e na panela em relação ao peso total da amostra. O peso acumulado deve ser em média 0,5%

do peso de amostra utilizado no teste. Caso não seja, a análise deve ser repetida usando-se uma

amostra diferente.

2. Tamanho Recomendado de Propante

Para a seleção do tamanho do propante deve-se no mínimo de 90% da amostra testada

passar entre as malhas dos tamanhos de peneiras indicados pela faixa de tamanho do grão. Para

ser válido a amostra deve ter menos que 0,1% do total de propante mais grosso do que a abertura

de malha da primeira peneira do conjunto e não mais que 1,0% da amostra testada deve ser mais

fina do que a abertura de malha da última peneira do mesmo conjunto.

51

3. Esfericidade e Arredondamento do Propante

Para avaliar os parâmetros de esfericidade e arredondamento dos grãos é necessário uma

avaliação visual. A esfericidade é a medida do quanto uma partícula de propante se aproxima

do formato de uma esfera. O método mais amplamente utilizado para determinar a esfericidade

é com um comparador visual de Krumbein e Sloss. É selecionado aleatoriamente 20 ou mais

grãos para ser analisado através de um microscópio de pelo menos 10x a ampliação. A

esfericidade de cada grão deve ser determinada, registrada, e uma esfericidade média deve ser

obtida para a amostra. O arredondamento do grão é a medida da agudez relativa de suas bordas

ou de sua curvatura. A avaliação do arredondamento do grão de propante deve ser feita na

mesma amostra utilizada para determinar a esfericidade. O arredondamento de cada grão deve

ser determinado, registrado, e um arredondamento médio deve ser obtido para a amostra.

Propantes com bons resultados tem esfericidade e um arredondamento médio igual ou maior

que 0,7.

4. Solubilidade em Ácido

Como os propantes podem entrar em contato com ácidos é necessário determinar a

solubilidade em ácido máxima para o agente de sustentação. Para realizar o teste utiliza-se uma

mistura de ácido fluorídrico e ácido clorídrico, tal como é usado nas operações de dissolução

de silicatos, com o objetivo de aumentar a produtividade ou até mesmo na limpeza e preparo

do poço para a produção.

5. Teste Recomendado de Resistência Crush do Propante

Este teste é necessário para determinar e comparar a resistência dos propantes. Essa

verificação é realizada em amostras de propante para determinar a que pressão o material

demonstra excessiva geração de finos. Esses finos, quando gerados, podem afetar o

desempenho da fratura sustentada e a migração a longo prazo pode ser prejudicial à

permeabilidade. Os testes são realizados em amostras que foram peneiradas para que as

partículas testadas estejam dentro da escala de tamanho especificada. A quantidade de material

comprimido é medida em níveis diferentes. A avaliação dos resultados dos testes deve fornecer

indicações de pressão no qual a compressão do propante é excessiva e a pressão máxima à qual

o material propante deve ser submetido.

52

6. Determinação da Massa específica aparente e Densidade Aparente do Material

A massa específica aparente e a densidade aparente são importantes para determinar o

volume de material a ser utilizado e a taxa de sedimentação do propante no interior da fratura.

A massa específica aparente descreve o peso do propante que preencherá o volume de uma

unidade incluindo o volume da porosidade e também para determinar o peso do propante

necessário para preencher uma fratura. A densidade aparente inclui a porosidade interna de uma

partícula como parte do volume. É medida com um fluido de baixa viscosidade que umedece a

superfície da partícula.

7. Teste para Avaliação da Condutividade do Pacote de Propante

O teste de condutividade ajuda na seleção dos propantes para uso nas operações de

fraturamento hidráulico. Para a realização do teste é aplicado uma tensão de fechamento em

uma unidade por tempo suficiente para permitir que a amostra atinja uma condição semi-

estável. A largura, a pressão diferencial e as taxas de fluxo do pacote de propante são medidas

a cada nível de pressão e a condutividade e a permeabilidade calculadas. Isso é feito para três

diferentes valores de fluxo e para cada pressão de fechamento e levando em consideração esses

valores é feito uma média. O procedimento é repetido até que todas as pressões de fechamento

e taxas de fluxo desejadas tenham sido avaliadas.

53

4. METODOLOGIA

Para avaliar a produtividade do propante, é utilizada uma ferramenta computacional, em

planilha excel (HF2D) desenvolvida por Valkó (2004), para calcular um projeto de

fraturamento 2D com o modelo PKN. Na planilha são inseridos valores iniciais e a partir desses

valores são determinadas as dimensões ótimas da fratura e por último calcula-se o bombeio que

favorece uma melhor distribuição do propante.

