RISCOS AMBIENTAIS EM POÇOS EM RESERVATÓRIOS TIGHT

RISCOS AMBIENTAIS EM POÇOS EM RESERVATÓRIOS TIGHT GAS E SHALE
GAS/OIL COM ÊNFASE EM FRATURAMENTO HIDRÁULICO
1
2
3
Valdo F. Rodrigues, Luiz Carlos B. Fontes e Sebastião A. Loureiro
1
Consultor em Engenharia de Poço, DSc,VFRiends Ltda
Engenheiro de Petróleo, PETROBRAS/INTER-TEC
3
Consultor em Engenharia de Poço, DSc, PETROBRAS;INTER/TEC
2
1Rua Dr Mário Viana, 380-803, Santa Rosa, Niterói-RJ, CEP 24241-002
2,3 Rua Henrique Valadares 28 ,Edifício Senado Bloco B 12º andar, CEP: 20231-030
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RESUMO
O desenvolvimento de reservatórios não convencionais do tipo tight gas, shale gas e shale oil
(RNC) constituiu uma revolução econômica na América do Norte, com desdobramentos
políticos e sociais e disseminação para as demais regiões do mundo. Revoluções geram
resistências, econômicas e políticas, as quais atacam a fonte revolucionária ou sua
sustentação, no caso os múltiplos fraturamentos hidráulicos. Este artigo traz informações e
considerações na busca de aumento da racionalidade em um tema que se tornou emocional.
As informações se originam principalmente da história do petróleo e gás nos Estados Unidos da
América em face de sua longevidade, grande quantidade de poços, pioneirismo no
desenvolvimento dos shales e distintos períodos, que variam desde os primórdios sem
nenhuma preocupação ambiental até os dias atuais com regulação e monitoração do público.
São também consideradas experiências relevantes na Europa onde há forte oposição ao
desenvolvimento de shale gas/oil e atividades recentes na Argentina. Apresentam-se
informações sobre os processos de desenvolvimento de campos em RNC, com ênfase na
construção de poços; conceitos fundamentais em gerenciamento de risco e análise de
integridade de poços; a percepção de riscos na construção e operação de poços de gás e óleo;
os impactos sociais, econômicos, culturais e psicológicos nas comunidades afetadas; a questão
dos poços inativos, órfãos e esquecidos como passivo ambiental crescente; a relação entre
sismos induzidos e poços; o gerenciamento de água; os riscos de intercomunicação entre
zonas de hidrocarbonetos e aquíferos. Os resultados das análises realizadas neste artigo
indicam que é possível o desenvolvimento seguro das reservas de gás e óleo em reservatórios
do tipo tight gas, shale gas e shale oil com a tecnologia disponível, desde que a legislação e os
procedimentos estabelecidos sejam seguidos à risca. Entretanto, há grandes desafios
principalmente na aplicação da legislação. Sugere-se que as agências governamentais e
entidades da indústria e sociedade civil patrocinem estudos científicos com equipes
multidisciplinares, pois o gerenciamento de risco na indústria de gás e óleo não convencional
transcende as questões de engenharia e a simples transposição do modelo norte americano
não é adequada à realidade brasileira.
Palavras-Chave: meio ambiente, integridade de poço, fraturamento hidráulico
INTRODUÇÃO
A sociedade contemporânea possui padrão de
vida sem precedentes na história da humanidade.
A produção industrial e agrícola, os meios de
transporte, os recursos e confortos em casa e no
trabalho e até a segurança das nações dependem
das várias fontes de energia.
Em 2013 a matriz energética brasileira foi
composta por 41% de energias renováveis
(16,1% de biomassa de cana, 12,5% hidráulica,
8,3% lenha e carvão vegetal e 4,2% de lixívia e
outras) e 59% de energias não renováveis (39,3%
de petróleo e derivados, 12,8% de gás natural,
5,6% de carvão mineral e 1,3% de urânio). O
consumo foi distribuído em 33,9% na indústria,
32,0% em transportes, 10% no setor energético,
9,1% doméstico, 4,6% em serviços e 4,1% na
agropecuária, (Balanço Energético Nacional 2014,
https://ben.epe.gov.br/ downloads/Síntese do
Relatório Final 2014 Web.pdf) .
Com o uso cada vez maior, a escassez iminente e
o impacto de várias de suas fontes no meio
ambiente, a energia tornou-se tema de debates
em várias instâncias (Curt, 2008). Estima-se
aumento de consumo de energia de 35% no
mundo de 2010 a 2040, devido principalmente ao
crescimento da classe média de dois para cinco
bilhões de pessoas, entre 2010 e 2030 (Jack
Betz, JPT February 2015, p. 48).
O debate sobre energia deve considerar três
aspectos – recursos, responsabilidade e
segurança. Em termos de recursos o apetite por
energia parece ilimitado, porém o suprimento
tradicional é finito e as fontes fósseis – óleo, gás,
carvão – são não renováveis. A responsabilidade
com o planeta exige a redução de emissões de
gases do efeito estufa (GEE), em particular o
dióxido de carbono (CO2) associado aos
combustíveis fósseis. A segurança econômica e
militar das nações é afetada pela dependência de
suprimentos energéticos importados (Curt, 2008),
muitas vezes de regiões geopoliticamente
instáveis.
Três premissas relevantes sobre fontes de
energia têm sido apresentadas. A primeira é que
os combustíveis fósseis continuarão a ser a fonte
de energia dominante no mundo ainda por
décadas.
A segunda é que a invenção e
desenvolvimento de energias com baixo teor de
carbono, a custo efetivo, se tornarão cada vez
mais urgentes. A terceira admite que a
distribuição no mercado em formas convenientes
das novas tecnologias energéticas constitui
desafio ainda maior do que sua descoberta
(http://www.nap.edu/catalog/12204.html,
2008,
acessado em 09/02/2015).
Assumindo válida a primeira premissa, este artigo
aborda os reservatórios não-convencionais do tipo
tight gas e shale gas/oil (RNC). Especificamente
aborda shale gas, considerando que tight gas tem
efeitos semelhantes em termos ambientais e
salientando algumas especificidades de shale oil.
O desenvolvimento da produção destes
reservatórios constituiu uma revolução econômica
na América do Norte, onde a produção de shale
gas agora ocorre em 16 estados tendo
octuplicado
em
cinco
anos
(EIA,
http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_prod_shalegas_s1
a.htm, April 2014).
Há 14 ocorrências significativas de tight gas nos
EUA, sendo que quatro delas, Pinedale Anticline,
Anadarko, Piceance e Deep Bossier, produzem a
maior parte do gás de tight gas nos EUA.
Pinedale Anticline é a maior delas com 73 Tcf de
reserva
tecnicamente
recuperável.
Sua
acumulação lenticular empilhada é típica de
outros tight gas nos EUA e dos campos de tight
gas da Petrobras Argentina: Rio Neuquen,
(formações Punta Rosada e Lajas), Mangrullo
(formação Mulichinco) e Sierra Chata (formação
Mulichinco). A litologia do tight gas pode ser
arenito ou carbonato, sendo mais comum arenito,
com variadas proporções de argila, folhelho e
outros minerais. A permeabilidade é baixa (< 0,1
md) ou ultra baixa (<0,001 md) (Halliburton: Tight
Gas, 2009). As baixas permeabilidades exigem
que os poços em tight gas sejam estimulados
através de fraturamentos hidráulicos (FH) em
suas várias lentes.
Os folhelhos produtores de HC (gás, condensado
de gás e óleo) – shale gas/oil – são compostos
por rochas sedimentares, com predominância de
clásticos, tais como quartzo e calcário, com
granulometria abaixo de 62 micrometros,
gargantas de poros de micrometros a nanômetros
e com elevado teor orgânico total, TOC (Orangi
et. al., 2011). Há várias ocorrências de shale nos
EUA. Dentre estas se destacam Bakken, Barnett,
Eagle Ford, Fayetteville, Haynesville, Marcellus e
WoodFord. No Canadá há cinco plays principais:
Montney, Horn River, Colorado Group, Utica e
Horton Bluff Group (Kennedy et. al., 2012).
A ocorrência (play) de shale mais emblemática
nos EUA é o Barnett Shale localizado na Bacia
Fort Worth. Trata-se de um folhelho negro
orgânico silicioso, com intercalações de carbonato
e dolomita. Estas intercalações geram múltiplos
reservatórios, com espessura total de 15 a 183 m.
Em Barnett o shale ocorre em profundidades
verticais de 1.981 a 2.591 m, média de 2.234 m,
temperatura média de 82,2 °C (180 °F), sendo o
hidrocarboneto predominante gás seco. Em
Barnett, em 2003, ocorreu a mudança da
trajetória de poço vertical para horizontal
associada à criação de múltiplas fraturas
transversais ao eixo do poço (Kennedy et. al.
2012). Tal mudança foi tão bem sucedida que
passou a ser chamada de quebra de código e
propagou-se para outros plays. A produção de
Barnett atingiu o platô de 5,85 bcf/d em dezembro
de 2011 com ~13.800 poços produtores, a
despeito do número crescente de poços
produtores que chegou a 14.871 em Maio de
2012 (Hughes, 2013). Ao final de 2010, 70% dos
poços produtores no Barnett Shale eram
horizontais, sendo responsáveis por 90% da
produção de gás natural. A Figura 1 ilustra a
grande quantidade de poços no Barnett Shale.
A exploração e desenvolvimento de RNC vêm se
disseminando pelo mundo. Há uma atividade
significativa e crescente na vizinha Argentina e
potencial no Brasil. Na Argentina a Formação
Vaca Muerta vem sendo objeto de programas
exploratórios por várias empresas. O principal
projeto de desenvolvimento de produção em
andamento por um consórcio YPF (operadora
estatal) e Chevron havia construído 287 poços em
Vaca Muerta até novembro de 2013, a maioria na
área de Loma Campana. Em termos de shale oil
são 8 poços com tempo médio de produção de
1128 dias, 55 poços com 658 dias, 169 poços
com 198 dias e 55 poços com 35 dias. A
3
produção média varia de 10 m /d (mais antigos) a
3
23
m /d
(mais
recentes)
(http://elinversoronline.com/2015/01 em 01/03/
2015).
Figura 1 Poços no Barnett Shale (Hughes 2013).
* Os poços/pads representados por pontos pretos
são os 20% com maior produção inicial.
A intensidade da atividade de desenvolvimento
dos RNC chama a atenção do público. As
dimensões das locações, a movimentação de
veículos e as grandes quantidades de materiais
revelam que algo diferente do tradicional está
ocorrendo.
