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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO GABRIEL GUIMARÃES OLIVEIRA NOVAS TECNOLOGIAS PARA RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS DE HIDROCARBONETO Niterói,RJ 2017
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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
GABRIEL GUIMARÃES OLIVEIRA
NOVAS TECNOLOGIAS PARA RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS
DE HIDROCARBONETO
Niterói,RJ
2017
GABRIEL GUIMARÃES OLIVEIRA
NOVAS TECNOLOGIAS PARA RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS
DE HIDROCARBONETO
Trabalho de conclusão de curso apresentado ao curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para a obtenção do grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo.
Orientador:
Prof. Dr. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco
Niterói,RJ
2017
GABRIEL GUIMARÃES OLIVEIRA
NOVAS TECNOLOGIAS PARA RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS
DE HIDROCARBONETO
Trabalho de conclusão de curso apresentado ao curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para a obtenção do grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo.
Aprovado em 03/01/2017
BANCA EXAMINADORA
____________________________________________ Prof. Dr. Alfredo Moisés Vallejos Carrasco Universidade Federal Fluminense (UFF)
____________________________________________
Prof. Dr. João Crisósthomo de Queiróz Neto
Universidade Federal Fluminense (UFF)
____________________________________________ Prof. Dra. Juliana Souza Baioco
Universidade Federal Fluminense (UFF)
Niterói,RJ
2017
Resumo
O mundo atual ainda é muito dependente de combustíveis fóssil, fatores
como o avanço tecnológico e o aumento da demanda por combustíveis vem
influenciando a produção de fontes de hidrocarbonetos não convencionais. Os
reservatórios não convencionais em todo mundo são muito mais abundantes se
comparada com os reservatórios que estão sendo produzida na atualidade,
porém, a exploração dessas incidências de hidrocarbonetos só está sendo
possível graças ao desenvolvimento tecnológico, que diminui
consideravelmente o custo de exploração dessas reservas, tornando-a viável
economicamente a produção dessas fontes. Um exemplo que está gerando um
impacto mundial, é a exploração de gás em folhelho nos Estados Unidos.
Nesse trabalho será mostrado as principais reservas não convencionais e os
locais onde cada tipo de acumulação é mais comum e as formas de
estimulações mais utilizadas atualmente para tornar a produção
economicamente viável. Será apresentado os novos métodos de estimulação
de poços, pois essas técnicas viabilizaram exploração do “shale gas” (gás de
folhelho) nos Estados. Também é falado sobre a exploração de reservas não
convencionais no Brasil e em outros países, onde já se observa um esforço
para aumentar a produção em reservatórios não convencionais e as técnicas
utilizadas por cada país para viabilizar a produção dessas fontes não
convencional de hidrocarboneto.
Palavras-chave: Reservatórios não Convencionais, Fraturamento Hidráulico,
Tight Gas, Xisto Betuminoso, Shale gas.
Abstract
The current world is still heavily dependent on fossil fuels, factors such as
technological advancement and increased demand for fuels have been
influencing the production of unconventional hydrocarbon sources.
Unconventional reservoirs around the world are much more abundant
compared to the reservoirs being produced today, but the exploitation of these
hydrocarbon incidents is only possible thanks to the technological development,
which considerably reduces the cost of exploring these reserves, Making it
economically viable to produce these sources. One example that is generating
a global impact is shale gas exploration in the United States. This work will
show the main unconventional reserves and the places where each type of
accumulation is more common and the forms of stimulation currently used to
make production economically viable. The new methods of well stimulation will
be presented, as these techniques enabled the exploration of shale gas in the
States. There is also talk about the exploration of unconventional reserves in
Brazil and other countries, where an effort is already being made to increase
production in non-conventional reservoirs and the techniques used by each
country to enable the production of these non-conventional sources of
hydrocarbons.
Keywords: Unconventional Reservoirs, Hydraulic Fracture, Horizontal Wells, Tight Gas, Oil Shale, Shale Gas
SUMÁRIO
RESUMO ............................................................................................................3 ABSTRACT ........................................................................................................4 Lista de Figuras ................................................................................................7 Lista de Tabelas ................................................................................................9 Agradecimentos ..............................................................................................10 CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO ........................................................................11 1.1 Estrutura do trabalho ............................................................................12 CAPÍTULO 2 – RESERVATÓRIOS CONVENCIONAIS ..................................13 2.1 Acúmulo de hidrocarbonetos em reservatórios .................................13 2.2 Característica de rocha reservatório ...................................................15 2.3 Característica de rocha selante ............................................................16 2.4 Característica dos fluidos .....................................................................16 2.5 Tipos de estruturas de reservatórios convencionais .........................17 2.6 Tipos de reservatórios convencionais para petróleo considerando o tipo de fluido ...................................................................................................19 2.6.1 Reservatórios de óleo saturado e subsaturado .................................19 2.6.2 Reservatórios de óleo de baixa contração e de alta contração .........20 2.6.3 Reservatórios de óleo normal e óleo quase crítico ............................20 2.6.4 Reservatório de gás ...........................................................................21 2.6.5 Reservatório de gás úmido e gás seco ..............................................21 2.6.6 Reservatório de gás retrógrado .........................................................21 2.6.7 Reservatório de óleo e gás ................................................................22 CAPÍTULO 3 – RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS DE HIDROCARBONETO........................................................................................24 3.1 Reservatório de gás não convencional ...............................................25
3.1.1 Reservatório de areais impermeáveis “tight gas” ...............................26 3.1.2 Reservatório de folhelho “shale gas” ..................................................27 3.1.3 Reservatórios de gás de carvão mineral “coalbed methane” .............30 3.1.4 Reservatório de hidratos de gás “methane hydrates” .........................31 3.2 Reservatório de óleo não convencional................................................33 3.2.1 Reservatório de óleo pesado “heavy oil” ............................................33 3.2.2 Reservatório de xisto betuminoso “oil shale” ......................................35 CAPÍTULO 4 – TÉCNICAS DE SUPORTE USADOS EM RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS ...................................................................................37
4.1 Perfuração Direcional ............................................................................37
4.2 Estimulação por Fraturamento ..............................................................38
4.3 Novos modelos de Fraturamento Hidráulico .......................................42
4.3.1 Uso da técnica do Agrupamento Optimizado e do “BroadBand
Sequence” no fraturamento hidráulico..............................................................42
4.3.2 Sistema de manga de fratura recuperável para estimulação secundária
de poços não convencionais .............................................................................45
CAPÍTULO 5 - Exploração de reservatórios não convencionais no mundo
e no Brasil.........................................................................................................47
5.1 Visão sobre as descobertas de reservatórios no Brasil e os avanços
tecnológicos ....................................................................................................58
CAPÍTULO 6 – Conclusões ............................................................................61
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................62
Lista de figuras
Figura 1.1 - Previsão de investimento em óleo e gás no cenário mundial até 2035. Fonte: (IEA, 2004) ...................................................................................11
Figura 2.1 - Relação espaciais entre rochas geradoras, reservatórios e selantes. Fonte: (Thomas, 2001) ......................................................................14
Figura 2.2 - Acúmulo de hidrocarbonetos em um reservatório convencional.
Fonte: (Hartman et al,1999) ..............................................................................14
Figura 2.3 - Microfotografia de uma rocha reservatório contendo óleo. Fonte:
(Thomas, 2001) .................................................................................................15
Figura 2.4 - Armadilha Estrutural. Fonte: (Thomas, 2001) ...............................18
Figura 2.5 - Armadilha Estratigráfica Fonte: (Thomas, 2001) ..........................18
Figura 2.6 - Diagrama de fases de uma mistura de hidrocarboneto Fonte:
(Rosa et al, 2006) .............................................................................................19
Figura 2.7 - Digrama de fases (p1 e T1) – reservatório de óleo. (p2 eT2) – reservatório de gás retrógado. (p3 e T3) – reservatório de gás. Fonte: (Rosa et al, 2006) ............................................................................................................22
Figura 3.1 - Pirâmide de Recursos convencional e não convencional. Fonte: (Repsol, 2013) ..................................................................................................25
Figura 3.2 - Arenito Convencional (esquerda) X “Tight Sands” (direita). Fonte:
(Dutton et al, 1993) ...........................................................................................26
Figura 3.3 - Diagrama generalizado mostrando a área de ocorrência de
acumulações de gás de forma convencional em trapas estruturais e
estratigráficas e de forma não convencional em reservatórios de folhelho.
Fonte: (Adaptado de Pollastro, 2003) ...............................................................28
Figura 3.4 - Taxa média de produção de shale gas nos EUA. Fonte: (MIT,2010)
...........................................................................................................................29
Figura 3.5 - Estrutura dos hidratos de metano – Gaiolas “cages” formada por moléculas de água que aprisionam moléculas de metano. Fonte:(Peer,2012) ...........................................................................................................................32
Figura 3.6 - Estimativa dos recursos petrolíferos mundiais. Fonte: (Alboudwarej et al, 2007) ........................................................................................................34
Figura 3.7 - Foto de uma rocha contendo xisto betuminoso (oil shale). Fonte: (http://ostseis.anl.gov/guide/oilshale/) ...............................................................35
Figura 4.1 - Representação esquemática de uma Perfuração horizontal. Fonte:(www.manutençãoesuprimentos.com.br) ...............................................38
Figura 4.2 - Composição do fluido de fraturamento. Fonte: (Ayde,2004) ........39
Figura 4.3 - Desenhos esquemático de fraturas simples e complexas. Fonte: (Fisher, M.K. et al, 2002) ..................................................................................40
Figura 4.4 - Processo de fraturamento hidráulico em reservatório de shale gas. Fonte: (Fapesp- Nerc Workshop on sustainable gas future) ............................41
Figura 4.5 - Caminhões e equipamentos necessários para o fraturamento hidráulico próximo a um poço nos Estados Unidos. Fonte:(Energy.usgs.gov) ...........................................................................................................................41Figura 4.6 - Técnica do “plug and perf” usado na estimulação em reservatórios do “shale gas” Fonte: (Chong, K.K. et al, 2010) ............... ...............................43
Figura 4.7 - Agente de desvio bloqueado a fratura. Fonte: (Schlumberger,2015)
...........................................................................................................................44
Figura 4.8 - Empacotador de straddle BHA (Bottomhole assembly) usado para
operações de re-fraturamento. Fonte: (Wellhoefer B. and Simmons Y.) ..........46
Figura 5.1 - Mapa Geológico da Argentina com bacias de hidrocarbonetos, a
seta vermelha indicando a bacia de Neuquén Basin a mais importante do país.
