Paulo Portas, investimento Norte Americano e Gás

A frase que me mereceu mais atenção no artigo sobre a visita de Paulo Portas aos EUA foi:

“Na etapa final reuniu-se com líderes da indústria do gás no Texas, com a presidente da câmara de Houston, Annise Parker, e ainda com representantes da comunidade portuguesa no Estado.”

Enquanto o povo enfrenta as restrições da Troika, os empresários e políticos lucram com a miséria, destruição e morte.

Em relação a colaboração de Portugal com a Troika, Portas disse:

“Tenho muito orgulho na forma como os portugueses estão a enfrentar a crise”, afirmou o ministro em Houston.

Paulo Portas e o investimento Americano

Mohave Oil and Gas Corporation

Mohave Oil and Gas Corporation, a wholly-owned sub of  Porto Energy Corp [TSX-V (PEC)], owns five concessions covering 1.4 million acres (1 acre = 0, 404 hectares) in Portugal.

 Porto Energy Corp. é uma companhia internacional de gás e petróleo decidida a explorar crude de petróleo e gás em Portugal, incluindo a avaliação da descoberta de gás. Através de sua subsidiária, Mohave Oil and Gas Coporatiorn (uma corporação do Texas com escritórios em Portugal) a companhia detêm interesses em 5 concessões na Portugal´s Lusitania basin, totalizando 5,844 km2.  Através dos seus esforços para exploração até hoje a companhia identificou 7 grandes “exploration trends” (tendência para exploração. durante as suas concessões e gerou mais de 45 prospecções.

 Mohave Oil and Gas Corporation

Moradas: 11000 Richmond Ave, Ste 585, Houston Texas, 77042,USA e Praça do Príncipe Real, 11 R/C.B Código postal 1250 – 184 Lisboa tel: 213461385

Mohave Oil and Gas Corporation, a wholly-owned sub of  Porto Energy Corp [TSX-V (PEC)], owns five concessions covering 1.4 million acres (1 acre = 4,046.8564224 m2) in Portugal.

Porto Energy Corp. é uma companhia internacional de gás e petróleo decidida a explorar  crude de petróleo e gás em Portugal, incluindo a avaliação da descoberta de gás. Através de sua subsidiária, Mohave Oil and Gas Coporatiorn (uma corporação do Texas com escritórios em Portugal) a companhia detêm interesses em 5 concessões na  Portugal´s Lusitania basin, totalizando 5,844 km2. Através dos seus esforços para exploração até hoje a companhia identificou 7 grandes “exploration trends” (tendência para exploração. durante as suas concessões e gerou mais de 45 prospecções.

WELCOME

 http://www.youtube.com/watch?v=8CipAL9_QrY

Energy visit http://www.portoenergy.com.

 

A Porto Energy Corp. Tem virtualmente 100% dos interesses em 5 concessões localizadas em 6,000km2 de terra em Portugal Lusitania bacin. A empresa descobriu até hoje 2 sistemas de hidrocarbonetos. Através de técnicas modernas de exploração e técnicas desenvolvidas nunca usadas em Portugal, uma equipa de manutenção experiente, e estruturas estáveis de gás e petróleo e a Porto Energy esta bem colocada para se tornar uma companhia de produção de gás e petróleo na UE.

CONCESSÕES

Rio Maior – 2

2 Concessões foram garantidas em Agosto de 2007 e cobre aproximadamente 314,812 net acres. A área contêm 3 “trends” (tendência para petróleo), mas a empresa está a utilizar o 2-D de pesquisa para identificar locais para programas de trabalho futuros.

São Pedro de Moel – 2

Agosto de 2007 cobre aproximadamente 251,059 net acres. Mais de 90% desta concessão fica off-shore em águas relativamente baixas menos de 75 metros. Esta concessão contêm 3 trends e 4 perspectivas bem definidos. A empresa encomendou 1000km2 3-D seismic (vigilância) sobre as áreas de perspectiva. A companhia irá utilizar os dados sísmico para oportunidades com baixo risco.

Cabo Mondego – 2

Agosto de 2007 cobre aproximadamente 272,557 net acres. Aproximadamente 30% da área fica off shore e fica em águas menos fundas que os 75 metros.

Torres Vedras – 3

Agosto de 2007- área aproximadamente com 305, 738 net acres. Reservatórios abaixo dos 400 metros (área alvo). Contem 3 possibilidade e 39 perspectivas. Iremos nos focar num onshore no recife Jurassic onde o principal produto é petróleo. Uma observação 3 –D em 80km2 foi completada e pretendemos instalar poços de exploração.

A empresa acredita que existe mais potencial de se repetirem as descobertas.

Aljubarrota – 3

Agosto de 2007 uma área de 299,986 net acres. Contem 4 locais possíveis e 11 perspectivas . A empresa acabou uma observação 3-D seismic para avaliar O Gás de Aljubarrota e explorar prespectivas Rhodochosite, ambos contem gás natural como a principal fonte de hidrocarbonetos.

A descoberta do Gás foi possível devido a observações sísmicas

 The Aljubarrota Gas Discovery Prospect was defined using 2-D seismic surveys as well as data acquired from four wells that were drilled between 1999 and 2005. A 160 km² 3-D seismic survey was recently completed and the Company intends to re-enter the Alj-4 to collect engineering and geologic data for a future horizontal development.

The sub-salt Rhodochrosite Prospect was identified based on data from wells that were previously drilled in addition to data acquired from 2-D seismic surveys which were performed in 1981 and 1996. To better identify target areas, a new 3-D seismic survey will be utilized to drill the exploration well.

A companhia canadiana Mohave Oil & Gas, que se encontra na região oeste há vários anos atrás de Petróleo, aponta 2011 como o ano do início da exploração.

O início da exploração de petróleo na região Oeste chegou a ser avançada para este ano, mas remetida para 2011.

Segundo  Joe Berardo, parceiro da companhia canadiana, em declarações ao Correio da Manhã, na origem deste atraso esteve a necessidade de adaptar a “ tecnologia de poços direccionais e horizontais“, que deverão ser instalados numa primeira fase nos concelhos de Alcobaça e Torres Vedras.

Ainda de acordo com o empresário, está confirmada a existência de “petróleo em Portugal”, faltando, nesta altura, “encontrar a solução mais económica para o extrair”.

As estimativas da Mohave Oil & Gas apontam a existência de reservas de 500 milhões de barris (159 litros cada) barril de crude no subsolo português, valor que responderia às necessidades do País ao longo de cinco anos. O valor destas reservas está estimado entre os mil milhões de euros e os 35 mil milhões de euros.

A empresa previa, numa primeira calendarização avançada, que a perfuração dos primeiros poços, em Aljubarrota (Alcobaça) e em Torres Vedras, começasse em Maio.

A Mohave está em Portugal desde 1993. Já investiu mais de 40 milhões de euros na prospecção de petróleo e de gás. As quatro concessões que a empresa detém vigoram até 2015.

 

A Pesquisa de Petróleo em Portugal

EM RESUMO …

Apesar de alguns trabalhos de pesquisa terem sido realizados ( mapa) ao longo dos anos nas bacias sedimentares portuguesas, pode considerar-se que estas se encontram subavaliadas. Mesmo a bacia Lusitânica, a mais pesquisada das bacias portuguesas, com uma densidade de sondagens da ordem de 2,4 por 1000 km², é disso um bom exemplo.

Os resultados das sondagens foram muitas vezes encorajadores e não existem dúvidas da presença – pelo menos em algumas das bacias – de todos os componentes (rochas mãe maduras, reservatórios selados e armadilhas) necessários a potenciais acumulações económicas de petróleo. Contudo, ainda não existe produção em Portugal.

As bacias “tradicionais” (Porto, Lusitânica e Algarve) continuam a estimular a pesquisa com a procura de novos objectivos que permitam obter descobertas comerciais, como é comprovado pelo continuado interesse das companhias que continuam a achar que vale a pena investir na pesquisa em Portugal.

As áreas de fronteira – as bacias mais profundas e exteriores para Oeste e Sul da plataforma continental – apresentam novas oportunidades de pesquisa, particularmente tendo em conta os termos contratuais e um regime fiscal muito favoráveis.

