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Moreia -1

Sondagem Moreia-1, no offshore da Figueira da Foz, na bacia Lusitânica.

Moreia-1

Entre 1973 e 1979 foram abertos concursos de pesquisa internacionais e já sob a nova legislação do petróleo que dividia as zonas de pesquiza, onshore (em terra) e offshore (no mar), em blocos. Em duas das sondagens, Moreia-1 e 14 A1, chegaram-se mesmo a produzir pequenas extrações de petróleo em “drillstemtest”.

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Texto abaixo retirado de mestrado: 

Dentro do contexto petrolífero apresentado para o poço Moreia-1, e tendo em vista as recentes interpretações tectono-estratigráficas para esta área (apresentadas de forma resumida ao longo do capítulo Bacia Lusitânica) por parte de STAPEL et al. (1996), RASMUSSEN et al. (1998) e ALVES et al. (2002, 2003a), podemos sugerir, que o momento crítico (geração/migração/acumulação) teria ocorrido após a deposição da Formação Grés Superiores (fase tardia do rifte 2; final do Neojurássico – Figura 43) e antes do período de erosão generalizada no Eocretácico (Neocomiano) que levou á exumação de parte das sequências deposicionais do Neojurássico (TERRINHA et al., 2002), no caso específico, seção superior da Formação Grés Superiores (sequência J50; Figuras 10a, 10b e 15c), observada sobre o alto estrutural formado pela almofada de sal Mo (Figuras 6, 10a e 10b).

Sugere-se assim, que o momento crítico teria ocorrido no final do Neojurássico (fase tardia do rifte 2), pelos seguintes fatos (Figura 43): (i) é o período de maior influência da tectônica salífera no local do poço Moreia-1 (ALVES et al., 2002) e, portanto, a movimentação do sal poderá ter sido responsável pela fraturação do folhelho que serviria de rocha selante à estrutura estratigráfica.

 

 

Potencial para “Plays” de “Shale Gas” da Formação de Mira – (Carbónico, Sul de Portugal).

Será que foi aqui que começou o interesse pelo onshore no Algarve?

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( Algarve, Estremadura, Alto Alentejo e Baixo Alentejo estudados para gás de xisto. Podes ver os mapas das concessões e áreas identificadas )

Mais uma área estudada para Shale gas (Gás de Xisto), o Alentejo continua a ser de Norte a Sul estudado para se descobrir fontes de gás não convencional depois do alto Alentejo na Serra da Ossa, também se procura no Baixo Alentejo.

Potencial para “Plays” de “Shale Gas” da Formação de Mira – (Carbónico, Sul de Portugal).

O Grupo do Flysch do Baixo Alentejo tem vindo a ser apontado como um potencial “play” de “shale gás especialmente na Formação de Mira. Para tal, foram realizadas análises sobre 32 amostras, 26 pertencentes à Formação de Mira e 6 já pertencentes à base da Formação Brejeira, para determinar o grau de maturação (Cristalinidade da Illite) e os parâmetros de geoquímica orgânica (Rock-Eval Pirólise), sendo posteriormente relacionados com dados previamente existentes. A Zona Sul Portuguesa (ZSP) e o seu Grupo do Flysch do Baixo Alentejo (GFBA) foram considerados como potenciais geradores de gás natural não convencional (shale gas). Foram recolhidas algumas amostras das formações Mira e Brejeira. O estudo aqui foi desenvolvido para uma tese de Mestrado em Engenharia Geológica e de Minas no Instituto Superior Técnico (IST), tendo sido realizado no sector central da ZSP, entre as cidades de Almodôvar (distrito de Beja) e Monchique, as análises de geoquímica orgânica foram devidamente embaladas e enviadas para os laboratórios GeoData em Sehnde, Alemanha, os resultados sugerem um estado de maturação avançado para todas as amostras, entre a janela do gás húmido e a sobrematuração. Os resultados de Rock-Eval sugerem um potencial gerador baixo, com indicadores de presença de hidrocarbonetos. Considerando a totalidade do conjunto de dados, as formações parecem ter tido algum potencial gerador aquando da sua deposição tendo gerado e expelido hidrocarbonetos entre o fim do Paleozoico e o início do Mesozoico (Triásico).

“CONCLUSÃO

A Formação de Mira, bem como todo o GFBA no geral, apresenta um elevado grau de maturação e aparenta ter esgotado o seu potencial gerador. Contudo é de salientar que a existência de picos S1 do ensaio de Rock-Eval sugerem a existência de hidrocarbonetos gerados e aprisionados na formação, ainda que em baixas quantidades. Esta situação, aliado à complexa geometria, intercalação de grauvaques e os prováveis custos associados à logistica, limitam severamente a atractividade da região perante a industria petrolífera. Existe no entanto a possibilidade de estas formações terem alimentado um sistema petrolífero com reservatórios convencionais Mesozóicos a Sul, no Algarve, assumindo que exista uma concordância de “Timings” entre maturação, reservatório, selo e armadilha.

“Agradecimentos

PARTEX OIL&GAS (Financiamento de Rock-Eval pirólise e TOC)

Prof. Doutor António Costa e Silva (Orientador)”

Pedro Branco1 , Nuno Pimentel2

1 Instituto Superior Técnico, Engenharia Geológica e de Minas

2 Faculdade de Ciências da Universidade de Lisboa

Informação retirada de documento apresentado no IV Congresso Jovens Investigadores em Geociências, LEG 2014. “Potencial para “Plays” de “Shale Gas” da Formação de Mira (Carbónico, Sul de Portugal).

O povo queria ser “Doutor/Engenheiro” para viver melhor. Pelo caminho esqueceu-se de quem foi! Queria conhecimento para poder ser! E hoje o que é?

Se a biosfera se satura de venenos letais, se o meio ambiente se degrada e polui, se o encombrement ameaça sofucar, afogar e paralisar o homem, todos devem saber se ainda vão a tempo de emendar a civilização, de se defender e de preparar um mundo habitável aos que vierem” . O Suicídio da Humanidade; Lucien Barnier, Cadernos do Século 1970 ( Ano Europeu da Conservação da Natureza.) 

 

Cadaval petrolifero? Nada convencional!

 

A Australis espera pela licença de concessão na área do Cadaval, á qual se candidatou em 2013, se tal acontecer, a empresa espera perfurar nos 3 primeiros anos da concessão. Existem 17 locais específicos para exploração convencional, onde se focará o programa de perfuração. A empresa espera perfurar até aos 2,500 metros.

Num documento publicado na ENMC pode-se ler: “ Como empresa, reconhecemos que estamos cá convidados pelo governo português. Como tal a nossa intenção é operar de modo prudente em todos os aspetos do negócio.”

Australis: “Estamos empolgados com estas oportunidades”, disse, sublinhando que as áreas têm um potencial de exploração comercial de petróleo “altamente elevado”. declarou Ian Lusted ao jornal de negócios. O responsável sublinhou que a Australis Oil & Gas já verificou que existe potencial de gás natural nestas áreas, mas que “agora é preciso descobrir se conseguimos transformar isto num projecto comercial”.

Australis Oil and Gas Portugal foi constituída em Março de 2015, entre os seus vários elementos está Patric Monteleone fundador da Mohave Oil and Gas (Porto Energy) em 1993. Foi chefe executivo da corporação durante a fase de exploração até esta declarar  falência em 2012. A Mohave era a única corporação com programa de exploração on shore activo em Portugal nos últimos 10 anos.

 

Pombal e Gás de Xisto

 

No final de Setembro de 2015 a ENMC em representação do Estado assinou um contrato de concessão petrolífera com Ian Lincoln Lusted em representação da Australis Oil & Gas Portugal, com sede em Lisboa. Em 2017 a empresa iniciará estudos geológicos e geoquímicos do sob solo, para em 2020 iniciar as primeiras sondagens (perfurações) que seguirão até aproximadamente 2030, onde terá de iniciar a fase de produção, que terá um prazo de 25 anos.

No contracto está especificamente um ponto que se refere a leis para a utilização de técnicas de fracturação hidráulica, e que a única possibilidade de utilização è uma lei internacional que elimine a lei portuguesa que a poderá proibir (Para isso as corporações contam com o contracto comercial (TTIP).

Passados 5 anos da data da aprovação de cada plano geral para a produção de petróleo, a concessionária terá de terminar a demarcação dos blocos petrolíferos onde exista evidência de hidrocarbonetos. Perto do Final o contacto específica: “ A concessionária assume total responsabilidade por perdas e danos e pelos demais riscos associados á sua actividade, não existindo qualquer responsabilidade do Estado (…)”

A corporação pode entrar em incumprimento das obrigações contractuais ou atrasar os trabalhos, no todo ou em parte se for causado por “Forças Maiores”.  As forças maiores identificadas pelo estado e pela corporação são: actos de guerra, actos de terrorismo, tumultos, rebeliões ou revoltas civis, terramotos, tempestades ou catastofres naturais, explosões, incêndios ou expropriações, nacionalizações, interferência das autoridades governamentais e ainda greves nacionais ou ragionais ou conflitos laborais (oficiais ou não). Se os motivos de “Força Maior” durarem mais de 15 dias consecutivos, as Partes reunir-se-ão imediatamente para acordarem nas medidas a serem tomadas para a remoção da causa de Força Maior. Se o atrazo dos trabalhos iniciais atingirem os 3 meses consecutivos, a Concessionária poderá anular o contracto por falta de condições para cumprir as suas obrigações.

O Estado vai receber 15 euros por km2 durante os 3 primeiros anos; durante o restante tempo do peridodo inicial 30 euros por km2, na fase de produção 100 euros por km2.

A ENMC proíbe a Concessionária, bem como todas os que trabalham com ela a divulgar dados e a manter confidencial todos os dados e elementos de informação obtidos no decurso das suas actividades, não podendo transmitir a terceiros sem autorização prévia. Excepto quando obrigada por lei, por regras de bolsa de valores, para efeitos de auditoria com vista a participação nas concessões ou transações a serem celebradas com a concessionária. Os dados são confidenciais por 5 anos.

No caso de produção a Concessionária em caso de produção de gás natural, terá de pagar à ENMC, por campo petrolífero:

3% dos primeiros 5 milhões de barris de petróleo equivalente comercializados. (1 barril de petróleo equivalente são: 6000 pés cúbicos de gás= a um barril de petróleo liquido)

6% dos 5 milhões de barris seguintes comercializados

8% dos restantes barris comercializados.

A única responsável em fiscalizar os trabalhos é a ENMC.

No inico de Dezembro a ENMC teve reuniões com 12 câmaras dos concelhos de Pombal e Batalha para informação e colaboração…

 

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Tight Oil ( Shale Oil-Petroleo de xisto) em Portugal!!! Em quantos Locais?

 

Tight OIl

Em 2011 a Mohave Oil and Gas, anunciou uma “joint venture” (acordo) com a Sorgenia B.V. e a Rohol Aufsuchungs Aktiengesellschaft (RAG), para a avaliar fontes não convencionais na Bacia do Porto. As corporações estudaram 1,821Km2. Os trabalhos estiveram na segunda fase até 2014. A Mohave anunciou que não iria para a fase seguinte se não encontrasse financiamento. A Mohave Oil mostrava-se excitada com o acordo para avaliar a fonte de Tight oil na Lower Jurassic (Lias), mas no fim do ano anunciou o abandono das operações. No Barreiro tudo indica que uma das formas de hidrocarbonetos será o Tight Oil, como decerto em muitas outras localidades on shore. E quem sabe nas muitas concessões off shore? Toda a bacia Lusitaniana é considerada a potencial fonte de Tight Oil ( como também de shale gas) ambas necessitam de técnicas como o Fracking.

