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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO ANDRESSA APARECIDA DA SILVA VIANA DAISY VELOZO PASTOR ANDRADE ASPECTOS REGULATÓRIOS E AMBIENTAIS ACERCA DO FRATURAMENTO HIDRÁULICO: UM COMPARATIVO ENTRE O BRASIL E O MUNDO. NITERÓI, RJ 2019

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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE

ESCOLA DE ENGENHARIA

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO

CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ANDRESSA APARECIDA DA SILVA VIANA

DAISY VELOZO PASTOR ANDRADE

ASPECTOS REGULATÓRIOS E AMBIENTAIS ACERCA DO FRATURAMENTO

HIDRÁULICO: UM COMPARATIVO ENTRE O BRASIL E O MUNDO.

NITERÓI, RJ

2019

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ANDRESSA APARECIDA DA SILVA VIANA

DAISY VELOZO PASTOR ANDRADE

ASPECTOS REGULATÓRIOS E AMBIENTAIS ACERCA DO FRATURAMENTO

HIDRÁULICO: UM COMPARATIVO ENTRE O BRASIL E O MUNDO.

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao

Curso de Engenharia de Petróleo da Escola de

Engenharia da Universidade Federal Fluminense,

como parte dos requisitos necessários à obtenção

do título de Engenheira(o) de Petróleo.

Orientador:

Prof. Dr. João Felipe Mitre de Araujo

Coorientadora:

Profª. Drª. Cláudia Ossanai

NITERÓI, RJ

2019

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AUTORIZO A REPRODUÇÃO E DIVULGAÇÃO TOTAL OU PARCIAL DESTE

TRABALHO, POR QUALQUER MEIO CONVENCIONAL OU ELETRÔNICO, PARA

FINS DE ESTUDO E PESQUISA, DESDE QUE CITADA A FONTE.

FICHA CATALOGRÁFICA GERADA EM:

http://www.bibliotecas.uff.br/bee/ficha-catalografica

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Queremos dedicar esse trabalho aos familiares

e amigos, que contribuíram com palavras de

motivação e foram compreensivos com os

momentos de ausência.

Essa vitória também é de vocês.

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AGRADECIMENTOS

Primeiramente, gostaríamos de agradecer a Deus por nos permitir mais uma vitória no meio

acadêmico. Agradecemos às nossas mães Maria das Dores e Luciana e aos nossos pais José e

Ademilson, que nos proporcionaram a melhor educação e lutaram para que nós concluíssemos

mais essa etapa das nossas vida. Reconhecemos o apoio de nossos amados parentes: Dayana,

Millena, Fábio, Renzo, Karisia, Felipe,Tio Nil,Tio Neo, Tia Terezinha, Tia Claudia, Givanize,

José Luiz, Antônio e Maria da Glória e primos que entenderam a nossa ausência,

acompanharam nossa dedicação e torceram por nós.

Somos muito gratas aos professores João Felipe e Claudia Ossanai por todo apoio, atenção e

dedicação ao nos orientar neste trabalho de conclusão de curso. Agradecemos à Fernanda

Tardin e ao professor João Crisóstomo por tão gentilmente aceitarem participar da banca

examinadora deste trabalho.

Agradecemos a Universidade Federal Fluminense que nos forneceu a oportunidade de cursar

o curso de Engenharia de Petróleo nesta renomada instituição, provendo um ambiente

saudável para todos os alunos, apesar de todas as dificuldades financeiras. Somos gratas a

todo corpo docente, direção, administração e aos funcionários terceirizados dessa instituição

em especial à Suelen que sempre se mostrou disponível para sanar as dificuldades

administrativas dos alunos do curso perante a coordenação.