Alguns parâmetros são inseridos, como: massa do propante, gravidade específica,

porosidade do propante, permeabilidade do propante, máximo diâmetro do propante,

permeabilidade da formação, altura da fratura, reologia, coeficiente de filtração, entre outros.

Neste estudo, a gravidade específica e a permeabilidade do propante serão modificados

de acordo com os dados de propantes utilizados, com intenção de analisar os resultados de

dimensão da fratura, compará-los de acordo com suas características e correlacionar com

valores experimentais. Os outros parâmetros são fixados.

Com esses valores de entrada pode-se ter informações sobre o dimensionamento da fratura,

como: número de propante, índice de produtividade adimensional, condutividade da fratura

adimensional, comprimento de meia asa, abertura, tempo de bombeamento, fator pseudo skin

após o tratamento, taxa de injeção de fluido e folds of increase.

O índice de produtividade pode ser calculado de maneiras diferentes, de acordo com a

localização do poço, skin e sua geometria, por exemplo em área circular ou retangular. Todas

as opções devem dar os mesmos resultados, se for feito de forma coerente.

A chave para a formulação de um problema de técnica de otimização é perceber que a

penetração (Ix) e condutividade da fratura adimensional (CfD), através de largura, estão

competindo para o mesmo recurso: o volume do propante. Uma vez que são fixados as

propriedades do propante e a quantidade, é necessário uma relação ideal entre largura e

comprimento.

2

24

e

ff

fDxpropkx

wxkCIN (4.1)

O número de propante tem que ser pelo menos 0.0001, caso ao contrário não há nenhum

efeito de estimulação. Para aumentar JD significativamente é necessário aumentar o número de

propante em ordem de magnitude, que é economicamente e às vezes tecnicamente, não viável.

54

Isso pode ser visto na figura 3.2, onde há valores fixos para números de propantes, podendo

perceber sua importância.

Não há diferença teórica entre baixa e alta permeabilidade de fraturamento. Em ambos

os casos existe uma fratura tecnicamente ideal, e em ambos os casos deve ter uma condutividade

de fratura adimensional dependendo unicamente do número de propante. Enquanto em uma

formação de baixa permeabilidade esta exigência resulta em uma fratura de longa e estreita, em

formações de alta permeabilidade, uma fratura curta e larga irá fornecer a mesma condutividade

adimensional.

Aumentar o volume de propante ou a permeabilidade do pacote de propante por um

determinado fator tem exatamente o mesmo efeito sobre a produtividade. Para o projeto PKN

tradicional, usar-se-á como base valores das tabelas 4.1 e 4.2:

55

Tabela 4.1. Dados de entrada para o modelo PKN

Entrada

Massa de propante para (duas asas), lbm 150.000

Gravidade específica (SP) do propante (água = 1) 2,65

Porosidade do propante 0,38

Permeabilidade de pacote de Propante, md 60.000

Diâmetro máx. Do propante, in 0,0555

Permeabilidade da formação, md 0,5

Espessura permeável, ft 45

Raio do poço, ft 0,30

Raio de drenagem, ft 2.100

Fator de skin pré-tratamento 0,0

Altura da fratura, ft 120,0

Módulo plano de elasticidade, E' (psi) 2,00E+06

Vazão de injeção (duas asas, liq + prop), bpm 20,0

Reologia, K' (lbf/ft2) * s n' 0,0180

Reologia, n' 0,65

Coeficiente de filtração na camada permeável, ft/min0,5 0,00400

Coeficiente de perda instantânea, gal/ft2 0,01000

Tabela 4.2. Dados adicionais (parâmetros de restrições)

Max. Concentração de propante, lbm/gal 12

Fator de multiplicação do comprimento 1

Fator de multiplicação do colchão 1

Os valores plotados na saída são divididos em 3 partes. A primeira mostra uma lista de

valores ideais para a fratura, como mostrado na tabela 4.3. Caso os valores fornecidos não

possam ser trabalhados na prática, o programa adverte com uma mensagem de restrição. A

56

tabela 4.4 mostra uma distribuição real dos valores. A tabela 4.5 exibe maiores detalhes dessa

distribuição real.