No poço (ALJ-3) perfurado pela Mohave Oil em Aljubarrota foi para confirmar a presença de Tight Oil no Jurrasic Reef.

O que é o tight Oil?

T.Oil é um petróleo convencional encontrado dentro de reservatórios com muito baixa permeabilidade. Para ser economicamente viável para fluir para o poço de extração sem assistência de tecnologia avançada de perfuração e completion processe, é utilizada normalmente  perfuração horizontal e fracturação para aceder a este tipo de petróleo.

É uma fonte já conhecida há muito das corporações petrolíferas, mas muito cara. Mas, agora com a escassez do petróleo convencional (de fácil acesso) as corporações estão obrigadas a investir nessas tecnologias e avanças para formas de gás e petróleo não convencionais, como o Tight Oil.

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Tipos de “Plays” Tight Oil

Na indústria do gás os depósitos de gás ou petróleo são classificados de “Plays”, que são diferenciadas pela geologia e na tecnologia necessária para produzir petróleo.

Halo Oil

As propriedades do reservatório não tão favoráveis como aquelas dentro da área anteriormente explorada. Necessita de novas tecnologias, como a perfuração horizontal.

Shale Oil

O material da rocha é predominantemente rico em material orgânico que contém petróleo. A rocha é ao mesmo tempo a fonte e o reservatório.

Passos para produção de Tight oil

  • No primeiro ano Identificação das fontes através de testes sísmicos indicadores e petróleo.
  • Depois aquisição das terras, e permissão para perfurar, e recolher amostras.
  • No terceiro ano, avaliação através de produção piloto. Perfuração de poços horizontais e determinar o potencial de produção. Alguns níveis de fracturação poder ser necessária a esta altura e planeamento e aquisição de linhas para oleodutos e estações de tratamento e armazenamento do gás e do petróleo.
  • Quarto ano, testes de produção piloto. Perfuração de vários poços horizontais. Otimização das técnicas de perfuração e fracturação. Planeamento e aquisição de direito á construção de oleodutos.
  • Quinto ano, desenvolvimento comercial. Aprovação do governo para a construção de infraestruturas e técnicas aplicáveis para extração identificadas durante a avaliação. Otimização das técnicas para extração (poços horizontais e fracturação)
  • No 10º ano, Projecto completo e direito a reclamar ao desenvolvimento de poços para extração dentro dos regulamentos nesta parte final.

A tecnologia da perfuração Horizontal

O propósito da tecnologia é aumentar o contacto entre o reservatório e o final do poço. Os poços são perfurados na vertical até uma profundidade que pode ir normalmente dos 1000m ao 3000m acima das reservas e depois é “Kick off” (virado) para um angulo até ficar paralelo ao reservatório. Depois de estar em posição, pode-se estender até 3 ou 4 km. Esta ponta final do poço é conhecida como  “Horizontal Leg”.

 Fractura Hidraulica

Os reservatórios de Tight oil necessitam de alguma forma de estimulação depois do poço ser aberto. O estímulo mais comum utilizado pela indústria petrolífera é referido como Fracturação hidráulica ou Fracking. Este processo implica injectar fluidos no wellbore (poço de produção) já existente ou criar novas fracturas ou caminhos por onde o gás ou petróleo possam fluir para o poço. Isto deve-se á muito baixa permeabilidade das rochas, que não permite o fluir do gás ou petróleo retidos na rocha. Para criar as fraturas, são bombeados fluidos, constituídos por água, químicos e areia. Os químicos são utilizados para reduzir a fricção, evitar o aparecimento de microrganismos e prevenir a corrosão dos materiais. Depois das fraturas estarem abertas, é injectada areia/cerâmica para manter aberta a fractura ceriada. No caso do Tight Oil o processo de fractura hidráulica normalmente envolve múltiplos passos. O volume dos fluidos depende dos níveis de produção depois do tratamento.

Microssísmicas

Estudos Micro sísmicos associados á fractura hidráulica (Fracking) são criados pelo homem no processo de criar caminhos para os hidrocarbonetos fluírem para o poço. As fracturas geralmente são tão pequenas que só lá cabem  grãos de areia ou micro bolas de cerâmica.

Monotorização

Durante as operações de fracturação, é importante saber onde estão as fracturas. Para acompanhar em tempo real o processo de fracturação pode-se utilizar esta técnica ou Pressure responses. No final de estar completa a operação de fracturar, o modelo de microssísmicas pode ser utilizado para definir o limite das fracturas. É utilizado também para definir fontes recuperáveis, áreas de estimulação insuficiente, e assegurar a proteção dos lençóis de água.

Produção Inicial

Depois de ser aberto o poço até ao reservatório, fratura-se a rocha com Tight Oil, são utilizados métodos convencionais para a produção. Isto é realizado com grandes bombas.

Infill Drilling

Em muitos casos, a operaçõe é utilizada para aumentar a produção de petróleo do campo de extração convencional já existente. A tecnologia foi criada para expandir as fronteiras da zona de produção (Sweet spot) dentro da formação petrolífera.

Construção dos poços

O primeiro paço crítico na construção de um poço é a proteção dos lençóis de água. Existem 3 tipos de caixas que são individualmente preenchidas com cimento para criar várias barreiras. Isto é realizado para assegurar que o poço está adequadamente acimentado e capaz de aguentar a pressão associada ao Fracking. Antes da estimulação o poço é testado com pressão para assegurar a sua integridade .

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Os impactos para o ambiente e para a saúde humana são conhecidos pelos estudos das consequências no fracking na extracção de gás de xisto…

Oeste Sustentável e Gás de Xisto?

Convenção “Low Carbon de um OesteSustentável“

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15-07-2014

A OesteSustentável – Agência Regional de Energia e Ambiente do Oeste em parceria com a OesteCIM – Comunidade Intermuniacreagestatus_hres_ptcipal do Oeste organizou nos dias 9 e 10 de julho, a Convenção “Low Carbon de um OesteSustentável – Desafios e Oportunidades, na sede da OesteCIM, em Caldas da Rainha. Depois de um primeiro dia de convenção em que foram apresentados os Planos de Ação para a Sustentabilidade Energética do Oeste (SEAP’s) dos Municípios da Região Oeste, assim como o de outros em fase de implementação, foram debatidos e ajustados pelos técnicos dos municípios presentes, as medidas prioritárias para cada um dos municípios.

(A área do OesteCIM é muito semelhante à área de gás de xisto em Portugal, onde, se a exploração de gás de xisto ou de petróleo não convencional não for parada irá aumentar os gazes efeito de estufa como o Metano ou o carbono (CO2). A poluição é um novo negócio, o de carbono é de biliões, e mais uma vez o lobbing financeiro prepara-se para encher os bolsos:

Video: Cap and Trade ( negócio do carbono)

Foi de seguida apresentado o Observatório Low Carbon (Observatório de Energia e Ambiente dos Municípios Associados da OesteSustentável), sublinhando-se o seu papel na monitorização da aplicação e adaptação das medidas constantes nos SEAP’s, num almejado objetivo de desenvolvimento sustentável, suportado num crescimento económico e numa qualificação ambiental, numa perspectiva de ação local com uma consciência global. Foram posteriormente apresentados diversos mecanismos de financiamento, incentivos e oportunidades na área da eco-eficiência e energia que possibilitarão a implementação destas medidas. O evento concluiu-se com a entrega de um certificado de compensação das emissões associadas a este evento a cada um dos autarcas, tendo sido posteriormente assinado o Pacto Low Carbon para a Sustentabilidade Energética dos Municípios Associados da OesteSustentável.

No discurso de encerramento, o Eng.º Humberto Marques, Presidente do Conselho de Administração da OesteSustentável agradeceu à equipa da OesteSustentável, OesteCIM e técnicos municipais, mencionando que este é o resultado de um longo caminho, iniciado com a elaboração da matriz energética e carbónica da região, destacando também que este “…foi hoje um sinal de grande visão para o futuro…” e concluiu mencionando que a região assumiu esse compromisso, para uma melhor equidade e coesão territorial, afirmando que “É o início de um longo caminho e um caminho feito com um compromisso.”

Os 12 municípios do Oeste comprometeram-se a executar várias medidas que irão permitir reduzir, até 2020, 20% das emissões de carbono e contribuir para a sustentabilidade energética na região. Actualmente na região Oeste são produzidas, por ano, 1,8 toneladas de carbono  No entanto, e de acordo com  o presidente da Agência Oeste Sustentável, Humberto Marques, serão tomadas medidas na área dos edifícios, mobilidade, energia, sector doméstico e dos transportes urbanos, onde encaixa a Linha do Oeste. O responsável considera que é fundamental que haja uma “coesão” intermunicipal bastante firme relativamente à linha férrea pois “não basta tê-la a funcionar, é preciso que tenha muita inovação e possa responder aos desafios do futuro, de uma certa descarbonização”.

Actualmente a iluminação pública, em termos da electricidade consumida pelas autarquias, é a área mais poluente, seguida dos transportes. No entanto, em termos macro, na região é o sector dos transportes que mais emissões faz. Trata-se de um  “sector bastante complexo e difícil de se intervir”, reconhece Rogério Ivan, director executivo da Oeste Sustentável, mas acrescenta que grande parte desse consumo acaba por ser comportamental, “ao pisar mais ou menos no acelerador”. No que se refere às empresas de transportes importa que algumas delas possam modernizar a sua frota e instalações para se tornarem mais “low carbon”.

O responsável destaca o papel da educação e sensibilização, por parte dos organismos públicos, no que respeita ao estímulo à utilização de meios de transporte menos poluentes. Esta posição foi corroborada por Humberto Marques, que destacou que a aposta na redução das emissões de gases de efeito estufa não pode estar limitada ao poder local e central, mas que tem que ser feita em conjunto com os cidadãos, pedindo que também estes colaborem com boas práticas a nível energético.

A assinatura do pacto “low carbon para a sustentabilidade energética dos municípios associados da Oeste Sustentável” foi o culminar de dois dias de convenção, onde especialistas, técnicos e representantes das áreas dos transportes e energias renováveis discutiram as medidas a utilizar para reduzir as emissões, assim como os casos de sucesso que existem a nível nacional nesta área. Com esta tomada de posição conjunta, os autarcas oestinos pretendem colocar-se na linha da frente para a obtenção de apoios comunitários no âmbito do novo quadro. O pacto para a sustentabilidade energética foi também assinado pelo município de Odivelas que, não tendo uma agencia de energia, associou-se ao Oeste.

Para monitorizar o plano delineado pelas autarquias foi criado o Observatório Low Carbon, que periodicamente irá avaliar se as medidas propostas estão a ser cumpridas e, nos casos em que seja necessário, recomendar novos procedimentos. Composto por uma pequena equipa de três membros (um da Oeste Sustentável, outro da OesteCIM e um terceiro da RNAE – Associação das Agencias de Energia e Ambiente), tem como eixos estratégicos, alem das reduções de carbono de cada um dos municípios, a valorização dos recursos energéticos da região e o desenvolvimento de acções de cooperação inter-regional.

De acordo com o coordenador do Observatório, Luís Fernandes, os municípios de Óbidos e Torres Vedras destacam-se na aplicação do plano para a sustentabilidade energética, enquanto que os outros têm aplicado apenas algumas medidas avulsas.