HISTÓRIA DA PESQUISA

As primeiras sondagens de pesquisa foram efectuadas no início do século passado. Estas eram, na maioria, pouco profundas e localizadas junto a ocorrência de rochas impregnadas por petróleo à superfície (seeps), no onshore, Norte e Sul da bacia Lusitânica.

 Em 1938 foi emitido um alvará de concessão para pesquisa de petróleo e substâncias betuminosas, abrangendo as bacias Lusitânica e do Algarve. Por várias vezes houve transmissão dos direitos desta concessão, que se manteve activa até 1968.

Durante o período de vigência da concessão foram adquiridos, no onshore da bacia Lusitânica, cerca de 3264 km de sísmica de reflexão, na maioria mono-canal, levantamentos de gravimetria e um pequeno levantamento magnético perto de Lisboa.

Nesta bacia foram ainda efectuadas 78 sondagens de pesquisa, das quais apenas 33 atingiram profundidades superiores a 500 m. Muitas destas sondagens apresentaram fortes indícios de petróleo e algumas atingiram produção sub-comercial. Durante este período, na bacia do Algarve, apenas foram efectuados levantamentos de gravimetria.

Depois do abandono desta concessão, sob nova legislação de petróleo, as áreas de prospecção e pesquisa, onshore e offshore, foram divididas em blocos, tendo por base uma malha regular e postos a concurso internacional. Do concurso resultou a assinatura de 30 contratos para áreas no offshore, em 1973 e 1974. O último destes contratos terminou em 1979. Durante este período foram realizados cerca de 21237 km de levantamentos sísmicos de reflexão multi-canal, gravimétricos e magnéticos. Para além destes levantamentos foram efectuadas 22 sondagens, 5 das quais na bacia do Porto, 14 na bacia Lusitânica e 3 na bacia do Algarve. Todas as sondagens foram fechadas e abandonadas, embora algumas tenham apresentado muito bons indícios de petróleo e duas delas,  Moreia-1 e  14 A-1, produziram pequenas quantidades de óleo em teste com broca.

Depois de 1979, a pesquisa abrandou consideravelmente no offshore. Todavia, em 1978 ressurge o interesse pelo onshore. Assim, de 1978 a 2004, foram atribuídas 39 áreas, das quais 23 concessões no onshore da bacia Lusitânica (duas destas abrangem lotes no onshore e no offshore), 15 concessões no offshore (11 na bacia do Porto, 3 na bacia do Algarve e 1 na bacia Lusitânica) e 1 licença de avaliação prévia no deep-offshore da bacia do Algarve. Durante este período foram efectuadas 28 sondagens, das quais 23 no onshore da bacia Lusitânica e 5 no offshore (3 na bacia do Porto e 2 na bacia do Algarve). Também em muitas destas sondagens foram encontrados bons indícios de petróleo, sobretudo óleo. Foram ainda adquiridos cerca de 36000 km de sísmica convencional, dos quais cerca de 27600 no âmbito de campanhas de sísmica multi-cliente – cerca de 4600 km pela GSI em 1984 e cerca de 23000 km pela TGS-NOPEC de 1999 a 2002.

Na sequência do levantamento sísmico e gravimétrico no deep-offshore realizado pela TGS-NOPEC em 1999-2002, foi lançado, em 2002, o Concurso Público para Atribuição de Direitos de Prospecção, Pesquisa, Desenvolvimento e Produção de Petróleo no Deep-Offshore. O grupo formado pelas empresas  Repsol-YPF (Espanha) e  RWE-Dea (Alemanha) candidatou-se aos blocos 13 e 14, que foram adjudicados em 2005.

No final de 2006, apenas uma companhia operava em Portugal, Mohave Oil & Gas Corporation, detentora de 2 concessões no onshore da bacia Lusitânica. Na região de Alcobaça, a Mohave encontrou fortes indícios de gás em duas das sondagens realizada e, na região de Torres Vedras, tem realizado um conjunto de sondagens, com recuperação de óleo em fracturas e iniciou testes de produção. A empresa adquiriu ainda 760 km de sísmica no offshore e 224 km no onshore. Esta sísmica e estas sondagens já foram consideradas nos totais atrás referidos.

Em 2007 houve um significativo incremento na prospecção e pesquisa de petróleo em Portugal com a assinatura de 12 novos contratos de concessão:

– a 1 de Fevereiro de 2007, 3 contratos de concessão com as empresas  Hardman Resources Ltd.,  Petróleos  de Portugal – Petrogal S.A. e  Partex Oil and Gas (Holdings) Corporation, em consórcio ( “Hardman / Galp /  Partex“), para as áreas Lavagante, Santola e Gamba, no deep-offshore da bacia do Alentejo ( mapa).

Desde 25 de Março de 2010, por transmissão de posições contratuais, estas áreas são detidas pelas empresas  Petrobras International Braspetro B.V. e Petróleos de Portugal – Petrogal S.A., em consórcio (“Petrobras / Galp”);

 

• a 18 de Maio de 2007, 4 contratos de concessão com as empresas Petrobras International Braspetro B.V., Petróleos de Portugal – Petrogal S.A. e Partex Oil and Gas (Holdings) Corporation, em consórcio (“Petrobras / Galp / Partex”), para as áreas Camarão, Amêijoa, Mexilhão e Ostra, no deep-offshore da bacia de Peniche ( mapa) e

 

• – a 3 de Agosto de 2007, 5 contratos de concessão com a empresa Mohave Oil & Gas Corporation, para as áreas Cabo Mondego-2, S. Pedro de Muel-2, Aljubarrota-3, Rio Maior-2 e Torres Vedras-3, no onshore e offshore da bacia Lusitânica ( mapa).

 

Em 2008 o consórcio Hardman / Galp / Partex realizou uma campanha sísmica 2D de 3.307 km na bacia do Alentejo ( mapa) de modo a complementar e apertar a malha da sísmica previamente adquirida na área – a campanha sísmica da TGS-NOPEC registada entre 2000-2002.

Ainda em 2008 o consórcio Petrobras / Galp / Partex realizou uma campanha sísmica 2D de 8.615 km na bacia de Peniche ( mapa) de modo a complementar e apertar a malha da sísmica previamente adquirida pela TGS-NOPEC, entre 2000-2002, nessa área.

A Mohave Oil & Gas Corporation prossegue o processo de aquisição, no onshore, de duas campanhas de sísmica 3D.

Contactos: Teresinha Abecasis; (Chefe da DPEP); email:  teresinha.abecassis@dgge.pt Telef.: +351 21 7969753

Virgilio Cabrita da Silva; (Consultor E&P); email: virgilio.cabritadasilva@dgge.pt Telef.: +351 21 7954871

Endereço

Divisão para a Pesquisa e Exploração de Petróleo; Avenida da República 45, 5º Esq., 1050-187 Lisboa Telef.: +351 21 795 4871

 

Fax:  +351 21 795 4926

D.G.E.G. / D.P.E.P. MAR E TERRA EXPLORADOS PARA PETROLEO OU GÁS EM PORTUGAL.

Big conference, spectacular setting

Conjugate Margins Are (Again) in the Spotlight

By SUSAN R. EATON, EXPLORER Correspondent

Foram feitas descobertas comerciais nas margem norte e central atlântica com interesse industrial nos estudos multi disciplinares das placas tectónicas, sistemas de petróleo e mapas de fontes de rocha. A segunda conferência da margem norte e central Atlântida – co patrocinada pela  AAPG e AAPG’s da região da Europa, entre outros – será no dia 29 de Setembro a 1 de Outubro em Lisboa, Portugal.

O estudo da Portugal’s estratigrafia de afloramento (conhecimento) e petróleos associados permite ter um melhor entendimento da bacia do sistema petrolífero, e ajuda a uma melhor compreensão do que se pode encontrar em deep offshore onde intensa exploração está a decorrer neste momento” diz Nuno Pimentel, membro da AAP.

Segundo Pimentel, um professor assistente de geologia da Universidade de Lisboa, diz que dezenas de poços foram escavados em terra encontraram em Portugal estruturas diapiric.

“ Entender a evolução das margens do norte e centro atlântico, é essencial para definir o sistema petroleiro e o potencial de gás e petróleo nas regiões promissoras” diz Pimentel.

