anÁlise da recuperaÇÃo de gÁs em reservatÓrios do … · positivos incluem oferta...

ANÁLISE DA RECUPERAÇÃO DE GÁS EM RESERVATÓRIOS DO

TIPO SHALE GAS COM O USO DE FRATURAMENTO HIDRÁULICO

Matheus Nobre e Silva Lima

Thayná Cardoso Gonçalves

Projeto de Graduação submetido ao Corpo

Docente do Curso de Engenharia de Petróleo da

Escola Politécnica da Universidade Federal do

Rio de Janeiro como parte integrante dos

requisitos necessários à obtenção do título de

Engenheiro de Petróleo.

Orientadora: Prof. Juliana Souza Baioco, D. Sc.

Rio de Janeiro

Março de 2020

i

Lima, Matheus Nobre e Silva

Gonçalves, Thayná Cardoso

Análise da recuperação de gás em reservatórios do tipo

shale gas com o uso de fraturamento hidráulico/Matheus

Nobre e Silva Lima e Thayná Cardoso Gonçalves. – Rio

de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2020.

VIII, 63 p.: il.; 29,7 cm.

Orientadora: Juliana Souza Baioco

Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/

Curso de Engenharia do Petróleo, 2020.

Referências Bibliográficas: p. 59-62.

1. Fraturamento Hidráulico. 2. Shale Gas. 3.

Modelagem de Reservatorios.

I. Baioco, Juliana Souza. II. Universidade Federal do Rio

de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia do

Petróleo. III. Título

ii

Dedico este trabalho à minha família, aos

meus amigos e a todos que de alguma

forma contribuíram à minha formação.


Este trabalho é dedicado à minha família,

aos meus amigos e àqueles que me

ajudaram nesses 5 anos de graduação.


iii

AGRADECIMENTOS

Agradeço primeiramente a Deus e à toda minha família, pela dedicação, amor e

ensinamentos.

Agradeço em especial aos meus pais, Maria Rosymary e Michel e Silva, por toda

confiança depositada em mim e em minhas escolhas. Todo esse apoio foi fundamental

para a minha formação.

Agradeço aos meus tios, José Neto e Ana Lúcia, e à minha prima, Maryana

Rodrigues, pela estadia e carinho durante esses anos de graduação e por não medirem

esforços para me auxiliar em tudo que precisei. Serei eternamente grato pelo que fizeram

e continuam fazendo por mim.

Agradeço às minhas irmãs, Manuela e Mariana, por toda ajuda, confiança e

dedicação e por sempre me lembrarem que desistir não é uma opção. Aos meus avós,

primos e tios, em especial ao meu tio Mariano Neto (In memorian), por todo auxílio e

encorajamento.

Agradeço à nossa orientadora, Juliana Souza Baioco, que sempre esteve

disponível nos momentos que precisamos, por sua total paciência e ideias para melhorar

o desempenho deste trabalho.

Agradeço a CMG (Computer Modeling Group) pela licença concedida ao

simulador e ao Engenheiro Juan Mateo, pela tutoria e ajuda na utilização do software.

Sem ele, esse trabalho não teria o objetivo alcançado.

Agradeço aos meus amigos de fora e de dentro da Universidade, que contribuíram

para a minha formação tanto acadêmica quanto pessoal.

Agradeço à Thayná Cardoso Gonçalves, pelo companheirismo, lealdade e

dedicação na construção do presente trabalho.


iv

AGRADECIMENTOS

Agradeço em especial aos meus pais, Adeci Gonçalves e Beatriz Cardoso Silva

Gonçalves, que acreditaram em mim e em minhas escolhas, que me apoiaram e guiaram

a todo momento. Sem vocês eu não conseguiria realizar meu sonho!

Agradeço ao meu irmão, Leonardo Cardoso Gonçalves, por me mostrar outras

formas de pensar e de ver o mundo, me ajudando a sempre crescer.

Agradeço aos meus queridos amigos que contribuíram para a minha formação

tanto acadêmica quanto pessoal e me acompanharam (aturaram) nesses 5 anos incríveis.

Gustavo Medeiros (meu maior apoio em qualquer momento), Vinicius Felipe (meu

primeiro amigo), Júlia Faria (primeira companheira de república e exemplo de mulher),

Laisla Maria (melhor amiga/vizinha que sempre me apoiou), nosso maravilhoso “Grupo

3” com Matheus Gonzaga e Marco Tulio Portella, a Família 203 com Willian Velasco e

Oziel Baiense e todos os demais que fizeram parte dessa jornada.

Aos meus avós, Ana Maria da Silva, Jerômino Cardoso da Silva (In memorian),

Geralda Rita Gonçalves (In memorian) e Marcionil Gonçalves Capitinga (In memorian),

e aos meus tios e primos que mesmo longe ou não presentes são exemplos de pessoas

batalhadoras que me inspiram sempre e torcem por mim todos os dias.

Agradeço ao professor Paulo Couto e professora Rosemarie Broker Bone, que

lutaram pelos alunos do curso de Engenharia de Petróleo e contribuíram imensamente

com a excelência da graduação deste curso.

Agradeço à nossa orientadora, Juliana Souza Baioco, que acreditou neste trabalho

e esteve disponível nos momentos que precisamos, por sua total paciência e ideias para

melhorar o nosso desempenho.

Agradeço a CMG (Computer Modeling Group) pela licença concedida ao

simulador e ao Engenheiro Juan Mateo, pela tutoria e ajuda na utilização do software.

Sem ele, esse trabalho não teria o objetivo alcançado.

Agradeço ao Matheus Nobre que embarcou nessa comigo, pelo companheirismo,

lealdade e dedicação na construção do presente trabalho. Conseguimos!


v

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos

requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro de Petróleo.

ANÁLISE DA RECUPERAÇÃO DE GÁS EM RESERVATÓRIOS DO TIPO SHALE

GAS COM O USO DE FRATURAMENTO HIDRÁULICO



Março/2020

Orientadora: Juliana Souza Baioco

Curso: Engenharia de Petróleo

Sabendo que gás natural será o combustível fóssil de transição entre uma matriz

energética de alto teor carbônico para energias renováveis, ele tem se tornado um

importante objeto de estudo, principalmente para tecnologias que viabilizam e aumentam

a sua recuperação. O shale gas é um exemplo de reservatório de gás que necessita de

algum tipo de estimulação, sendo o fraturamento hidráulico um dos mais utilizados. À

vista disto, este trabalho tem por objetivo analisar a produção de um reservatório fictício

de shale gas utilizando a técnica de fraturamento hidráulico através do simulador IMEX

do grupo CMG (Computer Modelling Group ltd.), para diferentes cenários. Os resultados

obtidos foram comparados entre si, e observou-se que a recuperação desse tipo de

reservatório é aproximadamente nula quando não há fraturamento e máxima quando as

fraturas possuem asa com comprimento de 1300 ft, devido à maior conectividade com o

reservatório.

Palavras-chave: Shale Gas, fraturamento hidráulico, modelagem de reservatórios.

vi

Abstract of the Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as partial fulfillment of

the requirements for the degree of Petroleum Engineer.

ANALYSIS OF GAS RECOVERY IN SHALE GAS RESERVOIRS WITH THE USE

OF HYDRAULIC FRACTURING



March/2020

Advisor: Juliana Souza Baioco, D. Sc.

Course: Petroleum Engineering

Knowing that natural gas will be the fossil fuel of transition between an energy

matrix of high carbon content for renewable energies, it has become an important object

of study, mainly for technologies that enable and increase its recovery. The Shale gas is

an example of gas reservoir that needs some type of stimulation, with hydraulic fracturing

being one of the most used. In view of this, this work aims to analyze the production of a

fictitious shale gas reservoir using the hydraulic fracturing technique through the IMEX

simulator of the CMG group (Computer Modeling Group ltd.), for different scenarios.

The results obtained were compared and it was observed that the recovery of this type of

reservoir is approximately null when there is no fracturing and maximum when the

fractures have a wing with a length of 1300 ft, due to the greater connectivity with the

reservoir.

Keywords: shale gas, hydraulic fracturing, reservoir modeling.

vii

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ........................................................................................................ 11

2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ................................................................................ 13

2.1. RESERVATÓRIOS CONVENCIONAIS E NÃO CONVENCIONAIS ........ 13

2.2. CATEGORIAS DE GÁS NÃO CONVENCIONAL ...................................... 15

2.2.1. Reservatórios de gás profundo (Deep Natural Gas) ................................ 15

2.2.2. Gás de Folhelho (Shale Gas) .................................................................... 15

2.2.3. Gás de Carvão (Coalbed Methane) .......................................................... 16

2.2.4. Hidratos de Metano (Methane Hydrates) ................................................. 17

2.2.5. Reservatórios de Baixa Permeabilidade (Tight Sands)............................. 18

2.3. DESENVOLVIMENTO DOS RNCs .............................................................. 19

2.3.1. No Mundo ................................................................................................. 19

2.3.2. Nos EUA .................................................................................................. 21

2.3.3. No Brasil ................................................................................................... 24

2.4. FRATURAMENTO HIDRÁULICO ............................................................... 28

2.4.1. Breve Histórico ......................................................................................... 28

2.4.2. Objetivo do Fraturamento Hidráulico ...................................................... 29

2.4.3. Conceito e Aplicação do Fraturamento Hidráulico .................................. 30

2.4.4. Mecânica do Fraturamento Hidráulico ..................................................... 33

2.4.5. Análise de Pressões no Fraturamento ....................................................... 35

2.4.6. Produtividade ............................................................................................ 36

3. MATERIAIS E MÉTODOS .................................................................................... 39

3.1. FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS ....................................................... 39

3.1.1. Módulo IMEX .......................................................................................... 39

3.1.2. Módulo BUILDER .................................................................................... 39

3.2. CONDIÇÕES INICIAIS DO MODELO BASE ............................................. 39

3.2.1. Modelo da malha ...................................................................................... 39

3.2.2. Modelo de Fluido ..................................................................................... 40

3.2.3. Propriedades da rocha reservatório........................................................... 42

3.2.4. Localização, Completação e Tamanho do Poço Produtor no Modelo Base

42

3.2.5. Modelagem da Fratura .............................................................................. 43

3.3. METODOLOGIA ............................................................................................ 44

4. ESTUDOS E DISCUSSÕES .................................................................................... 45

viii

4.1. ESTUDO 1 – ESPAÇAMENTO DAS FRATURAS ...................................... 45

4.2. ESTUDO 2 – POROSIDADE DO RESERVATÓRIO ................................... 48

4.3. ESTUDO 3 – PERMEABILIDADE DO RESERVATÓRIO ......................... 50

4.4. ESTUDO 4 - NÚMERO DE POÇOS .............................................................. 52

4.5. ESTUDO 5 – TAMANHO DA ASA .............................................................. 54

4.6. ESTUDO 6 - NÚMERO DE POÇOS X ESPAÇAMENTO DAS FRATURAS

57

5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES .............................................................. 58

