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Problemática do Shale Gas: da Estimação de Reservas aos métodos de Desenvolvimento e Produção
Jorge Manuel Portas Basto
Dissertação para obtenção do grau de Mestre em
Engenharia Geológica e de Minas
Orientador: Prof. Doutor António José da Costa Silva
Júri
Presidente: Prof. Doutor Amílcar de Oliveira Soares Orientador: Prof. Doutor António José da Costa Silva Vogal: Prof. Doutor Nuno Lamas de Almeida Pimentel
Maio 2014
i
Agradecimentos
Agradeço ao Professor António Costa Silva por me ter orientado nesta investigação, por todo o
conhecimento partilhado, pela sua disponibilidade e por me ter recebido na empresa que ministra
(Partex Oil and Gas).
Ao Eng.º Luis Guerreiro (Partex Oil & Gas), que sempre esteve disponível para colaborar neste
trabalho com todo o seu conhecimento profissional.
À minha família por me terem dado todo o apoio emocional e financeiro que me permitiram chegar até
aqui e que me dão ânimo para continuar.
A todos os meus amigos mais próximos que sempre me apoiaram e aconselharam desde o ínicio do
meu curso.
ii
iii
Resumo
A revolução do shale gas, nos Estados Unidos, com uma enorme produção, despoletou um forte
interesse em replicar a experência americana em outros lugares do mundo. Diversas instituições têm
elaborado vários estudos, reportando volumes significativos de gás, ao longo de reservas presentes
em todo mundo. No entanto, apesar das quantidades significativamente apreciáveis, estas,
normalmente, apresentam um baixo fator de recuperação. A exploração e o desenvolvimento de um
recurso não convencional, shale gas, é muito mais complexa, comparada com um recurso
convencional, e como tal, é necessário um conhecimento profundo em diversas disciplinas, de
maneira, a obter-se uma intrepertação, da bacia e das formações de shale gas, mais aproximada da
realidade.
A determinação do potencial de uma bacia de shale gas, passa por um exaustivo processo de
estimação do volume de gás tecnicamente recuperável. Encontra-se compreendido neste volume de
gás, o volume de gás livre e o volume de gás adsorvido na formação. O rigor no processo de
estimação é essencial para que o sucesso seja alcançado.
Na presença de indicadores positivos a partir da estimação de gás, há que definir os parâmetros de
perfuração horizontal e de fracturação hidráulica, que são duas técnicas crucais da produção de shale
gas, de uma forma economicamente viável.
Apesar do grande potencial, devido a uma série de questões, ambientais, políticas e tecnológicas, o
desenvolvimento de reservas de shale gas na Europa, levará algum tempo até que seja possível e
viável de serem exploradas.
Palavras-chave: Estimatição; Shale gas; Fator de Recuperação; Perfuração Horizontal; Fraturação
Hidráulica.
iv
v
Abstract
The shale gas revolution in the United States which produced vast quantities of gas has triggered a
strong interest elsewhere in the world, with many countries trying to replicate this success. Various
institutions have developed several studies reporting significant volumes of gas reserves throughout
the world. However, despite the significantly appreciable amounts, they usually exhibit a low recovery
factor. The exploration and production of unconventional resources, such as shale gas, is much more
complex compared to methods used for conventional resources, and as such, a deep knowledge is
needed in various disciplines, so as to obtain an accurate understanding of shale gas basin and
formations, in order to achieve success.
Determining the potential of a shale gas basin entails an exhaustive process of estimating the volume
of technically recoverable gas. It is understood that the recoverable gas volume has two components
– a free gas component and absorbed gas component. Accuracy in the estimation process is essential
to success of the play.
In the presence of positive indicators from the estimation of gas, it is necessary to define the
parameters of horizontal drilling and hydraulic fracturing, which are two crucial processes for gas
production in an economically viable way.
Despite the great potential, due to several questions related to environmental, political and
technological factors, it will take some time for the development of shale gas reserves in Europe to
make exploitation possible and feasible.
Keywords: Estimation; Shale gas; Recovery Factor; Horizontal Drilling; Hydraulic Fracturing.
vi
vii
Índice Geral
Agradecimentos .........................................................................................................................................i
Resumo ................................................................................................................................................... iii
Abstract.....................................................................................................................................................v
Índice de Figuras ..................................................................................................................................... ix
Índice de Tabelas .................................................................................................................................. xiii
Lista de Símbolos e Abreviaturas ........................................................................................................... xv
1 Enquadramento ............................................................................................................................... 1
2 Introdução ........................................................................................................................................ 3
2.1 Considerações Gerais ............................................................................................................. 5
2.2 Objetivos ................................................................................... Erro! Indicador não definido.
2.3 Metodologia .............................................................................. Erro! Indicador não definido.
3 História da exploração de shale gas ............................................................................................. 11
4 Recursos e reservas ...................................................................................................................... 12
5 Shale gas ....................................................................................................................................... 15
5.1 Shale: rocha mãe e rocha reservatório ................................................................................. 16
5.2 O que define o play de shale gas .......................................................................................... 20
5.3 Panorama mundial do shale gas ........................................................................................... 23
5.4 Metodologias utilizadas para estimar recursos recuperáveis de Shale Gas ........................ 25
6 Tecnologia de Produção ................................................................................................................ 35
6.1 Sondagens e Completação ................................................................................................... 37
6.1.1 Perfuração Horizontal ........................................................................................................ 39
6.1.2 Bloco de Perfuração (Pad Drilling) .................................................................................... 40
6.1.3 Poços Empilhados (Stacked Wells)................................................................................... 41
6.1.4 Perfuração Multilateral ....................................................................................................... 42
6.1.5 Completação de Poços ..................................................................................................... 42
6.1.6 Produção e Abandono ....................................................................................................... 44
7 Fraturação Hidráulica .................................................................................................................... 47
7.1 Fluido de Fraturação ............................................................................................................. 51
7.2 Fluidos Aditivos de Fraturação .............................................................................................. 51
7.3 Diagnósticos de Fraturas ....................................................................................................... 52
viii
a) Técnicas de diagnóstico diretas longe do campo (Direct Far-Field) ..................................... 53
b) Técnicas de diagnóstico diretas perto do furo de perfuração (Direct Near-Wellbore) .......... 53
c) Técnicas de diagnóstico de fratura indireta (Indirect Frature) ............................................... 54
8 Desenvolvimento de um campo de shale gas ............................................................................... 55
8.1 Exploração de shale gas na Europa ..................................................................................... 57
9 Considerações Finais .................................................................................................................... 61
10 Referências bibliográficas .............................................................................................................. 63
ix
Índice de Figuras
Figura 1 – Esquema ilustrativo de uma molécula de metano: o principal componente do gás natural. . 5
Figura 2 – Imagem exemplar de uma carote de uma formação de shale (à esquerda) e respetiva
imagem ao microscópio eletrónico (à direita), que mostra claramente a sua estrutura à escala
micrométrica (1 micrómetro = 1 × 10-6
m) (The James Hutton Institute, consultado em 05 de
abril de 2014). ............................................................................................................................. 6
Figura 3 – Esquema representativo do fluxo de um fluido num meio rochoso (permeabilidade)
(Huteau, 2011). ........................................................................................................................... 7
Figura 4 – Diferenças de porosidade e permeabilidade entre reservatórios de gás convencional e não
convencional; Tight Gas; Shale Gas (Adaptado: Wintershall, consultado em 30 de abril de
2014). .......................................................................................................................................... 8
Figura 5 – Tabela de classificação de recursos petrolíferos da Society of Petroleum Engineers (SPE,
2008). ........................................................................................................................................ 13
Figura 6 – Conjuntos de fatores que determinam a viabilidade de um projeto de desenvolvimento de
gás natural segundo as diretrizes da EIA (2011) (DECC, 2013). ............................................ 13
Figura 7 – Esquema ilustrativo da estrutura geológica associada aos recursos de gás natural, assim
como, os diferentes tipos de gás natural associado às suas respetivas localizações (EIA, 14
de fevereiro de 2011). ............................................................................................................... 17
Figura 8 – Fotografia ilustrativa do Woodford Shale, em Oklahoma (Oklahoma Geological Survey,
2008). ........................................................................................................................................ 18
Figura 9 – Esquema ilustrativo referente às exigências económicas e tecnológicas de reservatórios
convencionais e não convencionais, assim como, os respetivos volumes e a sua facilidade de
exploração (Repsol, 6 de outubro de 2011). ............................................................................ 19
Figura 10 - Intervalo de valores do teor total de carbono orgânico de amostras tipicamente de tight
gas, sahle gas e coal bed methane (DECC, 2010). ................................................................. 20
Figura 11 – Clássico diagrama de Van Krevelen (Boyer, 2006). .......................................................... 21
Figura 12 – Panorama mundial das estimativas de reservas de shale gas. A figura acima dá-nos uma
visão da estimativa das reservas de gás natural mundiais em triliões de metros cúbicos
(convencionais e não convencionais) (The Economist, 6 de Abril de 2011), enquanto, a figura
abaixo enuncia os valores em triliões de pés cúbicos (DECC 2013). Nota: não são
representados valores das estimativas de reservas em todo o mundo nem dos mesmos
países em ambas as figuras. .................................................................................................... 23
Figura 13 – Top10 de recursos de shale gas, no US, e as respetivas características de cada uma das
bacias (Jarvie, 2012). ............................................................................................................... 24
Figura 14 – Representação esquemática dos principais parâmetros a ter em conta na avaliação
geológica de um recurso de shale gas (European Commission, 2012). .................................. 25
Figura 15 – Diagrama ternário da composição mineralógica referente ao Marcellus Shale (EIA/ARI,
2013) ......................................................................................................................................... 27
Figura 16 – Relação do teor de carbono orgânico com Gamma Ray, referente ao Marcellus Shale
(EIA/ARI, 2013). ........................................................................................................................ 27
x
Figura 17 – Imagem representativa de uma escala de maturidade térmica (EIA/ARI, 2013). ............. 28
Figura 18 – Ilustração da curva isotérmica de Langmuir (Alexander, 2011). ....................................... 31
Figura 19 – Ilustração da contribuição do gás livre (free gas) e do gás adsorvido (adsorbed) para o
volume total de gás in-place (total gas), em função da pressão (Alexander, 2011). ............... 31
Figura 20 – Exemplo da completação de poço horizontal utilizada na exploração de shale gas no
Barnett Shale (EIA/ARI, 2013). ................................................................................................. 36
Figura 21 – Propriedades da rocha reservatório com grande inflência na eficiência da estimulação
hidráulica (EIA/ARI, 2013). ....................................................................................................... 36
Figura 22 – Representação tipo de falhas que poderão condicionar a exploração de um recurso e
onde a sísmica 3D tem um papel fundamental na deliniação da trajetória dos poços (EIA/ARI,
2013). ........................................................................................................................................ 37
Figura 23 – Ilustração da pegada ambiental e da superfície de contacto, por parte de poço verticais e
poços horizontais (Oilpro, publicado em dezembro de 2013). ................................................. 40
Figura 24 – Exemplo da geometria de um campo de exploração de shale gas (à esquerda) (Natural
Gas Europe, publicado em 13 de Agosto de 2012). Layout com seis poços em cada um dos
quatro blocos de perfuração ou pad drilling (à direita) (Statoil, 2013) ..................................... 41
Figura 25 – Ilustração de poços empilhados (à esquerda) (themilliondollarway, publicado 22 de Abril
de 2014). Projeção 3D de três poços empilhados (à direita) (Santec, 2014). ......................... 41
Figura 26 – Configurações mais comuns de poços multilaterais. O design e a configuração de cada
poço depende das especifícações da formação e requerimentos de drenagem (Oilfield
Review, 1998). .......................................................................................................................... 42
Figura 27 – Ilustração do processo de perfuração (em cima) e do processo de fraturação hidráulica
(em baixo) (Statoil, 2013a). ...................................................................................................... 43
Figura 28 – Exemplo de completação de um poço horizontal (Drilling Contrator, publicado em 15 de
março de 2012). ........................................................................................................................ 44
Figura 29 – Representação da curva de declínio de produção de shale gas, tendo como exemplo
Barnett Shale (Slate, publicado em 29 de dezembro de 2011)................................................ 45
Figura 30 – Esquema simplificado do processo de fraturação hidráulica (Total, 2014). ...................... 47
Figura 31 – Ilustração representativa de um perfil de um poço horizontal dividido em segmentos tendo
em conta litologias semelhantes (Ajayi, 2013). ........................................................................ 49
Figura 32 - Ilustração representativa de um poço horizontal dividido em estágios de fraturação tendo
em conta as caracteristicas do reservatório, nomeadamente a qualidade da rocha e tensão
mínima horizontal (Ajayi, 2013). ............................................................................................... 49
Figura 33 – Representação em perfil das característcas principais da rocha, com os respetivos
segmentos e estágios de fraturação ao longo de um poço horrizontal (Ajayi, 2013). ............. 50
Figura 34 – Esquema representativo do ciclo de modelos e simulações geradas, tendo em conta, a
informação dos dados disponíveis, assim como, dos modelos de estimulação de fraturas
(Ganguly, 2012). ....................................................................................................................... 51
Figura 35 – Regimes de investimento bastante diferentes no gás convencional e o gás não
convencional (Cavoulacos, 2012). ........................................................................................... 55
xi
Figura 36 – Duração das licenças de exploração em gás convencional e shale gas, de forma a serem
lucrativas (Cavoulacos, 2012). ................................................................................................. 56
Figura 37 – Representação esquemática das várias fases de desenvolvimento de um campo de shale
gas ao longo do tempo (Forbes B, 2011). ................................................................................ 57
xii
xiii
Índice de Tabelas
Tabela 1 – Constituintes do Gás Natural (Adaptado: Speight, 2013). .................................................... 5
Tabela 2 – Tabela de escala de tempo geológico (Adapatado:, Speight 2013) ..................................... 9
Tabela 3 – Breve história da exploração do Shale Gas (Adaptado: The Breakthrough, 14 de dezembro
de 2011). ................................................................................................................................... 11
Tabela 4 - Reservatório Convencional Vs. Não-Convencional; Elementos e processos. .................... 16
Tabela 5 – Principais critérios usados para definir um play de shale gas (Adaptado: DECC, 2013). .. 21
Tabela 6 – Principais fatores na determinação da qualidade do reservatório e completação (Adaptado:
Ajayi, 2013). .............................................................................................................................. 48
Tabela 7 – Aditivos químicos comuns utilizados no fluido de facturação de shale (Adaptado: Statoil,
2013a). ...................................................................................................................................... 52
Tabela 8 – Fatores que criam a "revolução de shale gas", nos Estados Unidos, em comparação com a
Europa (Adaptado: Stevens, 2012). ......................................................................................... 58
xiv
xv
Lista de Símbolos e Abreviaturas
% Percentagem
) Porosidade preenchida por gás
Fator de expansão do gás
Gás in-place
Gás total in-place
Gás absorvido in-place
Gás livre in-place
∆P Diferença de pressão
°F Temperatura em graus Fahrenheit
µ Viscosidade
A Área
bcf Biliões de pés cúbicos
ft pés
ft3 Pés cúbicos
gal, US Galão americano
Gc Componente de gás
gm/cc Gramas por centímetro cúbico
h Espessura
HIo Índice original de hidrogénio
K Permeabilidade
m Metros
m3 Metros cúbicos
mD Milidracy
mi2 Milhas quadradas
nD Nanodracy
P Pressão
ɸ Porosidade
PL Pressão de Langmuir
psi Libra força por polegada quadrada
Q Caudal
Ro Refletância da vitrine
scf Pés cúbicos standard
T Temperatura
Tcf Triliões de pés cúbicos
Tcm Triliões de metros cúbicos
Ton, US Toneladas americanas
v/v Volume/volume
VL Volume de Langmuir
xvi
z Fator de desvio do gás
Comprimento
ARI Advanced Resources Inernational
C Carbono
C2H6 Etano
C2H6 Etano
C3H8 Propano
C4H10 Butano
C5H12 Pentano
CH4 Metano
CnH2n+2 Formula molécular das parafinas
CO2 Dióxido de Carbono
CO2 Dióxido de carbono
DECC Department of Energy & Climate Change
DOE Department of Energy
EIA/USEIA Energy Information Administration
EUA / US Estado Unidos da América
GIP Gás in-place
GRI Gas Research Institute
H Hidrogénio
H2S Sulfureto de Hidrogénio
He Hélio
IGIP Gás inicialmente in-place
KOP Kick of point
N2 Nitrogénio
NGLs Hidrocarbonetos de elevado peso molecular
NY New York
O Oxigénio
OE Ordem dos Engenheiros
OGIP Gás original in-place
PA Pennsylvania
PVT Pressão-Volume-Temperatura
SPE Society of Petroleum Engineers
TOC Teor de Carbono Orgânico
TRR Recursos tecnicamente recuperáveis
USGS U.S. Geological Survey
1
1 Enquadramento
A contínua e crescente procura de energia de baixo custo e a disponibilidade de combustíveis fósseis
faz com que os hidrocarbonetos sejam, ainda, uma importante fonte não-renovável, da matriz
energética mundial, nas próximas décadas do século XXI. Deste modo, as empresas petrolíferas
apostam cada vez mais no desenvolvimento das técnicas de exploração e desenvolvimento, com o
objetivo de responder às necessidades energéticas de uma sociedade em constante
desenvolvimento.
