UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DO FRATURAMENTO HIDRÁULICO APLICADO EM RESERVATÓRIOS TIGHT GAS RAPHAEL EWERTON MIRANDA CALDERON Orientador: Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão Natal/RN, Novembro de 2016

2 ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DO FRATURAMENTO HIDRÁULICO APLICADO EM RESERVATÓRIOS TIGHT GAS RAPHAEL EWERTON MIRANDA CALDERON Natal/RN, Novembro de 2016

3 RAPHAEL EWERTON MIRANDA CALDERON ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DO FRATURAMENTO HIDRÁULICO APLICADO EM RESERVATÓRIOS TIGHT GAS Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, como pré-requisito parcial para a obtenção do título de Engenheiro de Petróleo. Raphael Calderon iii

4 CALDERON, Raphael Ewerton Miranda ANÁLISE TÉCNICO-ECONÔMICA DO FRATURAMENTO HIDRÁULICO APLICADO EM RESERVATÓRIOS TIGHT GAS. Trabalho de Conclusão de Curso, Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal RN, Brasil. Orientador: Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão. RESUMO O aumento da demanda energética mundial tem conduzido a produção de petróleo no mundo para padrões de exploração relativamente novos, os reservatórios não convencionais. Como exemplo dessas reservas, têm-se os reservatórios Tight Gas, constituídos de arenitos de baixa porosidade e permeabilidade que acumulam grandes volumes de gás natural. Esses reservatórios não produzem a taxas economicamente viáveis sem a aplicação de técnicas avançadas como a estimulação por fraturamento hidráulico. Neste trabalho, aplicou-se o método de fraturamento hidráulico com o objetivo de analisar a influência dos parâmetros da fratura no fator de recuperação de gás e selecionar o modelo de melhor viabilidade a partir da análise técnico-econômica. Os estudos foram desenvolvidos através de simulações efetuadas nos módulos do software da CMG (Computer Modelling Group), versão Um modelo de reservatório com características similares às da Bacia do Paraná foi desenvolvido para analisar a produção desse tipo de reservatório. Foi utilizado um modelo de fluido de condensado de gás. Foi realizado um estudo comparativo entre várias configurações dimensionais de fraturas, com a finalidade de aumentar a eficiência operacional do método. O comprimento da fratura, a altura da fratura e a quantidade de fraturas foram os parâmetros estudados, todos apresentando resultado positivo, aumentando o fator de recuperação final de gás. O modelo com 9 fraturas de maiores dimensões apresentou a melhor viabilidade econômica do estudo. Palavras-chave: Reservatórios não convencionais, tight gas, fraturamento hidráulico, simulação numérica, análise técnico-econômica. Raphael Calderon iv

5 CALDERON, Raphael Ewerton Miranda TECHNICAL-ECONOMIC ANALYSIS OF HYDRAULIC FRACTURING APPLIED IN TIGHT GAS RESERVOIRS. Final dissertation, Course of Petroleum Engineering, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal RN, Brazil. Advisor: Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão. ABSTRACT Worldwide energy demand increase has been taking petroleum production in the world to a recently new level of exploration, the unconventional reservoirs. Tight gas is an example of this kind of unconventional reservoirs, it refers to sandstone fields with low porosity and permeability which accumulates considerable amounts of natural gas. These reservoirs do not produce naturally at economic rates, therefore, the use of advanced techniques is needed, as hydraulic fracturing stimulation, for example. In this paper, the hydraulic fracturing method was applied in order to analyze the influence of fracture parameters in gas recovery and to select the model of better viability from the technical-economic analysis. The studies were conducted through simulations implemented in modules of CMG software (Computer Modelling Group), version A reservoir model with similar petrological characteristics of Parana basin was developed to analyze the production from this kind of reservoir. The fluid model is a gas condensate. It was conducted a study comparing some dimensional fracture configurations in order to increase the operational efficiency of the method. The length of fractures, fractures height and amount of fractures were the analyzed parameters, all presenting a positive result, increasing the final gas recovery. The model of 9 fractures with the largest dimensions showed the better economic viability of the study. Keywords: Unconventional reservoir, tight gas, hydraulic fracturing, numerical simulation, technical-economic analysis. Raphael Calderon v

6 DEDICATÓRIA Dedico este trabalho ao meu amado pai, Florisvaldo Calderon, por ter me ensinado a ser um homem bom, por todo amor concedido, por sempre estar ao meu lado nesta jornada de estudos, torcendo pelas minhas conquistas. Raphael Calderon vi

7 AGRADECIMENTOS Primeiramente, a Deus, por me conceder a existência e por ter me dado sabedoria para compreender as ciências. À minha mãe e ao meu pai, Geilde e Calderon, por todo amor, por todos os ensinamentos, por sempre terem se esforçado arduamente para me proporcionar a melhor educação possível. Às minhas irmãs, Simone e Raphaela (in memoriam), que me ensinaram a mais pura forma de amor. Aos meus familiares, por todo o apoio. À minha namorada, Kívia Macêdo, por seu imenso apoio, por sempre ser tão cheia de amor e carinho, por sempre estar ao meu lado. Aos meus grandes amigos de longas datas Aluisio Lino, Ivo Araújo, Jarlley Átila, Marcos Ayrton, Paulo Thiago e Sávio Lucas que sempre me apoiaram e estiveram juntos nos momentos difíceis. Aos meus amigos e grandes companheiros de curso Vicente Neto e Victor Machado, por todo o suporte durante nossa jornada de estudos. Aos meus amigos e colegas de classe que estiveram presentes em toda essa jornada desde C&T até finalmente a engenharia. Ao meu orientador acadêmico, Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão por todo tempo a mim dedicado, me orientando de forma excelente. A todos os professores do departamento de Engenharia de Petróleo que contribuíram para a minha formação. À UFRN, por toda a infraestrutura necessária para a realização da minha formação. Raphael Calderon vii

8 CAPÍTULO 1: ÍNDICE 1. INTRODUÇÃO Objetivo... 3 CAPÍTULO 2: 2. ASPECTOS TEÓRICOS Reservatórios convencionais Reservatórios não convencionais Tipos de reservatórios não convencionais Gás de Xisto ou Folhelho (Shale Gas) Reservatórios de Metano em Camadas de Carvão (Coalbed Methane) Hidratos de Metano (Methane Hydrates) Gás Apertado (Tight Gas) Reservatórios não convencionais no Brasil Fraturamento Hidráulico Histórico do Fraturamento Hidráulico Operação de Fraturamento Hidráulico Mecânica do Fraturamento Fluido de Fraturamento Agente de Sustentação de Fraturas Aspectos Ambientais do Fraturamento Hidráulico Análise Técnico-Econômica Viabilidade Econômica de um Projeto CAPÍTULO 3: 3. MATERIAIS E MÉTODOS Ferramentas Computacionais Módulo WINPROP Módulo BUILDER Módulo IMEX Modelagem do Fluido Modelagem do Reservatório Propriedades da Rocha Reservatório Raphael Calderon viii

9 3.3.2 Características operacionais do poço horizontal produtor Modelagem das Fraturas Simulação da Fratura Fluido de Fraturamento Utilizado Volume de água utilizado Planejamento de Simulações Análise da Viabilidade Econômica Metodologia de Trabalho CAPÍTULO 4: 4. RESULTADOS E DISCUSSÕES Análise da recuperação primária de gás Análise comparativa da Vazão entre a Recuperação Primária e os modelos estimulados com Fraturamento Hidráulico Análise comparativa do Fator de Recuperação dos diferentes casos com reservatório fraturado hidraulicamente Análise comparativa do Fator de Recuperação para casos com fraturas de 100 m de comprimento Análise comparativa do Fator de Recuperação para casos com fraturas de 180 m de comprimento Análise comparativa do Fator de Recuperação para casos com fraturas de 260 m de comprimento Análise comparativa do Fator de Recuperação dos modelos estudados em função do Volume de Água Utilizado Análise da Pressão do Reservatório Análise Econômica Análise comparativa do VPL para os casos com os maiores FRs Análise comparativa entre os casos com os maiores VPLs CAPÍTULO 5: 5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES Conclusões Recomendações CAPÍTULO 6: 6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS Raphael Calderon ix