Tabela 4.3. Valores ótimos teóricos

Saída

Distribuição ótima sem restrições

Número de propante, Nprop 0.2111

Índice de produtividade adimensional, JDopt 0.56

Condutividade de fratura adimensional ideal, CfDopt 1.7

Semi Comprimento ideal, xfopt, ft 661.1

Largura ideal, wopt, in 0.1

Fator de pseudo skin pós tratamento, sf -6.33

Folds of increase do IP 4.57

Tabela 4.4. Distribuição real para o modelo PKN

Colocação de real

Massa de propante para (duas asas), lbm 150,00

Número de propante, Nprop 0.2111

Índice de produtividade adimensional, JD 0.56

Condutividade de fratura adimensional, CfD 1.7

Semi Comprimento, xf, ft 661.1

Largura, w, polegadas 0.1

Fator de pseudo skin pós tratamento, sf -6.33

Folds of increase de IP 4.57

57

Tabela 4.5. Maiores detalhes da distribuição real

Detalhes do tratamento

Eficiência, % 33,1

Tempo de bombeamento, min 84,5

Tempo de bombeamento do colchão, min 42,5

Expoente da concentração de propante adicional, eps 0,5029

Concentração uniforme de propante final, lbm/ft3 47,8

Concentração areal propante após encerramento, lbm/ft2 0,9

Concentração max. adicionada de propante, lb/gal fluido 9,0

Pressão líquida no final de bombeamento, psi 262,5

O objetivo do resultado é encontrar valores otimizados para a fratura seguindo as

restrições, isto é, adição da máxima concentração possível de propante. Sendo assim, pode-se

não alcançar o valor ótimo esperado.

58

5. ESTUDO DE CASOS

Nesta seção é analisada a resposta de diversos tipos de propantes e seus respectivos

valores de permeabilidade e densidade pra diferentes tensões de confinamento. Para tal, dividiu-

se em 3 etapas: baixa, média e alta tensão de confinamento. Como base, usou-se o tamanho do

propante 12/20 e a densidade (g/cm³) dos propantes seguem na tabela 5.1:

Tabela 5.1. Propantes e suas respectivas densidades

Propantes Densidade

(g/cm³)

Casca de Coco 0,74

Areia Resinada 1,58

Areia 1,60

Cerâmica 1,84

Bauxita 2,00

Fonte: Terra Viva Propantes

5.1. Propantes com baixa tensão de confinamento

Foi feita uma comparação com os tipos de propantes. Usou-se o valor de 4.000 psi,

considerando ser uma baixa tensão de confinamento, para analisar o comportamento de cada

agente de sustentação.

5.1.1. Casca de Coco

Neste caso há um propante de baixa densidade feito de casca de coco. Para a tensão de

fechamento fixada a permeabilidade correspondente é de 300 D, a partir da análise gráfica dos

dados fornecidos pela Terra Viva Propantes. Os resultados estão apresentados nas Tabelas 5.2,

5.3 e 5.4.

59


Saída


Número de propante, Nprop 3,9061

Índice de produtividade adimensional, JDopt 1,33

Condutividade de fratura adimensional ideal, CfDopt 4,1

Semi Comprimento ideal, xfopt, ft 1809,7

Largura ideal, wopt, in 0,1

Fator de pseudo skin pós tratamento, sf -7,35

Folds of increase do IP 10,77


Colocação de real



Índice de produtividade adimensional, JD 1,33

Condutividade de fratura adimensional, CfD 4,1

Semi Comprimento, xf, ft 1809,7

Largura, w, polegadas 0,14


Folds of increase de IP 10,77

60



Eficiência, % 22,6








5.1.2. Areia

A areia, o propante mais comum e mais utilizado, tem a permeabilidade correspondente

a 125 D, a partir da análise gráfica dos dados fornecidos pela Terra Viva Propantes, para a

tensão predeterminada. Os resultados estão apresentados nas Tabelas 5.5, 5.6 e 5.7.


Saída









61


Colocação de real











Eficiência, % 27,8








5.1.3. Areia resinada

A areia resinada tem permeabilidade equivalente a 190 D, a partir da análise gráfica dos

dados fornecidos pela Terra Viva Propantes, quando há uma tensão de 4.000 psi. Os resultados

estão apresentados nas Tabelas 5.8, 5.9 e 5.10.

62


Saída










Colocação de real









63



Eficiência, % 25,9








5.1.4. Cerâmica

A permeabilidade correspondente da cerâmica é de 515 D, a partir da análise gráfica dos

dados fornecidos pela Terra Viva Propantes, para a tensão definida. Os resultados estão

apresentados nas Tabelas 5.11, 5.12 e 5.13.