Os defensores do desenvolvimento de RNC
apontam vários benefícios deste como garantia
do fornecimento de energia, menor dependência
de importações, criação de empregos, aumento
da arrecadação de tarifas e impostos, redução do
preço do gás, redução de emissões de GEE
(greenhouse gas em Inglês) em comparação com
outros combustíveis fósseis e uso de técnicas de
engenharia dominadas.
Os oponentes identificam problemas como a
possível contaminação de aquíferos, consumo de
grandes volumes de água potável, fragmentação
e perda de habitat, efeitos negativos na
comunidade e na saúde pública, indução de
sismos, poluição do ar e aumento da emissão de
GEE.
Embora aparentemente sem o conhecimento
adequado dos riscos e benefícios, autoridades em
todos os níveis nos EUA estão tomando decisões
sobre o desenvolvimento de RNC, algumas de
difícil reversão (Anne Linn, 2014). O mesmo
parece estar ocorrendo no Brasil, onde o
conhecimento sobre RNC é menor. Assim, este
artigo busca trazer informações e reflexões sobre
os riscos e benefícios do desenvolvimento de
RNC, com foco na construção, operação e
abandono dos poços ao final da vida produtiva, a
fim de que estas possam ser usadas na criação
de um modelo brasileiro. A transposição simples e
direta do modelo norte americano não é
adequada.
A história do petróleo e gás nos Estados Unidos
da América constitui a fonte principal deste artigo,
em face de sua longevidade, grande quantidade
de poços, pioneirismo no desenvolvimento dos
shales e distintos períodos, que variam desde os
primórdios sem nenhuma preocupação ambiental
até os dias atuais com regulação e monitoração
do
público.
São
também
consideradas
experiências relevantes na Europa, onde há forte
oposição ao desenvolvimento de shale gas/oil, e
as atividades recentes na Argentina.
Apresentam-se informações sobre os processos
de desenvolvimento de campos em RNC, com
ênfase na construção de poços; conceitos
fundamentais em gerenciamento de risco e
análise de integridade de poços; a percepção de
riscos na construção e operação de poços de gás
e óleo; os impactos sociais, econômicos, culturais
e psicológicos nas comunidades afetadas; a
questão dos poços inativos, órfãos e esquecidos
como passivo ambiental crescente; a relação
entre sismos induzidos e operações em poços; o
gerenciamento de água e os riscos de
intercomunicação entre zonas de hidrocarbonetos
e aquíferos. Busca-se distinguir o passivo
ambiental da indústria de óleo e gás e outros
riscos à integridade do poço daqueles específicos
dos fraturamentos hidráulicos.
Informações sobre Construção de Poços de
Gás e/ou Óleo em RNC
As atividades de produção em RNC (após a
fase exploratória) focando a questão ambiental
podem ser divididas em três grandes etapas:
1. Desenvolvimento da produção: a) preparação
das locações e estabelecimento de linha base
para monitoramento ambiental, notadamente
de poços de captação de água, rios e lagos. b)
construção de facilidades. c) projeto e
realização da perfuração. d) projeto e
realização dos fraturamentos hidráulicos. e)
teste do poço com possível queima de gás. f)
instalação e conexão de oleodutos e
gasodutos. g) possíveis refraturamentos no
futuro.
2. Produção/operação/manutenção: a) produção
de gás e óleo. b) Geração de energia, uso de
produtos químicos no tratamento de gás e óleo
e
monitoração
dos
reservatórios.
c)
Gerenciamento integrado de efluentes: plano
de manejo de resíduos líquidos e sólidos;
monitoração de emissão de gases –vínculo
com integridade de poço (crescimento de
pressão no anular); plano de tratamento,
reaproveitamento e de descarte de água de
flowback, inclusive em poços injetores.
3. Desativação de instalações de exploração e
produção, que é o “conjunto de operações
para tirar de serviço ou de atividade, reverter,
alienar ou remover, por conta e risco do
concessionário,
quaisquer
instalações
construídas em uma área de concessão, que
tiveram como propósito original servir à
exploração de petróleo ou gás natural, bem
como de recuperar, inclusive ambientalmente,
as áreas ocupadas por estas instalações”
(Resolução ANP Nº 13, DE 23/2/2011).
Em termos de poços esta pode ser subdividida
em: 3.1) Abandono das locações: a)
tamponamento dos poços e teste de
estanqueidade. b) remoção de equipamentos
das locações. c) monitoramento da locação e
da integridade dos poços abandonados.
3.2) Restauração da área: a) inspeção prérestauração. b) restauração da área a suas
condições originais ou o mais próximo possível
daquelas.
Há construção de poços nas fases exploratória,
de desenvolvimento e durante a produção.
Os estágios do desenvolvimento de produção de
RNC em termos de poços, podem ser definidos
como 1) Obtenção de área e construção da
locação; 2) Projeto e execução de perfuração,
revestimento e cimentação do poço; 3) Projeto e
realização dos FH; 4) Projeto e realização da
completação do poço e entrega deste para
produção; 5) Operação da produção do poço; 6)
Abandono do poço ao final de sua vida produtiva.
A separação da estimulação – fraturamentos
hidráulicos – da completação na literatura de RNC
deve-se, provavelmente, ao fato de que na
maioria das vezes os FH são realizados sem
sonda (rigless) e depois se conclui a completação
com uma sonda de menor porte do que a usada
para a perfuração. Nos RNC, fora raras exceções,
são realizados vários FH em cada poço durante a
completação deste. Após algum tempo de
produção poderá ser conveniente realizar
refraturamentos.
Usam-se locações com múltiplos poços (pad
drilling) com o objetivo minimizar o impacto ao
meio ambiente. Esta prática reduz a construção
de acessos e o uso das estradas comunitárias,
facilita a movimentação de equipamentos e o
manuseio de produtos, em particular de água e
agente de sustentação, e permite melhor controle
de qualidade. Enquanto em média nos EUA uma
locação convencional ocupa 1,9 hectare (ha) e
drena 15 ha, o pad médio ocupa 3,0 ha e drena
250 ha (AMEC, November 2014) .
Nos pads adota-se a perfuração em batelada
(batch drilling), com frequência fazendo uso de
distintas sondas para as diferentes etapas de
construção do poço. Nos EUA os pads geralmen
te são para quatro a 10 poços, havendo
superpads para até 16 poços (Kennedy et. al.,
2012).
Os poços de óleo e gás são construídos em fases
de perfuração, revestimento e cimentação.
Perfura-se até determinada profundidade, instalase um revestimento e preenche-se o anular entre
o poço aberto perfurado e o revestimento
instalado com cimento. O vaso de pressão criado
é testado quanto a sua estanqueidade e
resistência a esforços. Repete-se este processo
na próxima fase. Um poço raso terá pelo menos
duas fases. Poços profundos podem ter de 5 a 7
fases. Poços de desenvolvimento em RNC têm
usualmente três ou quatro fases, sendo a última
fase geralmente um longo trecho horizontal para
viabilizar múltiplos fraturamentos (Figura 2). Um
conjunto
de
revestimentos
cimentados
superpostos constitui barreiras redundantes à
comunicação entre as zonas atravessadas pelo
poço e entre estas e a superfície.
Ao final da construção do poço haverá um ou
mais revestimentos (concêntricos quando há mais
de um) em frente a cada aquífero e a cada zona
com HC. Os revestimentos são testados quanto a
sua estanqueidade e aqueles em frente a
intervalos com HC têm a cimentação avaliada
através de perfis sônicos e ultrassônicos. Cumpre
ressaltar em RNC as maiores solicitações sobre
os
revestimentos
durantes
os
múltiplos
fraturamentos hidráulicos, em face das maiores
vazões e pressões usadas e do esforço repetido
nos vários estágios. Os revestimentos e sua
cimentação devem ser projetados considerando
estas solicitações.
Os anulares são monitorados, ao longo da vida
produtiva do poço, para verificar se ocorre o
fenômeno de crescimento de pressão no anular.
Este pode ser simplesmente devido a efeito de
temperatura ou pode indicar comunicação entre
zonas ou entre anular e o interior do poço, a qual
pode ser relevante ou não. Dada à importância
das operações de revestimento e cimentação dos
poços estas constituem duas especialidades da
engenharia de petróleo.
O tempo médio de construção de poços em shale
gas nos EUA, em uma amostragem de 100.000
poços, é de 27 dias (Nikhamg & Jamal 2010). A
perfuração de todos os poços de um pad pode
durar de 8 a 12 meses, sendo 4 a 5 semanas por
poço operando 24 h por dia (AMEC November
2014). O tempo entre o início do poço e a 1ª
venda de gás varia de 90 a 180 dias, o que é bem
inferior ao tempo de gás convencional, que é de
quatro anos (Rao, 2012). A Figura 2 apresenta o
desenho esquemático de um poço em Fayetteville
com 10 estágios de fraturamento.
Figura 3 Visão em planta de uma rede de fraturas
com o poço ao centro (fora de escala).
poço
canhoneados
hf
fratura
Figura 2 Esquema de um poço horizontal multifraturado em Fayetteville, EUA.
Uma vez situados os FH na linha de vida dos
poços de shale gas/oil se descreve esta
operação. Em um FH preenche-se o poço com
fluido, geralmente aquoso, aplica-se pressão na
superfície neste fluido até a quebra da formação,
e se injeta um fluido de fraturamento (colchão)
para propagação de uma fratura. Prossegue-se o
tratamento com os estágios de fluido carreador
com
agente
de
sustentação
(areia,
bauxita/cerâmica
sinterizada,
etc.).
Após
cessação do bombeio e dissipação da pressão, a
fratura dominante, geralmente duas asas
simétricas em relação ao eixo do poço, se fecha
sobre o agente de sustentação. Assim, a fratura
constitui um canal de alta condutividade. Nos
RNC acredita-se que há criação/ativação de
fraturas secundárias (Figuras 3 e 4). A fratura
hidráulica dominante apresenta comprimento (2xf)
e altura (hf) de poucas dezenas de metros e
largura (w) de poucos centímetros.
A preocupação de muitos ambientalistas de que
as
fraturas
hidráulicas
se
propaguem
verticalmente causando intercomunicação entre
zonas de HC e aquíferos será tratada na última
seção sobre causas potenciais de contaminação
do meio ambiente através de poços de gás e
óleo.
Figura 4 Vista em corte longitudinal do poço da
Figura 3 mostrando a fratura dominante (fora de
escala).
O grande diferencial dos poços em RNC em
relação aos reservatórios convencionais é a
intensidade. A quantidade de poços e a
quantidade e as dimensões dos múltiplos
fraturamentos hidráulicos realizados nos poços de
shale gas/oil nos EUA e agora em outros países é
assustadora para os leigos (Rodrigues et al.,
2013). Daí a associação que estes fazem entre
quaisquer problemas causados por poços,
mesmo
aqueles
construídos
em
outros
reservatórios e há muitos anos, e o
desenvolvimento de tight gas e shale gas/oil.