A OesteSustentável foi definida em 2010. Assume compromissos na área da energia, resíduos, fundo regional de carbono, educação criativa para a sustentabilidade, entre outros.

Sua missão: Ser uma Agencia modelo na implementação para a promoção da Gestão Sustentável.

Visão: Agência inovadora para o Combate às alterações climáticas.

Valores: inovação, Cooperação, rigor e responsabilidade

Orgãos Sociais:

Presidente :Eng. Orlando Costa Ferreira, Administrador executivo da Rodoviária Tejo

Primeiro secretário: Eng.o António leal Sanches, director regional da EDP

Segundo secretário: Dr.a Alexandra Batista, AIRO – Associação Empresarial do oeste

No conselho da administração está:

Drº Nuno André Oliveira Mangas pereira, Instituto politécnico de leiria

Entre outros, nos quais vários presidentes de câmara

Porto Energy ( Mohave Oil nad Gas Corp), Concessão do Barreiro e Oracle energy Corp.

Porto Energy ( Mohave Oil and Gas Corp), Concessão do Barreiro e Oracle energy Corp.

A corporação que dá a cara no Barreiro é a Oracle, mas na verdade esta corporação não estaria a apostar na prospecção de gás e petróleo na península de Setúbal, se não fosse a Porto Energy a interceder por ela junto do governo português, a partilhar estudos, informação, técnica e mercado.E principalmente ter recomeçado as prospecções em 2007.

Ambas são corporações em ascensão e ambas querem reinar no Petróleo e Gás europeu, e importantes concessões em África. O petróleo e gás que procuram é semelhante. Outro laço de notar é a ligação à industria petrolífera de Alberta e British Columbia no Canadá. Mais uma vez se reforça a ideia de a técnica de fractura hidráulica ser necessária, mais cedo ou mais tarde, para manter o seu negócio.

 A Mohave aposta tudo na zona oeste de Portugal ( Torres Vedras, Alcobaça, Peniche, Zambujal,etc), mas colabora em troca de % de participação em várias zonas do país.

 A Porto Energy é um empresa internacional de gás e petróleo empenhada na exploração de crude oil e gás natural em Portugal. A Porto é também a Mohave Oil and Gas Corporation ( uma corporação texana com escritórios em Portugal). A empresa detêm 100% de interesse em 7 concessões, na Bacia lusitânia, em Portugal. A empresa já identificou fontes petróleo e gás convencional e não convencional.

VISION AND STRATEGY”

A Porto quer perfurar em Pré sal e avaliar as Lias de petróleo leve no on shore de Portugal. Vai procurando coligações para correr mais riscos e poder ter mais gastos. A empresa utiliza técnicas modernas como informação 3 D seismic, como perfuração horizontal e Underbalance. Estão focados em oportunidades de curto prazo em ambas as extrações, convencional e não convencional para valorizar os  accionistas ( sendo um deles, José Berardo).

A Porto Energy é a única corporação que já extraiu gás do sub solo, largando uma chama de 5 metros, em Aljubarrota e quer o mesmo resultado na concessão do Barreiro. Uma maneira de evitar a extracção de gás na península de Setúbal  e na Costa Vicentina, é parar a Mohave em Alcobaça e noutras áreas de Portugal.

Oracle Energy Corp.

A Oracle Energy Corp. que opera na concessão do Barreiro, á qual chama  “ Property”, que foi garantida em Fevereiro de 2013, cobre uma área de 211, 000 acres ( 855 km2), situadaOracle-Website-Portugal-signing-rev-Des-art-2013-02-12-3 no sul  Bacia Lusitânia.

O período de exploração estende-se até 2021, e será para estudos, desde estudos Geológicos , até airborne gravity, passando pelos estudos sísmicos, onde irão gastar mais de 300.000 euros.

Também reforçou o acordo de 2011, entre a Oracle e a Mohave Oil and Gas Corp. A Mohave vem ajudar na obtenção das concessões junto do governo português. Em troca de um máximo de interesse de 25%, a Mohave ganha o direito de participação  na Concessão do Barreiro.

No relatório NI 43-101 Technical Report, aceite pela TSX-V, da Chapman Engineering Ltd., são apresentadas 2 das 3 areas de gás e petróleo esperadas na “property”; Triassic Pre Sa; Lower Jurrasic não convencional. O terceiro não aparece no relatório devido á pouca informação recolhida.

O relatório apresenta como melhor estimativa a formação de Silves, a melhor fonte será na camada Lias, dada que estamos no  inicio dos estudos e seriam necessárias grandes infraestruturas para explorar totalmente estas fontes consideráveis.

O reservatório de Silves, é semelhante a áreas de produção como a de Gás em Hassi R, Mel Algéria e de Sair, o maior campo petrolífero na Libia, como também de muitos campos de petróleo Do Mar do Norte. Mais perto que estes, será o campo Lias de Ayoluendo na Bacia Basque-Cantabrian no Norte de Espanha.

O Chairman da Oracle, Nasim Tyab relembrou que “ A propriedade” do Barreiro oferece uma forte âncora para a corporação e espera-se que contribua para o crescimento da Oracle.

O Oracle é uma corporação canadiana de gás e petróleo com concessões na Europa e África. A corporação têm uma equipa com 150 anos de experiência combinada em exploração de gás e petróleo, na economia e finanças, e em relações governamentais.

Fontes “não convencionais” de energia fossil em Portugal!

Fontes “não convencionais” foram identificadas em Portugal. Fica a saber o que é, as técnicas e tecnologia de extração de gás e petróleo ” não convencional”. Em Portugal terão de ser utilizadas para extrair o tipo de gás e petróleo encontrado no sub solo on shore e off shore.

Conhece Também uma empresa que funciona em Portugal e que se dedica a vender e a apoiar com técnicas e tecnologia necessária para a extração de gás e petróleo “ não convencional”. A SGS Portugal. Também se fala um pouco da técnica de captura e armazenamento de carbono.

sgs_iso_9001_pt_round_tcl_hrO que são fontes “não convencionais” de fontes de energia?

Os recursos não convencionais são hidrocarbonetos (petróleo e gás) que se encontram em condições que não permitem o movimento do fluido, por se encontrarem presos em rochas pouco permeáveis, ou por se tratar de petróleos com uma viscosidade muito elevada. A sua extração requer o emprego de tecnologia especial, pelas propriedades do próprio hidrocarboneto e pelas características da rocha que o contém.  Atualmente representam uma interessante fonte de recursos, uma vez que muitos deles se encontram em jazidas que se consideravam esgotadas. Calculando-se que se encontram em grandes volumes.

Existem várias formas de petróleo e gás não convencional:

Heavy Oil: Petróleo em estado líquido de alta densidade. Extrai-se da rocha mediante a injeção de vapor ou polímeros.

Oil Shale: Petróleo produzido diretamente a partir da rocha mãe (shale rica em matéria orgânica).

Oil Sands ou areias betuminosas: Areias impregnadas em betume, que é um hidrocarboneto de muito alta densidade e viscosidade. Este betume no seu estado natural não tem a capacidade de fluir ao poço.

Tight Oil: Petróleo proveniente de reservatórios com baixa porosidade e permeabilidade.

Shale Gas: Gás Natural contido em rochas argilosas (shale) com alto conteúdo de matéria orgânica e muito baixa permeabilidade (rocha mãe). Para a sua exploração é necessário perfurar poços horizontais e fraturar a rocha.

indexTight Gas: Gás natural contido em rochas de baixa porosidade e permeabilidade.

Coalbed Methane: Gás natural extraído de capas de carvão. Devido ao seu alto conteúdo de matéria orgânica, o carvão retém uma grande quantidade de gás absorvido.

Hidratos de Metano: Composto sólido similar ao gelo, que contém metano. Este fica preso numa estrutura cristalina de moléculas de água, estável em sedimentos marinhos a profundidades superiores a 300 metros

As técnicas para a sua extração são também “ não convencionais”:

Mineração a céu aberto quando as oil sands são superficiais.

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Poços verticais e injeção de polímeros ou vapor para mobilizar o cru extra-pesado.

Poços horizontais e fratura em caso de Shale ou Tight Oil.

Produção e extração

A produção de gás das rochas mãe que apresentam muito baixa permeabilidade é possível graças à perfuração horizontal, que permite navegar pela capa objetivo, frequentemente com trajetórias que superam os 1000 metros. Existem vários métodos de extração de gás não convencional. Por exemplo, no caso do Shale Gas, os processos de extração são os seguintes:

  • Injeção de milhares de litros de água, areia, e químicos vários.
  • Estas injeções sob pressão provocam uma rede de microfraturas na formação, permitindo assim ao gás preso fluir para o interior do poço.

A revolução não convencional

Os recursos não convencionais podem representar nas próximas décadas uma contribuição decisiva para o fornecimento mundial de energia. O preço do petróleo sobe, as energias renováveis  impõem-se, mas o mundo continua em busca de novas jazidas do velho combustível fóssil, responsável por 80% da matriz energética mundial.

Se acredita que tenhamos algumas décadas de combustível fóssil, cada vez mais raro, cada vez mais caro – afirma João Marcelo Ketzer, coordenador do Centro de Excelência e Inovação sobre Petróleo, Recursos Minerais e Armazenamento de Carbono (Cepac) da PUCRS, um dos principais centros de estudo de reservatórios não convencionais no país. – A transição de um mundo baseado em combustíveis fósseis para um mundo baseado em outra fonte demora – sintetiza

Países  esforçam-se para explorar fontes não convencionais. Em março, o Japão se tornou o primeiro país a extrair gás do chamado “gelo de fogo”. Os hidratos de metano parecem gelo. Encontrados em profundidades superiores a 500 metros e temperaturas de 4°C ou menos, são compostos de moléculas de água em estrutura sólida que aprisionam moléculas de gás natural. Extrair o gás desses reservatórios, frequentes em margens continentais, tem se revelado um desafio que só é compensado por um dado ainda mais intrigante: é provável que haja mais gás natural em hidratos do que em todas as demais fontes fósseis.

Outra fonte não convencional, o gás de folhelho ( gás de Xisto) tem levado os Estados Unidos de importadores a exportadores de gás. Para extrair o tesouro gasoso que fica retido na rocha sedimentar argilosa – o folhelho ou xisto (em Português), ou shale, em inglês –, os americanos fraturam a rocha em diferentes pontos

Ambiente e Economia

Más notícias para o clima – sentenciou o professor de Economia Energética do Instituto de Tecnologia de Massachusetts (MIT) Christopher Knittel, avaliando como a abundância de gás deve levar à queda no preço, também, de carvão e petróleo, muito mais poluentes.

Então, por que continuamos a investir tempo e dinheiro pesquisando essas fontes não convencionais? O próprio Knittel dá a resposta: usar o gás natural como substituto mais limpo dos outros combustíveis fósseis pode representar um grande alívio para o efeito estufa.

– O gás é uma fonte majoritária na geração de energia elétrica, mas nos próximos cinco anos vai emergir como um combustível significativo para o transporte, graças à oferta abundante e às preocupações com a dependência do petróleo e a poluição do ar – projetou a diretora executiva da Agência Internacional de Energia, Maria van der Hoeven, durante a apresentação do Relatório de Médio Prazo do Mercado de Gás, em Junho, em São Petersburgo. – O gás natural tem potencial significante como energia limpa em transporte pesado, em que a eletrificação não é possível.