10 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2.1: Sistema de produção de reservatório convencional Figura 2.2: Representação geológica de reservatórios convencionais e não convencionais Figura 2.3: Triângulo de Recursos Figura 2.4: Reservas mundiais estimadas de Gás de Xisto Figura 2.5: Estrutura dos hidratos de metano, gaiolas Figura 2.6: Depósitos de hidratos de metano pelo mundo Figura 2.7: Bacias brasileiras com potencial de ocorrência de hidratos Figura 2.8: Comparação entre reservatório de arenito convencional vs não convencional Figura 2.9: Diferentes técnicas de produção de gás Figura 2.10: Operação de Fraturamento Hidráulico Figura 2.11: Tensões atuantes na rocha Figura 2.12: Composição básica de fluido base água Figura 2.13: Fluxograma para escolha do propante Figura 3.1: Curvas de permeabilidade relativa para o sistema gás/óleo Figura 3.2: Curvas de permeabilidade relativa para o sistema óleo/água Figura 3.3: Refinamento do topo do reservatório nas direções "i" e "j". A legenda de cores representa a profundidade Figura 3.4: Modelo base do reservatório em 3D. A legenda de cores representa a profundidade Figura 3.5: Visão 3D da localização do poço produtor. A legenda de cores representa a profundidade Figura 3.6: Visão lateral i x k das regiões canhoneadas. A legenda de cores representa a profundidade Figura 3.7: Fraturas adicionadas. A legenda de cores representa a profundidade Figura 3.8: Reservatório com 3 fraturas de 42 m de altura e 260 m de comprimento Figura 3.9: Reservatório com 5 fraturas de 42 m de altura e 260 m de comprimento Figura 3.10: Reservatório com 9 fraturas de 42 m de altura e 260 m de comprimento Raphael Calderon x

11 Figura 4.1: Fator de Recuperação de Gás para a Recuperação Primária Figura 4.2: Comparativo da vazão entre a recuperação primária e modelos estimulados por fraturamento hidráulico Figura 4.3: Fator de Recuperação para fraturas com 100 m de comprimento Figura 4.4: Fator de Recuperação para fraturas com 180 m de comprimento Figura 4.5: Fator de Recuperação para fraturas com 260 m de comprimento Figura 4.6: Fator de Recuperação vs Volume de Água Utilizado para fraturas de 100 m, 180 m e 260 m de comprimento Figura 4.7: Fator de Recuperação vs Volume de Água Utilizado para fraturas de 14 m, 42 m e 70 m de altura Figura 4.8: Fator de Recuperação vs Volume de Água Utilizado para 3, 5 e 9 fraturas Figura 4.9: Comportamento da pressão no reservatório com 3 fraturas Figura 4.10: Comportamento da pressão no reservatório com 5 fraturas Figura 4.11: Comportamento da pressão no reservatório com 9 fraturas Figura 4.12: VPL vs Tempo para casos com fratura de 260 m de comprimento ÌNDICE DE TABELAS Tabela 2.1: Reservas de Gás Convencional no Brasil Tabela 2.2: Operações diárias com gás no Brasil Tabela 2.3: Propriedades da Bacia do Paraná - Formação Ponta Grossa Tabela 2.4: Densidade e resistência do tipo de propante Tabela 3.1: Composição do Fluido Tabela 3.2: Dados dimensionais do modelo de reservatório estudado Tabela 3.3: Propriedades da rocha reservatório Tabela 3.4: Planejamento de Simulações Tabela 3.5: Dados para Análise Econômica Tabela 4.1: Simulações realizadas no estudo do processo de fraturamento hidráulico Tabela 4.2: Casos simulados para comparação entre diferentes VPLs Tabela 4.3: Casos analisados para comparação entre diferentes VPLs Raphael Calderon xi

12 NOMENCLATURAS E ABREVIAÇÕES ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis; CAPEX Capital Expenditures; CBM Coalbed Methane; CF Comprimento da fratura; Cf Condutividade da fratura propada; CMG Computer Modelling Group; EIA U.S Energy Information Administration; EUA Estados Unidos da América; FR Fator de recuperação de gás; Gp Produção acumulada de gás; HF Altura da fratura; IEA International Energy Agency; i Direção do eixo x ; j Direção do eixo y ; k Direção do eixo z ; Kf Permeabilidade da fratura; Kp Permeabilidade do propante; md milidarcy; MMbpd Milhões de barris por dia; Mscf Mil pés cúbicos em condições padrões; OPEP Organização dos Países Exportadores de Petróleo; OPEX Operational Expenditure; PVT Pressão, Volume e Temperatura; Std Condição padrão; TCF Trilhões de pés cúbicos; USGS Serviço Geológico dos EUA; VPL Valor presente líquido; VPLmáx Valor presente líquido máx; Wf Espessura média da fratura. Raphael Calderon xii

13 CAPÍTULO 1: INTRODUÇÃO

14 Introdução 1. INTRODUÇÃO O aumento da demanda energética mundial é uma vertente em crescimento, estimando-se uma expansão de 35% no consumo global entre 2010 e 2040 (JACK BETZ, 2015). A principal parcela dessa demanda vem da energia fóssil, originária da produção de petróleo. Sendo essa, proveniente de reservatórios convencionais, que produzem de maneira prática e economicamente viável. A recuperação oriunda destes reservatórios não vem sendo suficiente para atender os padrões de consumo energético, fazendo-se necessária a exploração de reservas não convencionais como fonte alternativa para a manutenção da cadeia petrolífera universal. Os chamados reservatórios não convencionais são caracterizados por suas baixas porosidades e permeabilidades. Eles constituem cerca de dois terços das reservas mundiais. Uma das principais fontes de reservatórios não convencionais são as reservas caracterizadas por arenitos com permeabilidade abaixo de 0.1 md, saturados em gás (SUÁREZ, 2012). Segundo a USGS (Serviço Geológico dos EUA), atualmente estes reservatórios são responsáveis por 14% da produção de gás natural no mundo, com reservas estimadas em mais de 200 trilhões de metros cúbicos de gás. Conforme SUÁREZ (2012), apesar da grande reserva estimada, somente um pequeno volume do gás é produzido na recuperação primária, visto que o fator de recuperação em reservatórios de arenitos de baixas permeabilidades e porosidades não extrapola os 10% do gás total. Por conseguinte, grandes pesquisas no avanço de técnicas de produção vêm sendo desenvolvidas com o intuito de aumentar o fator de recuperação desses reservatórios. Como exemplo, tem-se o fraturamento hidráulico, uma técnica de estimulação que tem como objetivo injetar um fluido fraturante na formação sob uma pressão suficientemente alta para causar a ruptura da rocha por tração, criando um canal de alta condutividade hidráulica, aumentando assim a produtividade do poço. Em conformidade com o Annual Energy Outlook de 2013, a produção de petróleo nos EUA terá um crescimento sensível na próxima década, a razão de 2.3 MMbpd (milhões de barris por dia) por ano, notadamente como resultado do desenvolvimento acelerado na produção onshore de formações shale (xisto) e tight Raphael Calderon 2