Busca-se neste artigo distinguir os riscos dos FH
em RNC, feitos com a tecnologia e
regulamentação atual, dos riscos das outras fases
da construção e manutenção dos poços e,
principalmente, dos poços construídos há muitas
décadas com tecnologia rudimentar e sem
nenhuma preocupação com o meio ambiente. A
questão dos poços inativos mal abandonados ou
simplesmente esquecidos é tão grave nos EUA
que se dedica uma seção para este tema.
Conceitos
e
Informações
sobre
Gerenciamento de Riscos e Integridade de
Poço
As ações humanas e os eventos da natureza
não são totalmente isentos de riscos (Ritchie,
2013). Um conceito amplamente aceito pelas
indústrias de risco e pelo público, ainda que este
não conheça a expressão, é o do tão baixo
quanto razoavelmente praticável (ALARP- As Low
As Reasonably Practicable). Neste conceito toda
ação humana possui um risco residual aceitável
com base no julgamento do balanço entre risco e
benefício social (King & King, 2013). Portanto, é
um conceito que vai além da engenharia, pois
envolve toda a sociedade afetada pelas ações e
eventos da natureza. Uma das recomendações
que vem se repetindo é a de trabalhar as
barreiras de linguagem, informações e viés
profissional e fazer uso de abordagem
multidisciplinar.
Risco neste artigo está relacionado ao estudo de
perigos e de operabilidade de um sistema como,
por exemplo, uma planta de processo operada
por pessoas (Schubert et. al., 2002; Holand et.
al.,2004, apud Miura et. al. 2007). Gerenciamento
de risco é a identificação, avaliação e priorização
de riscos seguida da aplicação de recursos para
monitorar e controlar, eliminando ou minimizando
a níveis aceitáveis, a probabilidade de ocorrência
e/ou impactos de efeitos negativos. Os riscos se
referem no mínimo a pessoas, perdas
econômicas e danos ao ambiente e à reputação
das instituições.
Para análise de risco e da integridade de poço
são identificadas rotas de riscos, que são
caminhos por onde os fluidos podem se
movimentar provocando intercomunicação entre
zonas ou com a superfície (Figura 5).
Integridade de um poço é o estado no qual este
cumpre seu papel produtor (injetor) com total proteção do ambiente. Compreende, no tempo, a
garantia de estanqueidade desde sua construção
até seu abandono e acompanhamento post
mortem. A norma Noruega sobre integridade de
poço, Norsok D-010 “Well integrity in drilling and
well operations”, define integridade como
“aplicação de soluções técnicas, operacionais e
organizacionais para reduzir o risco de liberação
incontrolada de fluidos das formações durante o
ciclo de vida do poço.”
Falha de integridade é quando todas as barreiras
em uma sequência falham criando condições de
vazamento para o meio ambiente. O vazamento e
consequente poluição ocorrerão, ou não, a partir
deste ponto, dependendo dos níveis de pressão
no poço em suas várias zonas permeáveis.
Define-se barreira de segurança em um poço
como “uma separação física apta a conter ou
isolar os fluidos dos diferentes intervalos
permeáveis, podendo ser líquida, sólida
consolidada (tampões de cimento) ou sólida
mecânica” (Portaria ANP Nº 25, de 6/3/2002). A
Norsok D-010 define barreira de segurança como
“envelope de um ou vários elementos de barreira
dependentes que previnem o fluxo não intencional
de fluidos ou gases de uma formação para outra
formação ou para a superfície”.
Figura 5 Desenho esquemático de poço revestido
e cimentado atravessando aquífero, zona de óleo,
zona de gás, água salobra e água potável com
rotas de risco (setas).
As barreiras são classificadas como primárias (o
mais próximo possível dos hidrocarbonetos) e
secundárias (backup se as primárias falharem).
São ainda classificadas como estáticas ou
dinâmicas. Estáticas são as usadas na fase de
produção, pois estão presentes por um tempo
longo, comparado com a fase de construção do
poço, cujas barreiras são dinâmicas (Tangstad,
2014). O desempenho, ao longo do tempo, de
uma
barreira
de
segurança
pode
ser
caracterizado
por
suas
funcionalidade,
confiabilidade/disponibilidade e sobrevivência
(Torbergsen et al, 2012). Por funcionalidade
entende-se o que é esperado que aquela barreira
faça e o tempo necessário para seu acionamento.
A
confiabilidade
retrata,
em
termos
probabilísticos, a capacidade para realizar a
função requerida sob as condições operacionais
impostas dentro de um tempo determinado
/especificado. Já a sobrevivência retrata a
capacidade da barreira em suportar o estresse
nas situações de demanda especificadas.
Esta caracterização por desempenho da barreira
de poço corrobora a metodologia dinâmica
anteriormente exposta (Miura et al, 2007) ao
trazer de forma implícita ou explicita conceitos
aplicáveis a equipamentos e sistemas mecânicos,
elétricos e eletrônicos como perda de função,
operacionalidade,
disponibilidade
de
equipamento, análise e modos de falha e análise
de confiabilidade, os quais devem ser tratados
estatisticamente,
empregando
teoria
de
confiabilidade (Torbergsen et al, 2012).
Duas barreiras são mutuamente independentes
se não há qualquer interseção entre seus compo-
nentes. Conjunto solidário de barreiras (CSB) de
um poço é o conjunto de uma ou mais barreiras
com o objetivo de se prevenir o fluxo não
controlado de fluido de um intervalo permeável
para o meio ambiente, em geral, ou para a
superfície, em particular, considerando-se todas
as rotas de risco possíveis (Miura et. al. 2007).
As barreiras de segurança podem ser acionadas
por evento (perda de pressão em uma linha de
controle, por exemplo) ou por ação humana.
Quando todas as barreiras falham podem ocorrer
desastres como o de Macondo em 2010, com o
3
derrame de ~ 4,9 milhões de barris (780.000 m )
de óleo no mar (OSC, 2011). Este tipo de
ocorrência é uma exceção lamentável, um ponto
fora da curva (outlier) em análises estatísticas de
contaminação da superfície (no caso o fundo do
mar). Este caso se enquadra em análise de
desastres.
No Brasil, com base nos requisitos da Agência
Nacional
de
Petróleo,
Gás
Natural
e
Biocombustíveis (ANP) são exigidos pelo menos
dois CSB independentes e testados durante a
perfuração e completação do poço e em qualquer
outra intervenção no poço e pelo menos três CSB
após o abandono definitivo do poço. Durante as
intervenções, inclusive na perfuração, a falha de
um CSB exige sua reparação de imediato para
restaurar o grau de segurança (Miura et. al.,
2007).
As metodologias de avaliação de risco são em
geral estáticas e consistem em quantificar os
riscos dos diversos componentes e consolidá-los
para o sistema. Os métodos probabilísticos são
os mais usados na análise quantitativa de riscos.
Para a construção e operação de poços a
metodologia deve ser dinâmica, como a proposta
por Miura et al. (2007), pois o sistema muda
durante sua construção e ao longo de sua vida
produtiva.
Sistemas de gerenciamento de riscos a partir do
monitoramento da integridade de poços têm sido
desenvolvidos com vistas a minimizar os impactos
ambientais. Nesses há uma classificação
periódica dos poços quanto seu estado atual de
integridade, mapeamento e ranqueamento dos
riscos associados e monitoramento das barreiras
de segurança, resultando em uma priorização das
operações de intervenção de modo a remediar os
riscos ou mesmo abandonar os poços.
O projeto de perfuração e completação de poços
de óleo e gás é considerado conservador, pois
em face das incertezas relacionadas tanto à
modelagem geológica quanto às propriedades de
rochas e fluidos contidos e consequente
imprecisão da estimativa de algumas cargas,
opta-se pelos casos mais críticos e faz-se uso de
mar- gens de segurança robustas estabelecidas
em normas.
Não se deve confundir falha de barreiras com
falha da integridade do poço, pois esta ocorre
com frequência de duas a três ordens de
grandeza menor do que aquela (King & King,
2013).
As falhas de integridade na construção do poço
se devem a cimentação inadequada, vazamento
em conexões de tubos, corrosão, abrasão, cargas
cíclicas, e outros fatores.
A Figura 6 apresenta uma ilustração de barreiras
primárias e secundárias para um poço submarino
durante sua construção (esquema à direita) e
durante a produção (esquema à esquerda).
Figura 6 – Barreiras primária (azul) e secundária
(vermelho) de poço em produção (esquerda) e
perfuração (direita), reprodução de Torbergsen et
al, 2012
Para análises estatísticas relativas a poços de
óleo e gás deve-se considerar o tempo em pelo
menos quatro aspectos. O primeiro é o
conhecimento disponível na época, tanto em
termos das ciências básicas aplicadas, como em
materiais, mão-de-obra e regulamentação.
Estima-se que nos últimos 15 anos houve uma
evolução na construção de poços (novas ligas
para fabricar tubos, melhores conexões, novas
películas de revestimento, novos cimentos e
grandes avanços nas ferramentas de inspeção
das rochas e poço em subsuperfície) maior do
que nas 15 décadas anteriores (King & King,
2013).
Houve também grande evolução na
regulação, com legislação e instrumentos de sua
aplicação.
O segundo aspecto refere-se ao
momento em que se analisa cada parâmetro. No
caso de falhas se foram logo após a construção
ou já com um longo tempo de operação. O
terceiro aspecto reflete o potencial de degradação
natural dos materiais e mudanças nas solicitações
do ambiente, os quais são mais fortes em alguns
ambientes como áreas húmidas, solos ácidos,
zonas de maresia, regiões tectonicamente ativas.
Finalmente, a própria disponibilidade de energia
na época (Mark Broomfield, 2012).
Ao considerar o tempo nestes aspectos verificase que o uso de massa de dados abrangendo
diversas regiões e distintas épocas tem
representatividade muito geral, levando a
conclusões incorretas em alguns aspectos. Esta
foi a principal crítica de Thorogood e Younger
(2014) ao artigo de Davies et. al. (2014),
argumentando que a integridade de poço é função
de regulação, tecnologia e cultura operacional
local, variando no espaço e no tempo. Daí,
extrapolações levarem a conclusões incorretas.
Para Thorogood e Younger (2014) a indústria de
shale no Reino Unido deve ser tratada como uma
nova indústria emergente aplicando-se altos
padrões tecnológicos para garantir a integridade
dos poços. Resultados de outros cenários em
outros tempos não se aplicam a este novo
cenário.