“O potencial de Portugal em petróleo e gás está virtualmente inexplorado”, “No entanto, enfrentamos a Newfoundland e  Nova Scotia, então porque não?”

“ Esperamos que esta conferência ponha Portugal no mapa das bacias petrolíferas no Norte do Atlântico.

Lisboa 2010 irá promover um fórum internacional para investigadores e industrias partilharem conhecimentos geológicos focados no Atlântico centro e norte em secções dedicadas a 3 temas:

Evolução das margens do atlantico;

Sistemas petrolíferos atlânticos

Atlantic margins E&P

 

Cursos serão oferecidos por especialistas internacionais Octavian Catuneanu (Universidade de Alberta, Canada), que irão apresentar as suas aplicações de exploração e produção de petróleo, e  Mateus Esteban  (Carbonates International, Espanha), que irá apresentar uma aproximação de uma multi-scale para se entender reservas de carbonatos e produtos relacionados.

Jurassic Parkway?

 Michael Enachescu, falara no “Late Jurassic Source Rock Super Highway on Conjugate Margins of the

North and Central Atlantic (offshore costa do Canada, Irlanda, Portugal, Espanha e Marrocos.

Enachescu, membro da  AAPG, é o chefe de geofísica na  MGM Energy Corporation baseada em Alberta. Ele dedicou os últimos anos da sua carreira a melhorar o potencial de petróleo e gás na costa este do Canadá, á procura de poços onde as fontes estão preservadas.

PETROLEO em PORTUGAL

A seguir vem um resumo da história da pesquisa de petróleo em Portugal

Onde descobri que em 1938 foi emitido um alvará de concessão de pesquisa de petróleo e Tar Sands (areias betuminosas), em território “português”.

Em 1973/74 foram emitidos 30 contratos de áreas offshore.

 

Desde 1978 a 2004 foram atribuídas 39 áreas de avaliação.

Em 2006 só a Mohave Oil & Gas corporation operava em Portugal. Adquiriu 760 km2 offshore e 224 km2 onshore.

Em 2007 assinaram-se 12 novos contractos

Empresas directamente envolvidas:

Repsol- YPF (Espanha), RWE – Dea (Alemanha), Hardman Resources Ltd, Petroleos de Portugal, Petrogal S.A., Partex Oil and Gas Corporation, Petrobras international, Galp.

A Pesquisa de Petróleo em Portugal

EM RESUMO…

Apesar de alguns trabalhos de pesquisa terem sido realizados (mapa) ao longo dos anos nas bacias sedimentares portuguesas, pode considerar-se que estas se encontram subavaliada. Mesmo a bacia Lusitânica, a mais pesquisada das bacias portuguesas, com uma densidade de sondagens da ordem de 2,4 por 1000 km², é disso um bom exemplo.

Os resultados das sondagens foram muitas vezes encorajadores e não existem dúvidas da presença – pelo menos em algumas das bacias – de todos os componentes (rochas mãe maduras, reservatórios selados e armadilhas) necessários a potenciais acumulações económicas de petróleo. Contudo, ainda não existe produção em Portugal.

As bacias “tradicionais” (Porto, Lusitânica e Algarve) continuam a estimular a pesquisa com a procura de novos objectivos que permitam obter descobertas comerciais, como é comprovado pelo continuado interesse das companhias que continuam a achar que vale a pena investir na pesquisa em Portugal.

As áreas de fronteira – as bacias mais profundas e exteriores para Oeste e Sul da plataforma continental – apresentam novas oportunidades de pesquisa, particularmente tendo em conta os termos contratuais e um regime fiscal muito favoráveis.

HISTÓRIA DA PESQUISA

As primeiras sondagens de pesquisa foram efectuadas no início do século passado. Estas eram, na maioria, pouco profundas e localizadas junto a ocorrência de rochas impregnadas por petróleo à superfície (seeps), no onshore, Norte e Sul da bacia Lusitânica.

Em 1938 foi emitido um alvará de concessão para pesquisa de petróleo e substâncias betuminosas, abrangendo as bacias Lusitânica e do Algarve. Por várias vezes houve transmissão dos direitos desta concessão, que se manteve activa até 1968.

Durante o período de vigência da concessão foram adquiridos, no onshore da bacia Lusitânica, cerca de 3264 km de sísmica de reflexão, na maioria mono-canal, levantamentos de gravimetria e um pequeno levantamento magnético perto de Lisboa. Nesta bacia foram ainda efectuadas 78 sondagens de pesquisa, das quais apenas 33 atingiram profundidades superiores a 500 m. Muitas destas sondagens apresentaram fortes indícios de petróleo e algumas atingiram produção sub-comercial. Durante este período, na bacia do Algarve, apenas foram efectuados levantamentos de gravimetria.

Depois do abandono desta concessão, sob nova legislação de petróleo, as áreas de prospecção e pesquisa, onshore e offshore, foram divididas em blocos, tendo por base uma malha regular e postos a concurso internacional. Do concurso resultou a assinatura de 30 contratos para áreas no offshore, em 1973 e 1974. O último destes contratos terminou em 1979. Durante este período foram realizados cerca de 21237 km de levantamentos sísmicos de reflexão multi-canal, gravimétricos e magnéticos. Para além destes levantamentos foram efectuadas 22 sondagens, 5 das quais na bacia do Porto, 14 na bacia Lusitânica e 3 na bacia do Algarve. Todas as sondagens foram fechadas e abandonadas, embora algumas tenham apresentado muito bons indícios de petróleo e duas delas, Moreia-1 e 14 A-1, produziram pequenas quantidades de óleo em drillstem tests.

Depois de 1979, a pesquisa abrandou consideravelmente no offshore. Todavia, em 1978 ressurge o interesse pelo onshore. Assim, de 1978 a 2004, foram atribuídas 39 áreas, das quais 23 concessões no onshore da bacia Lusitânica (duas destas abrangem lotes no onshore e no offshore), 15 concessões no offshore (11 na bacia do Porto, 3 na bacia do Algarve e 1 na bacia Lusitânica) e 1 licença de avaliação prévia no deep-offshore da bacia do Algarve. Durante este período foram efectuadas 28 sondagens, das quais 23 no onshore da bacia Lusitânica e 5 no offshore (3 na bacia do Porto e 2 na bacia do Algarve). Também em muitas destas sondagens foram encontrados bons indícios de petróleo, sobretudo óleo. Foram ainda adquiridos cerca de 36000 km de sísmica convencional, dos quais cerca de 27600 no âmbito de campanhas de sísmica multi-cliente – cerca de 4600 km pela GSI em 1984 e cerca de 23000 km pela TGS-NOPEC de 1999 a 2002.

Na sequência do levantamento sísmico e gravimétrico no deep-offshore realizado pela TGS-NOPEC em 1999-2002, foi lançado, em 2002, o Concurso Público para Atribuição de Direitos de Prospecção, Pesquisa, Desenvolvimento e Produção de Petróleo no Deep-Offshore. O grupo formado pelas empresas Repsol-YPF (Espanha) e RWE-Dea (Alemanha) candidatou-se aos blocos 13 e 14, que foram adjudicados em 2005.

No final de 2006, apenas uma companhia operava em Portugal, Mohave Oil & Gas Corporation, detentora de 2 concessões no onshore da bacia Lusitânica. Na região de Alcobaça, a Mohave encontrou fortes indícios de gás em duas das sondagens realizada e, na região de Torres Vedras, tem realizado um conjunto de sondagens, com recuperação de óleo em fracturas e iniciou testes de produção. A empresa adquiriu ainda 760 km de sísmica no offshore e 224 km no onshore. Esta sísmica e estas sondagens já foram consideradas nos totais atrás referidos.

Em 2007 houve um significativo incremento na prospecção e pesquisa de petróleo em Portugal com a assinatura de 12 novos contratos de concessão:

–  a 1 de Fevereiro de 2007, 3 contratos de concessão com as empresas Hardman Resources Ltd., Petróleos de Portugal – Petrogal S.A. e Partex Oil and Gas (Holdings) Corporation, em consórcio (“Hardman / Galp / Partex”), para as áreas Lavagante, Santola e Gamba, no deep-offshore da bacia do Alentejo (mapa).