Agradecemos a UFF por ter inserido pessoas maravilhosas em nossos caminhos, que se

tornaram grandes amigos nessa jornada. Em especial, agradecemos ao Leandro, a Thais, ao

Josias, a Natalia, a Maria Paula, a Emilaine, ao Guto, ao Vinicius, ao Andrés, a Letícia, ao

João Leite e ao Thiago que tornaram essa luta menos árdua compartilhando material,

conhecimento, incentivo e risadas. Também precisamos agradecer a aqueles que moraram

conosco, em particular ao Leo, a Lia, a Isa e a Raquel por todo apoio, companheirismo, e por

terem se tornado nossa família enquanto estávamos distantes dos nossos lares.

Por fim, agradecemos as empresas ANP e Oceaneering que nos deram a oportunidade de

conhecer seus trabalhos através do estágio. O Johny, o Renan, a Fernanda, a Marcela, o

Rodrigo, a Sil, o Camacho, o Bruno, o Elmo, o Guilherme e o William foram excelentes

professores e, nos mostraram na prática, o que é ser um engenheiro. Apesar de não termos

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trabalhado diretamente com o Silvio Jablonski, gostaríamos de agradecê-lo por todo suporte e

ajuda que ele nos forneceu para a elaboração deste trabalho.

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“Um sonhado sozinho é um sonho. Um sonho sonhado junto é realidade.”

Yoko Ono

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RESUMO

O fraturamento hidráulico é uma técnica de estimulação de poços muito utilizada para

aumentar a produtividade de um poço, principalmente em reservatórios não convencionais.

Entretanto, quando a técnica é usada incorretamente, ela pode gerar danos extensos ao meio

ambiente, como a contaminação da água e do solo e danos à saúde da população. Desta forma,

o presente trabalho busca analisar se a legislação brasileira está em consonância com a

legislação mundial acerca do fraturamento hidráulico, e se os aspectos ambientais ligados à

prática são devidamente abordados. Para isso, será apresentado um comparativo da legislação

de regiões-chave como as províncias canadenses de Alberta e Newfoundland, a Bulgária, a

China, a Espanha, a França, a província argentina de Neuquén, o estado de Nova York, o

estado australiano de Queensland e o estado norte-americano do Texas que tornam-se

importantes para a discussão devido seus níveis de produção de petróleo, quantidade de

reservatórios não convencionais ou aspectos regulatórios consolidados acerca do fraturamento

hidráulico. Além disso, são apresentadas as iniciativas polonesa e norte-americana que

realizaram a implementação de projetos piloto, denominados SHEER (Shale Gas Exploration

and Exploitation Induced Risk) e MSEEL (Marcellus Shale Energy and Environment

Laboratory), respectivamente, com o objetivo de determinar as melhores práticas de executar

projetos de explotação de petróleo com a utilização do fraturamento hidráulico.

Palavras-Chave: fraturamento hidráulico, impactos ambientais, legislação, reservatórios não

convencionais.

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ABSTRACT

Hydraulic fracturing is a well stimulation technique used to increase the productivity of a

well, especially in non-conventional reservoirs. However, when the technique is used

incorrectly, it can cause extensive damage to the environment, such as contamination of water

and soil, and damage to the health of the population. Therefore, the present work seeks to

analyze if the brazilian legislation is in line with the international legislation on hydraulic

fracturing, and if the environmental aspects related to the practice are properly addressed. In

order to do this, a comparison of the legislation will be presented for key regions such as the

Canadian provinces of Alberta and Newfoundland, Bulgaria, China, Spain, France, Neuquén

province of Argentina, New York State, Queensland and the US state of Texas that have

become important for discussion because of their levels of oil production, the number of

unconventional reservoirs, or consolidated regulatory hassles about hydraulic fracturing. In

addition to this, the Polish and North American initiatives that implement the pilot projects,

SHEER (Shale Gas Exploration and Exploitation Induced Risk) and MSEEL (Marcellus

Shale Energy and Environment Laboratory), respectively, are presented, respectively. with the

goal to provide the best way of executing oil exploitation projects with the use of hydraulic

fracturing.

Keywords: hydraulic fracturing, environmental impacts, legislation, non-conventional

reservoirs.