5.1. CONCLUSÕES ............................................................................................... 58

5.2. RECOMENDAÇÕES PARA TRABALHOS FUTUROS .............................. 59

6. REFÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................................... 60

11

1. INTRODUÇÃO

O petróleo ainda representa uma grande parcela da matriz energética mundial,

sendo, no Brasil, a principal fonte de energia primária, totalizando 34,4% da oferta de

energia interna de acordo com o Balanço Energético Nacional de 2019 (EPE, 2019).

Segundo a Agência Internacional de Energia (International Energy Agency - IEA), a

demanda energética mundial cresceu 2,3% em 2018 e o mundo continuará dependendo

de combustíveis fósseis até, no mínimo, 2035. Principalmente de gás natural, que é

considerado a ponte que leva de uma matriz energética com predominância de energia de

origem fóssil para energias renováveis.

Apesar dos avanços da produção de óleo e gás nos últimos dez anos, a dependência

energética nacional com relação ao gás natural importado continua expressiva e os preços

têm implicado em uma escassez de gás competitivo para a indústria e para a expansão da

geração termelétrica. Como consequência da elevada dependência externa, verificou-se,

nos últimos anos, um aumento do preço do gás no mercado nacional, impactando

particularmente o investimento industrial nos setores intensivos em energia (DELGADO

et al., 2019).

Responsável por uma revolução no perfil de produção de gás nos Estados Unidos,

os reservatórios não-convencionais ainda são pouco explorados no Brasil. Reservatórios

de hidrocarbonetos não-convencionais são reservatórios que não produzem

economicamente sem a assistência de estimulações massivas ou a aplicação de

tecnologias de recuperação especiais (HOLDITCH, 2003), como é o shale gas com

fraturamento hidráulico. A exploração de shale gas nos Estados Unidos comprova que os

reservatórios não convencionais são viáveis economicamente e sugere que este pode ser

um momento oportuno para desenvolver os conhecimentos técnicos e econômicos sobre

os reservatórios não convencionais das bacias sedimentares brasileiras. Essa exploração

provocou um aumento expressivo na produção de óleo e gás norte-americana,

transformando o país em um exportador, algo antes impensável (DELGADO et al., 2019).

Para a EPE (2018), por exemplo, há grandes expectativas para os recursos não

convencionais nas bacias brasileiras, tanto shale gas quanto para o tight oil/gas. Aspectos

positivos incluem oferta descentralizada de petróleo e gás natural, que fomentará o

desenvolvimento regional e local e, consequentemente, a geração de emprego e renda,

assim como a expansão da malha de gasodutos (atualmente são 9500 km de dutos

concentrados no litoral). Também poderá estimular a geração termelétrica e criar

12

possibilidades de empresas de menor porte participarem de exploração e produção,

levando à diversificação dos riscos e o aumento do espectro de investidores, e além disso,

o aproveitamento de recursos não convencionais pode contribuir sobremaneira para a

manutenção das atividades exploratórias nas bacias terrestres.

As bacias do Paraná, Solimões e Amazonas já possuem dados geológicos

suficientes para se avaliar o potencial de gás e óleo de shale: as três bacias possuem

reservas tecnicamente recuperáveis estimadas em 245 trilhões de pés cúbicos de gás e 5,4

bilhões de barris de óleo (EIA, 2013). Porém, uma das maiores fontes de preocupação são

os possíveis danos ambientais associados à exploração do shale gas, além da falta de

incentivos governamentais para a busca por novas fontes de gás natural e falta de

incentivos à inovação, ausência de uma ampla malha de gasodutos e de um grande

mercado consumidor (DELGADO et al., 2019).

Visto a relevância do tema e as controvérsias que o rodeiam, este trabalho tem

como motivação evidenciar os ganhos que o fraturamento hidráulico proporciona na

viabilidade da produção de shale gas e analisar alguns parâmetros importantes no

desenvolvimento deste tipo de reservatório, tais como: comprimento e espaçamento entre

fraturas, densidade de poços, permeabilidade e porosidade do reservatório, observando

como resposta o fator de recuperação, a vazão e volume acumulado produzido de gás e a

pressão do reservatório.

Foi utilizado um reservatório homogêneo com propriedades características de

shale gas como modelo base para estudo. Os resultados obtidos foram gerados pelo do

programa da CMG (Computer Modelling Group) no simulador IMEX, versão 2019.10.

Este trabalho é composto por 6 capítulos. O capítulo 1 faz uma introdução geral

sobre o assunto abordado e apresenta a motivação para ter sido feito. O capítulo 2 mostra

os fundamentos teóricos que são relevantes na construção do entendimento do trabalho.

O capítulo 3 apresenta os materiais e métodos do trabalho, qual simulador foi escolhido

e os motivos, como o modelo base foi gerado, passando pelos dados de entrada e as

condições de operação, além da metodologia utilizada. O capítulo 4 apresenta os estudos

e resultados obtidos no trabalho e as discussões que tais resultados geraram. Por fim, são

apresentadas as conclusões, recomendações e as referências bibliográficas utilizadas.

13

2. REVISÃO BIBLIOGRÁFICA

2.1. RESERVATÓRIOS CONVENCIONAIS E NÃO CONVENCIONAIS

O reservatório é uma rocha de qualquer origem ou natureza, capaz de armazenar

o hidrocarboneto em seus espaços vazios (poros) e que deve conferir a esse fluido uma

intercomunicação (permeabilidade). As rochas-reservatórios são em sua maioria, arenitos

e calcarenitos, além das rochas sedimentares que apresentem porosidade intragranular e

sejam permeáveis. Folhelhos e alguns carbonatos, sendo porosos, porém pouco

permeáveis podem assumir o papel de rocha reservatório quando são naturalmente

fraturados (THOMAS, 2004).

Os reservatórios convencionais (RC) são aqueles de fácil extração e

economicamente viáveis. Por outro lado, os reservatórios não convencionais (RNC), por

apresentarem baixa permeabilidade e porosidade, necessitam de um maior nível de

expertise e consequentemente uma maior demanda de recursos para sua exploração e

produção. Segundo Suarez (2012), os RC possuem porosidade superior a 10% e

permeabilidade superior a 0,1 mD, enquanto os (RNC) apresentam porosidade inferior a

10% e permeabilidade inferior a 0,1 mD. A Figura 2.1 mostra o esquema da geologia dos

recursos do gás natural.

Figura 2.1: Geologia dos Recursos de Gás Natural. Fonte: ENERGY INSTITUTE (2014).

14

Pelo fato da convencionalidade de um recurso estar ligada tanto à dificuldade de

produção quanto à questão econômica, essa torna-se um conceito dinâmico. Um recurso

considerado não convencional antes pode, com os avanços tecnológicos, se tornar

convencional no futuro.

Os reservatórios não convencionais apresentam reservas muito superiores e são

mais abundantes se comparado com os convencionais, eles são bastante diversificados.

Por esse fato, observa-se que cada caso é único, e consequentemente cada reservatório

deve ser estudado individualmente (BAPTISTA, 2011).

A Figura 2.2 mostra a pirâmide lognormal de recursos, que correlaciona os

volumes e permeabilidades dos reservatórios. Na base da pirâmide se encontram os RNC,

com maiores volumes dos reservatórios e menores valores de permeabilidade,

apresentando um maior custo de desenvolvimento de produção, tecnologias mais

avançadas e consequentemente um maior investimento. Já no topo da pirâmide estão os

RC, com altos valores de permeabilidade, porém com volumes reduzidos.

Figura 2.2: Pirâmide de recursos convencionais e não-convencionais. Fonte: HOLDITCH (2006).

15

2.2. CATEGORIAS DE GÁS NÃO CONVENCIONAL

2.2.1. Reservatórios de gás profundo (Deep Natural Gas)

Deep Natural Gas, de uma perspectiva geológica, é aquele encontrado em

reservatórios de grande profundidade (15000 ft ou 4500 m). Porém, de um ponto de vista

operacional, pode-se considerar, através de um senso baseado na geologia e no

conhecimento técnico de cada região, reservatórios menos profundos como reservatórios

de Deep Gas.

Um dos grandes desafios para a perfuração a altas profundidades está relacionada

às características hostis do ambiente, como altas temperaturas, elevadas pressões e

presença de gases ácidos (DYMAN, 2003).

