marco aurélio da câmara cavalcanti de albuquerque neto

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ENGENHARIA DE PETRÓLEO

INFLUÊNCIA DO PROPANTE DE FRATURAMENTO HIDRÁULICO

NA PRODUÇÃO DE RESERVATÓRIO TIGHT GAS

Marco Aurélio da Câmara Cavalcanti de Albuquerque Neto

Novembro de 2017

NATAL, RN

Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2017.1

ii Marco Aurélio da C. C. A. Neto

CcACavalcanti de Albuquerque

Neto

Marco Aurélio da Câmara Cavalcanti de Albuquerque Neto

INFLUÊNCIA DO PROPANTE DE FRATURAMENTO HIDRÁULICO

NA PRODUÇÃO DE RESERVATÓRIO TIGHT GAS

Trabalho apresentado ao Curso de

Engenharia de Petróleo da Universidade

Federal do Rio Grande do Norte como

requisito parcial para a obtenção do título

de Engenheiro de Petróleo.

Orientador: Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues

Novembro de 2017

NATAL, RN


iii Marco Aurélio da C. C. A. Neto


Neto


iv Marco Aurélio da C. C. A. Neto


Neto

ALBUQUERQUE NETO, Marco Aurélio da Câmara Cavalcanti de. Influência do Propante

de Fraturamento Hidráulico na Produção de Reservatório Tight Gas. 2017. TCC - Curso de

Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2017.

Orientador: Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues

RESUMO

___________________________________________________________________________

A crescente necessidade energética mundial induz a busca por novos recursos

petrolíferos, fazendo a indústria investir na produção de reservatórios não convencionais, que

são aqueles cujo acesso é mais difícil e possuem uma maior necessidade tecnológica para o

seu desenvolvimento. A exemplo nós temos os reservatórios Tight Gas, que possuem baixas

permeabilidades. No passado esses reservatórios eram considerados antieconômicos, pois

exigiam altos custos e a produção era baixa. Com o estudo e investimento em técnicas como o

fraturamento hidráulico, tornou-se possível a produção de grandes volumes de gás

compensando os custos inerentes a produção. O fraturamento tem por finalidade aumentar o

índice de produtividade e injetividade, criando um caminho de alta condutividade entre o

poço e o reservatório através do bombeio do propante, entretanto análises para potencializar a

produção tornam-se imprescindíveis, visto que essa técnica envolve custos consideráveis.

Dessa forma, o objetivo deste trabalho consiste em fazer uma análise de como as propriedades

do propante irão impactar em termos produtivos. Os estudos foram realizados através do

software da CMG (Computer Modelling Group) versão 2013.1 com o auxílio de um programa

auxiliar desenvolvido no Microsoft Office Excel 2007. Foram feitas mudanças na quantidade

em massa de seis propantes intitulados de Propante “A”, “B”, “C”, “D”, “E” e “F”, avaliados

as suas propriedades e sua influência na produção de um reservatório Tight Gas perfurado

com poço vertical. Foi constatado que o aumento demasiado de algumas propriedades não

trouxe benefícios produtivos significativos, reforçando a necessidade de se fazer uma análise

criteriosa quanto a um projeto de fraturamento. O bombeio de 90000 𝑙𝑏𝑚 do Propante “A”

foi o que apresentou o melhor resultado.

Palavras-Chaves: Fraturamento hidráulico, propante, reservatórios Tight Gas


v Marco Aurélio da C. C. A. Neto


Neto

ALBUQUERQUE NETO, Marco Aurélio da Câmara Cavalcanti de. Influência do Propante

de Fraturamento Hidráulico na Produção de Reservatório Tight Gas. 2017. TCC - Curso de

Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2017.

Tutor:Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe Rodrigues

ABSTRACT

__________________________________________________________________________

The increasing global energetic demand forces the researchers to search for new

extraction approaches of oil resources, inducing the industry to invest in the production of

unconventional reservoirs, which access is more difficult and requires the use of high

development technologies. An example of this kind are the tight gas reservoir that present a

permeability bellow 0.1 MD. In the past, these reservoirs were considered uneconomical,

once that they were expensive and had a low production. The study and investment in

techniques, such as hydraulic fracturing, made it possible to produce large volumes of gas,

making up the production cost. The purpose of fracturing is to increase the productivity and

injectivity index, creating a path of high conductivity between well and reservoir through the

pumping of proppant. However, analyses to enhance the production become indispensable,

since this technique involves considerable costs. Thus, the objective of this work was to

perform an analysis of how the proppant properties will impact in production. The studies

were conducted using the IMEX module from CMG (Computer Modelling Group) version

2013.1, assisted with a complementary program developed in Microsoft Office Excel 2007.

During this work the mass of proppant were varied in six concentrations and entitled as

proppant "A","B", "C", "D", "E" and "F", evaluating its properties and influences in the

production of a tight gas reservoir drilled vertically. It was discovered that the increase of

some properties didn't result in significant benefits to production, reinforcing the necessity to

make careful analysis in the design of fracturing projects. The pumping of 90000 lb. of

proppant "A" presented the best result in this study.

Keywords: Hydraulic fracturing, proppant, Tight Gas Reservoir


vi Marco Aurélio da C. C. A. Neto


Neto

DEDICATÓRIA

Ofereço esse trabalho a Deus, por toda saúde e

força de vontade para a realização desse

trabalho. Ofereço aos meus pais pela educação

e por todos os ensinamentos com o qual me

proporcionaram. Ofereço também a minha

namorada por toda paciência e auxílio com as

minhas obrigações diárias.


vii Marco Aurélio da C. C. A. Neto


Neto

AGRADECIMENTOS

Agradeço a Deus por sempre me dar amparo nos momentos de fraqueza. Agradeço ao

corpo docente do curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do

Norte por me dar suporte intelectual para a realização das minhas atividades profissionais e

acadêmicas, especialmente a pessoa de meu orientador, Prof. Dr. Marcos Allyson Felipe

Rodrigues, pela de minha coordenadora, Profª. Drª. Jennys Lourdes Meneses Barillas e aos

meus Profs. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão, Dr. José Altamiro Carrilho dos Santos

e Dr. Tarcilio Viana Dutra Júnior por terem acreditado na minha capacidade, por toda ajuda

no âmbito acadêmico, por serem elementos facilitadores de todo esse estudo e por terem me

dado a oportunidade de aplicar e adquirir novos conhecimentos ao lado deles. Agradeço

também aos meus amigos e companheiros de estudo Amanda Braun Barbosa Araújo, Dennise

Lorenna Gomes Camilo, Everton de Lima de Andrade, Fabricia Minelly Ferreira da Silva,

Henrique Borges de Moraes Juviniano, Igor Lisboa Bezerra, Rafael Breno Pereira de

Medeiros, Ricardo de Castro Madruga Filho, Sarah Miyako Kasuya de Oliveira, Thaise Maria

Silva de Paula e Yago Ramon Gouveia Cabral, que sempre estiveram presentes do meu lado

ao longo da minha graduação. Agradeço a minha namorada Jéssica Salustio da Silva pelo

apoio as minhas atividades acadêmicas e a todos os momentos maravilhosos da minha vida

com o qual ela me proporcionou. Agradeço a toda a minha família, em especial ao meu pai

Carlos Magno Pereira do Nascimento, a Minha mãe Karla Susanna Correia Cavalcanti de

Albuquerque e a minha irmã Rafaela Cavalcanti de Albuquerque Nascimento por todo amor,

dedicação e oportunidades que proporcionaram a minha Pessoa. Agradeço a Agência

Nacional de Petróleo (ANP), ao Programa de Recursos Humanos (PRH-ANP 43), ao

Ministério de Ciência, Tecnologia e Informação (MCTI) e a Financiadora de Estudos e

Projetos (FINEP) por todo o incentivo a formação na Engenharia de Petróleo, por todo apoio

financeiro e por terem sido elementos fundamentais para o desenvolvimento deste trabalho.


viii Marco Aurélio da C. C. A. Neto


Neto

“O gênio é composto por 2% de talento e

98% de perseverante aplicação.”

(Ludwig Van Beethoven)

“Não se pode criar experiência, é preciso

passar por ela.”

(Albert Camus)


ix Marco Aurélio da C. C. A. Neto


Neto

SUMÁRIO

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

1.1 OBJETIVOS GERAIS................................................................................................ 3

1.1.1 Objetivos Específicos............................................................................................... 3

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

2.1 RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS........................................................ 6

2.1.1 Reservatórios não Convencionais no Brasil.............................................................9

2.1.2 Reservatórios não Convencionais de Gás................................................................ 11

2.2 FRATURAMENTO HIDRÁULICO.......................................................................... 18

2.2.1 Histórico do Fraturamento Hidráulico..................................................................... 18

2.2.2 Aspectos Técnicos do Fraturamento Hidráulico...................................................... 20

2.2.3 Mecânica do Fraturamento Hidráulico.................................................................... 25

2.2.4 Fluido deFraturamento............................................................................................. 29

2.2.5 Agente de Sustentação............................................................................................. 36

2.2.6 Parâmetros Ótimos para o Fraturamento................................................................. 44

3 MATERIAS E MÉTODOS........................................................................................... 47

3.1 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS.................................................................. 47

3.1.1 Módulo WINPROP..................................................................................................48

3.1.2 Módulo BUILDER...................................................................................................48

3.1.3 Módulo IMEX.......................................................................................................... 48

3.2 CONDIÇÕES INICIAIS............................................................................................. 49

3.2.1 Modelo de Fluido.....................................................................................................49

3.2.2 Modelo de Reservatório........................................................................................... 50

3.2.3 Propriedades da Rocha e dos Fluidos...................................................................... 51

3.2.4 Características Operacionais do Poço Produtor....................................................... 55


x Marco Aurélio da C. C. A. Neto


Neto

3.2.5 Modelagem da Fratura............................................................................................. 57

3.3 METODOLOGIA.......................................................................................................59

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES................................................................................. 61

4.1 ANÁLISE DA PRODUÇÃO SEM O FRATURAMENTO.......................................62

4.2 ANÁLISE DA PRODUÇÃO COM O FRATURAMENTO......................................63

4.2.1 Análise Comparativa para Diferentes Propantes..................................................... 63

4.2.2 Análise da Produtividade do Modelo Base para Diferentes Massas........................ 71

4.2.3 Análise da Produtividade para Diferentes Meshes...................................................77

4.2.4 Análise Comparativa para Perdas de Condutividade da Fratura............................. 81

5 CONCLUSÕESE RECOMENDAÇÕES...................................................................... 88

5.1 CONCLUSÕES.......................................................................................................... 88

5.2 RECOMENDAÇÕES................................................................................................. 92

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS................................................................................ 94


xi Marco Aurélio da C. C. A. Neto


Neto

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1- Definição de reservatórios convencionais com base na permeabilidade e

viscosidade. .................................................................................................................... 7

Figura 2 - Pirâmide de reservatórios de gás ............................................................................ 8

Figura 3 - Principais bacias brasileiras com potencial de recursos não convencionais. .......... 10

Figura 4 – Hidratos de metano no mundo, ocorrências recuperadas e inferidas ..................... 14

Figura 5 – Moléculas de água confinando em seu interior moléculas de metano ................... 15

Figura 6 - Principais países desenvolvedores de reservatório de metano em camadas de carvão

..................................................................................................................................... 16

Figura 7 – Água e gás sendo produzidos através de um reservatório de metano em camadas de

carvão .......................................................................................................................... 17

Figura 8 - Produção através de metano em camadas de carvão. Em (a) ocorre a dessorção do

gás, em (b) a difusão através do meio poroso e em (c) o fluxo através das fraturas

naturais. ....................................................................................................................... 17

Figura 9 - Torpedo de Roberts, antes e durante a explosão. .................................................. 18

Figura 10 - Fluido de fraturamento bombeado sem propante para iniciar a ruptura da

formação. ..................................................................................................................... 21

Figura 11 - Fluido de fraturamento bombeado sem propante para propagar a fratura. ........... 21

Figura 12 - Fluido de fraturamento bombeado com propante para o interior da fratura

hidráulica. .................................................................................................................... 22

Figura 13 - Injeção de fluido para deslocar o fluido carreador para os canhoneados. ............. 22

Figura 14 - Modelo de fluxo para um poço fraturado hidraulicamente. ................................. 23

Figura 15 - Aumento da área aberta ao fluxo devido a fratura hidráulica .............................. 24

Figura 16 - Fratura hidráulica ultrapassando uma zona danificada próxima ao poço. ............ 24

Figura 17 - Distribuição das tensões conforme a sua direção. ............................................... 28

Figura 18 - Propagação da fratura para um poço horizontal em relação a sua orientação com

as tensões horizontais. .................................................................................................. 29


xii Marco Aurélio da C. C. A. Neto


Neto

Figura 19 - Propagação da fratura. Em (a) a fratura atinge apenas a zona desejada, em (b) a

fratura atinge, além do reservatório, camadas não desejadas e em (c) a fratura atinge uma

zona de água. ................................................................................................................ 33

Figura 20 - Guia para seleção do fluido de fraturamento para um poço produtor de gás. ....... 35

Figura 21 - Guia para seleção do fluido de fraturamento para um poço produtor de óleo ...... 36

Figura 22 - Seleção do tipo de propante de acordo com a temperatura e a tensão. ................. 38

Figura 23 - Diagrama de Krumbein para esfericidade e arredondamento dos grãos. .............. 40

Figura 24 – Vista tridimensional do reservatório .................................................................. 51

Figura 25 – Curva de permeabilidade relativa para o sistema gás/óleo em função da saturação

de gás ........................................................................................................................... 52

Figura 26 – Curva de permeabilidade relativa para o sistema óleo/água em função da

saturação de água ......................................................................................................... 53

Figura 27 – Viscosidade do gás e do óleo em função da pressão ........................................... 54

Figura 28 – Fator volume formação do gás em função da pressão ........................................ 55

Figura 29 – Poço produtor localizado no centro do plano “ij” do reservatório. ...................... 56

Figura 30 – Trecho canhoneado do poço produtor no centro do plano “ik” doreservatório. ... 56

Figura 31 – Vista da fratura hidráulica no plano “ij”............................................................. 58

Figura 32 – Produção acumulada de gás para o reservatório não fraturado............................ 62

Figura 33 - Permeabilidade dos propantes para diferentes tensões de fechamento para 2

lbm/ft² .......................................................................................................................... 64

Figura 34 – Volume fraturado para diferentes massas dos propantes. ................................... 65

Figura 35 – Comprimento de fratura para diferentes massas de propante. ............................. 66

Figura 36 – Espessura da fratura propada para diferentes massas de propantes. .................... 67

Figura 37 – Produção acumulada de gás durante a vida produtiva do poço para diferentes

propantes. ..................................................................................................................... 68

Figura 38 – Folds of increase para diferentes propantes. ....................................................... 70

Figura 39– Permeabilidade do Propante A para diferentes tensões de fechamento para 2

lbm/ft² . ........................................................................................................................ 72

Figura 40 – Volume fraturado para diferentes massas do Propante A.................................... 73

Figura 41 – Comprimento e espessura da fratura para diferentes massas do Propante A. ...... 74


xiii Marco Aurélio da C. C. A. Neto


Neto

Figura 42 – Produção acumulada de gás durante a vida produtiva do poço para diferentes

massas do Propante A. .................................................................................................. 75

Figura 43 – Folds of Increase para diferentes massas do Propante A. ................................... 76

Figura 44 - Permeabilidade do Modelo de Referência com diferentes meshes e tensões de

fechamento para 2 lbm/ft² ............................................................................................. 78

Figura 45 - Volume fraturado para diferentes meshes do Propante A. ................................... 79

Figura 46 - Produção acumulada de gás durante a vida produtiva do poço para diferentes

meshes do Propante A. ................................................................................................. 80

Figura 47 - Produção acumulada de gás durante a vida produtiva do poço para diferentes

meshes do Propante A considerando as perdas.............................................................. 82

Figura 48 - Produção acumulada de gás durante a vida produtiva do poço para o Propante A

mesh 40/80 considerando e desconsiderando as perdas. ................................................ 83








xiv Marco Aurélio da C. C. A. Neto


Neto

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Volume recuperável de gás não convencional das principais bacias sedimentares

brasileiras ..................................................................................................................... 10

