Especialistas confirmam a pressa demasiada da Agência Nacional do Petróleo em explorar gás de xisto no Brasil e sublinham os efeitos danosos ao meio ambiente na exploração pelo sistema de fracking. Conforme os resultados da prospecção realizada atualmente em Luís Eduardo Magalhães, através de poço exploratório, um dos campos leiloados pode ser o das chapadas do Oeste.
O diretor de Produção da Queiroz Galvão Exploração e Produção, Danilo Oliveira, afirmou que não acredita que o país possa iniciar a exploração do gás não convencional de forma importante dentro dos próximos dez anos. Dentre os empecilhos citados, estão a ausência de regulação, de infraestrutura e equipamentos. “Acho que a realidade do gás de xisto [“shale gas”] no Brasil pode vir a acontecer, mas nunca a curto prazo”, disse a uma plateia de investidores, nesta terça-feira, durante reunião da Associação dos Analistas e Profissionais de Investimento do Mercado de Capitais, realizada no Rio de Janeiro.
Durante consulta pública da ANP sobre o assunto, instituições como Fundação Oswaldo Cruz (Fiocruz) e Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) criticaram a forma e a pressa com que a ANP está conduzindo o tema.
Segundo Barroso, embora a aprovação das regras não aconteça antes do leilão, a “espinha dorsal” da resolução está pronta. “O agente que vai para um leilão desses tem pleno conhecimento do que ele tem que seguir e com o que ele vai ter que se comprometer. Por isso a gente tentou antecipar um pouco essa discussão”, disse o diretor, durante audiência pública. O tema traz forte polêmica já que a exploração do “shale gas” pode ser muito danosa aos lençóis freáticos, por necessitar da injeção de produtos químicos no subsolo, além da explosão de rochas subterrâneas. O uso intensivo de água também é demandado.
A Queiroz Galvão está fora da disputa pelos campos de exploração de gás de xisto, que tem 21 empresas inscritas. Com informações do jornal Valor Econômico, editadas por este jornal.
Neste último dia 21, a ANP realizou audiência pública sobre a prospecção de gás de xisto pelo método de fratura hidráulica, cuja minuta apresentada aos participantes dá uma ideia da complexidade técnica e dos riscos operacionais. Leia a seguir:
AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS
Estabelece os critérios para a perfuração de poços seguida do emprego da técnica de Fraturamento Hidráulico Não Convencional.
A DIRETORA-GERAL da AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS – ANP, no uso de suas atribuições legais, tendo em vista a Resolução de Diretoria nº XXX, de XX de XXXXXX de XXXX, e considerando que a ANP tem como finalidade promover a regulação, a contratação e a fiscalização das atividades econômicas integrantes da Indústria do Petróleo, do Gás Natural e dos biocombustíveis, nos termos do art. 8º, caput, da Lei nº 9.478, de 06 de agosto de 1997;
Considerando que compete à ANP fazer cumprir as boas práticas de conservação e uso racional do petróleo, gás natural, seus derivados e biocombustíveis e de preservação do meio ambiente, nos termos do art. 8º, inciso VIII da Lei nº 9.478, de 06 de agosto de 1997;
Considerando que compete à ANP, valorizar os recursos energéticos nacionais, promover a conservação de energia,e garantir o fornecimento de derivados de petróleo em todo o território nacional, nos termos do § 2º do art. 177 da Constituição Federal.
Resolve:
Art. 1º Ficam estabelecidos, pela presente Resolução, os requisitos a serem cumpridos pelos detentores de direitos de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural que executarão a perfuração de poços seguida do emprego da técnica de Fraturamento Hidráulico Não Convencional.
Parágrafo único. Para fins desta Resolução e seu anexo ficam estabelecidas, além das definições constantes da Lei nº 9.478/1997, da Lei nº 12.351/2012, dos Contratos de Concessão e do Contrato de Partilha de Produção, as definições a seguir:
Análise de Riscos: processo analítico sistemático alinhado com as melhores práticas de engenharia e produto de estudo de equipe multidisciplinar qualificada, no qual são identificados os perigos potenciais do conjunto de atividades a serem desenvolvidas e determinadas qualitativamente ou quantitativamente a probabilidade de ocorrência e a conseqüência de eventos potencialmente adversos, bem como os possíveis impactos ao homem e ao meio ambiente, indicando os critérios de aceitação de risco adotados bem como as medidas para a prevenção e mitigação dos cenários identificados.