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LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 - Mapa das principais reservas de shale no mundo. .................................................. 1

Figura 1.2 - Perspectivas de reservas de shale brasileiras .......................................................... 3

Figura 2.1 - Tipo de trapa estrutural: Dobra ............................................................................... 8

Figura 2.2 - Tipo de trapa estrutural: Falha ................................................................................ 8

Figura 2.3 - Diversos tipos de acumulações de hidrocarbonetos ............................................. 10

Figura 2.4 - Estrutura dos hidratos de metano .......................................................................... 11

Figura 2.5 - Esquema do fraturamento hidráulico em um reservatório não convencional ....... 14

Figura 2.6 - Comparação entre as modelagens pseudo-3D (a) e 3D (b) .................................. 16

Figura 2.7 - Representação gráfica das modelagens geradas pelo FRACPRO ........................ 17

Figura 2.8 - Representação gráfica das modelagens geradas pelo GOHFER .......................... 18

Figura 2.9 - Representação gráfica de um modelo de fratura gerado pelo MFRAC ................ 18

Figura 2.10 - Representação gráfica de modelos de fratura gerados pelo STIMPLAN ............ 19

Figura 2.11 - Permeabilidade x Tensão de fechamento de uma fratura ................................... 23

Figura 3.1 - Projeto de poço com barreiras de segurança independentes ................................. 24

Figura 3.2 - Poços horizontais espalhados pelo terreno. .......................................................... 25

Figura 3.3 - Plataforma com múltiplos poços. ......................................................................... 26

Figura 3.4 - Principais impactos ambientais do fraturamento hidráulico e suas ações

mitigadoras. .............................................................................................................................. 28

Figura 4.1 - Manifestações contra o fracking entre Julho de 2011 e Janeiro de 2012 na

Bulgária .................................................................................................................................... 33

Figura 4.2 - Posição geográfica das principais bacias produtoras de recursos não

convencionais chinesas. ............................................................................................................ 38

Figura 4.3 - Posição geográfica das principais bacias produtoras de recursos não

convencionais espanholas. ........................................................................................................ 42

Figura 4.4 - Posição geográfica das principais bacias produtoras de recursos não

convencionais argentinos. ......................................................................................................... 45

Figura 4.5 - Maiores áreas de produção de gás folhelho dos EUA .......................................... 51

Figura 4.6 - Malha de gasodutos interestaduais e intraestaduais dos EUA .............................. 51

Figura 5.1 - Infraestrutura de produção e movimentação de gás natural em 2017................... 55

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LISTA DE TABELAS

Tabela 2.1 - Reservatório Convencional vs Reservatório Não Convencional ......................... 12

Tabela 2.2 - Principais aditivos usados no fluido de fraturamento .......................................... 21

Tabela 2.3 - Resistência ao esmagamento e densidade de alguns Agentes de Sustentação ..... 22

Tabela 4.1 - Estimativa das maiores reservas de shale gás tecnicamente recuperável ............ 31

Tabela 4.2 - Políticas relativas ao shale gas mais relevantes na China .................................... 40

Tabela 5.1 - Resultados obtidos pelos Projetos SHEER e MSEEL.......................................... 63

Tabela 6.1- Comparativo entre as exigências dos países a favor do fracking .......................... 65

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LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

AAAS Avaliação Ambiental de Áreas Sedimentares

ACFIC All-China Federation of Industry and Commerce (Federação da Indústria e

do Comércio da China)

ERA Alberta Energy Regulator (Regulador de Energia de Alberta)

AGS Alberta Geological Survey (Pesquisa Geológica de Alberta)

ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

ARI Advanced Resources International (Recursos Avançados Internacionais)

BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social

CAPP Canadian Association of Petroleum Producers (Associação Canadense de

Produtores de Petróleo)

CFR Code of Federal Regulations (Código de Regulação Federal)

CNPE Conselho Nacional de Política Energética

CO2 Dióxido de Carbono

CONAMA Conselho Nacional do Meio Ambiente

DOE Department of Energy (Departamento de Energia)