Desde 25 de Março de 2010, por transmissão de posições contratuais, estas áreas são detidas pelas empresas Petrobras International Braspetro B.V. e Petróleos de Portugal – Petrogal S.A., em consórcio (“Petrobras / Galp”);

–  a 18 de Maio de 2007, 4 contratos de concessão com as empresas Petrobras International Braspetro B.V., Petróleos de Portugal – Petrogal S.A. e Partex Oil and Gas (Holdings) Corporation, em consórcio (“Petrobras / Galp / Partex”), para as áreas Camarão, Amêijoa, Mexilhão e Ostra, no deep-offshore da bacia de Peniche (mapa)

–           a 3 de Agosto de 2007, 5 contratos de concessão com a empresa Mohave Oil & Gas Corporation, para as áreas Cabo Mondego-2, S. Pedro de Muel-2, Aljubarrota-3, Rio Maior-2 e Torres Vedras-3, no onshore e offshore da bacia Lusitânica (mapa).

Em 2008 o consórcio Hardman / Galp / Partex realizou uma campanha sísmica 2D de 3.307 km na bacia do Alentejo (mapa) de modo a complementar e apertar a malha da sísmica previamente adquirida na área – a campanha sísmica da TGS-NOPEC registada entre 2000-2002.

Ainda em 2008 o consórcio Petrobras / Galp / Partex realizou uma campanha sísmica 2D de 8.615 km na bacia de Peniche (mapa) de modo a complementar e apertar a malha da sísmica previamente adquirida pela TGS-NOPEC, entre 2000-2002, nessa área.

A Mohave Oil & Gas Corporation prossegue o processo de aquisição, no onshore, de duas campanhas de sísmica 3D.

CONTACTOS: Divisão para a Pesquisa e Exploração de Petróleo

Teresinha Abecasis

(Chefe da DPEP)

email: teresinha.abecassis@dgge.pt

Telef.: +351 21 7969753

Virgilio Cabrita da Silva

(Consultor E&P)

email: virgilio.cabritadasilva@dgge.pt

Telef.: +351 21 7954871

Avenida da República 45, 5º Esq.

1050-187 Lisboa

Telef.: +351 21 795 4871

Fax:  +351 21 795 4926

NÃO AO PETROLEO EM PORTUGAL, NÃO ÀS TAR SANDS (areias betuminosas)

Rede Nacional de Transporte de Gás natural

RNTGN (Rede Nacional de Transporte De Gás Natural)

Rede Nacional de Transporte de Gás Natural, doravante designada por RNTGN, visando assegurar o adequado fluxo de gás natural, a interoperabilidade com as redes a que estejam ligadas e a segurança de pessoas e bens.

O Regulamento aplica -se aos gasodutos de transporte de gás natural de diâmetro igual ou superior a 100 mm e cujas pressões de operação sejam superiores a 20 bar, assim como para os postos de regulação de pressão pertencentes à RNTGN.

A presente portaria teve por base uma proposta da respectiva concessionária, foi precedida de parecer da ERSE e foi notificada à Comissão Europeia, na fase de projecto, em cumprimento do disposto na Directiva n.º 98/34/CE, do Parlamento e do Conselho de 22 de Junho, relativa ao procedimento de informação no domínio das normas e regras técnicas.

Siglas e definições

1 — No presente Regulamento são usadas as seguintes siglas:

BV — estação de válvulas de seccionamento; GRMS — estação de regulação e medida para alta pressão; JCT — estação de válvulas de seccionamento e derivação; PE — ponto de entrega de GN; PRP — posto de regulação de pressão;

RNDGN — Rede Nacional de Distribuição de Gás Natural;

RNTGN — Rede Nacional de Transporte de Gás Natural;

SCADA (supervisory control and data acquisition) — sistema de controlo, supervisão e aquisição de dados.

Diário da República, 1.ª série — N.º 68 — 6 de Abril de 2011

2 — Para efeitos do presente Regulamento entende -se por:

«Atravessamento» o cruzamento da tubagem com outras infra -estruturas, nomeadamente ferroviárias, rodoviárias e cursos de água;

 «Comissionamento» as actividades requeridas para pressurizar com gás e colocar em operação as tubagens, estações, equipamentos e acessórios;

«Componentes do gasoduto» os elementos a partir dos quais o gasoduto é construído, nomeadamente:

a)    Tubos, incluindo curvas enformadas a quente;

b) Acessórios, designadamente reduções, tês, curvas e cotovelos de fábrica, flanges, fundos copados, pontas soldadas, juntas mecânicas;

c) Equipamentos, designadamente válvulas, juntas de expansão, juntas de isolamento, reguladores de pressão, bombas, compressores, reservatórios de pressão;

d) Fabricações, transformadas a partir dos elementos referidos em cima, tais como colectores, reservatórios de purga de condensados, equipamentos de lançamento/recepção de «pigs», medida e controlo de caudal;

«Descomissionamento» as actividades requeridas para colocar fora de serviço qualquer tubagem, estação, equipamento ou acessório que contenha gás;

«Emergência» a situação que pode afectar a segurança das operações do sistema de fornecimento de gás e ou a segurança de pessoas e bens, requerendo acção urgente;

«Ensaio de estanquidade» um procedimento específico para verificar se os gasodutos e outros componentes do sistema cumprem os requisitos de estanquidade de fugas;

«Ensaio de resistência mecânica» um procedimento específico para verificar se os gasodutos e outros componentes do sistema cumprem os requisitos de resistência mecânica;

«Entidade inspectora» a entidade que realiza a actividade de inspecção, reconhecida pela DGEG ou proveniente de um Estado membro da União Europeia ou do Espaço Económico Europeu, com acreditação efectuada por um organismo nacional de acreditação na acepção dada pelo Regulamento (CE) n.º 765/2008, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 9 de Julho, de acordo com a EN ISO/IEC 17020;

«Estação» uma instalação para processamento ou operação do sistema de fornecimento de gás natural;

«Factor de segurança» um factor aplicado aquando do cálculo da espessura da parede da tubagem ou da pressão admissível;

«Faixa de servidão» a faixa de terreno sobre a qual são constituídos, ao longo de toda a extensão dos gasodutos e nos termos legalmente fixados, direitos de acesso e de ocupação e ainda restrições ao uso dos solos e subsolos necessários às actividades de estudo, construção, conservação, reparação e vigilância de todo o equipamento necessário ao transporte de gás;

«Gás» o combustível que está no estado gasoso nas condições de referência de acordo com a norma ISO 13443/96. Para efeitos deste Regulamento, consideram -se condições de referência: 0°C de temperatura, 1,01325 bar de pressão absoluta e 25°C de temperatura inicial de combustão;

«Gasoduto» o sistema de tubagens e equipamentos associados, incluindo as estações, até ao ponto de entrega; «Incidente» uma ocorrência inesperada, que pode ocasionar uma situação de emergência, nomeadamente fuga de gás ou falha das instalações;

«Inspecção» o processo de medida, examinação, teste, aferição ou outra forma de determinar o estado dos componentes do sistema do gasoduto ou da sua instalação, comparando -os com os requisitos aplicáveis;

«Limite elástico» a tensão máxima que o material pode suportar sem sofrer deformações permanentes para provocar o alongamento, do comprimento inicial entre marcas, em relação à secção inicial do provete, de acordo com as normas mencionadas no artigo 3.º;

«Manutenção» a combinação de todas as acções técnicas ou administrativas, no sentido de conservar o componente do gasoduto em operação ou a sua reparação para que o mesmo possa desempenhar a função requerida;

«Pig» (equipamento de limpeza e inspecção) um equipamento que é conduzido através do gasoduto sob a acção do fluxo do fluido, para executar várias actividades internas, como por exemplo separação de fluidos, limpeza ou inspecção do gasoduto;

«Ponto de entrega» (PE) limite da instalação da RNTGN, com acesso da via pública, com válvula de seccionamento e junta isolante, onde se faz a entrega de GN à RNDGN ou aos promotores de instalações com acesso directo à RNTGN;

«Posto de regulação de pressão» (PRP) equipamentos instalados num ponto da rede submetido a uma pressão de serviço variável com o objectivo de assegurar passagem de gás para jusante em condições de pressão predeterminadas;

«Pré -comissionamento» as actividades incluindo, entre outras, limpeza e possível secagem, que devem ser executadas antes do comissionamento do gasoduto;

«Pressão de operação» a pressão num sistema sob condições normais de operação;

«Pressão de projecto» a pressão que serve de base para o cálculo e projecto do sistema;

«Pressão de ensaio» a pressão a que o sistema é sujeito antes da entrada em serviço, para assegurar a operação em segurança;

«Pressão máxima de operação» (PMO) a pressão máxima a que o sistema pode operar continuamente, dentro das condições normais de operação sem risco de falha de equipamento;

 «Recomissionamento» as actividades requeridas para repor em serviço uma infra -estrutura descomissionada;

«Sistema de controlo da pressão» um sistema que inclui a regulação e segurança da pressão e, eventualmente, o seu registo e um sistema de alarme;

«Temperatura de operação» a temperatura do sistema sob condições normais de operação;

«Temperatura de projecto» a temperatura que serve de base para o cálculo do projecto;

«Tensão perimetral σ» (sigma) o esforço de tracção actuando tangencialmente à circunferência exterior da secção recta das tubagens, produzida pela pressão do fluido no seu interior.