A evolução da tecnologia permitiu aumentar os horizontes desta indústria, no que diz respeito à
exploração de recursos em áreas cada vez de mais difícil acesso e a maior custo. Esta evolução
tecnológica juntamente com a eficiência dos processos de extração permitiram-nos chegar a uma
"nova fronteira", a dos hidrocarbonetos não convencionais.
Um reservatório de hidrocarbonetos pode ser designado como convencional ou não convencional,
dependendo da sua localização e das suas características. Estes serão diferenciados
detalhadamente mais adiante no presente trabalho.
Existem vários tipos de hidrocarbonetos não convencionais nomeadamente Heavy Oil, Tight Oil,
Shale Oil, Gas Hydrates, Tight Sands Gas, Coalbed Methane e o Shale Gas. Este último será
abordado, em maior detalhe, no presente trabalho.
Ao longo dos últimos anos, foram descobertas reservas apreciáveis de shale gas por empresas
americanas, de pequena e média dimensão, no território dos Estados Unidos. Estas descobertas
apresentam uma dimensão apreciável e a estimativa global mundial aponta que podem representar
2,5 a 3 vezes as reservas convencionais (A Revolução do Shale Gas e o impacto na matriz
energética mundial – OE, 2013).
É cada vez mais alegado que mundo está a entrar na idade dourada do gás, “golden age of gas” e,
com a produção dos recursos não-convencionais, espera-se uma transformação nos mercados de
gás em todo o mundo, como tem sido notável nos Estados Unidos nos últimos anos. O gás natural
visa ter um papel importante no futuro, pois além de ser o menos poluente dos combustíveis fósseis é
também bastante versátil, tendo diversas aplicações desde a produção de energia elétrica e térmica
ao sistema de transportes.
Atualmente, nos EUA, o preço do gás é cerca de 3 vezes inferior ao preço do gás na Europa e mais
de 4 vezes inferior ao da Ásia. Este acontecimento levou os EUA a substituir o carvão pelo gás, na
maioria das centrais de produção de energia elétrica e térmica, bem como, a crescente introdução do
gás no sistema de transportes, tais como, frotas de táxis de algumas cidades e frotas de camiões,
especialmente em veículos de longo curso. Com isto, em 2012 os EUA diminuíram as suas emissões
de CO2 ao passo que na Europa aumentaram, cerca de 10 milhões de toneladas em 2012, devido ao
aumento do consumo de carvão (A Revolução do Shale Gas e o impacto na matriz energética
mundial – OE, 2013).
Deste modo, e devido à constante necessidade energética mundial, as empresas da indústria
encontram-se fortemente focadas no desenvolvimento da exploração do shale gas a nível global, com
os olhos voltados para potenciais recursos futuros de shale gas, com base na experiência Americana.
2
Porém, questões relacionadas com o futuro desenvolvimento destes recursos são tema de múltiplas
incertezas, particularmente no que diz respeito ao volume dos seus recursos e ao valor do fator de
recuperação. Desta forma, a produção de gás não convencional apresenta algumas dúvidas, quando
olhada do ponto de vista económico. Mesmo em locais como os EUA onde a produção é
relativamente avançada, as estimativas das reservas recuperáveis são contestadas e frequentemente
sujeitas a revisões radicais (McGlade, 2013a). Deste modo, existe um elevado grau de incerteza em
torno dos recursos de shale gas em todo o mundo, acrescentando as dificuldades que a exploração
de shale gas apresenta na sua execução, tais como, exigência de tecnologia avançada, ligada à
utilização da técnica de perfuração horizontal e fraturação hidráulica. Estes dois últimos, são, entre
outros, os principais parâmetros críticos na produção de shale gas.
A produção de shale gas nos Estados Unidos aumentou em dez vezes num período de quatro anos,
entre 2006 e 2010, o que levou a um crescente interesse de gás não convencional (McGlade, 2013a).
Este aumento da produção foi acompanhado de uma brusca redução do preço do gás, além de, ter
derrubado todas as expetativas previstas para um contínuo declínio da produção de hidrocarbonetos
nos Estados Unidos. Este acontecimento afetou a importação prevista pelo mercado de gás natural
liquefeito aos Estudos Unidos, bem como, os negócios estimulados e as políticas de interesse,
relacionadas com shale gas em todo o mundo.
Embora o desenvolvimento de shale gas pudesse trazer alterações profundas para a energia e
políticas climáticas, não é certo que fosse possível reproduzir a experiência americana noutros países
e regiões do mundo, assim como, a ampla rede de distribuição de gás e as favoráveis leis que
permitem o sucesso da exploração deste tipo de recurso nos Estados Unidos. No entanto, nos
Estados Unidos esta incerteza, ainda assim, permanece, e quando nos viramos para o resto do
mundo esta é vivida a uma escala muito maior.
O crescente interesse no gás não convencional realça a importância de estabelecer uma base
robusta de evidências que suportem a abundância de gás natural, bem como, a sua rentabilidade,
com base numa avaliação fiável. Para tal, é necessário elaborar uma estimativa dos volumes e das
características físicas do recurso, sendo esta, uma primeira componente e uma componente chave.
Atualmente, existem vários estudos acerca da estimativa a nível global que comprovam inúmeras
reservas de shale gas com quantidade apreciáveis de gás natural. No entanto, estas revelam grandes
diferenças quando comparadas entre as diversas organizações, gerando um amplo intervalo de
incertezas, podendo concluir-se que existe um tratamento inadequado por parte das mesmas.
O gás não convencional pode representar 40% dos recursos de gás natural, que permanece
tecnicamente recuperável. No entanto, acresce o nível de incerteza associado, o qual é
extremamente elevado, o que por sua vez faz com que os recursos, que são realmente
economicamente viáveis, se possam tornar substancialmente menores (McGlade, et al. 2013a).
Existe um grande paradigma, no que se refere aos fatores de recuperação a partir de recursos de gás
não convencional, nomeadamente o shale gas, que apresenta valores muito baixos quando
comparados com os valores previamente estimados. É neste sentido que este tema será abordado,
neste trabalho, de maneira a compreender melhor as etapas e operações críticas no desenvolvimento
da exploração/produção de um campo de shale gas.
3
2 Objetivos
Neste trabalho, pretende-se identificar as causas da sobrestimação das reservas de Shale Gas, rever
a metodologia de cálculo de reservas, identificar os fatores críticos e abordar os problemas e as
potencialidades dos métodos de produção e desenvolvimento de reservatórios não-convencionais.
3 Metodologia
No presente trabalho, a abordagem utilizada para o desenvolvimento do tema proposto teve como
base uma pesquisa bibliográfica, fundamentada por institutos de referência, assim como, por estudos
e artigos científicos relacionados com a situação atual com que a indústria petrolífera se deparada
quando se trata do desenvolvimento de um campo de shale gas, no que diz respeito à estimação de
reservas e aos métodos de produção e desenvolvimento. Desta forma, este trabalho é sustentado
através uma pesquisa minunciosa e detalhada de fontes fidedignas, após o cruzamento de toda a
informação disponível encontrada.
4
5
4 Introdução
4.1 Considerações Gerais
O termo gás natural está geralmente associado com formações geológicas petrolíferas. Este,
normalmente contém altas porções de metano (um componente simples dos hidrocarbonetos - CH4),
e algumas parafinas de maior peso molecular (CnH2n+2). O metano é uma molécula com a forma de
um tetraedro regular com quatro (4) ligações covalentes polares (Figura 1). As parafinas geralmente
contêm até seis (6) átomos de carbono, podendo estar presentes em quantidades mais pequenas. O
gás natural apresenta na sua constituição hidrocarbonetos, que são combustíveis, e não
hidrocarbonetos não inflamáveis, tais como, dióxido de carbono, nitrogénio e o hélio que estão
presente em minoria e são considerados como contaminantes.
Figura 1 – Esquema ilustrativo de uma molécula de metano: o principal componente do gás natural.
O gás natural pode ser encontrado em reservatórios de petróleo nos quais poderá ser, ainda, apenas
o único ocupante dos mesmos. Apesar de o metano ser o principal constituinte hidrocarboneto do gás
natural outros constituintes, como por exemplo, etano, propano, e butano poderão estar presentes
(Tabela 1). O dióxido de carbono é também um constituinte comum do gás natural. Pequenas
quantidades de gases raros, tais como, o hélio poderão ocorrer em certos reservatórios de gás.
Assim, como a composição do petróleo varia de reservatório para reservatório, a composição do gás
natural também varia. No entanto, o gás natural ainda pode ter diferenças na sua composição em
dois (2) poços do mesmo campo, obtendo produtos gasosos diferentes (Speight, 2013).
Tabela 1 – Constituintes do Gás Natural (Adaptado: Speight, 2013).
Nome Fórmula Volume (%)
Metano CH4 > 85
Etano C2H6 3 – 8
Propano C3H8 1 – 5
Butano C4H10 1 – 2
Pentano* C5H12 1 – 5
Dióxido de Carbono CO2 1 – 2
Sulfureto de Hidrogénio H2S 1 – 2
Nitrogénio N2 1 – 5
Hélio He < 0.5
Pentano*: Pentano e moléculas grandes de hidrocarbonetos pesados, incluindo benzeno e tolueno.
6
O gás natural pode ser dividido em gás associado e em gás não associado. O gás associado é
produzido como um subproduto da produção de petróleo. Há alguns anos atrás, este era queimado
por ser um produto não desejado da produção de petróleo. Nos últimos anos, este gás tem sido
utilizado como fonte de energia para consumo próprio das instalações de produção, na reinjeção no
interior do reservatório, mantendo os níveis de produção desejado, ou mesmo para pagar os custos
de desenvolvimento do campo. Normalmente, as reservas que contém este tipo de gás apresentam
um pico no nível de produção durante poucos anos e depois entram em declínio.
O gás não associado, é produzido a partir de reservas essencialmente compostas por gás natural.
Este, por sua vez, pode ser divido em convencional e não convencional. O gás convencional é
tipicamente encontrado em reservatórios com permeabilidades maior que 1 milidracy (>1 mD) e pode
ser extraído através de técnicas tradicionais fortemente testadas durante largos anos. A maior parte
do gás natural produzido a nível global, até à data, é convencional devido à sua facilidade de
extração e ao baixo custo associado. Em contrapartida, o gás não convencional, nomeadamente
shale gas, localiza-se em reservatórios de permeabilidades muito baixas (<1 mD) que invalida a sua
extração através de métodos convencionais (Figura 2).
Figura 2 – Imagem exemplar de uma carote de uma formação de shale (à esquerda) e respetiva imagem ao microscópio eletrónico (à direita), que mostra claramente a sua estrutura à escala micrométrica (1 micrómetro = 1 × 10
-6 m) (The James
Hutton Institute, consultado em 05 de abril de 2014).
A permeabilidade representa a capacidade que um fluido apresenta de se movimentar num
determinado meio. Neste caso, representa a capacidade de um fluido se movimentar através dos
poros da rocha (Figura 3), e pode ser representada pela seguinte fórmula empírica:
Equação 1:
K: permeabilidade
Q: caudal
µ: viscosidade
: comprimento
A: área
∆P: diferença de pressão
7
Figura 3 – Esquema representativo do fluxo de um fluido num meio rochoso (permeabilidade) (Huteau, 2011).
No seio da indústria petrolífera várias definições têm sido aplicadas ao gás natural, tais como, gás
enxuto (lean gas), gás húmido (wet gas), gás ácido (sour gas), gás doce (sweet gas), e gás seco (dry
gas).
O chamado gás enxuto (lean gas) é um gás em que o metano é o seu maior constituinte. O gás
húmido (wet gas) é um gás que contém quantidades consideráveis de hidrocarbonetos de elevado
peso molecular. O gás ácido (sour gas) contém sulfureto de hidrogénio, enquanto, o gás doce (sweet
gas) contém muito pouca quantidadede sulfureto de hidrogénio, caso haja.
É possível diferenciar o termo gás seco (dry gas) do gás húmido (wet gas) por meio de medições
quantitativas, em que o gás seco indica que existe menos de 0.1 galões, US (1 gal, US = 4.4x10-3
m3)
de vapor de gasolina (parafinas de maior peso molecular) por 1000 ft3 (1 ft
3 = 0.028m
3). Ao passo,
que o termo gás húmido indica a presença de parafinas na constituição do gás, em proporções
superior a 0.1 gal/1000 ft3 (Speight, 2013).
Existem vários tipos de recursos de gás não convencional que são atualmente produzidos. Estes
enunciam-se como os seguintes:
Deep natural gas (gás natural em profundidade) – gás natural existente em depósitos a
grandes profundidades. Profundidades além das concebidas pelas perfurações
convencionais, tipicamente superiores 15000 ft (aproximadamente 4500 m);
Shale Gas (gás de xisto) – gás natural que não sofreu migração, permanecendo na rocha
mãe, formações estas de baixa permebilidade. Este apresenta-se sobre a forma de duas
componentes: gás livre e gás adsorvido (Figura 4);
Tight gas – gás natural que sofreu uma ligeira migração, ficando alojado em formações
compostas por areias, de baixa permebilidade e apresenta-se apenas sobre a forma de gás
livre (Figura 4);
Geopressurized zones – formações naturais do subsolo que apresentam elevadas pressões
para a profundidade em que se encontram;
Coalbed methane – gás natural que se encontra em conjunção com camadas de carvão;
Methane hydrates – gás natural que se encontra em regiões sujeitas a baixas temperaturas e
elevadas pressões, tais como, no fundo mar, compostas por uma “estrutura de água gelada”
que envolve o metano.
8
Figura 4 – Diferenças de porosidade e permeabilidade entre reservatórios de gás convencional e não convencional; Tight Gas; Shale Gas (Adaptado: Wintershall, consultado em 30 de abril de 2014).
As formações de shale e siltes são bastante conhecidas pela sua presença em rochas sedimentares
da crosta terrestre, as quais ocorrem no mundo inteiro. No âmbito da geologia de petróleo, as
formações de shale orgânico são designadas de rocha-mãe, no entanto, são também rochas selantes
retentoras de petróleo e gás. Segundo a engenharia de reservatório, estas formações são designadas
como barreiras ao fluxo de hidrocarbonetos, quando ocorrem em reservatórios convencionais,
enquanto, no âmbito da exploração de recursos não convencicionais tratam-se do alvo da indústria
petrolífera. No que diz respeito à sua perfuração, é muito comum encontrar grande volume de shale
comparativamente à quantidade de areias de reservatório. No contexto da exploração geofísica,
nomeadamente sísmica, as interfaces das formações de shale com outras rochas são bons refletores
sísmicos e estes resultam em dados muito importantes na fase de exploração, assim como, na
gestão de reservatórios, visto que existe uma interligação fundamental entre as propriedades
sísmicas e petrofísicas.
O shale é uma formação geológica rica em argilas, tipicamente derivada de sedimentos de
granulometria fina, depositados em ambiente bastante tranquilo, no fundo do mar ou, lagos, tendo
sido afundados ao longo de milhões de anos. Estas formações podem servir como barreiras de
pressão em bacias, topo de selos, bem como, reservatórios em plays de shale gas.
Um play geológico é definido como um conjunto conhecido de acumulações de petróleo ou gás que
partilham uma geologia, geografia e propriedade temporais semelhantes, tais como, rocha mãe,
caminho de migração, timing, sistema de aprisionamento e tipo de hidrocarboneto (USGS, 2000).
Se traduzimos o termo shale para o português, no âmbito das rochas sedimentares, podemos dizer
que se trata de um xisto argiloso, e desta forma é possível visualizar e perceber melhor a sua
morfologia e caraterísticas. O xisto mais comum tem origem metamórfica e é facilmente identificado
por ser fortemente laminado. Os xistos argilosos são rochas compactas, essencialmente, constituídas
por sedimentos de siltes e argilas derivados da erosão de rochas terrestres de granulometria muito
fina, que, por compressão, adquiriram fissilidade e xistosidade bem evidenciadas. São, geralmente,
rochas mesozoicas, paleozoicas e pré-câmbricas e poderão ter quartzo, na sua fração silte, mais
abundante nos xistos de granularidade mais grosseira e mais reduzida nos de granularidade mais
fina. Designa-se como fissilidade a aptidão de uma rocha se deixar fender em folhas delgadas,
segundo planos paralelos. A xistosidade denomina-se pela estrutura planar adquirida pelas rochas
argilosas por efeito da compressão tectónica e pela propriedade destas se dividirem em porções
9
orientadas por planos paralelos entre si, independentes da estratificação, segundo planos ou zonas
paralelas entre si, orientadas perpendicularmente à direção da máxima compressão tectónica.
Quando uma quantidade significante de matéria orgânica é depositada juntamento com sedimentos,
significa que a rocha shale pode conter matéria orgância sólida (querogénio). As propriedades e
composição dos locais onde existe shale entram na categoria das rochas sedimentares, mais
conhecidas como argilitos (mudstones). No entanto, estas são facilmente distinguidas dos outros
argilitos pela sua aparência laminada.
Existem duas variedades de shales, baseados na componente orgância: escuro e claro. A coloração
das formações escuras (black shale formations) retrata a riqueza de matéria orgânica, enquanto, a
coloração das formações claras são pobres em matéria orgânica. As formações ricas em matéria
orgânica encontram-se depositadas sob condições de muito pouco ou mesmo nenhum oxigénio na
água, o que preserva a matéria orgânica da sua decomposição.