Tabela 2 - Valores do coeficiente de Poisson e módulo de Young para diferentes tipos de

rocha. ........................................................................................................................... 27

Tabela 3 - Fluidos de fraturamento e condições para utilização ............................................ 32

Tabela 4 - Níveis aceitos de qualidade da água para o fraturamento...................................... 32

Tabela 5 - Principais aditivos utilizados no fluido de fraturamento ....................................... 34

Tabela 6 - Resistência ao esmagamento para diferentes propantes. ....................................... 39

Tabela 7 – Composição do fluido ......................................................................................... 49

Tabela 8 – Número de blocos utilizados para o refinamento do reservatório. ........................ 50

Tabela 9 – Dimensões do reservatório e dos blocos. ............................................................. 50

Tabela 10 – Propriedades do reservatório ............................................................................. 51

Tabela 11– Parâmetros operacionais do poço produtor. ........................................................ 56

Tabela 12 – Propriedades genéricas para as simulações da fratura. ....................................... 57

Tabela 13 - Características técnicas dos propantes para 2 lbm/ft². ......................................... 63

Tabela 14 - Produção acumulada e fator de recuperação no fim da vida produtiva do poço

para diferentes propantes. ............................................................................................. 69

Tabela 15 – Características técnicas do Propante A para 2 lbm/ft². ....................................... 71


para diferentes massas do propante A ........................................................................... 75

Tabela 17 – Características técnicas do Propante A com diferentes meshes para 2 lbm/ft². ... 77


para diferentes meshes do Propante A. ......................................................................... 80


xv Marco Aurélio da C. C. A. Neto


Neto

LISTA DE ABREVIATURAS E/OU SÍMBOLOS E/OU SIGLAS

ANP - Agência Nacional de Petróleo

AAPG - American Association of Petroleum Geologist

BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social

CNPE - Conselho Nacional de Política Energética

CTMA - Comitê Técnico de Meio Ambiente

EIA - Energy Information Administration

EPE - Empresa de Pesquisa Energética

MME - Ministério de Minas e Energia

OPEP - Organização dos Países Exportadores de Petróleo

PROMINP - Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural

SPE - Society of Petroleum Engineers

𝛼 - Constante Poroelástica de Biot

𝐶𝑓𝑖𝑛𝑠𝑖𝑡𝑢 - Condutividade da Fratura na Tensão de Fechamento

𝐶𝑓𝑙𝑎𝑏 - Condutividade da Fratura em Condições de Laboratório

𝐶𝑝 - Concentração de Propante

𝐶𝑆 - Tensão de Fechamento

𝐹𝐶 - Fator de Condutividade

𝐹𝐶𝐷 - Condutividade Adimensional

𝐹𝐶𝐷𝑜 - Condutividade Adimensional Ótima

𝐹𝑂𝐼 - Folds os Increase

𝑔 - Gravidade

𝐻 - Profundidade Vertical

𝑕𝑓 - Altura da Fratura

𝑘 - Permeabilidade da Formação

𝑘𝐶𝑆 - Permeabilidade do Propante na Tensão de Fechamento


xvi Marco Aurélio da C. C. A. Neto


Neto

𝑘𝑝 - Permeabilidade do Propante

𝑚𝑝 - Massa de Propante

𝑁𝑝𝑟𝑜𝑝 - Número de Propante

𝜍𝐻 - Tensão Horizontal

𝜍𝐻′ - Tensão Horizontal Efetiva

𝜍𝐻𝑚𝑎𝑥 - Tensão Horizontal Máxima

𝜍𝐻𝑚𝑖𝑛 - Tensão Horizontal Mínima

𝜍𝑣 - Tensão Vertical

𝜍𝑣′ - Tensão Vertical Efetiva

𝜍𝑡𝑒𝑐 - Tensão Tectônica

𝑝 - Pressão de Poros

𝑝𝑤𝑓 - Pressão de Fluxo do Fundo do Poço

𝑝𝑏𝑑 - Pressão de Ruptura

𝜌𝑏𝑢𝑙𝑘 - Densidade Bulk

𝜌𝑓 - Massa Específica da Formação

𝜌𝑚 - Massa Específica Média

𝜌𝑝 - Massa Específica do Propante

𝑟𝑒 - Raio de Drenagem

𝑟𝑤 - Raio do Poço

𝑟𝑤′ - Raio Equivalente

𝑠𝑘𝑖𝑛 - Dano a Formação

𝑇0 - Resistência a Tração

𝑣 - Coeficiente de Poisson

𝑉𝑓𝑟𝑎𝑡𝑝𝑟𝑜𝑝 - Volume da Fratura Propada

𝑉𝑟𝑒𝑠 - Volume do Reservatório

𝜙𝑝 - Porosidade do Pacote de Propante

𝑤𝑐𝑠 - Espessura da Fratura Propada na Tensão de Fechamento

𝑤𝑜 - Espessura de Fratura Ótima

𝑤𝑝 - Espessura da Fratura Propada

𝑥𝑓 - Comprimento da Fratura


xvii Marco Aurélio da C. C. A. Neto


Neto

𝑥𝑓𝑜 - Comprimento de Fratura Ótima


1 Marco Aurélio da C. C. A. Neto


Neto

CAPÍTULO I:

INTRODUÇÃO




Neto

1 INTRODUÇÃO

Durante anos o foco da indústria petrolífera foi explotar reservatórios convencionais,

no entanto o crescente consumo por petróleo pode fazer com que esses reservatórios não

atendam a demanda energética, fazendo a indústria investir na produção de reservatórios não

convencionais. Os reservatórios não convencionais são aqueles cujo acesso é mais difícil,

possuem baixa porosidade e permeabilidade e demandam mais recursos para a sua produção

(BESSA JÚNIOR, 2014).

No passado a produção desses reservatórios era considerada antieconômica, pois além

de exigir altos custos, a produção era baixa, porém com o desenvolvimento tecnológico, em

técnicas como o fraturamento hidráulico e a perfuração horizontal, tornou-se possível a

produção de grandes volumes de petróleo compensando os custos inerentes a produção

(SANTOS; CORADESQUI, 2013).

A exemplo temos os Estados Unidos, que é o maior consumidor de petróleo do

mundo, porém grande parte do que é consumido é proveniente de outros países. Por ter se

tornado um grande produtor de reservatórios não convencionais, devido ao investimento em

tecnologias, capital de risco e uma infra-estrutura de energia bem desenvolvida, os Estados

unidos conseguiu diminuir a sua dependência de outros países, estimulou a competitividade

econômica e reduziu os custos inerentes a indústria de produtos químicos (LAGE, 2013).

No Brasil existem bacias sedimentares com volumes consideráveis de gás não

convencional, destacando-se as onshore do São Francisco, Recôncavo, Parecis, Parnaíba,

Paraná, Potiguar, Solimões e Amazonas e as bacias offshore da Foz do Amazonas e Pelotas,

que podem tornar o país uma das maiores reservas de gás natural no mundo e desenvolver o

mercado de gás do país. Para que isso venha a ser possível, se faz necessário o investimento

em pesquisas e tecnologias na área do fraturamento hidráulico (CTMA e PROMINP, 2016).

O fraturamento hidráulico consiste de uma operação de workover para estimulação de

poços cujo objetivo é aumentar o seu índice de produtividade e injetividade, além de

contribuir para o aumento da recuperação final das jazidas. Nessa técnica, fluido de




Neto

fraturamento é bombeado a uma pressão maior do que a de ruptura da rocha até que a mesma

seja fraturada.A fratura se manterá aberta com o bombeio de um agente de sustentação,

também conhecido como propante, para o interior da fratura. O propante é o responsável por

possibilitar a criação de um caminho de maior condutividade para o fluxo de fluidos do

reservatório para o poço (ou vice-versa) (THOMAS et al, 2004).

O fraturamento hidráulico tem uma maior influência em formações de baixas

permeabilidades (THOMAS et al, 2004), como é o caso dos reservatórios de tight gas e shale

gas, sendo uma excelente forma de aumentar produção desses tipos de reservatórios,

entretanto se faz necessário uma análise criteriosa quanto ao processo, pois esta técnica

envolve custos operacionais consideráveis.

1.1 OBJETIVOS GERAIS

O objetivo geral deste trabalho consiste em realizar um estudo sobre a influência do

propante e suas propriedades no fator de recuperação deum reservatório tight gás perfurado

com poço vertical através de simulações no modulo IMEX da Computer Modelling Group

(CMG) versões 2013.1 e com o auxílio de um programa de autoria própria criada no

Microsoft Office Excel 2007.

1.1.1 Objetivos Específicos

A fim de se atingir o objetivo geral deste trabalho foi desenvolvido os seguintes

objetivos específicos:

Caracterizar os principais conteúdos intrínsecos aos reservatórios não

convencionais, fraturamento hidráulico e agentes de sustentação;

Avaliar a metodologia de cálculo para um projeto de fraturamento hidráulico;




Neto

Implementar a metodologia de cálculo no Microsoft Office Excel 2007;

Implementar os resultados obtidos através do Microsoft Office Excel 2007no

Computer Modelling Group 2013.1;

Verificar e comparar a influência das propriedades do agente de sustentação no

fator de recuperação do reservatório;

Desenvolver uma metodologia que permita uma escolha de forma criteriosa do

propante a ser utilizado.




Neto

CAPÍTULO II:

ASPECTOS TEÓRICOS




Neto

2 ASPECTOS TEÓRICOS

Neste capítulo serão abordados aspectos fundamentais sobre reservatórios não

convencionais, os seus diferentes tipos, sobrelevando os portadores de hidrocarbonetos

gasosos. Posteriormente será abordada a técnica do fraturamento hidráulico, explicitando a

sua história, descrevendo a sua mecânica, geometria da fratura, tipos de fluidos utilizados,

bem como os seus aditivos.

2.1 RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS

Com o avanço tecnológico tornou-se possível o aproveitamento dos reservatórios não

convencionais, em especial nos Estados Unidos, que apresentou nos últimos anos uma

tendência ao desenvolvimento dos seus recursos não convencionais. O investimento nessa

alternativa de produção desencadeou um aumento no crescimento econômico do país e

sobrelevou a importância do desenvolvimento desse tipo de recurso. Em 2016, 40% da

produção de gás dos Estados Unidos era advinda de recursos não convencionais (CTMA e

PROMINP, 2016).

Apesar de que o seu desenvolvimento vem tornando-se ativo, em especial na América

do Norte, até o presente momento não existe uma definição formal do que viria a ser um

reservatório não convencional.

Nos Estados Unidos nos anos 70, o termo reservatório não convencional estava

atrelado a questões financeiras, sendo esses tipos de reservatórios aqueles que eram

considerados sub-econômicos (LAW; CURTIS, 2002). .Alguns autores o definem com base

em interpretações geológicas, como sendo os reservatórios que fogem dos fatores tradicionais

condicionantes para a ocorrência de petróleo, outros autores o definem em termos de

propriedades das rochas tais como a permeabilidade, sendo reservatórios que possuem uma




Neto

permeabilidade abaixo de 0,1 mD, enquanto outros o definem em termos da relação entre

permeabilidade do reservatório e viscosidade dos fluidos nele contido (CANDER, 2012). A

Figura 1 ilustra a definição de reservatórios não convencionais em termos das propriedades

permeabilidade e viscosidade.

Figura 1- Definição de reservatórios convencionais com base na permeabilidade e viscosidade.

Fonte: Adaptado de Cander, 2012.

A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Bicombustíveis na sua revisão e

melhoria do artigo equivalente a portaria ANP nº 9/2000, define os reservatórios

convencionais como sendo aqueles que possuem permeabilidades médias a altas, de pequena

extensão geográfica, porém de fácil desenvolvimento, ocorrendo em uma estrutura geológica

ou condição estratigráfica, significante afetada por influências hidrodinâmicas, tal como a

flutuabilidade do petróleo na água. Na mesma portaria a ANP define os reservatórios não

convencionais como aqueles que, diferentemente dos convencionais, não são afetados

significativamente por influências hidrodinâmicas e nem são condicionados à existência de

uma estrutura geológica ou condição estratigráfica, requerendo normalmente, tecnologias

especiais de extração, tais como fraturamento hidráulico, aquecimento e perfuração

horizontal.

A definição de resevatórios não convencionais descrita anteriormente inclui os de

petróleos extra pesados, depósitos arenosos betuminosos (tar sands), folhelhos ricos em

matéria orgânica (xistos betuminosos), gás de carvão (coalbed methane), petróleo ou gás em




Neto

formações com baixíssima permoporosidade (tight oil, tight gas, shale oil e shale gas) e

hidratos de gás (methane hydrates). A ANP também define em sua portaria nº 21/2014 os

reservatórios não convencionais como sendo aqueles portadores de hidrocarbonetos que

possuem permeabilidade inferior a 0,1 𝑚𝐷.

Os reservatórios não convencionais diferem dos convencionais não somente na sua

formação geológica como também na sua forma de ser desenvolvido, são reservatórios de

acesso mais difícil e de baixa produtividade, fazendo necessário o uso de técnicas que

proporcionem uma maior extração de óleo e gás, o que vai atrelar um maior custo operacional

a sua produção (ANP, 2010).

A Figura 2 ilustra a pirâmide de reservatórios de gás, sobrelevando os não

convencionais em termos de volume e sua maior necessidade de recursos tecnológicos e

financeiros para o seu desenvolvimento.

Figura 2 - Pirâmide de reservatórios de gás

Fonte: Adaptado de Holditch, 2006.

Tendo em vista que as maiorias dos reservatórios do mundo são do tipo não

convencional, associado à crescente necessidade por petróleo e a disponibilidade de volumes

consideráveis de gás não convencional em algumas bacias sedimentares do mundo, se faz

necessário o investimento em técnicas que permitam a produção desses reservatórios de forma

economicamente viável.




Neto

2.1.1 Reservatórios não Convencionais no Brasil

O sucesso norte americano fez com que o governo brasileiro realizasse ações para

quantificar os recursos não convencionais do país. O Conselho Nacional de Política

Energética (CNPE), o Ministério de Minas e Energia (MME) e outras instituições têm

trabalhado na aquisição de dados da geologia das formações e na reavaliação das informações

já existentes com o intuito de desenvolver no futuro os reservatórios não convencionas do

Brasil, que além de contribuir para a geração de emprego, também iria manter as atividades

exploratórias das bacias maduras (CTMA e PROMINP, 2016).

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) autorizou, em 2013, a 12ª

Rodada de Licitações de blocos para a exploração de hidrocarbonetos. O aumento da oferta de

gás natural onshore foi o principal objetivo da rodada e pela primeira vez no país se frisou a

possibilidade de se desenvolver reservatórios não convencionais. Esse momento estava aliado

ao êxito histórico dos Estados Unidos na produção de gás de folhelho. (CTMA e PROMINP,

2016)

As reservas de gás não convencional no Brasil são consideradas significativas e se

desenvolvidas irão propiciar o crescimento do mercado de gás do país (LAGE, 2013).Estima-

se que o Brasil possua um volume de gás não convencional de 1279 trilhões de pés cúbicos.

Este volume estaria esperado nas bacias onshore do São Francisco, Recôncavo, Parecis,

Parnaíba, Paraná, Potiguar, Solimões e Amazonas e nas bacias offshore da Foz do Amazonas

e Pelotas. (EIA, 2015).

O Brasil possui potencial para o desenvolvimento de ambos os recursos, porém os

recursos não convencionais não tiveram prioridade de desenvolvimento devido aos altos

custos atrelados a sua explotação. Devido a importantes recursos não convencionais existentes

no país é esperado que somente no futuro esses reservatórios sejam desenvolvidos em

detrimento aos recursos convencionais (CTMA e PROMINP, 2016). A Figura 3 ilustra as

principais bacias do Brasil com potencial de recursos não convencionais. A Tabela 1 mostra




Neto

as principais bacias sedimentares portadoras de gás não convencional e o seu estimado

volume recuperável.

Figura 3 - Principais bacias brasileiras com potencial de recursos não convencionais.

Fonte: Adaptado CTMA e PROMINP, 2016.