Área sob Contrato: Bloco ou Campo objeto de um Contrato de Concessão, Contrato de Cessão Onerosa ou Contrato de Partilha de Produção
Barreira de Segurança: conjunto de elementos capaz de conter ou isolar os fluidos dos diferentes intervalos permeáveis.
Bottom Hole Assembly (BHA): configuração e componentes do final da coluna de perfuração.
Bottom Hole Pressure (BHP): pressão exercida pelo fluido no fundo do poço.
Blowout Preventer (BOP): conjunto de válvulas posicionado na cabeça de poço cuja função é impedir o fluxo inadvertido de fluidos de dentro do poço para o ambiente externo.
Ciclo de Vida do Poço: período durante o qual são desenvolvidas as atividades de projeto, construção, completação, Produção e abandono do poço.
Completação: conjunto de equipamentos de poço que tem como função adequar o poço para a Produção de hidrocarbonetos ou injeção de fluidos.
Efluente Gerado: fluido de retorno resultante do fraturamento hidráulico (flowback), podendo conter fluidos oriundos do Reservatório não Convencional e água de fraturamento.
Fase de Poço: intervalos de poço com mesmo diâmetro de revestimento.
Formation Integrity Test (FIT): teste de absorção realizado a uma pressão máxima pré-determinada.
Fraturamento Hidráulico Não Convencional: técnica de injeção de fluidos pressurizados no poço, com objetivo de criar fraturas em determinada formação cuja permeabilidade seja da ordem de 10-6mD a 1mD, viabilizando a recuperação de hidrocarbonetos contidos nessa formação.
Gerenciamento de Mudanças: processo para assegurar que as mudanças permanentes ou temporárias a serem efetuadas nas Operações, procedimentos, padrões, instalações ou pessoal sejam avaliadas e gerenciadas anteriormente à sua implementação, de forma que os riscos advindos destas alterações permaneçam em níveis aceitáveis.
Indicadores Proativos: indicadores capazes de medir resultados e fazer prognósticos em fases suficientemente precoces, que possibilitem interromper o curso evolutivo, reverter o processo e evitar o fato.
Indicadores Reativos: indicadores capazes de medir resultados após a ocorrência dos eventos.
Intervalo produtor: intervalo do poço que contém o objetivo ou objetivos geológicos do projeto de perfuração, ou seja, o Reservatório não Convencional.
Leakoff Test (LOT): teste realizado com o objetivo de determinar a pressão de iniciação da fratura da formação.
Microssísmica: técnica de medição passiva de sismos de pequena escala que ocorrem no solo como resultado de atividades humanas ou processos industriais como mineração, fraturamento hidráulico, recuperação de Petróleo, fontes geotérmicas ou armazenamento subterrâneo de Gás Natural e que pode ser utilizada para verificar o avanço de uma fratura hidráulica através de uma formação.
Plano de Emergência: conjunto de medidas que determinam e estabelecem as responsabilidades setoriais e as ações a serem desencadeadas imediatamente após um incidente, bem como definem os recursos humanos, materiais e equipamentos adequados à prevenção, controle e resposta ao incidente.
Propante: material granular utilizado no fraturamento hidráulico para sustentar a fratura, impedindo seu fechamento após a interrupção da injeção do fluido de fraturamento e possibilitando a obtenção de um canal permanente de fluxo entre formação e poço depois de concluído o bombeio de fluido e propagação da fratura. São exemplos: as areias, as areias tratadas com resina e os grãos cerâmicos.
Reservatório Não Convencional: Rocha de baixa permeabilidade contendo grande quantidade de hidrocarbonetos, onde se executa fraturamento hidráulico não convencional visando a Produção.
Responsável Técnico Designado: pessoa formalmente designada como responsável pela atividade, que têm competência para o exercício da profissão nas funções e atribuições definidas pelo Operador, em conformidade com a regulamentação profissional vigente no país.
Sistema de Gestão Ambiental
Art. 2º O Operador deverá estabelecer e garantir o fiel cumprimento de um Sistema de Gestão de Ambiental que atenda às Melhores Práticas da Indústria do Petróleo.
Art. 3° O Sistema de Gestão de Ambiental deverá conter um plano detalhado de controle, tratamento e disposição de resíduos sólidos e líquidos provenientes das atividades de perfuração e fraturamento hidráulico, contemplando a estratégia de disposição de Barreira de Segurança.
§ 1º A água utilizada deverá ser preferencialmente água produzida, imprópria para o consumo humano ou animal, ou água resultante de efluentes industriais desde que o tratamento desta água a habilite ao uso pretendido.