As formações de shale escuro (black shale) são as rochas geradoras da maioria de depósitos de
petróleo e gás existentes no mundo. Estas formações apresentam uma coloração escura devido às
pequenas partículas de matéria orgânica que foram depositadas juntamente com lama (mud) e que
formaram o shale. A lama afunda em direção ao interior da Terra e consequentemente sofre
aquecimento e estas condições provocam a transformação da matéria orgânica em petróleo e gás.
A presença de detritos orgânicos em formações de shale, fá-las candidatas de produção de petróleo
e gás. Nos US, os campos de Barnett shale, Marcellus shale, Haynesville shale, Fayetteville shale,
entre outros, detentores de rochas produtora de gás, são todos formações de shale escuro (back
shale) e cinzento-escuro (dark gray shale), que produzem gás natural (Speight, 2013).
As formações de shale podem encontrar-se, desde perto da superfície, até alguns milhares de metros
de profundidade, enquanto a sua espessura varia entre dezenas até algumas centenas de metros. No
entanto, é importante conhecer quais as formações que atingiram o tempo geológico para gerarem
petróleo e gás. É nesse sentido que é usual recorrer-se a tabelas de escalas de tempo geológico com
o objetivo de premeditar quais as formações que contêm petróleo e/ou gás (Tabela 2).
Tabela 2 – Tabela de escala de tempo geológico (Adapatado:, Speight 2013)
Era Período Época Duração Aproximada (Milhões de Anos)
Ano Aproximado (Milhões de Anos)
Cenozóica Quaternário Holoceno Desde há 10 000 anos até ao presente
Plistocénico 2 0.01
Terciário Pliocénico 11 2
Miocénico 12 13
Oligocénico 11 25
Eocénico 22 36
Paleocénico 71 58
Mesozóica Cretácio 71 65
Jurássico 54 136
Triássico 35 190
Paleozóica Pérmico 55 225
Carbonífero 65 280
Devónico 60 345
10
Era Período Época Duração Aproximada (Milhões de Anos)
Ano Aproximado (Milhões de Anos)
Silúrico 20 405
Ordovícico 75 425
Câmbrico 100 500
Pré-câmbrica 3380 600
A quantidade de gás natural líquido (NGLs – hidrocabonetos de elevado peso molecular, tais como,
propano, butano, pentano, hexano, heptano e mesmo octano), geralmente associada à produção de
gás natural, e presente no gás, pode variar consideravelmente, com implicações importantes na
economia de produção.
As formações de shale apresentam poros muito pequenos que dificultam o movimento através das
formações e para o interior dos poços.
A combinação da perfuração horizontal com a fraturação hidraúlica vieram revolucionar a tecnologia
de produção de shale gas e o caminho para o desenvolvimento de grandes campos de gás natural,
tais como, os anteriormente referidos nos US. Estes enormes reservatórios de shale gas asseguram
quantidades que permitem satisfazer as necessidades dos US durante 20 anos (Speight, 2013).
As propriedades hidraúlicas, características das rochas, tais como, porosidade e permeabilidade
refletem a habilidade de armazenar e de transmitir fluidos, sejam estes, água, petróleo ou gás. No
âmbito do shale gas, devido à pequena dimensão das partículas que o constituem, apresenta um
espaço intersticial muito pequeno, dificultando a mobilidade dos fluidos existentes através da rocha.
Embora, a pequena dimensão dos poros que as formações de shale apresentam, estas ostentam
grandes extensões de rocha e consequentemente volumes significantes de rocha, o que faz com que
exista quantidades significantes de água, petróleo e gás. No entanto, devido à baixa permeabilidade
torna-se difícil a transmissão de fluido entre poros da formação. Perante esta situação, começou a
utilizar-se a técnica da injeção de água sob pressão suficiente para criar fraturas e assim aumentar a
permeabilidade do shale. Aquando criadas as fraturas, na formação de shale, estas libertam o gás
aprisionado no interior dos poros e permitem a migração deste, na direção do poço (Fraturação
Hidraúlica – Hydraulic Fracturing).
Esta revolução da tecnologia de produção veio tornar possível superar limitações, características do
shale, através da perfuração horizontal e da fraturação hidraúlica criando porosidade e
permeabilidade “artifical” no interior da rocha (shale).
Para maximizar o fator de recuperação de gás, no caso não-convencional, é necessária a perfuração
de muitos mais poços do que seriam necessários no caso convencional, além de fraturação em multi-
estágios. Esta operação provoca uma fraturação do shale, visto que é injetada água sob altas
pressões em várias localizações da rocha, ao longo de uma secção horizontal, criando condutividade
que faz com que o gás possa fluir. A fraturação é controlada através de operações de imagem de
microssísmica capazes de visualizar os locais onde se encontram as fraturas, assim como, a sua
evolução dentro do reservatório.
11
4.2 História da exploração de shale gas
Os hidrocarbonetos existem no nosso quotidiano, há quase duas centenas de anos, desde que foi
produzido, a partir do primeiro poço de gás natural comercial, muito antes do petróleo comercial.
Desde então, a história dos hidrocarbonetos tem sofrido vários eventos com diversas evoluções
desde os métodos de exploração e produção à fonte de hidrocarbonetos produzidos. Devido aos
avanços da ciência e da tecnologia, hoje em dia, é possível alcançar reservatórios mais profundos e
complexos.
O shale gas começou a atrair, muito recentemente, a indústria exploradora, como um potencial
reservatório de gás. Os primeiros poços de shale gas comerciais foram desenvolvidos nos Estados
Unidos. Na tabela abaixo está representada a história cronológica do shale gas (Tabela 3).
Tabela 3 – Breve história da exploração do Shale Gas (Adaptado: The Breakthrough, 14 de dezembro de 2011).
1821 Primeiro poço de gás natural comercial dos USA, em Fredonia, NY. Gás natural produzido a partir da formação de
Devonian shale, antes do primeiro poço de petróleo em Titusville, PA.
1859 Primeiro poço perfurado de petróleo comercial
1860s - 1920s Gás natural produzido a partir das formações de shale fraturado nas bacias Appalachian e Illinois, grande parte a pouca
profundidade e com fraturas de baixa pressão, nas proximidades das cidades.
1930s Construção de gasodutos de distribuição e transporte com um diâmetro maior do que o usual. Formando uma rede de
transporte de gás desde o Centro e Sudeste para o Nordeste do continente Americano – primeiro boom de gás natural
Americano.
1940s Utilização da fracturação hidráulica na estimulação de poços de petróleo e gás. Usado pela primeira vez em 1947 num
poço de gás localizado em Grant Country, Kansas.
1970s - 1980s Department of Energy (DOE) estima reservas não convencionais com potenciais significantes.
1980s - 1990s Department of Energy/Gas Research Institute (DOE/GRI) cria projetos multidisciplinares com o objetivo de otimizar o
dimensionamento de fraturas maiores, a caraterização de reservatório e práticas de completação. O desenvolvimento da
tecnologia torna o Barnett Shale económico, estabelecendo assim como factor chave do desenvolvimento de
reservatórios de shale gas a multi-fracturação hidráulica horizontal.
2001 – 2004 A produção de gás a partir do Barnett Shale supera os plays de shale pouco profundos. USA atinge o maior valor de
produção anual de gás natural desde então – chamado o boom de gás natural moderno.
2005 – 2010 Inicia-se o desenvolvimento das maiores bacias de shale.
2010 Inicia-se o desenvolvimento do Marcellus Shale e o investimento nos shale’s dos USA torna-se saturado. Empresas
especializadas com sede nos USA e Canadá começam a analisar os potenciais recursos a nível mundial que poderão ser
desenvolvidos no futuro.
12
4.3 Recursos e reservas
De forma a compreender melhor os conceitos, podemos afirmar que as estimativas de recursos de
qualquer play de shale gas representam a quantidade de gás existente, parte deste nunca será
produzido, enquanto as estimativas de reservas são, nem mais nem menos que, uma descrição
aproximada da quantidade de gás que é possível de extrair, tendo em conta fatores como a
tecnologia disponível, fatores económicos, entre outros.
O fator de recuperação descreve a estimativa da porção total de gás que poderá ser extraída, e é
geralmente expressa em percentagem.
O nível de incerteza dos valores de reservas e recursos é determinada pelo estágio de
desenvolvimento em que se encontra o campo de hidrocarbonetos, encontre-se este em fase de
exploração ou produção. Todos o valores de estimativas sejam eles de gás in-place (Gas In-Place:
GIP), gás original in-place (Original Gas In-Place: OGIP), ou gás inicialmente in-place (Initially Gas In-
Place: IGIP) significam todos o mesmo. No entanto, diferenciam-se pela fase de exploração em que
foram determinados. Estes valores começam por ser estimados ainda numa fase anterior a uma
campanha de perfuração de poços pioneiros, mas quando obtidos os dados das perfurações, os
valores estimados tornam-se mais fiáveis. No entanto, quando são conhecidos os dados de apenas
poucas perfurações de poços estes poderão não ser representativos, numa escala maior, em zonas
não perfuradas. A grande heterogeneidade dos reservatórios de shale gas faz com que haja um
cuidado acrescido na interpretação dos dados e estimativas.
Uma forma de quantificar o montante de gás existente, é através do conhecido conceito de
“technically recoverable resources” (TRR) que a US Geological Survey usa para estimar a quantidade
que será possível extrair. Esta metodologia foi modificada no coalbed methane (metano em camadas
de carvão) e no shale gas, por forma a usar informações sobre a produção do poço e assim obter
melhores estimativas, comparativamente aos fatores de recuperação obtidos através do método
convencional usado no petróleo e gás. As estimativas de TRR de shale gas e tight oil, da US Energy
Information Administration (EIA) têm mudado significativamente nos últimos anos, incluindo dados de
performance de novos poços e a avaliação dos recursos segundo as diretrizes da USGS (USEIA
2012). Contudo, é utilizada uma grande variedade de métodos na estimativa de recursos e potenciais
reservas por outras organizações, sendo estes descritos por Pearson et al. (2012), juntamente com
fatores que determinam a viabilidade de desenvolvimento. Os recursos considerados tecnicamente
ou economicamente recuperáveis são vítimas de flutuações de acordo com o avanço da tecnologia e
fatores comerciais.
Segundo a nomenclatura da SPE Petroleum Resource Management System o montante total de
petróleo inicialmente in-place (total petroleum initially-in-place), é definido como a quantidade de
petróleo existente em acumulações naturais. Este, inclui a quantidade de petróleo que é estimado
estar presente em acumulações conhecidas, a partir de uma determinada data, mais as quantidades
de petróleo em acumulações ainda por descobrir. Este, é equivalente aos recursos totais e passa a
descrever os recursos contingentes, que por determinadas condições impedem que estes sejam
comercializados, a menos que sejam esclarecidos e provado serem viáveis (Figura 5).
13
Figura 5 – Tabela de classificação de recursos petrolíferos da Society of Petroleum Engineers (SPE, 2008).
Num estudo efetuado na área dos shales carboníferos de Bowland, no Reino Unido, foi utilizada,
numa fase inicial do processo de estimativa de recursos e reservas, uma série de fatores que
determinam a viabilidade de desenvolvimento comercial, fatores esses, representados no diagrama
abaixo indicado, segundo as diretrizes da EIA (2011) (Figura 6). Assim, é possivel perceber de uma
forma geral o percurso a tomar, assim como, as etapas principais do desenvolvimento de um projeto
de exploração de shale gas.
Figura 6 – Conjuntos de fatores que determinam a viabilidade de um projeto de desenvolvimento de gás natural segundo as diretrizes da EIA (2011) (DECC, 2013).
14
15
5 Shale gas
O shale gas é produzido a partir de formações de shale, que funcionam como rocha geradora de gás
natural e rocha reservatório. Este gás é tipicamente um gás seco (dry gas), constituido
essencialmente por metano (60-95% v/v), embora possam existir também formações portadoras de
gás húmido (wet gas) (Speight, 2013).
O shale é uma rocha sedimentar composta por partículas muito finas, do tamanho das argilas,
consolidadas entre si. Estas formações são depositadas como lamas em ambientes calmos, de pouca
energia, tais como, em zonas de aluviões e em bacias de águas profundas onde as partículas de
argila de grão fino perdem a suspensão e afundam.
Durante este processo depositam-se sedimentos de grão fino mas também matéria orgânica sobre a
forma de algas, plantas e detritos de origem animal. Estas partículas de argila mineral de grão muito
fino depositam-se sob a forma de folha, e as camadas laminadas de sedimentos originam uma rocha
com uma matriz de permeabilidade limitada na horizontal e extremamente limitada na vertical.
Esta baixa permeabilidade faz com que o gás existente na rocha permaneça estático ou de difícil
movimento, a menos que ocorra um evento geológico ao longo do tempo (milhões de anos).
Pode definir-se, assim, o shale gas como um gás de hidrocarboneto presente em rochas
sedimentares (shale) de granulometria muito fina, ricas em matéria orgânica. Este gás é produzido e
armazenado in situ no shale sob a forma de gás livre, nos poros das fraturas, e gás adsorvido, na
matéria orgânica. Como tal, o shale é considerado como rocha geradora e rocha reservatório.
Designa-se por adsorção a adesão de moléculas de um fluido (adsorvido) a uma superfície sólida
(adsorvente). Por exemplo, um sólido poroso como carvão é um ótimo adsorvente. O grau de
adsorção depende da temperatura, da pressão e da área da superfície.
O shale é rocha sedimentar composta por partículas de grão muito fino, facilmente quebrável em
finas camadas paralelas, e quando exposta a ambiente húmido não se desintegra.
Este tipo de gás é obtido a partir de uma formação de shale com permeabilidades extremamente
baixas, e ainda servem de rocha reservatório dos hidrocarbonetos produzidos. A baixa
permeabilidade deste tipo de reservatórios, implica a utilização de técnicas específicas, incluindo a
estimulação por fraturação hidráulica (hydraulic fraturing), de modo a que a exploração do gás seja
economicamente viável.
Para evitar o fechamento das fraturas, quando a pressão diminui, são injetadas várias toneladas de
areia e outros propantes, ao longo dos poços, para pressurizar orifícios das fraturas. Durante este
processo, milhões de grãos de areia são forçados a entrar para o interior das fraturas, mantendo
estas parcialmente abertas, uma vez que a pressão é reduzida. Desta forma, esta técnica confere um
melhoramento significante na matriz de permeabilidade da rocha garantindo a migração do gás
existente na direção do poço de produção (Speight, 2013).
Nos Estados Unidos foi estimado um total de recursos, tecnicamente recuperáveis, de shale gas
(TRR - technically recoverable resources) na ordem dos 750 triliões de pés cúbicos (Tcf, 1 x 1012
ft3)
16
(aproximdamente igual a 21.24 Tcm). Como tal, prevê-se que, em 2035, aproximadamente 46 % do
fornecimento de gás natural dos US derive da produção de shale gas (EIA, 2011).
5.1 Shale: rocha mãe e rocha reservatório
O modelo de acumulações convencionais tem como base um conjunto de elementos aliados a uma
série de processos relacionados com as rochas sedimentares (Tabela 4). Ao longo de milhões de
anos, pequenos sedimentos juntamente com partículas de matéria orgânica são depositados em
bacias de ambiente terrestre e marinho. No decorrer da deposição estas tendem a afundar no
sobsolo e consequentemente a sofrer uma maturação. Quando submetidas a determinadas
condições de pressão e de temperatura, através do processo de maturação, esta rocha, torna-se
capaz de gerar hidrocarbonetos, designando-se assim de rocha-mãe ou rocha geradora. Ao longo do
tempo estes hidrocarbonetos tendem a migrar da rocha-mãe por meio de falhas existentes até
encontrarem uma armadilha. Geralmente, a uma rocha com boa permeabilidade e uma boa
capacidade de armazenamento (porosidade), dá-se o nome de rocha reservatório. Esta, por sua vez
apresenta uma rocha/capa superior impermeável (seal rock) que garante o confinamento dos
hidrocarbonetos. As rochas reservatório são genericamente arenitos ou carbonatos e normalmente
localizadas em estruturas altas nas margens e no centro de uma bacia.
Tabela 4 - Reservatório Convencional Vs. Não-Convencional; Elementos e processos.
Convencional Não-Convencional (Shale Gas)
Elementos Rocha mãe / Rocha geradora
Rocha reservatório
Rocha selante
Armadilha
Direção de migração
Rocha mãe / Rocha geradora
Rocha reservatório
Rocha selante
Processos Maturação
Migração
Acumulação
Preservação
Maturação
Acumulação
Preservação
No caso do modelo de acumulações não-convencionais de hidrocarbonetos, do tipo shale gas, o
shale tem o papel de rocha-mãe, assim como de rocha reservatório. Deste modo, os hidrocarbonetos
gerados pela rocha-mãe não sofrem o processo de migração, permanecendo retidos nesta,
designando-se assim também de rocha reservatório (Tabela 4). Estes reservatórios apresentam uma
morfologia muito diferente dos convencionais, apresentam-se sob a forma de estruturas extensas ao
longo da bacia, tornando-se alvo a explorar.
O avanço da tecnologia, nos últimos anos, permitiu que este tipo de reservatórios, nomeadamente o
shale gas, fossem economicamente possíveis de explorar (Figura 7).
17
Figura 7 – Esquema ilustrativo da estrutura geológica associada aos recursos de gás natural, assim como, os diferentes tipos de gás natural associado às suas respetivas localizações (EIA, 14 de fevereiro de 2011).