A Percepção de Riscos na Construção e
Operação de Poços em Shale Gas-Oil nos EUA
Inicialmente ilustramos a percepção de riscos
sobre o desenvolvimento de shale gas nos EUA
através de duas pesquisas realizadas. A primeira
via internet e para uma amostragem mais ampla e
com viés anti-shale. A segunda focando
especialistas de quatro grupos de interesse.
Thomas Webler (2014) conduziu uma pesquisa
na internet contactando grupos interessados em
shale gas, sendo 24 grupos anti-shale, 17
agências reguladoras, 7 companhias de gás, 6
grupos de consumidores da indústria de gás e
vários grupos nas áreas de finanças, publicidade
e energia. Os participantes receberam um
questionário com duas questões abertas sobre os
assuntos relativos a shale gas sobre os quais
gostariam de ter mais informações e com
perguntas para caracterizar os respondentes.
Mais de 56% dos 372 respondentes pertenciam a
grupos anti-shale, sendo pequeno o número
pertencente
a
grupos
que
apoiam
o
desenvolvimento de shale gas ou que trabalham
na indústria. Webler caracterizou as respostas em
cinco categorias amplas identificadas como:
perigos (fluidos de fraturamento, por exemplo),
eventos perigosos (derrames, por exemplo),
consequências dos eventos (contaminação de
água doce, por exemplo), precursores (legislação
pobre, por exemplo) e amplificadores (sonegação
de informações, por exemplo). As preocupações
foram classificadas em nove temas:
1. Qualidade de vida (25% dos respondentes) –
perda da característica rural, conflitos
comunitários, crime, perda da beleza
paisagística.
2. Impactos
econômicos
(18%
dos
respondentes) – perda de valor das
propriedades, ruptura no comércio existente.
3. Impactos distantes das locações (24% dos
respondentes) – sismos induzidos, poços
injetores, tratamento e descarte de efluentes.
4. Mudanças climáticas (17% dos respondentes)
– incluindo efeitos em energia renovável e
consumo geral de energia.
5. Disponibilidade e qualidade de informação
(18% dos respondentes) – divulgação
insuficiente da composição dos produtos
químicos, sonegação de informações.
6. Regulação (46% dos respondentes) –
regulação pobre, exceções da legislação,
dados científicos enviesados.
7. Ética e justiça ambiental (10% dos
respondentes) – desigualdade na distribuição
de custos e benefícios.
8. Desperdício de água (13% dos respondentes)
e
9. Impactos no ecossistema e nos animais
domésticos (22% dos respondentes) – efeitos
na vida selvagem e nos animais domésticos e
fragmentação do habitat.
Webler concluiu que os respondentes
levantaram
uma
ampla
variedade
de
preocupações, muitas das quais já vem sendo
analisadas com cuidado, enquanto outras, como
qualidade de vida e desigualdade na distribuição
de benefícios e custos, têm recebido pouca
atenção. Observou que as preocupações foram
além do chamado NIMBY-ism (Not In My
BackYard – não em meu quintal).
Entendemos que a despeito do viés anti-shale as
preocupações levantadas são procedentes. As
divergências devem ficar na probabilidade de
ocorrência e na forma de tratar os problemas.
Alan Krupnick, diretor do Center for Energy
Economics and Policy at Resources for the Future
(RFF) apresentou os resultados de uma pesquisa
feita junto a especialistas em quatro tipos de
organizações – ONG, centros de pesquisa
universitários,
agências
governamentais
e
companhias da indústria (Alan Krupnick, 2014).
Portanto, esta pesquisa focou pessoas com
conhecimento no assunto, especialistas, sendo
que 215 (30%) responderam os questionários. Os
especialistas foram convidados a identificar as
rotas de risco prioritárias para ações do governo e
indústria e receberam 14 categorias de acidentes
para identificar os que mais requeriam mitigação.
Foi elaborada uma matriz de riscos estratificada
em termos de atividades (por exemplo,
perfuração horizontal, FH, flowback e destinação
da água produzida), cargas (por exemplo fluidos
de fraturamento, poluentes do ar), impactos
intermediários (por exemplo, aquíferos, qualidade
do ar, habitat) e impactos finais (por exemplo,
saúde humana, ecossistemas, clima, qualidade
de vida). Esta matriz identificou 264 rotas de
riscos das atividades até os impactos
intermediários. Como exemplo a construção da
locação requer atividade intensa de transporte
rodoviário que traz como cargas ambientais
poluentes do ar e dióxido de carbono, poluição
sonora e engarrafamentos com impactos
intermediários na qualidade do ar e na
comunidade. A intensidade dos riscos foi julgada
com base no produto da probabilidade vezes as
consequências. A maior divergência entre os
grupos foi na estimativa da probabilidade de
ocorrência.
Comparando as 20 rotas de risco prioritárias de
cada grupo, verificou-se que 12 delas faziam
parte de todos os grupos. As rotas de consenso
incluíram sete sobre águas superficiais, duas
sobre águas subterrâneas, duas sobre qualidade
do ar (ventilação de metano) e uma sobre
fragmentação do ambiente. Este consenso indica
a possibilidade de acordo entre os vários
interessados. As preocupações com falhas de
revestimentos e cimentação como causas de
contaminações de águas subterrâneas estiveram
no topo da lista dos 215 especialistas
respondentes. Sismos induzidos, por exemplo,
não foi um consenso. Seis rotas apareceram
apenas no grupo das companhias, todos
relacionados a impactos sobre a comunidade,
indicando a sensibilidade da indústria para com
estes efeitos.
O meio acadêmico, que em tese deve trazer
racionalidade aos temas que estuda, viu-se
envolvido em debates. Um destes debates iniciouse em 2011 com a publicação de um artigo de
pesquisadores da Universidade de Duke (Osborn
et al 2011), o qual atribuiu a contaminação de
água potável em uma região da Pensilvânia à
atividade de perfuração de poços e fraturamentos
hidráulicos. Um artigo posterior (Molofsky et al
2011) mostrou que o artigo anterior se precipitara
ao atribuir tal contaminação aos fraturamentos
hidráulicos. O artigo de Osborn et al (2011) foi
ainda questionado em cartas por Davies (2011)
da Universidade de Durhan no Reino Unido, Saba
e
Orzechowski
(2011),
consultores
da
Pensilvânia, e Schon (2011) da Universidade de
Brown. Em uma réplica a Davies (2011), os
pesquisadores da Duke University assim resumi-
ram suas posições: i) concordaram com Davies
(2011) que os dados revelaram contaminação,
mas que a associação desta com FH não foi
provada; ii) Por outro lado, não se pode afirmar
que não há relação entre fra-turamentos
hidráulicos e contaminação; iii) ressaltaram a
necessidade de realização de mais pesquisas
para determinar as causas da presença de
metano na água potável da região.
Assim,
conclui-se que a presença da expressão
fraturamento hidráulico no título do artigo de
Osborn et. al. (2011) (Methane Contamination of
Drinking Water Accompanying Gas-Well Drilling
and Hydraulic Fracturing) foi um equívoco.
Artigos e relatórios de workshops e de estudos
patrocinados por agências governamentais e
outros órgãos são usados como referência neste
artigo trazendo contribuições mais recentes de
vários centros de pesquisa.
Nos próximos parágrafos desta sessão são
apresentadas informações gerais sobre efeitos do
desenvolvimento de RNC nos ecossistemas
terrestre e aquático. A seguir vêm sessões
específicas
sobre
os
impactos
sociais,
econômicos, culturais e psicológicos nas
comunidades; os impactos de poços mal
abandonados, órfãos e esquecidos; a questão
dos sismos induzidos; o gerenciamento de água e
a contaminação de aquíferos por líquidos e
contaminação por metano.
Os efeitos diretos do desenvolvimento de shale
gas nos ecossistemas terrestres incluem remoção
de habitat, fatalidades em colisões entre
equipamentos e animais e a introdução de
espécies invasivas. Efeitos indiretos podem
resultar da poeira gerada por caminhões e
atividades de construção, barulho e luz, que
podem fazer com que as espécies locais se
afastem. Ao final pode haver mudanças
fisiológicas que afetam a sobrevivência e a
reprodução das espécies (Zachary Bowen, 2014).
Quanto aos ecossistemas aquáticos estes podem
ser afetados na quantidade, qualidade e infiltração
de água através dos níveis de sais e traços de
compostos orgânicos nas águas produzidas
(efluentes). Os efeitos indiretos podem incluir
impactos na absorção de solventes, alterações
nas vazões e ciclos sazonais e aumento de
espécies invasoras (Aida Farag, 2014).
Este artigo mal toca a questão das emissões de
gás
de
efeito
estufa
associadas
ao
desenvolvimento de RNC, o qual é muito
relevante. Gases de efeito estufa (GEE) são
gases na atmosfera que absorvem e emitem
radiação na faixa do infravermelho. Os principais
são vapor de água, dióxido de carbono (CO2),
metano (CH4), óxido nitroso e ozônio. Sem os
GEE a temperatura na superfície da Terra seria
33º C menor do que a média atual de 14º C. A
questão candente atual é o aquecimento global e,
especificamente, qual o papel do desenvolvimento
dos RNC neste. A análise desta questão não faz
parte do escopo deste artigo.
Na questão da legislação verifica-se que além dos
aspectos de regulação pobre, instrumentos
insuficientes,
exceções,
dados
científicos
enviesados e desvio de verbas para outros fins,
há falhas em sua aplicação em face de escassez
de agentes fiscalizadores. Assim, para se cortar o
mal pela raiz é fundamental que as operadoras
respeitem o meio ambiente. No caso da
construção e manutenção dos poços os técnicos
têm papel fundamental e não devem fugir a suas
responsabilidades civis.
Impactos Sociais, Econômicos, Culturais e
Psicológicos nas Comunidades
Os impactos sociais, econômicos, culturais e
psicológicos nas comunidades próximas de
campos de RNC em desenvolvimento podem ser
muito fortes. Este tema tem sido analisado em
linhas como Desastres tecnológicos e Bênçãos e
mazelas dos recursos naturais. Nesta última linha,
as bênçãos vêm de imediato e são mais tangíveis
na geração de empregos e estímulo econômico,
principalmente em áreas rurais com falta de
oportunidades. Entretanto, estas tendem a ser de
curto prazo (Jacquet, 2014). Como exemplo a IHS
CERA estimou que o desenvolvimento de shale
oil/gas gerava 1.700.000 empregos em 2012, com
perspectiva de crescer para 2.500.000 em 2015
(JPT Dezembro 2012, p.18). Já a desigualdade na
distribuição dos custos e benefícios tende a
aumentar com o tempo gerando comunidades
corrosivas (Freudenburg e Jones, 1991). Os
proprietários de terras têm benefícios que os
outros não têm. Em alguns casos ocorre a quebra
do estado com a desconexão entre a propriedade
da superfície e da subsuperfície. Os impactos são
agravados com proprietários dos direitos minerais
que não vivem na comunidade. Eles ficam com os
benefícios e os moradores com os custos. Os
conflitos comunitários são piores do que os
impactos ambientais (Jacquet, 2014). A história
do petróleo ilustra com cores fortes as mazelas
dos recursos naturais. Basta ver a situação atual
de países com abundância destes recursos e que
passam por sérios problemas sociais e
econômicos, inclusive com violação dos direitos
humanos.