2.2.2. Gás de Folhelho (Shale Gas)

O gás natural também pode ser encontrado em depósitos de folhelhos, que são

rochas sedimentares de granulação muito fina, dispostas em camadas paralelas e que são

formadas pela compactação da Argila ou Silte (DUARTE, 2010). Devido a fina

granulometria e alto grau de compactação, a permeabilidade desse tipo de reservatório

varia de 10-6 mD até 10-4 mD (OLIVEIRA, 2014). A título de comparação, a

permeabilidade do concreto tradicional é de 3x10-3 mD e o granito de 10-5 mD

(DELGADO et al., 2019). A combinação da perfuração horizontal com o fraturamento

hidráulico com múltiplas fraturas possibilita, de forma viável, a exploração desse RNC.

Os depósitos de folhelhos são as principais fontes de petróleo e gás natural, por

possuírem o conteúdo orgânico que, sob condições especiais, originam os

hidrocarbonetos. Eles se diferenciam dos RC nos aspectos de geração, armazenamento e

no fluxo de gás. A rocha-reservatório, neste caso, é a mesma rocha fonte.

A vida produtiva dos poços de shale gas é uma mais curta do que os poços

convencionais. Como mostrado na Figura 2.3, os principais plays produtores dos EUA

apresentam a produção de gás com um declínio de até 85% no primeiro ano (duas vezes

mais rápido que os poços convencionais) e é significativa apenas nos primeiros cinco

anos. Sendo assim, é necessário perfurar vários poços em um ritmo intenso para obter

uma produção estável (ECODEBATE, 2013).

16

Figura 2.3: Curva de produção por ano dos 5 maiores plays de shale gas dos EUA. Fonte: EIA (2012).

2.2.3. Gás de Carvão (Coalbed Methane)

O carvão é outro combustível fóssil que se forma em condições geológicas

semelhantes às das formações de petróleo. Este carvão pode também conter gás que fica

aprisionado até o início da atividade de extração do mineral.

Diferentemente dos RC, onde o gás é armazenado nos volumes porosos da rocha

reservatório em sua forma comprimida, porém gasosa, o mecanismo de armazenamento

do metano no Coalbed Methane (CBM) é a adsorção que permite o aprisionamento do

gás na superfície do carvão. Segundo Loftin (2009), devido à grande superfície interna

do carvão, esta pode armazenar grandes volumes de gás (até 6 ou 7 vezes mais que os RC

de gás natural de mesmo volume rochoso).

O metano adere a superfície de pequenas partículas do carvão aumentando a

densidade do fluído à valores próximos ao estado líquido

equivalente. Outro fator que facilita a exploração desse RNC é o fato dessas reservas se

encontrarem a pequenas profundidades.

O sistema de extração de gás de camadas de carvão está exemplificado na Figura

2.4.

17

Figura 2.4 - Movimentação do gás em camadas de carvão com o aumento de escala. Fonte: BESSA Jr

(2014).

2.2.4. Hidratos de Metano (Methane Hydrates)

Hidratos de metano são as mais recentes formas de gás natural não convencional

a serem descobertas e estudadas. São formados quando metano é aprisionado entre

moléculas de água solidificadas, em condições de alta pressão e baixa temperatura, em

uma estrutura cristalina em forma de “Gaiola” (VIRGENS, 2011). A estrutura é formada

por ligações de hidrogênio entre as moléculas de água e ligações de Van Der Walls entre

as moléculas de metano e água, conforme mostra a Figura 2.5.

Figura 2.5 – Estrutura dos hidratos de metano – Gaiolas “cages” formada por moléculas de água que

aprisionam moléculas de metano. Fonte: PEER (2012).

Variáveis como a concentração de metano, temperatura e pressão são responsáveis

formação e estabilidade do Hidrato (BESSA Jr., 2014). Por muitos anos, a formação de

hidratos sempre foi vista como um grande problema em linhas de produção de

18

hidrocarbonetos, ocasionando uma restrição e consequentemente um aumento de pressão

a montante da formação do hidrato e queda de pressão a jusante. Com isso, a maioria das

pesquisas tinham como objetivo desenvolver inibidores de sua formação.

Porém, após estudos realizados, estima-se que a quantidade de gás contida em

hidratos é maior que todos os outros recursos combinados, apesar de não ser

economicamente viável com as tecnologias atuais.

Há pesquisas sobre reservas de hidratos no Brasil, que registram potencial

brasileiro na foz do Amazonas e na Bacia de Pelotas, além de possibilidades para as

Bacias de Campos, Espírito Santo e Cumuruxatiba (MACHADO, 2009)

2.2.5. Reservatórios de Baixa Permeabilidade (Tight Sands)

O Tight gas é o hidrocarboneto oriundo de reservatórios de arenitos não

convencionais (Tight Sands). De um ponto de vista geológico, esses reservatórios são os

mesmos que formam acumulações convencionais de arenitos, o que dificulta a distinção

entre os mesmos em algumas bacias. Entretanto, os Tight Sands apresentam uma

porosidade matricial abaixo de 10% e permeabilidade abaixo de 0,1 mD, requerendo o

emprego de técnicas de estimulação em sua produção comercial, tais como acidificação

e faturamento hidráulico (SUAREZ, 2012).

A baixa permeabilidade é ocasionada principalmente por sedimentos mal

selecionados, apresentando alto teor de feldspatos, cristais de quartzo e de argila, e

também pelo alto nível de alterações diagenéticas devido ao aumento da pressão e

temperatura, gerando como produto o cimento, reduzindo a conexão entre os poros (MIN

et al, 1998). A Figura 2.6 mostra a comparação entre um arenito convencional e um tight

sand. A coloração azul denota o espaço poroso da formação. É possível perceber as

irregularidades na formação não convencional, o que dificulta o fluxo de hidrocarbonetos.

19

Figura 2.6 – Arenito Convencional (esquerda) X “Tight Sands” (direita). Fonte: VIRGENS (2011).

Segundo Smith et al. (2009), a produção de Tight gas é caracterizada por uma alta

produção que declina rapidamente em um curto período, seguida por um longo período

de uma baixa produção, com queda lenta. Um poço de Tight gas pode ter uma vida

produtiva de 50 anos ou mais, dependendo da capacidade de retirada dos hidrocarbonetos

e do custo de produção ao longo dos anos. Uma boa estratégia de produção no início de

vida do poço aumenta a atratividade econômica do mesmo, enquanto que a capacidade

de manutenção da produção do poço com o decorrer do tempo impacta diretamente na

reserva possível de ser recuperada.

2.3. DESENVOLVIMENTO DOS RNCs

2.3.1. No Mundo

O conselho mundial de energia previu que até o ano de 2030, o gás natural pode

chegar a 25% do consumo energético mundial. O avanço tecnológico na exploração de

reservas de gás não convencional tem um reflexo substancial nesta previsão e continuará

impactando no cenário de fornecimento de gás natural.

A Agência Internacional de Energia (IEA) estimou que até 2040, o gás não

convencional pode chegar a um total de 60% do suprimento de gás natural no período e

a 30 % do consumo total de gás natural.

Vários projetos de exportação na Costa Leste australiana estão sendo alimentados

pelo Coalbed Methane (CBM), ocasionando um progresso significativo no país. Na

China, o Ministério de Territórios e Recursos traçou metas de atingir uma produção de

Shale gas e CBM que represente 50% da produção de gás natural até 2030.

20

A Arábia Saudita tem feito um progresso notável e está prestes a se tornar uma

produtora comercial de Shale Gas. Em maio de 2018, a empresa Halliburton foi

contratada por 3 anos para fornecer serviços para a Saudi Aramco (companhia petrolífera

estatal saudita) de estimulação de RNCs. A Argentina também tem feito um grande

avanço em investimentos em reservatórios de Tigth Oil.

A Tabela 2.1 mostra as reservas de Shale Gas em alguns países, evidenciando um

grande potencial destes em se tornarem grandes produtores de gás não convencional.

Tem-se alguns fatores críticos para o desenvolvimento do gás não convencional, tais

como:

• Tamanho dos recursos potenciais;

• Regime fiscal;

• Geologia;

• Dificuldade de acesso ao território e operacionalidade;

• Setor de serviços não convencionais;

• Rede de distribuição de hidrocarbonetos;

• Concorrência com hidrocarbonetos convencionais e

• Mão de obra qualificada.

21

Tabela 2.1: Reservas de Shale Gas Tecnicamente Recuperáveis Estimadas

N° País Trillion Cubic Feet (TCF)

1 China 1115

2 Argentina 802

3 Argélia 707

4 USA 623

5 Canadá 573

6 México 545

7 Austrália 429

8 África do Sul 390

9 Rússia 285

10 Brasil 245

11 Emirados Árabes Unidos 205

12 Venezuela 167

Reserva Mundial 7577

Fonte: EIA WORLD SHALE RESOURCE ASSESSMENTS (2015).

2.3.2. Nos EUA

Os Estados Unidos e Canadá são os principais precursores no desenvolvimento da

produção de shale gas e tight gas. O primeiro poço de shale gas perfurado nos EUA foi

no ano de 1821, possuía apenas 9 metros de profundidade e localizava-se no estado de

Nova Iorque. A produção, entretanto, foi insatisfatória e a exploração desse RNC

estagnou-se (RIBEIRO, 2015).

Devido à baixa produção dos RNCs, as grandes empresas, conhecidas como

“Majors” do setor, não estavam interessadas nos recursos e o desenvolvimento desses só

foi possível graças ao investimento de pequenas empresas independentes, que tinham

como foco a recuperação de produção de campos antigos (SUAREZ, 2012).