Tabela 1 – Volume recuperável de gás não convencional das principais bacias sedimentares brasileiras

Bacia sedimentar Volume de gás recuperável (TCF)

Parecis 124

Amazonas 99,9

Parana 80,5

Parnaíba 64

Recôncavo 20

Solimões 11,1

Potiguar 0,5

São Francisco -

Pelotas -

Fonte: Adaptado de EIA, 2015.




Neto

2.1.2 Reservatórios não Convencionais de Gás

Mesmo com os efeitos da crise econômica mundial, o aumento da necessidade

energética para as próximas década é algo eminente. Países com dependência energética

elevada direcionam a sua política energética para a diversificação das fontes de energia (EPE

e MME, 2016).

Estudos indicam que até 2040 cerca de 74% da energia mundial continuará sendo

proveniente de combustíveis fosseis, sendo o gás natural o que apresenta um crescimento

percentual mais acentuado. Uma das razões para esse crescimento é devido a sua menor

emissão de dióxido de carbono por unidade de energia em detrimento a outros combustíveis

fósseis. Os recursos de gás convencional atenderão cerca de 69% da demanda mundial de gás

natural, sendo o restante proveniente de gás não convencional (EPE e MME, 2016).

A Energy Information Administration estima que devido aos investimentos no

desenvolvimento de reservatórios de gás apertado e gás de folhelho, a produção de gás natural

no mundo deverá crescer a uma alta taxa anual de 4% até 2020, após esse ano o crescimento

será contínuo, porém a uma taxa menor de 1% ao ano (EIA, 2017).Um estruturado mercado

de gás irá contribuir para o desenvolvimento econômico do país (MACHADO, 2017).

Para o Brasil é previsto que para 2024 a produção bruta de gás convencional seja de

171 milhões de 𝑚³𝑑𝑖𝑎 , com uma produção líquida de 99 milhões de 𝑚³

𝑑𝑖𝑎 , descontando-se

o gás para reinjeção, queima e outras atividades intrínsecas ao processo produtivo. Uma

significante parte do gás produzido poderá ser advinda do Pré-sal, porém fatores como

elevada profundidade, lamina d’água e distância das plataformas de produção para a costa

fará com que o cenário de busca mude para fontes onshore, principalmente nas proximidades

dos potenciais consumidores, aumentando a importância do desenvolvimento dos

reservatórios de gás não convencional, em especial nas bacias do Parnaíba, Recôncavo e São

Francisco (CTMA e PROMINP, 2016).




Neto

Neste tópico será discutido a respeito dos principais reservatórios de gás não

convencional, intensificando as suas características, propriedades físicas e ocorrências no

cenário mundial. São eles os reservatórios de gás apertado (tight gas), de gás de folhelho

(shale gas), metano em camadas de carvão (coalbed methane) e hidratos de metano (methane

hidrates).

2.1.2.1 Reservatórios de Gás Apertado (Tight Gas)

Na década de 1970, o governo dos Estados Unidos decidiu que a definição de um

reservatório de gás apertado é aquele em que o valor esperado da permeabilidade ao fluxo de

gás seria inferior a 0,1 mD. Esta definição foi uma definição política que tem sido utilizada

para determinar quais poços receberia créditos tributários federais e estaduais para a produção

de gás a partir de reservatórios apertados (HOLDITCH, 2006) (ZOU, 2012).

A produção do tight gasé caracterizada por um curto período de alta produção com

rápida queda, seguida por um longo de período de baixa produção e declínio lento. Um poço

de tightgaspode ter uma vida útil de até 50 anos, dependendo da capacidade de remoção de

líquidos e do custo de produção com o avançar do tempo. Melhorar a produtividade nos

estágios iniciais de produção tem uma grande influência na atratividade econômica do

empreendimento, enquanto que gerenciar a produção nos estágios mais avançados de

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

2.1.2.2 Reservatórios de Gás de Folhelho (ShaleGas)

Os reservatórios de gás de xisto são característicos de possuírem um alto conteúdo de

material orgânico e compreenderem um sistema petrolífero que foge da cadeia de processos

tradicionais que levam a formação, acumulação e o aprisionamento do petróleo. Nesse




Neto

sistema a rocha geradora funciona como rocha reservatório além de possuir também

características selantes (CIPOLLA et al, 2010).

Típicos reservatórios de gás de xisto possuem espessura de 50 a 600ft, porosidade de 2

a 8%, TOC de 1 a 14% e profundidade de 1000 a 13000ft e permeabilidade de 0,00001 a

0,0001 mD (CIPOLLA et al, 2010).

Em muitos casos a produção econômica desse tipo de reservatório somente se torna

bem sucedida com a criação de fraturas que se estendam com uma grande área superficial ao

longo do reservatório. Normalmente nos tratamentos em reservatórios de gás de xisto são

utilizados grandes volumes de fluido de fraturamento de baixa viscosidade para promover as

fraturas e agentes de sustentação de baixo diâmetro e em pequenas concentrações.

Fraturamento feito nessas condições proporcionam fraturas estreitas e de grande

comprimento.

2.1.2.3 Reservatórios de Hidratos de Metano (Methane Hydrates)

Devido a questões ambientais, cada vez mais se aumentou o interesse em fontes de

energia fóssil com menores emissões de gases de efeito estufa. Ainda que não exista uma

produção bem desenvolvida, os reservatórios de hidratos de metano podem se encaixar bem

nesse contexto. Esse tipo de reservatório é encontrado em abundância e em diversas

localidades do mundo (EPE e MME, 2016). A Figura 4 ilustra as ocorrências de hidratos de

metano que foram recuperadas e que foram inferidas em escala mundial.




Neto

Figura 4 – Hidratos de metano no mundo, ocorrências recuperadas e inferidas

Fonte: EPE e MME, 2016.

Os hidratos consistem de uma solução sólida cristalina composta por moléculas de

água, que confinam em seu interior moléculas de gases, tal como o metano conforme ilustra a

Figura 5. Normalmente esse composto sólido tende a se formar na presença conjunta de água

na fase líquida e hidrocarbonetos gasosos de baixo peso molecular, submetidos a condições de

baixas temperaturas e altas pressões, o que favorecem a sua formação(EPE e MME, 2016).




Neto

Figura 5 – Moléculas de água confinando em seu interior moléculas de metano

Fonte: EPE e MME, 2016.

A extração do hidrato de metano tem como princípio básico o inverso da sua reação de

formação. O aumento da temperatura e a redução da pressão proporcionarão condições

favoráveis para que ocorra a liberação do gás. Os processos se baseiam no deslocamento do

equilíbrio termodinâmico do diagrama de fases, são eles a estimulação térmica, a injeção de

inibidores e a despressurização (GANDARA et al, 2015).

2.1.2.4 Reservatórios de Metano em Camadas de Carvão (CoalbedMethane)

Hidrocarbonetos gasosos, que possuem o metano como o seu principal constituinte

pode acumular-se em camadas de carvão. Nesta classe de reservatório, as camadas de carvão

funcionam não somente como rocha reservatório, mas também como rocha geradora. A figura

6 ilustra os principais desenvolvedores desse tipo de reservatório.




Neto

Figura 6 - Principais países desenvolvedores de reservatório de metano em camadas de carvão

Fonte: Johnston et al, 2009.

Os reservatórios de metano em camadas de carvão são capazes de armazenar

quantidades de gases maiores do que os reservatórios convencionais de gás, devido ao seu

armazenamento ocorrer pelo fenômeno de adsorção. Neste processo, o gás adere-se a

superfície das camadas de carvão, aumentando a sua massa específica até valores próximos ao

líquido correspondente, o que permite um aumento na sua capacidade de estocagem.

O principal sistema de transferência do gás do reservatório para o poço é através de

fraturas naturais da própria rocha. Normalmente essas fraturas encontram-se saturadas em

água, que são responsáveis por exercer a pressão adequada para manter o gás adsorvido na

superfície do carvão, por isso que no início da produção a quantidade de gás livre nesse

reservatório é habitualmente pequena, o que faz com que a princípio ocorra uma maior

produção de água conforme ilustra a Figura 7 (JOHNSTON et al, 2009).




Neto

Figura 7 – Água e gás sendo produzidos através de um reservatório de metano em camadas de carvão

Fonte: Adaptado de Johnston et al, 2009.

A redução da saturação de água nas fraturas provoca uma redução na pressão e uma

consequente dessorção das moléculas de gás presentes na superfície do carvão, a fase gasosa

permeia lentamente pelos microporos da rocha até atingir as fraturas naturais para serem

produzidas, conforme ilustra a Figura 8.

Figura 8 - Produção através de metano em camadas de carvão. Em (a) ocorre a dessorção do gás, em (b)

a difusão através do meio poroso e em (c) o fluxo através das fraturas naturais.

Fonte: Adaptado de Johnston et al, 2009.




Neto

2.2 FRATURAMENTO HIDRÁULICO

Neste tópico serão abordados os aspectos fundamentais referentes ao fraturamento

hidráulico, sobrelevando a sua história, descrevendo a sua mecânica, geometria da fratura,

tipos de fluidos utilizados, bem como os seus aditivos.

2.2.1 Histórico do Fraturamento Hidráulico

Apesar da técnica do fraturamento hidráulico ser considerada relativamente nova, a

sua história pode ser traçada desde 1866, quando o coronel Edward A. Roberts recebeu a sua

primeira patente com a explosão de torpedos em poços artesianos, passando posteriormente a

serem utilizados em poços de petróleo. A figura 9 ilustra o torpedo de Roberts utilizado para

o fraturamento. Esta invenção levou a fundação da Roberts Petroleum Torpedo Company

(MANFREDA, 2015).

Figura 9 - Torpedo de Roberts, antes e durante a explosão.

Fonte: Manfreda, 2015.




Neto

Embora o nascimento do fraturamento tenha ocorrido na década de 1860, a técnica

moderna do fraturamento começou na década de 1940, quando a Stanolind Oil and Gas

conduziu um estudo que levou a primeira fratura hidráulica no campo de gás em Hugoton,

localizada no Kansas, no ano de 1947. Esta experiência não produziu um aumento

significativo na produção, porém marcou o início do atual fraturamento hidráulico

(MANFREDA, 2015).

Apesar da falha do experimento em Hugoton, a pesquisa continuou e em 1949 a

Halliburton conduziu dois experimentos comerciais, um em Oklahoma e o outro no Texas,

com ótimos resultados o que desencadeou uma rápida expansão da técnica. Nessa época a

aplicação do fraturamento concentrava-se em reservatórios de baixa permeabilidade

(MANFREDA, 2015).

Após a década de 1950, com o amadurecimento da técnica e a redução do preço do

óleo, não haviam grandes investimentos em pesquisas na área. Somente a partir da década de

1970, com a redução da oferta de petróleo pela OPEP (organização dos países exportadores de

petróleo) e conseqüentemente com a elevação no preço do barril, que o aprimoramento da

técnica continuou e viabilizou o desenvolvimento de grandes reservas em formações de

baixas permeabilidades, como os reservatórios tight gas.

A estimulação dessas formações, por necessitarem de um custo alto, levou a um

grande investimento em pesquisa, trazendo vários benefícios ao desenvolvimento do

fraturamento, como a melhoria e a modernização da modelagem e dos procedimentos

operacionais, permitindo a introdução do fraturamento também em formações de alta

permeabilidade e aumentando significativamente a antecipação da produção de

hidrocarbonetos e a sua extração. A possibilidade de aplicar a técnica em formações de baixa

e alta permeabilidade tornou o fraturamento uma alternativa de intervenção nos variados tipos

de reservatórios.




Neto

2.2.2 Aspectos Técnicos do Fraturamento Hidráulico

O fraturamento hidráulico consiste de uma operação de workover para estimulação de

poços cujo objetivo é aumentar o seu índice de produtividade e injetividade, além de

contribuir para o aumento da recuperação final das jazidas (THOMAS et al, 2004).

O seu princípio de funcionamento se baseia em bombear o fluido de fraturamento a

alta pressão contra as paredes do reservatório até a sua ruptura. A pressão do fluido injetado

deverá superar a pressão de fraturamento para que haja o rompimento da rocha. A fratura irá

se propagar com o bombeio do fluido dentro da rocha a uma pressão superior a que tende

fechar a mesma até ser atingido o comprimento projetado (THOMAS et al, 2004).

Após cessar o diferencial de pressão, a fratura se manterá aberta com o bombeio de um

agente de sustentação, também conhecido como propante, para o interior da fratura. O

propante é o responsável por possibilitar a criação de um caminho de maior condutividade

para o fluxo de fluidos do reservatório para o poço (ou vice-versa) (ALLEN; ROBERTS,

2012). Em situações em que são fraturadas rochas calcárias, que se utilizam fluidos de

fraturamento com base ácida, o uso de propante pode ser dispensado.

O fluido de fraturamento que fica nos tanques é succionado para os misturadores,

neles serão dosados os aditivos para que o fluido de fraturamento possua as propriedades

adequadas para a operação. Através de bombas para altas pressões e vazões que o fluido é

injetado para dentro do poço, pela coluna de produção ou pelo revestimento.

Segundo Meiners et al (2013) uma operação de fraturamento hidráulico pode ser

dividida em quatro principais estágios:

Estágio Ácido (acid stage): Ácido diluído é utilizado para limpar os

canhoneados de vestígios deixados pela cimentação, além de remover

carbonatos da formação presentes nas proximidades;

Estágio de pré-colchão (pre-pad stage): No pré-colchão o fluido de

fraturamento é bombeado sem o propante a altas taxas de injeção de modo a

iniciar a propagação da fratura, normalmente se utiliza um fluido de baixa




Neto

viscosidade e alta perda de filtrado com exceções em formações naturalmente

fraturadas ou com alta permeabilidade, que para tais casos é recomendada a

utilização de redutores de filtrado. A Figura 10 representa o pré-colchão sendo

bombeado para iniciar a fratura.

Figura 10 - Fluido de fraturamento bombeado sem propante para iniciar a ruptura da formação.

Fonte: Carvalho, 2012.

Estágio de colchão (pad stage): Posteriormente ao pré-colchão é injetado um

colchão gelificado de modo a abrir a fratura até certo ponto, normalmente se

utiliza um fluido de maior viscosidade e menor perda de filtrado do que o

utilizado na etapa anterior. A Figura 11 representa o colchão sendo bombeado

para propagar a fratura.

Figura 11 - Fluido de fraturamento bombeado sem propante para propagar a fratura.





Neto

Estágio de propante (prop stage): Nesta fase, após iniciar a fratura, a

concentração do agente de sustentação em suspensão no fluido é aumentada

gradualmente com o objetivo de preencher a fratura formada. Nessa etapa

utiliza-se géis reticulados para carrear o propante. A figura 12 ilustra o

propante sendo bombeado para o interior da fratura formada;

Figura 12 - Fluido de fraturamento bombeado com propante para o interior da fratura hidráulica.


Estágio de deslocamento (flush stage): Na etapa final, utiliza-se um fluido para

deslocar o fluido carreador de propante para próximo dos canhoneados. Nessa

etapa deve-se utilizar um fluido com baixa perda de carga, de modo a reduzir a

pressão de bombeio. A Figura 13 ilustra a injeção do fluido de deslocamento.

Figura 13 - Injeção de fluido para deslocar o fluido carreador para os canhoneados.





Neto

Thomas et al (2004) afirma que o fraturamento não é capaz de alterar a capacidade

natural de fluxo de fluidos através da rocha, porém a técnica possibilita o aumento do índice

de produtividade e injetividade devido aos seguintes fatores:

Promove a alteração do modelo de fluxo do reservatório para o poço. O mesmo

passa a ser bilinear, ou seja, linear no interior e nas faces da fratura e pseudo-

radial nas suas proximidades, fazendo com que o fluido percorra caminhos de

menor resistência. No regime pseudo-radial o reservatório “enxerga” a fratura

como um poço de maior diâmetro. A Figura 14 a) mostra o regime linear

dentro da fratura, b) o regime linear nas faces da fratura, c) o regime bilinear na

fratura por completo e d) o regime pseudo-radial nas proximidades da fratura.

Figura 14 - Modelo de fluxo para um poço fraturado hidraulicamente.

Fonte: Cinco-Ley; Samaniego, 1981.