Na linha de desastres tecnológicos, o
desenvolvimento dos RNC é tão impactante na
percepção das comunidades, que se justifica sua
inclusão nesta categoria.
O mesmo leva à
geração de comunidades corrosivas. Este termo
captura um conjunto de processos debilitantes da
comunidade, associados a desastres, que
atingem as comunidades com impactos crônicos
nos indivíduos. Os desastres tecnológicos criam
em geral impactos sociais, econômicos, culturais
e psicológicos maiores e de maior duração do que
os desastres naturais (Freudenburg,1997, apud
Picou et al, 2004). Quando programas de
intervenção adequados são introduzidos para
resolver os conflitos passa-se a ter uma
comunidade terapêutica, com solução dos
processos corrosivos.
Pesquisas
realizadas
em
comunidades
estigmatizadas como contaminadas tais como as
de Love Chanel em New York e a área em torno
de Three Mile Island na Pensilvânia, indicam
fortes efeitos na autoestima e senso de bem estar
das pessoas (Edelstein, 1988 apud Zachary
Bowen, 2014).
Na vizinha Argentina a cidade de Añelo localizada
a 100 km ao norte de Neuquén está sendo
chamada de "La Capital del Shale". Em setembro
de 2014 o parque industrial desta pequena cidade
havia recebido a instalação de 117 empresas. Já
se observa rápido aumento populacional com
grande aumento na demanda de serviços
públicos. Caso não se tomem as medidas
adequadas poderão ocorrer, como nos EUA,
redução da qualidade de vida, emigração de
moradores e um legado de construções não
planejadas.
Existem vários estudos de casos sobre
comunidades impactadas pelo desenvolvimento
de RNC, abordados por diferentes grupos e,
portanto
com
distintas
perspectivas.
O
desenvolvimento acelerado (oil boom) de shale oil
no Eagle Ford na província de Karnes, a partir de
2011, transformou esta província na maior
produtora de óleo do Texas. A quantidade de
poços de óleo em Karnes passou de ~120 em
2011 para 625 ao final de 2012. Como
consequência houve grande aumento de
oleodutos, gasodutos e facilidades de tratamento
de óleo e gás, podendo caracterizar um desastre
tecnológico na comunidade. Dentre as várias
reclamações registradas, tornou-se famoso o
caso da família Cerny, constituída pelo pai, a mãe
e um filho adolescente. A casa dos Cerny foi
cercada em um raio de uma milha por 18 poços
de shale oil, desde novembro de 2010.
Aumentando o raio para duas milhas
acrescentam-se 37 poços de óleo antigos, várias
estações de processamento de gás e uma planta
de tratamento de água para injeção. Os
moradores de Karnes se queixam de odores (de
ovo podre, característicos de gás sulfídrico) e
poeira, que seriam os causadores de dores de
cabeça, náusea, vômitos, irritação de olhos, nariz
e garganta, sangramento no nariz e outros
incômodos. A família Cerny registrou várias
queixas junto à RRC (Texas Railroad
Commission) e à TCEQ (Texas Commisssion on
Environmental Quality), tendo uma destas gerado
uma investigação pela TCEQ. Como ilustração
pontual, em 24 de janeiro de 2013 a TCEQ emitiu
uma notificação para a Marathon, operadora da
facilidade Sugarhorne, sobre 1) falha no sistema
de controle de emissões com ocorrência de
poluição do ar; 2) informação tardia desta
ocorrência, três meses após o evento em vez das
24 h regulamentares. Nas 12 horas de emissões
descontroladas na facilidade foram lançados
poluentes no ambiente em concentrações muito
acima do permitido, como mais de 100 vezes a
concentração de gás sulfídrico e mais de 500
vezes a concentração de compostos orgânicos
voláteis (Septoff et. al., 2013).
Até recentemente os esforços da família Cerny
para conseguir indenizações na justiça norte
americana tinham sido em vão.
Embora o estudo realizado pela Earthworks™
possa parecer panfletário, os termos candentes
do título de seu relatório (Septoff et. al., 2013)
como o governo falha, a saúde pública sofre e os
lucros da indústria disparam, parecem representar
o sentimento da comunidade. Ilustra ainda uma
questão fundamental nas comunidades afetadas,
qual seja a perda de confiança nos órgãos
governamentais em todos os níveis da república.
Poços
Mal
Abandonados,
Órfãos
e
Esquecidos
–
Um
Passivo Ambiental
Crescente
Um técnico de petróleo formado no Brasil
tem boa chance de aprender que em 1993 o
American Petroleum Institute (API) emitiu
diretrizes ambientais para poços inativos e
abandono de poços e que no Brasil a Petrobras
patrocinou
a
elaboração
de
rigorosos
procedimentos de abandono temporário ou
definitivo de poços e os aplicou. Neste artigo
passará a saber que no início da década de 1980
o então Chefe de Divisão da Completação de
Poços na Bahia Geólogo Álvaro Adolfo Hacker
Rocha patrocinou uma campanha de localização
geodésica e abandono, segundo as normas, de
poços esquecidos na Ilha de Itaparica e em
Lobato na Bahia. Um engenheiro de completação
criticou aquele exagero até ouvir os argumentos
de visão de longo prazo de Rocha.
Um técnico de petróleo formado no Brasil terá
uma ideia clara do significado de abandono de
poço, qual seja a do poço que após sua avaliação
inicial ou ao final de sua vida produtiva foi objeto
de operações para isolar as zonas produtoras
entre si, isolar estas dos aquíferos de água doce
e isolar todas as formações atravessadas da
superfície. Assim, após o arrasamento da área a
natureza ficará preservada. Este técnico
provavelmente acreditará que 100% dos poços
abandonados no Brasil o foram segundo a
legislação vigente.
O entendimento claro do que é poço abandonado
no Brasil nos meios técnicos é uma herança da
Petrobras. A situação privilegiada de poços bem
abandonados é outra herança, que como
veremos pode ser colocada em risco com a
venda e revenda de ativos.
A seguir veremos a complexidade dos poços
inativos nos EUA, que a despeito da legislação e
do esforço de grande número de agências vem
gerando um passivo ambiental crescente.
Iniciamos com as definições mais usadas, mas
não únicas, de poços inativos, órfãos e
esquecidos nos EUA. Poços inativos (idle wells)
são aqueles que não estão em produção, mas
que ainda não foram tamponados e abandonados
segundo os critérios vigentes. Às vezes se
estabelece um tempo de não produção, seis
meses, por exemplo, para caracterizar um poço
inativo. Poços órfãos (orphaned wells) são
aqueles sem um operador responsável por eles,
geralmente por insolvência do último operador
(Thomas, 2001). A questão crítica nos poços
órfãos é que estes não foram ou poderão não ser
abandonados de acordo com os padrões da
indústria, de forma a garantir a preservação do
meio ambiente. Já poços esquecidos (forgotten)
ou perdidos (lost) são aqueles que sequer se
sabe onde estão. Estima-se que entre 828.000 a
1.060.000 poços foram perfurados nos EUA antes
da criação de um sistema regulatório formal. A
maioria destes poços não consta de nenhuma
base de dados (IOGCC, 2008). O estado de Nova
Iorque estima que dos 61.000 poços perfurados
no estado até 1994, 30.000 não foram registrados
(Bishop, 2013).
Nos EUA 32 estados reportaram dados sobre
poços de gás e óleo órfãos (IOGCC, 2013). Os 15
estados com maior número de poços órfãos
(Tabela 1) reportaram um total de ~320.000
poços com ~53.000 com abandono previsto
(IOCG, 2008).
Tabela 1 Número de poços órfãos em 15 estados
(IOCG, 2008)
Estado
Número de
Número de
poços órfãos
poços órfãos
de óleo ou gás
com abandono
previsto
Pensilvânia
180.000
8823
Nova Iorque
44.600
4600
Kansas
30.000
6500
Kentucky
14.880
12.800
Oklahoma
12.000
1685
Ohio
9.500
524
Texas
7.323
7323
Tennessee
4.053
53
West Virginia
3.999
1385
Illinois
3.766
3766
Indiana
3.000
756
Louisiana
2.793
2793
Missouri
2.000
2000
South
1.288
NA
Dakota
California
1.000
181
Total
320.202
53.189
No mercado dos EUA presta-se pouca atenção ao
final da vida dos poços de óleo e gás. As grandes
operadoras, com recursos financeiros e
tecnológicos e preocupação com suas imagens,
raramente tamponam e abandonam seus poços
terrestres velhos. Elas vendem seus ativos
maduros a operadoras menores, com menor
custo fixo e menor custo operacional. Entretanto,
uma das razões do menor custo operacional vem
de menores dispêndios com manutenção. Ao final
da vida dos poços após uma ou mais revendas
estes apresentam integridade comprometida por
corrosão e outros desgastes. Então em vez de
serem abandonados no conceito da engenharia
de petróleo, com preservação do meio ambiente,
serão abandonados no sentido popular, i.e.,
esquecidos, largados ao relento, passando a
constituir perigoso passivo ambiental. Estas foram
algumas das com clusões de Bishop (2013), ao
efetuar uma análise da eficiência do sistema
regulatório sobre tamponamento e abandono de
poços no estado de Nova Iorque, com quase 200
anos de produção de gás e óleo. Assim, o
repasse de ativos é bom para as finanças e um
desastre para o meio ambiente concluímos nós.
A despeito do esforço das agências, em alguns
estados, como o de Nova Iorque, o problema vem
se agravando. O número de poços corretamente
abandonados tem sido inferior ao acréscimo
anual de poços inativos. Em 1994 o número de
projetos de perfuração autorizados era de 61.000,
com 12.857 poços ativos e apenas 13.070
abandonados com os tampões necessários
(abandoned and plugged). O percentual de poços
corretamente abandonados era de 27% do total.