A exploração de shale gas apresenta uma série de novos desafios, além da recolha necessária de
dados das diferentes características geológicas, petrofísicas e geotécnicas, transversalmente pouco
estudadas e percebidas, em regiões de hidrocarbonetos pouco estudadas.
Num play de shale gas, tanto o gás biogénico como o termogénico, estão presentes em duas
componentes, adsorvidos no querogénio ou em partículas de argilas, ou presente como gás livre em
poros e fraturas naturais.
O gás natural pode ter origem biogénica, uma vez gerado por microorganismos que produzem
metano como subproduto metabólico em condições anóxicas como em pântanos, aterros ou
sedimentos superficiais. No caso do gás termogénico este é gerado sob elevadas temperaturas e
pressões, através da decomposição da matéria orgânica à medida que esta afunda em profundidade,
ou através da decomposição secundária de produtos líquidos (petróleo). O gás biogénico pode ser
encontrado, mesmo que as rochas geradoras subjacentes não atinjam a janela de produção de gás
termogénico.
O shale gas encontra-se, predominantemente, comprimido entre partículas de argila muito finas
depositadas em estruturas de textura laminar fina (Figura 8). No entanto a produção de shale gas
também pode ser obtido a partir de camadas de calcário ou camadas clásticas finas, dentro da
sequência do xisto. As partículas de argila finas saem de suspensão e depositam-se de forma
intercalada com a matéria orgânica, podendo ser medido o teor total de carbono orgânico existente
(TOC – total organic carbon content). À medida que estes estratos “lamacentos” afundam em
profundidade são compactados, e a água é forçada a sair dos poros resultando numa camada de
rocha de baixa permeabilidade, conhecida como shale. O shale surge em camadas devido à natureza
dos sedimentos, de granulação muito fina e laminar, e não pela composição da rocha. Estas camadas
criam uma barreira à migração dos fluidos entre si, resultando num selo vertical muito eficaz, devido
ao sistema empilhado, comumente conhecido de composite layering (composto ou conjunto de
camadas).
18
Figura 8 – Fotografia ilustrativa do Woodford Shale, em Oklahoma (Oklahoma Geological Survey, 2008).
Geralmente, maiores quantidades de matéria orgânica devem gerar maiores quantidades de gás in-
place que menores quantidades de matéria orgânica, considerando todos os outros fatores iguais.
A maturação orgânica é avaliada pela refletância da vitrinite (% Ro), onde, genericamente, valores
aproximadamente acima de 1.0 – 1.1% indicam que a matéria orgânica se encontra suficientemente
matura para gerar gás e que poderia representar efetivamente uma rocha mãe.
Um reservatório de shale gas bem fraturado que contenha abundância de matéria orgânica matura e
que se encontre em profundidade ou sob pressões altas poderá significar um elevado rendimento de
produção de gás. Contudo, o rendimento de produção encontra-se diretamente relacionado com a
integridade da matriz de fraturas induzidas na formação. Normalmente, a produção entra em declínio
após os primeiros anos, havendo a necessidade do uso de multi-estágios de fraturação, por forma a
garantir a produção, tendo em conta o montante de gás estimado ser tecnicamente recuperável.
Os reservatórios de shale gas apresentam, geralmente, um fator de recuperação inferior ( 5-20%
v/v) relativamente ao reservatórios convencionais ( 50-90% v/v). No entanto, há registo de que o
resevatório de shale gas do Antruim Shale (reservatório naturalmente bem fraturado) apresenta um
fator de recuperação mais alto, aproximadamente 50% – 60% (Speight, 2013).Com objetivo de
melhorar o fator de recuperação em reservatório de shale com baixas permeabilidades é fundamental
a inovação das tecnologias de perfuração e completação.
Na fase inicial de desenvolvimento, os “sweet spots” são frequentemente procurados por causa da
sua permeabilidade, o que resulta em níveis altos de produção diária, que aumentam o fator de
recuperação quando comparada com zona do shale menos permeáveis. Contudo, estes sweets spots
são muitos pequenos relativamente ao tamanho dos recursos não convencionais, logo utilizam-se as
técnicas de perfuração horizontal e completação (fraturação por estágios e simultânea), de maneira a
extrair o gás de zonas dentro e fora dos sweet spots. Desta forma, é possível aumentar
significativamente a extensão de áreas economicamente capazes da extração de gás natural.
Além da permeabilidade, consideram-se como propriedades chave, quando se considera um recurso
com potencial de gás, o teor de carbono orgânico e a maturidade térmica.
O teor de carbono orgânico é a quantidade total de componente orgânica que uma rocha apresenta,
sendo esta expressa em percentagem por peso. A maturidade térmica de uma rocha é medida
através da quantidade de matéria orgânica contida numa rocha que sofreu aquecimento ao longo do
19
tempo, devido à profundidade e pressão a que se encontra, e que potencialmente foi convertida em
hidrocarbonetos líquidos e/ou gasosos (petróleo e/ou gás).
Devido às exigências tecnológicas que estão envolvidas na extração de shale gas, torna-se mais
dispendioso extrair gás não convencional do que o gás convencional. Por outro lado, os recursos não
convencionais apresentam grandes volumes comparativamente com os volumes dos recursos
convencionais (Figura 9). A quantidade de gás in-place de um recurso pode ser muito vasta dada a
extensão lateral e a espessura significante da maioria das formações de shale gas. Contudo, apenas
uma porção destes recursos são teóricamente possíveis de serem comercialmente produzidos, a
menos que estes sejam produzidos de uma forma comercialmente viável.
Figura 9 – Esquema ilustrativo referente às exigências económicas e tecnológicas de reservatórios convencionais e não convencionais, assim como, os respetivos volumes e a sua facilidade de exploração (Repsol, 6 de outubro de 2011).
Para o sucesso de um play de shale é importante conhecer qual a quantidade de gás que pode ser
extraído até à superfície e o seu custo associado.
Em reservatórios de shale gas as propriedades de armazenamento de gás natural são muito
diferentes quando comparadas com as propriedades de armazenamento nos reservatórios
convencionais. Nos reservatórios de shale gas, existe uma combinação não só de gás livre, como
acontece nos reservatórios convencionais, mas também uma grande porção de gás adsorvido na
matéria orgânica. O perfil de um poço de produção é determinado tendo em conta a matriz de
porosidade e a libertação do gás adsorvido na formação, apesar de este último ser difícil de estimar,
o que dificulta uma estimação fiável dos recursos.
O montante e a distribuição do gás no interior da formação de shale são determinados pela pressão
inicial do reservatório, pelas propriedades petrofísicas da rocha e pelas características de adsorção.
O primeiro impacto sentido durante a produção de shale gas é o rápido declínio, devido à capacidade
de armazenamento limitada, influenciada pela diminuição do gás a partir da rede de fraturas. Uma
vez estabilizado o declínio da produção, o gás adsorvido tende a libertar-se devido à diminuição de
pressão que se faz sentir no interior do reservatório. Neste momento, a produção passa a depender
do processo de libertação do gás adsorvido influenciado pela queda de pressão neste.
A recuperação final do gás in-place (ultimate recovery gas in-place) na envolvente de um poço de
shale gas pode ser na ordem dos 28 – 40% do volume original in-place, ao passo que, num poço
convencional a recuperação pode atingir entre 60 – 80% v/v (Speight, 2013).
20
O TOC é uma componente fundamental para medir a riqueza de matéria orgânica existente num
shale. A viabilidade económica de um play de shale gas é determinada tendo em conta o TOC, a
espessura do shale orgânico e maturidade orgânica (Figura 10). Não existem valores mínimos para
estes fatores, sendo que, o balanço entre estes é que irá determinar a viabilidade do recurso.
Figura 10 - Intervalo de valores do teor total de carbono orgânico de amostras tipicamente de tight gas, sahle gas e coal bed methane (DECC, 2010).
Estes fatores são muitos variáveis entre as diferentes idades dos shales e podem ainda variar mesmo
em curtas distâncias, ao longo do estrato de shale. Contudo, a presença de quantidades significativas
de gás não significa que haja sucesso económico, visto que os shales apresentam permeabilidades
muito baixas que dificultam a extração do gás. Esta, está dependente da eficiência das técnicas de
perfuração e completação.
A fraturação hidráulica é um evento que, por vezes, é muito frequente ao longo do ciclo de vida da
exploração do shale gas, dado que a matriz de permeabilidade é o parâmetro mais importante para a
sustentabilidade da produção de gás.
5.2 O que define o play de shale gas
Para se obter sucesso na exploração de um play de shale gas, é importante conhecer e determinar
certos parâmetros, sendo que os mais importantes, encontram-se relacionados com a geologia,
geomecânica e a geoquímica da zona de exploração. Encontram-se infra mencionados, na Tabela 5,
critérios que são essenciais e outros que são preferencialmente cenários desejáveis. Estes critérios
têm como base o vasto conhecimento adquirido em plays de shale gas nos US, no entanto estes
podem divergir muito de play para play.
No âmbito da geoquímica, inicialmente, são avaliados três parâmetros, o teor de carbono orgânico
(TOC), a maturidade térmica (indicador da janela de petróleo e da janela de gás), e o tipo de
querogénio (indicador da origem da matérica orgância e a sua tendência em gerar petróleo e ou gás).
Os tipos de querogénio podem ser representados sobre a forma de diagrama, nas ordenadas com a
razão atómica H-C (hidrogénio/carbono) e nas abcissas com a razão atómica O-C (oxigénio/carbono),
e divide-se em quatro tipos, querogénio do tipo I, II, III e IV (Figura 11). O querogénio do tipo I, pode
ser descrito, como tendo origem, principalmente, em algas depositadas em lagos e algumas lagoas.
Apresenta uma razão de H-C elevada e razão de O-C baixa, com tendência em produzir
21
hidrocarbonetos líquidos. O querogénio do tipo II, tem origem a partir de matéria orgânica marinha
(plâncton). Uma razão de H-C e O-C intermédia, com tendência a produzir uma mistura de petróleo e
gás. O querogénio tipo III, tem origem em plantas terrestres, com tendência em produzir gás de baixa
qualidade e uma razão de H-C baixa e O-C elevada. Por fim, o querogénio do tipo IV, é considerado
com pouco ou nenhum potencial em produzir hidrocarbonetos.
Figura 11 – Clássico diagrama de Van Krevelen (Boyer, 2006).
Tabela 5 – Principais critérios usados para definir um play de shale gas (Adaptado: DECC, 2013).
Critério Intervalo de Valores e Definições
Teor de carbono orgânico (TOC) Os shales devem ser ricos em matéria orgânica, com valores de matéria orgânica total> 2% (TNO 2009, Charpentier & Cook 2011, Gilman & Robinson 2011); 4% (Lewis et al. 2004); Jarvie (2012) usa um teor de corte de 1%; Os valores médios para os top 10 sistema dos US varia entre 0.93-5.34% TOC.
Valores de gamma-ray A radiação gamma alta é tipicamente indicador de alto teor de carbono orgânico. A diagrafia gamma deve ser preferencialmente alta (Charpentier & Cook 2011); acima de 20 API no caso do baseline shale (Schmoker 1980); >230 API (NPC 1980); >180 API (DECC 2010a); >150 API, no entanto pode ser menor caso o TOC seja realmente elevado (D. Gautier, USGS).
Tipo de querogénio O querogénio deve ser do tipo I, II ou IIS (Charpentier & Cook 2011). Idealmente, do tipo II (Jarvie 2012). Isto indica uma origem marinha planctónica.
Índice original de hidrogénio (HIo) O HIo é preferencialmente> 250 mg/g (TNO 2009, Charpentier & Cook); 250-800 mg/g (Jarvie 2012) Nota: é importante ter a informação dos valores originais em vez do valor diário. Esta conversão depende muito do tipo de querogénio.
Mineralogia/ teor de argila O teor de argila deve ser baixo (<35 %) para facilitar a fracturação (fracking) e assim extrair o gás. Jarvie (2012) salienta a necessidade significante de teor de argila (>30 %) com algum carbonato, e na presença de argila sem inchaço.
Espessura do shale É ideal que seja considerada uma espessura moderada de shale; >50 ft (15m) (Charpentier & Cook 2011); >20 m (TNO 2009); >150 ft (45 m) (Jarvie 2012). A sabedoria convencional diz que “quanto mais grossa for a estrutura melhor”, mas isso pode não ser necessariamente o caso (Gilman & Robinson 2011); >25 m num a secção de 200 m (Bent 2012); Sequências de shales espessos (100s de metros) tende em ser considerado como centro de bacia de shale (mais conhecido como “basin centre shale”) em vez de plays de shale gas.
22
Critério Intervalo de Valores e Definições
Precursor de shale oil Um precursor de shale oil deve idealmente ser identificado.
Maturidade Térmica Um shale deve estar maturo capaz gerar gás; Ro=1.1-3.5 % é bastante aceitável como janela de gás (gas window). Charpentier & Cook (2011) usam um teor de corte de Ro> 1.1 %. Smith et al. (2010) utilizam como 1.1% referência para demarcar a área potencial em Ford Worth Basin; Jarvie (2012) apresenta cotas maiores de teores de corte de Ro>1.4%; 1.2-3.5% (BGR 2012); <3.3 (TNO 2009). A sabedoria convencional está em 1.25-2%, no entanto a “sabedoria empírica” está 1.75-3% (Gilman & Robinson 2011).
Teor de gás/ Saturação O gás deve estar presente na sua forma de gás livre (na matriz e fraturas) e gás adsorvido. O teor de gás deve ser de 60-200 bcf/secção (Bent 2012) ou > 100 bcf/secção (Jarvie 2012) .
Profundidade mínima Profundidade> 5000 ft (>1500 m) (Charpentier & Cook 2012). Pressões mais baixas, geralmente registadas a pequenas profundidades originam caudais baixos.
Porosidade do shale Tipicamente 4-7%, no entanto deverá ser menor que 15% (Jarvie 2012).
Sobrepressão Ligeiramente a altamente pressurizado (Charpentier & Cook 2011, Jarvie 2012). O Barnett Shale nos US encontra-se ligeiramente pressurizado (Frantz et al. 2005).
Historial da tectónica e afundamento De preferência em grandes bacias estáveis, sem tectónicas complexas (Charpentier & Cook 2011). Os poços devem ser perfurados longe de falhas existente sempre que possível.
23
5.3 Panorama mundial do shale gas
O shale gas poderá ter uma importância significativa no futuro da era dos hidrocarbonetos. Quando
se olha para o panorama atual das estimativas de reservas de shale gas, deparamo-nos com
estimativas com valores muito apreciáveis para a indústria petrolífera, numa altura em que a era do
petróleo começa a dar início à era dourada do gás (Figura 12).
Figura 12 – Panorama mundial das estimativas de reservas de shale gas. A figura acima dá-nos uma visão da estimativa das reservas de gás natural mundiais em triliões de metros cúbicos (convencionais e não convencionais) (The Economist, 6 de
Abril de 2011), enquanto, a figura abaixo enuncia os valores em triliões de pés cúbicos (DECC 2013). Nota: não são representados valores das estimativas de reservas em todo o mundo nem dos mesmos países em ambas as figuras.
A distribuição de potenciais plays de shale gas está presente ao longo de todo o globo terrestre, no
entanto, é apenas nos US que este é extraído e comercializado em grande escala, até à data. Nos
US, dez (10) dos plays de shale gas asseguram a grande maioria das reservas tecnicamente
recuperáveis do país, e são apenas essas que se encontram atualmente a ser exploradas (DECC
2013). Embora cada formação de shale possa apresentar características muito distintas, umas das
das outras, é importante ter como referência alguns parâmetros destes plays de shale gas (Figura
13). Estes dados são muito apreciados na estimativa de reservas não convencionais, sejam estas nos
Estados Unidos ou no resto do mundo.
24
Figura 13 – Top10 de recursos de shale gas, no US, e as respetivas características de cada uma das bacias (Jarvie, 2012).
25
5.4 Metodologias utilizadas para estimar recursos recuperáveis de Shale Gas
A estimativa de recursos de shale gas, tecnicamente recuperável, permanece altamente incerta,
mesmo em regiões onde é verificado um historial relativamente longo de produção de shale gas,
como é o exemplo dos Estados Unidos.
Segundo o relatório “World Shale Gas and Shale Oil Resource Assessment” (EIA/ARI, 2013), a
metodologia de avaliação de recursos de shale gas depende da informação geológica e das
propriedades do reservatório reunidas pela literatura técnica e por dados, disponíveis publicamente,
de relatórios e apresentações de empresas.
A metodologia utilizada, conforme este relatório, tem como base os cinco (5) tópicos seguintes:
1. Análise preliminar da geologia e caracterização do reservatório de uma bacia de shale gas,
assim como, das formações.
2. Determinar a área de extensão das principais formações de shale gas.
3. Definir as áreas com maior potencial de cada formação de shale gas.
4. Estimativa do volume de shale gas in-place.
5. Cálculo do volume de shale gas tecnicamente recuperável.
Cada um destes tópicos encontra-se desenvolvido, com maior detalhe, no seguimento do presente
trabalho. De uma forma geral, pode representar-se esquematicamente o processo de avaliação
geológica de um recurso de shale gas, da forma como é exbida na figura abaixo representada, Figura
14.
Figura 14 – Representação esquemática dos principais parâmetros a ter em conta na avaliação geológica de um recurso de shale gas (European Commission, 2012).
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1. Análise preliminar da geologia e caracterização do reservatório de uma bacia de shale
gas, assim como, das formações.