O primeiro tipo de reservatório não convencional desenvolvido nos Estados

Unidos foi o tight gas na década de 1970, na bacia de San Juan, localizada entre os estados

de Colorado e Novo México (RIBEIRO, 2015). De acordo com os dados de produção de

gás dos EUA, apresentados na Figura 2.7, desde 2005, shale e tight gas são predominantes

22

na produção de gás dos EUA e continuarão assim nas projeções, se tornando mais e mais

presentes.

Figura 2.7 - Produção de gás natural nos EUA. Fonte: EIA ANNUAL ENERGY OUTLOOK (2020).

Entre 1970 e 2005, o governo americano criou vários incentivos fiscais e um

mercado de crédito favorável às pequenas empresas independentes, as “Minors”, que

focaram na prospecção do shale gas, tornando possível o desenvolvimento da tecnologia

específica e adequada para a exploração do mesmo (CORADESQUI et al., 2013).

O “boom” na exploração do shale gas ocorreu no ano de 1986, com a descoberta

de uma nova tecnologia pela empresa Mitchell Energy & Development Corporation

(operadora em Barnett Shale, no Texas), denominada fraturamento hidráulico, que

utilizava fluido com cerca de 99% de água em sua composição, o que causaria uma

redução significativa nos custos de estimulação de poços (CORADESQUI et al., 2013).

Essa técnica era inicialmente aplicada em poços verticais, o que ocasionava em

uma elevada taxa de produção inicial, acompanhada por um rápido declínio. Logo,

percebeu-se a necessidade do aumento da área de drenagem para evitar essa queda de

produção acelerada. Portanto, a combinação de poços horizontais com a estimulação por

fraturamento hidráulico foi de extrema importância no aumento da produção comercial

de gás não convencional nos EUA (SUAREZ, 2012).

As experiências realizadas pela Mitchell Energy no play de shale gas em Barnett

conseguiram transformar a produção desse RNCs em uma realidade comercial. Em 2005,

o play de Barnett atingiu uma produção de 0,5 trilhões de pés cúbicos (Tcf) de gás natural

por ano. Observou-se, portanto, que o fator limitante para essa produção em larga escala

não era o desconhecimento de grandes quantidades de gás nas formações de folhelhos,

23

mas a baixa permeabilidade e falta de tecnologia suficiente para solucionar tal problema

(CORADESQUI et al., 2013).

As reservas de shale gas nos EUA são encontradas em mais de 48 estados. De

acordo com os dados de produção fornecidos pela EIA, apesar de o play de Barnett ter

sido o pioneiro e por alguns anos o maior produtor de shale nos EUA, atualmente os plays

com maiores volumes de produção são o de Marcellus, Permian, Haynesville, Utica e

Eagle Ford, apresentando uma produção conjunta, em setembro de 2019, de 54,78 Bcf

por dia, uma parcela de 76,73% da produção dos EUA no mesmo período (Figura 2.8).

Figura 2.8 – Produção de shale gas nos EUA. Fonte: EIA (2019).

Observa-se na Figura 2.8 um grande aumento na produção no play de Marcellus

e um dos motivos é o fato deste ser o maior em extensão, abrangendo 6 estados do

nordeste dos EUA. A produção economicamente viável neste play foi possível devido à

utilização das técnicas de faturamento hidráulico e perfuração de poços horizontais,

semelhantes aos utilizados no play de Barnett. A Figura 2.9 mostra a localização dos

principais plays nos EUA.

24

Figura 2.9 – Localização dos Plays de Shale Gas nos EUA. Fonte: EIA (2016).

A revolução do shale gas nos EUA provocou um aumento inimaginável na

produção de óleo e gás norte-americana, levando o país de uma posição de importador

para de exportador de petróleo. Entretanto, o fortalecimento da influência americana no

mercado global e da sua própria segurança energética gerados por essa revolução, são

mais relevantes de que números e índices de produção apenas.

2.3.3. No Brasil

Observou-se que o Brasil ocupa a 10ª posição na Tabela de volumes de reservas

de Shale Gas Tecnicamente Recuperáveis Estimadas, evidenciando o grande potencial do

país para torna-se um grande produtor de RNC.

Com referência nos bons resultados obtidos nos empreendimentos dos RCNs nos

EUA e Canadá, o governo brasileiro iniciou uma implementação de aquisição de dados

de recursos não convencionais. Tem incentivado a aquisição de dados geológicos e

reavaliação de informações geológicas disponíveis em bacias maduras e novas fronteiras.

Previsões realizadas no âmbito do Plano Nacional de Energia apontam uma

possível produção de até 156 TCF de recursos de gás não convencional até o ano de 2050

no Brasil. Essa previsão de produção deve-se aos volumes recuperáveis esperados nas

25

bacias terrestres de São Francisco, Recôncavo, Parnaíba, Parecis, Paraná, Potiguar,

Amazonas e Solimões e a possível produção de hidratos de metano das bacias marítimas

de Foz do Amazonas e Pelotas. A Figura 2.10 mostra os principais plays com potencial

para o desenvolvimento de RNC no país.

Figura 2.10 - Plays dos recursos não convencionais no Brasil. Fonte: Zoneamento Nacional de Recursos

de Petróleo e Gás - EPE (2017).

Contudo, ainda existe alguns fatores que retardam o desenvolvimento dos RNCs

no Brasil. Um deles é a regulamentação brasileira, que ainda necessita de aprimoramentos

nos quesitos de segurança operacional e meio ambiente e também nos processos

licitatórios. Outro limitante é a logística, evidenciando-se pela escassa malha dutoviária

26

brasileira, mostrada na Figura 2.11, quando comparada à infraestrutura presente nos

EUA, ilustrada na Figura 2.12.

Figura 2.11 – Infraestrutura de Gás Natural no Brasil. Fonte: CASTRO (2016).

Figura 2.12 – Infraestrutura de Gás Natural nos EUA. Fonte: CASTRO (2016).

27

O gás natural, tanto convencional, quanto não convencional, é, portanto, parte

essencial das opções de política energética do país para o desenvolvimento regional e a

geração de riqueza. Desde que atendidas as corretas condições de prevenção e mitigação,

em termos de segurança operacional, proteção da saúde humana e preservação ambiental,

os recursos petrolíferos não convencionais podem e devem ser explorados e produzidos

para contribuir com a segurança energética do país (PROMINP, 2016).

As bacias maduras do Recôncavo, Espírito Santo, Sergipe-Alagoas e Potiguar,

onde não há expectativa de descobertas de novos grandes volumes de hidrocarbonetos

convencionais, mostram-se propícias a produção de gás não convencional nos próximos

anos. Isso se deve ao fato destas já apresentarem uma estrutura instalada e um mercado

consumidor bem estabelecido na região, o que culminaria em uma exploração, produção

e escoamento economicamente viável desses hidrocarbonetos (PROMINP, 2016). Uma

vez que essas bacias maduras se mostrem viáveis para produção de gás não convencional,

gera mais visibilidade para outras que ainda foram pouco ou não foram desenvolvidas,

sendo o país capaz de explorar todas as suas oportunidades de produção de petróleo. A

Figura 2.13 mostra algumas destas oportunidades.

Figura 2.13 – Oportunidades de investimentos. Fonte: ANP (2018).

28

2.4. FRATURAMENTO HIDRÁULICO

Fraturamento hidráulico, também conhecido como “Fracking” é uma técnica de

estimulação usada para criar fraturas na rocha, geralmente de baixa permeabilidade,

formando canais de alta condutividade até o poço, permitindo que o hidrocarboneto

consiga percorrer a formação com uma maior facilidade. Com isso, torna-se possível a

obtenção de melhores taxas de produtividade e/ou injetividade ou ainda melhorar a

recuperação esperada do hidrocarboneto de um reservatório.

O processo inicia-se com pequenas explosões, aumentando assim o número de

fissuras por onde o fluido de fraturamento irá penetrar. Em seguida, há um bombeio do

fluido com propante em suspenção (geralmente areia ou partículas de cerâmica) a uma

elevada vazão e pressão, provocando ruptura por tração na formação. As partículas de

propante permanece dentro das fraturas, mantendo-as abertas, permitindo a drenagem do

gás ou óleo. A composição do fluido utilizado para o processo de fraturamento pode ser

observada na Figura 2.14.

Figura 2.14 – Composição do fluido de fraturamento. Fonte: AYDE (2014).

2.4.1. Breve Histórico

A tecnologia do fraturamento hidráulico foi desenvolvida na década de 1940 e

teve a sua primeira aplicação experimental no ano de 1947, em um poço de gás operado

pela companhia Stanolind Oil no campo de Hugoton localizado em Grant County,

Kansas, EUA, como mostra a Figura 2.15. Entretanto, apenas no ano de 1949 foi realizada

29

a primeira aplicação comercial, pela empresa Howco (Halliburton Oil Well Cementing

Company), detentora exclusiva da patente da então nova tecnologia. O fluido era

composto por óleo cru, gasolina e areia (HOLDITCH, 2007).

Figura 2.15. Primeiro Fraturamento Experimental no Campo de Hugoton, EUA em 1947. Fonte:

HOLDITCH (2007).

2.4.2. Objetivo do Fraturamento Hidráulico

Muitos poços de óleo e gás não tem sua produção como desejada, e para melhorar

essa produtividade é utilizado o método de fraturamento hidráulico. Apesar de todos os

poços serem propícios ao uso da técnica, esta geralmente é utilizada em formações de

baixa e média permeabilidade. Muitas vezes esse método de estimulação é utilizado antes

do início da produção com o objetivo de antecipar receitas.