Pode atingir áreas do reservatório com melhores características permoporosas

ou em áreas que estavam isoladas hidraulicamente;

Possibilita uma melhor produção em reservatórios lenticulares (zonas

produtoras de pequena espessura intercalada com folhelhos);




Neto

Pode conectar fissuras naturais do reservatório em quantidade para melhorar a

produção;

Aumenta a área aberta ao fluxo conforme ilustra a Figura 15;

Figura 15 - Aumento da área aberta ao fluxo devido a fratura hidráulica


Atravessa, se existir, zonas danificadas com permeabilidade restringida nas

proximidades do poço, conforme ilustra a figura 16.

Figura 16 - Fratura hidráulica ultrapassando uma zona danificada próxima ao poço.

Fonte: Adaptado de Carvalho, 2012.

O fraturamento apresenta melhores resultados em reservatórios de baixa a moderada

permeabilidade (ECONOMIDES; HILL; EHLIG-ECONOMIDES, 2009), onde exerce alta

influência no fator de recuperação. Em reservatórios de alta permeabilidade o impacto no




Neto

fator de recuperação não é significativo da mesma forma, porém contribui para o aumento da

vazão e conseqüentemente influencia na melhora do fluxo de caixa. De maneira geral o

fraturamento em conjunto com a acidificação de matriz são os métodos mais bem-sucedidos

de estimulação de poços na indústria petrolífera até o momento (THOMAS et al, 2004).

Um projeto eficaz de estimulação por fraturamento hidráulico envolve muitos

parâmetros e lida com fatores que na maioria das situações são apenas aproximações. No

entanto foram realizados progressos significativos no estudo do fraturamento, especialmente

no que diz respeito a softwares para modelagem de fraturas, o que permitiu aprimorar os

projetos de engenharia na área e auxiliar a tomada de decisões, principalmente no âmbito

financeiro (ALLEN; ROBERTS, 2012).

2.2.3 Mecânica do Fraturamento Hidráulico

Neste tópico será abordado a respeito da mecânica do fraturamento hidráulico, de

modo a entender como a fratura formada em subsuperfície está relacionada com o tipo de

rochas e fluidos contidos em seu meio poroso. Posteriormente será abordado como as tensões

estão relacionadas a geometria da fratura.

2.2.3.1 Estudo das Tensões

Formações rochosas a certa profundidade estão submetida a tensões que poderão ser

decompostas em seus vetores constituintes. A mais facilmente entendida delas é a tensão

vertical ou tensão de overburden, correspondente ao peso das camadas de rochas sobrepostas.

Para uma formação a uma profundidade 𝐻, a tensão vertical, 𝜍𝑣, é dada pela Equação 1, onde

𝜌𝑓 é a massa específica das formações sobrepostas ao reservatório e 𝑔 é a aceleração da

gravidade (ECONOMIDES; HILL; EHLIG-ECONOMIDES, 2009).




Neto

𝜍𝑣 = 𝑔 𝜌𝑓𝑑𝐻

𝐻

0

(1)

Simplificando a Equação 1 para uma massa específica média𝜌𝑚 em 𝑙𝑏𝑓𝑡³ e a

profundidade em 𝑓𝑡 tem-se a Equação 2 que representa a tensão vertical em 𝑝𝑠𝑖.

𝜍𝑣 =

𝜌𝑚𝐻

144

(2)

Desde que o peso da sobrecarga esteja disposto em todos os grãos da rocha e no fluido

contido no espaço poroso, a tensão vertical efetiva 𝜍𝑣′ é dada pela Equação 3, onde 𝛼 é a

constante poroelástica de Biot, que para reservatórios de hidrocarbonetos é de

aproximadamente 0,7 e 𝑝 é a pressão de poros da formação (ECONOMIDES; HILL; EHLIG-

ECONOMIDES, 2009).

𝜍𝑣′ = 𝜍𝑣 − 𝛼𝑝

(3)

A tensão vertical é transladada horizontalmente através do coeficiente de Poisson, 𝑣,

conforme a Equação4, onde 𝜍𝐻′ é a tensão horizontal efetiva.

𝜍𝐻′ =

𝑣

1 − 𝑣𝜍𝑣′

(4)

O coeficiente de Poisson representa a relação entre os valores absolutos da deformação

longitudinal e transversal e pode ser determinado através de perfis acústicos ou por

correlações baseadas na litologia. Esse parâmetro depende do módulo de Young da rocha e da

sua porosidade. A Tabela 2 mostra faixas de valores do coeficiente de Poisson e módulo de

Young para diferentes litologias. Para a maioria dos arenitos, o coeficiente de Poisson é de

aproximadamente 0,25 (ECONOMIDES; HILL; EHLIG-ECONOMIDES, 2009).




Neto

Tabela 2 - Valores do coeficiente de Poisson e módulo de Young para diferentes tipos de rocha.

Litologia Módulo de

Young (10⁶psi)

Coeficiente

de Poisson

Arenito macio 0,1-1,0 0,2-0,35

Arenito médio 2,0-5,0 0,15-0,25

Arenito duro 6,0-10,0 0,1-0,15

Calcário 8,0-12,0 0,3-0,35

Carvão 0,1-1,0 0,35-0,45

Folhelho 1,0-10,0 0,28-0,43

Fonte: PetroWiki-SPE, Fracture Mechanics, 2017

Mantendo a mesma relação da Equação 3, a tensão horizontal absoluta𝜍𝐻 será igual à

efetiva adicionando o produto entre a constante poroeslática e a pressão de poros do

reservatório conforme mostra a Equação 5.

𝜍𝐻 = 𝜍𝐻′ + 𝛼𝑝 (5)

A tensão horizontal não é a mesma em todas as direções no plano. A tensão

correspondente a Equação 5 faz referência a tensão horizontal mínima, 𝜍𝐻𝑚𝑖𝑛 , enquanto que a

tensão horizontal máxima,𝜍𝐻𝑚𝑎𝑥 , consiste da horizontal mínima acrescentada a componente

tectônica, 𝜍𝑡𝑒𝑐 , conforme mostra a Equação 6 (ECONOMIDES; HILL; EHLIG-

ECONOMIDES, 2009).A tensão tectônica é diferente de zero em zonas tectonicamente

ativas.

𝜍𝐻𝑚𝑎𝑥 = 𝜍𝐻𝑚𝑖𝑛 + 𝜍𝑡𝑒𝑐 (6)

As tensões vertical, horizontal mínima e máxima são normalmente compressivas,

anisotrópicas e não homogêneas, ou seja, elas são diferentes em direção e em magnitude. A

Figura 17 ilustra essas três tensões e as suas respectivas direções.




Neto

Figura 17 - Distribuição das tensões conforme a sua direção.

Fonte: Adaptado de Hubbert; Willis, 1957.

Segundo Terzangui (2003, apud Economides 2009), a pressão de ruptura da rocha ou

break down pressure, 𝑝𝑏𝑑 , está relacionada com as tensões horizontais de acordo com a

Equação 7, onde 𝑇0 é a sua resistência a tração.

𝑝𝑏𝑑 = 3𝜍𝐻𝑚𝑖𝑛 − 𝜍𝐻𝑚𝑎𝑥 + 𝑇0 − 𝑝 (7)

As tensões nas proximidades do poço sofrem forte influência das tensões iniciais, da

diferença de pressão entre a formação e o poço e do efeito do fluxo causado por esse

diferencial de pressão.

2.2.3.2 Direção da Fratura

Ao fraturar a formação, a mesma irá se propagar na direção da horizontal máxima e se

abrir na direção da menor tensão, que na maioria das situações é a horizontal mínima. A

Figura 18 mostra a forma com o qual a fratura irá se abrir, para um poço horizontal, a

depender da direção em que o mesmo foi perfurado com relação as tensões horizontais

máximas e mínimas, para o exemplo 𝜍𝑣 > 𝜍𝐻𝑚𝑎𝑥 > 𝜍𝐻𝑚𝑖𝑛 .




Neto

Figura 18 - Propagação da fratura para um poço horizontal em relação a sua orientação com as tensões

horizontais.

Fonte: Meiners et al, 2013.

Para formações rasas ou que tiveram parte da sua litologia removida devido a

fenômenos como a erosão, a menor tensão atuante poderá ser a vertical, neste caso a fratura se

propagará horizontalmente. Caso contrário, a fratura se propagará verticalmente, com a menor

tensão sendo a horizontal mínima.

A produção de óleo e gás de um reservatório fraturado hidraulicamente está

intimamente ligada aos parâmetros geométricos da fratura, como altura, comprimento e

espessura. O crescimento real e o modo com a fratura irá se propagar é um fenômeno

complexo e difícil de prever com certeza.

2.2.4 Fluido deFraturamento

Os reservatórios de petróleo diferem uns dos outros em termos de composição

mineralógica, características permoporosas, temperatura e pressões. Para tal foram

desenvolvidos diferentes tipos de fluidos de fraturamento, para que os mesmos pudessem ser

adequadamente utilizados para cada tipo de reservatório.

Um projeto eficaz de estimulação por fraturamento hidráulico envolve a seleção do

fluido e agente de sustentação apropriado para a operação. A quantidade de fluido e propante

utilizado, bem como a pressão e a taxa de injeção, estão intimamente relacionados com as




Neto

dimensões da fratura e, conseqüentemente, com a sua produtividade (ECONOMIDES; HILL;

EHLIG-ECONOMIDES, 2009).

Fraturas hidráulicas são criadas no interior do reservatório através do bombeio do

fluido de fraturamento a uma pressão superior a de ruptura da rocha. Quando rompida, a

fratura irá se prolongar a uma pressão denominada de pressão de propagação da fratura. A

fratura deverá ficar preenchida com um agente de sustentação que possibilite que a mesma

permaneça aberta. Para que o fraturamento seja efetivo, aditivos são adicionados ao fluido de

modo que o mesmo possua as incumbências necessárias para tal fim.

O fluido de fraturamento deverá possuir as seguintes características:

Ser capaz de transportar o agente de sustentação até a fratura criada;

Ser compatível com a formação atravessada e os fluidos do seu interior;

Ser capaz de gerar pressões adequadas para um fraturamento efetivo;

Utilizar aditivos químicos aprovados pelas regulamentações ambientais locais;

Ser economicamente viável.

A viscosidade do fluido é um parâmetro importante para a geometria da fratura.

Fluidos com baixa viscosidade e baixas concentrações de propante (0,2 a 5 𝑙𝑏𝑓𝑡³ ),

bombeados a uma taxa alta geram fraturas com pequena espessura e grande comprimento. Em

comparação, fluidos com alta viscosidade (50 a1000𝑐𝑝) e altas concentrações de propante (1

a 10 𝑙𝑏𝑓𝑡³ ) geram fraturas com maior espessura (Petro Wiki-SPE, Fracturing fluids and

additives, 2016).

A densidade do fluido é outro parâmetro importante para o fraturamento, pois irá

impactar na pressão que será exercida para romper a rocha. Formações com baixas pressões

requerem o uso de fluidos de menor densidade, em contrapartida, formações com maiores

pressões requerem fluidos mais densos. Esse parâmetro também está relacionado ao retorno

do fluido a superfície após a estimulação (Petro Wiki-SPE, Fracturing fluids and additives,

2016).




Neto

2.2.4.1 Tipos de Fluidos de Fraturamento

A depender das características da rocha a ser fraturada bem como dos fluidos nela

presentes diferentes tipos de fluido de fraturamento podem ser utilizados. Os principais tipos

são:

Fluidos a base água;

Fluidos a base espuma;

Fluidos a base óleo;

Fluidos a base ácido.

Os fluidos a base água são normalmente viscosificados, de modo a melhorar o

transporte do agente de sustentação e adicionado redutores de fricção, para altas taxas de

bombeamento (MEINERS et al, 2013).

Fluidos a base de espuma consistem, normalmente, de emulsões água-gás, mas podem

também ser de ácido-gás ou álcool-gás. Os gases comumente utilizados são o nitrogênio (N₂)

e o dióxido de carbono (CO₂) (MEINERS et al, 2013).

Fluidos a base óleo são utilizados principalmente em situações em que os fluidos a

base água encontram limitações, tais como em formações hidratáveis. São comumente fluidos

gelificados ou emulsões água-óleo. Normalmente é utilizado o diesel como fase oleosa

(MEINERS et al, 2013).

Os fluidos a base ácido são empregados para formações solúveis em ácido, tais como

rochas calcárias e dolomitas. Normalmente é utilizado o ácido clorídrico como fase contínua

(MEINERS et al, 2013).

A Tabela 3 mostra os diferentes tipos de fluidos utilizados na indústria e o seu uso

geral. Para a maioria dos reservatórios os fluidos base aquosa são os mais utilizados devido a

maior facilidade de aquisição de grandes volumes de água. A água a ser utilizada no

fraturamento deverá ser testada quanto a sua qualidade devido a sensibilidade de certas

substâncias químicas a composição mistura-água. A Tabela 4 mostra os níveis geralmente




Neto

aceitos da qualidade da água para o fraturamento (PetroWiki-SPE, Fracturing fluids and

additives, 2016).

Tabela 3 - Fluidos de fraturamento e condições para utilização

Base Tipo Composição principal Utilização

Água

Linear Guar, HPG, HEC, CMHPG Fraturas curtas, baixas temperaturas

Crosslinked Crosslinker + Guar, HPG,

CMHPG ou CMHEC

Fraturas longas,

altas temperaturas

Micelar Eletrólito + Sulfactante Fraturas intermediárias,

temperaturas intermediárias

Espuma

Base água Espuma + N₂ ou CO₂ Formações com baixas

pressões

Base ácido Espuma + N₂ Formações carbonáticas

com baixas pressões

Base álcool Metanol + espuma + N₂ Formações sencíveis a água

com baixas pressões

Óleo

Linear Agente gelificante Fraturas curtas,

formações sensíveis a água

Crosslinked Crosslinker + agente

gelificante

Fraturas longas,

formações sensíveis a água

Emulsão com água Água + óleo +

emulsificante

Fraturas intermediárias,

controle de perda de fluido

Ácido

Linear Guar ou HPG Fraturas curtas,

formações carbonáticas

Crosslinked Crosslinker + Guar ou HPG Fraturas longas e espessas,


Emulsão com óleo Ácido + óleo +

emulsificante

Fraturas intermediárias,


Fonte: PetroWiki-SPE, Fracturing fluids and additives, 2016

Tabela 4 - Níveis aceitos de qualidade da água para o fraturamento

Parâmetro Valor

pH 6 a 8

Ferro <10ppm

Agentes oxidantes Nenhum

Agentes redutores Nenhum

Carbonatos <300ppm

Bicarbonatos <300ppm

Bactérias Nenhum

Limpeza Razoável

Fonte: PetroWiki-SPE, Fracturing fluids and additives, 2016




Neto

Os principais fatores que irão impactar na escolha do fluido de fraturamento e

conseqüentemente na sua composição, são o transporte adequado do agente de sustentação e a

possibilidade de dano ao pacote de propante. A pressão e a taxa de injeção de fluido deverão

ser controladas de modo que a fratura formada possa se propagar de forma eficiente e que a

mesma não se direcione para outras formações indesejáveis. A Figura 19 ilustra a propagação

de uma fratura hidráulica (ECONOMIDES; HILL; EHLIG-ECONOMIDES, 2009).

Figura 19 - Propagação da fratura. Em (a) a fratura atinge apenas a zona desejada, em (b) a fratura

atinge, além do reservatório, camadas não desejadas e em (c) a fratura atinge uma zona de água.

Fonte: Adaptado de Carvalho, 2012.

2.2.4.2 Aditivos e Seleção do Fluido de Fraturamento

Segundo Meiners et al. (2013) além da fase contínua, aditivos são adicionados ao

fluido para lhe conferir as propriedades necessárias para a operação de fraturamento

hidráulico, tais como:

Transporte do agente de sustentação;

Prevenção de precipitados insolúveis;




Neto

Prevenção do crescimento bacteriano, inchamento de argilas e agentes

corrosivos;

Redução do atrito do fluido e potência das bombas.

A Tabela 5 mostra os principais aditivos utilizados bem como a sua aplicação. A

depender da fase contínua do fluido, nem todos os aditivos podem estar presentes.