Numa avaliação de um recurso, por forma, a definir e avaliar as principais formações de shale
gas, começa-se por efetuar uma compilação de dados de múltiplas fontes, dados públicos e
dados de empresas privadas. A coluna estratigráfica e diagrafias de poços, da bacia de shale
gas, são elementos importantes na identificação da idade geológica, da rocha mãe e outros
dados.
A avaliação geológica e do reservatório são elaboradas, tendo em conta os seguintes itens:
Ambiente de deposição do shale (marinho ou não marinho)
Profundidade (do topo à base do intervalo de shale)
Estrutura, incluindo as principais falhas
Intervalo do shale
Espessura de zonas organicamente ricas e espessura total
Teor de carbono orgânico (TOC, em wt.)
Maturidade térmica (Ro – vitrinite)
Através destas propriedades geológicas e de reservatório, torna-se possível elaborar uma
primeira análise das principais formações de shale gas e selecionar quais as formações
consideradas dignas de uma avaliação mais exaustiva.
2. Determinar a área de extensão das principais formações de shale gas.
Após se terem identificado as principais formações de shale gas, o próximo passo é definir a área
de extensão de cada uma dessas formações. É usual, no caso de existir informação disponível,
fazer-se uma pesquisa mais detalhada, recorrendo a literatura técnica da região, com planos de
corte geológico de modo a identificar as formações de shale gas de interesse.
3. Definir as áreas com maior potencial de cada formação de shale gas.
Esta é uma etapa muito importante e ao mesmo tempo desafiadora na avaliação destes recursos.
É necessário determinar quais são as zonas, de maior potencial, consideradas dignas ao
desenvolvimento do shale gas. Para tal, utilizam-se os seguintes critérios:
Deposição ambiental: é importante conhecer se o ambiente de deposição, a que o shale
esteve sujeito, é de origem marinha ou não marinha. Isto porque os shales de origem
marinha tendem a ter baixo teor de argila e tendem a ser ricos em minerais quebradiços,
tais como, o quartzo, o feldspato e carbonatos (Figura 15). Os shale quebradiços
apresentam uma resposta bastante favorável uma vez submetidos ao processo de
fraturação hidráulica. Um shale depositado no ambiente não marinho (lacustre, fluvial)
tende a apresentar um elevado teor de argila, e consequentemente mais dúctil e menos
sensível à fraturação hidráulica.
27
Figura 15 – Diagrama ternário da composição mineralógica referente ao Marcellus Shale (EIA/ARI, 2013)
Profundidade: áreas com maior potencial devem estar a profundidades maiores de 1000
metros mas inferiores a 5000 metros (3300 ft – 165000 ft). As áreas com profundidades
menores que 1000 metros apresentam menos pressão no reservatório, o que influencia,
de forma negativa, a recuperação do gás. Além disso, são áreas que têm o risco de
apresentar um elevado componente de água nas suas fraturas naturais. Áreas com
profundidade superiores a 5000 metros tendem a reduzir muito a permeabilidade da
formação o que irá influenciar os custos do seu desenvolvimento (perfuração, fraturação
hidráulica).
Teor de carbono orgânico (TOC): tipicamente, a média de valores de TOC de áreas com
grande potencial tende a ser superior a 2%. Na Figura 16, podem verificar-se os valores
de TOC, assim como, de gamma ray ao longo de um poço, referentes ao campo
Marcellus Shale.
Figura 16 – Relação do teor de carbono orgânico com Gamma Ray, referente ao Marcellus Shale (EIA/ARI, 2013).
28
Maturidade térmica: esta é medida através da refletância da vitrinite (Ro%) e é usada para
identificar se a matéria orgânica foi sujeita a um nível de exposição, de temperaturas
consideráveis à geração de hidrocarbonetos. Pode assim dizer-se que a maturidade
térmica de áreas, com valores de Ro superiores a 0.7% mas inferiores a 1.0%, estão
propensas à geração de petróleo. Para o gás húmido e condensado (wet gas and
condensate gas) os valores de Ro encontra-se entre 1.0% e 1.3%. Geralmente, áreas
portadoras de gás seco (dry gas) apresentam valores de Ro superiores a 1.3%. É comum
identificarem-se estas três (3) janelas de hidrocarbonetos (hydrocarbon window) (Figura
17).
Figura 17 – Imagem representativa de uma escala de maturidade térmica (EIA/ARI, 2013).
Localização geográfica: as áreas, com maior potencial, encontram-se limitadas às zonas
onshore da bacia de shale gas.
Geralmente as áreas com maior potencial resumem-se a menos de metade da bacia de shale gas.
Além disso, é necessário uma delineação mais detalhada de todas estas áreas, que não se encontra
ao alcance desta avaliação inicial de recursos.
Por último, formações de shale gas que apresentem elevado teor de argila e/ou apresentem uma
grande complexidade geológica (ex.: zonas de elevado stress) são consideradas como áreas com um
fator de risco elevado ou simplesmente são excluídas das avaliação desde recurso.
Subsequentemente, uma avaliação mais intensiva a uma escala menor, do que uma escala regional,
poderá adicionar informações muito úteis e revelar áreas, anteriormente designadas como áreas
potenciais, como mais favoráveis ou menos favoráveis. Da mesma forma, o avanço na tecnologia de
completação poderá permitir que teores de argila mais elevados em formações de shale sejam
eficientemente estimulados, e assim serem adicionadas estas bacias e formações, nos próximos
anos, em futuras avaliações de recursos.
29
4. Estimativa do volume de shale gas in-place.
O volume total de gás de um shale é conseguido atráves do cálculo de duas (2) componentes:
gás livre e gás adsorvido. Os dados referentes à geologia e ao reservatório são tidos em conta
para determinar o gás in-place ( ).
Equação 2:
a) Gás livre in-place ( ): representa a quantidade de gás livre in-place para uma dada
extensão de área e é calculado, principalmente, mediante quatro (4) características da
formação de shale, são estas a pressão, temperatura, porosidade preenchida por gás e a
espessura total de shale rico em carbono orgânico.
Pressão: é elaborado um estudo de pressão, de maneira a identificar áreas de pressão
excessiva que possam conter elevadas concentrações de gás no interior de um
determinado volume de reservatório. Na ausência de dados de pressão, geralmente,
opta-se por um gradiente hidrostático conservativo de 0.433 psi por metro de
profundidade.
Temperatura: é feito um estudo das temperaturas na formação de shale, com particular
ênfase, às áreas de temperatura mais elevada e à temperatura de superfície. Na
ausência de dados de temperatura, poderá ser utilizado um gradiente de temperatura de
1.25°F por cada 100 metros de profundidade mais uma temperatura de superfície de
60°F.
Porosidade preenchida por gás (gas-filled porosity): é efectuada uma avaliação de dados
de porosidade de amostras (cores) ou de análises de diagrafias de literatura pública. Na
ausência desta informação, dá-se particular ênfase à mineralogia do shale, assim como,
à sua maturação, por forma a estimar valores de porosidade comparando com bacias
semelhantes de shale, dos US. A menos que haja outra evidência disponível, assume-se
que os poros se encontram preenchidos com água e gás.
Espessura total de shale rico em matéria orgânica (net organically-rich shale thickness):
é estabelecido um intervalo geológico com espessura total de shale rico em matéria
orgânica através de dados de diagrafia e secções de corte, quando disponível. A razão
entre o volume de shale organicamente estéril e o volume de shale organicamente
rico,determina a espessura total de shale rico em matéria orgânica.
Tendo em conta, a informação acima descrita juntamente com as equações PVT de engenharia
de reservatório e os factores de conversão para calcular o por acre, pode assim determinar-
se o valor de gás livre da seguinte forma:
30
Equação 3:
A
área, em acres (com fator de conversão de 43560 pés quadrados por acre e 640 acres por milhes quadradas).
h espessura de shale rico em matéria orgânica, em pés (net organically-rich shale thickness, ft).
ɸ porosidade, fração adimensional (os valores de porosidade são obtidos através de diagrafias ou de informação de carotes
publicada na literatura técnica ou atribuída pela analogia a partir de bacias de shale gas dos US. A maturidade térmica do
shale, assim como, a profundidade de afundamento pode influenciar os valores de porosidade a utilizar).
) fração da porosidade preenchida por gás (porosity filled by gas) ) em vez de água ( ) ou petróleo ), fração
adimensional (o valor estabelecido para a porosidade é multiplicado pelo termo ) para determinar a porosidade
preenchida por gás.
P pressão, em psi (os dados de pressão são adquiridos através da informação de poços teste plubicada na literatura técnica,
deduzida a partir do peso da lama usado para perfurar ao longo da sequência de shale, ou atribuída pela analogia a partir
de bacias de shale gas dos US. Em bacias com uma pressão normal de reservatório assume-se um gradiente hidrostático
convervativo de 0.433 psi/ft, ao passo que em bacias sobre elevada pressão o gradiente de pressão pode variar de 0.5 –
0.6 psi/ft. Em bacias sujeitas a baixa pressão apresentam um gradiente de pressão inferior, que pode variar de 0.35 – 0.4
psi/ft).
T temperatura, em graus Rankin ( os dados da temperatura são obtidos através da informação de poços teste plubicada na
literatura técnica ou a partir da temperatura regional versus o gradiente de profundidade. Na equação do fator de
expansão do gás ( ) a temperatura é introduzida em Fahrenheit (°F), logo é convertida multiplicando a temperatura em
Rankin por 460 °F).
fator de expansão do gás, em pés cúbicos por pés cúbicos standard (cft/sft) e inclui o fator de desvio do gás (z),
adimensional.
b) Gás adsorvido in-place ( ): gás adsorvido em superfícies orgânicas (e argilas) na
formação de shale. Além do gás livre, os shales podem conter quantidades significantes de
gás adsorvido.
A curva isotérmica de Langmuir permite estabelecer o volume de Langmuir (VL) e a pressão
de Langmuir (PL), como base no TOC e na maturação térmica (Figura 18). O gás adsorvido
in-place pode ser calculado usando a seguinte fórmula (onde P é a pressão original do
reservatório:
Equação 4:
31
Figura 18 – Ilustração da curva isotérmica de Langmuir (Alexander, 2011).
A componente de gás (GC) é convertida para concentração de gás (GIPa/mi2) utilizando a
densidada atual e valores típicos para a densidade de um shale (densidade típica é,
aproximadamente 2.65gm/cc, contudo, pode variar dependo da mineralogia e do teor
orgânico do shale).
Em geral, a volume de Langmuir (VL) varia em função da riqueza orgância e da maturidade
térmica do shale. A pressão de Langmuir (PL) é uma função que permite verificar quão,
imediato, o gás adsorvido na matriz orgânica do shale se liberta em função de uma
diminuição de pressão finita.
O gás livre in-place e o gás adsorvido in-place são combinados para estimar a concentração
(Bcf/mi2) do recurso para uma determinada área da bacia ou formação de shale (Figura 19).
Figura 19 – Ilustração da contribuição do gás livre (free gas) e do gás adsorvido (adsorbed) para o volume total de gás in-place (total gas), em função da pressão (Alexander, 2011).
32
c) Atribuir um fator de sucesso/risco
Após ser determinado o volume total de shale gas in-place é necessário atribuir um fator de
sucesso/risco às áreas com maior pontencial da formação. Nesta fase, o volume de gás é,
geralmente, reportado em triliões de pés cúbicos (Tcf). Para tal, usam-se duas abordagens:
Fator da Probabilidade de Sucesso de um Play: procura que, pelo menos, uma
porção significante de shale gas apresente um fluxo de produção atrativo tornando
possível o seu desenvolvimento. Atualmente, o fator da probabilidade de sucesso de um
play tem registado variações desde 100 – 30%. À medida que o desenvolvimento de um
campo avança, nomeadamente na perfuração, na produção, onde são efetuados testes,
o fator da probabilidade de sucesso tende a alterar, fornencendo informações
importantes para a viabilidade do projeto.
Fator de Sucesso de Àreas com Maior Potencial: o fator de sucesso/risco de áreas
com maior potencial reúne uma série de preocupações, as quais poderão ditar um
destino positivo ou negativo destas. No conjunto destas preocupações estão presentes
áreas de grande complexidade geológica (ex.: falhas profundas), áreas de baixa
maturidade térmica (Ro: 0.7% - 0.8%), zonas de extremidade com pouca espessura de
shale organicamente rico, entres outras informações que possam condicionar o fator de
sucesso/risco. Com base neste conjunto de preocupações, é possível determinar quais
as áreas que são suficientemente fiáveis de desenvolver ou quais são demasiado
arriscadas de desenvolver. À medida que o desenvolvimento de um campo avança,
informações mais rigorosas são obtidas e o fator de sucesso poderá alterar-se.
Combinados estes dois fatores de sucesso/risco, é possível obter um fator de sucesso,
composto que determina o sucesso/risco de GIP, correspondente às áreas com maior
potencial.
Geralmente, e como tem sido confirmado ao longo dos últimos anos na exploração de shale
gas, o fator de sucesso/risco melhora, especialmente o fator de sucesso nas áreas com maior
potencial.
5. Estimativa de volume de shale gas tecnicamente recuperável
O volume de shale gas tecnicamente recuperável calcula-se multiplicando o valor obtido de GIP
por um fator de recuperação. Este, é determinando através da comparação de dados geológicos
conhecidos, com informação disponível de bacias e formações de shale gas semelhantes. Para
tal, parâmetros como a mineralogia, que determinam a aptidão à aplicação da técnica da
fraturação hidráulica utilizada para quebrar a matriz do shale, informações que influenciem a
produtividade de um poço, tais como, a presença de micro fraturas naturais, a ausência de falhas
profundas, o estado de stress da formação de shale nas áreas com maior potencial, a extensão
do reservatório que se encontra em condições de pressões elevadas, assim como, a variação
33
entre a pressão original do reservatório e a pressão no bubble point, mais conhecida como
“bubble point pressure”.
Considerando, a mineralogia do shale, as propriedades do reservatório e a complexidade
geológica, são usualmente utilizados três (3) fatores de recuperação:
Recuperação de Gás Favorável: onde, usualmente, é atribuido um fator de recuperação
de gás in-place de 25% em bacias e formações com baixo teor em argila, complexidade
geológica de baixa a moderada e qualidade das propriedades de reservatório favorável
(formação de shale sobre elevada pressão e elevada porosidade preenchida por gás).
Recuperação de Gás Média: em bacias e formações de shale com médio teor de argila,
com uma complexidade geológica de moderada a alta, qualidade das propriedades de
reservatório e pressão média é, frequentemente, atribuido um fator de recuperação de
gás in-place de 20%.
Recuperação de Gás Fraca: 15% é o fator de recuperação de gás in-place,
habitualmente, usado em bacias e formações de shale com um teor em argila de médio a
alto, complexidade geológica de moderada a alta e baixa qualidade das propriedades de
reservatório.
Em caso excepcionais, de performance de reservatório ou quando determinados excelentes
níveis de produção, é atribuido um fator de recuperação de 30%. Em situações mais severas de
sobrepressão do reservatório e complexidade geológica, é usado um fator de recuperação de
10%.
A estimativa de recursos de shale gas tem, como base, estes cinco (5) tópicos atrás mencionados
(página 25), no entanto, cada instituição opta pela sua própria metodologia de estimativa de recursos
acrescentando, retirando ou mesmo dando mais ênfase a um ou outro tópico dos anteriormante
referidos. Por vezes, diferentes relatórios fornecem diferentes explicações dos métodos aplicados,
bem como das definições utilizadas por parte da monenclatura usada, e em muitos casos pouca ou
nenhuma informação é fornecida. A falta rigor unânime nos relatórios e estudos desenvolvidos, até à
data, faz com que, geralmente seja solitada uma opinião especializada, de maneira a esclarecer
certos conceitos mais técnicos. É comum, fazer-se uma análise sobre as perspetivas de produção
através da extrapolação do historial de produção, até à data, que tem mostrado ser uma metodologia
fiável. No entanto, não existem dados de produção de shale gas na europa capazes de sustentar esta
metodologia (DECC 2013).
34
35
6 Tecnologia de Produção
O desenvolvimento de um play de shale gas difere significativamente do desenvolvimento de um
recurso convencional, devido às diferentes características existentes em ambos os reservatórios.
Num reservatório convencional, cada poço é capaz de extrair petróleo e/ou gás a partir de uma área
relativamente grande. Desde modo, é necessário um número menor de poços, normalmente verticais,
para que um campo seja comerciável. Em projetos de shale gas é necessário um número maior de
poços, espaçados, de forma relativamente perto uns dos outros, de maneira a garantir que sejam
produzidas quantidades suficientes, de modo a assegurar a rentabilidade do campo.
O desenvolvimento da perfuração horizontal e da fraturação hidráulica, são duas técnicas crucais à
exploração de shale gas que vieram revolucionar a exploração dos reservatórios não convencionais.
Além disso, atualmente é notório o enorme interesse, por parte das empresas da indústria petrolífera
bem como dos países portadores destes recursos, em reproduzir a experiência americana em todo o
mundo, visto que neste momento é o único país a produzir gás natural em quantidades comerciáveis
a partir de recursos de shale gas.
Um recurso de shale gas requer a criação de uma extensa rede de fraturas hidráulicas, de maneira a
conseguir a ligação da maior área de reservatórios aos poços, onde os poços são perfurados na
direcção, em que o stress horizontal é menor. O elevado nível de incerteza relativamente às
propriedades do reservatório e aos parâmetros das fraturas têm um efeito significativo na produção
de shale gas, o que faz com que o processo de otimização da fraturação hidráulica, a fim de uma
produção economica de gás, seja muito mais complexo.