Saída









64


Colocação de real











Eficiência, % 22,8








5.1.5. Bauxita

A bauxita, o agente de sustentação mais resistente, em uma tensão de confinamento de

4.000 psi tem permeabilidade correspondente a 600 D, a partir da análise gráfica dos dados

fornecidos pela Terra Viva Propantes. Os resultados estão apresentados nas Tabelas 5.14, 5.15

e 5.16.

65


Saída










Colocação de real









66



Eficiência, % 22,7








5.1.6. Resultados

Verificando o resultado da análise observamos que o que difere da distribuição ótima

sem restrições para a distribuição real do modelo PKN é somente a largura da fratura (w). Todos

os outros parâmetros se mantêm constantes nas duas situações, isto é, não houve nenhuma

restrição para os casos.

Analisando os dados na baixa tensão de fechamento, correspondente a 4.000 psi,

observamos que como a casca de coco tem a menor densidade, com maior semi-comprimento

de uma asa e com a mesma quantidade de massa injetada em todos os casos, este é o que

corresponde ao maior número de propantes. A areia teria uma quantidade aproximadamente 5

vezes menor do que o propante de baixa densidade.

O índice de produtividade da casca de coco também é o maior, com o valor de 1,33,

comparando com a bauxita que tem o índice de produtividade similar no valor de 1,20. Esses

valores podem ser comparados no gráfico 5.1.

O mesmo propante obteve o maior semi-comprimento da fratura, sendo a asa com o

tamanho de 1.809,7 ft, isto é, utilizando o propante de baixa densidade poderemos ter uma

fratura mais longa, pois como o agente de sustentação é de baixa densidade a sua taxa de

sedimentação é mais lenta, podendo carrear o propante em maiores distâncias. Os outros

propantes estão em ordem de maior semi-comprimento de acordo com os maiores valores de

permeabilidade, isto é, cerâmica, areia resinada e areia, como mostrado no gráfico 5.2. A areia

67

é o que tem a menor asa, com um valor de 1.085,3 ft. A condutividade da fratura adimensional

segue a mesma ordem.

Como ocorreu uma estimulação, todos os fatores de skin são negativos e o pré

tratamento skin em todos os casos é considerado zero. Sendo assim o maior ganho de

produtividade devido ao efeito de fraturamento é da casca de coco no valor de 10,77, como

mostrado no gráfico 5.3, com um fator de skin de -7,35.

Gráfico 5.1. Comparação de Índice de produtividade adimensional de propantes com baixa tensão

Fonte: Elaborado pelo autor (2016).

Gráfico 5.2. Comparação de Semi-Comprimento de propantes com baixa tensão

Fonte: Elaborado pelo autor (2016)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

Casca decoco

Areia Areiaresinada

Cerâmica Bauxita

Índ

ice

de

pro

du

tivi

dad

e ad

imen

sio

nal

, J D

Propantes com baixa tensão

Comparação de Índice de produtividade adimensional de propantes com baixa tensão

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

Casca de coco Areia Areia resinada Cerâmica Bauxita

Sem

i Co

mp

rim

ento

, xf,

ft


Comparação de Semi Comprimento de propantes com baixa tensão

68

Gráfico 5.3. Comparação de Folds of increase de IP


5.2. Propantes com média tensão de confinamento.

Para considerar uma média tensão de confinamento usaremos o valor de 7.000 psi.

5.2.1. Casca de Coco

Para o agente de sustentação de casca de coco a permeabilidade na tensão fixada

corresponde a 170 D, a partir da análise gráfica dos dados fornecidos pela Terra Viva Propantes.

Os resultados estão apresentados nas Tabelas 5.17, 5.18 e 5.19.

0

2

4

6

8

10

12


Fold

s o

f in

crea

se d

e IP


Comparação de Folds of increase de IPde propantes com baixa tensão

69


Saída










Colocação de real









70



Eficiência, % 23,1








5.2.2. Areia

A permeabilidade da areia na tensão aplicada corresponde a 23 D, a partir da análise

gráfica dos dados fornecidos pela Terra Viva Propantes. Nesta tensão de confinamento é bem

provável que ocorra um esmagamento do propante (crush), pois a areia tem uma baixa

resistência. Os resultados estão apresentados nas Tabelas 5.20, 5.21 e 5.22.