Tabela 5 - Principais aditivos utilizados no fluido de fraturamento

Aditivo Função

Propante Mantem as fraturas abertas e cria um caminho de alta condutividade

para o poço

Inibidores de incrustrações Previne a deposição de precipitados pouco solúveis

Bactericidas Previne o crescimento bacteriano

Sequestradores de ferro Previne a precipitação de óxidos de ferro

Agentes gelificantes Garante o transporte do agente de sustentação

com o aumento da sua viscosidade

Estabilizadores de temperatura Previne a decomposição do gel a altas temperaturas

Quebradores de estado gel Reduz a viscosidade com a deposição do propante

Inibidores de corrosão Protege os equipamentos contra a corrosão

Solventes Melhora a solubilidade dos aditivos

Reguladores de pH Controla o pH do fluido de fraturamento

Crosslinkers Aumenta a viscosidade do fluido a altas temperaturas

Redutores de fricção Reduz a perda de carga

Ácidos Limpa as seções do poço dissolvendo minerais solúveis

no ácido

Espumas Auxilia o transporte de propante

Eliminadores de H₂S Protege os equipamentos contra a corrosão pelo H₂S

Sulfactantes Reduz a tensão superficial

Estabilizadores de argila Reduz inchaço e migração de minerais argilosos

Fonte: MEINERS et al, 2013.




Neto

A escolha dos aditivos químicos é feita de acordo com as condições de pressão,

temperatura e características mineralógicas, geoquímicas e petrofísicas da rocha que será

fraturada. Os aditivos podem ser selecionados de forma específica para cada poço em um

mesmo resevatório (MEINERS et al., 2013).

Um guia para seleção do fluido de fraturamento foi desenvolvido através de práticas

industriais por Economides em 1991. A Figura 20 ilustra esse guia para poços produtores de

gás e a Figura 21 para poços produtores de óleo (ECONOMIDES; HILL; EHLIG-

ECONOMIDES, 2009).

Figura 20 - Guia para seleção do fluido de fraturamento para um poço produtor de gás.

Fonte: Adaptado deEconomides; Hill; Ehlig-Economides, 2009.




Neto

Figura 21 - Guia para seleção do fluido de fraturamento para um poço produtor de óleo

Fonte: Adaptado deEconomides; Hill; Ehlig-Economides, 2009.

2.2.5 Agente de Sustentação

O agente de sustentação ou propante é o material que possibilitará a criação de um

caminho de maior condutividade para o fluido e sua escolha deverá ser feita de forma

criteriosa para que o mesmo resista ao fechamento da fratura e garanta o fluxo do reservatório

para o poço ou o inverso (ALLEN; ROBERTS, 2012). O propante deverá apresentar

dimensões e massa específica que permitam que o mesmo seja transportado através do fluido

de fraturamento e ser o mínimo degradável com o tempo. Neste tópico serão abordados sobre

os diferentes tipos de propantes utilizados, suas propriedades, características.




Neto

2.2.5.1 Tipos Agente de Sustentação

Os principais tipos de propantes utilizados são a areia, bauxita e cerâmica. A areia é o

propante mais comumente utilizado (ECONOMIDES; HILL; EHLIG-ECONOMIDES, 2009).

Ela é adequada para quase todos os tipos de reservatórios, pois possui razoável resistência e

baixo custo quando comparado aos demais propantes, porém sob tensões de confinamento

acima de 6000 𝑝𝑠𝑖, a mesma tende a quebrar-se, promovendo a redução da condutividade da

fratura. Se tratada com resina, a areia poderá resistir a tensões de até 8000 𝑝𝑠𝑖. (CACHAY,

2004).

A bauxita sinterizada resiste a tensões maiores do que a areia, podendo suportar até

15000 𝑝𝑠𝑖 e conseqüentemente estará menos susceptível a quebra. Esse tipo de propante é

mais denso que a areia, o que necessitaria de fluidos de fraturamento mais viscosos para

garantir o seu carreamento.

A cerâmica, que possui em sua composição alumínio extraído da bauxita, pode se

destinar a dois tipos de propantes a depender da bauxita empregada, que são as cerâmicas de

resistência intermediária e elevada. A cerâmica de resistência intermediária é oriunda da

bauxita rica em mulita e é adequada para tensões de 5000 a 10000 𝑝𝑠𝑖. A cerâmica de

resistência elevada é oriunda da bauxita rica em corundo e é adequada para tensões superiores

a 10000 𝑝𝑠𝑖 (CACHAY, 2004). Em termos de resistência está entre a areia e a bauxita

sinterizada e apresenta também uma massa específica intermediária entre ambas.

Um guia para a seleção do propante conforme a temperatura e a tensão com o qual o

mesmo estará submetido foi definida por Economides (2000, apud CACHAY, 2004)

conforme ilustra a Figura 22.




Neto

Figura 22 - Seleção do tipo de propante de acordo com a temperatura e a tensão.

Fonte: Adaptado de Economides (2000, apud CACHAY, 2004)

2.2.5.2 Características do Agente de Sustentação

Para que o propante tenha as atribuições necessárias para um fraturamento bem

sucedido, algumas características do mesmo devem ser levadas em conta, são elas o diâmetro

dos grãos, a distribuição granulométrica, o arredondamento, a esfericidade, a quantidade de

impurezas, a densidade e a sua resistência.

2.2.5.2.1 Resistência dos Grãos

A tensão efetiva sob o pacote de propante atua no sentido de fechar a fratura, para tal a

resistência do material de sustentação deverá ser elevada o suficiente para resistir ao

esmagamento provocado por essas tensões (CACHAY, 2004). A Tabela 6 apresenta os

valores de resistência ao esmagamento para diferentes propantes.




Neto

Tabela 6 - Resistência ao esmagamento para diferentes propantes.

Propante Resistência (psi)

Areia < 6000

Areia tratada

com resina < 8000

Cerâmica de

resistência intermediária 5000-10000

Cerâmica de

resistência elevada > 10000

Fonte: Adaptado de Economides (2000, apud CACHAY, 2004, p 27)

Caso o propante não resista as tensões, haverá uma redução significativa na

condutividade da fratura (CACHAY. 2004).

2.2.5.2.2 Tamanho dos Grãos

Propantes de maior diâmetro proporcionam uma maior permeabilidade do pacote de

sustentação, porém maior será a sua suscetibilidade ao esmagamento, além de que o seu

transporte para o interior da fratura se torna mais difícil. A condutividade da fratura poderá

ser reduzida também com a migração de finos para o seu interior, que se torna mais fácil

quando o diâmetro das partículas é grande (CACHAY, 2004).

Partículas de menor diâmetro, apesar de proporcionarem uma menor condutividade

inicial, apresentam valores médios maiores ao longo do tempo em detrimento das partículas

de maior diâmetro, que mais rapidamente diminuem a sua condutividade (CACHAY, 2004).

2.2.5.2.3 Arredondamento e Esfericidade dos Grãos

O arredondamento define o quanto pontiaguda ou não são as bordas dos grãos,

enquanto a esfericidade define o quão próximo o grão é da forma esférica (CACHAY, 2004).




Neto

A Figura 23 ilustra o diagrama de Krumbein, onde quanto maior for o valor, mais

arredondado e esférico será o grão.

Figura 23 - Diagrama de Krumbein para esfericidade e arredondamento dos grãos.

Fonte: Cachay, 2004.

Grãos mais arredondados e esféricos proporcionam uma distribuição melhor das

tensões sob o pacote de propante, reduzindo de tal forma o seu esmagamento mantendo a

condutividade em valores maiores (CACHAY, 2004).

2.2.5.2.4 Massa Específica dos Grãos

A massa específica do propante, que corresponde a massa de grãos por unidade de

volume do mesmo, é uma propriedade importante no que diz respeito ao transporte do mesmo

para o interior da fratura. Grãos de maior massa específica são menos propensos a se manter

em suspensão no fluido, dificultado o seu posicionamento na parte superior da fratura. Para

esse caso pode ser utilizado um fluido de fraturamento mais viscoso ou aumentar a taxa de

injeção (CACHAY, 2004).

Enquanto que a massa específica do propante é utilizada para os cálculos da

sedimentação dos grãos, a massa específica aparente, que corresponde à massa de grãos por

unidade de volume do pacote de propante, ou seja, volume dos grãos mais vazios é utilizado




Neto

para os cálculos do volume de propante a ser injetado e do volume da fratura (CACHAY,

2004).

Ambas as propriedades são medidas sem levar em consideração a tensão de

fechamento da fratura, porém deverá ser levado em conta o aumento da massa específica

aparente quando ocorrer o esmagamento do pacote de propante (CACHAY, 2004).

2.2.5.3 Concentração do Agente de Sustentação

A produtividade de um reservatório fraturado hidraulicamente irá depender, além da

geometria final, da condutividade da fratura, que está relacionada ao efetivo transporte e

deposição do propante para o seu interior (RAHMAM; RAHMAM, 2010). O conceito de

condutividade da fratura será descrito no tópico seguinte.

A espessura da fratura preenchida com o agente de sustentação, 𝑤𝑝 ,pode ser calculada

com base na Equação 8, onde 𝜙𝑝 e 𝜌𝑝 são a porosidade e a massa específica do propante

respectivamente (ECONOMIDES; HILL; EHLIG-ECONOMIDES, 2009).

𝑤𝑝 =𝑚𝑝

2𝑥𝑓𝑕𝑓(1 −𝜙𝑝)𝜌𝑝

(8)

O produto entre 2𝑤𝑝𝑥𝑓𝑕𝑓(1 − 𝜙𝑝) representa o volume do pacote de propante que

preenche a fratura (ECONOMIDES; HILL; EHLIG-ECONOMIDES, 2009).

Um parâmetro usual utilizado no estudo do fraturamento é a concentração de propante,

𝐶𝑝 , dado pela Equação 9. Ela expressa a massa de propante contida por área de fratura

(ECONOMIDES; HILL; EHLIG-ECONOMIDES, 2009).

𝐶𝑝 = 𝑤𝑝(1 −𝜙𝑝)𝜌𝑝 (9)




Neto

A Equação 9 também pode ser escrita em termos da massa de propante, do

comprimento e da altura da fratura conforme a Equação 10 (ECONOMIDES; HILL; EHLIG-

ECONOMIDES, 2009, p453).

𝐶𝑝 =𝑚𝑝

2𝑥𝑓𝑕𝑓

(10)

2.2.5.4 Condutividade

A condutividade é um parâmetro importante que indica a capacidade de transmissão

fluido da formação até a fratura e da fratura até o poço. A condutividade da formação é dada

pelo produto da permeabilidade da formação 𝑘 com o comprimento da asa da fratura 𝑥𝑓, já a

condutividade da fratura é dada pelo produto da permeabilidade da fratura sustentada 𝑘𝑝 com

a sua espessura propada 𝑤𝑝 , ambas na tensão de fechamento (RAHMAM; RAHMAM, 2010).

Cinco-Ley e Samaniego (1981) introduziram o conceito de condutividade

adimensional da fratura 𝐹𝐶𝐷como sendo uma relação entre a condutividade da fratura e da

formação de acordo com a Equação 11.

𝐹𝐶𝐷 =

𝑘𝑝𝑤𝑝

𝑘𝑥𝑓

(11)

Os valores de condutividade de fratura são geralmente retirados a partir de ensaios

laboratoriais de acordo com o padrão API (American Petroleum Institute) com base no tipo de

propante utilizado e na tensão de fechamento𝐶𝑆, que para a maioria dos casos pode ser

aproximado pela subtração entre a tensão horizontal mínima e a pressão de fundo do poço

𝑝𝑤𝑓 (RAHMAM; RAHMAM, 2010). A tensão de fechamento é representada através da

Equação12.

𝐶𝑆 = 𝜍𝐻𝑚𝑖𝑛 − 𝑝𝑤𝑓 (12)




Neto

O teste padrão API consiste em medir o fluxo de fluido através de uma camada de

propante que se encontra pressurizada entre placas de aço. O propante é testado a uma

concentração de 2𝑙𝑏 𝑓𝑡2 , ou seja, 2𝑙𝑏 de propante por 1𝑓𝑡² que representaria a área fraturada.

Posteriormente os dados são corrigidos da concentração utilizada em laboratório para a

verdadeira através da Equação 13, onde 𝐶𝑓 𝑖𝑛 𝑠𝑖𝑡𝑢 é a condutividade da fratura na tensão de

fechamento, 𝐶𝑝 é a concentração verdadeira de propante após o fechamento da fratura e 𝐶𝑙𝑎𝑏

é a condutividade da fratura obtida com a concentração de laboratório (RAHMAM;

RAHMAM, 2010).

𝐶𝑓 𝑖𝑛 𝑠𝑖𝑡𝑢 = 𝐶𝑝

𝐶𝑙𝑎𝑏

2 𝑙𝑏𝑓𝑡²

(13)

Se a permeabilidade 𝑘𝑐𝑠 e a espessura da camada de propante 𝑤𝑐𝑠 , ambos na tensão de

fechamento, forem conhecidas, a condutividade da fratura na tensão de fechamento pode ser

expressa pela Equação 14.

𝐶𝑓 𝑖𝑛 𝑠𝑖𝑡𝑢 = 𝑘𝐶𝑆𝑤𝑐𝑠 (14)

Ainda que seja aplicada a correção da concentração de propante na tensão de

fechamento, os valores de condutividade de fratura ainda exprimem resultados mais altos do

que o real, isso ocorre porque não está sendo considerados fatores como a produção de finos,

dano causado pelo próprio fluido de fraturamento, variações das tensões e do regime de fluxo.

Se incorporados, esses fatores irão reduzir de forma significativa a condutividade. Uma

prática comum seria incorporar o fator de condutividade efetiva 𝐹𝐶 na Equação 14 resultando

na Equação 15. Esse fator reduziria a condutividade de 50 a 60%, apresentando valores mais

próximos do que ocorre na realidade (RAHMAM; RAHMAM, 2010).

𝐶𝑓 𝑒𝑓 = 𝐶𝑓 𝑖𝑛 𝑠𝑖𝑡𝑢𝐹𝐶 (15)




Neto

2.2.6 Parâmetros Ótimos para o Fraturamento

Neste tópico será discutido a respeito dos parâmetros geométricos ótimos para uma

fratura hidráulica a depender do propante utilizado e das características do reservatório.

As dimensões da fratura é um parâmetro importante a ser considerado em um projeto

de fraturamento, pois está diretamente ligada ao aumento da produtividade, da injetividade e

dos custos operacionais (ALOBAIDI. 2014).

O folds of increase representa a razão entre o índice de produtividade com o

fraturamento e o mesmo antes da estimulação, ou seja, é um parâmetro representativo do

aumento de produção .

A determinação da geometria ótima será calculada para se obter um folds of increase

(FOI) ideal para o tipo e a quantidade de propante utilizado. Para estes cálculos Valko (2001)

introduziu um parâmetro denominado de número de propante 𝑁𝑝𝑟𝑜𝑝 conforme mostra a

Equação16, onde 𝑘𝑝é a permeabilidade do propante, 𝑘 é a permeabilidade da formação, 𝑉𝑟𝑒𝑠 é

o volume do reservatório. A razão entre a massa de propante 𝑚𝑝 e a sua densidade bulk,

Equação 17, é o volume de fratura empacotado com propante conforme expõe a Equação 18.

𝑁𝑝𝑟𝑜𝑝 =

2𝑘𝑝𝑚𝑝

𝑘𝑉𝑟𝑒𝑠 (1 − 𝜙𝑝)𝜌𝑝

(16)

𝜌𝑏𝑢𝑙𝑘 = (1 − 𝜙𝑝)𝜌𝑝 (17)

𝑉𝑓𝑟𝑎𝑡 𝑝𝑟𝑜𝑝 =𝑚𝑝

(1 −𝜙𝑝)𝜌𝑝

(18)

A condutividade adimensional ótima 𝐹𝐶𝐷𝑜 é calculada a partir do número de propante

para aquelas condições conforme mostram as Equações 19, 20 e 21.