Quer dizer: necessitamos de combustíveis fósseis se quisermos nos livrar deles a longo prazo.

Ainda assim, foi principalmente o interesse econômico o que moveu a pesquisa de shale gas nos EUA, e a corrida pela autos suficiência energética de países como Japão e Índia, que estão num ritmo apressado na exploração do hidrato. Os nipónicos projetam para 2016 a extração comercial, e os indianos anseiam por a produzir seu estimado 1,9 trilhão de metros cúbicos de gás congelado assim que possível.

GÁS BOM, GÁS MAU !?

A pressa vai na contramão da preocupação ambiental. A técnica de perfuração e fraturamento empregada pelos EUA para extrair gás de folhelho (xisto), injetando uma mistura de água, areia e produtos químicos em alta pressão, incomoda ambientalistas. Eles temem a contaminação de lençóis freáticos pelo vazamento do gás e questionam o tratamento da água utilizada para a fraturação da rocha, um mercado estimado em  US$ 100 bilhões, segundo a ONG WaterWorld

Em dezembro de 2012, a revista National Geographic publicou uma reportagem em que resume os desafios da exploração de gases não convencionais. Sob o título “Gás Bom, Gás Mau”, o texto foi categórico: “Queime gás natural e ele aquece a sua casa. Mas deixe-o escapar e ele aquece todo o planeta”. O mesmo hidrato visto como fonte de combustível do futuro é agente do ciclo de aquecimento global: se a temperatura passa dos 4°C, a gaiola de gelo se rompe e o metano, 23 vezes mais danoso ao efeito estufa do que o CO², é liberado rumo à atmosfera.

Os EUA têm afirmado que a extração de gás de folhelho (xisto) pode ser realizada com relativa segurança. Porém, no caso do gelado hidrato de metano, o buraco é, literalmente, mais em baixo. Segundo João Marcelo Ketzer, o desenvolvimento de tecnologias para explorar o recurso com o menor risco demora, principalmente, porque “é muito caro fazer pesquisa em grandes profundidades”. E os riscos ambientais e dificuldades de produção andam de mãos dadas.

– O que se está estudando é uma tecnologia que não congele o gás no caminho. Uma forma é injetar vapor de água quente dentro do reservatório, que vai derreter o gelo.

Outra técnica experimental envolve injetar CO² atmosférico nos reservatórios, substituindo o metano nos hidratos, e extraindo o combustível ao mesmo tempo em que se presta um serviço de captura de carbono. Mais ponderados que os japoneses, os americanos estimam que a exploração comercial será possível em 2025, com alguma sorte e vontade política

. Enquanto isso, o Brasil prepara seu próprio terreno. E aí, vamos de gás?

Corporação SGS ( Em Portugal)

A SGS oferece uma ampla gama de serviços que suportam o teste e a análise de recursos de gás natural não convencionais. O gás natural não convencional é aquele confinado em reservatórios cuja produção era anteriormente considerada muito complexa ou cara, geralmente porque a tecnologia necessária para alcancá-lo ainda não havia sido inventada ou porque é muito caro para ser economicamente viável. No entanto, à medida que os recursos vão ficando mais difíceis e caros de extrair e a tecnologia vai avançando, fica mais fácil utilizar o gás não convencional. Com isso, extrair esses recursos é uma opção cada vez mais lucrativa. Cada recurso considerado para produção precisa ser totalmente analisado e investigado.

Serviços de recursos não convencionais da SGS

Os serviços de recursos não convencionais da SGS estudam, testam, avaliam e relatam seus recursos e os custos potenciais e o valor associado à sua extração. Através de nosso serviço abrangente, você terá todas as informações necessárias para tomar decisões críticas de negócios, planejar e implementar uma extração lucrativa e otimizar o processo de produção.

Realizamos rotineiramente composições de gás natural no laboratório e no campo. A análise precisa da composição de gás é essencial para uma avaliação econômica precisa do recurso em questão. Combinada com técnicas avançadas, como taxas isotópicas, mineralogia avançada e testes físicos da rocha fonte e gás desenvolvido, oferece informações vitais sobre a origem do gás, incluindo detalhes sobre a continuidade do reservatório, sua compartimentalização, bem como migração.

Petróleo e Gás: Deixe a SGS atestar o sucesso do seu negócio

Esteja a sua empresa envolvida na exploração, extração, refinação, transporte ou comercialização de petróleo, gás, areias petrolíferas ou outros hidrocarbonetos, a SGS oferece uma ampla gama de serviços para dar suporte e otimizar seu negócio. Para apoiar a exploração upstream, oferecemos diferentes serviços que podem ser usados de forma independente ou em conjunto, para melhorar os processos existentes. Na mineralogia aplicada, você pode confiar na SGS para a realização de serviços avançados de qualidade de reservatórios, mineralogia de gás de xisto e análise XRD

Também como suporte às atividades upstream, oferecemos análise de fluidos de reservatório e produção, gestão e distribuição de amostras e serviços de recursos não convencionais, como análise de metano em camada de carvão e serviços de teste de poço. Podemos ajudá-lo a projetar e executar misturas, usar aditivos e outros processos de otimização, onshore, offshore e em trânsito. Se encontrar dificuldade para fazer o seguro de linhas de crédito, pode contar com os nossos serviços de inspeção de comércio, que oferecem medições e análises de nível internacional.

 A SGS é líder mundial em testes, inspeção, certificação e verificação, com sua experiência inigualável, ampla excelência e alcance global. Seja qual for sua área de negócio, contacte-nos hoje mesmo para saber como nossa ampla gama de serviços dedicados a petróleo, gás e areias petrolíferas podem ajudá-lo a ganhar vantagem competitiva

O Grupo SGS Portugal e a Universidade de Aveiro assinaram uma parceria que irá permitir aos mais interessados em Gestão Ambiental frequentar Cursos de Formação Avançada ligados a esta área.

O mercado do ambiente em Portugal está numa fase de franco crescimento devido não só a novas exigências legais, mas também ao facto dos empresários estarem mais despertos para as vantagens e ganhos de eficiência destas ferramentas de gestão.

A SGS Portugal, numa lógica de responsabilidade social e de preocupação com o desenvolvimento sustentável nacional, estreita as suas relações com as instituições de ensino superior, promovendo a articulação entre as mesmas e o meio empresarial.

Tendo como premissa o pressuposto de complementaridade entre a dimensão académica e a empresarial, bem como da sinergia que daí pode advir para a competitividade organizacional, a SGS e a Universidade Fernando Pessoa formalizaram a sua parceria, através da assinatura de um Protocolo, no dia 26 de Maio, no Salão Nobre da UFP-Porto.

Com conjunção dos conhecimentos e experiências destas duas entidades pretende-se não só proporcionar às Universidades uma aproximação ao meio empresarial, mas ainda preencher lacunas de formação identificadas no mercado e qualificar profissionais cujas competências sejam mais adequadas às necessidades das organizações

“Porque o desenvolvimento sustentável não se consegue através de acções cheias de boas intenções mas vazias de resultados, acreditamos no valor desta parceria e no progresso que ela significa não apenas para a SGS e para a Universidade Fernando Pessoa, mas para todos os formandos e organizações que beneficiarão das suas competências” afirmou Ana Pina Teixeira, Presidente do Conselho de Administração do Grupo SGS Portugal.

Mercado de Carbono

original_mercado de carbonoO Mercado do Carbono tem um potencial de crescimento verdadeiramente ímpar e será impulsionado pelo início do primeiro período de cumprimento do Protocolo de Quioto (2008-2012).

Segundo estimativas, Portugal necessitará anualmente de 10 a 20 MtCO2 para cumprir o Protocolo de Quioto e o custo poderá atingir cerca de 2 biliões de euros anuais.

Entre 2008 e 2012, admite-se que a procura suplante em muito a oferta, o que se deve essencialmente aos critérios rígidos aplicados pela Comissão Europeia para a atribuição de emissões, podendo o Plano Nacional de Atribuição de Licenças de Emissões (PNALE) para o período em causa sofrer um corte significativo face à proposta inicial.

“A SGS é um actor privilegiado no Mercado do Carbono, pois oferece os serviços mais rigorosos, credíveis e competitivos em termos de validação e verificação das emissões de GEE. A SGS é reconhecida mundialmente devido à sua independência e objectividade ‘científica’ nesta e noutras matérias”, sustenta Luís Barrinha, director de Certificação de Ambiente e Segurança da SGS ICS.

Na União Europeia, o Mercado do Carbono mais competitivo a nível mundial, a SGS encontra-se acreditada por cada Estado-Membro para exercer a verificação dos dados das emissões de CO2. A nível mundial, e desde 1999, a empresa está acreditada pelas Nações Unidas como Entidade Operacional Designada para a validação de projectos e verificação de emissões reduzidas. Por isso, tanto em Portugal como no resto do mundo, a SGS disponibiliza o seu conhecimento e experiência para apoiar os seus clientes na medição de emissões, na validação das suas metodologias e na verificação dos relatórios de emissões.

A SGS valida igualmente projectos no âmbito do Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (MDL) em todo o mundo, assegurando a fiabilidade técnica, o rigor científico e a credibilidade necessárias para as transacções no Mercado do Carbono.

Outra área de intervenção no domínio do Mercado do Carbono é a de apoio a Projectos de Implementação Conjunta, criando condições para a transacção de unidades de redução de emissões mediante projectos de investimento entre empresas ou países, designadamente países do Hemisfério Norte em desenvolvimento emergente e rápido, como, por exemplo, os países da Europa do Leste

Assumindo o pressuposto da complementaridade de vocações entre a dimensão académica e empresarial e a sinergia que daí pode advir para a competitividade organizacional (patenteada na parceria estabelecida entre a UFP, o CEVAL, Medinorte/Unimed e Cooprofar, dando origem às respectivas Universidades Corporativas), a Universidade Fernando Pessoa irá organizar um seminário intitulado:  “Educação corporativa: educar para a competitividade” a realizar-se no dia 20 de Junho de 2007, pelas 14h30m, no Auditório da Universidade Fernando Pessoa, sito na Praça 9 de Abril nº 349 na cidade do Porto.

O evento será constituído por dois painéis e uma conferência. No 1º painel “A Universidade Tradicional um parceiro a não esquecer” irão explanar os seus pontos de vista, quatro professores da Chamada Universidade Tradicional, mas que têm realizado um vasto trabalho junto do mundo empresario.

Um exemplo do desejo da técnica Prefuração Horizontal em Portugal, Clic; BooooMMMM

 “Berardo quer produzir 500 milhões de barris de petróleo em Portugal” (…) Há alguns anos, já me tinham tentado convencer a investir, mas sabia que era muito difícil extrair petróleo em Portugal devido à geologia, pelo que recusei. Mas com o ‘horizontal drilling’ [ver texto ao lado] já concordei”, disse o investidor ao Diário Económico…”


mohave

Armazenamento de gás natural em Portugal. Onde, como e porquê!

A exploração de energias fósseis requer e vai requer mais e mais água. Toda ela ficará imprópria para consumo humano, mas será vendida como subproduto ou descarregada no mar. O Impacto ambiental já reconhecido será multiplicado em várias frentes.

Potencial de armazenamento subterrâneo em cavidades salinas de gás natural em Portugal.