15 Introdução formations (formações apertadas). Especificadamente, o grande responsável pela explosão da produção norte americana é o shale gas (gás de folhelho), o qual se espera um aumento da produção de 20 TCF (trilhões de pés cúbicos de gás) em 2011 para aproximadamente 35 TCF em 2040 (International Energy Agency, 2011). Esse aumento espantoso é resultado do desenvolvimento em ciência e pesquisa de tecnologias de produção e estimulação de poços. Essa aposta não convencional já impacta o mercado americano, impulsionando o uso do gás natural nacional na matriz energética e criando oportunidades, por meio de maiores vantagens competitivas. Apesar do desenvolvimento da produção de gás de reservatórios não convencionais assumirem proporções significativas em escala mundial, ainda é incipiente no Brasil, que dispõe de vastos volumes de gás natural não convencional (Tight gas ou Shale gas) em sete bacias sedimentares do seu território, segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Tais números seriam capazes de elevar o país às seis maiores reservas do mundo, ficando abaixo de Rússia, Irã, Qatar, Turcomenistão e Estados Unidos. O crescimento no ranking mundial seria enorme, com um volume a ser explotado de até 10,1 trilhões de metros cúbicos, estimativas da ANP, o Brasil sairia do 32º lugar alcançado em 2012, com 434 bilhões de metros cúbicos, segundo dados da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Identificados em terra (onshore), a proposta desses novos recursos poderão desenvolver o mercado de gás natural do país, colocando em evidência, finalmente, o uso de gás no território nacional. Com a perspectiva da redução do preço do gás devido ao aumento da oferta, criam-se boas perspectivas na indústria gás-intensiva brasileira. Olha-se potencialmente para uma nova fronteira que pode mudar o mundo em muitos aspectos e que também levanta diversos questionamentos de natureza ambiental, econômica e tecnológica. 1.1 Objetivo Visando a magnitude do tema para uma das possibilidades do futuro energético global, o presente trabalho tem por objetivo analisar o fraturamento Raphael Calderon 3

16 Introdução hidráulico aplicado a um reservatório não convencional do tipo Tight Gas com características similares às da Bacia do Paraná, no Brasil. O estudo numérico realizado levou em consideração a inserção de fraturas ao longo do reservatório. A partir das simulações, analisou-se a produtividade do reservatório verificando o aumento do fator de recuperação de gás através de variações em parâmetros dimensionais da fratura, como comprimento, altura e quantidade de fraturas. Todos os casos simulados foram analisados quanto a sua viabilidade econômica, com a finalidade de se obter os custos e investimentos associados à implementação do método de fraturamento hidráulico, avaliando a viabilidade do projeto quanto à sua aplicação em campo. Raphael Calderon 4

17 CAPÍTULO 2: ASPECTOS TEÓRICOS

18 Aspectos Teóricos 2. ASPECTOS TEÓRICOS 2.1 Reservatórios convencionais Segundo NAIK (2013), reservatórios convencionais são constituídos de rochas reservatório de permeabilidades médias a altas, de pequena extensão geográfica, porém de desenvolvimento prático, acontecendo em acumulações de hidrocarboneto referentes a feições estruturais ou condições estratigráficas localizadas. Nos reservatórios convencionais, as reservas de gás podem ser caracterizadas de maneiras distintas, misturadas com o óleo (gás associado) ou sem mistura (gás não associado). O gás não associado tem a sua produção desenvolvida através de um processo de expansão, a partir da retirada de massa do sistema que possibilita que o gás comprimido se expanda e seja capturado e elevado até a superfície. Tal processo possibilita um grande fator de recuperação para reservatórios de boa qualidade, alcançado valores de 80% de recuperação (SUÁREZ, 2012). A Figura 2.1 mostra o esquema de um sistema de produção de um reservatório convencional. Nela, observam-se os fluidos constituintes do reservatório e as suas feições estruturais bem localizadas. Figura 2.1: Sistema de produção de reservatório convencional. (Fonte: Tassinari, s.d.). Raphael Calderon 6

19 Aspectos Teóricos 2.2 Reservatórios não convencionais Segundo SUÁREZ (2012), os reservatórios não convencionais são geralmente de grande extensão geográfica com enormes volumes a serem recuperados e constituem-se de camadas sedimentares de baixas permeabilidades, que dificultam a sua recuperação. Tais recursos não atingem taxas de fluxo econômico viável ou não produzem volumes econômicos de petróleo e gás sem a ajuda de tratamentos de estimulação maciça ou de tecnologias e processos especiais de recuperação. Uma das principais diferenças entre reservatórios convencionais e não convencionais é observada na análise dos parâmetros porosidade e permeabilidade do reservatório. A porosidade irá indicar a quantidade de vazios na rocha que retém o petróleo, por conseguinte, o volume de petróleo por metro cúbico da rocha. A permeabilidade indica dimensão de área e representa a facilidade com que o petróleo escoa no reservatório. Dessa maneira, reservatórios convencionais contêm média a alta porosidade e permeabilidade (entre 1mD até 1000mD), enquanto reservatórios não convencionais possuem baixa porosidade e permeabilidade (menores que 1 md) (CASTRO, 2015). A Figura 2.2 mostra a representação fictícia de reservatórios convencionais e não convencionais. Figura 2.2: Representação geológica de reservatórios convencionais e não convencionais. (Fonte: Adaptado de U.S. Energy Information Administration, 2015). Raphael Calderon 7

20 Aspectos Teóricos Os reservatórios de melhor qualidade, ditos convencionais, apresentam menores volumes de hidrocarbonetos, contudo apresentam fácil recuperação necessitando menores investimentos e tecnologia, se comparados aos reservatórios de baixa qualidade, que possuem maiores volumes de hidrocarbonetos, embora apresentem desenvolvimento complexo necessitando grandes investimentos. A partir desta análise, Masters (1979) criou o conceito de Triângulo de Recursos, que possibilita a comparação entre reservatórios convencionais e não convencionais com base na relação entre a distribuição volumétrica de hidrocarbonetos e características de permeabilidade do reservatório com os custos e tecnologias necessárias para a produção destes. A Figura 2.3 apresenta o Triângulo de Recursos desenvolvido por Masters. Figura 2.3: Triângulo de Recursos. (Fonte: REPSOL, 2013) Tipos de reservatórios não convencionais Existem vários tipos de reservatórios não convencionais, distribuindo-se nas vertentes: óleo não convencional e gás não convencional. Os reservatórios de óleo não convencional são classificados em óleo apertado (tight oil) e óleo de xisto (shale oil). O ponto divergente entre eles é que as acumulações de tight oil são geradas em uma rocha geradora e migram para as chamadas tight formations, enquanto que as acumulações de shale oil são geradas e armazenadas nas próprias shale formations (formações de xisto). Raphael Calderon 8

21 Aspectos Teóricos Os reservatórios de gás não convencional distribuem-se basicamente em: reservatórios de gás de xisto (shale gas), reservatórios de gás de carvão (coalbed methane), hidratos de metano (methane hydrates) e reservatórios de gás apertado (tight gas) Gás de Xisto ou Folhelho (Shale Gas) O Gás de Xisto compreende um sistema petrolífero independente, pois a rocha geradora, responsável pelo processo de maturação da matéria orgânica, funciona como rocha reservatório para armazenar o gás produzido além de possuir características de rocha selante que impede que o gás escape para outras formações (JARVIE et al., 2003). O xisto é rico em material orgânico e pode ser encontrado em diversas partes do mundo. Dez anos atrás, possuía pouca utilidade como fonte de gás, até que empresas americanas desenvolveram novas técnicas de fraturar a rocha e perfurá-la horizontalmente. Atualmente, já é um dos principais contribuintes na produção energética, chegando a 23,1% da produção natural de gás em 2010 (WANG & KRUPNICK, 2013). Com o sucesso da sua exploração nos EUA, países com reservas possíveis, despertaram interesse em tal recurso. Destacando-se China, Argentina e México com grandes volumes de possíveis reservas (VIRGENS, 2011). A Figura 2.4 apresenta um esquemático das reservas mundiais de Gás de Xisto. Figura 2.4: Reservas mundiais estimadas de Gás de Xisto. (Fonte: EIA, s.d.). Raphael Calderon 9