Saída









71


Colocação de real











Eficiência, % 35,4









A areia resinada tem uma permeabilidade corresponde a 110 D, a partir da análise

gráfica dos dados fornecidos pela Terra Viva Propantes, para a tensão fixada. Os resultados

estão apresentados nas Tabelas 5.23, 5.24 e 5.25.

72


Saída










Colocação de real









73



Eficiência, % 28,2








5.2.4. Cerâmica

Para a cerâmica a permeabilidade equivale 295 D em uma tensão de 7.000 psi, a partir da

análise gráfica dos dados fornecidos pela Terra Viva Propantes. Os resultados estão



Saída









74


Colocação de real











Eficiência, % 24,2








5.2.5. Bauxita

Na curva de permeabilidade versus tensão de confinamento, para a tensão

predeterminada a permeabilidade da bauxita corresponde a 400 D, a partir da análise gráfica

dos dados fornecidos pela Terra Viva Propantes. Os resultados estão apresentados nas Tabelas

5.29, 5.30 e 5.31.

75


Saída










Colocação de real









76



Eficiência, % 23,4








5.2.6. Resultados

Como esperado, a areia não é recomendável para a tensão de confinamento de 7.000 psi.

Nesta situação houve restrição para o caso real. A massa do propante foi reduzida para o valor

de 112.294 lbm e os valores dos parâmetros não foram os esperados de acordo com a

distribuição ótima sem restrição. Dessa maneira o índice de produtividade é 0,47 e o semi-

comprimento da fratura é de 533,8 ft, muito abaixo dos outros agentes de sustentação, como

mostrado no gráfico 5.4.

Diante disso, a casca de coco ainda é a mais aconselhável comparado aos outros

propantes. Seu índice de produtividade é o maior no valor de 1,10, e tem o maior semi-

comprimento, 1.713,4 ft.

Os resultados da bauxita foram bem próximos a casca de coco, com o índice de

produtividade de 1,05, como apresentado no gráfico 5.5 e a condutividade da fratura

adimensional no valor de 2,5, enquanto o valor da casca de coco é de 2,4.

Os maiores ganhos de produtividade devido ao efeito de fraturamento é da casca de coco

no valor de 8,95 e da bauxita 8,55. Como a areia não obteve bom desempenho na tensão

aplicada, o folds of increase é de 3,78, bem abaixo da areia resinada, que obteve o segundo

menor ganho de produtividade, no valor de 6,35, como mostrado no gráfico 5.6.

77

Gráfico 5.4. Comparação de Semi-Comprimento de propantes de média tensão


Gráfico 5.5. Comparação de Índice de produtividade adimensional de propantes de média tensão


0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800


Sem

i Co

mp

rim

ento

, xf,

ft

Propantes com média tensão

Comparação de Semi-Comprimento de propantes de média tensão

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

Casca decoco

Areia Areiaresinada

Cerâmica Bauxita

Índ

ice

de

pro

du

tivi

dad

e ad

imen

sio

nal

, J D

Propantes com média tensão

Comparação de Índice de produtividade adimensional de propantes de média tensão

78

Gráfico 5.6. Comparação de Folds of increase de IP de acordo com os propantes de média tensão


5.3. Propantes com alta tensão de confinamento

Para uma tensão de confinamento alta é usado em condições experimentais o valor de

9.000 psi. Neste caso, a casca de coco e a areia não são aplicadas por ser em altas tensões. Então

o teste será considerado os propantes areia resinada, cerâmica e bauxita.


A permeabilidade da areia resinada para a tensão aplicada corresponde a 32D, a partir

da análise gráfica dos dados fornecidos pela Terra Viva Propantes. É provável de acontecer um

esmagamento por não ser aconselhável em altas tensões. Os resultados estão apresentados nas

Tabelas 5.32, 5.33 e 5.34.

0

2

4

6

8

10

12


Fold

s o

f in

crea

se d

e IP


Comparação de Folds of increase de IPde acordo com os propantes

79


Saída










Colocação de real









80



Eficiência, % 33,6








5.3.2. Cerâmica

A permeabilidade da cerâmica na tensão de 9.000 psi equivale a 170 D, a partir da

análise gráfica dos dados fornecidos pela Terra Viva Propantes. Os resultados estão



Saída









81


Colocação de real











Eficiência, % 27,2








5.3.3. Bauxita

A bauxita tem permeabilidade equivalente a 290 D, a partir da análise gráfica dos dados

fornecidos pela Terra Viva Propantes, para o valor da tensão fixada. Os resultados estão


82


Saída










Colocação de real









83



Eficiência, % 24,7








5.3.4. Resultados

Feito o teste para areia resinada observamos que houve restrições da distribuição real e

assim ocorreu a diminuição da massa de propante para o valor de 137.944 lbm. Com isso

ocorreu a redução do número de propantes e do índice de produtividade, porém somente em

1,81%.