Medidas de segurança

1 — De modo a garantir a segurança no projecto, construção e operação da RNTGN, tendo em consideração as condições de segurança e ambientais existentes, devem ser tomadas as medidas indicadas na lista seguinte, que não é exaustiva e que poderá não incorporar todas as medidas necessárias em cada ocasião:

a)    O estabelecimento de uma zona para controlo de todas as actividades de terceiros de forma a salvaguardar o gasoduto contra interferências;

b)   Na vizinhança das tubagens não podem realizar – trabalhos susceptíveis de as afectar, directa ou indirectamente, sem que sejam tomadas as precauções consideradas suficientes pelo operador da RNTGN;

c) A realização de trabalhos na faixa de servidão do gasoduto carece de apreciação técnica pelo operador da RNTGN e, em casos devidamente justificados, de autorização prévia da entidade licenciadora, a qual deverá dar o seu assentimento ao método de realização dos trabalhos, podendo impor as condições que considerar necessárias para manter a segurança do gasoduto;

c)    Em caso de desacordo entre o dono dos trabalhos e o operador da RNTGN, o diferendo será submetido ao parecer da Direcção -Geral de Energia e Geologia;

e) Em situação de emergência que ponha em risco a segurança de pessoas ou bens, o operador da RNTGN deve promover imediatamente as medidas que entender necessárias para garantir a segurança e comunicá-las à entidade licenciadora, às autoridades concelhias e à autoridade Policial da zona afectada e, se for caso disso, à Autoridade Nacional de Protecção Civil;

f) Quando se usarem vedações para impedir o acesso de terceiros às partes visíveis das instalações, devem as mesmas ter 2 m de altura mínima, serem construídas em materiais incombustíveis e com uma estrutura que assegure uma protecção suficiente contra a entrada de pessoas estranhas ao serviço da instalação. A vedação não deve constituir obstáculo à ventilação e pode ser realizada em rede metálica desde que devidamente ligada à rede de terras da instalação. Deve ainda ser construída de forma a não impedir qualquer intervenção;

Alienação de terrenos afectos a programas de habitação de custos controlados

1 — Os terrenos afectos a programas de habitação de custos controlados, a que se refere o artigo 6.º do Decreto- -Lei n.º 141/88, de 22 de Abril, alterado pelo Decreto –Lei n.º 288/93, de 20 de Agosto, podem ser alienados, em propriedade plena, às seguintes entidades:

a)    Entidades públicas, mediante ajuste directo;

b)   Cooperativas de habitação e construção, instituições particulares de solidariedade social ou empresas privadas que se proponham construir fogos no âmbito de programas sociais de habitação, seleccionadas através de procedimento de concurso.

2 — A alienação de terrenos às entidades referidas na alínea b) do número anterior pode efectuar -se mediante ajuste directo quando se verifique uma das seguintes situações:

a) Ter ficado deserto o concurso público lançado para o efeito;

c)    Ser urgente a obtenção de habitações sociais para o realojamento de populações a desalojar para viabilizar a execução de obras públicas a cargo da administração central;

d)   Haver necessidade de realojamento de residentes em barracas e situações similares;

d) Em caso de força maior.

Alienação de terrenos afectos a programas de habitação de custos controlados

1 — Os terrenos afectos a programas de habitação de custos controlados, a que se refere o artigo 6.º do Decreto–Lei n.º 141/88, de 22 de Abril, alterado pelo Decreto -Lein.º 288/93, de 20 de Agosto, podem ser alienados, em propriedade plena, às seguintes entidades:

a)    Entidades públicas, mediante ajuste directo;

b)   Cooperativas de habitação e construção, instituições particulares de solidariedade social ou empresas privadas que se proponham construir fogos no âmbito de programas sociais de habitação, seleccionadas através de procedimento de concurso.

2 — A alienação de terrenos às entidades referidas na alínea b) do número anterior pode efectuar -se mediante ajuste directo quando se verifique uma das seguintes situações:

a)    Ter ficado deserto o concurso público lançado para o efeito;

b)   Ser urgente a obtenção de habitações sociais para o realojamento de populações a desalojar para viabilizar a execução de obras públicas a cargo da administração central;

c)    Haver necessidade de realojamento de residentes em barracas e situações similares;

d)   Em caso de força maior.

Diário da República, 1.ª série — N.º 68 — 6 de Abril de 2011

 

3 — A alienação de terrenos a instituições particulares de solidariedade social pode, ainda, efectuar -se mediante ajuste directo, desde que respeite, cumulativamente, as seguintes condições:

a)    Serem construídos empreendimentos habitacionais e equipamentos sociais com área bruta igual ou superior a 10 % da área bruta dos fogos;

b)   As instituições adquirentes obrigarem -se a gerir esses empreendimentos e equipamentos pelo período mínimo de 15 anos a contar da data da alienação;

c)    Ficar a entidade alienante, ou entidade por aquela indicada, com o direito de preferência na aquisição destes equipamentos, aplicando -se o preço de venda das habitações de custos controlados.

Artigo 4.º

Preço de aquisição dos terrenos das autarquias locais

Para efeitos do disposto no n.º 1 do artigo 7.º do Decreto- -Lei n.º 141/88, de 22 de Abril, o preço a pagar pelo IHRU ou pelo IGFSS é calculado pela aplicação da fórmula seguinte:

Pv = p × Cf × Cc × Au × Pc (1 – 0,85 Vt) em que:

p:

0,07, quando as despesas com infra -estruturas não tenham sido suportadas pelas autarquias;

0,11, quando as despesas com infra -estruturas tenham sido parcialmente suportadas pelas autarquias;

0,15, quando as despesas com infra -estruturas tenham sido exclusivamente suportadas pelas autarquias;

Cf = factor relativo ao nível de conforto do fogo, conforme definido no artigo 2.º do Decreto -Lei n.º 329 -A/2000, de 22 de Dezembro. Este factor terá o valor 1,1 para as áreas não habitacionais não incluídas nos fogos;

Cc = 0,68;

Au = área útil, determinada nos termos do RGEU, quer para a parte habitacional, quer para a não habitacional, excluindo a área das garagens quando estas estejam incluídas nos fogos;

Pc = preço da habitação por metro quadrado de área útil (a determinar nos termos do n.º 1.º da presente portaria);

Vt = determinável nos termos da alínea b) do n.º 2 do artigo 5.º do Decreto -Lei n.º 141/88, de 22 de Abril, sem prejuízo do disposto no artigo 5.º do Decreto –Lei n.º 288/93, de 20 de Agosto.

Pela Ministra do Trabalho e da Solidariedade Social, Pedro Manuel Dias de Jesus Marques, Secretário de Estado da Segurança Social, em 25 de Março de 2011. — A Secretária de Estado do Ordenamento do Território e das Cidades, Fernanda Maria Rosa do Carmo

Julião, em 24 de Março de 2011.

QUADRO ANEXO

Zonas do País a que se refere o n.º 1 desta portaria

Zona I:

Municípios sede de distrito;

Municípios de Almada, Amadora, Barreiro, Cascais, Gondomar, Loures, Maia, Matosinhos, Moita, Montijo, Odivelas, Oeiras, Póvoa do Varzim, Seixal, Sintra, Valongo, Vila do Conde, Vila Franca de Xira e Vila Nova de Gaia.