Segundo Economides (2000), tratamentos de fraturamento são aplicados no poço

por um (ou mais) dos três seguintes motivos:

• remoção de dano próximo ao poço, permitindo o retorno da produtividade natural;

• elevar o Índice de Produtividade (IP) com a criação de um longo caminho de alta

condutividade na formação e

• alterar o regime de fluxo na formação de radial para linear.

30

O Índice de Produtividade é calculado pela equação 2.1, que representa a razão

entre a taxa de produção de petróleo e o diferencial de pressão do reservatório e o fundo

do poço, ou drawdown. Assim, com um maior IP tem-se como benefícios uma maior

vazão e um menor drawdown.

.

𝐼𝑃 = 𝑞

𝑃𝑒−𝑃𝑤 (2.1)

Onde:

q = vazão

Pe = Pressão estática (ou média) do reservatório

Pw = Pressão de fundo de poço

O fluxo radial do reservatório não é muito eficiente para a produção, pois à medida

que o fluido vai se aproximando do poço, ele tem de passar sucessivamente por espaços

menores, causando uma compressão e uma redução do fluxo. Quando o fraturamento é

aplicado de maneira apropriada, a criação de canais preferenciais ao longo do reservatório

altera esse regime de fluxo para quase que totalmente linear, aumentando

significativamente a produtividade (CASTRO, 2016).

2.4.3. Conceito e Aplicação do Fraturamento Hidráulico

Quando um fluido é bombeado dentro do poço com um diferencial de pressão

maior que a resistência mecânica da rocha, acontece a quebra (fratura) da formação. Essa

fase inicial de abertura é chamada de colchão (pad stage) e ocorre uma grande perda de

fluido por filtração (entre 30% a 60%). Em seguida, tem-se o slurry stage, onde ocorre o

bombeio de um volume específico de fluido a uma alta vazão, com um incremento gradual

da concentração de um agente propante até atingir um valor máximo no fim do bombeio.

Observa-se na Figura 2.16 uma representação desses estágios.

31

Figura 2.16 – Abertura e propagação de uma fratura planar vertical. Fonte: ECONOMIDES (2000).

O uso do propante, evita o fechamento da fratura pelo peso das camadas superiores

de rocha (overburden) e cria caminhos preferenciais de alta permeabilidade para o

deslocamento dos fluidos que serão produzidos (SANTOS; CORADESQUI, 2013). Na

ausência desse material de sustentação, mesmo que, em alguns casos as fraturas

permaneçam abertas durante um tempo, inevitavelmente elas irão se fechar e, assim,

reduzir a permeabilidade para o fluxo.

As Figuras 2.17, 2.18 e 2.19 mostram uma sequência cronológica do aumento

gradativo do material de sustentação ao longo da fratura, onde tem-se na Figura 2.17 o

momento em que o primeiro estágio de propante foi injetado, seguindo para a evolução

da concentração desse agente, representado pela Figura 2.18 e finalizando com a

distribuição de concentração ideal na fratura, na Figura 2.19.

Figura 2.17 – Início da distribuição de propante. Fonte: ECONOMIDES (2000).

32

Figura 2.18 – Evolução da distribuição do propante. Fonte: ECONOMIDES (2000).

Figura 2.19 – Distribuição final do propante. Fonte: ECONOMIDES (2000).

Com o uso dessa técnica, pode ocorrer um influxo de material granular para dentro

do poço juntamente com o fluido, durante a fase de limpeza ou na fase de produção,

caracterizando a produção de propante (proppant flowback). O fraturamento pode ser

utilizado em formações de baixa e alta permeabilidade, sendo mais atrativas em arenitos

encontrados em sedimentos mais antigos e consolidados, estimulando a produção dos

hidrocarbonetos devido a modificação no modelo do fluxo (SANTOS; CORADESQUI,

2013).

É importante perceber que um estudo cuidadoso deve ser realizado antes de se

iniciar o fraturamento propriamente dito, pois se este não for executado corretamente,

pode causar algumas complicações, produzindo um efeito inverso no ganho de

produtividade, gerando, em casos mais extremos, a perda do poço. Também pode ser

realizado o refraturamento com objetivo de restaurar a produção em poços já existentes e

33

aumentar economicamente a quantidade de gás recuperado (SANTOS; CORADESQUI,

2013).

O processo para a colocação de um poço de shale gas em produção nos EUA leva

apenas alguns meses. Esse tempo é dividido, tipicamente, em 4 a 8 semanas para a

preparação do local para a perfuração, mais 4 ou 5 semanas para a perfuração, descida de

revestimento e cimentação e geralmente mais 2 a 5 dias para a completa realização da

técnica de fraturamento hidráulico (API, 2017).

2.4.4. Mecânica do Fraturamento Hidráulico

A técnica de fraturamento é altamente controlada e monitorada e as operações

ocorrem em etapas. Antes de se iniciar um tratamento, para se obter sucesso no

procedimento, é muito importante que sejam cuidadosamente previstas as dimensões

finais das fraturas, as pressões necessárias para fraturar a rocha, a pressão de propagação

e a pressão de fundo de poço. Para tal, tem-se um estudo das tensões in situ da formação,

das propriedades da rocha e do fluido de fraturamento (CORADESQUI et al., 2013).

As rochas localizadas no subsolo estão submetidas a um determinado campo de

tensões e segundo Teixeira et al. (2010), tem-se dois tipos de força atuantes sobre esse

corpo geológico: as Forças de Corpo (ou de Volume), que atuam sobre a massa do corpo

como um todo, e as Forças Contato (ou de Superfície), que atuam tracionando ou

comprimindo o corpo ao longo de superfícies imaginárias.

As intensidades das forças contato dependem de fatores como profundidade,

densidade da formação, resistência mecânica do solo, entre outros, e podem ser divididas

em três direções principais, conforme a Figura 2.20.

34

Figura 2.20 – Diagrama 3D de Tensões Principais. Fonte: YEW (2008).

Nessa representação, σ1 é a tensão vertical, σ2 é a tensão horizontal mínima, e σ3

é a tensão horizontal máxima. Essas tensões são normalmente compressivas,

anisotrópicas e não homogêneas. Assim, os esforços na rocha têm valores distintos de

acordo com a sua direção (CORADESQUI et al., 2013).

A direção de propagação da fratura será perpendicular à menor tensão principal.

Em poços rasos (geralmente até 300 m de profundidade), essa tensão mínima é a vertical,

devido à baixa sobrecarga, e a fratura consequentemente será horizontal. Em poços mais

profundos, como o do presente estudo, uma das tensões horizontais será a mínima e a

fratura ocorrerá verticalmente (HOLDITCH, 2007).

A Figura 2.21 ilustra uma seção horizontal de um poço vertical profundo, onde a

propagação da fratura vertical segue perpendicular à tensão σh2 (tensão mínima

horizontal).

35

Figura 2.21 – Tensões Principais e Direção de Propagação das Fraturas. Fonte: YEW (2008).

2.4.5. Análise de Pressões no Fraturamento

Durante a operação de fraturamento hidráulico, são observados determinados

estágios de pressão no fundo do poço, como pode ser visto na Figura 2.22. O processo

inicia-se com a pressurização do poço através do bombeio de fluido. Com a elevação da

pressão nos poros da rocha, uma tensão interna na formação é criada, de igual magnitude

em todas as direções.

Ao atingir um valor máximo, referente à pressão de fratura da formação, temos a

chamada pressão de breakdown. Logo após a ruptura, a pressão atinge um patamar

inferior, que corresponde a pressão de propagação e, durante essa etapa, não sofre

alteração significativa. Concomitantemente, parte do fluido é perdido para o meio

rochoso por filtração.

É importante ressaltar que a fratura é mantida pela diferença entre a pressão

líquida ΔP (pressão do fluido menos a pressão de reservatório) e a tensão horizontal

mínima efetiva, enquanto que a taxa de perda de fluido por filtração é definida apenas

pela pressão líquida (OLIVEIRA, 2012).

Após a interrupção do bombeio, uma queda brusca na pressão é observada,

surgindo assim a pressão instantânea de fechamento (ISIP – Instantaneous Shut In

Pressure), seguida por um declínio suave até atingir a pressão de reservatório. Essa

transição é causada pelo cessamento de fluxo de fluido pela fratura.

36

Figura 2.22 – Evolução da pressão no fundo do poço durante a operação. Fonte: TAVARES (2010).

2.4.6. Produtividade

O ganho de produtividade dos poços depende, principalmente, de dois fatores:

capacidade de receber fluidos da formação, tendo sua eficiência comandada pelas

dimensões da fratura (comprimento xf, altura hf e abertura ωf), como pode ser observado

na Figura 2.23, e também pela capacidade de transportar o fluido para o poço, com

eficiência determinada pela condutividade adimensional, representada na equação 2.2.

𝐶𝐷 =𝑘𝑓.𝑤𝑓

𝑘.𝑥𝑓 (2.2)

Onde:

CD = Condutividade adimensional da fratura

kf = Permeabilidade da fratura

wf = Abertura da fratura

xf = Comprimento da fratura

k = Permeabilidade do reservatório

37

Figura 2.23 – Vista superior de asa de fratura. Fonte: CASTRO (2016).

Com a condutividade adimensional da fratura, obtém-se uma estimativa do Fator

de Skin utilizando a correlação presente na Figura 2.24 e então calcula-se o Índice de

Produtividade. A partir disso, comparando a produção no tempo de um poço não

estimulado com o estimulado, tem-se o incremento de produção.

Figura 2.24 – Fator de Skin Equivalente de Fratura. Fonte: CINCO-LEY,

SAMANIEGO-V (1981).