A cerâmica e a bauxita têm o melhor desempenho para a tensão aplicada, porém a

bauxita ainda se sobressai com um índice de produtividade de 0,95, enquanto da cerâmica é de

0,85, observado no gráfico 5.7. O semi-comprimento da bauxita também é maior em 305,8 ft

sendo o tamanho da asa 1.455,2 ft, mostrado no gráfico 5.8.

O pré tratamento skin é zero para todos os agentes de sustentação e o fator de skin da

bauxita é de -7,06, o que corresponde um folds of increase de 7,74, enquanto a areia resinada

tem o valor de 4,34, podendo comparar no gráfico 5.9.

84

Gráfico 5.7. Comparação de Índice de produtividade adimensional de propantes com alta tensão


Gráfico 5.8. Comparação de semi-comprimento de propantes com alta tensão


0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Areia resinada Cerâmica Bauxita

Índ

ice

de

pro

du

tivi

dad

e ad

imen

sio

nal

, J D

Propantes com alta tensão

Comparação de Índice de produtividade adimensional de propantes com alta tensão

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600


Sem

i Co

mp

rim

ento

, xf,

ft


Comparação de Semi Comprimento de propantes com alta tensão

85



0

1

2

3

4

5

6

7

8

9


Fold

s o

f in

crea

se d

e IP


Comparação de Folds of increase de IPde propantes com alta tensão

86

6. CONCLUSÃO

O mercado de propantes atualmente tem crescido muito pela quantidade de agente de

sustentação que estão sendo utilizados para a estimulação de poços de petróleo. Com isso vem

aumentando a pesquisa para o desenvolvimento de outros tipos de propantes, com melhores

desempenhos, materiais e formatos.

Pela literatura, a areia é o tipo de propante mais utilizado, por estar mais disponível e

ter um preço mais acessível, porém não é em todas as situações que ele é o mais adequado.

Entre as tensões de confinamento baixa, média e alta a que obteve o melhor índice de

produtividade foi a casca de coco, mostrado no gráfico 5.10, com o valor de 1,33, na tensão de

confinamento de 4.000 psi. Obteve o maior fator peudo-skin, mostrando ter tido a maior

estimulação no poço e consequentemente o maior folds of increase, além de ter atingido o maior

semi-comprimento da fratura no valor de 1809,7 ft. Pode-se observar melhor a comparação dos

propantes de acordo com o semi-comprimento e o folds of increase nos gráficos 5.11 e 5.12

respectivamente.

Gráfico 6.1. Comparação de Índice de produtividade adimensional de acordo com os propantes


0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

Casca decoco

Areia Areiaresinada

Cerâmica BauxitaÍnd

ice

de

pro

du

tivi

dad

e ad

imen

sio

nal

, J D

Comparação de Índice de produtividade adimensional de acordo com os propantes

Baixa

Média

Alta

87

Gráfico 6.2. Comparação de Semi-Comprimento de acordo com os propantes




De acordo com o analisado, a uma tensão de confinamento de 4.000 a casca de coco é a

melhor opção como agente de sustentação. Na tensão de 7.000 psi a diferença entre a casca de

coco e a bauxita é bem pequena. A areia não seria adequada, pois houve restrições ao modelo,

por ser pouco resistente a tensão sugerida e assim ocorreria um esmagamento dos grãos. A

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

Casca decoco

Areia Areiaresinada

Cerâmica Bauxita

Sem

i Co

mp

rim

ento

, xf,

ft

Comparação de Semi-Comprimento de acordo com os propantes

Baixa

Média

Alta

0

2

4

6

8

10

12

Casca decoco

Areia Areiaresinada

Cerâmica Bauxita

Fold

s o

f in

crea

se d

e IP

Comparação de Folds of increase de IPde acordo com os propantes

Baixa

Média

Alta

88

9.000 psi não é aconselhável o uso da areia resinada pelo mesmo motivo. Lembrando que a

areia e a casca de coco não são usadas para altas tensões. Neste caso a bauxita é a melhor opção.

Uma sugestão para o próximo trabalho é fazer uma análise econômica para saber qual

caso é realmente viável para aplicação no poço.

89

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Sand used in Hydraulic Fracturing Operations, 2a ed., 1995.

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