EERE Energy Efficiency and Renewable Energy (Eficiência Energética e Energia

Renovável)

EIA Energy Information Administration (Administração de Informação de

Energia)

EPA Environmental Protection Agency (Agência de Proteção Ambiental)

EUA Estados Unidos da América

FERC Federal Energy Regulatory Commission (Comissão Regulatória Federal

de Energia)

FGV Fundação Getúlio Vargas

FRACPRO Fracture Design and Analysis Software (Software de Design e Análise de

Fraturas)

GAO United States Government Accountability Office (Escritório de

Contabilidade do Governo dos Estados Unidos)

GNL Gás Natural Liquefeito

GOHFER Grid Oriented Hydraulic Fracture Extension Replicator (Replicador de

Extensão de Fratura Hidráulica Orientada a Grade)

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HPHT High Pressure High Temperature (Alta Pressão e Alta Temperatura)

IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais

Renováveis

KGD Khristianovich Geertsma de Klerk

MLR Ministry of Land and Resources (Ministério de Terras e Recursos)

MME Ministério de Minas e Energia

MOC Ministry of Commerce of China (Ministério do Comércio da China)

MOF Ministry of Finance (Ministério das Finanças)

MSEEL Marcellus Shale Energy and Environment Laboratory (Laboratório de

Energia e Meio Ambiente do Folhelho de Marcellus)

NDRC National Development and Reform Commission (Comissão Nacional de

Desenvolvimento e Reforma)

NEA National Energy Administration (Administração Nacional de Energia)

OEC The Observatory of Economic Complexity (Observatório da Complexidade

Econômica)

PKN Perkins Kern Nordgren

RANP Resolução ANP

REATE Revitalização das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás

Natural em Áreas Terrestres

RIMA Relatório de Impacto Ambiental

SAT State Administration of Taxation (Administração Estatal da Tributação)

SC State Council (Conselho de Estado)

SHEER Shale Gas Exploration and Exploitation Induced Risk (Exploração de Gás

de Folhelho e Risco Induzido pela Exploração)

STC Supremo Tribunal Constitucional

TRF5 Tribunal Regional Federal da 5ª Região

TRRC Texas Railroad Comission (Comissão Ferroviária do Texas)

UE União Europeia

USGS United States Geological Survey (Pesquisa Geológica dos Estados Unidos)

YPF Yacimentos Petrolíferos Fiscales (Campos Fiscais de Petróleo)

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SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ............................................................................................................... 1

1.1 CONTEXTUALIZAÇÃO ........................................................................................... 2

1.2 OBJETIVOS ................................................................................................................ 5

1.3 METODOLOGIA ........................................................................................................ 6

1.4 ESTRUTURA DO TRABALHO ................................................................................ 7

2 CONCEITOS BÁSICOS ................................................................................................. 8

2.1 RESERVATÓRIOS CONVENCIONAIS E NÃO CONVENCIONAIS .................... 8

2.2 FRATURAMENTO HIDRÁULICO ......................................................................... 12

2.2.1 MODELAGENS DE FRATURA ....................................................................... 14

2.2.2 FLUIDO DE FRATURAMENTO, ADITIVO E AGENTE DE

SUSTENTAÇÃO ..................................................................................................................... 19

3 IMPACTOS AMBIENTAIS DO FRATURAMENTO HIDRÁULICO ....................... 24

4 REGULAÇÃO ACERCA DO FRATURAMENTO HIDRÁULICO NO MUNDO .... 31

4.1 REGIÕES CONTRA O FRATURAMENTO HIDRÁULICO ................................. 32

4.1.1 BULGÁRIA ....................................................................................................... 32

4.1.2 FRANÇA ............................................................................................................ 34

4.1.3 NOVA YORK, EUA .......................................................................................... 35

4.2 REGIÕES A FAVOR DO FRATURAMENTO HIDRÁULICO .............................. 35

4.2.1 ALBERTA, CANADÁ ....................................................................................... 35

4.2.2 CHINA ............................................................................................................... 37