2013-05-28163527_d6e4ab70-d11d-4b62-932e-ce6d6b693e24$$de105d13-5173-4bbc-8605-3ca2aafefff0$$c000140f-194a-4f99-b061-f4a7af4c1934$$Image1$$pt$$1Excertos de uma dissertação para obtenção de grau de mestre em Engenharia Geológica e de Minas.

Orientador. Mais uma vez; António José da Silva ( Partex Oil nad Gas). 2010

Documento original: Armazenamento_Subterrâneo_de_Gas_Natural

“Resumo

Com a elaboração desta dissertação, pretende-se fazer uma exposição sobre a temática de Armazenamento Subterrâneo de Gás natural, dando maior foco ao panorama europeu, mais especificamente, à possibilidade de expandir o volume de gás armazenado em território Português. Com base no mapa de diapiros, identificados na região da Bacia Lusitaniana, faz-se um estudo geográfico definindo-se critérios de localização, identificando-se diversas áreas nos Concelhos de Peniche, Caldas da Rainha e Nazaré, onde se conclui que, teoricamente, poderão ser armazenados 1650 Milhões de metros cúbicos, equivalentes a 106 dias de consumo interno.

Objectivos

O presente trabalho pretende ser um estudo, principalmente geográfico, sobre potenciais áreas de interesse para instalação de armazenamento de GN (Gás Natural) em Portugal Continental, nomeadamente, na região da Bacia Lusitaniana, com vista a aumentar o volume de GN que poderá ser armazenado no nosso país.

A Europa depende hoje de 50% de energia importada do exterior e, dentro de 25 anos, essa dependência subirá para os 70%. Este facto confere um grande poder aos países exportadores, como a Rússia, para quem a Europa demonstra uma dependência excessiva. Deste modo, a procura por diversificação de fontes de abastecimento assume um papel fulcral para um futuro suscentável (Costa e Silva, 2009,in Expresso.)

Evolução das reservas

As reservas provadas mundiais cresceram de forma constante ao longo dos anos, sendo que em 1980 encontravam-se perto do patamar dos 80 000 bcm, ascendendo aos 180 000 bcm em 2006.

Este aumento das reservas desde 1980 foi determinado por dois factores:

Aumento do investimento em tecnologias de exploração e produção, permitindo que fosse produzido gás de reservatórios inacessíveis anteriormente. Crescimento da exploração de gás natural em certas zonas onde anteriormente o foco da exploração era o petróleo como, por exemplo, o Médio Oriente.

Contudo, há que destacar que a Noruega não sendo membro da união Europeia, apresenta as segundas maiores reservas provadas do continente europeu, atrás da Rússia, com 2 960 bcm (BP Statistical Review 2007, dados do final do ano de 2007).

Portugal

Em 2009, o consumo anual de Gás Natural em Portugal foi de aproximadamente 4 bcm (BP Statistical Review, 2010), repartidos entre produção de electricidade e outras utilizações convencionais. A taxa média de crescimento anual é de 2.5%, sendo que esta taxa pode variar em virtude da concorrência de outros combustíveis para a produção de energia eléctrica.

Na ausência de produção interna, o fornecimento provém da Argélia, sob a forma de Gás Natural, transportado por gasoduto que entra no País nas proximidades de Campo Maior, e da Nigéria transportado por via marítima, sob a forma de gás natural liquefeito, para o porto de Sines, que tem um terminal equipado para a trasfega e gaseificação do gás importado.

América do Norte

Os países da América do Norte constituem um mercado maduro de gás natural que é auto-suficiente. A liberalização deste mercado começou nos anos 70 entre o Canadá e os Estados Unidos, sendo os responsáveis pela abertura e implementação deste mercado.

 Armazenamento subterrâneo de Gás Natural

O armazenamento subterrâneo é um elemento fundamental da generalidade dos sistemas energéticos modernos. A principal função do armazenamento de gás natural relaciona-se com a necessidade de manter um equilíbrio entre a procura e a oferta de gás, suprimindo os picos de procura diários, ou até horários, amenizando assim as flutuações dos volumes consumidos, cenário muito comum em países com invernos rigorosos, que representam um aumento significativo na procura por este combustível.

Nos meses frios (de Novembro a Março, em Portugal), o consumo aumenta consideravelmente, consequência do uso do gás natural para aquecimento de ambientes residenciais ou comerciais. No México, por exemplo, os stocks, não têm apenas de garantir o abastecimento no Inverno, mas também no Verão quando ocorrem picos de consumo de gás para a geração de energia eléctrica para utilização em equipamentos de ar condicionado.

No entanto, este tipo de armazenamento é também usado por uma grande variedade de factores: Equilibrar o fluxo de gás nos gasodutos, para assegurar que a pressão nos gasodutos se mantém, dentro dos parâmetros de segurança;

Cumprir com os contractos efectuados, mantendo o volume de entrega e salvaguardando qualquer imprevisto que possa levar à aplicação de multas por incumprimento contratual;

Para nivelar a produção em períodos de flutuação do consumo, armazenando o gás não comercializado de imediato, geralmente no Verão quando a procura é baixa, e entregá-lo no inverno com o aumento da procura;

Como ferramenta de especulação de mercado, quando os produtores antevêem uma subida significativa do preço do gás, compram o gás a preços baixos para depois quando o preço subir até ao desejado, o venderem;

Como seguro contra acidentes imprevistos, incluindo acidentes naturais como furacões ou problemas de mau funcionamento da produção, etc.;

Para reduzir a volatilidade do preço. Segurança de abastecimento energético

No entanto, a maioria das instalações actuais de armazenamento têm como objectivo primordial atender a sazonalidade da procura.

História do armazenamento subterrâneo de gás natural

A utilização de cavidades salinas foi empregue, pela primeira vez, em 1961, no estado de Michigan, EUA.

Um dos tipos mais recentes de armazenamento é a utilização de minas abandonadas, sendo o primeiro registo desta metodologia conhecido em 1963,também nos EUA, contudo existem poucas instalações deste tipo em actividade actualmente. (APPI, 2005)

Recentemente, uma nova metodologia foi desenvolvida. Entre 1999, e 2002, foi construído o primeiro armazenamento em caverna rochosa na Suécia, que após finalizado, foi submetido a diversos testes que comprovaram a sua comercialidade (MANSSON, 2006).

Capacidade de armazenamento de Gás Natural em Portugal

Comprovando a ocorrência de condições geológicas e da sua localização favorável relativamente aos centros de consumo e rede de gasodutos, Portugal tem vindo, desde 2004, a criar condições de armazenamento de Gás Natural e GNL. Desta capacidade, 43% é sob a forma de GNL em Sines, e a restante sob a forma de GN nas cavidades subterrâneas em formações salíferas situadas no centro do país (Carriço, distrito de Leiria). Na presente estação de armazenamento do Carriço pode armazenar-se cerca de 183 milhões de m3 e em Sines a capacidade de armazenamento de GNL é de 140 milhões de m3. Esta capacidade corresponde a cerca de 22 dias de consumo médio interno, devendo aumentar com a ampliação prevista para 28 dias.

 A REN Armazenamento (Rede Energética Nacional) tem um plano de desenvolvimento do Carriço que prevê a construção de 25 cavernas, estando de momento aprovado o plano de desenvolvimento de 4 cavernas até 2016, ano em que o país passará a dispor só na unidade do Carriço de cerca de 450 MM m3 (9 cavernas), cerca de 10% do consumo anual estimado para essa data. Quando as 25 cavernas estiverem concluídas Portugal poderá atingir o valor de 1 250 MM m3.

Para além desta região, prevê-se ainda um aumento da capacidade em Sines com a construção de um novo reservatório de 150 000 m3, para estar operacional em 2012. (COSTA, 2009)

Cavidades Salinas

98bb54816e77faece53e2c532a67a2b7Algumas instalações de armazenamento são instaladas em estruturas salinas. Quando a estrutura salina é descoberta e identificada como tendo potencial para desenvolvimento do armazenamento, a caverna é criada no interior da estrutura salina. Isto é feito por um processo chamado “Cavern leaching”, onde água doce é bombeada através de um poço para o interior da estrutura salina, esta irá dissolver algum sal resultando um vazio e água, agora salgada (SALMOURA), que mais tarde é bombeada novamente até à superfície. Este processo continua até se atingir a dimensão desejada para a caverna.

A prospecção de estruturas salinas é feita por meio de estudos sísmicos, gravimétricos e electromagnéticos que se baseiam no contraste que existe entre condutividades, velocidade de propagação de ondas e densidade do sal e rochas que o rodeia.

Das três estruturas mais utilizadas para o armazenamento subterrâneo (Reservatórios extintos de petróleo/gás, Aquíferos e Cavidades Salinas), esta é a que apresenta o custo mais elevado. São precisos grandes volumes de água para a construção de cavidades salinas, sendo gerado um grande volume de Salmoura que terá que ser processada, podendo ser utilizada pela indústria química ou rejeitada no mar.

Potencial nacional para o armazenamento subterrâneo

De acordo com COSTA (2009) as principais estruturas do tipo salífero identificadas são: Anticlinais salíferos: Soure, Verride, Vermóil, Monte Real, São Pedro de Moel e Ervideira Alinhamentos:

o Caldas da Rainha-Óbidos-Serra del Rei – Bolhos – Vimeiro-Praia de Santa Cruz

o Porto de mós-Fonte da Bica – Matacães

o Leiria

o Diapiro Pinhal Novo

o Diapiro Sesimbra

o Diapiro Montijo

o Anticlinal diapírico de Faro

o Anticlinais de Albufeira, Amieira e Moncarapacho

o Anticlinais de Loulé Sul, Gujões, Tavira e Arrifes

o Anticlinais de Portimão, Loulé Norte e Algoz

Armazenamento subterrâneo no Carriço

No armazenamento em cavidades salinas, o estanque da armazenagem é garantida pelas características do sal-gema das formações, nomeadamente uma muito baixa permeabilidade ao gás e elevada plasticidade.

A selecção do Carriço foi alcançada com base na análise dos ambientes geológicos conhecidos em Portugal, dos vários locais analisados este foi o que apresentou maior potencialidade para o projecto, devido a: Localização geográfica – proximidade do gasoduto principal e do mar, neste caso para a captação de água e rejeição da salmoura produzida Menor impacte ambiental

O processo de Construção

A construção das cavidades inicia-se pela construção de um furo que, no caso do Carriço, se prolonga até cerca de 1450 m. Este furo é construído em troços sucessivamente de menor diâmetro. No final de cada troço, é instalada uma tubagem de aço até à superfície que são cimentadas aos terrenos em toda a sua altura. No final da furação, os poços são equipados com duas colunas de tubos concêntricos onde será injectada água doce.

Numa segunda fase realiza-se a dissolução do sal por um processo denominado Lixiviação, conseguida pela injecção de água, com a consequente produção de salmoura que é extraída até á superfície.

O processo de lixiviação necessita de um grande volume de água, tendo sido construído um sistema de captação de água envolvendo 20 furos com 20m de profundidade e um caudal médio de 30 m3/h por furo, localizados na zona da Praia do Osso da Baleia a cerca de 7 km das instalações. Nestes furos foi instalado um sistema de piezómetros com o objectivo de monitorizar o nível freático e gerir a captação de forma sustentada. A rejeição da salmoura é realizada no Rego do Estremal a 9 km das instalações. Sendo monitorizada para avaliar eventuais impactes da salmoura nas comunidades marinhas. No entanto parte da salmoura produzida é aproveitada por uma unidade fabril (Renoeste) como matéria-prima para a produção de cloro.