Após o bombeio do fluido, tem-se a tendência de fechamento da fratura. Para

evitar isto, injeta-se o propante, mantendo os canais da fratura abertos, os quais aumentam

a condutividade da formação. O gráfico da Figura 2.25 mostra a correlação das tensões

confinantes e condutividade da fratura para diferentes tipos de material de sustentação,

38

sendo eles: cerâmica leve (Lightweight Proppant - LWP), cerâmica de resistência

intermediária (Intermediate-Strength Proppant - ISP), bauxita, areia tratada com resina

(Resin-Coated Sand - RCS) e areia do tipo Jordan Sand.

Figura 2.25 – Análise da condutividade da fratura pela tensão efetiva para diferentes tipos de propantes.

Fonte: ECONOMIDES (2000).

39

3. MATERIAIS E MÉTODOS

A simulação do reservatório foi elaborada utilizando o simulador comercial

IMEX, versão 2019.10, do grupo CMG – Computer Modelling Group Ltd. O modelo de

reservatório e o modelo de fluido foram definidos no Builder.

3.1. FERRAMENTAS COMPUTACIONAIS

3.1.1. Módulo IMEX

IMEX – Black Oil & Unconventional Simulator modela processos primários e

secundários de recuperação de óleo em reservatórios convencionais e não-convencionais.

É uma ferramenta para modelar reservatórios fraturados natural ou hidraulicamente que

captura o comportamento do fluxo transiente e obtem previsões de produção (CMG,

2020). Por esses motivos, foi escolhido para simular os modelos deste estudo.

3.1.2. Módulo BUILDER

O módulo Builder foi utilizado para a criação do modelo de reservatório, gerando

um arquivo de entrada para o simulador IMEX do CMG. Nele, foi definido o grid e as

propriedades do reservatório, o modelo de fluido, os dados do poço, as características do

fraturamento hidráulico e as condições iniciais.

3.2. CONDIÇÕES INICIAIS DO MODELO BASE

Para o estudo, definiu-se um modelo base e posteriormente foram realizadas

algumas simulações, variando parâmetros e analisando o Fator de Recuperação do gás, a

pressão de reservatório com a produção e a vazão de gás.

3.2.1. Modelo da malha

O modelo estudado corresponde a um reservatório homogêneo com suas

dimensões analisadas na forma tridimensional no sistema cartesiano (Figura 3.1). As

dimensões são apresentadas na Tabela 3.1.

40

Tabela 3.1 - Dados dimensionais do modelo de reservatório estudado.

Dimensão em X (ft) 1800

Dimensão em Y (ft) 2700

Dimensão em Z (ft) 270

Número de blocos em i 60

Dimensão dos blocos em i (ft) 30

Número de blocos em j 90

Dimensão dos blocos em j (ft) 30

Número de blocos em k 9

Dimensão dos blocos em k (ft) 30

Figura 3.1– Modelo 3D do reservatório. Fonte: Elaboração própria no módulo Builder (2020).

3.2.2. Modelo de Fluido

Foi utilizado o modelo de duas fases gás-água e o modelo de equação de estado

de Peng-Robinson, com a densidade específica do gás igual a 0,818. As permeabilidades

relativas foram calculadas considerando correlações deste modelo e estão apresentadas

no Gráfico 3.1.

41

Gráfico 3.1 - Permeabilidade relativa do gás e da água versus saturação de água. Fonte: Elaboração

própria (2020).

O fator de compressibilidade e a viscosidade do gás também foram calculados

usando correlações do modelo de duas fases gás-água e o modelo de equação de estado

de Peng-Robinson, e podem ser vistos no Gráfico 3.2.

Gráfico 3.2 - Fator de compressibilidade e a viscosidade do gás versus pressão do reservatório. Fonte:

Elaboração própria (2020).

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

0,2 0,4 0,6 0,8 1

Krg

Krw

Sw

krw krg

0,01

0,011

0,012

0,013

0,014

0,015

0,016

0,017

0,7

0,75

0,8

0,85

0,9

0,95

1

0 500 1000 1500

ViscgZ

g

Pres

Zg Viscg

42

3.2.3. Propriedades da rocha reservatório

Os dados da rocha-reservatório utilizados no modelo são apresentados na Tabela

3.2.

Tabela 3.2 - Propriedades da rocha reservatório

Profundidade (ft) 3380

Temperatura (ºF) 100

Pressão inicial (psi) 1500

Permeabilidade (mD) 0,0001

Porosidade (%) 3

Compressibilidade da rocha (psi-1) 1x10-6

3.2.4. Localização, Completação e Tamanho do Poço Produtor no Modelo Base

A configuração do poço produtor é a de poço horizontal. Ele está situado na quinta

camada do grid na direção K, a 120 ft de profundidade do topo do reservatório e possui

1680 ft de comprimento perfurado, se estendendo na camada 45 na direção J, como é

visto na Figura 3.2.

Figura 3.2 – Localização do poço. Fonte: Elaboração própria no módulo Builder (2020).

43

Como restrição de operação foi colocado que o valor mínimo da pressão do fundo

do poço é de 500 psi e valor máximo da vazão de gás é 2E8 ft³/dia.

3.2.5. Modelagem da Fratura

Após a completação do poço e o canhoneio das zonas de interesse, foram definidos

os dados, apresentados na Tabela 3.3, para a realização do fraturamento hidráulico

Tabela 3.3 – Dados de Fratura

Direção da fratura J

Comprimento da asa xf (ft) 350

Permeabilidade efetiva kf (mD) 10000

Refinamento em I 7

Refinamento em J 7

Refinamento em K 1

Camadas acima do canhoneado 3

Camadas abaixo do canhoneado 3

Espaçamento das Fraturas (ft) 90

Número de Estágios 18

Foi feito um estudo para o refinamento da malha nas proximidades das fraturas e

identificou-se que um refinamento nas direções “i” e “j” em 7 divisões (Figura 3.3) obteve

um resultado satisfatório, considerando um diagnóstico do resultado da produtividade do

reservatório e do tempo para realização das simulações.

44

Figura 3.3– Refinamento do grid em vista superficial da fratura no poço horizontal em vermelho na

camada k5. Fonte: Elaboração própria no módulo Builder (2020).

3.3. METODOLOGIA

A metodologia utilizada seguiu o fluxograma da Figura 3.4, que resume o que foi

feito em importantes passos para a realização deste trabalho.

Figura 3.4 – Fluxograma das etapas de realização do estudo. Fonte: Elaboração própria (2020).

45

4. ESTUDOS E DISCUSSÕES

4.1. ESTUDO 1 – ESPAÇAMENTO DAS FRATURAS

Primeiramente, verificou-se a influência do espaçamento das fraturas na análise

de produção de gás. Para isso, 4 modelos foram gerados com diferentes números de

estágios, como pode ser visto na Figura 4.1.

Figura 4.1 - Modelos com diferentes números de estágios. Fonte: Elaboração própria no módulo Builder

(2020).

Para esse estudo, observou-se, com o gráfico apresentado na Figura 4.2, que o

modelo base (menor espaçamento entre as fraturas) obteve a maior produção acumulada

de gás (Gp) entre os modelos estudados, retornando um fator de recuperação (FR) de

19,41%. Esta resposta mostra que quanto maior o número de estágios, melhor o

escoamento do gás no meio poroso para o poço.

Como esperado, o modelo que não houve aplicação de Fraturamento Hidráulico

retornou um valor quase nulo para a produção acumulada, com um FR de 0,59%, devido

à baixa permeabilidade do reservatório.

46

Figura 4.2 - Fator de recuperação do gás (%) para os modelos de diferentes estágios de fratura. Fonte:

Elaboração própria no módulo Results Report (2020).

Com o módulo Results Reports também foi possível visualizar as curvas de

pressão do reservatório com a produção e o gráfico de vazão de gás com tempo de

produção, apresentados nas Figuras 4.3 e 4.4, respectivamente.

Figura 4.3 - Pressão do Reservatório (psi) para os modelos de diferentes estágios de fratura. Fonte:


47

Figura 4.4 - Vazão de Gás (ft³/dia) para os modelos de diferentes estágios de fratura. Fonte: Elaboração

própria no módulo Results Report (2020).

Observou-se que, devido à baixa produção de gás, a pressão de reservatório no

modelo não fraturado sofreu baixíssima alteração em 10 anos de produção. Constatou-se

também que o modelo base teve a maior queda de pressão, chegando a um valor de 1254

psi ao final do projeto. Nos modelos estudados, devido à baixa permeabilidade da

formação, o decaimento da pressão ficou mais localizado em torno das fraturas, como

pode ser visto na Figura 4.5. Com isso, a pressão permaneceu bastante elevada no final

do período, uma vez que a fratura não atingiu toda a extensão do reservatório.

Figura 4.5 – Histórico da Pressão do Reservatório em 10 anos de produção (psi) para o modelo com

espaçamento de fratura de 300 ft. Fonte: Elaboração própria no módulo Results Report (2020).

48

4.2. ESTUDO 2 – POROSIDADE DO RESERVATÓRIO

O segundo estudo realizado identificou a influência da porosidade na recuperação

de gás. Quatro modelos com distintos valores para a propriedade foram simulados: 3%

(modelo base), 6%, 9% e 12%.

Deve-se considerar que a alteração da porosidade do modelo modifica também o

volume de gás no reservatório. Observa-se no gráfico presente na Figura 4.6 que apesar

do modelo com 12% de porosidade apresentar o menor FR (12,5%), este tem o maior Gp

ao fim de 10 anos de produção (2108,5 MMSCF).