Na otimização dos parâmetros críticos da fraturação hidráulica, tais como, espaçamento entre
fraturas, comprimento das fraturas e condutividade entre fraturas, que controlam a performance do
poço, é importante determinar o cenário mais económico. O processo de fraturação hidráulica e da
perfuração horinzontal apresentam um custo associado muito elevado.
O facto, da permeabilidade ser extremamente baixa nas formações de shale gas, com um intervalo
de valores que varia de 10 – 100nD (10-6
mD), revela a estrita necessidade destas serem
artificialmente fraturadas, com o objetivo de aumentar significativamente a permeabilidade, tornando
estas formações economicamente viáveis (Speight, 2013).
O utilização da técnica de perfuração horizontal combindada com a técnica da fraturação hidráulica
tem revelado um grande potencial na recuperação de gás natural, de forma lucrativa, a partir de
reservatórios não convencionais, nomeadamente o shale gas. No entanto, a realização destas
envolve custos elevados além de requerer um trabalho laboral mais intenso face à exploração de
reservatórios convencionais e também necessita de equipas altamente especializadas na
caracterização de reservatório e nos tratamentos de estimulação.
São projetados longos poços horizontais, de forma a haver o maior contacto possível com a formação
de shale, tornando-os tecnicamente e economicamente rentáveis. Juntamente com esta, um grande
volume estimulações hidráulicas, por fases e próximas entre si, são usadas para quebrar a matriz de
shale e criar permeabilidade no reservatório (Figura 20). Esta fornece um caminho crucial desde da
formação de shale até ao furo do poço horizontal. As fraturas existentes, em pequena escala (micro-
fraturas), irão conbrituir, caso permitam, caminhos adicionais de fluxo do gás natural.
36
Figura 20 – Exemplo da completação de poço horizontal utilizada na exploração de shale gas no Barnett Shale (EIA/ARI, 2013).
A mineralogia do shale apresenta grande importância na recuperação do gás. Particularmente, a
componente de quartzo, cabonatos, silica e argila determinam a eficiência da fratura hidráulica
induzida, capaz de estimular a formação de shale. Os shales que apresentam um elevado teor em
quartzo e em carbonatos tendem a ser quebradiços. Uma vez quebrados, através da injeção
hidráulica a elevadas pressões, conduzem a uma vasta variedade de fraturas induzidas de pequena
escala que fornecem inúmeros caminhos possíveis, de fluxo de gás, desde a formação até ao poço
de perfuração (Figura 21A). Os shales que contêm elevado teor em argila tendem a ser dúcteis e a
curvar (deformar) em vez de quebrar, quando submetido à injeção hidráulica. Desta forma, poucas
fraturas induzidas são conseguidas, e apenas um número limitado de caminhos de fluxo de gás é
criado (Figura 21B).
Figura 21 – Propriedades da rocha reservatório com grande inflência na eficiência da estimulação hidráulica (EIA/ARI, 2013).
37
As características da complexidade geológica, com ligações fortes, podem reduzir a eficiência da
recuperação de shale gas a partir da bacia ou formação de shale.
Áreas com sistemas de falhas extensivas podem causar problemas na recuperação do gás, através
da limitação do intervalo de comprimento de produtividade de um poço horizontal (Figura 22). Zonas
com sistemas de falhas e assentamentos profundos podem quebrar a condutividade entre uma parte
da formação e outra, e podem permitir a entrada de água para o interior da formação, reduzindo,
desdo modo, a permeabilidade e a capacidade de escoamento. Outras zonas, caraterísticas de
elevado stress geológico, tais como, a compressão tectónica, são indicadoras de áreas de elevado
stress lateral no reservatório, que reduzem a permeabilidade do shale e também a capacidade de
escoamento.
Uma vez definidas as propriedades do reservatório e todos os seus componentes, dá-se início ao
programa de perfurações e às operações de recuperação do gás natural.
Figura 22 – Representação tipo de falhas que poderão condicionar a exploração de um recurso e onde a sísmica 3D tem um papel fundamental na deliniação da trajetória dos poços (EIA/ARI, 2013).
6.1 Sondagens e Completação
O gás natural, nas formações de shale, não se encontra, naturalmente, capaz de se movimentar até a
um poço vertical que seja perfurado devido à baixa permeabilidade dos shales. Como tal, pode
superar-se essa dificuldade através da perfuração de poços horizontais, como já foi mencionado
anteriormente, onde a broca (drill bit) é dirigida na perfuração numa trajetória descendente seguida de
uma trajetória horizontal. Esta pode atinigir mais 1500 metros de comprimento expondo o poço em
contacto com a maior superfície do reservatório possível. Através da perfuração horizontal o furo do
poço tende a intersetar um maior número de fraturas naturais existentes no reservatório. A direção da
perfuração é orientada segundo a tendência das fraturas naturais em cada área. Contudo, há que ter
em atenção a geomecânica de cada área de modo a evitar o risco de colapso das paredes do poço.
A produção de gás, a partir de formações de shale, é um processo dividido por várias fases.
As fraturas fornecem permeabilidade para que o gás consiga fluir, mas também apresentam um
contributo no armazenamento de gás. A matriz de porosidade fornece maior capacidade de
38
armazenamento de gás, no entanto, esta matriz apresenta muito baixa permeabilidade. O regime de
fluxo de gás através das fraturas é diferente do regime de fluxo gás através da matriz de
permeabilidade. Isto torna a modelação da perfomance de produção muito mais complexa em
formações de shale fraturado do que em reservatórios convencionais. Prever, através desta
modelação os resultados finais, ao nível do que acontece no campo, é uma tarefa verdadeiramente
desafiadora. Como tal, é dificil prever com confiança a perfomance de produção e definir uma
estratégia ótima para recuperação dos recursos de shale.
Para assegurar uma estratégia ótima para o desenvolvimento de um recurso de shale gas é
necessário compreender com pormenor todas as propriedades deste recurso, tais como, a
geoquímica, historial geológico, características das várias fases do fluxo, propriedades das fraturas,
rede de fraturas e o comportamento de produção ao longo dos vários plays atualmente em produção.
Os recursos não convencionais, para serem desenvolvidos, requerem uma maior quantidade de
poços por área, comparados com os recursos convencionais, o que implica um custo muito elevado.
Contudo, com a tecnologia atualmente disponível é possível reduzir significativamente os custos de
perfuração e aumentar o contacto do furo do poço com o reservatório, e consequentemente caudais
de produção e recuperações finais.
Algumas das técnicas, tais como, a perfuração multilateral e coiled tubing drilling, representam
opções com grande potencial para o desenvolvimento de recursos de gás não convencional.
Uma combinação entre o revestimento tubular metálico (steel casing pipe) e o cimento num poço
fornece uma barreira essencial para garantir que a elevada pressão do gás ou líquidos, que se
encontram em profundidade, não possam escapar para formações mais à superfície ou aquíferos.
Esta barreira tem de ser concebida de forma a suportar os ciclos de stress que irão acontecer durante
a etapa subsequente da fraturação hidráulica, sem que sofram quaisquer fissuras.
Num projeto há que ter em conta os aspectos mais importantes, nesta fase, de maneira a assegurar
que não ocorram vazamentos/infiltrações. Estes, incluem as especificações do furo do poço (sem
torção, rotação ou cavidades adiccionais), o posicionamento das tubagens no centro do furo do poço
antes de este ser cimentado no local (efetuado com ajuda de centralizadores localizados ao longo
das tubagem com intervalos regulares, garantindo o espaçamento determindado entre o revestimento
tubular metálico e a face da rocha envolvente), e a escolha acertada do cimento a utilizar. O cimento
a utilizar precisa de ser adequado a cada situação. Como tal, é necessário estudar as suas
propriedades enquanto este é bombeado para interior do poço, por forma a garantir que este assuma
o lugar correto, a resistência mecânica e flexibilidade, para assegurar que se mantém intacto. O
processo de cimentação de um poço, também apresenta um fator crítico, designado por tempo de
endurecimento. Caso este seja superior ou inferior pode reduzir a sua resistência ou ser de dificil
correção, respectivamente. O tempo crítico determina as características desejadas de resistência
mecânica e flexibilidade.
Uma eficiente extração de gás, a partir de um estrato fino de shale, requer uma perfuração horizontal
ao longo do mesmo. Inicialmente, começa-se com uma perfuração vertical descendente, até que seja
atingida uma distância, geralmente, de 900ft (aproximadamente de 274m) da formação alvo. Nesta
altura, utiliza-se uma broca direccional para criar uma curva gradual de 90°, acontecimento
39
normalmente conhecido como kick off. Desta forma, o furo do poço torna-se horizontal, segundo o
alinhamento da formação de shale, até esta alcançar o comprimento desejado dentro da mesma (≥
1500m). Os múltiplos poços horizontais garantem o acesso a diferentes partes da formação de shale
e podem ser executados a partir de uma única localização, designada por bloco de perfuração (pad
driling). Desta forma, torna-se possível reduzir a pegada criada pelas operações de
exploração/produção de gás não convencional.
Um grande número de fraturas é criado mecanicamente na rocha, permitindo que os hidrocarbonetos,
aprisionados nas formações do subsolo, se movam através destas fraturas na direção do furo do
poço e que possam fluir até à superfície. A fraturação hidráulica além de poder aumentar o caudal de
produção também poderá aumentar a recuperação a partir de um determinado volume de shale.
Durante as várias etapas do processo de perfuração, a perfuração é parada para que seja instalado o
revestimento tubular metálico (steel casing pipe) no furo de perfuração. O cimento é bombeado para
preencher o espaçamento (annulus) entre o revestimento e a formação envolvente. Após o furo de
perfuração alcançar uma profundadide superior à profundidade do aquífero de água-doce, é instalado
o revestimento tubular metálico e subsequentemente cimentado, para proteger a água da
contaminação devido ao processo de perfuração. Quando a perfuração atinge o comprimento
horizontal total desejado, é instalado um revestimento tubular metálico adicional, no interior do furo de
perfuração e cimentado novamente. Este processo, previne o risco de infiltrações de gás natural a
partir do poço para os estratos entre a formação de shale e a superfície do solo, assim como, evita
que o gás natural escape para a superfície, atráves do annulus.
Após a instalação de todo o revestimento tubular metálico, e a sua respectiva cimentação, este é
perfurado usando pequenos explosivos permitindo que os fluidos da fraturação hidráulica intersetem
a formação envolvente e garantindo o fluxo da posterior produção, através destas aberturas.
6.1.1 Perfuração Horizontal
Ao longo dos anos, a tecnologia de perfuração tem apresentado uma grande evolução ao ponto de,
atualmente, ser possível contonar formações geológicas ou mesmo zonas indesejadas, direccionando
a broca de perfuração (drill bit) ao alvo pretendido. Desta forma, é possível perfurar ao longo de
troços horizontais mantendo a precisão do alvo.
A utilização da perfuração horizontal reduz significativamente os distúrbios em superfície e impactos
relacionados com a fauna, flora, pó, ruído e tráfico. Esta técnica, permitir obter uma superfície de
contacto maior com formações portadoras de hidrocarbonetos, do que um poço vertical, o que resulta
num aumento do caudal de produção e ainda pode aumentar o fator de recuperação (Figura 23).
Na execução de um poço horizontal, existem vários sistemas, que permitem estabelecer o desvio a
partir da orientação vertical até à orientação horizontal pertendida e, alguns destes, têm sido
altamente melhorados nos últimos tempos. A indústria de perfuração tem deixado de utilizar métodos
como a cunha (whipstock) ou o jato de lama (jetting) para um uso sistemático de motores de fundo de
poço, os sistemas dirigivéis (steerable systems) e o geosteering (ENI, 2007).
40
Figura 23 – Ilustração da pegada ambiental e da superfície de contacto, por parte de poço verticais e poços horizontais (Oilpro, publicado em dezembro de 2013).
Genericamente, um poço horizontal inicia-se à superfície, como um poço vertical, até a broca de
perfuração se encontrar a umas centenas de metros da formação alvo. Para tal, pode utilizar-se um
dos sistemas mencionados anteriormente, Neste momento, dá-se início ao desvio, na direcção
pretendida, momento este conhecido como kick of point (KOP). Quando o poço, se encontra no
ângulo desejado, este é perfurado em linha reta ao longo da formação. Para garantir que a
perfuração horizontal não excede os limites da formação de shale, rica em hidrocarbonetos, esta
técnica requer um manuseamento cuidado.
Para estimular a produtividade dos poços nas zonas do shale, ricas em carbono orgânico, as
empresas perfuram horizontalmente a rocha e depois usam a fraturação hidráulica para produzir
permeabilidade artificial.
Durante as atividades de perfuração, as unidades de perfuração móveis são deslocadas entre poços,
num único bloco de perfuração. Isto, evita a desmontagem e novamente a montagem dos
equipamentos de perfuração em cada poço, fazendo o processo mais rápido e poupando recursos.
6.1.2 Bloco de Perfuração (Pad Drilling)
Designa-se como bloco de perfuração (pad drilling), quando uma série de poços são perfurados a
partir de um mesmo bloco, no qual, se podem perfurar entre seis (6) a oito (8) poços. Um bloco de
perfuração, geralmente, encontra-se posicionado no centro do campo de exploração, frequentemente
de geometria rectângular. Este encontra-se localizado na posição mais vantajosa, tendo em conta a
localização do shale, em subsuperfície, e a facilidade de acesso à superfíce do terreno. As
dimensões do campo de exploração dependem dos equipamentos necessários, tais como, plataforma
de perfuração, camiões, entre outros, equipamentos imprescindíveis à atividade de perfuração e
completação.
A perfuração em bloco encontra-se vinculada à utilização de uma plataforma móvel, capaz de
perfuração de vários poços no mesmo bloco. Assim, a perfuração torna-se economicamente mais
viávél, além de, reduzir a pegada ambiental e as operações de perfuração (Figura 24).
41
Figura 24 – Exemplo da geometria de um campo de exploração de shale gas (à esquerda) (Natural Gas Europe, publicado em 13 de Agosto de 2012). Layout com seis poços em cada um dos quatro blocos de perfuração ou pad drilling (à direita) (Statoil,
2013)
A perfuração de shale em bloco, é frequentemente utilizada, visto que, permite desenvolver uma
grande área em subsuperfície, atráves da perfuração de múltiplos poços a partir de uma única
localização em superfície. O facto de esta centralizar toda a logística num só local, concede uma
maior eficiência operacional da produção de gás, reduz os custos em infrastuturas e o terreno
utilizado em superfície.
6.1.3 Poços Empilhados (Stacked Wells)
A perfuração de poços empilhados, mais conhecidos como stacked wells, é utilizada quando uma
formação de shale apresenta significativamente pouca espessura ou quando os estratos de rocha
shale se encontram no topo de cada camada. Um furo de perfuração vertical pode ser utilizado para
produzir gás a partir de poços horizontais, a diferentes profundidades (Figura 25). Esta técnica traz
maiores benefícios em formações de shale com pouca espessura. Como num bloco de perfuração,
esta, também, diminui o impacto ambiental à superfície, visto que reduz a área de terreno utilizado.
Figura 25 – Ilustração de poços empilhados (à esquerda) (themilliondollarway, publicado 22 de Abril de 2014). Projeção 3D de três poços empilhados (à direita) (Santec, 2014).
42
6.1.4 Perfuração Multilateral
A perfuração multilateral é muito semelhante à
perfuração de poços empilhados. Esta envolve a
perfuração de dois (2) ou mais poços horizontais
a partir de um único furo de perfuração vertical.
Deste modo, os poços horizontais acedem a
diferentes zonas da formação de shale, à mesma
profundidade, no entanto, em direções
diferentes. Podem assumir diferentes
configurações, desde, multiramificada, bifurcada,
lateral num poço horizontal, lateral num poço
vertical, lateral empilhado e lateral de direções
opostas (Figura 26). Esta técnica permite
aumentar significativamente o caudal de
produção por um custo adicional reduzido.
Figura 26 – Configurações mais comuns de poços multilaterais. O design e a configuração de cada poço depende das especifícações da formação e requerimentos de drenagem (Oilfield Review, 1998).
6.1.5 Completação de Poços
Uma vez perfurado o poço, instalado o revestimento metálico e cimentado o furo de perfuração, ao
longo da formação de shale pretendida, esta é perfurada para estabelecer a comunicação entre o furo
de perfuração e a rocha. O facto de a pressão no interior do furo de perfuração ser inferior, permite o
escoamento dos hidrocarbonetos a partir da rocha para o poço, conduzidos pelo diferencial de
pressão. No entanto, como a permeabilidade do shale é muito baixa, este fluxo não é suficiente, para
suportar os custos de operação e fornecer o retorno do capital investido. Sem medidas adicionais
para acelerar o fluxo de hidrocarbonetos para o poço de produção, esta operação torna-se inviável.