Fonte: (Barreto, 2013) .......................................................................................48
Figura 5.2 - Perfuração de reservatórios de arenito de baixa permeabilidade nos EUA. Fonte:(www.skytruth.org) ..................................................................55
Figura 5.3 - Ocorrência de Shale gas no Brasil e no mundo, seta vermelha
indicando a Bacia do Parnaíba. Fonte: (EIA, 2013) ..........................................56
Figura 5.4 - Bacias brasileiras com ocorrência ou potencial ocorrência de
hidratos de metano. Fonte: (Virgens, 2011) .....................................................57
Figura 5.5 - Ocorrência de Xisto Betuminoso “oil shale” no Brasil. Fonte: (DOS SANTOS, 2010, Apud PETROBRAS, 2008) ....................................................58
Figura 5.6 - Perfil das reservas Brasileiras – Total de 13,7 bilhões de boe. Fonte: (19th World Petroleum Congress, Spain 2008 Forum 04: Unconventional petroleum resources) ………………………………………………………………. 59
Figura 5.7 - Mapa das Bacias sedimentares brasileiras, mostrando as áreas com acúmulo de óleo não convencional. Fonte: (19th World Petroleum Congress, Spain 2008 Forum 04: Unconventional petroleum resources) …….60
Lista de tabelas
Tabela 5.1 - Reservas provadas de xisto betuminoso de óleo de xisto. Fonte: (Adaptado do relatório World Energy Resources, 2003) ..................................51
Agradecimentos
Gostaria de agradecer primeiramente a Deus, por me dar forças e saúde nos momentos difíceis e a oportunidade de ter cursado essa graduação.
Agradecer ao meu pai, a minha mãe e meu irmão pelo apoio nesses anos de estudo, por me encorajar a seguir em frente na esperança de dias melhores. A minha companheira Mariana por estar sempre ao meu lado me dando forças e me encorajando.
Aos meus colegas de classe pela parceria e pelos bons momentos. Em especial ao Vinícius por estar sempre disposto a ajudar em momentos de estudo.
Aos professores que me deram a oportunidade de poder aprender muito durante todos esses anos de graduação. Em especial ao Professor Carrasco pela orientação desse projeto e pelo ótimo professor que foi durante toda minha graduação.
11
1. Introdução
Os reservatórios convencionais estão cada vez mais difíceis de serem
localizados e os que estão em produção já não produzem com vazões tão altas
como no passado, porém, o consumo de hidrocarboneto vem aumentando e a
previsão mostra que a demanda para esse produto no futuro continuará
crescendo. Uma solução para o abastecimento desse crescente consumo é o
tema desse trabalho, isto é, a produção de reservas não convencionais para
tentar suprir a demanda.
Os investimentos em fontes de energia não renováveis veem se
diversificando e com o passar do tempo a fatia de recursos investidos em
fontes não convencionais vem aumentando.
De acordo com o relatório World Energy Investment Outlook (IEA, 2004), a
tendência para o investimento em cada fonte tanto para óleo quanto para gás
pode ser observado na Figura 1.1.
Figura 1.1 – Previsão de investimento em óleo e gás no cenário mundial até 2035. Fonte: (IEA,
2004).
Existe o interesse em diversos países em garantir seu suprimento
energético futuro e a solução que muitos estão tentando encontrar é a
viabilização da exploração de reservatórios não convencionais. Essas reservas
12
apresentam características geológicas diferentes dos reservatórios
convencionais, portanto, exigirão um maior trabalho para retirada do
hidrocarboneto de suas rochas, exigindo um incremento no custo operacional
para produção dessas fontes.
1.1 Estrutura do trabalho
No capítulo 1 mostra-se a introdução geral desse trabalho descrevendo os
motivos que levaram a observância desse tema. No capítulo 2 será voltado
para uma revisão bibliográfica onde será feito uma breve explicação dos
conceitos importantes, tendo como ponto de partida a caracterização de um
reservatório convencional, bem como as propriedades das rochas e dos fluidos
contidos no reservatório e também será diferenciado os tipos de reservatórios
convencionais. No capítulo 3 será mostrado os reservatórios não
convencionais. No capítulo 4 será mostrado as técnicas de suporte utilizadas
para viabilizar a produção de reservatórios não convencionais. No capítulo 5
será mostrado a exploração de reservatórios não convencionais no Brasil e no
Mundo e finalmente no capítulo 6 será escrito a conclusão.
13
2. Reservatórios convencionais
2.1 Acúmulo de hidrocarbonetos em Reservatórios
Segundo Thomas (2001), o petróleo é uma mistura de diversos
hidrocarbonetos de diferentes pesos moleculares, atualmente a teoria mais
aceita diz que o petróleo vem de matérias orgânicas formadas por
microorganismos e algas que formam o fictoplancton, depositados em
ambiente com baixo nível de oxigênio (ambiente anaeróbico), esses matérias
são aos poucos enterrados por sedimentos, indicando uma área de deposição
e com o passar do tempo geológico esses materiais vão sendo encobertos por
camadas sucessivas de sedimentos, gerando um aumento de pressão e de
temperatura, que são fatores essências para transformação do material
orgânico em petróleo.
Esse aumento de calor e pressão e a atuação de bactérias irão gerar
modificações na matéria orgânica que provocará a reorganização molecular e a
transformação da matéria em querogênio (metano bioquímico), com o
incremento da temperatura essa substância pode gerar o hidrocarboneto
líquido ou gasoso dependendo do estado dessa transformação (Thomas,2001).
Para que ocorra a formação de um reservatório convencional de
petróleo, deverá ocorrer algumas etapas de migração e acumulação e a
existências de estruturas específicas como dobras e falhas (Thomas,2001).
O petróleo é formado dentro de uma estrutura rochosa de baixa
permeabilidade, devido ao meio não oxigenado requerido para formação do
hidrocarboneto, essa estrutura é chamada de rocha geradora, ela é rica em
material orgânico e geralmente é um folhelho (Thomas,2001).
Após ocorrências de eventos geológicos o óleo que está nessa rocha
conseguirá escapar devido o aparecimento de fissuras geológicas, que levam o
aumento da permeabilidade da estrutura. Como o fluido tende a escapar para
uma área de menor pressão que a rocha geradora, esse fluxo de escape da
rocha geradora é chamado de migração primária. Com a continuidade desse
14
fluxo de fluido através de um caminho com um certo nível de permeabilidade,
sua migração poderá ser interrompida por uma rocha impermeável chamada de
rocha Capeadora, esse fluxo anteriormente descrito é chamado migração
secundária (Thomas,2001).
A rocha capeadora junto com a rocha porosa (rocha reservatório) forma
um reservatório. Um esquema de migração pode ser observado na Figura 2.1
(Thomas,2001).
Figura 2.1 – Relação espaciais entre rochas geradoras, reservatórios e selantes. Fonte:
(Thomas, 2001)
Após a chegada desse fluxo na rocha reservatório ocorrerá a formação
das fases desse fluido dentro do próprio reservatório, ficando o gás na parte
superior devido sua menor densidade e a água na parte inferior, o óleo ficará
entre essas duas fases como demostrado na Figura 2.2.
Figura 2.2 - Acúmulo de hidrocarbonetos em um reservatório convencional. Fonte: (Hartman et
al,1999)
15
2.2 Característica da rocha reservatório
Uma rocha reservatório pode ter qualquer origem ou natureza, entretanto,
ela deve possuir características adequadas para armazenar petróleo. Deve
existir um espaço entre os sedimentos ou fissuras em seu interior, que é
definido como porosidade e esses espaços deve ter um grau de conectividade
que proporcione uma capacidade de fluxo no seu interior.
As acumulações são geralmente de rochas sedimentares que atendem os
requisitos de porosidade intergranular e permeabilidade, as mais conhecidas
são os arenitos e carbonatos. Outros tipos de rochas podem constituir um
reservatório de petróleo, entretanto, deve existir um conjunto de fraturas para
que as mesmas tenham capacidade de armazenar e produzir de forma
econômica, como por exemplo, as rochas ígneas e metamórficas naturalmente
fraturadas.
O fraturamento artificial de uma rocha reservatório pode ser realizado com
o intuito de aumentar sua permeabilidade.
Segundo Suárez (2012) as rochas que formam os reservatórios
convencionais apresentam porosidade superior a 10% e permeabilidade
superior a 0,1 mD. Os fatores que influenciam a porosidade são a arrumação,
forma e tamanho dos grãos que constituem essa rocha, o grau de cimentação
também afeta diretamente a porosidade e a permeabilidade da rocha, pois o
cimento pode obstruir a comunicação existente entre os poros. Na Figura 2.3
observa-se uma visão aumentada da disposição dos grãos na rocha
reservatório.
Figura 2.3 – microfotografia de uma rocha reservatório contendo óleo. Fonte: (Thomas, 2001).
16
2.3 Característica da rocha selante
A característica principal de uma rocha dita selante é a sua baixa
permeabilidade (menor que 10 mD), isto é, não existirá um fluxo de fluido
através dessa rocha. Existem diferentes tipos de rochas selantes, as mais
comuns em um reservatório de petróleo convencional são os folhelhos e
evaporitos (sal), está última sendo encontrada como rocha selante no
reservatório do pré-sal brasileiro, entretanto, outras rochas que não admitem
fluxo através do seu interior também podem ser chamadas de rocha
capeadora. A plasticidade dessa rocha também é um fator importante, pois as
mesmas serão submetidas a esforços de deformações e não poderão perder
sua característica selante com eventuais formações de fraturas que levem a
criação de caminhos para circulação de fluidos. A extensão areal é outra
característica importante, pois com o aumento da mesma ocorrerá uma maior
capacidade de acumulo de hidrocarboneto.
Embora os folhelhos tenham baixa permeabilidade e geralmente são
encontradas como rochas geradoras, também podem ser encontradas como
rochas reservatório em formações não convencionais de gás os chamados
“shale gas” (gás de folhelho) e a produção desse reservatório só será possível
devido a utilização de tecnologias e métodos apropriados de estimulação.
