Sumário Reservatórios não convencionais

Tight sands

Coalbed methane

Gas hydrates

Shale gas

Gás não convencional Gases não convencionais:

São produzidos a partir de rochas tradicionalmente consideradas incapazes de produzir volumes comerciais de hidrocarbonetos.

Não produzem economicamente sem a assistência de estimulações massivas ou a aplicação de tecnologias de recuperação especiais.

Acumulações convencionais: Produzem gás a partir de rochas porosas e permeáveis, tais como arenitos e

carbonatos.

Acumulações não convencionais: Produzem volumes de gás a partir de arenitos/carbonatos fechados e não

permeáveis (tight gas sands/carbonates), de rochas finas como folhelhos produtores de gás (shale gas), de carvão mineral (coalbed methane), de depósitos de hidrato de gás (gas hydrate deposits) e de reservatórios com alta pressão e alta temperatura (HPHT reservoirs).

Alguns autores relacionam os recursos em águas ultra profundas como recursos não convencionais em função do alto custo de exploração e produção.

Tight sands São reservas de gás de arenitos fechados e não permeáveis.

Essas reservas possuem:

Porosidades entre 5-15%;

Saturação de água de 50-70%;

Permeabilidade ao gás de 0.001 -1 mD.

Esse tipo de reservatório não consegue produzir sob condições naturais, assim o fraturamento é necessário para tornar a produção economicamente viável.

O fraturamento aumenta a área da superfície rochosa em comunicação direta com o poço.

Coalbed methane São reservas de gás de carvão mineral.

No processo de formação do carvão mineral, uma grande quantidade de gás metano é gerado.

Devido à grande área superficial do carvão, enormes volumes de gás podem ser estocados; cerca de 6 ou 7 vezes mais que um reservatório de gás convencional de mesmo volume rochoso.

Coalbed methane Vantagens da produção de gás de carvão mineral:

Localização das reservas de carvão são, em geral, conhecidas.

A maioria das reservas de carvão encontram-se em pequenas profundidades. Em grandes profundidades, devido a pressão de sobrecarga (overburden pressure), as fraturas no carvão se fecham, reduzindo a movimentção do gás.

A produção de gás em carvão pode durar vários anos sem significante queda.

Carvão tem potencial para o sequestro de CO2 enquanto eleva a produção de GN.

Gas hydrates Hidratos de gás são sólidos metaestáveis formados por

moléculas de água e gás a baixas temperaturas e altas pressões.

O três potenciais métodos para produção de gás natural de hidratos são:

Elevar a temperatura acima da temperatura de desassociação de hidrato usando água quente ou injeção de vapor;

Injetar inibidor, como metanol ou glicol, para reduzir a estabilidade do hidrato;

Reduzir a pressão do reservatório abaixo da pressão de equilíbrio do hidrato, liberando o metano contido no cristal.

Gas hydrates Desafios da produção de hidrato de gás:

O sedimentos do hidrato de gás possuem baixa permeabilidade dificultando o fluxo do gás;

Os hidratos podem desestabilizar o leito marinho;

Os hidratos podem se recristalizarem na tubulação provocando o bloqueio da linha.

Shale Gas São reservas de gás de rochas finas

como folhelhos.

A maioria dessas reservas possuem:

Porosidades de 12%;

Permeabilidade menor que 0.0005 mD.

A produção desse tipo de reservatório é controlada por fraturas.

Produção de shale gas:

Perfuração horizontal;

Fraturamento hidráulico (múltiplas fraturas transversais).

Shale Gas

Shale Gas Extração do shale gas está fundamentada nas seguintes

etapas:

Exploração sísmica 3D;

Preparação do terreno;

Perfuração vertical e horizontal;

Fraturamento hidráulico;

Gestão de resíduos;

Produção propriamente dita.

Shale Gas Exploração sísmica:

Mapeamento das formações rochosas através de ondas, identificando a profundidade e a espessura das rochas de xisto.

Preparação do terreno:

Nivelamento;

Acomodação dos equipamentos de exploração e produção;

Infraestrutura de acesso, para viabilizar a logística da operação.

Shale Gas Perfuração vertical:

Perfuram-se poços em direção ao folhelho, situado em profundidade típica de 1,2 km a 3,6 km.

Reveste-se as paredes do poço.

Cimentação.

Perfuração horizontal: Perfuram-se seções horizontais do poço, de até 1,2 km de

extensão, em diferentes direções.

Sensores de gás são utilizados para garantir que o poço se restrinja à área que contém os hidrocarbonetos.

Depois de trinta a quarenta dias de perfuração, pode-se completar a cabeça de poço.