Zona II — municípios de Abrantes, Albufeira, Alenquer, Caldas da Rainha, Chaves, Covilhã, Elvas, Entroncamento, Espinho, Estremoz, Figueira da Foz, Guimarães, Ílhavo, Lagos, Loulé, Olhão, Palmela, Peniche, Peso da Régua, Portimão, São João da Madeira, Santiago do Cacém, Sesimbra,

Silves, Sines, Tomar, Torres Novas, Torres Vedras, Vila Real de Santo António e Vizela.

Zona III — restantes municípios do continente

Fracturamento Hidraulico (Gas Fracking)

Fraturamento hidráulico ( fracking gás)

È a propagação de fracturas numa camada de rocha causada pela presença de líquidos pressurizados. Formam-se naturalmente, no caso de veios ou diques, e é um meio pelo qual o gás e o petróleo de fontes rochosas podem “migrar” para reservatórios de rocha.

As empresas de gás e petróleo podem tentar acelerar o processo para libertar petróleo, gás natural, gás de carvão (hulha Gás), ou outras substâncias para extracção, a técnica é chamada de Fraking (fractura) ou hidrofracking. È realizado perfurando um “poço” nas formações rochosas. A energia produzida pela injecção de líquidos altamente pressurizados, cria novos túneis nas rochas que pode aumentar a quantidade para extrair e recuperar combustíveis fosseis. Os operadores tipicamente controlam o declínio das farturas usando “ propante” no líquido injetado, material, como areia, cerâmica, etc, que impedem que as facturas se fechem quando se para a injecção.

Existe hidráulico de baixo volume usado para estimular reservatórios com alta permeabilidade, que pode consumir entre 75.000 a 30.000 litros de líquidos por poço.

E existe também de alto volume que pode usar até 10 a 11 milhões de litros de líquidos por poço, utilizado na extração de tight gás (gás estanque) e poços de shale gás (Gás de xisto). Esta ultima foi banida em alguns países devido aos problemas ambientais, de saúde e segurança.

Produzir fraturamento hidráulico

A técnica é utilizada para restaurar a quantidade a que os líquidos como o petróleo, agua ou gás natural pode ser produzido desde reservatórios subterrâneos naturais. Os reservatórios são geralmente pedras de areia porosas, calcária ou rochas de dolomite, mas também inclui “reservatórios não convencionais” como shale rock (rocha de xisto) ou camas de carvão. Permite a produção de gás natural ou petróleo a partir de formações rochosas muito abaixo da crosta terrestre (geralmente 1,500 – 6,100 metros). A tal profundidade, pode não haver condições suficientes, como pressão suficiente que permita o gás natural ou o petróleo sair da rocha para o weellbore (furo criado com a intenção de explorar e extrair recursos naturais) com boa viabilidade económica. Portanto, criando fracturas direccionadas na rocha é essencial para extrair gás de reservatórios de xisto devido á extrema baixa permeabilidade do  (shale) xisto. As fracturas criam caminhos ligando uma área maior do reservatório para o poço, aumentado a área de onde se pode recuperar gás e líquidos da formação alvo. As chamadas “Super – Fracking”, criar fendas mais fundas e largas na terra para libertar mais petróleo ou gás, permitirá às companhias fracturas mais eficientemente.

Método

Para manter as fendas abertas depois de parar a injecção de fluidos, um propante sólido, muitas vezes areias, é acrescentado ao fluido. A fenda é permeável o suficiente para permitir a saida de fluidos da formação. Fluidos da formação podem ser gás, petróleo, água salgada, água fresca, etc.

A localização de uma ou mais fendas ao longo da área do borehole (poço estreito) é controlado por métodos vários que criam ou fecham buracos de lado do wellbore. È tipicamente utilizado em cased wellbores e em que se acede às zonas de fendas, por perfuração nas áreas de reserva.

Tipos de poços

 Geralmente hydraulic fracturing (fraturamento hidráulico) é feito em poços verticais, mas também é possível fazer em poços horizontais.

Poços horizontais contem wellbores onde o drillhole (furo mais pequeno) final é completado na lateral da extensão paralela á rocha contendo a substancia a extrair.

Fracturamento

Os fluidos injectados na rocha são tipicamente, água barrenta, propantes, e aditivos químicos. Adicionalmente, geles, espumas, e gases comprensados, incluindo nitrogénio, dióxido de carbono e ar podem ser ejectados.

Vários tipos de propante são, areia de sílica, areia resinosa e cerâmica feita pelo homem.

Aditivos químicos são aplicados para ajustar o material injectado á situação geológica específica, proteger o poço, e melhorar a operação, o fluido injectado é aproximadamente 98-99,5% de água. Muitas vezes é acrescentado ácido para as perfurações e limpar a área á volta do wellbore. Estes fluidos de facturas contem agentes de gel solúveis em água que aumenta a viscosidade e eficiência na entrega de propante na formação rochosa.

Durante o processo de fracturar, agentes de redução de viscosidade, como oxidantes e encourage flowback.(encorajadores de repatriamento?).

Os fluidos injectados são até certo ponto recuperados e são manejados por diversos métodos, como injecções debaixo de chão, tratamento e descargas, reciclagem, ou temporariamente armazenados em lagos ou contentores enquanto novas tecnologias são desenvolvidos para lidar com os desperdícios de água e aumentar a sua reutilização.

Apesar das concentrações de químicos seja baixa, o fluido pode ser perigoso devido em parte aos hidrocarbonetos captados da formação.

O equipamento utilizado em campos de petróleo e gás natural normalmente utilizam um liquidificador (slurry blender), altas pressões, bombas de alto volume de fractura e um monitor de unidade. Equipamento associado inclui tanques, unidades de armazenamento e lide de propante, ferro tratado a alta pressão, um aditivo químico, etc. equipamento de fracturas operam a vários níveis de pressões e aprofundamento de injecção, pode atingir até 100 MPa (15,000 psi) e 265 L/s (100 barris por minuto).

Emissão de gases libertados para a atmosfera por fractura hidráulica pode ser detectado ao controlar os gases na atmosfera, e pode ser quantificado diretamente via Eddy covariance.

Extracção horizontal

Desde o inicio de 200, avanços na perfuração e na tecnologia tornaram a perfuração horizontal muito mais económica. É particularmente útil em shale oil e formações de gás que não tenham permeabilidade suficiente para produção económica em poços verticais.

Terminologia

Fracture Gradient: A pressão para fracturar a formação a uma profundidade particular dividida pela profundidade. Um Fracture gradient de 18 kPa/m (0,8 psi/foot) implica que a uma profundidade de 3 Km a pressão de 54Pa (8,000 psi) provocará uma fractura hidráulica.

ISIP – Inicitial shut In Pressure : pressão medida imediatamente depois de parar a injecção. O ISIP dá-nos a medida da pressão na fractura no wellbore ao recolher dados do líquido de fricção.

Leakoff – perda de fluido hidráulico do canal para as rochas permeáveis em redor.

Fracturing fluid – fluido usado durante as fracturas hidráulicas no tratamento de petróleo, gás, ou poços de água. Tem duas importantes funções principais.

Abrir e expandir a fractura. E Transportar o proppant através da fractura.

Proppant: partículas suspensas no fluido  que é usado para segurar fracturas abertas depois de um tratamento de hidraulic fracturing, criando um caminho que os fluidos podem seguir. Grãos de areia e material de cerâmica artificial são proppants comuns.

Fracing (Fracking) é uma versão mais pequena de fracturing.

Preocupações ambientais 

Preocupações ambientais devido ao uso de fracturamento hidraulico inclui uma potente contaminação de lençóis de água, riscos na qualidade do ar, e a potencial imigração de gases químicos para a superfície, o lixo, e os efeitos na saúde.

Com o explosivo crescimento de poços de gás natural nos EUA, uma investigação conduzida por Valerie Brow concluiu que em 2007 “ a exposição pública a muitos dos químicos envolvidos em produção de energia irão aumentar, com consequências incertas”

Enquanto a EPA reconhece o potencial de contaminação. A administradora da EPA Lisa Jackson testemunhou num comité do senado “ não estou a par de nenhuma prova em que o processo de fracking por si afectasse os lençóis de água.” Apesar de relatórios que provam o contrário.