4.2.3 ESPANHA .......................................................................................................... 42

4.2.4 NEUQUÉN, ARGENTINA................................................................................ 44

4.2.5 NEWFOUNDLAND, CANADÁ ....................................................................... 48

4.2.6 QUEENSLAND, AUSTRÁLIA ......................................................................... 49

4.2.7 TEXAS, EUA ..................................................................................................... 50

5 BRASIL E O FRATURAMENTO HIDRÁULICO ...................................................... 54

5.1 RESOLUÇÃO ANP N° 21/2014 ............................................................................... 56

5.2 LEGISLAÇÃO AMBIENTAL .................................................................................. 58

5.3 PROJETO POÇO TRANSPARENTE ....................................................................... 60

6 RESULTADOS ............................................................................................................. 64

7 CONCLUSÃO ............................................................................................................... 68

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................................... 70

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1. INTRODUÇÃO

No século 20, a utilização do petróleo e seus derivados substituíram o carvão como

base da matriz energética mundial. Além disso, é quase impossível encontrar em um ambiente

planejado pelos homens algo que não contenha diversos produtos confeccionados a partir de

derivados de petróleo.

A profunda inserção mundial do petróleo, na indústria e na matriz energética mundial,

faz com que a trajetória de preços seja sensível a fatores econômicos, sociais e geopolíticos,

apontando um comportamento cíclico e volátil dos preços do produto (BNDES, 2017).

Felizmente, a constante evolução tecnológica vem possibilitando a diversificação da

matriz energética mundial e a otimização das fontes existentes. Desta forma, adotar técnicas

mais modernas como o fraturamento hidráulico e a perfuração horizontal permite a

exploração de alguns tipos de reservatórios não convencionais, anteriormente vistos como

economicamente inviáveis (ARTHUR et. al., 2009).

Algumas empresas instaladas nos EUA (Estados Unidos da América) investiram

fortemente na produção em reservatórios não convencionais, produzindo o “shale gas”

conhecido como gás de folhelho, encontrado em reservatórios intitulados como não

convencionais. Com isso, o preço do gás natural no país caiu consideravelmente (DUARTE,

2015). O Brasil também possui grande potencial para produzir hidrocarbonetos em

reservatórios não convencionais, conforme é indicado na Figura 1.1, que indica as principais

reservas de shale no mundo (EIA/ARI, 2013).

Fonte: Adaptado de EIA/ARI (2013)

Figura 1.1 - Mapa das principais reservas de shale no mundo.

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É importante ressaltar que na Figura 1.1, as áreas em vermelho representam a

localização de bacias com formações de shale gas das quais se estima a quantidade e os

recursos tecnicamente recuperáveis foram fornecidos. As regiões de cor laranja representam a

localização de bacias que foram analisadas mas as estimativas de reservas shale gas não

foram divulgadas. As demais áreas não foram avaliadas no relatório produzido em conjunto

pela Energy Information Administration (EIA) e pela Advanced Resources International

(ARI), intitulado “World Shale Gas Resource”, lançado em 2013.

A atratividade econômica da exploração de hidrocarbonetos, antes vistos como

economicamente inviáveis, indica a necessidade de um debate a respeito das novas técnicas

de produção de petróleo. No caso de reservatórios não convencionais, existe a preocupação de

que a explotação desses recursos gere danos ao meio ambiente, à saúde dos trabalhadores e

da comunidade adjacente à exploração. Então, é importante garantir que as regulações

aplicáveis sejam capazes de assegurar as melhores práticas operacionais

Desta forma, o presente trabalho aborda os aspectos legais e ambientais da província

canadense de Alberta, da China, da Espanha, da província argentina de Neuquén, da província

canadense de Newfoundland, do estado australiano de Queensland e do estado norte-

americano do Texas que foram adotados como regiões de referência, baseado no tamanho de

suas reservas e nas discussões previamente realizadas quanto ao método do fraturamento

hidráulico em seus respectivos territórios. Também destacamos os motivos que levaram a

Bulgária, a França e o estado de Nova York a proibir o fraturamento hidráulico.