Shale Gas Fraturamento hidráulico (fracking):

A seção horizontal é fraturada a partir da mistura de água, areia e componentes químicos, injetada sob alta pressão (5.000 psi).

A areia é utilizada para manter abertas as fissuras na rocha, permitindo o fluxo do gás.

Essa etapa dura, em geral, entre três e dez dias.

Shale Gas Gestão de resíduos:

Grande quantidade de água utilizada na etapa de fraturamento é armazenada em tanques, devendo ser devidamente tratada e descartada.

Produção:

Árvore de natal é posicionada para que o gás possa fluir até a estação de compressão e, posteriormente, até a infraestrutura de transporte.

Shale Gas Produção de gás natural nos EUA:

Produção de gás natural nos EUA de 1990 a 2035 (previsão) em trilhões de pés cúbicos (Tcf) por ano.

Produção de gás natural nos EUA:

As principais ocorrências (plays) de shale gas nos EUA são:

Barnett, Woodford, Fayeteville, Haynesville, Marcellus e Eagle Ford, sendo ainda listados mais 17 plays relevantes.

No Canadá há cinco plays relevantes:

Montney, Horn River, Colorado Group, Utica e Horton Bluff Group.

Shale Gas

País Reserva Tecnicamente Recuperável (Tcf)

China 1275

EUA 862

Argentina 774

México 681

Arábia Saudita 645

Canadá 388

Brasil 205

Shale no Brasil:

ANP aponta que as maiores incidências de gás de folhelho encontram-se:

Bacias Sedimentares do Parnaíba (Maranhão e Piauí), Recôncavo (Bahia), São Francisco (Bahia e Minas Gerais), Parecis (Mato Grosso) e Paraná (desde Mato Grosso do Sul até o Rio Grande do Sul)

Shale Gas

País Reserva Tecnicamente Recuperável (Tcf)

China 1275

EUA 862

Argentina 774

México 681

Arábia Saudita 645

Canadá 388

Brasil 205

Shale Gas Diferenciais de shale gas em relação a reservatórios

convencionais:

Shale gas se diferenciam dos reservatórios convencionais e dos tight gas em termos de geração, fluxo do gás e armazenamento.

Geração: no shale gas a rocha fonte é a própria rocha armazenadora do gás, assim como o metano de camadas de carvão.

Shale Gas Diferenciais de shale gas em relação a reservatórios

convencionais:

Shale gas se diferenciam dos reservatórios convencionais e dos tight gas em termos de geração, fluxo do gás e armazenamento.

Fluxo de gás: os shale gas apresentam permeabilidade matricial ainda menor do que a dos tight gas. Fluxo da área de drenagem de cada poço é muito lento e o regime de fluxo transiente torna-se predominante durante a vida produtiva do poço. Os shale gas se estendem por áreas geográficas bem maiores do que os reservatórios convencionais, tornando-se necessário um grande número de poços para a drenagem econômica das acumulações.

Shale Gas Diferenciais de shale gas em relação a reservatórios convencionais:

Shale gas se diferenciam dos reservatórios convencionais e dos tight gas em termos de geração, fluxo do gás e armazenamento.

Armazenamento: Gás livre, gás adsorvido, gás absorvido e gás dissolvido. O gás livre pode se encontrar na porosidade matricial e em fraturas naturais. Tanto o gás adsorvido (ligação química), quanto o gás absorvido (ligação física) se localizam na matéria orgânica (querogênio) e nas superfícies minerais em fraturas naturais. Já o gás dissolvido ocorre associado a HC líquidos, quando estes estão presentes.

A maioria dos shales produz gás seco (90% de metano) sem água.

O Eagle Ford produz diferentes fluidos em diferentes áreas da bacia. Uma parte produz gás seco, outra gás úmido e uma terceira parte óleo (shale oil).

Como exceções, os shales Antrim e New Albany produzem água.

Shale Gas Aspectos diferenciais de perfuração em shale gas:

Perfuração muitos poços para o desenvolvimento de uma área induz à redução de custos:

Redução do diâmetro do poço (slim hole): adota-se o menor diâmetro de revestimento de produção, que possibilite a realização das operações de fraturamento hidráulico com níveis aceitáveis para a pressão de bombeio.

A adoção de pads com vários poços, os quais devem ter suas seções horizontais alinhadas com a direção da tensão horizontal mínima na área (para a criação de fraturas hidráulicas transversais aos eixos dos poços).

Shale Gas Aspectos diferenciais de perfuração em shale gas:

Super pad adotado em Haneysville, para 16 poços:

Shale Gas Aspectos diferenciais de perfuração em shale gas:

Fase vertical: Perfurada com fluido base água.