Em Janeiro de 2012, um grupo de doutores pediu um muratorium sobre fracking em áreas populacionais até os efeitos na saúde se perceberem melhor.

Emissões gasosas e poluição

 Um grupo de emissões associadas aos gás natural, são as emissões libertadas na combustão. Estas emissões incluem partículas de matéria, Óxidos de azoto, dióxido de enxofre, dióxido de carbono e monóxido de carbono. Outro grupo que esta constantemente a ser libertado para a atmosfera estão ligados directamente ao gás natural em si, que são composto de metano, etano, líquido condensado, compostos orgânicos voláteis (VOCs) que são especialmente fortes no impacto na saúde são benzens, tolueno, etilbenzeno, e wylene. Efeitos na saúde inclui, problemas neurológicos, defeitos de nascença, e cancro.

O ozone já mostrou ter impacto nas função pulmonar, aumento de doenças respiratórias, e é especialmente perigoso no desenvolvimento pulmonar das crianças.

Um estudo da Universidade de Duke examinou metano nos lençóis de água na Pennsylvania e New York, determinou que os lençóis de água tendem a conter maiores concentrações de assinaturas isotópicas de metano e outros geoquímicos indicadores eram consistentes com fracturas nas formações de xisto profundas, mais do que outra fonte.

A contaminação não vem directamente da injecção de químicos injectados fundo nas formações shale rock mesmo por baixo das reservas de água mas das águas desperdiçadas e químicos para instalações de processamento. Os poços de evaporação permitem que os químicos voláteis na água evaporem para a atmosfera e quando chove estes poços tendem a verter e eventualmente verte para os lençóis de água.

Outra maneira pela qual os lençóis de água ficam contaminados relacionado com fracking é dos tubos construídos temporariamente para transportar a agua contaminada para instalações de tratamento. Estes tubos podem verter e em alguns casos partirem-se  perdendo as aguas contaminadas que vão inevitavelmente contaminar os lençóis de água. O transporte em camiões ou barcos torna-se perigoso devido aos acidentes

 Estudos Epidemiológico que podem confirmar ou regular alguma ligação entre as queixas e fracking são virtualmente inexistentes.

Investigadores da Colorado Scholl of Public Health fizeram um estudo relativo aos potenciais efeitos na saúde, e conclui que residentes perto dos poços de gás podem sofrer exposição química, acidentes das operações industriais, impactos psicológicos como depressão, ansiedade e stress.

O  realizador do filme Gasland premiado em Sundance em 2010, disse que toxinas químicas, cancerígenos conhecidos, metais pesados poluem os lençóis de água.

Um relatório do Massachussetts Institute of Tecnology num relatório em 2011 disse “ há preocupações em relação que estas facturas possam penetrar lençóis de água fresca e contamina-las com fluidos do fracturing, mas não existem provas que isto está a ocorrer. Há, no entanto provas de migração de gás natural para lençóis de água em algumas áreas, certamente a maioria relacionadas com erro humano. Existem desafios ambientais adicionais como na descarga e armazenamento dos fluidos tóxicos.

Contaminação Radioactiva

O New York Time noticiou a existência de radiação nas aguas desperdiçadas por Hydraulic fracturing libertadas nos rios da Pennsyvania. A areia contem minerais suaves radioactivos naturais são usadas em raras ocasiões para encontrar e medir fracturas.

Apesar disso, em 2011 os legisladores estatais e federais não requerem teste de radioactividade nas águas tóxicas das perfurações. Na Pennsylvania, onde as perfurações cresceram em 2008, a maioria da água potável abaixo das estações de tratamento não foi testada para a radioactividade desde 2006.

O New York Times também implica a DEP como amiga da inactividade ambiental das empresas, como só “pedir não legislar” ás companhias de gás para tratarem do seu próprio desperdício em vez de as enviar, para estações de tratamento de águas publicas.

Quimicos usados para fracturar.

A água é de longe o maior componente dos fluidos de fracturar. A operação de perfuração inicial só por si pode consumir 246.000 litros a 2.271.000 litros de líquidos de fractura. Durante o tempo médio de vida de um poço pode requer até 21.200.000 milhões de litros de água.

Os aditivos químicos utilizados no fluido tipicamente representam 2% do total. Durante um tempo médio de vida de um poço, este pode acumular 378.500 litros de aditivos químicos. Incluem biocidas, surfactantes, modificadores de viscosidade, e emulsionantes. Variam de valores de toxicidade. Muitos são utilizados nos produtos domésticos como, cosméticos, sabões, detergentes, polidores, ceras e tintas, alguns são usados produtos alimentares. Apesar de alguns químicos não representem perigos conhecidos, alguns são cancerígenos, alguns tóxicos, e outros neurotóxicos. Exemplo: Benzene (benzeno) (Cancro, deficiência óssea,  (Lead)chumbo (danifica o sistema nervoso e causa distúrbios cerebrais, etilenoglicol ( anticongelante causa morte), metanol (altamente tóxico, borid acid (ácido bórico) ( danos nos rins, morte, 2-Butoxyethanol (causa hemolyis (hemolise) ).

Numa investigação da US House of Representatives dos químicos utilizados em hidraoulic fracturing mostra que dos 750 componentes utilizados “mais de 650 contem químicos que são conhecidos por provocar cancro, regulado sobre o Safe Drinking Water, ou listados nos poluentes da atmosfera.

Outro estudo em 2011 com o titulo “Natural Gás Operation from a Public Health Perspective identificou 632 químicos utilizados na extracção de gás natural. Só 353 destes estão bem descritos na literatura científica, e destes, mais de 75% podem afectar a pele, olhos, sistemas respiratório e gastrointestinal, 40 a 50% podem afectar o cérebro e sistema nervoso, sistema imunitário e cardiovascular e rins, 37% podem afectar o sistema endocrine (endócrino); e 25% são cancerígenos e mutantes. O estudo refere a possibilidade de efeitos na saúde a longo prazo que podem não ser identificados imediatamente.

Tremores de terra

Um relatório da (USGS) Unied states geolical survey, reportou que terramotos provocados por acção humana foram documentados em algumas regiões, USA, Japão e Canada; “ a causa foi injecção de fluidos em deep wells (poços profundos) para descarga de lixo e recuperação de petróleo, e também o uso de reservatórios de fontes de água.

Gases efeito de estufa

O uso de gás natural em vez de petróleo ou carvão é muitas vezes visto como um amaneira de aliviar o aquecimento global: O gás natural queima mais limpo, e as estações de gás podem produzir até menos 50% menos de gases que estações de carvão. No entanto uma análise de Howarth e tal. Do ciclo poço- consumidor de fracturas para gás natural concluo que 3,6% a 7,9% do metano produzido pelo poço será libertado para atmosfera durante a sua existência.

De acordo com as analises, o metano é um potente gás efeito de estufa, isto significa que durante curtos espaços de tempo, shale gás (gás de xisto) é actualmente pior que petróleo e carvão.

Relações públicas

A considerável oposição as actividades fracking em pequenas aldeias e cidades levou as companhias a adoptarem varias medidas de relações publicas para aliviar os medos sobre o fracking, incluindo o uso de “ tácticas militares para contrapor aos opositores”. Numa conferência onde eram discutidas medidas de relações públicas, um executivo sénior foi gravado a dizer “ download the Us Army/ marine Corps Counterin surgency Manual, porque estamos a lidar com insurreição”, referindo-se aos oponentes do fracking.

GÁS NATURAL

Gás natural

O gás natural é uma mistura de Hidrocarboretos  no subsolo, na qual o metano uma participação superior a 70 % em volume. A composição do gás natural pode variar bastante dependendo de fatores relativos ao campo em que o gás é produzido, processo de produção, condicionamento, processamento, e transporte. O gás natural é um combustível fóssil e uma energia não-renovável.

O gás natural é encontrado no subsolo através de jazidas de petróleo, por acumulações em rochas porosas, isoladas do exterior por rochas impermeáveis, associadas ou não a depósitos petrolíferos. É o resultado da degradação da matéria orgânica de forma anaeróbica oriunda de quantidades extraordinárias de microorganismos que, em eras pré-históricas, se acumulavam nas águas litorâneas dos mares da época. Essa matéria orgânica foi soterrada a grandes profundidades e, por isto, sua degradação se deu fora do contacto com o ar, a grandes temperaturas e sob fortes pressões.