22 Aspectos Teóricos Reservatórios de Metano em Camadas de Carvão (Coalbed Methane) O metano gerado nas camadas de carvão é denominado de Coalbed Methane (CBM). No reservatório em questão, as camadas de carvão agem como rochas geradoras e rochas reservatórios de gases que possuem o metano como principal constituinte (SANTOS & CORADESQUI, 2013). Conforme LOFTIN (2009), as camadas de carvão armazenam de seis a sete vezes mais gás de metano do que uma rocha reservatório de gás convencional devido ao seu armazenamento ocorrer pelo fenômeno da adsorção. Neste, o metano adere-se à superfície das partículas de carvão promovendo um aumento da densidade do fluido até valores próximos aos do líquido correspondente, permitindo que a capacidade de estocagem nesse sistema exceda os de reservatórios convencionais, em que o gás é estocado sob pressão nos poros da rocha reservatório. Inicialmente na produção, a quantidade de gás livre é muito pequena, ocorrendo a obtenção predominantemente de água. Essa produção de gás aumenta com o tempo, devido ao aumento do grau de saturação de gás na água (VIRGENS, 2011). O Metano é considerado a forma de energia fóssil mais limpa existente. Dessa forma, a produção em camadas de carvão vem se tornando em curto espaço de tempo uma fonte importante para a indústria, produzindo combustível limpo em um período em que existem diversas preocupações com os aspectos ambientais e de saúde (Halliburton, 2007). Contudo, no acontecimento de vazamentos os prejuízos ambientais causados são maiores se comparados a outras fontes energéticas (STEVENS, 2012) Hidratos de Metano (Methane Hydrates) Os Hidratos de Metano são formados quando moléculas de água se solidificam formando uma estrutura do tipo gaiola em torno da molécula de metano (PEER, 2010). Raphael Calderon 10

23 Aspectos Teóricos O composto tem tendência de se formar em locais com temperaturas relativamente baixas, pressões relativamente altas e quantidade suficiente de água e gás para a formação do hidrato. A Figura 2.5 apresenta o esquemático da estrutura dos hidratos e a sua característica física. Figura 2.5: Estrutura dos hidratos de metano, gaiolas. (Fonte: GeoAlverca, 2013). A formação de hidratos de metano ocorre ao redor do mundo em quatro diferentes situações: nos sedimentos e rochas sedimentares abaixo da camada de permafrost no Ártico, nos depósitos sedimentares ao longo da margem continental, nos sedimentos de águas profundas em lagos ou mares interiores e abaixo do gelo Antártico, segundo Clennell (2003). Na Figura 2.6 é possível notar a ocorrência destes compostos ao redor do mundo. Figura 2.6: Depósitos de hidratos de metano pelo mundo. (Fonte: Serviço Geológico de EEUU). Raphael Calderon 11

24 Aspectos Teóricos Conforme VIRGENS (2011), em território brasileiro, os hidratos de gás são encontrados em margens continentais com altas taxas de sedimentação, as quais asseguram rápido soterramento e preservação da matéria orgânica existente. Sendo as bacias da Foz do Amazonas, de Cumuruxatiba, Do Espírito Santo, de Pelotas e de Santos, as com potencial para exploração de hidratos. A Figura 2.7 apresenta a localização das possíveis ocorrências de hidratos em território brasileiro. Figura 2.7: Bacias brasileiras com potencial de ocorrência de hidratos. (Fonte: Virgens, 2011) Gás Apertado (Tight Gas) Tight Gas é a denominação adotada ao gás presente em reservatórios do tipo arenito de baixa permeabilidade. Tais reservatórios, geralmente apresentam porosidades menores que 10% e permeabilidades menores que 0.1 md (SUÁREZ, 2012). Uma das principais questões que influenciam a baixa porosidade do reservatório é o fato de que os seus sedimentos se apresentam de forma mal Raphael Calderon 12

25 Aspectos Teóricos selecionada, com uma alta percentagem de minerais de feldspatos, raros cristais de quartzo, além de um alto teor de argila em sua composição, contribuindo assim, para uma maior compactação do sedimento ocasionando uma diminuição de sua porosidade (MIN et al., 1998). Outro fator, que influencia a permeabilidade do reservatório, são as alterações diagenéticas sofridas com o aumento da profundidade de soterramento, em que a pressão das formações sobrejacentes excede a pressão normal de fluido nos poros causando dissolução e deformação no contato entre os grãos (ZOU et al., 2013). Como consequência disso, ocorre a geração do cimento que irá preencher os poros diminuindo assim a conexão entre eles. Os arenitos de baixa permeabilidade são caracterizados por apresentarem altos níveis de alterações diagenéticas. Diversamente dos arenitos convencionais, que possuem os espaços porosos bem conectados, os arenitos de baixa permeabilidade constituem-se de um espaço poroso totalmente irregular e com pouca condutividade. O espaço poroso é constituído da porosidade secundária que compreende os poros intergranulares, as microfraturas e os microporos intergranulares, sendo raramente observada a porosidade primária da rocha. A Figura 2.8 apresenta uma comparação entre um arenito convencional e um arenito não convencional, onde foi aplicada uma tinta epóxi azul, sendo as áreas azuis os espaços porosos que contêm gás natural. Figura 2.8: Comparação entre reservatório de arenito convencional vs não convencional. (Fonte: Virgens, 2011). Raphael Calderon 13

26 Aspectos Teóricos A produção do tight gas é caracterizada por um curto período de alta produção com rápida queda, seguida por um longo período de baixa produção e declínio lento. Um poço de tight gas pode ter uma vida útil de até 50 anos, dependendo da capacidade de remoção de líquidos e do custo de produção com o avançar do tempo. Melhorar a produtividade nos estágios iniciais de produção tem uma grande influência na atratividade econômica do empreendimento, enquanto que gerenciar a produção nos estágios mais avançados de produção impacta diretamente a reserva possível de ser recuperada (SMITH et al., 2009). Historicamente tem-se adotado o uso de poços verticais para a recuperação de gás neste tipo de reservatório, principalmente em decorrência do pouco conhecimento da região subterrânea e dos altos riscos envolvidos. À medida que se obtém melhores informações, tornando o risco gerenciável, são utilizados poços horizontais que garantem um maior contato entre o poço e o reservatório, garantindo uma maior produção (ANP, 2010). Os principais responsáveis pela expansão na produção de reservatórios não convencionais são o desenvolvimento nas técnicas de fraturamento hidráulico e poços horizontais (SUÁREZ, 2012). Na Figura 2.9 é possível observar a evolução da técnica de fraturamento hidráulico utilizada na produção de gás não convencional. Figura 2.9: Diferentes técnicas de produção de gás. Reservatório Convencional Fraturamento Hidráulico em estágio único Fraturamento Hidráulico em múltiplos estágios Fraturamento Hidráulico em múltiplos estágios em poço horizontal atualidade 2000-atualidade Estimulação da fratura (Fonte: Adaptado de Suárez, 2012). Raphael Calderon 14

27 Aspectos Teóricos Reservatórios não convencionais no Brasil São considerados significativos os volumes de gás natural não convencional já mapeado em todo o território nacional. O potencial estimado desses recursos é de aproximadamente 514 TCF, valores estimados pela ANP (2012) e EIA (2011). Tais recursos seriam capazes de desenvolver o mercado de gás natural do país, visto que, a produção atual de gás natural convencional não é suficiente para atender a demanda brasileira. Essa falta de suficiência energética pode ser analisada de acordo com os dados da ANP (2014), apresentados nas Tabelas 2.1 e 2.2. Tais dados fazem referência às reservas de gás natural convencional no Brasil. Tabela 2.1: Reservas de Gás Convencional no Brasil. RESERVAS VALOR Provadas 434 Bm³ Total Estimado 696 Bm³ (Fonte: ANP, 2014). Com as seguintes operações: Tabela 2.2: Operações diárias com gás no Brasil. OPERAÇÃO Produção Reinjeção Queima/Perdas Consumo (E&P, Transporte) OFERTA LÍQUIDA VALOR 87,4 MM m³/d 15,7 MM m³/d 4,4 MM m³/d 11,4 MM m³/d 55,9 MM m³/d CONSUMO GERAL 103,6 MM m³/d Oferta Líquida 55,9 MM m³/d Necessidade de Importação 47,7 MM m³/d Participação Nacional 54% (Fonte: ANP, 2014). Ou seja, mesmo com uma oferta líquida diária de 55,9 MM m³/d, o país ainda necessita importar 47,7 MM m³/d para suprir o consumo geral. A oferta líquida atual de gás convencional tem participação de apenas 54% na matriz energética nacional. Raphael Calderon 15