2.4 Característica dos fluídos
Segundo Rosa et al (2006) o petróleo é uma mistura de hidrocarbonetos
que pode ser encontrado dependendo das condições de pressão e temperatura
nos estados sólidos, líquidos e gasosos, ou pode se apresentar em uma ou
mais fases em equilíbrio. Os hidrocarbonetos são compostos formados por
carbono e hidrogênio, que de acordo com suas características são agrupados
em série e mais de 15 destas séries já foram identificadas, sendo as mais
comuns as parafinas, as olefinas e os hidrocarbonetos aromáticos.
Na série parafina são encontrados hidrocarbonetos de ligação simples em
sua cadeia carbono que possuem a fórmula (CnH2n+2), também existe
parafínicos ramificados em um ou mais átomo de carbono, sendo esses
denominados isoparafínicos e possuem a mesma fórmula dos parafínicos
17
normais. Na série olefinas são encontrados hidrocarbonetos de ligação dupla
em sua cadeia de carbono que possuem fórmula (CnH2n). Na série aromática
são encontrados os benzenos (C6H6), os toluenos (C7H8) e os naftalenos
(C10H8) .
Junto com essa mistura de hidrocarbonetos ocorrerá a incidência de uma
certa quantidade de impurezas, sendo as mais comuns o dióxido de carbono
(CO2), o nitrogênio (N2), o gás sulfídrico (H2S), o Hélio (He) e outros compostos
em menor quantidade. Com toda essa diversidade de componentes e
composições, faz com as características de cada óleo se diferencie entre si
(Rosa et al, 2006).
Quando essa mistura de petróleo se apresenta no estado gasoso recebe
o nome de gás natural, nessa composição irá existir a presença em maior
percentual de hidrocarbonetos mais leves da série parafina. No estado líquido
essa mistura é chamada de óleo e são encontrados componentes mais
pesados se comparada com o gás. Outro ponto importante, é que nas
condições de reservatório o hidrocarboneto que se encontra no estado líquido
poderá passar para o estado gasoso em condições de superfície, esse fato
ocorre porque nesse último estado a pressão e a temperatura são menores e a
fração mais leve se evaporiza da mistura (Rosa et al, 2006).
2.5 Tipos de estruturas de reservatórios convencionais.
As acumulações de petróleo convencionais podem ser de três tipos,
formações de caráter estrutural, são aquelas que apresentam estruturas
capazes de conter hidrocarboneto graças a modificações ocasionadas por
esforços tectônicos. Formação de caráter estratigráfico, que apresentam
configurações apropriada para retenção de óleo devido ao seu fator de
deposições subsequentes de diversos tipos de sedimentos, ocorrendo uma
certa variabilidade de permeabilidade. O terceiro tipo é o mista ou combinada,
que apresentam as características tanto estruturais como estratigráficas.
As acumulações convencionais de maior incidência são do tipo estrutural,
onde ocorre a resposta da rocha a um esforço ou deformação, gerando
18
estruturas como as dobras e as falhas. As falhas têm o papel importante em
colocar a rocha reservatório em contato com a rocha selantes. Na Figura 2.4
poderá ser observado estruturas anticlinais e blocos falhados como trapas
estruturais.
Figura 2.4 – Armadilha Estrutural. Fonte: (Thomas, 2001)
Já a estrutura estratigráfica não tem relação com esforços atuando sobre
a rocha, entretanto, existe a formação de camada geológicas com
permeabilidades diferentes através do passar do tempo geológico, como
mostrado na Figura 2.5. Uma outra forma de armadilha é a combinada ou
mista, que é a soma de fatores estrutural e estratigráfica.
Figura 2.5 – Armadilha Estratigráfica. Fonte: (Thomas, 2001)
19
2.6 Tipos de reservatórios convencionais de hidrocarboneto
considerando o tipo de fluido
Sabe-se que a depender das condições de pressões e temperatura o
petróleo na formação poderá se apresentar em diferentes maneiras, isto é,
totalmente líquida, totalmente gasoso ou uma mistura em equilíbrio de líquido e
gás. Dessa forma, pode-se dizer que existe reservatório de óleo com gás em
solução, reservatórios de gás e reservatórios de óleo com camada de gás.
Uma forma de determinar qual acumulação está presente em uma
determinada área é através da identificação da temperatura e da pressão que
existe nessa formação e correlacionar esses dados com o diagrama de fases
de uma mistura de hidrocarboneto conforme a Figura 2.6. As misturas que
estiverem nas condições de temperatura e pressão referentes ao ponto R1 do
diagrama, isto é, do lado esquerdo do ponto crítico, formarão um reservatório
de óleo, caso esse ponto esteja a direta do ponto crítico, como o ponto R2,
formarão um reservatório de gás.
Figura 2.6- Diagrama de fases de uma mistura de hidrocarboneto. Fonte: (Rosa et al, 2006).
2.6.1 Reservatórios de óleo saturado e subsaturado
Com início da produção de uma reserva de petróleo, o fluido que
inicialmente está sobre uma determinada pressão e temperatura nas condições
de reservatório irá se movimentar para a superfície devido ao diferencial de
pressão. Chegando aos equipamentos de superfície, esse mesmo fluido estará
20
submetido a uma nova condição de pressão e temperatura, podendo sofrer
alteração em suas fases devido a essas novas condições.
A temperatura do reservatório se mantém aproximadamente constante
durante toda sua vida produtiva, porém, sua pressão irá diminuir com o passar
do tempo (depletação), alterando as propriedades do fluido que permanece
dentro formação.
Um reservatório de óleo, pode ser definido como reservatório de óleo
saturado ou óleo subsaturado. Se o ponto referente a pressão e a temperatura
do fluido dentro do reservatório estão sobre a curva de bolha (ponto de
vaporização) dessa mistura, qualquer redução de pressão acarretará a
formação de uma fase de gás, essas condições caracterizam um reservatório
de óleo saturado. Já para formações de óleo que estão com o ponto referente a
pressão e temperatura acima da curva de bolha, serão caracterizados como
reservatórios de óleo subsaturado, pois com a diminuição de pressão não
existirá a vaporização do gás.
2.6.2 Reservatórios de óleo de baixa contração e de alta contração
Com a diminuição da pressão causada pela passagem das condições de
reservatório para condições de superfície, a parte mais leve que está dissolvida
no fluido irá se vaporizar seguidos dos componentes intermediários, com isso,
irá ocorrer uma contração da fase líquida restante. Pode-se dizer então que
óleo com grande quantidade de fase leve irá liberar mais gás e a fase líquida
remanescente irá sofre uma maior contração devido à perda de massa ocorrida
pela vaporização da fase leve, esses óleos são de alta contração. Óleos que
apresentam um maior teor de componentes pesados terão uma contração
menor devido a menor quantidade de gás que é liberado com a diminuição da
pressão, esses óleos são chamados de baixa contração (Rosa et al, 2006).
2.6.3 Reservatórios de óleo normal e óleo quase crítico
21
Existem óleos que não se classificam nem como de alta contração nem
como de baixa contração, essas misturas são chamadas de óleo normal ou
“black-oil” (Rosa et al, 2006). Os óleos quase críticos apresentam suas
condições de pressão e temperatura situado em um ponto próximo a da
pressão e temperatura crítica da mistura, com uma pequena diminuição de
pressão observa-se a liberação de grandes quantidades de gás.
2.6.4 Reservatório de gás
Quando o fluido que está no reservatório está na fase gasoso, isto é, o
ponto referente a pressão e a temperatura no diagrama de fases está do lado
direito do ponto crítico.
2.6.5 Reservatório de gás úmido e gás seco
Quando a mistura de gás é submetida ao processo de separação na
superfície e ocorre a condensação de uma fase líquida, define-se esse
reservatório como de gás úmido, entretanto, se a quantidade de líquido
condensado for pequena o suficiente para não ter valor econômico, existirá
como definição apenas um reservatório de gás seco. As condições de pressão
e temperatura em superfície são ditadas pelos equipamentos de separação,
logo observa-se que a classificação de um reservatório não depende somente
da composição original do óleo, mas também dos equipamentos de separação
da superfície.
2.6.6 Reservatório de gás retrógrado
Nesse tipo de reservatório ocorre um fenômeno interessante no gás
dentro do reservatório, à medida que o fluido vai sendo produzido a pressão
dentro do reservatório irá diminuir, ocasionando a condensação do gás dentro
da formação, o que se esperava era a maior vaporização do líquido com a
diminuição da pressão. Isso ocorre porque a temperatura do gás está entre a
temperatura crítica e a cricondenterma, que é a linha perpendicular ao eixo da
temperatura no diagrama de fases que representa a maior temperatura onde
coexistem duas fases, isto é, líquido e gás em equilíbrio termodinâmico.
22
A formação desse condensado dentro do reservatório poderá atrapalhar
o fluxo de gás e por consequência atrapalhar a produção do mesmo. Por esse
motivo esse fenômeno não é favorável no estágio produtivo.
Uma maneira de classificar um reservatório foi proposta por Craft
Hawkins em 1959, onde eles usaram a razão de gás/ líquido de produção
(RGL) que é o quociente da divisão da vazão do gás pela vazão do líquido, as
duas em condições padrões e definiram os reservatórios como:
Reservatório de Óleo: RGL ≤ 900 m³ std/m³ std;
Reservatório de Gás Condensado: 900 m³ std/ m³ std < RGL < 18 000 m³ std/m³ std;
Reservatórios de Gás Seco: RGL ≥ 18 000 m³ std/m³ std.
Na Figura 2.7, pode-se observar visualmente a localização das
propriedades de temperatura e pressão no diagrama de fases para cada tipo
de reservatório descrito até aqui.
Figura 2.7 – Diagrama de fases, (p1 e T1) – reservatório de óleo. (p2 eT2) – reservatório de
gás retrógado. (p3 e T3) – reservatório de gás. Fonte: (Rosa et al, 2006)
2.6.7 Reservatório de óleo e gás
Existe na natureza os reservatórios mistos, uma parte do hidrocarboneto
estará na forma líquida e a outra parte na forma gasosa em equilíbrio, portanto,
23
classifica-se essas acumulações como de óleo ou de gás dependendo da fase
predominante. Quando existe uma quantidade considerada de gás, mas o
interesse na exploração é o óleo, essa formação será classificada como
reservatório de óleo com capa de gás. Caso exista viabilidade econômica
apenas na exploração do gás, será classificado apenas como reservatório de
gás.
24
3. Reservatórios não convencionais de hidrocarboneto
A classificação dos reservatórios não convencionais não está baseada
nos hidrocarbonetos existentes em suas rochas, mas sim na caracterização da
rocha reservatório. Agora será feito algumas caracterizações de reservatórios
não convencionais e definido suas principais diferenças se comparado com os
reservatórios convencionais.