Neto

𝑁𝑝𝑟𝑜𝑝 < 0,1 𝑜 𝐹𝐶𝐷𝑜 = 1,6 (19)

0,1 < 𝑁𝑝𝑟𝑜𝑝 < 10 𝑜 𝐹𝐶𝐷𝑜 = 1,6 + 𝑒

−0,583 +1,48ln (𝑁𝑝𝑟𝑜𝑝 )

1+0,142ln (𝑁𝑝𝑟𝑜𝑝 ) (20)

𝑁𝑝𝑟𝑜𝑝 > 10 𝑜 𝐹𝐶𝐷𝑜 = 𝑁𝑝𝑟𝑜𝑝 (21)

Rearranjando a Equação 11 pode-se calcular o comprimento de fratura ótimo 𝑥𝑓𝑜 com

base no propante e no 𝐹𝐶𝐷𝑜 como mostra a Equação 22 (VALKO, 2001).

𝑥𝑓𝑜 = 𝑘𝑝𝑚𝑝

2𝑘𝑕𝑓(1 −𝜙𝑝)𝜌𝑝𝐹𝐶𝐷𝑜

(22)

Com o comprimento ótimo calcula-se a espessura ótima da fratura 𝑤𝑜como mostra a

Equação23 (VALKO, 2001).

𝑤𝑜 =𝑚𝑝

2𝑥𝑓𝑜𝑕𝑓(1 −𝜙𝑝)𝜌𝑝

(23)

O folds of increase o mesmo pode ser calculado através de uma relação entre o raio de

drenagem do reservatório, 𝑟𝑒 , raio do poço, 𝑟𝑤 , o raio equivalente, 𝑟𝑤′ e o dano a formação,

𝑠𝑘𝑖𝑛, conforme mostra a Equação 24.

𝐹𝑂𝐼 =

𝑙𝑛 𝑟𝑒

𝑟𝑤

𝑙𝑛 𝑟𝑒

𝑟𝑤′ + 𝑠𝑘𝑖𝑛

(24)

O raio equivalente poderá ser calculado através do comprimento de fratura e da

condutividade adimensional conforme mostra a Equação 25.

𝑟𝑤′ =

𝑥𝑓𝜋

𝐹𝐶𝐷 + 2

(25)




Neto

CAPÍTULO III:

MATERIAIS E MÉTODOS




Neto

3 MATERIAS E MÉTODOS

Neste capítulo serão abordadas as ferramentas computacionais utilizadas para o

desenvolvimento das simulações. Serão detalhados os modelos de reservatório, de fluidos, de

fratura e parâmetros operacionais e utilizados. Por fim será descrita a metodologia utilizada

no trabalho.

3.1 FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS

Os simuladores computacionais tornaram-se uma ferramenta importante na indústria,

visto a necessidade de fazer uma análise criteriosa quanto aos riscos que um projeto pode

apresentar. O desenvolvimento desses softwares permitiu de forma prudente analisar a

viabilidade econômica de um projeto, avaliar e compreender o comportamento de um sistema,

construir hipóteses que expliquem o comportamento observado, determinar quais ações

poderão ser tomadas e meditar quanto ao desempenho de cada uma. Os estudos foram

realizados com simulações utilizando o software Computer Modelling Group (CMG), versão

2013.1 através dos módulos:

WINPROP (Phase Behavior and Property Program);

BUILDER (Pre-Processing Application);

IMEX (Three Phase Black Oil Reservoir Simulator).




Neto

3.1.1 Módulo WINPROP

Módulo destinado a criação do modelo de fluidos, utilizado em processos multifásicos

em que existem variações na composição. Nesse módulo é possível agrupar componentes e

construir diagramas de fase PVT.

3.1.2 Módulo BUILDER

Módulo destinado a criação do modelo de reservatório incluindo as suas propriedades

físicas. Através desse módulo que foi feita a completação do poço produtor e criada a fraturas

hidráulica. Nele é possível gerar os arquivos com extensão *.dat para entrada no módulo

IMEX.

3.1.3 Módulo IMEX

Módulo destinado a realização de simulações para um modelo Black Oil.Através desse

módulo foi possível gerar os arquivos *.irf que serão utilizados para avaliação da produção e

recuperação de gás ao longo do tempo de produção.




Neto

3.2 CONDIÇÕES INICIAIS

Neste tópico será descrito a respeito das características do modelo de reservatório,

fluido, fratura e sobre os parâmetros operacionais do poço. Essas características tiveram como

base dados experimentais encontrados na literatura e dados reais de rocha, fluido e poço.

3.2.1 Modelo de Fluido

A modelagem de fluido, criada por Bessa Júnior (2014), foi desenvolvida com base

em uma análise PVT. Foi desenvolvido um modelo de gás condensado cuja composição pode

ser averiguada a partir da Tabela 7.

Tabela 7 – Composição do fluido

Pseudo-Componente Massa Molecular (lb/lbmol) Percentual (%)

CO2 28,013 0,01

N2 44,01 0,10

H2S 34,08 0,00

C1 16,043 68,90

C2 30,07 8,60

C3 44,097 5,30

IC4 58,123 1,10

NC4 58,123 2,30

IC5 72,15 0,90

NC5 72,15 0,80

NC6 86,177 1,70

NC7+ 142 10,29

Fonte: Adaptado de Bessa Júnior, 2014.




Neto

3.2.2 Modelo de Reservatório

O modelo de malha criado por Bessa Júnior (2014) corresponde a um reservatório

homogêneo, tridimensional e em sistema cartesiano com um refinamento secundário nos

locais do reservatório que posteriormente seriam modeladas as fraturas. As Tabelas8 e 9

apresentam, respectivamente, quantidade dos blocos utilizados no refinamento e as dimensões

do reservatório.A Figura 24 ilustra o modelo criado em três dimensões nas coordenadas “i”,

“j” e “k”.

Tabela 8 – Número de blocos utilizados para o refinamento do reservatório.

Número de Blocos

Direção i 31

Direção j 81

Direção k 11

Total 27621

Fonte: Adaptado de Bessa Júnior (2014).

Tabela 9 – Dimensões do reservatório e dos blocos.

Dimensão do Reservatório (ft) Tamanho dos Blocos (ft)

Direção i 820,25 Variável

Direção j 1476,45 Variável

Direção k 360,91 32,81

Fonte: Adaptado de Bessa Júnior (2014).




Neto

Figura 24 – Vista tridimensional do reservatório

Fonte: Autoria Própria.

3.2.3 Propriedades da Rocha e dos Fluidos

A rocha criada possui características genéricas de um reservatório não convencional

de gás apertado. As suas principais propriedadesfísicassão apresentadas na Tabela 10.

Tabela 10 – Propriedades do reservatório

Propriedades da rocha

Profundiadade (ft) 13124

Temperatura (°F) 125

Pressão inicial do reservatório (psi) 2900

Volume de gas-in-place (SCF) 5,46E+09

Permeabilidade horizontal (mD) 0,01

Permeabilidade Vertical (mD) 0,01

Porosidade (%) 2

Saturação de gás (%) 80

Saturação de água (%) 20

Adaptado de Bessa Júnior (2014).




Neto

3.2.3.1 Permeabilidade Relativa

A permeabilidade é uma propriedade da rocha que exprime a sua capacidade de

transmitir fluidos através do seu interior (ROSA, 2011). No estudo de reservatórios a

permeabilidade é comumente utilizada após submetê-la a um processo de normalização,

resultando na permeabilidade relativa, que é a razão ente a permeabilidade efetiva a

determinado fluido e a permeabilidade absoluta da rocha (THOMAS et al, 2004). As Figuras

25 e 26 ilustram as curvas de permeabilidade relativas para o sistema gás/óleo e óleo/água

respectivamente.

Figura 25 – Curva de permeabilidade relativa para o sistema gás/óleo em função da saturação de gás

Fonte: Bessa Júnior (2004, p. 39)




Neto

Figura 26 – Curva de permeabilidade relativa para o sistema óleo/água em função da saturação de água


3.2.3.2 Viscosidade dos Fluidos

A viscosidade é uma propriedade dos fluidos que exprime a sua resistência ao fluxo.

Gases quando submetidos a baixas pressões (comportamento ideal), apresentam um

incremento de viscosidade com o aumento de temperatura, em contrapartida quando

submetido a altas pressões (comportamento não ideal) a sua viscosidade tende a crescer com o

aumento de pressão e com o decréscimo de temperatura, comportando-se de forma

semelhante a um líquido (ROSA. 2011). A Figura 27 ilustra a viscosidade do gás e do óleo

em função da pressão.




Neto

Figura 27 – Viscosidade do gás e do óleo em função da pressão


3.2.3.3 Fator Volume de Formação do Gás

O Fator volume formação do gás é uma propriedade dos gases que relaciona o volume

que ele ocupa em uma determinada condição de pressão e temperatura com o volume que ele

ocuparia em condições padrão. A Figura 28 ilustra o comportamento do fator volume de

formação com a pressão.




Neto

Figura 28 – Fator volume formação do gás em função da pressão

Fonte: Bessa Júnior (2004, p. 38).

3.2.4 Características Operacionais do Poço Produtor

Foi disposto um poço produtor vertical introduzido no centro do plano “ij” do

reservatório e todo o net pay na direção “k” foi canhoneado conforme ilustram as Figuras 29 e

30. Alguns dos parâmetros operacionais do poço estão descritos na Tabela 10.




Neto

Figura 29 – Poço produtor localizado no centro do plano “ij” do reservatório.

Fonte: Autoria própria.

Figura 30 – Trecho canhoneado do poço produtor no centro do plano “ik” doreservatório.


Tabela 11– Parâmetros operacionais do poço produtor.

Parâmetros operacionais

Pressão mínima no poço produtor (psi) 1015,266

Vazão máxima de gás na superfície (SCF/dia) 1,77E+07

Tempo de produção (anos) 40

Fonte: Autoria própria




Neto

3.2.5 Modelagem da Fratura

Para definir as características de cada fratura, foi criado um programa auxiliar no

Microsoft Office Excel 2007, para que as suas propriedades pudessem ser calculadas a partir

das equações descritas no Capítulo 2 deste trabalho. As equações levaram em conta as

características físicas do reservatório em estudo, o tipo e quantidade de propante bombeado,

bem como as suas propriedades a depender das condições de pressão e temperatura que

seriam submetidos.

O estudo foi feito através de seis diferentes propantes, todos cerâmicos, de dois

fabricantes distintos com o auxílio das suas fichas técnicas. Para cada propante, a massa

bombeada foi variada a partir de 10000 𝑙𝑏𝑚 até250000 𝑙𝑏𝑚, com um incremento de

10000 𝑙𝑏𝑚 por simulação. Para cada massa foi calculado o respectivo volume da fratura

propada e como a mesma iria se distribuir em termos de altura, comprimento e espessura, com

base nas equações encontradas na literatura, fichas técnicas, parâmetros operacionais do poço,

propriedades e condições do reservatório. A Tabela12 mostra de forma genérica os principais

parâmetros envolvidos e as características do propante e da fratura que serão utilizados para

cada uma das simulações.

Tabela 12 – Propriedades genéricas para as simulações da fratura.

Propriedade Propante Propriedade Propante

Massa específica (lbm/ft³) 162,2-230,8 Tensão de fechamento (psi) 5237,32

Porosidade (%) 41-47 Permeabilidade (10³ mD) 27,2-224,1

Densidade bulk 91,1-124,8 Massa de propante (10³ lbm) 10-250

Mesh 40/80-16/30 Volume fraturado (ft³) 109,8-2744,1

Temperatura (°F) 125 Altura de fratura (ft) 360,91

Biot 1 Comprimento de fratura (ft) 381,7-550,2

Poisson 0,212 Espessura de fratura (mm) 0,1-2,1

Tensão horizontal 6252,58

Massa por área 0,3-0,63

mínima (psi) fraturada (lbm/ft²)





Neto

Os parâmetros geométricos da fratura foram calculados a partir das equações do Valko

(2001) para geometria ótima com base nas propriedades descritas na Tabela 11. Para os

cálculos, as equações do Valko (2001) exigem que um dos parâmetros geométricos esteja

fixo, esse parâmetro foi à altura de fratura. É razoável considerá-la fixa para ambos os casos

em estudo, pois a altura é um parâmetro mais facilmente controlável em relação aos demais

parâmetros geométricos. Se o reservatório estiver separado no topo e na base por camadas

com coeficientes de Poisson maiores do que a do reservatório, como por exemplo, separado

por folhelhos e for aplicada uma net pressure menor do que o gradiente de fratura dos

folhelhos e maior do que o gradiente de fratura do reservatório, a fratura permanecerá

confinada apenas na rocha reservatório e se propagará ao longo da net pay.

Os dados técnicos dos propantes são fornecidos para as condições de 2𝑙𝑏𝑚 de

propante por𝑓𝑡² área fraturada conforme o API RP-61 ou o modified API RP-61 (ISO 13503-

3), portanto os valores de condutividade da fratura foram corrigidos para a concentração

verdadeira de propante, conforme descrito por Rahman (2010). Os demais parâmetros foram

calculados com base nas equações existentes na literatura, descritas no Capítulo 2 deste

trabalho, com base nas propriedades da rocha reservatório, fluidos e condições operacionais.

Definida as características da fratura para cada tipo e quantidade de propante, as

mesmas foram criadas no BUILDER após a completação do poço produtor. Para a sua

simulação, foi preciso fazer um refinamento nas camadas para se obter um tamanho de blocos

ideal. A fratura ficou localizada na região do reservatório em que foi feito um refinamento

secundário dos blocos conforme ilustra a Figura 31.

Figura 31 – Vista da fratura hidráulica no plano “ij”.





Neto

A redução do tamanho e o aumento na quantidade de blocos, devido ao refinamento,

têm como conseqüência um maior tempo de simulação. Outra limitação é que o tamanho dos

blocos não pode ser inferior ao diâmetro do poço. Para contornar o problema, foi feita uma

manipulação na equação da condutividade da fratura, onde a mesma foi mantida constante

para um aumento na sua espessura com uma conseqüente redução na permeabilidade. Por

exemplo, uma fratura com permeabilidade de 70538,6 𝑚𝐷 e espessura de 1,54 𝑚𝑚 possuirá

uma condutividade de 108629,4 𝑚𝐷𝑚𝑚, mantendo-se a mesma condutividade, o

refinamento feito com 600 𝑚𝑚 proporcionará uma permeabilidade de 181,05 𝑚𝐷.

3.3 METODOLOGIA

Para desenvolver esse trabalho, foram realizadas as seguintes etapas:

Revisão bibliográfica sobre o fraturamento hidráulico através de livros, artigos,

teses de doutorado, dissertações de mestrado e trabalhos de conclusão de curso;

Criação do programa no Microsoft Office Excel 2007 para calcular a geometria

da fratura;

Análise dos parâmetros operacionais através de gráficos no Microsoft Office

Excel 2007;

Simulações dos casos estudados no software Computer

ModellingGroup(CMG) versão 2013.1;

Análise dos parâmetros simulados através do pós-processador RESULTS

GRAPH do CMG;

Análise dos resultados e discussões obtidos com o trabalho;

Conclusões e recomendações a cerca dos resultados;

Defesa do trabalho.




Neto

CAPÍTULO IV:

RESULTADOS E DISCUSSÕES




Neto

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES

Neste capítulo serão abordados os resultados obtidos através do programa criado no

Microsoft Office Excel 2007 e das simulações realizadas no Computer Modelling Group,

versão 2013.1 a cerca da influência do propante, volume fraturado e geometria da fratura na

produção acumulada de gás e conseqüentemente no seu fator de recuperação.

Inicialmente foi avaliada a produção do reservatório sem a realização do fraturamento

hidráulico, de modo a sobrelevar a sua importância como técnica de estimulação de poços.

Foram escolhidos seis propantes cerâmicos de dois fabricantes distintos que segundo

os mesmos seriam indicados principalmente para fraturamento em reservatórios de gás,

ambos com o mesmo mesh a mesma massa bombeada, porém com massa específica,

porosidade, densidade bulk, esfericidade, arredondamento e permeabilidade distintas, para que

dessa forma fosse escolhido aquele que apresentasse as melhores condições em termos

produtivos através de simulações, ressaltando-a como ferramenta essencial para tomada de

decisões em um projeto de fraturamento hidráulico. O Propante que se apresentou mais

vantajoso em termos do folds of increase foi escolhido como modelo de referência

Com as propriedades do propante escolhido como referência e as características do

reservatório foram calculados os parâmetros do fraturamento para diferentes massas de

propante bombeadas, para poder ser escolhido aquele que apresentasse o folds of increase

ideal.