A estação de Gás

O complexo industrial do Carriço compreende ainda uma Estação de Gás, à qual todas as cavidades estão ligadas por gasodutos, onde se faz o controlo dos caudais de gás movimentado entre a rede de gasodutos e as cavidades.

DIAPIROS SALINOS NA BACIA LUSITANIANA

Na Bacia Lusitaniana inúmeros diapiros afloram à superfície; a maioria, localizam-se a Norte da falha de Torres Vedras-Montejunto, ao longo das direcções NNE-SSW, a Sul e a Norte da falha da Nazaré, e NNW-SSE a NW-SE, a Norte desta falha

O complexo de Margas de Dagorda terá sido o responsável pelo diapirismo verificado nesta região, composto essencialmente por argilas evaporíticas, apresentando por vezes grandes espessuras de halite maciça.

Potencial de armazenamento subterrâneo na região da bacia Lusitaniana

O objectivo primordial neste ponto será conseguir chegar a um volume, teórico, de gás natural que pode ser armazenado nesta região. Na ausência de reservatórios de Petróleo/Gás e Aquíferos disponíveis, concluiu-se que a melhor opção, para Portugal Continental, será a de utilizar a metodologia de Cavidades Salinas para o armazenamento pretendido.

Assim foram definidos critérios de localização potencial, em diapiros, para o armazenamento subterrâneo de acordo com a experiência adquirida pelo Engenheiro Paulo Gil, Transgas durante os trabalhos realizados no Carriço.

Os critérios admitidos foram: Distância de segurança de Aeroportos (civis ou militares) de 20 km. Distância de segurança de 100m de estradas Distância de segurança de 200 m de Habitações ou espaços públicos (neste caso adicionou-se a esta condição os espaços com produção agrícola procurando minimizar eventuais impactos sociais) Deverá ser instalado em zonas planas ou pouco inclinadas Áreas fora da REN (Reserva Ecológica Nacional) e RAN (Reserva Agrícola Nacional). Instalações deverão encontrar-se próximas do oceano, necessária para o processo de lixiviação das cavernas, e da rede de gasodutos

 Procedimento

O resultado dos primeiros trabalhos de prospecção e pesquisa, em 1943 por iniciativa de Sr. Francisco Brito (administrador da companhia Sais de Potássio Lda.), destinados a reconhecer a possível existência de sais nas regiões de Leiria, Caldas da Rainha e Óbidos. Anteriormente a essa data não se conheciam jazigos de sal-gema em Portugal, no entanto a existência de águas salgadas que alimentavam as marinhas de Leiria e Rio Maior faziam prever a sua descoberta. Os trabalhos comportaram um reconhecimento por prospecção sísmica e sondagens, a descoberta de sal-gema nas áreas referidas teve como consequência a extensão das pesquisas a outras areais, tais como os diapiros de Monte Real e Matacães (ZBYSZEWSKI, 1971

 Impactes ambientais

A actividade descrita neste trabalho, apesar de se tratar de armazenamento subterrâneo, acarreta inevitavelmente impactes ambientais importantes. Assim sendo neste capítulo serão descritos os impactes ambientes verificados no caso de estudo (Armazenamento Subterrâneo, REN AS, na região do Carriço) bem como as medidas aplicadas para minimizar os possíveis impactes negativos.

Os principais impactos ambientais detectados no armazenamento subterrâneo de gás natural do Carriço foram:

Alterações climáticas, decorrentes de emissões de metano e dióxido de carbono para a atmosfera.

Perda de biodiversidade, resultante da alteração do uso dos solos Afectação localizada de águas subterrâneas e superficiais.

Ruído gerado no processo de construção Impactes associados á rejeição da salmoura Impactes associados á captação de água, poderão existir efeitos na vegetação dunar por rebaixamentos de nível freático

O processo de lixiviação, necessário para a construção das cavidades salinas, envolve a injecção e extracção contínua de água no maciço salino desta forma é necessária a captação de um elevado volume de água que possa ser utilizada para a construção das cavidades. A obtenção de água directamente de um aquífero poderá resultar num rebaixamento do nível freático aumentando a susceptibilidade de impactos no ecossistema local.

No estudo de Impacte Ambiental do Projecto de Armazenamento Subterrâneo de Gás Natural no Carriço, foi determinado que a captação de água fosse efectuada recorrendo a 20 furos de captação localizados no Pombal, diversos estudos de monitorização efectuado entre 2002 e 2007 concluíram não terem sido perceptíveis quaisquer impactes no coberto vegetal.

Um dos principais problemas associados a esta actividade prende-se com o facto de durante o processo de lixiviação, necessário para obtenção das desejadas cavidades salinas, serem produzidos elevados volumes de salmoura que será rejeitada potenciando impactes ambientais importantes.

 Vários métodos de rejeição da salmoura poderão ser aplicados:

Descarga no oceano.

Controlo de poeiras em estradas por exemplo.

Aplicação para a indústria Química

No caso de estudo, Carriço, a opção aplicada foi a de fazer a descarga de salmoura directamente no oceano, na região Rego do Estremal a 9 km das instalações, contudo procurando diminuir o volume de salmoura descarregada e algum retorno do processo de extracção da salmoura foi conseguida uma cooperação entre as empresas Transgás (Armazenamento) e uma empresa especializada na indústria de produção de Sal (Renoeste).

Para que este projecto fosse viável, foi construída uma central de Cogeração, esta central produz conjuntamente calor e electricidade a partir da queima de gás natural, sendo que a electricidade produzida irá alimentar a fábrica de sal da RENOESTE e a restante será exportada para o Sistema Eléctrico Público. O calor produzido, sob forma de água quente é enviado para a fábrica de sal onde será utilizado para o aquecimento da salmoura ,depositada nas salinas, proveniente da execução das cavidades salinas de armazenamento subterrâneo de gás natural da REN/TRANSGÁS (SANTOS, 2002).

Conclusões

Na elaboração deste trabalho ficou demonstrada a importância crescente das estruturas de armazenamento subterrâneo de Gás Natural na definição de políticas energéticas sustentáveis. Para o caso da União Europeia, essa importância é ainda mais relevante devido ao problema anteriormente descrito da dependência excessiva do gás proveniente da Rússia, conferindo a esse país um elevado poder negocial e político, que aumenta a vulnerabilidade dos países que dependem dessa fonte de abastecimento

Neste contexto, Portugal, pode posicionar-se de forma a funcionar como reserva da UE, e na ausência de produção interna poderá armazenar gás proveniente da Argélia (via gasodutos) e da Nigéria (via marítima) e comercializá-lo para os países necessitados, atingindo-se assim vantagens mútuas em que Portugal poderia dar um impulso na economia nacional obtendo receitas significativas do Gás vendido,

Ainda assim, neste estudo, ficou demonstrado que Portugal apresenta estruturas salinas em abundância, sendo que na região estudada, no melhor dos cenários, poderiam ser armazenados cerca de 1.973 bcm de GN, equivalente a 165 dias de consumo interno. Caso este estudo, seja comprovado, Portugal passaria a ter a maior reserva da União Europeia.”

Bacia Lusitaniana e Gás Natural ( não convencional).

As explorações das petrolíferas em Portugal são para gás natural. Neste momento falam-nos de gás natural convencional. Mas apontam como pontos de grande interesse o Tight Gas e o Shale Gas. Tipo de Gases para os quais já se fazem em Portugal investigações e prospecções.
Neste documento ficas a saber o que é o gás natural convencional (Shale Gas) e não convencionais, e um pouco mais sobre a extracção de gás na bacia lusitaniana. Também que temos em comum com o Canadá.

Este documento prova não só a existência de grandes investimentos da industria petrolífera mas também o lobbing que a industria de petrolífera mantêm nas universidades. No  IST de Lisboa trabalha Costa da Silva presidente da Partex Oil and Gas, como professor, conselheiro, júri, etc… . A Partex também tem cotas em empresas de energias alternativas em Portugal, mas não encontramos doutoramentos, dissertações sobre energias alternativas.

Retiramos excertos sobre a bacia e o porquê de se andar à procura de petróleo, das localizações de alguns poços na zona oeste, constituição rochosa, e história da formação que mantêm o gás preso em reservatórios naturais que podem ir até vários milhares de metros de profundidade.

Se a corrupção na politica é reconhecida e combatida, o lobbing legal das corporações que compram/alugam acres de terras e mar para exploração petrolífera é ignorado. A Troika veio não só abrir os bolsos dos portugueses como abrir as portas ao mercado livre. Enquanto nos preocupamos com os ordenados, deveres, direitos, levantar a cabeça e seguir em frente, tornando possível uma melhor sociedade, a industria das energias continua a trabalhar na direcção contrária.
Bacia Lusitania ( Portugal) formação geológica propensa à existência de gás e petróleo.

“Caraterização de formações da Bacia Lusitaniana ( zona emersa) para a produção de gás natural ( não convencional)”

Abaixo, excertos de uma dissertação para a obtenção do Grau de Mestre em:   Engenharia Geológica e de Minas.

( Documento original aqui): Bacia Lusitaniana

“A presente dissertação, Caraterização de formações da bacia Lusitania (zona emersa) para a produção de gás natural (não convencional), teve como objectivo caraterizar morfologicamente potenciais zonas de existência de gás natural, ou seja, zonas onde a probabilidade de ocorrência de gás natural é maior.

“Palavras-chave: Bacia Lusitaniana; Gás natural não convencional; shale gas; tight gas.”

“A história da prospecção de hidrocarbonetos em Portugal ter-se-á iniciado em meados do século XIX. Data de 1844 uma das primeiras referências à existência de hidrocarbonetos no nosso território. No lugar designado Canto de Azeche, em São Pedro de Muel, entre 1844 e 1861 foram exploradas areias asfálticas.”
GÁS NÃO CONVENCIONAL (Shale Gas)

“Neste capítulo define-se, com algum detalhe, o conceito de gás não convencional assim como as principais categorias ou tipos deste recurso.
Desde o início da exploração petrolífera que os recursos não convencionais têm sido algo descurados, quer ao nível da produção, quer ao nível do seu estudo. Este facto ficou a dever- se à circunstância destes recursos exigirem uma produção e um tratamento mais dificil, não sendo atractivos economicamente. Paralelamente, a exploração destes recursos é bastante mais agressiva para o ambiente e exige também um nível tecnológico consideravelmente superior, comparativamente aos chamados recursos convencionais de hidrocarbonetos.
Segundo a Halliburton, num relatório elaborado para o “Oil and Gas Journal” em Dezembro de 2007, o gás não convencional era um recurso emergente há dez anos, há vinte anos era completamente ignorado mas, hoje em dia, tornou-se no negócio principal de muitas grandes companhias, representando mais de 40% do mercado transaccionado nos Estados Unidos da América (Wylie et al., 2007).”

Uma definição precisa, estável e consensual de gás não convencional é difícil de encontrar pois o que era não convencional ontem, pode, através de avanços tecnológicos ou novos processos, tornar-se convencional amanhã. No fundo, a convencionalidade de um recurso é um conceito dinâmico. No sentido mais abrangente, gás natural não convencional é o gás que é mais difícil e menos económico de extrair, normalmente devido à tecnologia necessária para o alcançar não estar plenamente desenvolvida ou ser mais dispendiosa.