Art. 4° O Operador, ao desenvolver o projeto de Fraturamento Hidráulico Não Convencional, deverá garantir que a proteção aos corpos hídricos e solos da região seja priorizada.
Art. 5° A otimização do uso dos recursos hídricos é considerada componente das melhores práticas da indústria.
Art. 6º O Operador deverá estabelecer e divulgar os Indicadores Reativos e Proativos, bem como as metas de responsabilidade social e ambiental. Deverá também publicar em seu sítio eletrônico, anualmente, um relatório de avaliação dos impactos e dos resultados das ações de responsabilidade social e ambiental.
Dos estudos e levantamentos necessários para aprovação das operações de perfuração seguida de Fraturamento Hidráulico Não Convencional pela ANP
Art. 7º A aprovação do Fraturamento Hidráulico não Convencional pela ANP fica condicionada à demonstração, pelo Operador, da realização de testes, modelagens, análises e estudos que concluam pela inexistência de possibilidade técnica de que as fraturas preexistentes ou as geradas durante as atividades de Exploração e Produção de hidrocarbonetos alcancem qualquer corpo d’água existente.
Art. 8º O Fraturamento Hidráulico Não Convencional somente poderá ser realizado em regiões em que o Operador demonstre que o ponto de aplicação das pressões de injeção e o ponto estimado para o maior comprimento de fratura projetada estejam localizados a uma distância segura das bases dos aquíferos, conforme as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo.
§ 1º Fica vedada a perfuração de poços cuja trajetória tenha distância inferior a 200 metros de poços de água potável.
§2º Somente será aceita a aplicação do Fraturamento Hidráulico Não Convencional em poços integralmente revestidos nos intervalos anteriores ao Intervalo Produtor.
§3º O Operador deverá realizar a análise da influência do Fraturamento Hidráulico Não Convencional do poço em questão nos demais poços existentes.
Art. 9º A aprovação do Fraturamento Hidráulico Não Convencional pela ANP dependerá da apresentação pelo Operador, com antecedência mínima de 90 (noventa) dias do início da perfuração, dos seguintes documentos:
Licença ambiental do órgão competente com autorização específica para as Operações de Fraturamento Hidráulico Não Convencional;
Outorga para a utilização dos recursos hídricos, conforme Legislação Aplicável;
Laudo fornecido por laboratório independente acreditado pelo INMETRO para os corpos d’água subterrâneos e superficiais existentes em um raio de 1.000 metros horizontais da cabeça do poço a ser perfurado, contendo, além das análises porventura exigidas pelo órgão ambiental competente: (i) data; coordenadas, e métodos utilizados na coleta; (ii) data, método de análise e resultado das análises; e (iii) identificação do responsável pela análise;
Projeto de poço e fraturamento não convencional, conforme descrito no Anexo I desta Resolução; e
Declaração de Responsável Técnico Designado pela empresa de que o projeto atende aos requisitos legais aplicáveis e que foram realizados os testes, modelagens, análises e estudos alinhados com as melhores práticas de engenharia que permitam concluir que não existe possibilidade técnica de que as fraturas preexistentes ou as geradas durante a atividade alcancem qualquer corpo d’água existente.
§1º O detentor de direitos de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural poderá requerer autorização para a realização de Fraturamento Hidráulico Não Convencional em poços já perfurados, desde que estes poços atendam todos os requisitos da presente Resolução. Neste caso, a documentação listada neste artigo deverá ser apresentada 90 dias antes da data prevista para o início do fraturamento hidráulico.
§2º No laudo a que se refere o inciso III deste artigo devem constar, no mínimo, os parâmetros descritos no Anexo II.
§3º O Projeto de poço e fraturamento não convencional contemplará:
I – projeto de poço com Fraturamento Hidráulico Não Convencional;
II – simulação de fraturas; e
III – análises de riscos.
Art. 10º Toda a documentação necessária para o cumprimento desta Resolução bem como resultados dos testes, modelagens, análises, estudos, planos e procedimentos deverão estar disponíveis na sede do Operador e na locação do poço.
Parágrafo único. A ANP poderá requisitar a qualquer momento a apresentação dos resultados dos testes, modelagens, análises e estudos realizados, os quais deverão ser entregues no prazo de 48 horas, se outro não for especificado na notificação.
Art. 11 A partir da entrega do Projeto de poço e fraturamento não convencional o Operador compromete-se a cumpri-lo fielmente.