Por fim o propante escolhido foi variado em termos do mesh e conseqüentemente em

permeabilidade e na etapa seguinte foram consideradas as perdas de condutividade da fratura

descritas no Capítulo 2.




Neto

4.1 ANÁLISE DA PRODUÇÃO SEM O FRATURAMENTO

A Figura 32 ilustra a produção acumulada de gás para o reservatório não estimulado

pelo fraturamento ao longo de 40 anos de vida do poço. No último ano a produção atingiu

1,35 ∙ 109 𝑓𝑡³, recuperando apenas 24,767% de todo gás presente, ressaltando assim a

importância de se estimular reservatórios desse tipo.

Figura 32 – Produção acumulada de gás para o reservatório não fraturado.





Neto

4.2 ANÁLISE DA PRODUÇÃO COM O FRATURAMENTO

Neste tópico será avaliada a produção de gás através do reservatório fraturado com

diferentes propantes, mudanças nas suas características e quantidades bombeadas.

4.2.1 Análise Comparativa para Diferentes Propantes

Para desenvolver uma metodologia para otimizar um projeto de fraturamento, foi feito

um estudo com diferentes propantes, de modo a averiguar através de simulações aquele que

iria se apresentar mais vantajoso em termos produtivos. Com a escolha do bombeio de

90000 𝑙𝑏𝑚, foi feito um confronto entre propantes cerâmicos, com o mesmo mesh e

submetidos as mesmas condições de pressão e temperatura. A Tabela 13 mostra as principais

características desses propantes.

Tabela 13 - Características técnicas dos propantes para 2 lbm/ft².

Propante A B C D E F

Massa específica (lbm/ft³) 230,88 216,088 230,88 169,104 162,24 162,24

Porosidade (%) 46 46 47 42 41 44

Densidade bulk (lbm/ft³) 124,8 116,688 122,304 97,968 96,096 91,104

Mesh 30/60 30/60 30/60 30/60 30/60 30/60

Arredondamento e Esfericidade 0,9X0,9 0,8X0,8 0,85X0,8 0,85X0,85 0,85X0,85 0,9X0,9

Temperatura (°F) 125 125 125 125 125 125

Tensão de fechamento (psi) 5237,32 5237,32 5237,32 5237,32 5237,32 5237,32

Permeabilidade do propante (mD)

@ 5237,32 psi 224112,8 27207,6 125066,3 177225,5 138500,8 54028,1





Neto

Esta análise tem o intuito de avaliar a escolha do propante para uma operação de

fraturamento e como a variação das características dos propantes iria impactar na produção do

reservatório. Todos os propantes são reais e possuem diferenças em suas propriedades.

4.2.1.1 Análise da Permeabilidade para Diferentes Propantes

A Figura 33 ilustra a variação da permeabilidade com a tensão de fechamento para

cada um dos propantesem estudo.

Figura 33 - Permeabilidade dos propantes para diferentes tensões de fechamento para 2 lbm/ft²


O Propante A é o que possui a maior permeabilidade, em comparação aos demais, para

a faixa de tensões de 2000 𝑝𝑠𝑖 a14000 𝑝𝑠𝑖. O Propante E possui uma permeabilidade menor

do que dos Propantes C e D para tensões abaixo de 4600 𝑝𝑠𝑖, acima deste valor o mesmo

possui permeabilidade maior do que a do Propante C e acima de 9400 𝑝𝑠𝑖 maior do que o

Propante D. O Propante B foi o que apresentou a menor permeabilidade.




Neto

4.2.1.2 Análisedo Volume de Fratura para Diferentes Propantes

A Figura 34 ilustra o volume de fratura empacotada para cada um dos propantes em

estudo. O volume da fratura empacotada cresce para maiores massas bombeadas ou para

menores densidades bulk dos propantes. Como a massa foi a mesma para todos os casos, os

propantes que apresentaram menor densidade bulk foram aqueles que proporcionaram um

maior volume fraturado. A densidade bulk expressa uma relação entre a porosidade do

propante e a sua massa específica conforme a Equação 17 do Sub-Tópico 2.2.6. Quanto

menor for a massa específica e maior for a porosidade, menor será a densidade bulk do

propante.

Figura 34 – Volume fraturado para diferentes massas dos propantes.


Os Propantes E e F são os que possuem a menor massa específica entre os casos em

estudo e os maiores volumes fraturados. Para ambos a massa específica é a mesma. Por

possuir uma maior porosidade e conseqüentemente menor densidade bulk, o Propante F

proporcionou um maior volume fraturado em comparação ao Propante E. Os Propantes A e C,




Neto

apesar de possuírem maior porosidade entre os casos em estudo, foram os que obtiveram

menor volume fraturado. Isso ocorreu devido a sua massa específica aparente ser maior do

que aos outros propantes.

4.2.1.3 Análise do Comprimento e Espessura da Fraturapara Diferentes Propantes

A Figura 35 ilustra a variação do comprimento de fratura para cada um dos propantes

em estudo. O comprimento ótimo foi calculado com base nas equações do Sub-Tópico 2.2.6 e

é diretamente proporcional a permeabilidade do propante e ao volume fraturado e

inversamente proporcional a permeabilidade do reservatório e a altura de fratura, para uma

determinada condutividade adimensional ótima.

Figura 35 – Comprimento de fratura para diferentes massas de propante.


Os Propantes A e D foram os que proporcionaram o maior comprimento de fratura

devido a sua maior proporção entre a permeabilidade do propante e o volume de fratura




Neto

propada. Por possuir baixa permeabilidade e volume de fratura propada, o Propante B foi o

que possuiu o menor comprimento de fratura.

A Figura 36 ilustra a variação da espessura da fratura para os diferentes casos em

estudo. A espessura ótima foi calculada com base nas equações do Sub-Tópico 2.2.6 e é

diretamente proporcional ao volume de fratura empacotada e inversamente proporcional aos

demais parâmetros geométricos da fratura.

Figura 36 – Espessura da fratura propada para diferentes massas de propantes.


O Propante F foi que proporcionou a maior espessura de fratura devido ao seu maior

volume de fratura em detrimento aos outros parâmetros geométricos. Por possuir o menor

volume fraturado dos casos em análise e um alto comprimento de fratura, o Propante A foi o

que proporcionou a menor espessura.




Neto

4.2.1.4 Análise da Produtividade para Diferentes Propantes

Para realizar um comparativo em termos produtivos para os propantes em estudo, foi

traçada a curva de produção acumulada de gás para o tempo de vida do poço conforme ilustra

a Figura 37. A Tabela 14 indica os valores de produção acumulada e fator de recuperação para

cada propante.

Figura 37 – Produção acumulada de gás durante a vida produtiva do poço para diferentes propantes.





Neto

Tabela 14 - Produção acumulada e fator de recuperação no fim da vida produtiva do poço para

diferentes propantes.

Propante Produção acumulada (10⁹ SCF) Fator de recuperação (%)

A 3,75 68,65

B 3,35 61,44

C 3,68 67,55

D 3,751 68,657

E 3,73 68,45

F 3,62 66,49


Os Propantes A, D e E foram os que apresentaram a maior produção acumulada no

decorrer dos 40 anos de vida do poço. Ainda que a produção para os Propantes C e F tenha

chegado a valores próximos, houve um retorno em termos produtivos mais rápidos para os

Propantes A, D e E. A produção do Propante B foi a menor entre os casos em estudo.

Os Propantes A, D e E apresentaram uma maior e mais rápida produção devido aos

mesmos possuírem uma maior permeabilidade, criando um caminho de maior condutividade

para o fluxo de fluidos. Ainda que esses propantes possuíssem um maior comprimento de

fratura, que resulta em uma maior área de fratura aberta ao fluxo, a mesma não proporcionou

diferença significativa para os 90000 𝑙𝑏𝑚 de propante bombeados, pois para todos os casos o

comprimento permaneceu em valores próximos. Para massas menores, essa diferença entre os

propantes se torna mais acentuada, conforme ilustrou a Figura 35, impactando de forma

significativa na produção. A produção do Propante D foi ligeiramente maior do que a do

Propante A devido ao seu maior volume fraturado, ambos possuíam altas permeabilidades

Os Propantes A e F foram os que apresentaram o menor e o maior volume fraturado

respectivamente. Devido a sua maior permeabilidade, o Propante A apresentou um melhor

retorno produtivo em comparação ao Propante F.

A Figura 38 ilustra a variação do FOI para cada um dos propantes em estudo. Os

Propantes A e D apresentaram FOI semelhantes para o bombeio de 90000 𝑙𝑏𝑚.




Neto

Figura 38 – Folds of increase para diferentes propantes.


Os Propantes A e D apresentaram produções semelhantes ao longo dos 40 anos de

vida do poço. Por possuir uma esfericidade e arredondamento maiores, o Propante A, modelo

base, foi o escolhido como propante a ser recomendado para esse fraturamento. Quanto maior

for o arredondamento e a esfericidade, mais distribuídas serão as tensões sob o propante,

reduzindo dessa forma o risco dos grãos serem esmagados, o que acarretaria em uma redução

da condutividade da fratura.

A análise desses parâmetros se mostrou importante para evidenciar a escolha de um

determinado propante para um projeto de fraturamento hidráulico, de modo que possa ser

avaliada a produtividade em função do propante disponível pelo fabricante.




Neto

4.2.2 Análise da Produtividade do Modelo Base para Diferentes Massas

Para o reservatório fraturado foi considerado as características do Propante cerâmico

“A” do fabricante “X”, que foi o modelo base das simulações de fraturamento. A Tabela 15

mostra às principais propriedades desse propante.

Tabela 15 – Características técnicas do Propante A para 2 lbm/ft².

Propriedade Propante A

Massa específica (lbm/ft³) 230,88

Porosidade (%) 46

Densidade bulk(lbm/ft³) 124,8

Mesh 30/60

Arredondamento e Esfericidade 0,9X0,9

Temperatura (°F) 125

Tensão de fechamento (psi) 5237,32

Permeabilidade do propante (mD) @ 5237,32psi 224112,7667


4.2.2.1 Análise da Permeabilidade para o Propante A

A Figura 39 ilustra a curva de permeabilidade do Propante A devido a tensão de

fechamento.




Neto

Figura 39– Permeabilidade do Propante A para diferentes tensões de fechamento para 2 lbm/ft² .


A Equação 26 mostra como a permeabilidade do propante decresce com o aumento da

tensão de fechamento, reforçando os assuntos discutidos nos Sub-tópicos 2.2.5 e 2.2.6 deste

trabalho.

𝑘𝑝 = − 2,933057 ∙ 10−11𝐶𝑆4 + 5,838141 ∙ 10−7𝐶𝑆3 − 5,309717 ∙ 10−3𝐶𝑆2

+ 10,65195 ∙ 𝐶𝑆 + 2,521667 ∙ 105

(26)

4.2.2.2 Análisedo Volume de Fratura para o Propante A

Com os dados técnicos do propante e as características do reservatório, foi calculado o

volume de fratura empacotada para variação de massas do Propante A de 10000 𝑙𝑏𝑚

a250000 𝑙𝑏𝑚conforme ilustra a Figura 40.




Neto

Figura 40 – Volume fraturado para diferentes massas do Propante A.


O volume de fratura empacotada aumenta conforme ocorre o incremento de propante,

como foi mostrado pela Equação 18.

4.2.2.3 Análise do Comprimento e Espessura da Fratura para o Propante A

Com base nas Equações descritas nos Sub-Tópicos 2.2.5 e 2.2.6, foram calculados os

parâmetros geométricos da fratura para o Propante A, com a variação de massas de

10000 𝑙𝑏𝑚 a250000 𝑙𝑏𝑚. A Figura 41 ilustra a mudança no comprimento e na espessura da

fratura para o contínuo incremento de propante.




Neto

Figura 41 – Comprimento e espessura da fratura para diferentes massas do Propante A.


Uma maior quantidade de propante bombeado proporcionará também um aumento nos

parâmetros geométricos da fratura, conforme havia sido explicitado pelas Equações 16 a 23.

4.2.2.4 Análise da Produtividade para o Modelo Base

Para realizar um comparativo em termos produtivos para o propante em estudo, foi

traçada a curva de produção acumulada de gás para o tempo de vida do poço, levando em

conta a variação da massa de propante conforme ilustra a Figura 42. A Tabela 16 indica os

valores de produção acumulada e fator de recuperação para cada massa de propante estudada.




Neto

Figura 42 – Produção acumulada de gás durante a vida produtiva do poço para diferentes massas do

Propante A.



diferentes massas do propante A

Massa de propante (lbm) Produção acumulada (10⁹ SCF) Fator de recuperação (%)

Sem fratura 1,35 24,77

10000 2,30 42,3

50000 3,60 65,99

90000 3,75 68,65

130000 3,77 69,12

170000 3,78 69,27

210000 3,785 69,33

250000 3,787 69,36





Neto

Através da análise do fator de recuperação para cada caso estudado, foi escolhido

aquele que se mostrou mais vantajoso em termos produtivos levando-se em conta a

quantidade de propante. No caso de90000 𝑙𝑏𝑚de propante bombeado o fator de recuperação

foi de 68,65%, foi perceptível que para aumentar a sua recuperação em 0,47%, caso de

130000 𝑙𝑏𝑚, se fazia necessário aumentar a massa de propande em 55,55% e para aumentar

a recuperação em 0,71%, caso de 250000 𝑙𝑏𝑚, se fazia necessário aumentar a massa de

propante em 177,77%.

A Figura 43 ilustra o folds of increase em função da massa de propante para cada um

dos casos em estudo. O bombeio de 90000 𝑙𝑏𝑚 apresentou em comparação ao de

10000 𝑙𝑏𝑚, ou seja, incrementando 80000 𝑙𝑏𝑚, um aumento no FOI de 260,45%. O

bombeio de 170000 𝑙𝑏𝑚 apresentou em comparação ao de 90000 𝑙𝑏𝑚, incrementando

também 80000 𝑙𝑏𝑚, um aumento no FOI de apenas 13,9%. O bombeio de 250000 𝑙𝑏𝑚

apresentou em comparação ao de 170000 𝑙𝑏𝑚, também com o aumento de 80000 𝑙𝑏𝑚, um

aumento no FOI de apenas 3,3%.

Figura 43 – Folds of Increase para diferentes massas do Propante A.





Neto

Através dessas análises foi possível atestar que o aumento demasiado de propante

bombeado e conseqüentemente no volume fraturado não trará aumento significativo na

produção até certo ponto. Dessa forma o bombeio de 90000 𝑙𝑏𝑚por apresentar melhor

produtividade em relação à massa de propante bombeada, foi escolhido como o modelo de

referência para as próximas análises.

4.2.3 Análise da Produtividade para Diferentes Meshes

Com a escolha de 90000 𝑙𝑏𝑚 do Propante A como referência, foi feito um confronto

entre diferentes meshesde modo a avaliar a sua influência na produtividade do reservatório. A

Tabela 17 mostra as propriedades do Propante A para cada mesh.

Tabela 17 – Características técnicas do Propante A com diferentes meshes para 2 lbm/ft².

Mesh 40/80 30/60 20/40 16/30

Massa específica (lbm/ft³) 232,752 230,88 225,888 226,512

Porosidade (%) 47 46 43 44

Diâmetro (mm) 0,307 0,411 0,706 0,949

Densidade bulk (lbm/ft³) 123,552 124,8 127,92 127,92

Arredondamento e Esfericidade 0,9X0,9 0,9X0,9 0,9X0,9 0,9X0,9

Temperatura (°F) 125 125 125 125

Tensão de fechamento (psi) 5237,32 5237,32 5237,32 5237,32

Permeabilidade do propante (mD)

@ 5237,32 psi 114578 224112,77 487834,24 985212,05


4.2.3.1 Análise da Permeabilidade para Diferentes Meshes

A Figura 44 ilustra a variação da permeabilidade com a tensão para o modelo de

referência, Propante A com 90000 𝑙𝑏𝑚 bombeado, utilizando diferentes meshes.