Características

Definição

Pela lei número 9.478/97 ( Lei do Petróleo) o gás natural “é a porção do petróleo que existe na fase gasosa ou em solução no óleo, nas condições originais de reservatório, e que permanece no estado gasoso em CNTP (condições normais de temperatura e pressão) “

  Riqueza

Conjunto de componentes do gás natural mais pesados que o etano (Fração C3+). Se o teor de pesados for superior a 8,0% o gás é considerado rico, se for menor que 6,0% o gás é considerado pobre, se o teor estiver entre 6,0 e 8,0% o gás é considerado de riqueza mediana. A riqueza é um parâmetro importante na seleção da via tecnologica a ser utilizada no processamento do gás.

História do Gás Natural

O gás natural é conhecido pela humanidade desde os tempos da antiguidade. Em lugares onde o gás mineral era expelido naturalmente para a superfície, povos da antiguidade como Persas, Babilónicos e Gregos construíram templos onde mantinham aceso o “fogo eterno”.

Um dos primeiros registos históricos de uso económico ou socialmente aproveitável do gás natural, aparece na China, nos séculos XVIII e XIX. Os chineses utilizaram locais de escape de gás natural mineral para construir auto-fornos destinados à cerâmica e metalurgia de forma ainda rudimentar.

O gás natural passou a ser utilizado em maior escala na Europa no final do século XIX, com a invenção do queimador Bunsen em 1885, que misturava ar com gás natural e com a construção de um gasoduto à prova de vazamentos, em 1890.

Porém as técnicas de construção de gasodutos eram incipientes, não havendo transporte de grandes volumes a longas distâncias, consequentemente, era pequena a participação do gás em relação ao petróleo e ao carvão. Entre 1927 e 1931, já existiam mais de 10 linhas de transmissão de porte nos Estados Unidos, mas sem alcance interestadual, no final de 1930 os avanços da tecnologia já viabilizavam o transporte do gás para longos percursos. A primeira edição da norma americana para sistemas de transporte e distribuição de gás (ANSI/ASME B31.8) data de 1935.

O grande crescimento das construções pós-guerra, durou até 1960, foi responsável pela instalação de milhares de quilómetros de gasodutos, dados os avanços em metalurgia, técnicas de soldagem e construção de tubos. Desde então, o gás natural passou a ser utilizado em grande escala por vários países, dentre os quais podemos destacar os Estados Unidos, Canadá, Japão além da grande maioria dos países Europeus, isso se deve principalmente as inúmeras vantagens económicas e ambientais que o gás natural oferece.

Exploração

A exploração é a etapa inicial dentro da cadeia de gás natural, consistindo em duas fases. A primeira fase é a pesquisa onde, através de testes sísmicos, verifica-se a existência em bacias sedimentares nas reservatórios (estruturas propícias ao acúmulo de petróleo e gás natural). Caso o resultado das pesquisas seja positivo, inicia-se a segunda fase, e é perfurado um poço pioneiro e poços de delimitação para comprovação da existência gás natural ou petróleo em nível comercial e mapeamento do reservatório, que será encaminhado para a produção.

Os reservatórios de gás natural são constituídos de rochas porosas capazes de reter petróleo e gás. Em função do teor de petróleo bruto e de gás livre, classifica-se o gás, quanto ao seu estado de origem, em gás associado e gás não-associado.

• Gás associado: é aquele que, no reservatório, está dissolvido no óleo ou sob a forma de capa de gás. Neste caso, a produção de gás é determinada basicamente pela produção de óleo. Boa parte do gás é utilizada pelo próprio sistema de produção, podendo ser usada em processos conhecidos como re-injeção e gás lift, com a finalidade de aumentar a recuperação de petróleo do reservatório, ou mesmo consumida para geração de energia para a própria unidade de produção, que normalmente fica em locais isolados. Ex: Campo de Urucu no Estado do Amazonas

• Gás não-associado: é aquele que, no reservatório, está livre ou em presença de quantidades muito pequenas de óleo. Nesse caso só se justifica comercialmente produzir o gás. Ex: Campo de San Alberto na Bolívia.

Produção

Com base nos mapas do reservatório, é definida a curva de produção e a infoestrutura necessárias para a extracção, como boa parte do gás é utilizada pela própria unidade de produção é verificada a viabilidade de se comercializar o excedente de gás, caso a comercialização do gás não seja viável, normalmente pelo elevado custo na implantação de infoestrutura de transporte de gás, o excedente é queimado.

Condicionamento

Um reservatório de gás natural

É o conjunto de processos físicos ou químicos aos quais o gás natural é submetido, de modo a remover ou reduzir os teores de contaminantes para atender as especificações legais do mercado, condições de transporte, segurança, e processamento posterior.

O gás natural pode ser armazenado na forma líquida à pressão atmosférica. Para tanto os tanques devem ser dotados de bom isolamento térmico e mantidos à temperatura inferior ao ponto de condensação do gás natural. Neste caso, o gás natural é chamado de gás natural liquefeito ou GNL.

Processamento

• Refrigeração simples;
• Absorção refrigerada;
• Turbo-Expansão;
• Expansão Joule-Thompson (JT).

Transporte

• Gás Natural Comprimido (GNC);
• Gasodutos;
• Gás Natural Liquefeito.

Comercialização

Produção de gás natural por países (países em marrom e vermelho são os maiores produtores mundiais.

Distribuição

A distribuição é a última etapa, quando o gás chega ao consumidor, que pode ser residencial, comercial, industrial (como matéria-prima, combustível e redutor siderúrgico) ou automotivo. Nesta fase, o gás já deve estar atendendo a padrões rígidos de especificação e praticamente isento de contaminantes, para não causar problemas aos equipamentos onde será utilizado como combustível ou matéria-prima. Quando necessário, deverá também estar odorizado, para ser detectado facilmente em caso de vazamentos.

Utilização

O gás natural é empregue directamente como combustível, tanto em indústrias, casas e automóveis. É considerado uma fonte de energia mais limpa que os derivados do petróleo e o carvão. Alguns dos gases de sua composição são eliminados porque não possuem capacidade energética (nitrogênio ou CO₂) ou porque podem deixar resíduos nos condutores devido ao seu alto peso molecular em comparação ao metano (butano e mais pesados).

• Combustível: A sua combustão é mais limpa e dá uma vida mais longa aos equipamentos que utilizam o gás e menor custo de manutenção.
• Automotivo: Utilizado para motores de ônibus, automóveis e caminhões substituindo a gasolina e o álcool, pode ser até 70% mais barato que outros combustíveis e é menos poluente.
• Industrial: Utilizada em indústrias para a produção de metanol, amônia e ureia.

As desvantagens do gás natural em relação ao butano são: mais difícil de ser transportado, devido ao fato de ocupar maior volume, mesmo pressurizado, também é mais difícil de ser liquidificado, requerendo temperaturas da ordem de -160 °C.

Algumas jazidas de gás natural podem conter mercúrio associado. Trata-se de um metal altamente tóxico e deve ser removido no tratamento do gás natural. O mercúrio é proveniente de grandes profundidades no interior da terra e ascende junto com os hidrocarbonetos, formando complexos organo-metálicos.

Actualmente estão sendo investigadas as jazidas de hidratos de metano que se estima haver reservas energéticas muito superiores às actuais de gás natural.

Hidraulic Fracturing

E existe também de alto volume que pode usar até 10 a 11 milhões de litros de líquidos por poço, utilizado na extração de tight gás (gás estanque) e poços de shale gás (Gás de xisto). Esta ultima foi banida em alguns países devido aos problemas ambientais, de saúde e segurança.

SHALE GAS (Gas de Xisto)

Nuno Ribeiro da Silva; especialista em questões energéticas diz:
“A extracção de gás e petróleo a profundidades cada vez mais longínquas obriga a um acompanhamento tecnológico, que hoje a industria já consegue equilibrar, apesar de sempre haver a possibilidade de algo correr mal, seja em offshore e mesmo em on shore”