Em 2010 o número total de poços subiu para
75.000 e o percentual de poços corretamente
abandonados caiu para 25% do total. Dentre as
principais causas deste quadro algumas parecem
tristemente familiares: falta de agentes para
fiscalização e destinação de verbas arrecadadas
para abandono correto de poços para outros fins
(Bishop, 2013).
Inúmeros casos poderiam ser apresentados para
ilustrar as consequências de poços mal
abandonados ou simplesmente esquecidos,
incluindo contaminação de riachos e áreas
alagadas por água de formação altamente salina
e por óleo; vazamento de gás até acumulação em
níveis explosivos e contaminação de poços de
água. Em termos nacionais (EUA) a agência de
proteção ambiental, EPA, emitiu um relatório em
1987 estimando que de 1.200.000 poços de gás e
óleo até então abandonados nos EUA, 200.000
(17%) apresentavam risco de poluição (Bishop,
2013).
No Canadá há similaridade com o ocorrido nos
EUA. Dos ~550.000 poços já perfurados no país
existem dezenas de milhares que apresentam
vazamento de gás (http://www.vancouversun.com/
business/energy/Special+report+Leaking+wells
+across+Canada+threat/10451346/story.html?_
ls=a03c-42f2).
Como o ciclo de vida dos campos RNC seria
ainda menor do que o dos campos convencionais,
alguns deduzem que o desenvolvimento de
campos RNC agravaria o problema de poços mal
ou não abandonados conforme a boa técnica. Daí
exigem que só se autorize o desenvolvimento de
RNC após a solução dos poços órfãos,
esquecidos e mal abandonados. Assim, algumas
vezes a oposição ao desenvolvimento de campos
RNC nada tem a ver com a construção deste tipo
de poços em si, nem com os fraturamentos
hidráulicos, sendo apenas uma postura política.
Sismos Induzidos por Atividades de Óleo e
Gás
Há casos comprovados de indução de sismos
nas atividades de produção de energia como mineração, depleção de campos de óleo e gás,
injeção de água para recuperação secundária,
enchimento de represas, descarte de resíduos,
mineração por solução, poços geotérmicos e FH
em rochas de baixa permeabilidade. Embora
nenhum tenha sido catastrófico, existem casos
famosos sobre algumas destas causas.
Poços injetores e de descarte de água. A grande
maioria dos poços injetores de água não causam
sismos e a vasta maioria dos sismos por injeção é
de pequena magnitude (ML < 3; ML é a escala
local ou de Richter). Não há uma resposta
taxativa sobre porque algumas injeções causam
sismos e a grande maioria das outras não.
Porém, os sismos induzidos parecem estar
associados a falhas geológicas (Cliff Frohlich,
2014).
O caso dos terremotos de Denver. Sismos
induzidos percebidos pelos habitantes de Denver
na década de 1960 foram associados a um poço
profundo (3671 m) de descarte de água no
arsenal do exército norte americano nas
Montanhas Rochosas. A injeção foi iniciada em
08/03/1962.
Em abril de 1962 estações
sismológicas no Colorado passaram a registrar
pequenos sismos. Em junho de 1962 terremotos
foram percebidos por moradores em Denver
(McClain, 1970). A injeção foi encerrada em
outubro de 1963; reiniciada em agosto de 1964,
por gravidade, e encerrada definitivamente em
Fevereiro de 1966, com volume acumulado de
3
625.000 m (Figura 7). Quanto à intensidade dos
sismos houve alguns altos o bastante para a
percepção humana, porém sem afetar estruturas
físicas.
Outro caso de injeção de água impactante
ocorreu na costa da Nigéria no campo de Tordis.
Em um poço perfurado em lâmina de água de 200
m, passou-se a injetar água de descarte à
profundidade de 900 m (700 m abaixo do fundo
do mar), em formação do grupo Hordaland. A
3
injeção se deu a uma vazão média de 7000 m
por dia (30 bpm), com pressão equivalente à
carga litostática, durante 5,5 meses, com um
3
volume total de 1.115.000 m . Ocorreu
propagação de fratura até o fundo do mar com
criação de uma cratera a 300 m a leste do poço,
com 7 m de profundidade e 40 m de largura
(Figura 8). Cumpre ressaltar, que há mais de
uma centena de crateras naturais no fundo do
mar nesta área, conectadas a formações em
profundidades de 700 m a 1000 m e associadas a
anomalias sísmicas do tipo estruturas tubulares –
pipes - (Loseth, et. al., 2011). Portanto, trata-se de
área particularmente sensível para se injetar água
a baixa profundidade e alta vazão. Este caso tem
sido muito citado na literatura sem a ressalva da
sensibilidade da área.
Figura 7 Vazão mensal do descarte de água
(acima) e número de sismos por mês (abaixo)
associado ao poço de descarte do Arsenal nas
Montanhas Rochosas (National Academy Press,
2013).
Figura 8 Cratera formada no fundo do mar no
campo de Tordis, Nigéria, devido injeção de água
(Loseth, et. al., 2011).
Sismos devido a Fraturamentos Hidráulicos. As
principais diferenças entre os FH e a injeção de
água, seja para recuperação secundária, seja
para descarte, são o volume e o tempo de
injeção. Os FH têm volumes no mínimo milhares
de vezes menores. A monitoração de centenas de
fraturamentos
hidráulicos
com
geofones
instalados em poços de observação revela que a
magnitude dos sismos induzidos é normalmente
inferior a zero na escala Richter (de Pater &
Baish, 2011). Quando o fluido de fraturamento
penetra em falhas já se verificou magnitude de
0,8 ML e houve dois casos de grandes
tratamentos com 1,9 ML e 2,8 ML em Oklahoma
(Luza Lawson, 1990; Holland, 2011).
Em abril e maio de 2010, quando havia consenso
na comunidade técnica da América do Norte de
que os sismos induzidos por FH eram micro com
exceções sem impacto no meio ambiente,
verificaram-se sismos associados aos FH
realizados no primeiro poço em shale gas
perfurado no Reino Unido, o Preese Hall no Shale
Bowland. O alvo deste poço foi encontrado @
1978,7 m MD (1965,8 m TVD) e a profundidade
final foi 2744,3 MD (2689,4 ft TVD). Estudos pósfraturamentos verificaram que o Bowland Shale é
uma rocha
dura, impermeável, com campo de tensões com
falhas transcorrentes (strike-slip), com estimativa
de tensão principal horizontal máxima 4000 psi
maior do que a tensão principal horizontal mínima,
portanto, grande anisotropia. Em geral nos shales
americanos esta diferença é de poucas centenas
de psi (de Pater & Baish, 2011).
Foram realizados seis FH (six stages) sequenciais
ocorrendo sismos nos segundo (2,13 ML, 01 de
abril, 2011) e quarto (1,15 ML, 27 de maio, 2011)
fraturamentos (Figura 9). Todos os FH foram
precedidos de minifrac com volumes de 245 bbl a
817 bbl de slickwater e o volume dos
fraturamentos variou de 4.777 bbl (200.634 gal) a
14.120 bbl (593.040 gal) de slickwater. A vazão foi
em torno de 60 bpm e a pressão de fundo chegou
a até ~ 9000 psi com gradiente equivalente de
0,95 psi/ft.
Figura 9 Volumes injetados (azul) e de flowback
(vermelho) e magnitude de sismos versus tempo
no poço Preese Hall, Bowland Shale, Reino Unido
(de Pater & Baish, 2011).
Os especialistas Dr Christopher A. Green
(fraturamento hidráulico), Prof. Peter Styles
(sísmica) e Dr Brian J. Baptie (sísmica) foram
contratados pelo Departmento de Energia e
Mudança do Clima (DECC) britânico para revisar
uma série de estudos que haviam sido feitos sob
patrocínio da Cuadrilla Resources Ltd para
investigar as possíveis relações entre as
operações de FH no poço Preese Hall, próximo
de Blackpool, e os tremores de terra (sismos)
ocorridos (Green, Styles e Baptie, 2012). Os
referidos estudos fizeram uso do registro dos
sismos, de dados de geologia e geofísica, perfis
em poço aberto, amostras de testemunhos e
dados dos fraturamentos para desenvolver um
modelo geomecânico. A seguir foi elaborado um
modelo numérico de uma simples falha planar, a
qual se atingida pelos fraturamentos hidráulicos
poderia gerar sismos cujas magnitudes eram
estimadas. A magnitude na escala local ou
Richter (ML) que pode gerar algum dano foi
adotada da norma germânica DIN4150 e foi
assumida uma relação simples entre magnitude e
distância versus tremor de terra. Finalmente foi
proposto um protocolo para monitoração de
fraturamentos hidráulicos com registro sísmico
em tempo real.
Dentre os estudos realizados destacamos o de de
Pater e Baish (2011) sobre a relação entre
sismicidade e geomecânica e os mecanismos de
inje
ção e geometria de fratura. Os principais achados
deste estudo foram: 1) A atividade sísmica foi
causada pela injeção direta do fluido de
fraturamento em uma falha adjacente ao poço. 2)
A magnitude máxima de sismo que poderia ser
causada por FH foi estimada em 3,0 ML. 3) Há
baixa probabilidade de que ocorram sismos
induzidos em futuros tratamentos em outros
poços. 4) O volume injetado e o tempo de
flowback
são
fatores
determinantes
da
intensidade da sismicidade. 5) O potencial de
migração de fluido para cima é baixo. No pior
caso seria contida por uma formação
impermeável acima do Bowland shale. 6) Embora
tenha ocorrido colapso no revestimento na parte
inferior deste, a integridade do poço não foi
comprometida.
Para a monitoração de sismos induzidos adotouse o padrão germânico para vibrações aceitáveis
do solo de ML = 2,6 como limite de sismicidade
aceitável. Isto garante que nenhum dano possa
ocorrer em estruturas próximas de um poço
sendo fraturado.
Para minimizar a chance de ocorrência de sismos
de Pater & Baish (2011) sugeriram agilizar o
flowback e reduzir o volume dos tratamentos
dentro do razoável. Nos fraturamentos com
monitoração sísmica em tempo real sugeriram
adotar o seguinte protocolo tipo sinal de tráfego:
a) ML ≤ 0, sinal verde, operação normal; b) 0 < ML
≤ 1,7, sinal amarelo, prossiga a operação e
mantenha a monitoração por pelo menos duas
horas a mais e até que a frequência de eventos
caia abaixo de uma por dia. c) ML > 1,7, sinal
vermelho: suspenda o bombeio, alivie a pressão e
continue monitorando.