As rochas reservatórios convencionais são em sua maioria arenitos e
carbonatos fraturados devido à presença de uma alta porosidade e
permeabilidade e a capacidade de armazenar hidrocarbonetos e produzir a
uma taxa economicamente viável (Monteiro, 2011).
A principal diferença entre um reservatório convencional e um
reservatório não convencional está na geologia da formação, o reservatório
convencional há um sistema petrolífero onde existe rochas geradores,
reservatório, selantes, trapas geológicas e falhas que possibilitam que o
petróleo migre da rocha geradora para o reservatório. Já em reservatórios não
convencionais a própria rocha geradora pode ser também a rocha reservatório
e selante devido a sua baixa permeabilidade.
Segundo Suárez (2012) as rochas que formam os reservatórios
convencionais apresentam porosidade superior a 10% e permeabilidade
superior a 0,1 mD, enquanto os reservatórios não convencionais compreendem
rochas com porosidade inferior a 10% e permeabilidade inferior a 0,1 mD.
Os reservatórios não convencionais apresentam reservas muito
superiores e são mais abundantes se comparado com os convencionais, eles
são bastante diversificados, podendo ser profundo ou não, homogêneo ou
fraturado, possuir alta ou baixa temperatura, conter uma única zona ou
múltiplas zonas e ser de formato tabular ou lenticular. Observa-se que cada
caso é único, portanto, cada reservatório tem que ser estudado individualmente
(Batista, 2011).
Devido à complexidade desses reservatórios sua produção se torna mais
onerosa se comparado com os reservatórios convencionais. Existem diversos
tipos de reservatórios não convencionais, como será visto, a evolução da
tecnologia e do entendimento a respeito das acumulações de hidrocarbonetos
geraram um ambiente propício para exploração dessas novas reservas. Essas
25
acumulações irão incluir áreas geológicas contendo xisto, areias impermeáveis,
carbonatos, areias com óleo pesado, acumulação de carvão com metano entre
outras.
Cabe ressaltar que o conceito de um reservatório não convencional é
impreciso, pois no futuro com a evolução das técnicas e da tecnologia
empregada na exploração desses reservatórios, os mesmos poderão se tornar
convencional.
Na Figura 3.1 observa-se a pirâmide de recurso, que mostra o incremento
de custo e dificuldade de extração. A base da pirâmide é formada por recursos
não convencionais, onde existe a necessidade de aplicação de uma maior
tecnologia para exploração desses recursos, entretanto, a sua oferta é superior
a ponta da pirâmide, onde existe os recursos convencionais em menor
quantidade e com um custo de exploração inferior aos não convencionais
(Base).
Figura 3.1 – Pirâmide de Recursos convencional e não convencional. Fonte: (Repsol, 2013).
3.1 Reservatório de gás não convencional.
São reservatórios incapazes de produzir volumes comerciais de
hidrocarbonetos gasoso sem assistência de estimulações ou métodos de
recuperação especiais. Nessas acumulações o gás é produzido a partir de
26
arenitos/carbonatos não permeáveis (“tight gas sand”/”carbonates”), de
folhelhos que são rochas finas de baixíssima permeabilidade (“shale gas”), de
carvão mineral (“coalbed methane”) e de depósitos de hidrato de gás (“gas
hydrate deposits”).
3.1.1 Reservatório de areais impermeáveis “tight sands”
Esses reservatórios do ponto de vista geológico é o mesmo que forma
acumulações convencionais de arenitos, entretanto, ele apresenta o meio
poroso bastante mal selecionado e pouco conectado. O termo “tight gas” se
refere ao hidrocarboneto gasoso contido em um reservatório de baixa
permeabilidade. Essa diferença ocorre devido aos sedimentos mal selecionado
e altos níveis de alterações diagenéticas ocasionado pelo aumento da pressão
e temperatura, gerando como produto o cimento, reduzindo assim a
permeabilidade (Min et al, 1998). Na Figura 3.2 observa-se a diferença entre
um arenito normal e um “tight sands”. Um poço desse tipo pode ter uma vida
rentável economicamente de até 50 anos.
Figura 3.2 – Arenito Convencional (esquerda) X “Tight Sands” (direita). Fonte: (Virgens, 2011)
Com o início da exploração dessas reservas foram usados poços
verticais devido ao pouco conhecimento da região em subsuperfície e dos altos
riscos envolvidos na perfuração desses poços, à medida que foram sendo
explorados houve o aumentando do conhecimento sobre a área e o
27
comportamento dessas reservas, com isso os riscos envolvidos foram sendo
controlados e deram margem para novos projetos que envolviam a utilização
de poços horizontais (Smith et al., 2009).
De modo geral, são reservatórios de arenitos impermeáveis que
possuem porosidades entre 5-15% e saturação de água de 50-70% e
permeabilidade de gás entre 0.001-1mD (miliDarcy), com isso será necessário
o uso de fraturamento hidráulico e perfuração horizontal para aumentar a
permeabilidade e tornar a produção economicamente viável.
Nesses reservatórios são geralmente acumulações de gás, porém, pode
existir óleo em alguns casos. Durante o início da produção ocorrerá um curto
período de alta produção, acompanhado logo em seguida de uma rápida queda
com manutenção da baixa produção com declínio lento (Bessa Júnior, 2014).
3.1.2 Reservatório de folhelho “shale gas”
Os folhelhos são rochas argilosas sedimentares ricas em matéria
orgânica e que apresentam uma granulação fina, geralmente são consideradas
rochas geradoras em reservatórios convencionais. Mais de 50% das rochas
sedimentares são classificadas como folhelhos (Jacomo, 2014). Como nos
reservatórios convencionais a matéria orgânica teve que passar por processos
termoquímicos para então se transformar em hidrocarbonetos em forma de gás
ou óleo. Existem nomenclaturas utilizadas para diferenciar esses reservatórios,
são eles “Oil Shales” os reservatórios de folhelhos que apresentam uma alta
porcentagem de matéria orgânica imatura (querogênio) na fase líquida mais
conhecido como xisto betuminoso. “Shale Gas” os reservatórios de folhelhos
que contém hidrocarboneto maduro na forma de gás, são exemplos desse tipo
de reservatórios os localizados nos Estados Unidos.
Para poder diferenciar o tipo de formação que está presente em uma
determinada área, será necessário realizar a análise do conteúdo orgânico total
(TOC, da sigla em inglês), entretanto, outros fatores como o grau de maturação
e grau de querogênio presente também influenciaram na capacidade de
produção e acumulação desses reservatórios.
28
Alguns estudos feitos chamam o reservatório “shale gas” de Gás de Xisto,
essa denominação está erronia, visto que, o Xisto é uma rocha metamórfica e o
folhelho é uma rocha sedimentar (PETROBRAS,2004).
Para efeito de comparação um reservatório de “shale gas” apresenta uma
faixa de permeabilidade de 0,000001 mD a 0,0001 mD (ou 1 a 100
nanoDarcies), já os reservatórios de arenito compactados do tipo convencional
apresentam uma permeabilidade na faixa de 0,5 mD a 20 mD (King, 2012).
O reservatório de “shale gas” são classificados como formações
contínuos de gás natural, ou seja, acumulações que são difundidas em grandes
áreas. Essas acumulações são diferentes das convencionais em duas
características importantes, uma delas é que não ocorrem em cima de uma
base de água, a outra está relacionada com a não estratificação por densidade
dentro do reservatório, isto é, não ocorre separação de fases conforme
observa-se na Figura 3.3.
Figura 3.3 – Diagrama generalizado mostrando a área de ocorrência de acumulações de gás
de forma convencional em trapas estruturais, estratigráficas e de forma não convencional em
reservatórios de folhelho. Fonte: (Adaptado de Pollastro, 2003).
29
As acumulações de “shale gas” apresentam quatro diferentes tipos de
porosidade segundo Devegowda et al. (2011), são elas porosidade na região
orgânica e inorgânica da rocha, fraturas naturais e fraturas hidráulicas. Então,
observa-se que o escoamento no interior dessas rochas é extremamente
complexo, portanto, de difícil modelagem e previsão de produção.
Uma característica da produção de gás do reservatório de “shale gas” em
comparação com reservatório convencional, é apresentação de uma alta
produtividade no primeiro ano, isso ocorre porque o gás que está livre dentro
da rocha é produzido a uma alta taxa, já o gás que está preso na rocha é
explotado de uma forma mais lenta, mantendo assim a produção baixa para os
anos subsequentes com uma taxa de declínio lenta.
Observa-se uma queda de até 90% na produção do “shale gas” no
primeiro ano. Esse comportamento pode ser observado na Figura 3.4, onde
pode-se visualizar o comportamento de 3 áreas distintas de exploração e
produção do gás de folhelho em diferentes regiões dos EUA.
Figura 3.4 – Taxa média de produção de shale gas nos EUA. Fonte: (MIT,2010).
30
Por ser um reservatório não convencional seu fator de recuperação é
baixo de aproximadamente 20% a 30%, se comparada com um reservatório
convencional de gás onde o fator de recuperação é cerca de 80%, entretanto,
seu volume é bem superior ao convencional, conforme já mencionado (Gény,
2010).
3.1.3 Reservatório de gás de carvão mineral “Coalbed methane”
São reservas de carvão mineral onde uma grande quantidade de gás é
armazenada devido ao grande volume superficial do carvão, obtendo assim
uma quantidade até 7 vezes superior a uma acumulação de gás convencional
de mesmo volume rochoso segundo Loftin (2009). Essa enorme capacidade de
armazenamento ocorre devido a adsorção do metano da superfície do carvão,
aumentando assim a densidade do fluido à valores próximos ao estado líquido
equivalente. No processo de formação de carvão mineral uma grande
quantidade de gás metano é gerado, caracterizando assim o carvão como uma
rocha geradora e reservatório e com propriedade selantes devido a pressão de
sobrecarga (“overburden pressure”), que fecham as fraturas existentes no
carvão, impedindo a movimentação de gás.
Essas reservas apresentam diversas vantagens, pois a maior parte delas
apresentam localizações já conhecidas, e encontram-se a uma pequena
profundidade e a produção de gás nesses reservatórios podem durar vários
anos sem a ocorrência de uma queda significativa, sem contar a capacidade do
carvão de sequestrar o CO2 enquanto eleva a produção de gás natural. Esse
reserva vem se tornando em pouco tempo uma fonte importante para indústria,
porque está produzindo combustível mais limpo em um tempo onde existe um
grande apelo ambiental (HALLIBURTON, 2007).