28 Aspectos Teóricos O gás natural não convencional presente no país é distribuído em sete bacias sedimentares: Bacia do Paraná, Bacia do Parecis, Bacia do Recôncavo, Bacia de Campos, Bacia de Santos, Bacia Potiguar e Bacia do Parnaíba. Dentre estas, a Bacia do Paraná, a Bacia do Parecis e a Bacia do Parnaíba são as que apresentam as maiores estimativas de volumes de gás natural: 226 TCF, 124 TCF e 64 TCF, respectivamente (ANP, 2015). Entre estas, a bacia que apresenta uma grande viabilidade de exploração e produção é a Bacia do Paraná, segundo estudo realizado pelo EIA (U.S Energy Information Administration) em A Tabela 2.3 apresenta as características e as propriedades da Bacia do Paraná, enfatizando a Formação Ponta Grossa. Tabela 2.3: Propriedades da Bacia do Paraná - Formação Ponta Grossa. PARÂMETROS AVALIADOS VALORES Área total do folhelho rico em M.O., m² x10¹¹ Espessura média, m 91,22 Porosidade média, % 4 TOC médio, % 2 Profundidade, m 3.352,80 a 4.267,20 Pressão da formação Hidrostática Maturidade Termal, % 0,85 a 1,50 Óleo in Place, 10 9 m³ 107 Gás in place, m³ 12,74 Óleo Recuperável, 10 9 m³ 0,68 Gás Recuperável, m³ 2,29 (Fonte: EIA, 2013). 2.3 Fraturamento Hidráulico Nesta seção, são descritos alguns conceitos fundamentais sobre a operação de fratuamento hidráulico como método de estimulação para recuperação em reservatórios de baixas permeabilidades. Raphael Calderon 16

29 Aspectos Teóricos Histórico do Fraturamento Hidráulico O fraturamento hidráulico é uma tecnologia que foi desenvolvida no ano de 1940 e utilizada em mais de milhões de poços. Atualmente, essa é a técnica mais utilizada e mais eficaz para estimulação de poços (THOMAS, 2001). Sua primeira realização experimental data de 1947, em um poço de gás operado pela companhia Stanolind Oil no campo de Hugoton localizado em Grant County, Kansas, EUA (HOLDITCH, 2007). Segundo SHAHAB (2000), em 17 de março de 1949, a empresa Howco (Halliburton Oil Well Cementing Company), detentora exclusiva da patente da então nova tecnologia, executou as duas primeiras operações comerciais de fraturamento hidráulico. Utilizando uma mistura de óleo cru e gasolina com a adição de 100 a 150 lbm (45.3 a 67.9 kg) de areia. Os primeiros tratamentos foram realizados ao custo médio de US$ 950,00. Neste primeiro ano, um total de 332 poços foram estimulados, com um aumento de produção média de 75%. Desde sua primeira execução comercial em 1949, estima-se que perto de 2,5 milhões de operações de fraturamento já tenham sido executadas por todo mundo e que aproximadamente 60% dos poços perfurados atualmente sofrem este tipo de tratamento Operação de Fraturamento Hidráulico Tratamentos de fraturamento hidráulico são praticados na maioria dos casos com o objetivo principal de elevar o índice de produtividade de um poço produtor ou a taxa de injeção de poços injetores. Conforme SUÁREZ (2012), a técnica de Fraturamento Hidráulico é utilizada com o objetivo de criar fraturas em rochas. Através destas fraturas, o gás consegue se deslocar mais facilmente nos poros da rocha em que está trapeado em direção ao poço de produção. O fraturamento hidráulico considerado ideal cria fraturas longas e concentradas nas camadas de interesse. O fraturamento hidráulico é um processo no qual um elevado diferencial de pressão, transmitido pelo fluido de fraturamento, é aplicado contra a rochareservatório até a sua ruptura. A fratura, que é iniciada no poço, se propaga através da formação pelo bombeio de um certo volume de fluido, acima da pressão de Raphael Calderon 17

30 Aspectos Teóricos fraturamento. Para se evitar que a fratura induzida feche ao cessar o diferencial de pressão aplicado, um agente de sustentação (propante) é bombeado com o fluido de fraturamento. Essa fratura torna-se então um canal de alta permeabilidade, facilitando o escoamento dos fluidos em direção ao poço produtor, ou do poço para o interior do reservatório no caso de um poço injetor (CASTRO, 2005). A técnica é especialmente recomendada em formações fechadas, com baixa porosidade, as quais possuem as suas vazões de produção normalmente baixas, impossibilitando a produção efetivamente econômica da formação. A operação é normalmente utilizada em arenitos encontrados em sedimentos mais antigos e consolidados. A Figura 2.10 apresenta um esquemático da aplicação da técnica de fraturamento hidráulico. Figura 2.10: Operação de Fraturamento Hidráulico. (Fonte: Modificado de Energy API, 2010). O aumento de produção auferido pela operação de fraturamento será função do comprimento, da altura porosa, da espessura da fratura e do contraste positivo entre a permeabilidade do agente de sustentação e a permeabilidade da formação. Quando maiores forem estes fatores, maior será o aumento da produção, porém em Raphael Calderon 18

31 Aspectos Teóricos termos econômicos existirá um ponto ótimo, ou seja, valores nos quais se terá o maior retorno financeiro possível em relação ao capital aplicado. Para se avaliar o potencial do aumento de produtividade de um poço fraturado, é preciso conhecer um número chamado de condutividade adimensional que é a relação entre produto da permeabilidade do agente de sustentação com a espessura da fratura (condutividade da fratura) pelo produto da permeabilidade da formação com o comprimento da fratura (condutividade da formação), ou seja, é a relação entre a habilidade da fratura em transportar fluido pela habilidade da formação alimentar a fratura com fluido (SANTOS, 2010) Mecânica do Fraturamento O que realmente ocorre quando há o rompimento da formação durante uma operação de fraturamento hidráulico pode ser explicado através da Mecânica das Rochas. Todas as rochas encontradas no subsolo estão submetidas a tensões nas três direções devido ao peso das formações situadas acima e das respectivas reações horizontais, como mostrado na Figura Estas tensões tectônicas irão controlar a direção da fratura e determinar se o plano de fratura será horizontal, vertical ou inclinado. A resistência que cada formação possui depende da sua estrutura, compactação e a forma como está cimentada. Assim, as forças que tendem a manter a rocha unida são a tensão aplicada na rocha pelo peso das camadas superiores e a resistência natural da rocha (CASTRO, 2005). Figura 2.11: Tensões atuantes na rocha. (Fonte: Castro, 2005). Raphael Calderon 19