A revisão de Green, Styles e Baptie (2012) foi
rigorosa. Propuseram reduzir o limite do sinal
vermelho de ML de 1,7 para 0,5. Em termos
gerais esta redução não afetará a grande maioria
das operações de FH, pois a magnitude é menor
do que zero, exigindo a instalação dos geofones
em poços de observação. Em áreas sensíveis,
como o Bowland shale, consideramos 0,5 um
limite muito conservador. Entretanto, os autores
admitiram que com o aprendizado em novos
poços este limite poderá ser aumentado e não
fizeram restrição a realizar novos fraturamentos
na área, desde que respeitando suas
recomendações.
Consideramos razoáveis as sugestões de Green,
Styles e Baptie (2012) de: 1) registrar uma linha
base (background) sísmica na área de interesse
antes
dos
fraturamentos
hidráulicos;
2)
caracterizar as possíveis falhas na região usando
todos os dados geológicos e geofísicos
disponíveis; 3) criar um modelo preditivo de
movimento da superfície para identificar possíveis
sismos induzidos.
Escolhemos este estudo de caso para ilustrar o
tema sismos induzidos por FH por este ter sido
bem monitorado, o que permitiu a realização de
estudos abrangentes e por ter o mesmo ocorrido
em uma região sensível, tanto geológica quanto
politicamente com respeito a shale.
Entendemos que os resultados dos estudos são
tranquilizadores quanto ao domínio da técnica e
os cuidados preventivos a serem tomados em FH
com respeito a sismos induzidos.
Em nossa opinião os FH em geral não induzem
sismos com magnitude que coloque em risco o
meio ambiente. Em áreas geologicamente
complexas ou que envolvam habitações deve-se
realizar monitoração sísmica durante os FH na
fase
de
exploração
e
ou
início
de
desenvolvimento. Observemos que as operadoras
fazem registro de microssísmica e/ou tiltmeter
durantes os primeiros fraturamentos em uma área
para fins de calibração do projeto de FH. Neste
caso a microssísmica constituirá também
monitoramento de sismos induzidos.
Gerenciamento de Água
A água desempenha importante papel no
processo de produção dos shales desde as fases
de perfuração dos poços, fraturamentos
hidráulicos e completação até a fase de produção
de gás e óleo. Ela é usada como insumo
(consome-se até oito milhões de galões por poço)
e reaparece como efluente desde o flowback
inicial logo após os fraturamentos (retorna em
média 35% da água injetada) até a produção
quando é retirada no processamento de gás e
óleo. A água volta a aparecer quando o gás
natural é usado como fonte energética nas termoelétricas (John Veil, 2014). No Marcellus shale
estimou-se que cada poço em média consome 10
a 20 milhões de litros de água e produz em média
5,2 milhões de litros de fluido aquoso para
descarte (Lutz et al., 2013).
A agência de proteção ambiental dos EUA, EPA,
estima o consumo de água em FH em shale
gas/oil em 140 bilhões de galões por ano. Embora
este volume seja uma pequena fração da água
potável usada nos EUA, trata-se de um grande
volume. Diante disto, há uma pressão da
sociedade, que vem se tornando concreta através
de regulamentos cada vez mais exigentes, para a
redução do consumo de água doce em FH em
RNC (JPT, November 2012, p.18 e 20).
O volume de fluido recuperado no flowback pós
fraturamento varia com as características de cada
shale, do fraturamento e do tipo de fluido
(Soliman, 1985; Sullivan, 2004; Crafton, 2007).
O volume de fluido aquoso no flowback declina
fortemente após as primeiras horas ou primeiros
dias enquanto as concentrações de sólidos totais
dissolvidos e outros constituintes crescem
rapidamente (John Veil, 2014).
Mesmo quando se usa água doce para confecção
do fluido de fraturamento, o que é o mais comum,
a água retornada no flowback é bem mais
salgada, variando de 16.000 ppm a 300.000 ppm
de salinidade total. Para comparação a água do
mar
tem salinidade em torno de 35.000 ppm. A água
de flowback também contém aditivos do fluido de
fraturamento, porém em concentrações muito
baixas, uma vez que a concentração total de
aditivos no fluido é ~0,5%. Finalmente, a água de
flowback pode trazer espécies presentes nas
formações expostas ao fluido de fraturamento.
Estas podem incluir aromáticos, como benzeno,
espécies radioativas e bactérias (Rao, 2015). O
fluido aquoso efluente de Marcellus, por exemplo,
tem alta salinidade (180.000 mg/l após algumas
semanas de produção), alto teor de brometos e
elementos tóxicos como bário, arsênico, materiais
naturalmente radioativos (NORM em Inglês) e
vários compostos orgânicos. Em geral a alta
salinidade é o maior e mais comum dos
problemas (Vengosh, 2014; Capo, 2014).
O
volume
recuperado
diminui
com
a
complexidade da rede de fraturas criada. Para os
shales com fraturas mais complexas o volume
recuperado varia de 10% a 50% do volume
injetado. No Barnett shale tem variado de 30% a
50% (King, 2010). O volume recuperado por
fratura pode ser estimado através do uso de
traçadores químicos.
Estimou-se que ~ 6% da água produzida
(wastewater) na produção de gás e óleo nos EUA
(1.000.000 de poços ativos) vem da produção de
shale (20.000 poços) (John Veil, 2014).
A importância e complexidade deste tema
justificou a criação do chamado Gerenciamento
de Água. A Figura 10 ilustra o conceito de
gerenciamento integrado de água, mostrando um
poço vertical produtor de óleo e gás, uma estação
de produção com coleta de óleo e gás e
tratamento de água, um poço vertical de descarte,
um poço vertical em fraturamento hidráulico, um
poço de captação de água, um poço de
monitoração, um poço em perfuração em
operação de perfilagemvários poços em produção
com bombeio mecânico e uma área habitada
próxima.
.
Figura 10 Gerenciamento integrado de água em
desenvolvimento da produção de óleo e gás.
Os efluentes têm sido tratados em plantas de
tratamento municipais ou privadas, descartados
em poços de injeção, reciclados para uso em
fluidos de fraturamento, ou lançados nas rodovias
para
dissolução de gelo (permitido em West Virginia
mas não na Pensilvânia). Cada tipo de tratamento
tem riscos próprios.
O tratamento em plantas municipais pode diminuir
a eficiência destas no tratamento da água para
consumo doméstico (Vengosh, 2014). Rao (2015)
considera esta prática um dos erros cometidos
em Marcellus, pois as bactérias benéficas ao
tratamento nestas unidades não sobrevivem em
ambiente de alta salinidade.
A injeção em poços de descarte em zonas
adequadas é um dos métodos mais efetivos
economicamente. Estes poços são classificados
como poços de injeção UIC Class II pela EPA nos
EUA, devendo ser monitorados pelas agências de
proteção ambiental de cada estado. A injeção em
poços não é possível em algumas regiões, como
Marcellus e Utica, devido a questões geológicas
(Rao, 2015).
A reciclagem do flowback seria a solução ideal e
vem sendo praticada. Esta alternativa é favorável
ao meio ambiente a despeito de retornar em
média apenas 35% do fluido injetado (Rao, 2015).
Entretanto, há dificuldades, pois os tratamentos
não removem todos os contaminantes, deixando
ainda salinidade elevada e altos níveis de
brometos (Vengosh, 2014).
Uma das formas de reduzir o consumo de água é
através da água produzida associada ao petróleo
e gás, cujo volume estimado nos EUA é em torno
de 6,4 bilhões de barris por ano. Há vários prós e
contras o uso de água produzida. Os prós vão
desde um possível ganho econômico até o ganho
de imagem e o atendimento a regulamentos cada
vez mais exigentes. Os contras se referem à
tradição do uso de água doce e a questões
tecnológicas
e
econômicas.
Em
termos
econômicos alguns autores (Whalen 2012)
acreditam que por um lado o custo de tratamento
e descarte de água produzida não é corretamente
percebido nas empresas como um todo. Por outro
lado, o investimento exigido para a construção de
infraestrutura de coleta, tratamento e reutilização
de água produzida como insumo para fluido de
fraturamento é elevado. Em termos técnicos o
uso de água produzida tratada como fluido base
para FH é mais complicado. Conhecimentos
especializados e tecnologias específicas são
necessários para a obtenção de fluidos de
fraturamento
adequados,
em
face
da
complexidade química das águas produzidas. As
companhias
de
serviço
desenvolveram
recentemente sistemas de fluido de fraturamento
que podem tolerar até 250.000 ppm, tendo
desenvolvido aditivos, em particular reticuladores
e quebradores de gel, para tal. Em termos
ambientais, a redução do descarte de água
produzida, usando parte desta em FH, reduziria o
trânsito de caminhões de transporte de água e
também a injeção desta em poços injetores.
John Veil (2014) sugeriu algumas práticas
amigáveis com respeito ao uso de água, como
escolher
locações para os poços longe de cursos de água
e de poços de captação de água potável; coletar
amostras de água na área antes do início da
perfuração de poços; usar materiais apropriados e
realizar testes de integridade dos poços; perfurar
as fases iniciais do poço com ar para reduzir o
consumo de água; usar tanques revestidos para
água de descarte; reutilizar a água produzida e
preferir o transporte de água por dutos ao por
caminhões. Observemos que algumas destas
sugestões já são praticadas, enquanto outras
como ter locações sempre distantes de cursos de
água e poços de água, podem inviabilizar alguns
projetos. No Brasil a Resolução ANP N° 21, de
10.4.2014 – DOU 11.4.2014 veda o fraturamento
hidráulico em reservatório não convencional em
poços cuja distância seja inferior a 200 metros de
poços de água utilizados para fins de
abastecimento doméstico, público ou industrial,
irrigação, dessedentação de animais, dentre
outros usos humanos.
Causas Potenciais de Contaminação do Meio
Ambiente Através de Poços de Gás e Óleo
Para atingir as zonas produtoras os poços se
iniciam na superfície e muitas vezes atravessam
aquíferos de água doce, zonas de água salobra,
zonas com hidrocarbonetos (HC) sem interesse
comercial até atingir as zonas produtoras (pay
zones). Assim, um poço íntegro deve isolar os
aquíferos de diferentes salinidades entre si e
estes das zonas com presença de HC, comerciais
ou não. Todos devem ser isolados da superfície.
Isto é feito através de tubos de aço
(revestimentos) descidos no poço e cimentados
(preenchimento do anular poço aberto e exterior
do revestimento com pasta de cimento). A
integridade do poço é analisada através de rotas
de comunicação entre zonas e com a superfície,
buscando-se garantir que haja conjuntos
solidários de barreiras redundantes em todas as
rotas.