1.1 CONTEXTUALIZAÇÃO

Por meio da Resolução nº 06/2013, o Conselho Nacional de Política Energética

(CNPE) autorizou a 12ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios realizada pela Agência

Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A proposta do CNPE tinha

como objetivo, além de ofertar as áreas previamente definidas, gerar conhecimento acerca das

bacias sedimentares terrestres brasileiras (ANP, 2018).

Então, no dia 28 de novembro de 2013, foram ofertados 240 blocos com risco

exploratório, localizados em 13 setores de 7 bacias sedimentares brasileiras (ANP, 2018).

Entretanto, diversos setores da sociedade manifestaram-se contra a exploração de tais recursos

terrestres, tendo em vista que boa parte dos mesmos encontram-se em reservatórios não-

convencionais, tornando necessário o uso da técnica de fraturamento hidráulico, para tornar a

produção economicamente viável.

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Como dito anteriormente, o fraturamento hidráulico pode gerar diversos impactos

ambientais. Por isso, diversas liminares foram apresentadas com o objetivo de suspender a

exploração nas Bacias de Sergipe, Alagoas, Bahia e Paraná, conforme indicado no site da

ANP (2018).

A Figura 1.2 indica as principais reservas brasileiras de shale, segundo o relatório

“World Shale Gas Resource”. Conforme o relatório supracitado, os estados mencionados

possuem reservas significativas do hidrocarboneto não convencional, explicitando a

preocupação dos mesmos e justificando as diversas liminares.

Fonte: EAI/ARI (2013)

O Ministério Público Federal de Alagoas e de Sergipe ajuizaram Ação Civil Pública

n° 080036679.2016.4.05.8500, com o objetivo de suspender os efeitos decorrentes da 12ª

Rodada de Licitações realizada pela ANP, somente em relação à exploração de gás de

folhelho, conhecido como "gás de folhelho", na modalidade fracking (fraturamento

hidráulico), na Bacia Sergipe-Alagoas. Na decisão do dia 17 de março de 2016, o juiz federal

da 1ª Vara Federal da Seção Judiciária em Sergipe determinou que a ANP publicasse o

seguinte texto (ANP, 2018):

O Ministério Público Federal de Alagoas e de Sergipe ajuizaram Ação Civil

Pública, distribuída a 1ª Vara Federal da Seção Judiciária de Sergipe sob o n.

080036679.2016.4.05.8500, que objetiva a suspensão dos efeitos decorrentes da 12ª

Rodada de Licitações realizada pela ANP, somente em relação à exploração de gás de

folhelho, conhecido como "gás de xisto", na modalidade fracking (fraturamento

Figura 1.2 - Perspectivas de reservas de shale brasileiras

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hidráulico), na Bacia Sergipe-Alagoas, em razão dos potenciais riscos ao meio

ambiente, à saúde humana e à atividade econômica regional, enquanto não houver a

realização de Estudos de Impacto Ambiental e a devida publicidade da AAS

Avaliação Ambiental de Áreas Sedimentares.

O Ministério Público Federal da Bahia também ajuizou ação civil pública, sob o

n° 0030652-38.2014.4.01.3300, para suspender os contratos referentes aos setores SREC-T2 e

SREC-T4 decorrentes da 12ª Rodada de Licitações, em relação à possibilidade de explorar

recursos não convencionais com a técnica de fraturamento hidráulico, até publicação de

regulamentação específica do Conselho Nacional do Meio Ambiente (CONAMA) sobre o uso

do fraturamento hidráulico e, realização da avaliação ambiental de áreas sedimentares que

abranja a bacia do recôncavo na forma da portaria interministerial nº 198/2012, conforme

decisão transcrita a seguir (ANP, 2018):