A forma de acumulação nesses reservatórios ocorre de uma maneira bem
diferente do convencional, o gás metano fica adsorvido na superfície do carvão
ao invés de ficarem acumulados em espaços porosos dentro da formação.
31
Segundo Virgens (2011), na safra do carvão sempre ocorreram problemas
relacionados com o gás adsorvido no mesmo, visto que grandes quantidades
de metano em minas de carvão apresentam um risco para os mineradores.
O processo de produção desses reservatórios acontecem da seguinte
maneira, as fraturas naturais apresentam uma certa quantidade de água, sendo
a água um líquido incompressível sua retirada irá gerar uma depletação (perda
de pressão) no reservatório, ocasionando o desprendimento da moléculas de
carbono que estão adsorvidas na superfície do carvão, retornando as mesma
para o estado gasoso onde iram permear a matriz do carvão até atingirem as
fraturas de alta permeabilidade que o levaram para o poço. Uma observação
interessante sobre o comportamento desses reservatórios, é que existirá no
início uma grande produção de água e baixa produção de gás, com o passar
do tempo isso era se inverter, isto é, ocorrerá uma pequena produção de água
com um aumento da produção de gás, esse comportamento é o contrário que
ocorre em reservatórios convencionais, tanto de gás quanto de óleo
(Virgens,2011).
3.1.4 Reservatório de hidratos de gás “Methane Hydrates”
Os hidratos de gás são sólidos metaestáveis formados por moléculas de
água e gás a baixas temperaturas e altas pressões, apresentam uma estrutura
cristalina em forma de “gaiola” (Virgens, 2011). Essa estrutura cristalina é
formada por ligações de hidrogênio entre as moléculas de água e ligações de
Van Der Walls entra as moléculas de água e metano, conforme pode ser
observado na Figura 3.5.
32
Figura 3.5 – Estrutura dos hidratos de metano – Gaiolas “cages” formada por moléculas de
água que aprisionam moléculas de metano. Fonte:(Peer,2012).
Para formação e estabilidade dos hidratos é necessário a ocorrência de
água livre com uma certa concentração de metano, junto a isso, é preciso
condições de temperatura e pressão específicas como já foi descrito.
Geralmente os depósitos de hidratos são formados em algumas regiões
específicas, como ao longo da margem continental, sedimentos de água
profunda, em lagos ou mares interiores e no gelo do Antártico.
As formações de hidratos sempre foram responsáveis por problemas em
tubulações de produção em poços de gás, pois com a sua formação a linha de
gás será restringida diminuindo assim a área para a passagem do gás e
gerando um aumento de pressão a montante da formação do hidrato e queda
de pressão a jusante. Porém, foi observado que com a dissociação dos
hidratos nas condições ambientais o mesmo gerava uma quantidade
significativa de gás metano, entorno de 163 metros cúbicos de gás para cada
metro cúbico de hidrato, isso levou o interesse da exploração de reservatórios
de hidratos em todo o mundo (Oliveira, 2014).
Existem diversos métodos para exploração desses tipos de reservatórios,
os mais comumente utilizados são, elevar a temperatura dos reservatórios
33
acima da temperatura de dissociação de hidratos utilizando água quente ou
injeção de vapor, injetar inibidor como metanol ou glicol para redução da
estabilidade dos hidratos ou reduzir a pressão do reservatório abaixo da
pressão de equilíbrio dos hidratos tirando a estabilidade do mesmo.
Na exploração desse tipo de formação não convencional existe diversos
desafios como a baixa permeabilidade dos sedimentos de hidratos, os mesmos
podem desestabilizar o leito marinho e também podem se recristalizarem
dentro das tubulações de produção ocasionando o bloqueio das linhas. Por
esses e outros motivos a produção de gás em reservatórios de hidratos são
mais onerosas se comparado com reservatórios de gás convencional.
3.2 Reservatório de óleo não convencional.
São reservatórios incapazes de produzir volumes comerciais de
hidrocarbonetos líquido sem assistência de estimulações ou métodos de
recuperação especiais. São esses os reservatórios de Óleo Pesado (Heavy Oil)
e os reservatórios de Xisto Betuminoso (Oil Shales).
3.2.1 Reservatórios de óleo pesado “Heavy Oil”
A definição de óleo pesado pode variar de acordo com a fonte, uma
medida usada na indústria para determinar o peso do óleo é o °API (“American
Petroleum Institute”), que se relaciona com a densidade de acordo com a
equação 3.1, onde ‘ρ’ é a gravidade específica do fluido.
(Eq. 3.1)
Nos Estados Unidos o Departamento de Energia (DOE) classifica o óleo
pesado tendo um °API entre 10° e 22,3°, entretanto, o °API não pode indicar a
produtividade do poço, porque existem outras propriedades do fluido que irão
34
afetar o fluxo com maior rigor, uma dessas propriedade é a viscosidade do
óleo.
De acordo com (Alboudwarej et al, 2007) o óleo pesado ficou classificado
como aqueles que possuem menos de 19° API, densidade maior do que 0,9
g/mL e uma viscosidade maior que 10 cP (Centipoise) podendo alcançar um
valor maior que 1.000.00 cP. Gerando uma maior dificuldade para a
movimentação desse óleo no reservatório e tornando sua explotação mais
onerosa. Além disso, os óleos pesados apresentam uma alta quantidade de
contaminantes, gerando problemas nos equipamentos de produção e tornando
ainda mais complexa a extração desse tipo de hidrocarboneto.
De acordo com estimativas feitas em todo mundo, o óleo dito não
convencional, isto é, óleos pesados, óleos ultrapesados e betume, representam
cerca de 70% dos recursos petrolíferos, conforme observa-se na Figura 3.6.
Figura 3.6 – Estimativa dos recursos petrolíferos mundiais. Fonte: (Alboudwarej et al, 2007)
Um ponto importante é que a maioria dos reservatórios de óleo pesado
“Heavy Oil” ocorrem em profundidades consideradas como moderadas, pois
são óleos que foram gerados em rochas geradoras profundas e posteriormente
migraram para regiões mais rasas, onde foram degradadas por bactérias e por
intemperismo. Esses óleos apresentam baixo poder calorífico e seus
reservatórios apresentam baixo índice de recuperação primária e baixa
produtividade dos poços, pois os óleos contidos nesses reservatórios
apresentam elevada viscosidade.
35
3.2.2 Reservatórios de xisto betuminoso “oil shale”
O termo xisto de petróleo se refere qualquer rocha, como pode ser
observado na Figura 3.7, que apresentam materiais betuminosos sólidos
(querogênio), que após passar por um processo de aquecimento (pirolise) irá
liberar um líquido semelhante ao petróleo, o xisto betuminoso (oil shale).
O processo de formação do betume é semelhante ao do óleo convencional,
ele é formado há milhões de anos por deposição de sedimento e detritos
orgânicos nos leitos dos lagos e fundos marinhos, ou seja, em ambiente isento
de oxigênio. O calor e a pressão irão transformar essa matéria orgânica em
querogênio, no processo semelhante a formação do óleo, entretanto, o calor e
a pressão não foram suficientemente altos para forma o hidrocarboneto líquido
ou gasoso, por essa razão, fala-se que esses reservatórios não estão maduros,
pois ainda não ocorreu a formação de óleo ou gás como esperado.
Figura 3.7 – Foto de uma rocha contendo xisto betuminoso (oil shale). Fonte:
(http://ostseis.anl.gov/guide/oilshale/).
O xisto betume poderá ser extraído e processado para gerar
hidrocarboneto líquido, entretanto, esse processo é mais oneroso que a
extração de óleo em reservatórios convencionais. O betume é solido, por essa
razão ele não pode ser produzido do subsolo como o óleo e o gás, o mesmo
deve ser extraído e depois aquecido a uma temperatura elevada, por volta de
650 – 700 °F (Fahrenheit), até que ocorra a formação de líquido ou de gás.
Esse processo de aquecimento e feito em uma retorta.
36
Um processo alternativo se chama retortagem in situ, que envolve o
aquecimento do betume quando o mesmo ainda está em subsolo e posterior
retirada do líquido resultante através de bombeamento em poços perfurados
para essa finalidade.
Por se tratar de uma fonte não convencional, a viabilidade de exploração
do mesmo está muito atrelado ao preço do óleo. O preço alto do petróleo irá
atrair investimento na exploração dessas fontes não convencionais, entretanto,
quando o preço está em baixa não existirá interesse dos países em investirem
na produção dessa fonte, visto que, o custo de produção de 1 barril de óleo em
um reservatório de xisto é superior a 60 dólares, pois envolve um alto
desenvolvimento tecnológico que irá gerar um custo mais alto de produção.
Uma outra barreira imposta para exploração desse tipo hidrocarboneto é o
impacto ambiental e social negativo que o desenvolvimento de um reservatório
de oil shale irá resultar, tanto na localidade onde está alocado quanto em
outras regiões que serão afetadas devido a emissão dos gases poluentes.
37
4. Técnicas de suporte usados em reservatórios não
convencionais
Os reservatórios não convencionais apresentam uma certa dificuldade em
produzir petróleo com vazões econômicas, devido usualmente apresentarem
porosidade e permeabilidade bem inferiores aos reservatórios ditos
convencionais, portanto, são usadas técnicas adicionais para desenvolvimento
desses reservatórios.
4.1 Perfuração Direcional
A perfuração direcional é uma técnica onde a trajetória do poço é desviada
por diversos motivos. Essa técnica começou com a finalidade de reparar alguns
problemas especiais que aconteciam na perfuração, tais como ferramenta
deixada no poço, poços tortuosos, etc, e mais tarde foram usadas para
perfuração de poços de alívio em caso de “Blowout”, atingir formações
inacessíveis, perfurar vários poços a partir de um mesmo ponto (poços
multilaterais), entre outras finalidades.
Como a ampliação da exploração de reservatórios não convencionais, uma
forma de perfuração direcional está sendo utilizada para viabilizar a produção
em áreas de baixa permeabilidade como em reservatórios de folhelhos. Essa
forma se chama perfuração horizontal, que será um trecho perfurado
horizontalmente, com um ângulo de desvio próxima a 90° dentro da formação
produtora possibilitando uma maior exposição do reservatório, aumentando a
área de drenagem e o fator de recuperação.