Figura 4.6 - Fator de recuperação do gás (%) para os modelos com diferentes porosidades. Fonte:


Esse maior valor de Gp do modelo com 12% de porosidade também pode ser

identificado no gráfico da vazão de gás (Figura 4.7), onde este apresenta-se com uma

vazão consideravelmente maior que os demais modelos, atingindo um pico de 3,06x106

ft3/dia no início da produção, enquanto que a vazão máxima do modelo base (porosidade

de 3%) é de 1,50x106 ft3/dia.

49

Figura 4.7 - Vazão de Gás (ft³/dia) para os modelos com diferentes porosidades. Fonte: Elaboração


O gráfico da Pressão de reservatório é condizente com o do FR, tendo em vista

que quanto maior o FR, mais gás foi produzido do total disponível e consequentemente

menor será a pressão final do reservatório. Assim, na Figura 4.8 observa-se um menor

decaimento de pressão à medida que aumenta a porosidade dos modelos.

Figura 4.8 - Pressão do Reservatório (Psi) para os modelos com diferentes porosidades. Fonte: Elaboração


50

4.3. ESTUDO 3 – PERMEABILIDADE DO RESERVATÓRIO

No terceiro estudo foi observado o comportamento da produção variando a

permeabilidade do reservatório. Foram simulados quatro modelos distintos com 1 mD,

1x10-2 mD, 1x10-4 mD (modelo base) e 1x10-6 mD de permeabilidade do reservatório.

O modelo de maior permeabilidade chega em um platô de recuperação

rapidamente por conta da ótima conectividade do reservatório, produzindo sua

capacidade no primeiro ano. Já os outros ainda estão com o fator de recuperação

crescendo após 10 anos de produção como pode ser visto na Figura 4.9. Os dois modelos

de menor permeabilidade, 1x10-4 e 1x10-6 mD, são os que representam reservatórios shale

gas e recuperam menos de 20% no final da simulação. O que aumenta a recuperação

nestes casos é o adensamento de poços para conseguir estabelecer ainda mais conexões

com o reservatório (ponto a ser abordado no ESTUDO 4).

Figura 4.9 - Fator de recuperação do gás (%) para os modelos com diferentes permeabilidades. Fonte:


O comportamento da pressão segue o do fator de recuperação. O modelo de

permeabilidade de 1mD tem a difusão da pressão até a borda do reservatório, atingindo o

limite da restrição operacional de valor mínimo de pressão de 500 psi. Já nos outros

modelos isso não é observado, conforme mostra a Figura 4.10.

51

Figura 4.10 - Pressão do Reservatório (psi) para os modelos com diferentes permeabilidades. Fonte:


Por conta da grande conectividade gerada pela alta permeabilidade, o pico da

vazão de gás produzido do modelo de 1 mD é de 2,4x107 ft³/dia contra 1,5x106 ft³/dia do

modelo base de 1x10-4 mD, mas depois de 6 meses do início da produção, a vazão de gás

do modelo de maior permeabilidade fica abaixo dos outro modelos, como visto na Figura

4.11.

Figura 4.11 - Vazão de Gás (ft³/dia) para os modelos com diferentes permeabilidades. Fonte: Elaboração


52

4.4. ESTUDO 4 - NÚMERO DE POÇOS

No quarto estudo, foi analisado a influência do número de poços (1, 2 e 3) na

recuperação final de gás. A localização dos poços é mostrada na Figura 4.12.

Figura 4.12 - Modelos variando o número de poços. Fonte: Elaboração própria no módulo Builder (2020).

Para o estudo da produção em função do número de poços, obteve-se um

incremento no FR para os modelos com 2 e 3 poços (Figura 4.13), atingindo os valores

de 38,25% e 58,21%, respectivamente.

Figura 4.13 - Fator de recuperação do gás (%) para os modelos com diferentes números de poços. Fonte:


53

Analisando os gráficos de pressão do reservatório e vazão de produção,

representados nas Figuras 4.14 e 4.15, observou-se que o reservatório com 3 poços

perfurados teve um maior decaimento em sua pressão, como esperado, devido à maior

área aberta ao fluxo, facilitando assim a produção do gás no reservatório, atingindo um

valor final de 748 psi ao final de 10 anos de produção.

Figura 4.14 - Pressão do Reservatório (psi) para os modelos com diferentes números de poços. Fonte:


Figura 4.15 - Vazão de Gás (ft³/dia) para os modelos com diferentes números de poços. Fonte: Elaboração


54

4.5. ESTUDO 5 – TAMANHO DA ASA

Outro parâmetro relevante em fraturamento hidráulico é o tamanho da asa da

fratura. Neste estudo foram simuladas fraturas com 1300 ft, 700 ft e 350 ft (modelo base)

de tamanho da asa da fratura, que se refere ao comprimento do poço até uma das

extremidades da fratura. O layout destes modelos pode ser visto na Figura 4.16.

Figura 4.16 - Modelos variando o tamanho da asa. Fonte: Elaboração própria no módulo Builder (2020).

Como esperado, quanto maior o tamanho da asa maior é o fator de recuperação

(Figura 4.17), graças a criação de um caminho de maior permeabilidade feito pela fratura,

que possibilita a comunicação do reservatório com o poço produtor, aumentando a

produção de gás (Figura 4.18) e causando maior queda de pressão do reservatório (Figura

4.19), por conta dessa comunicação criada.

55

Figura 4.17 - Fator de recuperação do gás (%) para os modelos com diferentes tamanhos de asa. Fonte:


Figura 4.18 - Vazão de Gás (ft³/dia) para os modelos com diferentes tamanhos de asa. Fonte: Elaboração


56

Figura 4.19 - Pressão do Reservatório (Psi) para os modelos com diferentes tamanhos de asa. Fonte:


Vale ressaltar que o valor da produção de gás acumulado e o FR do modelo com

asa de 1300 é maior do que o valor do modelo de 3 poços com asa de 350 ft (Figura 4.20).

Portanto, é importante estar ciente de que, dependendo das características do reservatório

em estudo, é mais interessante poucos poços produtores com um tamanho de asa maior

do que vários poços produtores com asas menores produzindo de um mesmo volume de

gás. Essa escolha pode ter alto impacto nos valores de investimento, tendo em vista qual

projeto tem mais gastos contra o que se pode recuperar em produção acumulada.

Figura 4.20 - Fator de recuperação do gás (%) para os modelos de 3 poços com asa de 350 ft e 1 poço

com asa de 1300 ft. Fonte: Elaboração própria no módulo Results Report (2020).

57

4.6. ESTUDO 6 - NÚMERO DE POÇOS X ESPAÇAMENTO DAS FRATURAS

Analisando os estudos apresentados, observou-se que o número de poços e o

espaçamento de fraturas foram parâmetros bastante significativos e apresentaram um

grande impacto na produção do reservatório.

Devido à essa importância, realizou-se um estudo com 12 combinações distintas

de número de poços e espaçamento da fratura, resultando em um gráfico de superfície,

apresentado na Figura 4.21.

Figura 4.21 - Superfícies de resposta do FR após 10 anos de produção – Interação entre o número de

poços com o número de estágios de fratura. Fonte: Elaboração própria (2020).

Para este estudo, o fator de recuperação do gás é mais efetivo para maiores

quantidades de poços e menor espaçamento (maior número de estágios). Constatou-se

que a quantidade de fraturas foi o parâmetro que mais influenciou para obter um FR de

58,21%.

58

5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

5.1. CONCLUSÕES

No estudo realizado, foi proposta uma análise da produção de um reservatório

fictício de shale gas utilizando a técnica de fraturamento hidráulico através do programa

de simulação da CMG. Concluiu-se que:

• A recuperação primária de gás para esse tipo de reservatório é praticamente nula,

tornando-o inviável sem a aplicação de um método de estimulação adequado.

• Dentre os estudos realizados com alteração nas configurações de poço e das

fraturas, o modelo com 1 poço, espaçamento de 90 ft e de maior asa (1300 ft) mostrou

superioridade na recuperação final de gás, com FR de 65,74%.

• A depleção em reservatórios de shale gas ocorre de forma localizada em torno das

fraturas. Com isso, para os modelos com menores tamanho de asa e com menos poços, a

pressão no reservatório permaneceu bastante elevada ao fim de 10 anos de produção, não

atingindo toda a extensão de drenagem do reservatório.

• No estudo da influência da permeabilidade do reservatório na produção de gás,

obteve-se um FR de 73,58% para o modelo com permeabilidade 1 mD. Este não é um

valor representativo e sim comparativo, pois encontra-se fora dos valores usuais de

permeabilidade para o tipo de reservatório analisado (shale gas). Esta análise visa

principalmente avaliar o efeito da permeabilidade do reservatório na produção a partir de

fraturas hidráulicas.

• Em relação à porosidade do reservatório, os modelos mais porosos retornaram um

valor menor de FR e uma menor depleção. Em contrapartida, obtiveram um maior volume

de gás produzido Gp. Isso ocorre porque a alteração do volume poroso implica na

mudança de volume de gás.

• No estudo combinado do espaçamento de fraturas com o número de poços,

observou-se um melhor retorno de produção quando aplicado uma configuração de 3

poços e 18 estágios. Para este caso, a quantidade de fraturas foi o parâmetro mais

significativo para o maior FR.

59

5.2. RECOMENDAÇÕES PARA TRABALHOS FUTUROS

Recomenda-se para trabalhos futuros a realização de análise econômica agregada

aos aspectos técnicos dos modelos. Além disso, é salutar a utilização de dados reais de

reservatórios de shale gas, incluindo mapas de distribuição de porosidade,

permeabilidade e fraturas naturais, tornando o estudo mais efetivo. Por fim, um estudo

combinado de outros parâmetros, com suas respectivas superfícies de respostas pode ser

interessante para mapear mais influências de características do reservatório, poço e do

fraturamento hidráulico na produtividade de um campo de shale gas.