Neto

Figura 44 - Permeabilidade do Modelo de Referência com diferentes meshes e tensões de fechamento

para 2 lbm/ft²


O Propante A com mesh 16/30, maior diâmetro dos grãos, foi o que apresentou a

maior permeabilidade, sendo 339,6% maior do que a do modelo inicial 30/60 para a tensão de

fechamento em estudo. O Propante A com mesh 40/80, menor diâmetro dos grãos, foi o que

apresentou a menor permeabilidade, sendo 48,9% menor do que a do modelo inicial 30/60

para a tensão de fechamento em estudo.

Maiores permeabilidades são alcançadas com propantes de maiores diâmetros,

entretanto os mesmos estão mais suscetíveis a perdas na condutividade devido ao

esmagamento e a produção de finos do que os propantes de diâmetros menores (CACHAY,

2004).

4.2.3.2 Análise do Volume de Fratura para Diferentes Meshes

A Figura 45 ilustra a mudança no volume fraturado para diferentes meshes do

Propante A.




Neto

Figura 45 - Volume fraturado para diferentes meshes do Propante A.


O Propante A com mesh 40/80 foi o que apresentou o maior volume fraturado, sendo

apenas 1.01% maior do que modelo inicial 30/60 para 90000 𝑙𝑏𝑚. O Propante A com mesh

16/30 foi o que apresentou o menor volume fraturado, sendo apenas 2.73% menor do que

modelo inicial 30/60 para 90000 𝑙𝑏𝑚.O volume da fratura propada está relacionado com a

massa de propante, a sua massa específica e a sua porosidade. Ambos os casos possuem

massa específica e porosidade semelhantes, acarretando em uma densidade bulk próxima para

cada mesh, como a massa de propante bombeada também foi a mesma não houve mudança

significativa no volume fraturado para o modelo de referência.O mesmo também ocorreu para

diferentes massas bombeadas.

4.2.3.3 Análise da Produtividade para Diferentes Meshes

Para realizar um comparativo em termos produtivos para os casos em estudo, foi

traçada a curva de produção acumulada de gás para o tempo de vida do poço conforme ilustra




Neto

a Figura 46. A Tabela 18 indica os valores de produção acumulada e fator de recuperação para

cada mesh.

Figura 46 - Produção acumulada de gás durante a vida produtiva do poço para diferentes meshes do

Propante A.



diferentes meshes do Propante A.

Mesh Produção acumulada (10⁹ SCF) Fator de recuperação (%)

40/80 3,69 67,69

30/60 3,75 68,65

20/40 3,77 69,11

16/30 3,78 69,28


O Propante A com mesh16/30 apresentou a maior recuperação de gás ao longo da vida

produtiva do poço, sendo 0,63% maior do que a do modelo inicial 30/60, além de um retorno

produtivo mais rápido em comparação aos demais casos. O Propante A com mesh 40/80 foi o

que apresentou a menor recuperação de gás o longo da vida produtiva do poço, sendo 0,96%

menor do que a do modelo inicial 30/60, o mesmo também apresentou um retorno produtivo

mais tardio em comparação aos demais casos.




Neto

O fator preponderante para a variação na produção foram as permeabilidades para

cada caso, visto que não houve mudança significativa em termos volumétricos para a fratura

propada com 90000 𝑙𝑏𝑚, porém de maneira geral não houve um acréscimo relevante no fator

de recuperação devido o aumento da permeabilidade.

A partir dessa análise foi perceptível que o aumento demasiado na permeabilidade da

fratura com a mudança do mesh não trará aumento significativo na produção até certo ponto

para as características do reservatório em estudo. Para os primeiros 20 anos essa diferença se

mostrou mais significativa com um retorno produtivo mais rápido para os casos de maior

permeabilidade, porém ao final dos 40 anos de vida do poço a recuperação se manteve em

valores próximos para ambos os casos.

4.2.4 Análise Comparativa para Perdas de Condutividade da Fratura

Conforme foi explicitado no Sub-tópico 2.2.5, mesmo que seja aplicada a correção da

concentração de propante na tensão de fechamento, a mesma ainda retrata valores de

condutividade de fratura mais altos do que a realidade, pois está sendo desconsiderados

fatores como a produção de finos, dano causado ao pacote de propante pelo fluido de

fraturamento, variações das tensões e do regime de fluxo. Esses fatores descritos são

responsáveis por reduzir a condutividade da fratura. Para os casos em estudo foi considerado

o fator de condutividade efetiva de 50%, conforme recomendado por Rahmam (2010). A

Figura 47 ilustra a produção acumulada de gás para o tempo de vida do poço considerando

perda de 50% na condutividade para cada caso. A Tabela 19 indica os valores de produção

acumulada e fator de recuperação para cada mesh considerando as perdas.




Neto

Figura 47 - Produção acumulada de gás durante a vida produtiva do poço para diferentes meshes do

Propante A considerando as perdas.



diferentes meshes do Propante A considerando as perdas

Mesh Produção acumulada (10⁹ SCF) Fator de recuperação (%)

40/80 3,57 65,45

30/60 3,69 67,6

20/40 3,75 68,71

16/30 3,77 69,11





Neto

A Figura 48 ilustra um comparativo para o Propante A mesh40/80 considerando e

desconsiderando as perdas de condutividade.

Figura 48 - Produção acumulada de gás durante a vida produtiva do poço para o Propante A mesh 40/80

considerando e desconsiderando as perdas.


Para o Propante A mesh 40/80, considerar a perda de condutividade implicou em uma

redução na produção acumulada de 120 𝑚𝑖𝑙 𝑓𝑡³ de gás em 40 anos de vida do poço. Também

foi perceptível que considerar as perdas expõe um atraso na produção em relação ao tempo. A

Figura 48 mostrou que desconsiderando as perdas a produção atingiria 3 𝑏𝑖𝑙𝑕õ𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑓𝑡³ de

gás em 15 anos, se as mesmas forem incluídas, essa mesma produção somente seria possível 5

anos após. Também foi perceptível que desconsiderando as perdas a produção atingiria

3,57 𝑏𝑖𝑙𝑕õ𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑓𝑡³ de gás em 27 anos, se as mesmas forem incluídas, essa mesma produção

somente seria possível 13 anos após,ou seja, nos 40 anos de vida produtiva do poço.




Neto

A Figura 49 ilustra um comparativo para o Propante A mesh 30/60 considerando e









gás em 12 anos e 6 meses, se as mesmas forem incluídas, essa produção somente seria

possível 3 anos após. Também foi perceptível que desconsiderando as perdas a produção

atingiria 3,69 𝑏𝑖𝑙𝑕õ𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑓𝑡³ de gás em 30 anos, se as mesmas forem incluídas, essa

produção somente seria possível 10 anos após, ou seja, nos 40 anos de vida produtiva do

poço.




Neto










gás em 11 anos, se as mesmas forem incluídas, essa produção somente seria possível 1 ano e

6 meses após. Também foi perceptível que desconsiderando as perdas a produção atingiria

3,75 𝑏𝑖𝑙𝑕õ𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑓𝑡³ de gás em 35 anos, se as mesmas forem incluídas, essa produção

somente seria possível 5 anos após, ou seja, nos 40 anos de vida produtiva do poço.




Neto







redução na produção acumulada de apenas 10 𝑚𝑖𝑙 𝑓𝑡³ de gás em 40 anos de vida do poço.

Também foi perceptível que considerar as perdas expõe um atraso na produção em relação ao

tempo. A Figura 51 mostrou que desconsiderando as perdas a produção atingiria

3 𝑏𝑖𝑙𝑕õ𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑓𝑡³ de gás em 10 anos, se as mesmas forem incluídas, essa produção somente

seria possível 1 ano após. Também foi perceptível que desconsiderando as perdas a produção

atingiria 3,77 𝑏𝑖𝑙𝑕õ𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑓𝑡³ de gás em 36 anos, se as mesmas forem incluídas, essa

produção somente seria possível 4 anos após, ou seja, nos 40 anos de vida produtiva do poço.




Neto

CAPÍTULO V:

CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES




Neto

5 CONCLUSÕESE RECOMENDAÇÕES

Neste capítulo serão explanadas as conclusões obtidas através deste trabalho e as

recomendações que poderão ser utilizadas para trabalhos futuros.

5.1 CONCLUSÕES

O trabalho possibilitou verificar a eficácia do fraturamento hidráulico como operação

de estimulação para reservatórios de baixas permeabilidades, como os tight gas e a influência

do propante e suas características na produção do reservatório com a utilização do software da

Computer Modelling Group e o Microsoft Office Excel. Através de tais atribuições foi

possível concluir que:

A recuperação para o poço não fraturado foi de apenas 1,35 ∙ 109 𝑓𝑡³, ou seja, apenas

24,767% do volume de gas in place do reservatório. Essa avaliação foi primordial para

que posteriormente fossem feitos confrontos entre a produção com e sem o

fraturamento hidráulico.

A permeabilidade do propante pode ser reduzida de forma significativa a depender da

tensão de fechamento com o qual o mesmo estará submetido. Quanto maior for a

tensão, menor será a permeabilidade. Menor pressão de fundo do poço e maiores

profundidades, coeficiente de Poisson, constante poroelástica, gradientes de

overburden e de poros proporcionam maiores tensões de fechamento.




Neto

Quanto maior for o arredondamento e a esfericidade, mais distribuídas serão as

tensões sob o propante, reduzindo dessa forma o risco dos grãos serem esmagados, o

que acarretaria em uma redução da condutividade da fratura.

Menores meshes, ou seja, propantes com maior diâmetro proporcionam maiores

permeabilidades, porém vale ressaltar que na prática os mesmos estão mais suscetíveis

a perdas de condutividade com o tempo de produção em comparação aos de maiores

meshes, ou seja, propantes de menor diâmetro, que apresentam uma perda de

condutividade mais suave.

O volume da fratura propada em condições estáticas poderá ser maior a depender das

características do propante. Quanto maior for a massa de propante e menor for a sua

densidade bulk, maior será o volume fraturado. Uma menor densidade bulk é obtida

com propantes de menor massa específica e maior porosidade.

Para os cálculos da geometria ótima de fratura para um determinado tipo de propante e

características do reservatório, quanto maior for o número de propante, maior será a

distribuição geométrica necessária da fratura para se atingir as condições ótimas. Um

número de propante maior ocorre para maiores volumes e permeabilidades do

reservatório e maiores massas e permeabilidade do propante.

A geometria ótima obtida através dos cálculos foi de fraturas estreitas e com grande

comprimento, ressaltando de tal forma os conceitos descritos no Capítulo 2 deste

trabalho sobre a geometria para reservatórios de gás de baixa permeabilidade.

O aumento da massa de propante bombeado proporcionou uma antecipação da

produção com um conseqüente maior fator de recuperação ao longo do tempo de vida

do poço, porém foi possível constatar que o aumento demasiado na massa de propante

trouxe um pequeno incremento produtivo, sendo mais significativo para os casos de

menor massa bombeada, ressaltando que para as características do propante e do

reservatório existe uma quantidade limite de propante a ser bombeada que proporcione




Neto

um aumento significativo na produção e que acima desse limite o mesmo não faria

diferença relevante.

Com a análise do folds os increase em função da massa de propante foi possível

averiguar que o caso de 90000 𝑙𝑏𝑚 foi o que se mostrou mais vantajoso em termos

produtivos recuperando 68,65% do gás do reservatório. Acima dessa quantidade não

houve aumento significativo na produção, ressaltando que o aumento demasiado da

massa de propante e conseqüentemente do volume fraturado não trará incremento

produtivo relevante. Para os casos de menor e maior massa bombeada, 10000 𝑙𝑏𝑚e

250000 𝑙𝑏𝑚, o fator de recuperação foi de 42,3 e 69,36% respectivamente. O

bombeio de 90000 𝑙𝑏𝑚 do Propante A mesh 30/60 foi tomado como modelo de

referência.

A mudança no mesh do modelo de referência e conseqüente variação na

permeabilidade proporcionaram uma antecipação da produção para os casos de menor

mesh, principalmente nos primeiros 20 anos de produção, porém não houve relevante

mudança em termos produtivos ao final dos 40 anos de vida do poço. O fator de

recuperação em 40 anos para o modelo de referência com mesh 40/80, menor

permeabilidade, foi de 67,69%. Para o modelo de referência com mesh 16/30, maior

permeabilidade, foi de 69,28%.

Desconsiderar as perdas de condutividade de fratura expõe principalmente uma

antecipação em termos produtivos, sobrelevando dessa forma a importância de

considerá-las. Para o caso do modelo de referência com mesh 40/80, menor

permeabilidade, desconsiderando as perdas a produção atingiria 3,57 𝑏𝑖𝑙𝑕õ𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑓𝑡³

de gás em 27 anos, se as mesmas forem incluídas, essa mesma produção somente seria

possível 13 anos após. Para o caso do modelo de referência com mesh 16/30, maior

permeabilidade, desconsiderando as perdas a produção atingiria 3,77 𝑏𝑖𝑙𝑕õ𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝑓𝑡³

de gás em 36 anos, se as mesmas forem incluídas, essa produção somente seria

possível 4 anos após. Para os casos de menor permeabilidade considerar as perdas

proporcionou um impacto mais significativo.




Neto

Para o confronto entre diferentes propantes os que se mostraram mais vantajosos em

termos de permeabilidade para a tensão de fechamento com o qual estariam

submetidos no reservatório foram os Propantes A e D. Em termos de volume fraturado

os que se mostraram preponderante entre os demais foram os Propantes E e F, que

possuíam menores densidade bulk.

Os Propantes A, D e E foram os que apresentaram a maior produção acumulada e

conseqüentemente fator de recuperação para os 40 anos de vida do poço. Ainda que a

produção para os Propantes C e F tenha chegado a valores próximos, houve um

retorno em termos produtivos mais rápidos para os Propantes A, D e E, principalmente

nos primeiros 20 anos de produção. A produção do Propante B foi a menor entre os

casos em estudo.

Os Propantes A, D e E apresentaram uma maior e mais rápida produção devido aos

mesmos possuírem uma maior permeabilidade, criando um caminho de maior

condutividade para o fluxo de fluidos. Ainda que esses propantes possuíssem um

maior comprimento de fratura, que resulta em uma maior área de fratura aberta ao

fluxo, a mesma não proporcionou diferença significativa para os 90000 𝑙𝑏𝑚 de

propante bombeados, pois para todos os casos o comprimento permaneceu em valores

muito próximos. Para massas menores, essa diferença entre os propantes se torna mais

acentuada.

Os Propantes A e F foram os que apresentaram o menor e o maior volume fraturado

respectivamente. Por possuir maior permeabilidade, o Propante A apresentou um

melhor retorno produtivo em comparação ao Propante F. Reforçando que a

permeabilidade é um fator preponderante em termos de produção para esse caso em

estudo.

Os Propantes A e D apresentaram FOI semelhantes para o bombeio de 90000 𝑙𝑏𝑚 e

conseqüentemente produções semelhantes ao longo dos 40 anos de vida do poço. Por




Neto

possuir uma esfericidade e arredondamento maiores, o Propante A foi o escolhido

como propante a ser recomendado para esse fraturamento. O Propante B foi o que

apresentou menor FOI em comparação aos outros casos.

O software da CMG se mostrou uma ferramenta importante, visto a necessidade de

fazer uma análise criteriosa quanto aos riscos que um projeto pode apresentar. A

utilização desse software em conjunto com o Microsoft Office Excel permitiu de

analisar de forma mais criteriosa um projeto, avaliar e compreender o comportamento

de um sistema, construir hipóteses que expliquem o comportamento observado,

determinar quais ações poderão ser tomadas e meditar quanto ao desempenho de cada

uma.

5.2 RECOMENDAÇÕES

Como recomendações para futuros trabalhos se podem assentar que:

Realizar estudos para reservatórios Tight Oil e Shale Oil.

Desenvolver uma modelagem de reservatório naturalmente fraturado.

Avaliar a metodologia de cálculo para reservatórios de alta permeabilidade.

Desenvolver um programa auxiliar que leve em conta as condições dinâmicas

do fraturamento hidráulico.

Realizar um confronto entre outros tipos de propante.

Ampliar a faixa de variação dos parâmetros analisados.




Neto

Comparar em termos produtivos um poço vertical com um horizontal.

Realizar uma análise econômica do fraturamento.




Neto

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