Várias técnicas foram desenvolvidas, ao longo dos anos, a fim de melhorar o escoamento dos
hidrocarbonetos a partir de reservatórios de baixa permeabilidade. O tratamento ácido, envolve a
injeção de pequenas quantidade de ácidos fortes, no interior do reservatório para dissolver alguns
minerais existentes na rocha e melhorar a permeabilidade da rocha na envolvente do furo de
perfuração. Esta, provavelmente, é a técnica mais antiga, mas que ainda continua a ser
frequentemente utilizada, nos dias de hoje, particularmente em reservatórios de carbonato. Poços
com extensões horizontais ou seções laterais podem aumentar significativamente o contacto entre a
rocha reservatório e furo de perfuração, o que melhora igualmente a economia de um projeto. A
43
fraturação hidráulica, que surgiu no final da década de quarenta (40) do século XX, é outra técnica
eficiente e geralmente utilizada em reservatórios de baixa permeabilidade. Quando a permeabilidade
da rocha é extremamente baixa, como no caso do shale gas, a combinação da técnica de perfuração
horizontal com a técnica de fraturação hidráulica é frequentemente utilizada, por forma, a atingir
caudais de produção rentáveis.
Após o revestimento metálico ser perfurado, uma pequena quantidade de gás natural irá escoar para
o interior do poço, a partir da formação de shale. De seguida, é necessário criar uma rede de fraturas,
de forma a permitir o escoamento do gás aprisionado nos poros e nas fraturais naturais da formação
(Figura 27).
Figura 27 – Ilustração do processo de perfuração (em cima) e do processo de fraturação hidráulica (em baixo) (Statoil, 2013a).
Esta rede de fraturas encontra-se vinculada à técnica de fraturação hidráulica, que consiste na
injeção de milhares de litros de um fluido sobre elevada pressão para o interior do poço (Statoil,
2013a). Este fluido, quando injetado, força a abertura de fraturas na formação de shale, através das
perfurações previamente criadas. O agregado aloja-se nas fraturas e mantém-nas abertas. Assim que
a pressão é reduzida o fluxo do fluido retorna para o poço. A conetividade entre os poros e as fraturas
naturais gera vários caminhos possíveis de escoamento do gás natural, aumentando a
permeabilidade da formação.
Dada a grande extensão dos poços horizontais, este processo é executado em múltiplas fases,
iniciando-se desde a extremidade do poço horizontal até ao início do poço vertical.
Existem diversas maneiras de executar este processo de fraturação em múltiplas fases. Como tal, é
necessário tamponar (plug) o poço em localizações específicas, perfurar o revestimento metálico, nas
direções pretendidas, e de seguida executar a fraturação hidráulica. Este conjunto de processos é
repetidamente executado até se obter toda a formação, envolvente do poço, fraturada. O
tamponamento pode ser feito através da cimentação parcial do poço ou através de ferramentas de
tecnologia avançada existentes, atualmente, no mercado. Embora a cimentação parcial do poço seja
uma técnica mais barata, existe um compasso de espera até que o cimento atinga rigidez suficiente
para que se possa proceder à fraturação hidráulica. Existe um grande leque, de ferramentas de alta
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tecnologia, disponíveis. Estas ferramentas permitem tamponar o poço eficazmente, sem esse
compasso de espera, o que implica um ganho no rendimento das operações (Figura 28). Uma vez,
concluídas todas as etapas da múltipla fraturação hidráulica, é necessário desimpedir os troços
tamponados para que se dê início à produção do gás natural.
Figura 28 – Exemplo de completação de um poço horizontal (Drilling Contrator, publicado em 15 de março de 2012).
Em muitos casos, a água utilizada na fraturação hidráulica é reutilizada nas subsequentes fraturações
hidráulicas. No entanto, depende da quantidade de água que retorna à superfície ou dos encargos
associados a outras alternativas. A água que retorna à superfíce, caso não seja reutilizada, é
devidamente tratada, numa estação de tratamento apropriada, e posteriormente injetada no sobsolo
em formações isoladas dos aquíferos de água potável. Estas medidas poderão depender das
exigências do país onde se encontra a exploração.
6.1.6 Produção e Abandono
Dá-se início à fase de produção, uma vez feitas todas as ligações às instalação de processamento.
Durante a fase de produção, os poços irão produzir hidrocarbonetos juntamente com água, que tem
de ser separada. O aspeto de um campo em produção é muito menos aparatoso, apenas
permanecem umas torres de válvulas, mais conhecidas como christmas three, e as tubagens de
ligação às instalações de processamento, e toda a restante zona envolvente é recuperada.
A fase de produção é a fase mais longa do ciclo de vida, podendo atingir cerca de 30 anos. Os
reservatórios não convencionais exibem uma explosão na produção inicial e depois um declínio
acentuado, seguido de um longo período de baixa produção. Este declínio pode atinigir entre 50-75%
no primeiro ano e a maior parte de gás recuperável é extraído após poucos anos de produção (Figura
29). Nalguns casos, o operador pode decidir repetir os procedimentos de fraturação hidráulica, num
período mais tardio do ciclo de vida da produção.
Assim, como qualquer poço, um poço de shale gas é abandonado a partir do momento em que
alcança o fim de vida da produção ou quando a extração deixa de ser economicamente viável. Nesta
altura, o poço precisa de ser abandonado de forma segura, as instalaçõesdesmanteladas e o espaço
utilizado, pela exploração, recuperado ou atribuir-lhe uma nova finalidade.
Para prevenir o vazamento e contaminação de aquíferos, os poços são cimentados, e como tal,
impedem o fluxo de gás para zonas de aquíferos ou que este alcance a superfície.
45
As empresas operadoras são obrigadas a assumir a responsabilidade e garantir que apresentam
condições económicas para assegurar um abandonamento satisfatório e a integridade do poço a
longo termo.
Figura 29 – Representação da curva de declínio de produção de shale gas, tendo como exemplo Barnett Shale (Slate, publicado em 29 de dezembro de 2011).
46
47
7 Fraturação Hidráulica
A fraturação hidráulica é uma técnica de estimulação de poço, utilizada em formações de
permeabilidade muito reduzida. Como já foi referido anteriormente, as formações de shale tendem a
ter grãos muito finos, o que limita a porosidade e a conetividade entre poros (baixa permeabilidade).
Na ausência de fraturação hidráulica, o caudal de produção, a partir de uma formação de shale, seria
de tal forma reduzido que não justificaria os custos da sua exploração.
Esta técnica consiste na injeção de um fluido, com um caudal e pressão previamente determinados,
para que seja possível fraturar, a formação alvo, eficazmente (Figura 30). Existem dois (2) tipos de
materiais injetados, durante a fraturação. O fuido de fraturação, que cria as fraturas e que transporta
o agregado sólido. A areia é o agregado normalmente injetado, e é necessário para manter as
fraturas abertas, uma vez que o fluido retorna à superfície, saindo da formação, fazendo diminuir a
pressão. Este, é composto por aproximadamente 90% de água e 9,5% agregado (areia e partículas
cerâmicas) e a restante percentagem por alguns aditivos químicos (Statoil, 2013a).
Figura 30 – Esquema simplificado do processo de fraturação hidráulica (Total, 2014).
A água utilizada na fracturação pode ter origem a partir de fontes de água de superfície, tais como,
rios, lagos ou o mar, ou a partir de furo de água locais, que possam ter que ser desenvolvidos para
suportar as operações de perfuração e produção, ou através do transporte por camiões cisterna,
entre distâncias maiores. Este transporte de água, desde a fonte até às instalações, pode significar
uma actividade em grande escala, dependendo do volume de água necessário (Ajayi, 2013).
Nesta fase, é fundamental compreender, o comportamento da formação após o processo de
fracturação hidráulica. São extraídas carotes de amostragem, ao longo do poço de perfuração, que
são submetidas a ensaios laboratoriais, entre os quais, ensaios triaxiais, geomecânicos entre outros.
É muito importante definir o modelo de tensões da rocha, de forma, a adequar a pressão a utilizar e
48
modelar o modelo de propagação de fraturas, para que a fraturação não ultrapasse os limites da
formação alvo. Outros modelos são efectuados, de maneira a premeditar a perfomance do
reservatório, uma vez que o shale se encontre fraturado.
A grande extensão de um poço horizontal, numa exploração de shale gas, faz com que, seja muito
provável que este, atravesse zonas, de características litológicas muito distintas entres si. Desta
forma, e consoante cada zona, estas terão exigências diferentes, no que diz respeito ao sucesso da
fraturação. É importante, ter em conta todos os dados disponíveis da geologica, geomecânica,
geoquímica e petrofísica da formação alvo, pois estes serão essenciais para a eficácia da fraturação,
e uma subsequente produção viável (Ajayi, 2013).
Como já foi referido no capítulo anterior, a presença de certos minerais numa formação de shale
podem facilitar ou dificultar o papel da fraturação hidráulica. A presença de minerais fortes, como a
silica, que quebra tão facilmente como o vidro por exemplo, induz fratura no shale, quando submetido
a baixa pressão. No caso da argila, esta tende a absorver mais a pressão e por vezes curva quando
aplicada pressão hidráulica, sem quebrar. Pode dizer-se assim que, formações ricas em silica são
bons candidatos à fraturação.
Tendo em conta, a qualidade do reservatório e a qualidade da completação são determinados os
estágios de perfuração hidráulica. Os principais fatores tidos em conta, para a determinar a qualidade
do reservatório e a qualidade da completação, encontram-se abaixo indicadas na seguinte tabela
(Tabela 6):
Tabela 6 – Principais fatores na determinação da qualidade do reservatório e completação (Adaptado: Ajayi, 2013).
Qualidade do Reservatório (RQ) Qualidade da Completação (CQ)
Componente orgâncica Mineralogia – principalmente argila, carbonato e silica
Maturidade térmica
Porosidade efetiva Propriedades mecânicas – módulo de Young, coeficiente de Poisson e resistência à tração
Permeabilidade
Saturação de fluidos – petróleo,gás e água Fraturas naturais – presença, densidade, orientação e condição (abertas, fechadas ou cimentadas)
Espessura de shale orgânico
Hidrocarboneto in place Esforço in situ – variação de intervalos tendo em conta as propriedades mecânicas anisotrópicas
Perante, as diferenças nas características da formação, em toda a extensão de um poço horizontal,
este é dividido em vários segmentos com litologias semelhantes (Figura 31). Estes segmentos, por
sua vez, são divididos consoante a qualidade do reservatório e a qualidade da completação, dando
origem aos estágios de fraturação (Figura 32). Estes estágios são concebidos, considerando a
qualidade da rocha e o gradiente de tensão mínima horizontal, para que a fraturação seja mais eficaz,
iniciando a fraturação da formação mais ou menos à mesma pressão (Figura 33) (Ajayi, 2013).
49
Figura 31 – Ilustração representativa de um perfil de um poço horizontal dividido em segmentos tendo em conta litologias semelhantes (Ajayi, 2013).
Figura 32 - Ilustração representativa de um poço horizontal dividido em estágios de fraturação tendo em conta as caracteristicas do reservatório, nomeadamente a qualidade da rocha e tensão mínima horizontal (Ajayi, 2013).
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Figura 33 – Representação em perfil das característcas principais da rocha, com os respetivos segmentos e estágios de fraturação ao longo de um poço horrizontal (Ajayi, 2013).
Inicialmente, é elaborado um modelo de permeabilidades e porosidades, e com base nesse modelo,
são, subsequentemente, executadas simulações. Estas, devido à rocha da formação analisada ser
um shale, irá revelar um pequeno volume de hidrocarbonetos, possíveis de recuperar, no entanto,
não representam o volume total de hidrocarbonetos possíveis de recuperar. Logo, são executados
modelos de estimulação de fraturas induzidas, que por sua vez, geram novos dados de
permeabilidade e porosidade, e sucessivamente dão resultado a uma modelo de simulações com um
volume superior de hidrocarbonetos possíveis de recuperar (Ajayi, 2013).
À medida que os processos de perfuração vão avançando, vários dados, de melhor qualidade e
confiança, vão surgindo. Dados como, a partir de amostras, diagrafias de poços, microssísmica entre
outros, são usados para construir um modelo de reservatório estático. Estes vão sendo atualizados,
produzindo um novo modelo, melhorando futuras estimulações de fraturas, assim como o
planeamento de poço (Figura 34).
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Figura 34 – Esquema representativo do ciclo de modelos e simulações geradas, tendo em conta, a informação dos dados disponíveis, assim como, dos modelos de estimulação de fraturas (Ganguly, 2012).
7.1 Fluido de Fraturação
O fluido de fraturação deve apresentar uma série de propriedades que permitam otimizar cada
formação. Este, deve ser compatível com a rocha da formação onde é aplicado e compatível com os
fluidos da formação alvo. Deve apresentar uma queda de gradiente de pressão capaz de criar uma
fraturação suficiente na formação, deve ter viscosidade suficiente para garantir a limpeza após o
tratamento e ser económico.
Os fluidos à base de água são, comummente, utilizados, sendo o ”Slickwater” o mais usual na
fraturação de shale gas. Basicamente, é uma mistura de água, areia e alguns químicos, em que o
principal dos químicos adicionados é o surfactant polymer, utilizado para diminuir as tensões de
superfície entre dois fluidos, podendo ser injetado a pressões menores. No entanto, outros fluidos
podem ser usados, tais como, à base de óleo, espumas, emulsões entre outros (Andrews, 2013).
7.2 Fluidos Aditivos de Fraturação
Possíveis aditivos podem ser adicionados ao fluido de faturação hidráulica, de acordo com as
propriedades do reservatório. No entanto, nem todos os aditivos são utilizados em todos os trabalhos
de fraturação. Apenas, poucos aditivos são usados com objectivo de evitar potenciais problemas com
o reservatório e maximizar a produção, tais como (Andrews, 2013):
Polímeros (Polymers) – permitem um aumento da viscosidade de um fluido, juntamente com
crosslinkers;
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Reticuladores (Crosslinkers) – aumentam a viscosidade de um polímero linear à base de gel;
Breakers – usado para quebrar os polímeros e crosslink à temperatura da formação, para
uma limpeza melhor;
Biocidas (Biocides) – usado para matar bactérias na matriz de água;
Controladores de pH (Buffers) – usado para contralar o pH;
Aditivos de perda de fluido – usado para controlar o excessivo fluido infiltrado no interior da
formação;
Estabilizador – usado para manter o fluido viscoso a temperatura elevada.
Permanecem algumas preocupações ambientais, no que diz respeito ao uso de aditivos químicos na
fraturação, contundo, as pequenas quantidades utilizadas não demostram perigo para a saúde
pública e para o meio ambiente, além da maior parte dos aditivos químicos usados, terem um uso
comum na vida quotidiana (Tabela 7).
Tabela 7 – Aditivos químicos comuns utilizados no fluido de facturação de shale (Adaptado: Statoil, 2013a).
Componente Objetivo Aplicação comum
Ácidos (Acids) Ajuda a dissolver minerais e inicia algumas
fissuras na rocha (pré-fraturas)
Limpeza de piscina
Cloreto de Sódio (Sodium Chloride) Retarda a quebra da ligação da cadeia do
polímero de gel
Sal de mesa
Poliacrilamida (Polyacrylamide) Minimiza a fricção entre o fluido e a tubagem Tratamento de água residuais, purificação da
água potável, condicionador de solo
Glicol de Etileno (Ethylene Glycol) Evita a deposição de calcário na tugabem
(incrustações)
Anticongelante automóvel, agente de degelo,
produtos de limpeza
Sais de Borato (Borate Salts) Mantém a viscosidade dos fluidos com o
aumento da temperatura
Detergente de lavar a roupa, sabão de mãos e
cosméticos
Sódio / Carbonato de Potássio
(Sodium/Potassium Carbonate)
Mantém eficácia de outros componentes, tais
como agentes de reticulação
Detergente de lavagem, sabão, descalcificador
de água, vidro, cerâmica
Glutaraldeído (Glutaraldhyde) Elimina bactérias existentes na água Desinfetante, esterilização de equipamentos
médicos e odontológicos
Guar Gum Engrossa água para suspender areia Espessante em produtos cosméticos, produtos
de panificação, sorvetes, creme dentário,
molhos
Ácido Cítrico (Citric Acid) Previne aprecipitação de óxidos de metais Aditivos alimentares, alimentos e bebidas, sumo
de limão
Isopropanol (Isopropanol) Utilizado para aumentar a viscosidade do
fluido de fractura
Produtos limpa-vidros, anti-transpirante,
coloração de cabelo
7.3 Diagnósticos de Fraturas
Durante a última década, têm sido desenvolvidos diagnósticos que medem as dimensões físicas reais
das fraturas à medida que vão ocorrendo. O avanço na análise direta de fraturas hidráulicas, assim
53
como, os métodos indiretos têm ajudado a indústria petrolífera a compreender melhor o processo de
fraturação hidráulica, de forma, a prever e otimizar este processo. O diagonóstico de fraturas
hidráulicas é uma técnica que envolve uma análise de dados antes (pré-fratura), durante (tempo real)
e depois (pós-fratura) do processo de fraturação hidráulica. Estas análises são efetuadas para
determinar as dimensões das fraturas criadas mas também para monitorizar as condições de
abertura destas. As técnicas de dignóstico encontram-se, geralmente, divididas em três grupos: as
técnicas diretas longe do campo, as técnicas diretas perto do furo de perfuração e as técnicas de
fratura indireta.
a) Técnicas de diagnóstico diretas longe do campo (Direct Far-Field)
Estas técnicas fornecem, meramente, informações sobre o crescimento das fraturas, através de
dignósticos executados a partir de um conjunto de poços e/ou da superfície. Assim, é possível
mapear a extensão total das fraturas hidráulicas ao longo do processo de fracturação.