Fases direcional e horizontal: perfuradas com motores de fundo ou sistemas geosteering (orientação dada à broca durante a perfuração) ou combinação desses. O fluido usado nessas fases é, em mais de 90% dos casos, base óleo sintético, havendo uso de fluidos base água em alguns casos.

Peso específico do fluido: varia de normal a pesado, uma vez que vários shales são sobrepressurizados.

DLS (dog leg severity): nos shales dos EUA geralmente varia de 10 a 14 °/100 ft

Revestimento de produção: geralmente é de 7” e para poços mais profundos o liner de produção é de 5 ½”. Adota-se com freqüência aço P-110 para resistir às pressões e abrasão do FH.

Shale Gas Aspectos diferenciais de perfuração em shale gas:

Esquema de um poço horizontal multifraturado em Fayetteville, EUA:

Shale Gas Técnicas de multifraturamento em shale gas:

Fraturamento hidráulico dos n segmentos em que foi subdivida a extensão que atravessa a espessura produtora.

Fraturamento por entrada limitada : vazão na entrada do segmento é distribuída pelas ilhas de canhoneados; vazão mínima de 1,5 a 2,0 bpm por canhoneado.

Plug-and-perforate: usa flexitubo ou trator com cabo elétrico (wireline) para a realização dos canhoneios.

Após o multifraturamento do segmento, assenta-se um tampão (bridge plug ou frac plug), isolando o segmento e realizando-se os canhoneios do próximo segmento.

A seguir cortam-se os tampões e coloca-se o poço em produção.

Shale Gas Técnicas de multifraturamento em shale gas:

CTFDM (Coiled Tubing Fracturing Downhole Mixing):

Usa flexitubo;

O canhoneio é substituído por jateamento com abrasivo, sendo o fraturamento realizado individualmente, no que corresponderia a cada ilha de canhoneados;

Aplicado em poços revestidos com liner perfurado em alguns poços no Brasil.

Shale Gas Técnicas de multifraturamento em shale gas:

A completação em poço aberto:

Preserva fraturas naturais;

Uso de sliding sleeves ativadas com esferas; as esferas permitem o isolamento do intervalo já fraturado, e a abertura da sliding sleeve do intervalo seguinte.

Seção horizontal revestida e não cimentada, segmentada com packers e portas de fraturamento:

Shale Gas Diferenciais de fraturamento hidráulico em shale gas:

Modelo de redes de fraturas:

Fraturabilidade;

Complexidade de fratura;

Volume de reservatório estimulado.

Shale Gas Diferenciais de fraturamento hidráulico em shale gas:

Alta fraturabilidade está associada a regiões frágeis do folhelho, com alto módulo de elasticidade (E) e baixa razão de Poisson (ν).

Baixa fraturabilidade ocorre em regiões dúcteis do folhelho, com baixo E e alto ν.

Shale Gas Diferenciais de fraturamento hidráulico em shale gas:

O volume de reservatório estimulado (VRE) é definido como o produto entre a espessura produtiva do folhelho e a área estimulada, estimada por mapeamento microssísmico.

Índice de complexidade da fratura (ICF) é definido como a razão entre a largura e o comprimento da nuvem de pontos obtida em mapeamento microsísmico. Assim, as fraturas planares apresentam baixo valor de ICF e as fraturas desdobradas em rede apresentam alto valor de ICF.

Shale Gas Monitoramento de fraturas:

Reservatórios convencionais e tight sands/carbonates: Produção do poço é associada à geometria e à condutividade de uma

fratura planar.

Folhelhos produtores de gás/óleo: Produção está associada a uma rede complexa de fraturas.

Shale Gas Monitoramento de fraturas:

Monitoramentos microssísmicos em um shale gas e um tight sand: Reservatório shale gas: larga zona

de atividade microssísmica, ou seja, um grande volume estimulado.

Reservatório tight sand: mapeamento microssísmico revelou uma fratura planar.

Shale Gas Projeto de desenvolvimento de produção em shale gas:

A definição do espaçamento entre os poços depende: Definição da geometria (comprimento efetivo), da condutividade e do

espaçamento ótimo das fratura.

Efeito do espaçamento entre as fraturas no fator de recuperação de gás para um shale com 100 nD:

Shale Gas Projeto de desenvolvimento de produção em shale gas:

Produção de Barnett shale (Mscf/d) ao longo dos primeiros 36 meses (3 anos):

Produção inicial de 2,5 milhões de ft3/d e o declínio de 70% no 1º ano de produção.

Após três anos a produção típica é em torno de 20% da inicial

Soluções: Refraturamentos ou construção de poços para adensamento de malha.

Shale Gas

Shale Gas

Shale Gas

Shale Gas

Shale Gas

Shale Gas

Shale Gas