32 Aspectos Teóricos Onde, σz representa a tensão vertical, σx a tensão horizontal mínima e σy a tensão horizontal máxima. Essas tensões são normalmente compressivas, anisotrópicas e não homogêneas, sendo que, desta forma, os esforços compressivos na rocha não apresentam os mesmos valores e têm sua magnitude alterada de acordo com a direção. Quando um poço de petróleo está cheio de fluido e uma pressão é aplicada na superfície, a pressão dos fluidos que preenchem os poros desta rocha irá aumentar, formando uma tensão interna na formação igual em todas as direções. Quando esta tensão se tornar maior que a menor tensão que mantém a rocha coesa, ocorrerá o surgimento de uma fratura perpendicular ao plano desta menor tensão. A fratura se estenderá enquanto pressão suficiente for aplicada pela injeção adicional de fluido do poço (CASTRO, 2005) Fluido de Fraturamento Os fluidos de fraturamento são utilizados com o objetivo de fornecer diferencial de pressão para causar fraturas na rocha e transportar o propante ao longo do comprimento das fraturas, a fim de mantê-las abertas (ECONOMIDES e NOLTE, 2000). O fluido de fraturamento considerado ideal deve formar um reboco nas faces da fratura, chamado de filter cake, para diminuir a perda de fluido para formação (leak-off) e simultaneamente minimizar o dano (redução de permeabilidade) no pacote de agente de sustentação e nas faces da fratura. Além disso, a viscosidade do fluido deve ser baixa na coluna do poço para reduzir a perda de carga e deve ser alta durante a propagação e fechamento da fratura para evitar a decantação do agente de sustentação. Após o fechamento da fratura a viscosidade deve ser reduzida rapidamente para facilitar a limpeza do poço (ECONOMIDES e NOLTE, 2000). Com o passar do tempo, vários tipos de fluidos de fraturamento foram desenvolvidos, com o objetivo de se adequarem aos diferentes reservatórios de petróleo existentes. Os tipos utilizados de fluidos de fraturamento incluem: fluidos base óleo, fluidos base ácido e fluidos base água. Raphael Calderon 20

33 Aspectos Teóricos Os fluidos base óleo são utilizados em intervalos de formações susceptíveis a danos causados pela água, contudo, esses fluidos são mais caros e difíceis de manusear. Os fluidos base ácido são constituídos de ácido clorídrico para dissolver a matriz mineral das formações de carbonato (calcário e dolomita) e, dessa forma, melhorar a porosidade. Os fluidos base água normalmente são compostos por uma mistura de água (90%), propantes (8%) e aditivos químicos (2%). Tais fluidos são os comumente mais utilizados, devido a fatores como o seu baixo custo, alto desempenho e facilidade de manuseio. Alguns fluidos podem também incluir nitrogênio e dióxido de carbono para auxiliar na formação de espuma. De tal forma, a composição básica utilizada no fluido de fraturamento base água é mostrada na Figura Figura 2.12: Composição básica de fluido base água. (Fonte: Economides, 2010) Agente de Sustentação de Fraturas Os agentes de sustentação de fraturas (ou propantes, como também são conhecidos) são partículas de material granular (bauxita, areia, casca de noz, polipropileno, entre outros) que ficará entre as faces da fratura, impedindo que a Raphael Calderon 21

34 Aspectos Teóricos fratura venha a fechar após a parada do bombeio. São materiais sólidos e que devem ter resistência mecânica suficiente para resistirem às pressões internas impostas pelas rochas sem se quebrar, mas também não podem possuir alta densidade para não comprometer o processo de injeção na fratura e acabar por se sedimentar ao longo do caminho, antes de atingir o interior das fraturas. Também devem resistir às altas temperaturas encontradas e resistir aos efeitos corrosivos do meio, entre outras características (Adaptado de SANTOS, 2010). De acordo com ECONOMIDES E NOLTE (2000), a seleção do agente de sustentação de fraturas a ser utilizado no processo de fraturamento hidráulico, pode ser definida pelo fluxograma apresentado na Figura 2.13, a seguir. Figura 2.13: Fluxograma para escolha do propante. < > Areia < > < > (Fonte: Adaptado de Economides e Nolte 2000). A areia é o propante mais utilizado, pela grande disponibilidade na natureza, baixo custo e pelo fato de propiciar uma condutividade adequada à fratura sobre tensões de fechamento inferiores a psi. A areia tratada com resina (RCS) é mais resistente que a areia pura e, dependendo do tipo de resina, pode resistir a tensões de fechamento da ordem de psi. Além disso, sobre tensões de fechamento maiores que psi e na inexistência de efeitos adversos do fluido sobre a resina, fraturas sustentadas com areia tratada apresentam geralmente maior condutividade do que aquelas com a utilização de areia pura (CACHAY, 2004). Raphael Calderon 22

35 Aspectos Teóricos Os propantes cerâmicos apresentam em sua constituição química elevados teores de alumínio (extraído da bauxita) e baixos teores de sílica e argila. De acordo com a composição da bauxita empregada no processo de fabricação, podem-se obter dois tipos de propante: a bauxita de resistência intermediária (ISP) e a bauxita de resistência elevada (HSB). O propante cerâmico de resistência intermediária deriva da bauxita rica em mulita (3Al 2 O 3.2S i O 2 ), sendo geralmente utilizado sobre tensões de fechamento da fratura no intervalo entre psi a psi, enquanto que o propante cerâmico de resistência elevada, proveniente da bauxita rica em corundum óxido de alumínio (Al 2 O 3 ) é mais indicado para fraturas com tensões de fechamento maiores que psi (CACHAY, 2004). A Tabela 2.4 a seguir, apresenta uma síntese dos principais propantes, suas respectivas densidades e resistência à tensão de fechamento das fraturas. Tabela 2.4: Densidade e resistência do tipo de propante. TIPO DE PROPANTE DENSIDADE (g/cm³) RESISTÊNCIA (Psi) Areia pura 2,65 < 6000 Areia tratada com resina (RCS) 2,55 < 8000 Cerâmica de resistência intermediária (ISP) 2,7 3, Cerâmica de resistência elevada (HSB) 3,4 ou superior > Bauxita 2,00 > 7000 (Fonte: Adaptado de Bessa Junior, 2014) Aspectos Ambientais do Fraturamento Hidráulico O desenvolvimento do procedimento de fraturamento hidráulico é recebido pela sociedade com bastante atenção. Suas etapas de execução incluindo os fluidos e compostos químicos utilizados, geram grandes debates acerca dos possíveis impactos socioambientais causados. Muitos ambientalista e trabalhos científicos apontam como um dos maiores riscos ambientais a contaminação das águas subterrâneas em virtude da construção malsucedida de um poço, blowouts, vazamentos e derrames na superfície de águas residuais e produtos químicos, utilizados durante a perfuração e o próprio ato de Raphael Calderon 23

36 Aspectos Teóricos induzir fraturas na sub superfície. Por outro lado, as empresas exploradoras e produtoras pregam que o fraturamento hidráulico tem sido utilizado de maneira segura há décadas. Outro aspecto bastante questionado na operação é o grande uso de água na formulação do fluido de fraturamento. Os milhões de litros de água injetados à alta pressão são de origem limpa, doce. Na maioria das vezes, água que pode facilmente ser utilizada para fins agropecuários e pecuários. De acordo com um relatório de 2011 da Agência de Proteção Ambiental dos EUA, são necessários entre 265 bilhões e 530 bilhões de litros de água para realizar fraturamento hidráulico em poços por ano no país. A Indústria, os ambientalistas e os órgãos reguladores acreditam que essas preocupações possam ser amenizadas com a aplicação de melhores práticas de perfuração, pesquisa e investimento em novas tecnologias de monitoramento e regulamentação rigorosa. Os desafios para todos será garantir a proteção do meio ambiente, a saúde e a segurança pública, em contraste com a expansão e desenvolvimento do método. 2.4 Análise Técnico-Econômica A análise técnico-econômica tem como princípio analisar os fatores comerciais e financeiros relativos à aplicação das técnicas envolvidas na concretização de um determinado investimento. Essa análise serve de referência inicial para as seguintes fases do projeto. De acordo com MANICHAND (2002), um investimento é considerado atrativo quando é mais rentável que as oportunidades apresentadas no mercado. Segundo RODRIGUES (2012), a avaliação da viabilidade técnica e econômica de um projeto de recuperação avançada de hidrocarboneto é fundamental para a maximização de lucros e a minimização de riscos do projeto. De fato, após a realização de uma seleção de métodos de recuperação avançada candidatos para um reservatório específico, do ponto de vista da engenharia, devese proceder a uma análise econômica para indicar o melhor método entre aqueles previamente escolhidos. Raphael Calderon 24