A intercomunicação entre aquíferos-zonas de HCsuperfície via poços pode se dar por distintas
rotas de risco durante a construção e produção
dos poços como interface rocha-anel de cimento,
interface anel de cimento-revestimento, através
do anel de cimento, através das paredes dos
revestimentos e vários outros (Figuras 5 e 6 ). A
intercomunicação pode também ser natural
através de transporte advectivo pela massa
rochosa ou por fraturas, fissuras e similares.
Fenômenos de crescimento de pressão no anular
do poço (anular pressure build-up, APB, e
sustained casing pressure, SCP) podem induzir
fraturas em formações mais frágeis as quais
poderiam promover comunicação hidráulica entre
formações distintas. Um bom projeto de
engenharia de poço deve quantificar tais
fenômenos de modo a mitigar os riscos.
A fase de FH é muito visada nas preocupações
ambientais, com frequência atribuindo a estes
consequências de outras fases da vida do poço
e/ou do passado. A altura de fratura pode ser
estimada através do comportamento da pressão
durante o fraturamento, da realização de perfis
(sônico dipolar, temperatura, traçador radioativo
no proppant e GR espectroscópico, compostos
especiais no proppant e perfis neutrônicos) e do
mapeamento de microdeformações (tiltmeter) e
microssísmica. Os mapeamentos abrangem todo
o volume afetado pelo fraturamento (far field),
sendo o microssísmico o mais usado atualmente.
Todos estes instrumentos produzem resultados
que são interpretados através de métodos e
algoritmos complexos.
Segundo análise de milhares de resultados de
monitoração de propagação de fraturas
hidráulicas
com
microssísmica
e
microdeformação (tiltmeter) a intercomunicação
por FH é altamente improvável.
A altura de fratura medida é sempre menor do
que a modelada pelos simuladores de FH. A
explicação deste fato se deve ao número de
mecanismos de contenção vertical de uma fratura
hidráulica
como
acamamento
geológico
complexo, variação das propriedades dos
materiais em cada camada, presença de
camadas finas de alta permeabilidade, presença
de fraturas naturais, formação de rede de fraturas
e efeitos de alta perda de filtrado. Verificou-se
ainda que falhas pré-existentes tem pouco efeito
no crescimento vertical das fraturas (Fisher e
Warpinski, 2011). A Figura 11 refere-se ao
Barnet Shale que é a ocorrência com maior
número de mapeamentos de fraturamentos com
microssísmica no mundo. A mesma se baseia em
mapeamentos realizados de 2001 a 2010. A
ordenada apresenta a profundidade em pés. As
barras em azul escuro representam as
profundidades dos aquíferos de águas potáveis
mais profundos em cada caso. As cores
avermelhadas se referem às profundidades (topo,
meio e base) dos canhoneados em cada estágio
de fraturamento. As linhas em azul claro
representam o topo e base das fraturas.
Figura 11 Alturas de fraturas em Barnet Shale e
distância dos aquíferos (Fisher e Warpinski, 2011)
Entendemos
que
a
probabilidade
de
intercomunicação direta entre zonas de HC e
aquíferos via fraturamentos hidráulicos é
baixíssima. Entretanto, a presença de uma rede
de fraturas cria
das/ativadas por FH poderia acelerar o transporte
de fluidos via a massa rochosa para apenas
alguns anos em vez de décadas ou séculos
(Myers, 2012). Existem ainda regiões com
comunicação natural (vide o caso de injeção de
água no campo de Tordis) onde se deve evitar a
realização de FH.
A avaliação da contaminação dos aquíferos rasos
de água doce por zonas de água de alta
salinidade mais profundas pode ser feita pela
+
2+
+
análise iônica (Br , Cl , Na , Sr e Li ) e razão
87
86
2
18
16
entre isótopos,
Sr/ Sr,
H/H,
O/ O e
228
226
Ra/ Ra. Em um estudo em uma área de
Marcellus verificou-se salinização da água doce
mais rasa não correlacionada com poços em
shale, provavelmente devido a rotas geoestruturais (Warner et. al., 2012). Naturalmente,
esta área deve ser considerada sensível, exigindo
projeto e execução de FH com medidas
preventivas e monitoração.
Observemos que a contaminação de águas
superficiais
pode
também
decorrer
de
derramamentos de fluidos e por descarte de
fluidos oriundos da construção e operação dos
poços. Os riscos de contaminação variam de
região para região.
A contaminação de poços de água com metano
pode decorrer de causas naturais (através das
formações no tempo geológico), de poços de gás
em produção ou abandonados, de minas de
carvão, de aterros, de armazenamento de gás em
rochas reservatório, de gasodutos e outras fontes
(Rosemary Capo, 2014). O diferencial da
comunicação das zonas de gás com os aquíferos
reside na maior mobilidade deste. O metano pode
permear até mesmo em micro-anulares dos anéis
de cimento entre o poço e revestimento ou entre
revestimentos e chegar à superfície. Neste caso a
comunicação levará um tempo significativo e será
de pequena quantidade. Para evitar a migração
de metano via poço por rotas indesejadas
aplicam-se os cuidados já citados mais alguns
específicos como o uso de conexões premium
nos tubos de revestimento e pastas de cimento
especiais.
A distinção entre as fontes de metano se fluxo
natural ou contaminação via poços é difícil a
despeito da evolução dos métodos aplicados,
como o tipo de isótopo de carbono predominante
e a composição do gás (Vengosh et al., 2013).
A despeito do domínio da tecnologia de
construção de poços, especialistas de outras
áreas (Vengosh, 2014) consideram que o
conhecimento atual sobre os riscos às fontes de
água devido à extração de shale gas/oil é ainda
insuficiente e baseado em dados limitados.
Considerações Finais
1. Foram listados os principais argumentos de
defensores e opositores do desenvolvimento
de produção de RNC.
2. Foram apresentadas informações sobre os
processos de desenvolvimento de campos
em reservatórios não-convencionais, com
ênfase na construção de poços, a fim de
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
que os interessados possam distinguir o
riscos ao meio ambiente nas várias fases do
desenvolvimento. Espera-se com isto
distinguir as etapas de fraturamentos
hidráulicos das demais fases de sorte que
estes possam ser corretamente avaliados.
Apresentaram-se conceitos fundamentais em
gerenciamento de risco e análise de
integridade de poços de óleo e gás, como
rotas de risco, barreiras de segurança,
conjunto solidário de barreiras, integridade e
falha da integridade de um poço.
A percepção de riscos na construção e
operação de poços de óleo e gás foi ilustrada
através de pesquisas realizadas junto a dois
grupos distintos de interessados.
Houve consenso entre grupos pesquisados
em 12 rotas de riscos, sendo sete sobre
águas superficiais, duas sobre águas
subterrâneas, duas sobre qualidade do ar
(ventilação de metano) e uma sobre
fragmentação do ambiente. Este consenso
indica a possibilidade de acordo entre os
vários interessados. As preocupações com
falhas de revestimentos e cimentação como
causas de contaminações de águas
subterrâneas estiveram no topo da lista de
215 especialistas.
Os impactos sociais, econômicos, culturais e
psicológicos nas comunidades próximas de
campos de RNC em desenvolvimento foram
apresentados nas linhas de desastres
tecnológicos e bênçãos e mazelas dos
recursos naturais.
A linha de desastre tecnológico foi ilustrada
com o caso do desenvolvimento acelerado
(oil boom) de shale oil no Eagle Ford na
província de Karnes, Texas, a partir de 2011,
com a quantidade de poços de óleo
crescendo de ~120 em 2011 para 625 ao
final de 2012.
Verificou-se que a questão dos poços inativos
(idle wells), órfãos (orphaned wells) e
esquecidos (lost wells) constituem um passivo
ambiental crescente nos EUA a despeito do
esforço das agências governamentais.
Constatou-se que a venda e revenda de
ativos maduros para operadoras de pequeno
porte constitui bom negócio financeiro e um
desastre para o meio ambiente. Este
processo no Brasil pós-monopólio pode gerar
problema semelhante em nosso país.
Foi apresentada uma seção sobre sismos
induzidos. Com referência aos fraturamentos
hidráulicos, entendemos que estes não
induzem sismos com magnitude que coloque
em risco o meio ambiente. Em áreas
geológica-
mente complexas ou que envolvam
habitações deve-se realizar monitoração
sísmica durante os fraturamentos na fase de
exploração e ou início de desenvolvimento.
10. No
tema
gerenciamento
de
água
reproduzimos algumas práticas amigáveis
com respeito ao uso de água. Dentre estas
escolher locações para os poços longe de
cursos de água e de poços de captação de
água potável; coletar amostras de água na
área antes do início da perfuração de poços;
usar materiais apropriados e realizar testes de
integridade dos poços; perfurar as fases
iniciais do poço com ar para reduzir o
consumo de água; usar tanques revestidos
para água de descarte; reutilizar a água
produzida e preferir o transporte de água por
dutos ao por caminhões; selecionar as
melhores técnicas de tratamento de água de
flowback a depender do nível de salinidade.
Enquanto algumas destas sugestões já são
praticadas, outras como ter locações sempre
distantes de cursos de água e poços de água,
podem inviabilizar alguns projetos.
11. Foram apresentadas as causas potenciais de
contaminação do meio ambiente via poços de
gás e óleo. Entendemos que a probabilidade
de intercomunicação entre zonas de HC e
aquíferos via fraturamentos hidráulicos é
baixíssima. Em termos gerais as falhas de
integridade na construção do poço se devem
a cimentação inadequada, vazamento em
conexões de tubos, corrosão, abrasão,
cargas cíclicas, e outros fatores. A despeito
do domínio da tecnologia de construção de
poços, especialistas de outras áreas
consideram que o conhecimento atual sobre
os riscos às fontes de água devido à extração
de shale gas/oil é ainda insuficiente e
baseado em dados limitados.
12. Os resultados das análises realizadas neste
artigo
indicam
que
é
possível
o
desenvolvimento seguro das reservas de gás
e óleo em reservatórios do tipo tight gas,
shale gas e shale oil com a tecnologia
disponível, desde que a legislação e os
procedimentos estabelecidos sejam seguidos
à risca.
Sugere-se que as universidades e institutos
de pesquisa criem ou reforcem linhas de pesquisa
no tema integridade de poços em reservatórios
não convencionais. Sugere-se que as agências
governamentais e entidades da indústria e
sociedade civil patrocinem estudos científicos
com
equipes
multidisciplinares,
pois
o
gerenciamento de risco na indústria de gás e óleo
transcende as
questões de engenharia e a simples transposição
do modelo americano do norte não é adequada à
realidade brasileira.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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AGRADECIMENTOS
Agradecemos à Petróleo Brasileiro S.A. por
autorizar a participação dos coautores neste
artigo e a Andrea Nicolino de Sá pelas valiosas
sugestões.