Parágrafo único. Caso seja necessário realizar alterações no plano, o Operador deverá submeter tais modificações e o respectivo gerenciamento de mudanças à aprovação da ANP. Caso identificada a necessidade de uma Análise de Riscos, esta deverá estar anexa à documentação enviada.
Projeto de poço com Fraturamento Hidráulico Não Convencional
Art. 12 As especificações do projeto de poço e do Fraturamento Hidráulico Não Convencional devem identificar os riscos relacionados, visando à garantia da integridade durante todo o Ciclo de Vida do Poço e após o seu abandono.
Art. 13 O Programa de revestimento e cimentação deverá considerar os seguintes aspectos:
Após a pega do cimento, o revestimento deve ser testado com pressão e tempo de duração do teste apropriados, no sentido de garantir que a integridade do revestimento será adequada aos objetivos do projeto;
Deverá ser realizado o Leakoff Test a cada início de Fase do Poço, no sentido de verificar a integridade das formações subsequentes;
Os revestimentos devem atender às melhores práticas da indústria do petróleo para revestimentos utilizados em poços onde haverá fraturamento hidráulico;
A cimentação deverá impedir a migração de fluidos das formações mais profundas para qualquer aquífero subterrâneo por meio das estruturas de poço e/ou pela área adjacente à cimentação;
Perfilagem a poço aberto, contemplando, no mínimo, raios gama, resistividade, densidade e calibre. A presença dos aquíferos e demais descrições litológicas devem ser cotejadas e confirmadas;
Após a cimentação deverão ser realizados testes dos perfis de cimentação (CBL, VDL e/ou USIT) nas formações permeáveis e no início da formação seguinte, cujos laudos deverão ser assinados por Responsável Técnico Designado pela empresa, que deverá também atestar que o trabalho atingiu parâmetros aceitáveis, tanto quantitativa quanto qualitativamente. O topo do cimento deve ser explicitado, bem como os resultados dos testes hidrostáticos para a cimentação;
Garantir a existência e integridade de, pelo menos, duas Barreiras de Segurança independentes, solidárias e testadas, isolando as formações porosas e/ou formações contendo hidrocarbonetos e a superfície;
Garantir por no mínimo cinco anos o registro e a armazenagem das pressões do anular durante o Fraturamento Hidráulico Não Convencional.
§ 1º Para atestar a integridade da cimentação deverá ser realizada perfilagem a poço revestido. Na apresentação do produto desse estudo deverão ser informados os parâmetros críticos da cimentação: densidade da pasta, tempo de endurecimento, controle de perda de fluidos, desenvolvimento de resistência à compressão.
§ 2º Alterações de premissas, dificuldades operacionais e outros quesitos que venham a resultar em mudanças no projeto ou nos procedimentos operacionais deverão ser devidamente geridos por meio de sistema de gerenciamento de mudanças estabelecido.
§3º O projeto de poço deverá prever abandono que respeite o critério de duas Barreiras de Segurança permanentes, independentes e solidárias, capazes de isolar as formações porosas das formações portadoras de hidrocarbonetos e da superfície.
Simulação de fraturas
Art. 14 O Operador deverá utilizar método de modelagem dos dados geomecânicos alinhado com as melhores práticas de engenharia, para realizar a simulação das Operações de fraturamento de forma a garantir que as fraturas geradas ficarão contidas na formação (reservatório não convencional).
Análises de riscos
Art. 15 O processo de identificação de perigos e a análise qualitativa ou quantitativa dos riscos, conforme aplicável, deverá identificar os riscos, bem como ações para controlá-los e reduzir a possibilidade de ocorrência de incidentes que possam comprometer a segurança de todas as fases e operações.
Parágrafo único. Caso a ANP considere que o método de Análise de Risco adotado pelo Operador não identifica adequadamente os riscos e/ou as ações para mitigá-los, será exigida a realização de nova Análise de Risco, pelo método indicado pelo órgão regulador.
Art. 16 O Operador deverá considerar nas Análises de Risco os cenários de comunicação entre poços devido às Operações de Fraturamento Hidráulico Não Convencional.
Art. 17 As análises de riscos deverão ser aprovadas pelo Responsável Técnico Designado.
Execução das Operações
Art. 18 O Operador deverá implementar procedimentos operacionais para o Fraturamento Hidráulico Não Convencional, com instruções claras e específicas para execução das atividades com segurança, levando em consideração as especificidades operacionais e a complexidade das atividades, em conformidade com os requisitos do item 17 – Operação e Processo do Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Integridade Estrutural das Instalações Terrestres de Produção de Petróleo e Gás Natural – SGI anexo à Resolução ANP nº 02/2010, no que couber.