37 Aspectos Teóricos Viabilidade Econômica de um Projeto A viabilidade econômica de projetos está relacionada com o uso dos vários índices ou indicadores econômicos que são parâmetros quantitativos que permitem ao responsável aceitar ou rejeitar propostas de investimentos. A viabilidade econômica de projetos está vinculada à duração do projeto. A decisão de aceitar ou não uma proposta de investimento é uma decisão complexa devido à quantidade de fatores a serem analisados. Os estudos de viabilidade econômica serão efetuados considerando-se sempre os valores expressos em uma moeda estável a inflação não tem efeito expressivo no resultado Valor Presente Líquido VPL A escolha do indicador financeiro deve ser direcionada de acordo com os objetivos e vantagens exclusivas de cada investidor. Para o estudo em questão, foi escolhido o método denominado Valor Presente Líquido VPL, pois possibilita antecipar o nível de atratividade de um investimento, determinando o valor atual (presente) de pagamentos futuros. Conforme HIRSCHFELD (2000), o VPL tem o objetivo de encontrar um valor no período denominado inicial, a partir do fluxo de caixa resultante de uma série de custos e despesas. A Equação (1) a seguir apresenta a fundamentação envolvida para a aplicação do VPL, com a descrição detalhada dos termos incluídos. n t=1 F n VPL = (1 + i) t C i (1) Onde: VPL: Valor presente líquido; F n : Fluxo de caixa no período n ; i: Taxa mínima de atratividade; t: Número de períodos envolvidos no fluxo de caixa; C i : Custos iniciais. Raphael Calderon 25

38 Aspectos Teóricos O critério decisório diz que um projeto só deve ser realizado se o seu VPL for nulo ou positivo, jamais se for negativo (HIRSCHFELD, 2000). A principal vantagem da utilização do VPL é a determinação do valor que é gerado ou perdido quando se decide realizar um projeto. O VPL pode ser utilizado para classificar investimentos. Dessa forma, se o VPL de A > VPL de B, A é melhor do que B. Outra vantagem é que, como o VPL mede sempre os valores atuais, pode-se adicionar ou subtrair VPLs. Entretanto, como em todos os demais critérios, o VPL exige que o fluxo de caixa futuro seja estimado. É exigido também que a taxa a ser utilizada para cálculo de VPL seja estimada corretamente (Adaptado de RODRIGUES, 2012) Limitação de Dados Uma questão que suscita preocupações sobre a viabilidade econômica do tight gas é a limitação dos dados atualmente disponíveis para as características dos níveis de operação e produção, e desempenho econômico do tight gas no Brasil. A escassez de dados é resultado do desenvolvimento inicial da indústria de tight gas no país e à limitação dos dados restritos às empresas. A partir deste cenário, foi realizada uma análise econômica simplificada, tomando como referência parâmetros adotados em análises de produção de gás não convencional desenvolvidas no play de Fayetteville, EUA. Os custos CAPEX e OPEX foram estimados com base em valores fixos que abrangem as parcelas da produção anual do gás Receita Para o cálculo de obtenção da receita, deve-se ter a produção acumulada de gás durante todo o tempo de projeto, calcular o volume de gás produzido anualmente e, a partir daí, faz-se os cálculos das receitas da maneira mostrada através da Equação (2). R = V gás pro x P gás (2) Onde: R = Receita de gás produzido por ano (US$/ano); V gás pro = Volume de gás produzido na condição padrão por ano (Mscf/ano); P gás = Preço do Mscf de gás (US$/Mscf). Raphael Calderon 26

39 Aspectos Teóricos CAPEX O CAPEX (Capital Expenditures) representa o investimento feito durante a fase de desenvolvimento do campo, incluindo os custos de perfuração e completação de poços, esforços de estimulação (fraturamento hidráulico), juntamente com outras despesas adicionais (SANTOS & CORADESQUI, 2013) Fração relacionada aos custos iniciais (CAPEX) (f i ) Os custos iniciais foram considerados a partir da produção de gás dispendida de um valor fixo por cada mil pés cubico (Mscf) de gás produzido. Tal valor fixo leva em consideração que, quanto maior a produção do gás, maiores foram os estímulos por fraturamento hidráulico (dimensões das fraturas) necessários para aumentar a produção OPEX O OPEX envolve os custos dispendidos para manter a produção, tais como o de elevação de fluidos, tratamento e separação dos fluidos, encargos com pessoal, serviços e taxas, entre outros. Neste caso, foi considerado um valor fixo para esses gastos, relacionado com o fluxo de caixa gerado anualmente pela produção do gás Fração relacionada aos custos operacionais (OPEX) (f o ) Os custos operacionais foram considerados a partir da produção anual dispendida de um valor fixo responsável por manter a operação de cada mil pés cubico (Mscf) de gás produzido Custo com Royalties (f r ) O custo com royalties está relacionado à fração do fluxo de caixa bruto devido aos proprietários de locação e/ou a empresas internacionais e participação governamental Custo com Taxas (f t ) O custo com taxas está relacionado à fração do fluxo de caixa bruto devido aos impostos relativos ao regime fiscal. Raphael Calderon 27

40 Aspectos Teóricos Levando em consideração todos os custos envolvidos, a Equação (3) foi desenvolvida com o intuito da realização da análise econômica, através do VPL, para as situações operacionais estudadas. Com a finalidade de avaliar economicamente as situações que se seguirão, a fim de encontrar as com maiores rentabilidades. n VPL = [ (R f o)x(1 f r )x(1 f t ) (1 + i) t ] f i (3) t=1 Onde: R = Receita de gás produzido por ano; f o = Fração relacionada aos custos operacionais; f r = Custo com Royalties; f t = Custo com Taxas; f i = Fração relacionada aos custos iniciais. Raphael Calderon 28

41 CAPÍTULO 3: MATERIAIS E MÉTODOS

42 Materiais e Métodos 3. MATERIAIS E MÉTODOS Neste capítulo, são apresentadas as ferramentas computacionais utilizadas para a realização das simulações, os principais dados de entradas para o simulador, o modelo do fluido, o modelo de reservatório, as características operacionais do poço produtor, a modelagem das fraturas e a metodologia de trabalho. 3.1 Ferramentas Computacionais Os estudos realizados foram desenvolvidos por meio de simulações e modelagens efetivadas nos seguintes módulos do software CMG (Computer Modeling Group Ltd) versão : WINPROP (Phase Behaviour and Property Program); BUILDER (Pre-Processing Applications); IMEX (Adaptive Implict-Explict black-oil simulator) Módulo WINPROP Utilizado para construir o modelo de fluido. As propriedades de equilíbrio multifásico das equações de estado são usadas por este módulo para modelar fluidos, agrupar componentes, ajustar dados de laboratórios, simular processos de contato múltiplo, construir o diagrama de fases (PVT) e simular experimentos de laboratório (BESSA JÚNIOR, 2014) Módulo BUILDER Utilizado para construção do modelo de reservatório. Toda a descrição do reservatório é realizada nesta ferramenta, com o objetivo de gerar para cada caso analisado, um arquivo com extensão *.dat, utilizado como documento de entrada no simulador IMEX. Propriedades como dimensões do reservatório, pressão, porosidade, permeabilidade, altura e comprimento das fraturas, condutividade das fraturas, refinamento das malhas, profundidade do reservatório, perfuração e completação de poços, entre outras, foram inseridas e/ou criadas neste módulo. Raphael Calderon 30

