RISCOS AMBIENTAIS EM POÇOS EM RESERVATÓRIOS TIGHT GAS E SHALE

GAS/OIL COM ÊNFASE EM FRATURAMENTO HIDRÁULICO

1 Valdo F. Rodrigues, 2 Luiz Carlos B. Fontes e 3 Sebastião A. Loureiro

1

Consultor em Engenharia de Poço, DSc,VFRiends Ltda 2 Engenheiro de Petróleo, PETROBRAS/INTER-TEC

3Consultor em Engenharia de Poço, DSc, PETROBRAS;INTER/TEC

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

e-mail: hmol.valdo@gmail.com

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

produção média varia de 10 m3/d (mais antigos) a 23 m3/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 pré-restauração. 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, instala-se 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 2 Esquema de um poço horizontal multi-

fraturado 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 3 Visão em planta de uma rede de fraturas com o poço ao centro (fora de escala).

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.

canhoneados

poço

fratura hf

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 pro- teção 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 derrame de ~ 4,9 milhões de barris (780.000 m3) 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 verifica-se 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 iniciou-se 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

poços órfãos de óleo ou gás

Número de poços órfãos

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 Dakota

1.288 NA

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 mi- neração, 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 625.000 m3 (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 injeção se deu a uma vazão média de 7000 m3 por dia (30 bpm), com pressão equivalente à carga litostática, durante 5,5 meses, com um volume total de 1.115.000 m3. 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 pós-fraturamentos 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 adotou-se 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 termo-elétricas (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.

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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 HC-superfície 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 análise iônica (Br-, Cl-, Na+, Sr2+ e Li+) e razão entre isótopos, 87Sr/86Sr, 2H/H, 18O/16O e 228Ra/226Ra. 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 geo-estruturais (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

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.

3. 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.

4. 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.

5. 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.

6. 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.

7. 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.

8. 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.

9. 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.

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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.