A perfuração horizontal tem oferecido a possibilidade de viabilizar a
produção dos chamados reservatórios de gás em folhelho “shale gas”, pois
essas formações apresentam características que são amplamente favorecidas
por esse tipo de perfuração, isto é, essa perfuração permite aumentar de forma
significativa a área de drenagem desse reservatório e por consequência
38
aumentar o índice de produção e o fator de recuperação. Na Figura 4.1
observa-se um esquema desse tipo de perfuração.
Figura 4.1 – Representação esquemática de uma Perfuração horizontal. Fonte:(site
www.manutençãoesuprimentos.com.br ).
4.2 Estimulação por Fraturamento
O fraturamento hidráulico é um processo de estimulação que visa
aumentar a produtividade em um poço de petróleo, isto é, aumentar o IP (Índice
de Produtividade), é um processo em que se trabalha com elevada ΔP
(variação de pressão) aplicada contra rocha reservatório até a sua ruptura.
Usualmente se faz necessário a utilização de um agente de sustentação
(propante), para impedir que as fraturas formadas se fechem após o fim da
operação.
Existem dois tipos de fraturamento, e diversos métodos para a sua
execução, como será indicado nesse estudo. O fraturamento pode ser dividido
em fraturamento hidráulico e fraturamento ácido.
39
O fraturamento hidráulico tem como principais objetivos em reservatórios
convencionais aumentar a área exposta ao fluxo, criar canais de alta
condutividade, ultrapassar zonas de baixa permeabilidade (dano) e contribuir
para o aumento da recuperação final, são comumente usados em formações
de arenito de baixa permeabilidade. As fraturas criadas a partir desse método
são mantidas através do agente de sustentação (propante). A composição do
fluido utilizado para o processo de fraturamento pode ser observada na Figura
4.2.
Figura 4.2 – Composição do fluido de fraturamento. Fonte: (Ayde,2014)
Já em reservatórios não convencionais, esse método é utilizado para
criar zonas com alto índice de fraturabilidade e fraturas com um alto grau de
complexidade, aumentando assim o volume do reservatório estimulado e a
permeabilidade do mesmo, gerando a produção econômica dessas formações
que apresentam inicialmente uma baixa permeabilidade devido suas
características litológicas.
Na Figura 4.3, pode-se observar a diferença entre o fraturamento
hidráulico (FH) com uma rede de fraturas complexas e uma rede de fraturas
simples que são usadas para a exploração do “shale gas” e para reservatórios
convencionais de arenito de baixa permeabilidade respectivamente. Na Figura
40
4.4 observa-se as fraturas produzidas pelo FH em um reservatório de “shale
gas”.
Entretanto, mesmo com esses métodos de fraturamento combinado com
a perfuração horizontal, a recuperação de reservatórios de “shale gas”
dificilmente ultrapassaram os 20% (Suarez, 2012).
Na Figura 4.5 observa-se os equipamentos necessários para realização
do fraturamento hidráulico em um poço nos Estado Unidos.
Figura 4.3 – Desenhos esquemático de fraturas simples e complexas (rede de fraturas). Fonte:
(Fisher, M.K. et al,2002).
Já o fraturamento ácido se inicia igual ao fraturamento hidráulico, isto é,
a partir da injeção de um fluido no reservatório com pressão suficiente para
criar uma fratura por tração na rocha reservatório, entretanto, não é necessário
a utilização de um agente de sustentação, porque após o bombeamento do
fluido inerte e de alta viscosidade que fratura a formação, é imediatamente
bombeado um fluido ácido que reage quimicamente com a rocha do
reservatório. Esse ácido corroei as faces da fratura recentemente abertas,
gerando uma rugosidade. Após finalizado o tratamento, com a diminuição da
pressão, a fratura não irá conseguir se fechar completamente devido a essas
irregularidades presentes nas faces. Devido a essas irregularidades será criado
um caminho preferencial de alta condutividade para o escoamento do fluido no
reservatório.
41
É bom lembrar que o tratamento de fraturamento ácido é geralmente
usado em reservatórios de carbonatos.
Figura 4.4 – Processo de fraturamento hidráulico em reservatório de shale gas. Fonte: (Fapesp- Nerc Workshop on sustainable gas future).
Figura 4.5 – Caminhões e equipamentos necessários para o fraturamento hidráulico próximo a
um poço nos Estados Unidos. Fonte:(Energy.usgs.gov).
42
4.3 Novos modelos de Fraturamento Hidráulico
Nesse trabalho já foi mencionado os diversos tipos de reservatórios não
convencionais mais comumente pesquisados, e foi mostrado as diferenças
deles com os reservatórios convencionais. Para a exploração desses
reservatórios não convencionais mostrou-se que será necessário a utilização
de técnicas de estimulação e tecnologia diferenciada se comparada com a
exploração dos reservatórios convencionais, essas técnicas de estimulação já
foram tratadas, entretanto, no mercado existem técnicas diferenciadas que são
criadas por empresas particulares para aumentar o sucesso da exploração
desses reservatórios não convencionais. Essas novas tecnologias, e os
princípios de seu funcionamento serão apresentados agora.
4.3.1 Uso da técnica do Agrupamento Optimizado e do “BroadBand
Sequence” no fraturamento hidráulico.
Como se sabe, para que o fraturamento hidráulico seja sucedido é preciso
injetar um fluido (fluido de fraturamento) dentro do reservatório a uma pressão
superior a pressão de resistência a fratura da formação. Esse procedimento é
realizado após a completação do poço, isto é, após serem colocados os
revestimentos e adequadamente cimentado o espaço anular entre a parede do
poço e do revestimento. Além disso, será necessário realizar os canhoneios
para ligar o poço a formação.
Geralmente usa-se na operação de fraturamento hidráulico a técnica
conhecida como “plug and perf” que consiste nas seguintes etapas. Após a
perfuração do poço e colocação do revestimento e a cimentação do espaço
anular, os engenheiros realizam o canhoneamento da extremidade mais
afastada do poço, e um intervalo com comprimento de 100 metros é
canhoneado e fraturado (Kraemer C. et al, 2014). Após o procedimento descrito
anteriormente, o intervalo tratado é isolado do resto do poço através do “plug”,
em seguida um segundo intervalo de mesmo comprimento é canhoneado e
fraturado, repetindo esse tratamento até que toda a parte horizontal do poço
43
seja estimulada, lembrando sempre de isolar o estágio já tratado do restante do
poço como observa-se na Figura 4.6.
Esses projetos que apresentam o comprimento de cada intervalo igual
são chamados de conclusões geométricas. Entretanto, os engenheiros
começaram a usar a micro sísmica e a perfilagem LWD (Logging While Drilling)
para determinar as mudanças de propriedade nesse intervalo perfurado
horizontalmente, na tentativa de diminuir o número de estágios canhoneados
sem prejudicar a produtividade do poço, diminuindo o custo e o tempo da
operação de estimulação. Essa técnica é chamada de Agrupamento Otimizado
(Kraemer C. et al, 2014).
Figura 4.6 – Técnica do “plug and perf” usado na estimulação em reservatórios do “shale gas”.
Fonte: (Chong, K.K. et al, 2010).
Um problema que ocorre durante esse tratamento em formações de
folhelho (“shale gas”), é devido essas apresentarem um alto grau de
heterogeneidade, isto é, apresentarem mudanças de propriedade em pequenos
intervalos de espaço. Essa característica irá gerar uma diferença de pressão
44
de fratura para cada furo (canhoneado), gerando uma estimulação desigual da
região canhoneada, pois as que apresentarem uma pressão de fratura menor
irão ser preferencialmente fraturadas. Em quanto isso, as que tiverem uma
maior pressão de fratura não irão sofrer o tratamento de estimulação
apropriado, deixando uma parte da formação inacessível e sem possibilidade
de produzir devido suas características de baixa permeabilidade. Quando esse
método tradicional de fraturamento hidráulico é utilizado até 40% do
canhoneados podem deixar de contribuir para a produção do poço.
Tentando resolver esse problema, os engenheiros desenvolveram um
agente de desvio, que é utilizado em um segundo tratamento de estimulação.
Esse método é chamado de “Broad Band Sequence” e tem como objetivo criar
tampões temporários em canhoneados já estimulados.
Utilizando a técnica do “plug and perf” o fraturamento ignora os
canhoneados não estimulados, devido a um benefício pequeno que uma
estimulação segundaria iria gerar, pois o fluido de fraturamento tomaria o
caminho de menor resistência em canhoneados já estimulados. Entretanto,
usando um agente de desvio no fim da primeira etapa de estimulação, esse
produto iria tamponar os canhoneados inicialmente fraturados como na Figura
4.7, para que no tratamento secundário o fluido de fraturamento seja desviado
para os canhoneados não estimulados tratando assim uma região distinta e por
consequência melhorando a produtividade do poço devido ao aumento da
região tratada.
Figura 4.7 - Agente de desvio bloqueado a fratura. Fonte: (Schlumberger,2015)
45
Uma propriedade importante para o agente de desvio está na capacidade
de tamponar a fratura pelo tempo necessário para realização da estimulação
secundária, em torno de 4 horas. Uma outra característica importante e a
capacidade de degeneração desse tampão, porque após o tratamento
secundário essa fratura inicialmente tamponada deverá ser aberta para que o
fluido possa fluir sem nenhuma restrição.
4.3.2 Sistema de manga de fratura recuperável para estimulação
secundária de poços não convencionais
Devido à perda de produtividade de um poço com o decorrer do tempo,
principalmente em poços de reservatórios não convencionais que apresentam
uma menor porcentagem de recuperação de hidrocarboneto e curvas de
declínio mais acentuadas, à necessidade de uma estimulação secundária com
o objetivo de aumentar os níveis de produção e a recuperação final desse
reservatório. Atualmente existe diversas técnicas que visam re-fraturar o poço,
cada uma com suas vantagens de desvantagens, mas todas tendo como
objetivo principal aumentar a produção do poço.
Um dessas técnicas que utilizam o Sistema de manga (“Sleeve System”) é o
empacotador BHA (“bottomhole assembly”) conforme Figura 4.8, usados para
re-fraturar um poço de petróleo. O BHA é posicionado entre um conjunto
existente de canhoneios, de modo que o empacotador de straddlle (straddle
packer) consiga isolar essa área. Após o isolamento da região canhoneada, o
tratamento de fraturamento secundário é realizado apenas na região isolada
pela manga (Wellhoefer B. et al.).