Art. 19 O Operador deverá avaliar e demonstrar que os parâmetros esperados do Reservatório Não Convencional, contidos na descrição do poço (Anexo I), foram encontrados, a fim de permitir à ANP concluir se o Reservatório se qualifica como Reservatório Não Convencional.
Art. 20 As linhas de alta pressão utilizadas no Fraturamento Hidráulico Não Convencional deverão ser testadas periodicamente e os relatórios atestando sua integridade, contendo as respectivas datas de validade, devem ser mantidas pelo Operador durante 5 anos e encaminhados à ANP sempre que solicitados, no prazo de 48 horas se outro não for fixado na notificação.
Art. 21 Os parâmetros de bombeio (pressão máxima admissível) devem ser definidos a partir do limite de ruptura do revestimento, da pressão de Operação dos equipamentos de cabeça de poço e de superfície, e dos demais riscos identificados no processo de Análise de Riscos.
Art. 22 Os parâmetros de fundo (BHP máxima admissível) devem ser definidos para as diferentes condições de operação, considerando razão gás-óleo (RGO), proporção de sedimentos e água (BSW), entre outros.
Art. 23 Os requisitos do Item 15 – Inspeção de Equipamentos e Tubulações e do Item 16 – Manutenção de Equipamentos e Tubulações do Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Integridade Estrutural das Instalações Terrestres de Produção de Petróleo e Gás Natural – SGI, anexo à Resolução ANP nº 02/2010, devem ser aplicados no que couber.
Art. 24 Durante as etapas de canhoneio e estágios de fraturamento, o Operador deve empregar microssísmica para demonstrar que os limites inferior e superior das fraturas geradas obedecem às simulações do Fraturamento Hidráulico Não Convencional.
Art 25. O Operador deverá garantir que a força de trabalho tenha treinamento adequado para o desempenho de suas funções e que compreende os riscos identificados nas Análises de Riscos realizadas para o projeto.
§1º O Operador deverá estabelecer os requisitos mínimos dos cargos e funções relacionados às atividades a serem desempenhadas.
§2º O Operador deverá manter uma matriz de treinamento correlacionando as funções aos treinamentos necessários.
§3º O Operador deverá possuir um sistema que permita controlar que a força de trabalho alocada para cada função tenha treinamento adequado, considerando a matriz de treinamento.
Resposta à emergência
Art. 26 O Operador deverá elaborar e garantir o cumprimento de Plano de Emergência, contendo os recursos disponíveis, a relação de contatos de emergência e os cenários identificados na análise de risco, contemplando as questões específicas do fraturamento hidráulico.
§ 1º O Plano de Emergência deverá apresentar os procedimentos, treinamentos, recursos e estrutura necessárias para eliminar ou minimizar as consequências dos cenários acidentais identificados.
§2º Toda e qualquer Operação somente poderá ocorrer após a avaliação da capacidade de resposta à emergência do Operador para lidar com os cenários acidentais associados identificados na Análise de Risco.
§3º Qualquer evento com potencial de dano, tais como falha de integridade do poço, indício de fraturamento alcançando poço vizinho ou corpo d’água, deverá ser imediatamente comunicado, conforme Resolução ANP nº 44/2009, ou outra que vier a substituí-la.
Art. 27 Os requisitos do Item 9. Plano de Emergência do Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Integridade Estrutural das Instalações Terrestres de Produção de Petróleo e Gás Natural – SGI anexo à Resolução ANP nº 02/2010 devem ser aplicados no que couber.
Disposições Finais e Transitórias
Art. 28 Todos os documentos, testes, análises e relatórios a que se refere esta Resolução deverão ser mantidos e arquivados pelo Operador e apresentados à ANP, sempre que solicitado, no prazo de 48 horas, se outro não for fixado na notificação.
Art. 29 A validade da autorização dada para a perfuração e Produção de poços com Fraturamento Hidráulico Não Convencional fica condicionada à manutenção da validade de todas as licenças ambientais necessárias.
Art. 30 Aplica-se à atividade de Produção dos poços abrangidos por esta Resolução integralmente o Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Integridade Estrutural das Instalações Terrestres de Produção de Petróleo e Gás Natural – SGI, anexo à Resolução ANP nº 02/2010.
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Uma consideração sobre “Diretor de empresa petroleira critica pressa da ANP em relação ao gás de xisto”