São utilizados tiltmeters para medir o padrão de deformações, que são registadas a partir do
fundo do poço e da superfície. Estes dispositivos apresentam uma grande precisão que
permitem fazer medições de deformações muito pequenas. As medições efetuadas a partir da
superfíce registam o azimute da fratura, a profundidade da fratura, bem como, o volume total de
fraturas. As medições executadas a partir do fundo do poço são utilizadas para determinar a
altura, comprimento, e espessura das fraturas.
Através dos eventos de microssísmica ou microtermores de terra provocados pela fraturação
hidráulica, é possível interpretar zonas de cisalhamento em planos de deslizamento ou fraturas
naturais. Estes eventos são detetados por um conjunto recetores de fundo de poço, dispostos
numa uma série de poços, designados por acelerómetros ou geofones e que estão presentes à
profundidade em que as fraturas se encontram. As medições de microssísmica foram
desenvolvidas para fornecer informações de alta qualidade do crescimento e da geometria das
fraturas. Contudo, existem alguns problemas na utilização desta técnica, visto que, nem em
todas a formações esta é satisfatória, podendo omitir as medições de sinal, e também problemas
em determinar planos individuais de fraturas, em situações de fraturas múltiplas (Andrews,
2013).
b) Técnicas de diagnóstico diretas perto do furo de perfuração (Direct Near-
Wellbore)
Estas técnicas, geralmente, são executadas dentro do poço de perfuração após o processo de
fraturação hidráulica, dando a informação da propriedade física na região envolvente ao poço.
Normalmente, são elaboradas diagrafias, que atráves de vários tipos de sensores, fazem uma
monitorização do fluxo (rotativo), da temperatura, pressão e densidade do fluido, capacidade e
raios gamma. Estas medições, avaliam o volume e o tipo de fluido produzido atráves do furo do
poço a partir de cada conjunto de perfurações. As medições em poços com revestimento tubular
54
metálico, não só identificam as perfurações abertas, mas também indicam intervalos de
produção e avaliam a sua contribuição para a produção total.
O registo de imagem do furo de perfuração, fornece imagens orientadas, tanto das fraturas
induzidas como das fraturas naturais ao longo da circunferência do poço. Estas imagens podem
depois ser interpretadas para dar a direção do esforço máximo (azimute da fratura). Medições de
largura de poços (caliper logging) podem ser usadas para indicar a resistência da formação, bem
como, indicar a orientação da tensão máxima, através de fugas do poço e da elipticidade do furo.
A principal desvantagem destas técnicas, é que só podem ser executadas em sitações de poço
aberto (sem revestimento tubular metálico – without tubular steel casing) (Andrews, 2013).
c) Técnicas de diagnóstico de fratura indireta (Indirect Frature)
Diagnósticos de fraturas indiretos incluem a modelação de fraturas/análise de pressão,
testes de pressão transiente (well testing) e análise de dados de produção. Estas, são as
técnicas analíticas mais, comumente, utilizadas, visto que são dados facilmente disponíveis.
O comportamento, face aos testes de pressão e testes de pressão/produção podem ser
combinados com os modelos de reservatório e/ou fraturas para fornecer uma estimativa da
dimensão e forma física das fraturas, condutividade das fraturas e o comprimento eficaz. No
entanto, a principal limitação dessas técnicas é que as soluções são, geralmente, várias e
requerem uma calibração com uma observação direta do campo (Andrews, 2013).
55
8 Desenvolvimento de um campo de shale gas
O desenvolvimento de um campo não convencional, nomeadamente de shale gas, apresenta
algumas diferenças quando comparado com o desenvolvimento de um campo convencional. Desta
forma, também se refletem grandes diferenças no capital de investimento e na respetiva receita, ao
longo do desenvolvimento destes tipos de recursos (Figura 35). Num campo convencional, começa
por existir uma elevada intensidade de capital (investimento inicial), no entanto, com cash flow
elevados, antes de aplicadas as taxas de imposto, após o investimento. Inicialmente, a maior
percentagem de retorno é para o operador, e ao longo o tempo a quota do governo vai aumentando.
Normalmente, o plano desenvolvimento de um campo convencional é previamente analisado e
definido.
No caso do desenvolvimento de um campo de shale gas, o investimento inicial não é tão elevado mas
em contrapartida, existe um investimento maior ao longo do seu ciclo de vida. O cash flow ao longo
de todo o projeto, antes de aplicadas as taxas de imposto, é menor, contundo, a quota parte
partilhada com o gorverno também é substancialmente menor. Existe, um reinvestimento que é
contínuo em novos poços, assim como, uma otimização de desenvolvimento de campo. Desta forma
é possível gerir a exposição do capex (despesas de capital) em função da produtividade do poço e os
preços do gás.
Além disso, para que o seu desenvolvimento seja lucrativo, são requeridas licenças com uma
duração, sensivelmente, maior de exploração do que as licenças adquiridas para o convencional
(Figura 36).
Figura 35 – Regimes de investimento bastante diferentes no gás convencional e o gás não convencional (Cavoulacos, 2012).
Podem designar-se como as principais fases do desenvolvimento de um recurso de shale, as
seguintes:
1. A escolha do local, assim como a sua preparação;
2. Perfuração e fraturação hidráulica;
3. Produção e comercialização;
4. Obstrução do poço e recuperação do local.
56
Figura 36 – Duração das licenças de exploração em gás convencional e shale gas, de forma a serem lucrativas (Cavoulacos, 2012).
Na primeira fase, o local dever ser selecionado de forma a minimizar o impacto ambiental e distúrbios
locais. Uma vez, escolhido o local e aprovado para a perfuração, de acordo com a regulamentação e
diretrizes, dá-se início à limpeza/preparação do terreno. De seguida e durante, aproximadamente,
seis (6) semanas (35 – 50 dias), as equipas de construção preparam o bloco de perfuração, bem
como, as infraestruturas necessárias. Na segunda fase, é instalada e preparada a plataforma de
perfuração. É perfurado um poço vertical, seguido de um horizontal que entra dentro da formação
alvo. Após a perfuração, começam os trabalhos de fraturação hidráulica, permitindo o gás de migrar
para o interior do furo de perfuração até à superfície (14 – 40 dias). Nesta fase, é comum, existir uma
monitorização contínua dos trabalhos, que subsequentemente leva a um melhoramento da
perfuração e produção de novos poços. O resultado será uma melhor compreensão do subsolo, um
design otimizado de poço e equipamente da instalação, menor custo no desenvolvimento global e
uma taxa de perfuração ótima (Figura 37).
Numa terceira fase, quando o processo de perfuração e de completação de poço se encontram
terminados, todo o equipamento de perfuração é retirado do local, e dá-se início à produção e
comercialização. Durante a fase de produção (20 – 40 anos) apenas um número reduzido de
equipamentos permanece no local. Na quarta e última fase, a partir do momento em que um poço
deixa de produzir quantidades económicas, é obstruído e protegido. Durante, aproximadamente 7 –
20 dias, todo o equipamento de superfície é retirado e o local é recuperado.
57
Figura 37 – Representação esquemática das várias fases de desenvolvimento de um campo de shale gas ao longo do tempo (Forbes B, 2011).
8.1 Exploração de shale gas na Europa
Como já foi referido anteriormente, existem vários estudos que indicam a presença de quantidade
apreciáveis de recursos de shale gas tecnicamente recuperáveis, em todo o mundo. Embora essas
estimativas precisem de ser tratadas com muita cautela e ceticismo, o shale gas, tem, sem dúvida,
grande potencial de produção. No entanto, é importante salientar que as revisões de estimativas de
recursos tendem a ser menores do que antes, segundo o processo de estimação mais conservador
(World Energy Council, 2011).
A questão que surge é a seguinte, até que ponto as condições que originaram a revolução do shale
gas nos Estados Unidos pode ser replicada em outros lugares, permitindo que os recursos sejam
convertidos em produção real. O shale gas poderá acabar por desempenhar um papel maior na
energia europeia, contudo é pouco provável que isso venha a acontecer dentro de um período de
cinco (5) a dez (10) anos. Existem crescentes pressões de ONG’s sobre a Europa para restringir as
operações de shale gas. O Reino Unido, tem sido palco de múltiplos protestos por parte de grupos
ambientais que se opõem à exploração destes recursos, no entanto, tem resistido à pressão. Já na
França e na Bulgária estas têm sido proibidas. Na Alemanha, a uma forte oposição às operações de
shale gas, levou a ExxonMobil, voluntariamente, a acordar um adiamento das operações (Stevens,
2012).
Um estudo recente concluiu que a "saúde, segurança e riscos ambientais associados com o
fraturamento hidráulico, com finalidade de extrair shale gas pode ser gerido de forma eficaz, no Reino
Unido, uma vez que sejam implementadas e executadas as melhores práticas operacionais através
de regulação" (Royal Society and Royal Academy of Engineering, 2012). Contundo, se o público ficar
convencido de que as operações de shale gas são realmente “más”, em seguida, não serão os
58
estudos científicos que irão contrariar esta situação. Desta forma, e se nada se fizer contra isso, a
produção de gás não convencional irá demorar mais alguns anos, até que seja possível.
A seguinte tabela apresenta uma comparação entre as condições que originaram a revolução do
shale gas, nos Estados Unidos, versus as condições que poderão inibir essa replicação na Europa
(Tabela 8).
Tabela 8 – Fatores que criam a "revolução de shale gas", nos Estados Unidos, em comparação com a Europa (Adaptado: Stevens, 2012).
Condições que originaram a revolução do shale gas, nos
Estados Unidos
Condições que poderão inibir a replicação da revolução de shale
gas, na Europa
Geologia
1. Mais favorável, acumulções pouco profundas e plays mais extensos, o que implica grandes recursos tecnicamente recuperavéis.
1. Os plays de shale são mais pequenos, mais profundos, menos extensos e com elevado teor de argila, que dificulta a fraturação hidráulica.
2. Abundância de dados de perfuração, que permitim localizar com mais facilidade os “sweet spots”.
2. Dados disponíveis muito limitados.
Regulamentação
1. Lei da Energy, 2005, exclui explicitamente o fraturação hidráulica do âmbito da Environmental Protection Agency’s Clean Water – a chamada 'Cheney-Halliburton Lacuna'.
1. Regulamentações muito rigorosas em relação às questões ambientais e água. Por exemplo, tanto na Polónia, como a UK Environment Agency exigem a divulgação completa dos fluidos de fraturação. No Reino Unido, o departamento de proteção de águas subterrânea e tratamento de resíduos (Groundwater protection and waste treatment) é mais forte do que no US (Moore, 2012). Contudo, os hidrocarbonetos não convencionais, não são sequer mencionados na regulamentação de petróleo. As incertezas por parte da regulamentação estão a abrandar o desenvolvimento de shale gas em muitos países (World Energy Council, 2011).
2. A lei da Energy, 1980, deu crédito fiscal no valor de 50 cêntimos de dólar por milhão de BTUs. Introduziu também a regra de que os gastos inatingíveis de custo de perfuração, que cobria, normalmente, 70% dos custos de desenvolvimento de um poço, crucial para empresas pequenas com orçamento limitado.
2. Apenas a Hungria tem alguns pequenos créditos fiscais para operações não convencionais.
Caso contrário, não há dispensas financeiras para gás não convencional.
3. Os direitos de propriedade, nos Estados Unidos, fazem com que o shale gas seja propriedade do proprietário do terreno, gerando incentivos financeiros para os proprietários privados que permitam perturbações associadas às operações de exploração e desenvolvimento
3. Os direitos de propriedade residem ao Estado e os proprietários não recebem qualquer remuneração ou recompensa. Isto, num contexto onde as operações de shale gas são extremamente perturbadoras. Operações de petróleo e gás onshore não são comuns na Europa. No entanto, as operações de shale gas podem criar níveis significativos de emprego, o que pode aumentar a sua atratividade para as comunidades locais.
4. O meio de 'transporte comum " é feito atráves de um gasoduto (pipeline), logo os produtores de gás têm algum acesso a gasodutos existentes, tornando a produção de shale gas económica.
4. O acesso a um gasoduto (pipeline) é feito através de terceiros, o que significa que, se a conduta se encontrar cheia de quaisquer fornecedores de gás. É necessário construir o seu próprio gasoduto de maneira a conseguir aceder ao mercado.
5. Os Estados Unidos são “um mercado de fornecimento de gás”, ou seja, um grande númerode compradores e vendedores e uma forte transparência de preços. O gás é vendido com facilidade.
5. A Europa é um “projeto de fornecimento de gás”, com poucos compradores e venderos e uma fraca transparência de preços. Os custos de transação de compra e venda de gás são elevados.
Indústria
1. A indústria foi dominada por pequenas empresas empreendedoras.
1. Embora existam alguns operadores pequenos, a indústria foi dominado pelas grandes empresas. Isto poderia ter consequências interessantes. Por exemplo, na Polónia, onde o shale gas, é visto como a chave para a "libertação" da dependência das importações de gás da Rússia (65%), seria possível que a maioria do shale gas produzido, pudesse ser exportado através da controlada rede russa de gasodutos (Overbeek, 2011).
2. A maioria do trabalho foi executado por uma indústria de serviços dinâmica e altamente competitiva. No auge das operações do Barnet play, em 2008, estavam a ser orperados 199 plataformas (rigs).
2. O setor de serviços é um mercado oligopólio dominado por empresas americanas. Em julho de 2010, havia apenas 34 plataformas terrestres de perfuração em toda a Europa ocidental. Foi estimado que a perfuração de um poço de shale gas na Polônia custaria três vezes mais do que nos Estados Unidos, devido à falta de concorrência da indústria de serviços (Pfeifer, 2012). Outra estimativa sugere a perfuração de um poço de shale na Europa custaria US $ 6,5 – 14 milhoes comparado com US $ 4 milhões no shale de Marcellus (Deutsche Bank, 2011).
59
Condições que originaram a revolução do shale gas, nos
Estados Unidos
Condições que poderão inibir a replicação da revolução de shale
gas, na Europa
3. Licenciamento de grandes áreas para exploração com um programa de trabalhos bastante vago, que é o que é necessário quando se trata de shale.
3. Licenciamento de áreas de superfíce relativamente pequenas com um rígido programa de trabalhos.
Pesquisa
1. Em 1982, o governo dos US iniciou um amplo financiamento R&D (Pesquisa & Desenvolvimento) pela Gas Technology Institute em "low permeability hydrocarbon bearing formations” (baixa permeabilidade em formação de hidrocarbonetos". Os resultados foram bastante divulgados para a indústria.
1. De acordo com o CEO da ExxonMobil, a tecnologia não interpreta bem a geologia Europeia (Carroll, 2012). A Comissão Europeia não mostra vontade de investir num programa básico R&D (Pesquisa & Desenvolvimento) para o shale gas, argumentando que este deve ser deixado para o mercado.
60
61
9 Considerações Finais
Com base na vasta pesquisa bibliográfica efetuada, no presente trabalho, acerca da estimativa de
reservas de shale gas, assim como, dos métodos de desenvolvimento e produção, foi possível
perceber que existe uma grande discrepância na nomenclatura utilizada, no que diz respeito, ao
cálculo de estimativas dos recursos de shale gas. São várias as instituições, com relatórios de
estimativas de reservas de shale gas, contundo, o cálculo de reservas é efetuado segundo as
diretrizes de cada instituição. Deste modo, os resultados gerados apresentam grandes discrepâncias
e são de difícil comparação entre si. É clara a ausência de uma terminologia standard nesta área.
Cada organização interpreta e usa terminologias em diferentes sentidos e não fornece estimativas
separadas, de cada recurso. Desta forma torna-se difícil comparar estimativas de diferentes
organizações, devido à existência de um grande intervalo de incertezas associado a cada uma das
categorias (McGlade, 2013a).
O fator de recuperação de um recurso não convencional apresenta valores de recuperação mais
baixos quando comparados com um recurso convencional. Apesar do elevado nível de incertezas,
juntamente com os baixos fatores de recuperação, é certo que a produção deste recurso revela um
alto rendimento, nos Estados Unidos. No entanto, há que fazer referência ao amplo conhecimento
adquirido, neste tipo de reservatórios, ao longo dos anos, assim como, à presença de empresas de
serviços especializadas na execução de perfurações horizontais e fraturação hidráulica. Hoje em dia,
e cada vez mais, o avanço da tecnologia tem feito com que as técnicas de perfuração horizontal
sejam cada vez mais eficientes e otimizados. A fraturação hidráulica, também tem sofrido uma
evolução, e como tal, estes contributos tornam os preços do gás mais competitivos e permitem
alcançar novas metas de exploração.
Durante a execução da técnica de fraturação hidráulica, é fundamental existir uma monitorização das
fraturas ao longo deste processo, pois os dados gerados irão fornecer informações essenciais para
integrar em novas simulações de fraturas e produção.
Face às perspetivas de replicação da revolução do shale gas, não é possível prever o desfecho final
da situação. No entanto, é certo de que, a Europa, apresenta indicadores com grande potencial para
a exploração de shale gas. Ainda que as estimativas de recursos se possam encontrar um pouco
sobrestimadas, com o avanço da tecnologia e consequentemente das técnicas cruciais da exploração
de shale gas, a Europa, no futuro, poderá vir a produzir gás a partir de shale. Contudo, para que tal
aconteça, várias medidas terão que ser tomadas, em relação, às leis e autorização de licenciamento
de exploração, criação de uma rede de distribuição de gás (gasoduto) estratégica, entre outras. Além
disso, seria um grande contributo que a comissão europeia incentivasse um programa de pesquisa e
desenvolvimento (R&D) no âmbito do shale gas.
62
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