“Segundo um relatório da National Petroleum Council (NPC) dos Estados Unidos da América, de Julho de 2007, define-se gás natural não convencional como o tipo de gás que não pode ser produzido com escoamentos e volumes económicos a não ser que o poço seja estimulado por grandes tratamentos de fractura hidráulica, poços horizontais, poços multi-laterais e/ou outras técnicas que exponham uma maior área do reservatório ao poço.”

TIPOS DE GÁS NÃO CONVENCIONAL
Dentro do conceito ou categoria “gás natural não convencional” existem diversas subcategorias que dividem este grande grupo, tendo em conta factores como o estado físico, a localização ou a génese. Passemos então a definir os tipos de gás natural que podem ser, ou são mesmo, considerados gás natural não convencional. Essencialmente, existem sete categorias principais de gás natural não convencional:

Deep Gas; CBM, Coal Bed Methane; Geopressurized Zones; Arctic Gas; Sub-Sea Hydrates ou Gas Hydrates; Tight Gas; Shale Gas.

DEEP GAS

“Deep Gas ou gás natural profundo é gás que, tal como o nome indica, existe a grandes profundidades, muito abaixo das profundidades de perfuração convencionais. Encontra-se tipicamente a profundidades maiores do que os 15 mil pés (4,5 KM), bastante mais profundo do que os depósitos de gás convencional, que rondam os poucos milhares de pés. Este tipo de gás, no entanto, tem-se tornado mais convencional, sendo que muitos autores já não acomodam este tipo de gás como pertencente à categoria de “não convencional”.
A perfuração muito profunda, exploração e técnicas de extracção têm vindo a melhorar substancialmente, tornando estes depósitos economicamente viáveis. O gás profundo é ainda mais caro de produzir do que o gás dito convencional e, por isso, as condições económicas têm que ser de tal ordem que permitam uma exploração rentável.
Para melhor ilustrar a realidade, temos como exemplo o gás natural descoberto a grandes profundidades na bacia de Anadarko, nos Estados Unidos, em meados de 1978. Recurso virtualmente intocável, era simplesmente impossível e não económico extrair este gás. Era gás profundo e portanto não convencional. No entanto, geraram-se incentivos com a aprovação da regulação market-based rate e Natural Gas Policy Act para a procura e extracção de gás natural não convencional e estimulando também o investimento na exploração e perfuração a grandes profundidades, tornando muito desse gás bastante profundo num recurso comercialmente extraível .”

COAL BED M ETHANE (CBM)

“O carvão é um combustível fóssil, que se forma na terra em condições geológicas semelhantes às da formação do petróleo e do gás. Os depósitos de carvão estão, geralmente, dispostos em veios e são explorados em exploração subterrânea. Muitos destes depósitos também contêm gás natural quer dentro do veio de carvão quer na rocha circundante. Este gás, metano, está confinado e só se liberta para a atmosfera durante as operações mineiras relacionadas com a exploração do carvão.
Desde o início das explorações de carvão, que o Coal Bed Methane (CBM) é considerado um incómodo pela indústria extractora, pois está relacionado com muitos acidentes neste tipo de minas. Geralmente, este gás liberta-se no interior da mina e é diluído, propositadamente, por ar fresco que é insuflado para as galerias e é libertado, sem qualquer controlo, para a atmosfera.
Hoje em dia, o CBM ganhou outro estatuto pois a exploração de carvão já não é tão rentável por si só. Assim sendo, este recurso tornou-se uma fonte de obtenção de gás natural, sendo extraído e injectado em pipelines de gás natural para posterior venda e utilização como matéria-prima industrial na geração de calor e electricidade. O que era antes um subproduto da indústria do carvão torna-se cada vez mais uma fonte de gás natural”

Zonas Geopressurizadas

“São formações subterrâneas naturais que estão sob uma pressão anormalmente elevada para a profundidade a que se encontram. Formadas por camadas de argila que se depositaram e compactaram muito rapidamente sobre uma camada mais porosa e absorvente, geralmente de areia ou de silte, limitadas lateralmente impedindo a migração dos fluidos. A água e gás contidos nas camadas de argila são “espremidas” para fora dessas camadas e entram nos poros dos depósitos de areia e silte. Devido à compressão existente, o gás natural deposita-se nestes poros sob altas pressões (daí o termo geopressurização). Estas zonas, para além das propriedades acima descritas, estão tipicamente localizadas a grandes profundidades, entre 10 mil e 25 mil pés (3 a 7 Km) abaixo da superfície da terra.
A combinação de todos estes factores faz com que a extracção deste tipo de gás natural seja bastante difícil. No entanto, segundo estimativas da Agência Internacional de Energia esta é a fonte que encerra as maiores quantidades de gás natural do mundo.”

SUB-SEA HYDRATES OU GAS HYDRATES (Existente Em Portugal)

Os hidratos de gás metano são a forma de gás natural, não convencional, mais recente a ser descoberta e estudada. Estas formações são sólidos cristalinos em que um hidrocarboneto, geralmente metano, está preso num invólucro de gelo. Ocorrem nos espaços porosos de rochas sedimentares, formando cimentos, nódulos ou camadas. Encontram-se em depósitos sob sedimentos oceânicos ou no interior de formações continentais sedimentares. Estes hidratos assemelham-se a neve derretida ou a derreter, tendo sido descobertos pela primeira vez em regiões de permafrost do Ártico. Contudo, o seu estudo veio revelar que este tipo de formações é muito mais comum do que inicialmente se esperava.
Os hidratos de gás ocorrem abundantemente na natureza, tanto em regiões árticas como em sedimentos marinhos nas proximidades das margens continentais. O hidrato de metano é estável em sedimentos no fundo do mar a mais de 300 metros e, onde ocorre, desempenha uma função de cimentação dos sedimentos soltos, formando uma camada que pode atingir centenas de metros de espessura.
Os fundos oceânicos com ângulos de talude inferiores a 50 graus são estáveis nas margens continentais atlânticas, no entanto, existem muitas marcas de deslizamentos, o que evidencia a ocorrência de um fenómeno desconhecido. A profundidade do topo destas marcas é próxima da profundidade da zona de hidratos, sendo que a análise dos perfis sísmicos indicou uma menor quantidade de hidratos nos sedimentos imediatamente sob as marcas. Este facto sugere que a instabilidade destas formações está na causa dos deslizamentos nas margens continentais. O mecanismo que pode dar origem a estes fenómenos está ligado à destruição destes hidratos na base da camada que os contém. Esta mudança transforma uma zona semi- cimentada numa zona saturada de gás livre com pouca resistência, facilitando o deslizamento.
A causa desta destruição de hidratos é atribuída à redução de pressão devido à diminuição do nível das águas do mar, que ocorrem em períodos glaciares.
Juntamente com o depósito sólido de hidratos, pode ainda estar contido gás convencional sob as formações de hidratos e sedimentos marinhos, que funcionam como uma camada impermeável, ou seja, uma armadilha. Como este gás está sob pressão dentro de uma estrutura cristalina, as suas moléculas estão “arrumadas” de uma forma mais densa do que em qualquer outra forma de gás, convencional ou não. Estas camadas cimentadas pelos hidratos de gás, que funcionam como armadilhas de gás livre existente em camadas inferiores, podem ser vistas como potenciais recursos mas também podem representar potenciais perigos para as operações de perfuração e, como tal, devem ser estudadas.
A produção de gás contido em reservatórios em que as armadilhas sejam deste tipo, pode ser também uma maneira de produzir o gás dos próprios hidratos que, com a redução das pressões do reservatório subjacente, se libertam e recarregam o referido reservatório com gás da armadilha.”

TIGHT GAS (Existente em Portugal)

“O Tight Gas é um gás contido em formações muito compactas e invulgarmente impermeáveis de rocha muito dura, em formações de areias (arenitos e grés) ou calcários muito impermeáveis e não porosos que produzem na sua grande maioria gás seco . Este tipo de formações é designado vulgarmente como Tight Sands e Tight Carbonates, respectivamente.
Uma vez perfurado um reservatório convencional de gás natural, este gás pode começar a ser produzido muito rapidamente e sem grandes dificuldades. Neste tipo de formações (tight) têm de ser aplicadas algumas técnicas, das quais são exemplo a fracturação hidráulica e a acidificação, a fim de que o gás possa ser produzido economicamente.”

Shale Gas ( Existente em Portugal)

O shale é uma rocha sedimentar de grão muito fino  que se parte facilmente em finas
camadas, paralelas entre si. É uma rocha de baixa dureza mas não se desintegra uma vez molhada ou húmida. Estas rochas “xistosas” podem conter gás natural, principalmente quando duas camadas de shale negro confinam uma camada mais fina.

Dry Gas – Gás natural que não contém ou contém quantidades mínimas de hidrocarbonetos líquidos e é constituído por mais de 95% de metano. Contém menos de 0,1 galões de líquidos por cada Mcf (Million cubic feet).

Devido às suas propriedades (impermeabilidade e baixa porosidade) é consideravelmente mais oneroso e difícil extrair o gás neles contido do que em depósitos de gás convencional.
Estas formações são simultaneamente o reservatório e a rocha-mãe, quando a sua génese (da rocha e gás) é contemporânea. Neste caso, a tradução de Shale para Xisto não será correcta, sendo que uma rocha metamórfica passa por processos de pressão e temperatura que ultrapassam em muito as da janela do petróleo e gás natural. Assim, Shale pode também conter na sua definição as margas e calcários argilosos que contêm gás nos seus poros, fracturas e absorvido na sua matriz. Para manter a abrangência da palavra utilizaremos doravante, Shale sem tradução.

Geologicamente, os Shales que contêm gás natural são rochas de grão fino e ricas em matéria orgânica. Os seus poros são muito pequenos, o que torna o fluxo de gás muito difícil no seu interior, podendo classificar-se como impermeáveis, a não ser que estejam naturalmente fracturados ou que se criem essas fracturas para que o fluxo seja facilitado, abrindo ligações entre os seus poros.
Já, há muito tempo, se conhecia a presença de gás nestas formações mas não era viável a sua extracção. No passado recente, a conjugação de dois factores tornou possível e economicamente viável a produção deste gás:

– Avanços na perfuração horizontal;
– Avanços na fracturação hidráulica de maciços.

Analisadas as especificidades dos sete tipos de gás não convencional acima descritos, conclui-se que nem todas as classes se enquadram no âmbito do presente trabalho. No caso do gás ártico e dos hidratos de gás, a sua localização geográfica na região árctica e nas margens continentais (offshore), respectivamente, extrapola o objecto deste estudo (onshore de Portugal).
No caso do CBM, para além de não dispormos de dados referentes à prospecção de carvão na bacia Lusitaniana, o foco será dado aos hidrocarbonetos derivados do petróleo excluindo assim esta classe.

Em relação ao deep gas ou gás profundo, também não será abordado por dois motivos. O primeiro e principal é por que, à data, a maioria das entidades e autores da área não o consideraram não convencional. Em segundo lugar, qualquer outro dos gases aqui abordados pode também estar localizado a profundidades elevadas e daí que esta subcategoria acaba por não fazer sentido. Poderia passar a ser identificada como uma característica de localização de qualquer outro tipo de gás.
Assim como no caso do deep gas, o gás existente em zonas geopressurizadas acaba por ser um tipo ou categoria alicerçada numa especificação de duas características físicas do reservatório. Por um lado a pressão, por esta ser anormalmente alta, por outro lado a profundidade, também elevada. De igual forma, na maior parte da bibliografia consultada, esta categoria não é sequer considerada, remetendo-nos para o mesmo raciocínio anterior, que será englobar esta categoria como sendo um estado físico a que qualquer tipo de reservatório possa estar sujeito.