46
Figura 4.8 - Empacotador de straddle BHA (Bottomhole assembly) usado para operações de
re-fraturamento. Fonte: (Wellhoefer B. and Simmons Y.).
47
5. Exploração de reservatórios não convencionais no mundo e
no Brasil
O aumento da produção de petróleo devido aos reservatórios não
convencionais em boa parte do mundo vem levando os países a investirem na
área de prospecção e modelagem para identificar prováveis reservas. Um
exemplo disso é a Argentina, a bacia de Neuquén é uma das mais importantes
bacias de hidrocarbonetos produzindo na Argentina, pois nela compreende
42% das reservas de gás em uma área de 120.000 Km², além disso, possuem
4 das 11 rochas fontes com potencial para ser reservatórios não convencional.
Atualmente a bacia de Neuquén está sendo reestudada devido sua rocha
geradora (folhelho), que poderá ser produzida como fonte não convencional de
gás que tem estimativas de recursos recuperáveis de 802 Tcf (oitocentos e dois
trilhões de pés cúbicos).
A Argentina vem tentando implementar novas técnicas de prospecção e
modelagem visando descrever os processos geológicos que atuaram nessas
bacias, isto é, realizar analise de bacia para localizar sistemas petrolíferos não
convencionais que tenham potencial de exploração dentro dessas formações
produtoras.
Um problema que o país vem enfrentando é a falta investimento em
infraestrutura como em refinarias, gasodutos e incentivos por parte do governo
em dinamizar o setor de energia. Sua demanda por petróleo e gás natural vem
aumentando a cada ano e já são 15 anos sem o descobrimento de uma nova
reserva de hidrocarboneto, com isso, houve o aumento da dependência
externa.
Segundo MARES (2013) a exportação de óleo cru vem diminuindo junto
com o aumento da importação de gás e uma solução para esse problema é o
desenvolvimento da produção de gás não convencional em reservas de “shale
gas”, gerando uma oportunidade para mudar o cenário do país, visto que, a
Argentina apresenta a 2° maior reserva desse tipo, ficando apenas atrás da
China.
48
Os EUA por apresentarem reservas já em desenvolvimento e produção
nos campos de folhelho tiveram uma queda, ficando agora na 3° posição em
recursos comprovados de gás de folhelho (MARES, 2013).
Na Argentina existe 6 bacias que produzem hidrocarbonetos, totalizando
uma área de 545.000 km², como pode ser visto na Figura 5.1. Entre essas
bacias, a Bacia de Neuquén é considerada a que tem um maior potencial para
apresentarem reservatórios não convencionais de folhelho. O país tem se
esforçado para caracterizar as rochas reservatórios não convencionais nessa
bacia, utilizando informações integradas da geodinâmica e da tecnoestratigrafia
para compreender melhor a evolução geológica ao longo do tempo e chegar a
um modelo geológico mais realista.
Figura 5.1 – Mapa Geológico da Argentina com bacias de hidrocarbonetos. A seta vermelha
indicando a bacia de Neuquén Basin, a mais importante do país. Fonte: (Barreto,2013).
49
Em 2007 o preço do petróleo teve um aumento recorde, com isso muitos
países começaram a procurar alternativas e investirem em tecnologia para
garantir seu abastecimento, também houve interesse de investimento nas
áreas que procuravam achar uma alternativa para os hidrocarbonetos líquidos
convencionais, isto é, fontes como o xisto betuminoso (“oil shale”), gás de
folhelho (“shale gas”), areia betuminosa (betume), líquidos de carvão (“coal to
liquids”), óleo pesado (“heavy oil”). Métodos de recuperação avançada de
petróleo, avanço no desenvolvimento de Biocombustíveis e energia renovável
também foram uma alternativa para suprir a demanda por energia.
Um avanço significativo ocorreu nos Estado Unidos devido seu empenho
na exploração de reservas não convencionais, pois suas reservas
convencionais vinham perdendo força de produção e boa parte do petróleo
consumido no país era importado.
O aumento da procura mundial por hidrocarbonetos levou a um aumento
do preço desse combustível líquido, fazendo com que colocasse em xeque a
capacidade de desenvolvimento futuro dos EUA devido sua forte dependente
de combustíveis fósseis. Em 2004, o petróleo foi responsável por 38% da
demanda de energia no país, em grande parte foi para apoiar o setor de
transporte e boa parte do petróleo consumido naquele país era importado
(Biglarbigi K., 2007).
Segundo Biglarbigi K. (2007) o governo norte americano tomou diversas
iniciativas, umas delas visava a exploração do xisto betuminoso. O governo
possui 73% das terras no oeste que contêm depósitos relevantes desse
hidrocarboneto, com isso, o país tinha capacidade de incentivar a exploração
dessas áreas públicas através de incentivos governamentais visando viabilizar
a produção dos reservatórios de xisto betuminoso “oil shale”, visto que, os
recursos nos Estados Unidos estavam estimados em 6 trilhões de barris de
óleo equivalente.
Nesses reservatórios devido aos efeitos de pressão, temperatura e ação
bacteriana, como já foi falado anteriormente, ocorreu a transformação de
matéria orgânica em querogênio (metano bioquímico), entretanto, o mesmo
não se transformou em hidrocarboneto líquido ou gasoso, pois não houve
50
tempo geológico suficiente para essa transformação, portanto, são
reservatórios que não estão maduros.
Existem diversas tecnologias utilizadas visando a exploração econômica
desses reservatórios, essas técnicas apresentam como objetivo transformar o
xisto betuminoso em produtos combustíveis e subprodutos de maior valor
agregado, como combustível de jato de alta qualidade e gás de hidrocarboneto.
O gás poderia ser usado para abastecimento regional e até nacional devido a
grande malha de gasoduto que esse país apresenta.
A produção dessa reserva terá um impacto positivo sobre a economia dos
EUA devidos aos impostos arrecadados, o aumento considerado do PIB, as
futuras exportações de óleo ou gás e a formação de novos postos de trabalho
que iriam aumentar a economia de um modo geral. As reservas de xisto
betuminoso são os mais concentrados depósitos de hidrocarbonetos de boa
qualidade na terra com mais de 2 trilhões de barris de recurso de alta
qualidade.
A empresa Shell realizou pesquisas durante 20 anos envolvendo métodos
de exploração do xisto betuminoso “oil shale”, com isso foi criado novas
tecnologias que obtinham óleo e gás a partir do xisto encontrados nos EUA,
isso ocorreu graças aos incentivos governamentais.
As reservas de xisto betuminoso em todo mundo são extremamente
abundantes, entretanto, para a exploração desse óleo requer um alto
investimento em tecnologia e infraestrutura, devido a isso, o desenvolvimento
ainda é pequeno nos países com reservas comprovadas. De acordo com o
relatório Word Energy Resources de 2013, apenas o Brasil, a China, a Estônia,
a Alemanha e o Israel exploram atualmente essas reservas, visto que, essas
reservas cresceram em 17% entre 1987 e 2007 conforme observa-se na
Tabela 5.1.
51
Tabela 5.1 – Reservas provadas de xisto betuminoso de óleo de xisto. Fonte: (Adaptado do
relatório World Energy Resources, 2003).
Nos EUA, também foram descobertos 800 trilhões de metros cúbicos de gás
metano em reservas de carvão (“Coalbed Methane”), visto que, essas reservas
não são restritas nesse país sendo encontrada em muitos outros países e com
reservatórios conhecidos. (HALLIBURTON, 2007).
A exploração de hidrocarbonetos não convencionais no Estados Unidos foi
fortemente influenciada pelo alto valor dessa commodities, o avanço
tecnológico e a melhora na economia. A expansão da produção de
reservatórios não convencionais nos EUA serve de base para a exploração
mundial dessas reservas.
Um conceito muito importante aplicado nesse país foi o do triangulo de
recursos energéticos (Masters,1979), onde explica que o petróleo e o gás não
convencional são muito mais abundantes se comparado com os recursos
convencionais, mas a exploração desses recursos é particularmente sensível
ao preço dessa commodities e do avança da tecnologia. O conceito do
triangulo de recursos energéticos sugere que pequenos volumes de recursos
de alta qualidade estão localizados próximos ao ápice do triângulo e um
volume muito maior de baixa qualidade está localizada perto da base.
O desenvolvimento dos recursos que estão na base do triangulo só será
possível com o desenvolvimento da tecnologia e com o aumento do preço do
52
petróleo, entretanto, com o aumento da demanda mundial e a diminuição da
produção em reservatórios convencionais levaram a um aumento na
exploração de recursos de baixa qualidade, que gerou um desenvolvimento
tecnológico visando um aumento da produtividade dessas fontes não
convencionais situados na base do triangulo de recursos. Esse rápido
desenvolvimento tecnológico colocou em xeque a viabilidade econômica e
ambiental dessas novas técnicas.
Um fator importante no desenvolvimento tecnológico foi a advento do
fraturamento hidráulico, que levou o desenvolvimento de campos não
convencionais (UCR) de “tight gas”, “shale gas” e metano na camada de carvão
“coalbed methane”. Essas acumulações não convencionais têm que ser
estimuladas após a perfuração para viabilizar sua produção de forma
econômica, entretanto, não foi só o faturamento hidráulico que levou a
possibilidade da exploração dos Unconventional Reservoirs, a perfuração de
poços horizontais, estendidos, multilaterais, avanços sísmicos, melhoramento
na caracterização de reservatórios e avanços na tecnologia da informação para
processar maior volumes de dados provenientes de sísmicas contribuíram para
a produção economicamente viável de reservas não convencionais e ainda
aumentaram de forma significativa a produção em campos maduros.
O “shale gas” já é uma das principais fontes de hidrocarbonetos em
produção nos Estados Unidos, contribuindo com 23,1% da produção natural de
gás em 2010 (Wang & Krupnick, 2013). O desenvolvimento dos campos de gás
de folhelho nos EUA, fizeram com que outros países se interessa-se nessas
reservas, são eles China, Argentina e México que possuem uma considerável
reservas desse gás.
Estudos realizados nos Estados Unidos indicaram que os preços das
commodities contribuíram para um aumento dos volumes de produção em até
5 vezes, enquanto, a evolução tecnológica fez com que o aumento da
produção subisse em 12 vezes de acordo com algumas formações em estudo
(Flores,2011). Com esse estudo ficou claro que o desenvolvimento tecnológico
é o fator chave para a exploração de novas formações não convencionais.