60

6. REFÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS

(ANP), 2018. “Exploração de Recursos de Baixa Permeabilidade no Brasil”. Junho de

2018. Em: Seminário de Shale Gas. Rio de janeiro. 2018.

AYDE, S, 2014. Análise das possibilidades de desenvolvimento do Shale Gas no brasil

com base na experiência dos Estados Unidos. Monografia conclusão do curso de

Especialização em Gestão Ambiental e Negócios do Setor Energético, USP. 2014. São

Paulo - SP, Brasil.

BAPTISTA, J. P. M. M. dos S., 2011. Caracterização de formações da Bacia Lusitania

(zona emersa) para a produção de gás natural (não). Dissertação de Mestrado,

Universidade Técnica de Lisboa, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Geológica

e de Minas.

BESSA Jr, F. P., 2014. Análise da Recuperação em Reservatório de Gás com Baixa

Permeabilidade (Tight Gas) Através do Fraturamento Hidráulico. Dissertação

(Mestrado em Engenharia de Petróleo) – Universidade Federal do Rio Grande do Norte,

Pós Graduação em Ciência e Engenharia de Petróleo (PPGCEP), Rio Grande do Norte,

2014.

CASTRO, C. B. de, 2016. Análise Da Produção Por Fraturamento Hidráulico Em

Reservatórios Não Convencionais Do Tipo Tight Gas. Trabalho Final de Graduação,

UFF. Graduação em Engenharia de Petróleo. 2016. Niterói - RJ, Brasil.

CINCO-LEY, H.; SAMANIEGO-V., F., 1981b. “Transient Pressure Analysis for

Fractured Wells,” paper SPE 7490, Journal of Petroleum Technology. September,

1981b.

Computer Modelling Group Ltd (CMG), 2020. IMEX – Black Oil & Unconventional

Simulator. Disponível em: <https://www.cmgl.ca/imex>. Acesso em: fevereiro de 2020.

CORADESQUI, S., SANTOS, P. R. D., 2013. Análise de Viabilidade Econômica da

Produção de Shale gas: Um Estudo de Caso em Fayetteville. Monografia (Graduação

em Engenharia de Petróleo) – Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica,

Rio de Janeiro, 2013.

DELGADO, F.; MORAES, F.; RECHDEN, R., 2019. O Shale Gas À Espreita No Brasil:

Desmistificando A Exploração De Recursos De Baixa Permeabilidade. FGV Energia.

Disponível em: <https://fgvenergia.fgv.br/sites/fgvenergia.fgv.br/files/web_book_-

_cadernofgv_-_shale_gas.pdf>. Acesso em: fevereiro de 2020.

DUARTE, O. O., 2010. Dicionário Enciclopédico Inglês-Português de Geofísica e

Geologia. Sociedade Brasileira de Geofísica. 4ª edição.

61

DYMAN, T. S.; WYMAN, R. E.;KUUSKRAA, V. A.; LEWAN, M. D. AND COOK, T.

A, 2003. Deep Natural Gas Resources. Natural Resources Research, Vol. 12, No. 1,

March 2003.

ECODEBATE, 2013. Gás de Xisto: a festa de despedida dos combustíveis fósseis?

Disponível em: <https://www.ecodebate.com.br/2013/11/04/gas-de-xisto-a-festa-de-

despedida-doscombustiveis-fosseis-artigo-de-jose-eustaquiodiniz-alves/>. Acesso em

novembro de 2019.

ECONOMIDES, J. M., 2000. Unified Fracture Design. Estados Unidos, Orsa Press.

ECONOMIDES, J.M., 2000. Reservoir Stimulation, Volume 3, Estados Unidos.

EIA, 2015. World Shale Resource Assessments. Disponível em:

<www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/>. Acessado em: outubro de 2019.

EIA, 2016. Annual Energy Outlook 2016. Energy Information Administration

(EIA/DOE). Washington. EUA, 2016.

EIA, 2019. Where our Natural gas came from. U.S. Energy Information

Administration. Disponível em: <https://www.eia.gov/energyexplained/natural-

gas/where-our-natural-gas-comes-from.php >. Acesso em: outubro de 2019.

Empresa de Pesquisa Energética (EPE), 2017. Zoneamento Nacional de Recursos de

Óleo e Gás. Ciclo 2015-2017 / Ministério de Minas e Energia. Empresa de Pesquisa

Energética. Brasília: MME/EPE, 2017.

EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA (EPE), 2018. Recursos em Reservatórios de

baixa permeabilidade no Brasil. Apresentação em Evento da FGV Energia. Rio de

Janeiro, Brasil. 2018.

ENERGY API, 2017. American Hydraulic Fracturing: Unlocking America's Natural

Gas Resources. Disponível em: <https://www.api.org/oil-and-natural-gas/energy-

primers/hydraulic-fracturing/unlocking-americas-natural-resources>. Acesso em:

outubro de 2019.

ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION (EIA), 2012. Projected natural gas

prices depend on shale gas resource economics. Disponível em:

<https://www.eia.gov/todayinenergy/detail. php?id=7710>. Acesso em: novembro de

2019.

ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION (EIA), 2013. Technically

Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale

Formations in 41 Countries Outside the United States. Disponível em: <https://www.

eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/ overview.pdf>. Acesso em: fevereiro de

2020.

62

HOLDITCH, S. 2003. The Increasing Role of Unconventional Reservoirs in the Future

of the Oil and Gas Business. Society of Petroleum Engineers Journal.

HOLDITCH, S. A., 2006. “Tight Gas Sand”. Artigo SPE 103356-JPT, Journal of

Petroleum Technology, Panel discussion in Hydraulic Fracturing Technology

Conference. The Woodlands, Texas, Junho de 2006.

HOLDITCH, S. A., 2007. Petroleum Engineering Handbook. Volume IV, Society of

Petroleum Engineers.

INTERNACIONAL ENERGY ADMINISTRATION (IEA), 2020. World Energy

Outlook 2019. Disponível em: <https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-

2019>. Acesso em: fevereiro de 2020.

.

LOFTIN, P., 2009. Thirty Years of Lessons Learned – Tips and Tricks for Finding,

Developing and Operating a Coalbed Methane Field. In: 24th World Gas Conference,

Buenos Aires.

MACHADO, C. X., 2019. A Importância do Hidrato de Gás como Fonte de Energia

Alternativa e como Possível Agente das Mudanças Climáticas. Dissertação (Mestrado

em Geografia), Universidade Federal de Santa Catarina, Centro de Filosofia e Ciências

Humanas, Programa de Pós-graduação em Geografia, Florianópolis, 2009.

MIN et. al., 1998. Research and practice of low permeability oil and gas fields.

Petroleum Industry Press.Beijing.1998.

OLIVEIRA, A. A., 2012, Seleção de Poços para Operações de Estimulação Utilizando

Inteligência Artificial, Projeto de Graduação em Engenharia de Petróleo, UFRJ, Rio de

Janeiro.

OLIVEIRA, V. A. A., 2014. Caracterização de Reservatórios Não Convencionais.

Trabalho Final de Graduação, UFF. Graduação em Geofísica. 2014. Niterói - RJ, Brasil.

PEER.S.D., 2012. Partnership for Environmental Education and Rural Health –

Ecosystems. ImagesTexas A&M University. Disponível em

<http://peer.tamu.edu/curriculum_modules/ecosystems/Images/methane.hydrate.gif>.

Acesso em: novembro de 2019.

PROMINP, 2016. “Aproveitamento de hidrocarbonetos em reservatórios não

convencionais no Brasil / Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e

Gás Natural”. Em: Comitê Temático de Meio Ambiente. Brasília: PROMINP/CTMA -

Projeto MA 09, 2016.

SMITH, P.S.; COOPER, C.; RUEDA, J.I.; LIEBER, R., 2009. “Applying New

Technology to Tight Gas Developments”. Em: Anais do 24th World Gas Conference.

Buenos Aires.

63

SUÁREZ, A.A. 2012.The Expansion of unconventional Production of Natural Gas

(Tight Gas, Gas Shale and Coal Bed Methane), Advances in Natural Gas Technology.

Dr. Hamid Al-Megren(Ed.), ISBN: 978-953-51-0507-7, InTech.

TAVARES, L. S., 2010. Estado da Arte Operação de Fraturamento Hidráulico.

Monografia (Graduação Engenharia de Petróleo) – Universidade Federal Fluminense,

Escola de Engenharia. Rio de Janeiro, Niterói, 2010.

TEIXEIRA, W.; TOLEDO; FAIRCHILD E TAIOLI, F., 2000. Decifrando a Terra.

Oficina de Textos, 2ª Edição, São Paulo

THOMAS, J. E., 2004, Fundamentos da Engenharia de Petróleo. 2ª ed. Rio de Janeiro,

Interciência: PETROBRAS.

VIRGENS, G. B. das, 2011. Revisão Bibliográfica dos folhelhos com gás da formação

Barnett, Texas, EUA: um exemplo de reservatório não convencional.Trabalho Final de

Graduação, UFBA. Graduação em Geologia. 2011. Salvador - BA, Brasil.

YEW, C.H., 2008, Mecânica do Fraturamento Hidráulico. E Papers Editora, 1a Edição.

anÁlise da recuperaÇÃo de gÁs em reservatÓrios do … · positivos incluem oferta...

Documents