Resumindo, assumir-se-á que este estudo estará confinado ao Tight Gas e ao Shale Gas por estas serem as duas categorias de gás não convencional cuja presença poderá ser uma realidade neste contexto.

A BACIA LUSITANIANA

A bacia Lusitaniana é uma bacia sedimentar que se desenvolveu na Margem Ocidental Ibérica durante parte do Mesozóico. A sua dinâmica enquadra-se no contexto da fragmentação da Pangeia, mais especificamente da abertura do Atlântico Norte. Caracteriza-se como uma bacia distensiva, pertencente a uma margem continental do tipo atlântico de rift não vulcânica. Ocupa mais de 20 000 km 2 na parte ocidental da Margem Ocidental Ibérica, alongando-se por cerca de 200 km segundo direcção aproximada NNW-SSE e por mais 100 km na direcção perpendicular; cerca de 2/3 aflora na área continental emersa e a restante área, encontra-se imersa, na plataforma continental (Kullberg et al., 2006).

Com base em variações de fácies e espessura das unidades litoestratigráficas do Jurássico Inferior que afloram à superfície, Rocha e Soares (1984) dividiram a bacia em três sectores:

1. Setentrional, limitado a Sul pela falha da Nazaré, com grande espessura de sedimentos depositados durante o Jurássico Inferior e Médio e o Cretácico Superior-Paleogénico, estes formados noutro contexto geodinâmico;

2. Central, situa-se entre as falhas de Nazaré, a Norte, e de Torres Vedras-Montejunto- Arrife, a Sul, onde o Jurássico Médio aflora bem e apresenta fortes espessuras; corresponde, grosso modo, à área aflorante do actual Maciço Calcário Estremenho;

3. Meridional, limitado a Norte pelas falhas de Torres Vedras-Montejunto-Arrife e marcado pela importância da sedimentação do Jurássico Superior e Cretácico Inferior.

A grande fase de rifting iniciou-se no final do Jurássico (Oxfordiano), originando a separação entre a Península Ibérica e a América do Norte no Cretácico Inferior.
O Jurássico superior mostra variações abruptas de espessura devido a uma diferenciação da bacia Lusitaniana em várias sub-bacias de rápida subsidência.

Particularmente durante o Oxfordiano superior-Kimeridgiano inferior, as sub-bacias desenvolveram-se como half-grabens (Turcifal e Arruda) e também como estruturas de erosão de salina (Bombarral-Alcobaça). Estas sub-bacias possuem histórias deposicionais distintas.

Durante o Tithoniano (Portlandiano) manteve-se a mesma evolução sedimentar: sedimentos marinhos a Sul e depósitos terrestres a Norte, com a deposição de sedimentos clásticos continentais grosseiros – Grés Superiores – alcançando agora áreas mais a Sul do que anteriormente.

A Sul de Peniche, a formação de Grés Superiores evolui para sedimentos clásticos de plataforma litoral e carbonatos – “Pteroceriano” – maioritariamente, recoberto por carbonatos litorais de pequena profundidade.

Finalmente, a deposição de carbonatos marinhos só teve continuação na área de Sintra, sem descontinuidade desde o Jurássico superior ate ao Cretácico inferior. No resto da bacia, os sedimentos do Jurássico superior e do Cretácico inferior estão separados por uma grande discordância.
A separação da América do Norte, da Europa e da Ibéria ocorreu na base do Cretácico e resultou em grandes discordâncias nos níveis do Neocomiano e intra-Aptiano. Estas
discordâncias aumentam de amplitude em direcção à margem Este da bacia Lusitaniana e indiciam que as falhas de limite da bacia estiveram activas durante a deposição do Cretácico inferior. A deposição de sedimentos clásticos no Cretácico é posterior a uma grande fase de remobilização dos diapiros, que teve a sua maior intensidade no Jurássico superior.
As sequências deposicionais seguintes representam uma fase pós-rifting do Jurássico superior: a sequência do Valangiano a Aptiano inferior e Aptiano superior a Turoniano demonstram distribuições de fácies semelhantes, com pouca variação de espessura e cobrem grande parte da bacia. Em ambas as sequências, as zonas Norte caracterizam-se por sedimentos clásticos (formação de Torres Vedras). A formação de Torres Vedras formou-se em ambientes fluvio- deltaicos com intercalações calcárias marinhas e/ou pantanosos.
Durante o Cenomaniano, um mar pouco profundo cobriu novamente grande parte da bacia Lusitaniana, depositando localmente calcários (formação do Cacém). A parte Superior da formação do Cacém demonstra uma fácies de regressiva que inclui um aumento dos rudistas.
Durante o Senoniano, a área a Sul do cabo Mondego emergiu. No entanto, a Norte, desenvolveu-se uma bacia do Cretácico superior, que se encheu sequencialmente de sedimentos clásticos de origem continental – formação de Gândara; margas marinhas e calcários – formação Carapau; depósitos de sedimentos clásticos marinhos de baixa profundidade e dolomites – formação Dourada.

A margem Atlântica aparenta ter permanecido uma zona de erosão durante o Cretácico superior – início do Cenozóico.
Durante o Oligocénico, ocorreu apenas sedimentação terrígena esporádica – formação de Benfica – no onshore da bacia Lusitaniana, enquanto na parte offshore, a Oeste e a Norte, foi depositada apenas uma fina sequência de carbonatos marinhos de pouca profundidade variando lateralmente a clastitos terrígenos – formação Espadarte.
O Neogénico encontra-se representado por uma fina sequência de sedimentos clásticos terrígenos – formação da Moreia.
A fase inicial de inversão, que aparenta ter sucedido durante o Campaniano superior- Maastrichiano, está relacionada com o início da fase compressiva da Ibéria com a Europa e África, devido ao seu movimento relativo. A mais recente fase de inversão da bacia ocorreu no fim do Miocénico. A colisão das placas Africana e Ibérica criou uma cadeia montanhosa de rift- bético sobre o Sul de Espanha-Norte de África e criou um regime tectónico compressivo em grande parte do Centro-Sul de Portugal .

FORMAÇÃO DA BRENHA E CANDEEIROS

“Os sedimentos da base da primeira unidade (Liásico médio e superior) são essencialmente constituídos por margas e calcários margosos; no Aaleniano predominam os calcários margosos que passam, no Bajociano, a calcários compactos.
A Formação de Brenha assenta em concordância sobre as Camadas de Coimbra, em toda a bacia.
No sector sul da bacia a sedimentação efectua-se em ambientes sempre menos profundos do que os observados nos restantes sectores para o intervalo de tempo em que se enquadra a Formação de Brenha: rampa interna no Pliensbaquiano, tidal flat no
Toarciano, supra- a inter-mareal no Bajociano e Batoniano e submareal a mareal no Caloviano.
Na parte oriental dos sectores central e norte da bacia, diferencia-se outra unidade, a Formação de Candeeiros, com limite inferior diacrónico desde o Bajociano. A diferenciação destas unidades verifica-se ao longo de um eixo submeridiano (Arunca- Montemor no sector norte e Rio Maior-Porto de Mós-Leiria no sector central), que separa ambientes de plataforma interna, lagunar e intermareal para Este, de ambientes de características hemipelágicas com a formação de turbiditos carbonatados a Oeste.

A Formação de Brenha depositou-se em ambiente de rampa carbonatada externa de águas relativamente profundas, onde são frequentes as faunas de amonites, e a Formação dos Candeeiros em rampa carbonatada interna de pequena profundidade.
Condições de mar aberto passam a prevalecer a partir do Liásico médio e a topografia do fundo continua a apresentar geometria de rampa homoclinal, com o desenvolvimento de turbiditos na sequência margosa com finas intercalações calcárias do Toarciano.
O retorno progressivo à sedimentação carbonatada no final do Toarciano, após um intervalo predominantemente margoso (Liásico médio e superior), é acompanhado, em Peniche, pelo desenvolvimento de fluxos silicicláticos e associações biodetríticas
amalgamadas, sob influência nítida do alto fundo da Berlenga, bastante próximo.
Provavelmente no topo da Formação de Candeeiros (Caloviano?; Caloviano / Oxfordiano?) ocorrem importantes movimentos gravíticos de massas. Citam-se três casos, a título de exemplo: Ateanha, Sicó e Alvaiázere.
No corte tipo localizado na região de Brenha, ao longo da estrada Figueira da Foz- Aveiro, a formação apresenta espessura de aproximadamente 950 m. A parte superiorcarbonatada da Formação da Brenha (Dogger) apresenta espessura inferior à sua
equivalente lateral, a Formação de Candeeiros, por um espessamento em direcção a Este e Sul.”

CONCLUSÕES
“Concluiu-se, em primeiro lugar, que o gás natural, a par do petróleo, é uma importante fonte de energia. É um recurso abundante, mais limpo que os demais combustíveis fósseis e é bastante competitivo no mercado energético.
A prospecção e produção deste recurso no nosso país constitui uma enorme mais-valia económica, tecnológica e social. Este facto materializa-se na redução da dependência energética do exterior, criação de mais-valias para o estado (contratos de concessões, royalties, entre outros), criação de emprego, introdução de valências industriais e o incentivo à formação de quadros qualificados para desempenhar as tarefas necessárias às operações de prospecção e produção.
Concluiu-se também que, para além de prospecção de gás natural convencional, fará sentido, na zona emersa da bacia Lusitaniana, realizar trabalhos mais aprofundados de prospecção de shale gas e tight gas.

Todas as litologias descritas da Bacia, nas formações estudadas (Brenha e Candeeiros), enquadram-se perfeitamente no triângulo onde se “balizam” os reservatórios de shale e, por conseguinte, não é possível ignorar a possibilidade de existência de reservatórios com tais características.

Em relação aos mapas criados, existe uma conclusão que se destaca, após ser realizada a normalização dos volumes de vazios pela área:

A zona 2, situada no concelho de Alenquer, é a zona com maior índice de vazios por área, o que significa que, quando interceptada por um poço vertical, é a zona que terá um maior índice de vazios exposto ao referido poço e, como tal, será provavelmente a área mais interessante a prospectar, sob este ponto de vista.
Embora o volume de vazios seja um bom indicador da qualidade do reservatório existem inúmeros outros parâmetros a ser considerados, mas para os quais não dispomos de informação, como por exemplo o factor de expansão do gás, pressão, temperatura, entre outros.
A produção de um qualquer bem está sujeita à lei da oferta e da procura. O caso do gás não é diferente. As flutuações de preço, quer pela conjuntura internacional quer do ponto de vista da sazonalidade, são factores que afectam a produção ao ponto de a poderem tornar não rentável. Este facto só é passível de ser contornado com uma capacidade de armazenamento para posterior venda, quando o mercado se tornar mais favorável. A produção de gás na bacia Lusitaniana tem como ponto forte a possibilidade de comportar tal armazenamento. Este armazenamento pode ser realizado em diapiros salinos que estão amplamente disseminados pela bacia Lusitaniana, oferecendo uma maior estabilidade à eventual produção.
Finalmente, sugere-se um estudo mais aprofundado às potenciais rochas-mãe existentes na bacia Lusitaniana, pois nelas jaz o potencial de poderem ser simultaneamente rochas reservatório de shale gas e shale oil.