53
Essas novas tecnologias vêm impactando o preço do petróleo em todo o
mundo. Nos EUA as empresas de serviço de acordo com o Conselho Nacional
do Petróleo (CNP) tiveram papel fundamental no desenvolvimento desses
novos processos tecnológicos, pois indicadores mostraram que nem sempre o
aumento do preço do petróleo levaram as empresas de exploração e
desenvolvimento investirem em novas tecnologias de recuperação de
reservatórios não convencionais, quem realizava a produção e o
desenvolvimento dessas novas técnicas nos últimos 20 anos foram as
prestadoras de serviço (CNP,2007).
O México apresentou um grande interesse na exploração de reservatórios
de folhelhos não convencionais, eles utilizaram para a exploração das fontes
não convencionais a técnica do fraturamento hidráulico (FH) para realizar a
estimulação dos poços perfurados e junto com esse método foi utilizado o
agrupamento otimizado, que tem como objetivo diminuir o número “plug” no
intervalo horizontal (poços horizontais) tratados com o FH.
Como já foi falado anteriormente nesse trabalho, a diminuição dos
números de intervalos tratados só é possível graças ao uso do LWD (“Logging
while drilling”), que realiza a perfilagem da formação ao mesmo tempo que está
perfurando, diminuindo assim o tempo e o custo de todo o processo. Essa
perfilagem tem por objetivo obter a variação de propriedades das rochas
perfuradas na sessão horizontal. No México também foi realizada a integração
das diversas disciplinas para obterem maior otimização na exploração de
reservatórios não convencionais. Os resultados obtidos na exploração desses
reservas de folhelho sugeriram que a utilização do LWD é essencial na
navegação dentro do poço e fundamental para alcançar o ponto alvo da
formação, obtendo assim a produção desejada.
No Brasil poderá existir uma forte tendência para a exploração de recursos
não convencionais, visto que, no futuro país venhas desenvolver tecnologias
para exploração de forma econômica dessas reservas. Devido ao aumento da
produção de gás no Estados Unidos gerado pelo desenvolvimento de
reservatórios de gás não convencionais como o “shale gas”, houve uma
revolução energética em todo mundo onde o Brasil está incluso. Segundo
54
dados da Agência Internacional de Energia (EIA) o Brasil possui a quarta ou
quinta reserva do mundo se tratando de gás não convencional em arenitos de
baixa permeabilidade (“tight gas”), com uma estimativa de 17 trilhões de pés
cúbicos de gás, que levou o governo brasileiro no dia 28 de novembro de 2013
realizar 12° Rodada de licitação, que ofertou blocos de bacias sedimentares
voltado para exploração de gás convencional e não convencional.
Segundo a ANP (Agencia Nacional de Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis), a 12° rodada foi considerada como piloto para que as
empresas envolvidas possam obter dados dos reservatórios de gás não
convencional para uma posterior rodada voltada apenas para a exploração de
reservas não convencional de gás natural em arenitos de baixa permeabilidade
(“tight gas”).
Reservas de arenitos de baixa permeabilidade estão presentes em
todo o mundo, sendo os Estados Unidos, Rússia e a China os que possuem as
maiores concentrações dessas reservas (Suarez A.A.,2002), visto que, em
alguns países essas reservas são exploradas para complementar a produção
de gás de reservatórios convencionais, já em outros, são as principais fontes
de gás existentes. Existem estudos que mostram em todo mundo o equivalente
de 210 trilhões de m³ de gás natural em reservatórios de arenitos com baixa
permeabilidade (“tight gas”), entretanto, devido ao alto grau de complexidade
existente para a exploração dessas reservas apenas 6% a 10% desse gás
poderia ser produzido considerando as tecnologias e técnicas atuas. Então,
para a exploração dessas reservas teria que ocorre uma evolução na
tecnologia empregada. Na Figura 5.2 é observado um campo de arenito de
baixa permeabilidade (“tight gas”) nos EUA.
55
Figura 5.2 – Perfuração de reservatórios de arenito de baixa permeabilidade nos EUA.
Fonte:(www.skytruth.org).
No Brasil existe também outras fontes não convencionais de gás como na
bacia do Parnaíba que apresenta um potencial de reserva de “shale gas”
apesar de não ter seu volume estimado (Virgens,2011). Pode-se observar na
Figura 5.3 a localização das reservas de gás de folhelho no Brasil e em outras
partes do mundo. No país graças a descoberta do pré-sal que é um
reservatório offshore as empresas não vêm investindo na produção onshore
devido sua baixa eficiência de produção se comparado com os poços em alto
mar. Entretanto, na 11° e 12° rodada de licitação houve um aumento do
interesse na exploração em terra por parte das empresas envolvidas nessas
licitações e se mostrou promissora nas mãos dos novos participantes que
aumentaram os números de poços onshore perfurados, trazendo vida para a
Bacia do Parnaíba. Na 11° rodada dos 123 blocos oferecidos 87 foram
adquiridos, com especial atenção para as bacias do Parnaíba, Recôncavo e
Tucano. A exploração do shale gas na bacia do Parnaíba é um desafio novo
para essas empresas e para o país, caso o resultado dê certo o gás será usado
para a produção de energia elétrica, aumentando a oferta de energia e
trazendo desenvolvimento para o país.
56
Figura 5.3 – Ocorrência de Shale gas no Brasil e no mundo, seta vermelha indicando a Bacia
do Parnaíba. Fonte : (EIA, 2013).
Existe também no país segundo Virgens (2011) reservatórios de hidratos
de gás situados em suas margens continentais com altas taxas de
sedimentações tendo as bacias da Foz do Amazonas, do Espírito Santo, de
Cumuruxatiba, de Santos e de Pelotas um potencial para a produção de
hidratos conforme pode ser visualizado na Figura 5.4. No Brasil também são
encontrados reservatórios de óleo pesado (“heavy oil”) e estes estão
predominantemente no sudeste do país na Bacia de Campos e na Bacia de
Santos (Santos & Coradesqui, 2013).
57
Figura 5.4 – Bacias brasileiras com ocorrência ou potencial ocorrência de hidratos de metano.
Fonte: (Virgens, 2011).
No Brasil estima-se que as reservas provadas de xisto betuminoso seja
de 82.000 MMbbl de óleo, as mais conhecidas são as do Vale do Paraíba no
estado de São Paulo (SP) e a Formação Irati que se estende do estado de SP
até o Rio Grande do Sul prolongando-se até o Uruguai, existem também
presença dessas reservas em outros estados como pode-se observar na
Figura 5.5.
58
Figura 5.5 – Ocorrência de Xisto Betuminoso “oil shale” no Brasil. Fonte: (DOS SANTOS, 2010,
Apud PETROBRAS, 2008).
5.1. Visão sobre as descobertas de reservatórios no Brasil e os avanços
tecnológicos.
Ao longo dos últimos 50 anos a Petrobras vem descobrindo reservas de
petróleo e gás em diversas regiões do país, essas formações descobertas
apresentam diversas características, isto é, apresentam configurações
geográficas e geológicas diversas. No momento de suas descobertas muito
desses novos reservatórios foram considerados antieconômicos devido ao alto
custo de sua produção e da tecnologia presente na época de cada descoberta.
Os esforços contínuos do Brasil junto a Petrobras permitiram obter avanços
tecnológicos viabilizando a produção de áreas antes consideradas inviáveis,
entretanto, hoje o desafio ainda é enorme para o país. A produção atual é de
59
cerca de 2.1 MMbpd (PETROBRAS, 2016), sendo 80 % oriundo de campos
offshore gigantes, esse petróleo produzido apresenta 20° API, um óleo pesado
típico, com isso a Petrobras fez investimentos significativos no parque de refino
para ajustar o óleo pesado em seu processo, na Figura 5.6 observa-se o perfil
das reservas Brasileiras.
A Petrobras desenvolveu tecnologia de poços horizontais e sistemas
pioneiros em produção em águas profundas, mas os desafios enfrentados hoje
inclui a produção de carbonatos de baixa permeabilidade, areais apertadas
(“tight gas”), basalto fraturado e xisto fraturado (“shale gas”), bem como o
desenvolvimento do “oil shale” na Bacia do Parnaíba que é um campo em terra
onde o país não desenvolveu uma logística e um avanço tecnológico suficiente
para viabilizar essas reservas, mas que no futuro poderá ser uma alternativa
bem atrativa para o Brasil.
Figura 5.6 – Perfil das reservas Brasileiras – Total de 13,7 bilhões de boe. Fonte: (19th World Petroleum Congress, Spain 2008 Forum 04: Unconventional petroleum resources).
Finalmente, na Figura 5.7 observa-se as principais bacias sedimentares
brasileiras, mostrando os diferentes tipos de reservatórios não convencionais,
tendo como destaque a Bacia de Potiguar e de Reconcavo com reservatórios
de tight gas, os campos de Carmópolis e Campos com reservatórios
caracterizados por apresentar basaltos ou embasamento fraturados, a Bacia de
Paraná contendo oil shale, dentre os mais importantes.
60
Figura 5.7 – Mapa das Bacias sedimentares brasileiras, mostrando as áreas com acúmulo de óleo não convencional. Fonte: (19th World Petroleum Congress, Spain 2008 Forum 04:
Unconventional petroleum resources).
61
6. Conclusões
O mundo vem procurando alternativas para os combustíveis não
renováveis, como a energia solar, biocombustíveis, energia eólica, energia
nuclear entre outros, porém, o que está sendo percebido foi o aumento do
consumo de combustíveis não renováveis em suas diversas formas e fontes
como a produção de betume, carvão, metano oriundo do carvão e produção de
gás de rochas impermeáveis fazendo com que o R/P (razão reserva/produção)
venha aumentando com o passar do tempo. Esse aumento das reservas
comprovadas só é possível graças ao avanço tecnológico e logístico que a
modernidade vem trazendo como foi mostrado em todo esse trabalho. No
Brasil já está sendo planejado a exploração de diversas fontes de
hidrocarbonetos não convencionais em diversos estados como mostrado ao
longo desse trabalho, entretanto, essa tendência de diversificação de
exploração de fontes não convencionais vem ocorrendo em todas as partes do
mundo, levando a conclusão que a diversificação de fontes de energia é o
futuro para a sustentabilidade energética mundial e o futuro da indústria do
petróleo.
62
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