43 Materiais e Métodos Módulo IMEX Utilizado com a finalidade de simular as recuperações de gás através da aplicação da técnica de fraturamento hidráulico. Tal ferramenta é caracterizada pela simulação de reservatórios black oil e utilizada para modelar reservatórios arenitos e carbonáticos. Caracterizado por simulações rápidas em reservatórios do tipo não convencionais, principalmente dos tipos Shale e Tight Gas, o módulo foi utilizado por apresentar uma modelagem precisa da transferência matriz-fratura em reservatórios fraturados. 3.2 Modelagem do Fluido Para o presente estudo, foi realizada a construção de um modelo de fluido do tipo condensado de gás, com sua modelagem desenvolvida a partir de uma análise PVT real em reservatórios areníticos. Em sua composição, o fluido possui maiores concentrações de metano e etano. Na Tabela 3.1, é possível observar a composição do fluido. Tabela 3.1: Composição do Fluido. COMPONENTES FRAÇÃO MOLAR CO 2 0,0001 N 2 0,011 C 1 0,6893 C 2 0,0863 C 3 0,0534 ic 4 0,0115 nc 4 0,0233 ic 5 0,0093 nc 5 0,0085 FC 6 0,0173 C 7 0,019 C 8 0,0148 C 9 0,012 C 10+ 0,052 Raphael Calderon 31

44 Materiais e Métodos As curvas de permeabilidade relativa para os sistemas gás/óleo e óleo/água são mostradas nas Figuras 3.1 e 3.2, respectivamente. Figura 3.1: Curvas de permeabilidade relativa para o sistema gás/óleo. Figura 3.2: Curvas de permeabilidade relativa para o sistema óleo/água. Raphael Calderon 32

45 Materiais e Métodos 3.3 Modelagem do Reservatório O modelo estudado corresponde a um reservatório homogêneo e semissintético baseado em reservatórios do tipo tight gas com características da Bacia do Paraná. Suas dimensões foram analisadas na forma de malha tridimensional no sistema cartesiano de coordenadas, conforme apresentado na Tabela 3.2 abaixo. Tabela 3.2: Dados dimensionais do modelo de reservatório estudado. PARÂMETROS VALOR Número total de blocos (reservatório sem fraturas) Dimensão na direção i (m) 600 Dimensão na direção j (m) 320 Dimensão na direção k (m) 70 Número de blocos em i 81 Número de blocos em j 31 Tamanho dos blocos em i e j (m) Variáveis Número de blocos em k 10 Tamanho dos blocos em k (m) 7 A figura 3.3 apresenta uma vista do topo do reservatório nas direções i e j. Figura 3.3: Refinamento do topo do reservatório nas direções "i" e "j". A legenda de cores representa a profundidade. j i Raphael Calderon 33

46 Materiais e Métodos A Figura 3.4 apresenta o modelo base do reservatório em 3D. Figura 3.4: Modelo base do reservatório em 3D. A legenda de cores representa a profundidade. 70 m k i j Observa-se que, nas coordenadas i e j, os blocos variam de tamanho devido ao refinamento utilizado. Na direção j, a malha fica mais refinada à medida que se aproxima do plano central, em função da localização do poço produtor horizontal. Na direção i, foram criadas seções ao longo do reservatório que possibilitarão a inserção das fraturas Propriedades da Rocha Reservatório A Tabela 3.3 a seguir, apresenta as propriedades da rocha reservatório do modelo estudado. Raphael Calderon 34

47 Materiais e Métodos Tabela 3.3: Propriedades da rocha reservatório. PARÂMETROS VALOR Dimensões do topo do reservatório 600 m x 320 m Espessura do reservatório 70 m Profundidade de referência 3180 m Pressão de referência 9308 kpa Contato água-gás 3250 m Porosidade 0,04 Permeabilidade horizontal (Kh) 4x10 4 md Permeabilidade vertical (Kv) 4x10 5 md Compressibilidade da kpa 6, * /kPa Temperatura do reservatório 56º C Características operacionais do poço horizontal produtor A Figura 3.5 mostra um corte lateral 3D do reservatório, sendo possível observar a localização e o comprimento do poço produtor. O poço está localizado a 38 m do topo do reservatório, seu comprimento horizontal é de 520 m. Figura 3.5: Visão 3D da localização do poço produtor. A legenda de cores representa a profundidade. k j i A Figura 3.6 apresenta uma visão lateral i x k do poço, sendo possível observar as suas 9 zonas canhoneadas. À medida em que o plano se aproxima das zonas, o refinamento aumenta, em função das proporções adequadas para que as Raphael Calderon 35

48 Materiais e Métodos fraturas possam ser inseridas. A proporção dos blocos foi alterada para k/i = 4/1 para uma melhor visualização das regiões canhoneadas. Figura 3.6: Visão lateral i x k das regiões canhoneadas. A legenda de cores representa a profundidade. A Figura 3.7 mostra as fraturas adicionadas nas 9 zonas canhoneadas. Figura 3.7: Fraturas adicionadas. A legenda de cores representa a profundidade. Raphael Calderon 36

49 Materiais e Métodos Durante a vida produtiva do campo, o poço produtor atua com duas condições operacionais: Máxima vazão de gás na superfície (STG) = m³/dia; Mínima pressão no fundo do poço (BHP) = 3200 Kpa. 3.4 Modelagem das Fraturas Nesta seção, mostra-se como foram desenvolvidas as simulações das fraturas, como foi criada a sua geometria e a definição das suas propriedades Simulação da Fratura Para tornar possível a simulação das fraturas, foi necessário após completar o poço e canhonear as zonas de interesse, efetivar um refinamento secundário e inserir dados para realizar o fraturamento hidráulico. Esses dados de entrada foram: localização, espessura, comprimento e altura das fraturas. Por conseguinte, foi definida a condutividade de cada fratura. Os canais de alta condutividade criados pela operação de fraturamento hidráulico, possibilitam o fluxo dos fluidos do reservatório para o poço. Na prática, esses canais têm em média 5 mm de espessura, contudo, o refinamento afim de se obter blocos com dimensões tão pequenas criaria um enorme número de blocos, o que demandaria grande tempo de simulação e processamento computacional muito avançado. Outro problema com as dimensões dos blocos seria a impossibilidade de demarcar ali a existência de um poço com diâmetro externo maior que o tamanho do bloco. Para viabilizar o processo, foram inseridas fraturas em blocos bastante refinados, não necessariamente na ordem de 5 mm, mas com 60 cm (600 mm) de espessura, considerando a condutividade da fratura a mesma da gerada na prática. Isso foi possível utilizando a equação da condutividade da fratura. Onde a condutividade da fratura é o produto da espessura média da fratura vezes a permeabilidade do propante (Santos, 2010), dada pela Equação (4) abaixo. C f = w f K p (4) Raphael Calderon 37

50 Materiais e Métodos Onde: C f : Condutividade da fratura propada convencional (md*mm); w f : Espessura média da fratura (mm); K p : Permeabilidade do propante (md). Para a simulação do modelo em estudo, optou-se por um propante 20/40 mesh sand (Kp=60000 md) de acordo com o fluxograma de escolha de propantes de Economides e Nolte, como mostrado na Subseção Através da equação da condutividade, foi possível considerar a condutividade da fratura simulada igual à da fratura apresentada na literatura, pois a equação permitiu variar a espessura e a permeabilidade da fratura simulada e manter a mesma condutividade da fratura original. Rearranjando a Equação (4): C foriginal = C fsimulada C foriginal = (K p w f ) simulada K p = C foriginal w f = 60000mD 5mm 600 mm = 500 md. Assim, foi possível definir as propriedades da fratura no simulador. Considerou-se que cada fratura tinha uma permeabilidade de 500md e uma porosidade de 30%. A porosidade foi definida de acordo com casos semelhantes encontrados no manual de como criar fraturas hidráulicas utilizando o BUILDER e o IMEX da CMG (2009). As Figuras 3.8, 3.9 e 3.10 a seguir, apresentam o reservatório em 3D com 3, 5 e 9 fraturas com 42 m de altura e 260 m de comprimento, respectivamente. Raphael Calderon 38

51 Materiais e Métodos Figura 3.8: Reservatório com 3 fraturas de 42 m de altura e 260 m de comprimento. Permeabilidade (md) k j i Figura 3.9: Reservatório com 5 fraturas de 42 m de altura e 260 m de comprimento. Permeabilidade (md) k j i Raphael Calderon 39