CONCEDO A MEDIDA LIMINAR requerida para a SUSPENDER

exclusivamente em relação a atividades que envolvam a exploração de gás xisto por

meio de fraturamento hidráulico os efeitos decorrentes da 12ª rodada de licitação

promovida pela Agência Nacional do Petróleo Gás Natural e Biocombustível ANP

que disponibilizou blocos na Bacia do Recôncavo para a exploração de gás de xisto

por meio de fraturamento hidráulico Setor SRECT2 e SRECT4 assim como dos

contratos dela decorrentes enquanto não houver prévia regulamentação do CONAMA

e não for realizada a Avaliação Ambiental de Áreas Sedimentares AAAS na forma da

Portaria Interministerial nº 1982012; b) impedir a ANP de realizar novos

procedimentos licitatórios relativos à exploração de gás xisto na Bacia do Recôncavo

assim como de autorizar a firmação de contratos relativos a tal atividade enquanto não

executadas as diligências descritas no item anterior; c) determinar que a ANP dê

publicidade à presente demanda consignando a sua existência nos contratos de

concessão cujos efeitos se pretendem suspender assim como no seu site institucional e

no Brasil Rounds Licitações de Petróleo e Gás.

A liminar judicial que consta na Ação Civil Pública nº 5005509-18.2014.404.7005,

suspende a concessão de dois blocos, que estavam com seus contratos previamente assinados

e, suspende a assinatura dos contratos de concessão de outros nove blocos. Todos os blocos

envolvidos na Ação Civil Pública citada estão localizados na bacia do Paraná e sua sentença é

indicada a seguir (ANP, 2018):

Confirmo os demais termos da liminar, e julgo parcialmente procedentes os

pedidos formulados na exordial, extinguindo o feito com resolução de mérito, forte no

art. 487, I, do Código de Processo Civil, para o fim de declarar a nulidade do

procedimento licitatório e dos respectivos contratos firmados referentes as áreas da

Bacia do Rio Paraná (setor SPAR-CS), bem como determinar à AGÊNCIA

NACIONAL DO PETRÓLEO, GAS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS - ANP que

se abstenha de realizar procedimentos licitatórios e/ou celebrar contratos de concessão

nas áreas da Bacia do Rio Paraná (setor SPAR-CS),sem a realização prévia da

Avaliação Ambiental de Áreas Sedimentares - AAAS em relação à Bacia Hidrográfica

do Paraná.

Devido às licitações que proibiram a exploração de hidrocarbonetos utilizando a

técnica de fraturamento hidraúlico, em diferentes estados, a ANP e as empresas vencedoras

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das licitações dos blocos da 12ª Rodada iniciaram um esforço para que a técnica voltasse a ser

usada no país. Em 17 de dezembro de 2018, foi emitida uma decisão judicial pelo Tribunal

Regional Federal da 5ª Região (TRF5), referente à Ação Civil Pública

n° 080036679.2016.4.05.8500, permitindo a continuidade dos efeitos da 12ª rodada de

licitações na bacia Sergipe-Alagoas. A decisão judicial indica que (TRF5, 2018):

“A agravante impugna decisão que concedeu liminar em ação civil pública para

suspender os efeitos dos contratos de concessão quanto à exploração do gás de

folhelho com o uso da técnica do fraturamento hidráulico, inadmite a necessidade

imperiosa de dispensar que se atinja o objetivo estratigráfico mínimo, previsto no item

5.11 do Contrato de Concessão, este diretamente ligado à exploração de gás de

folhelho.

A medida judicial acarreta graves prejuízos à empresa estatal e àquelas vencedoras das

licitações, sem que haja prova cabal de dano ao meio ambiente com a exploração de

xisto e gás, o que ocorre em outras regiões, no Brasil e no exterior.

Assim, atribuo efeito suspensivo ao recurso."

A possibilidade de utilizar o método do fraturamento hidráulico na bacia Sergipe-

Alagoas indica que apesar de todas as dificuldades jurídicas, existe uma chance significativa

da técnica ser liberada no Brasil, gerando um aumento considerável da produção de recursos

não convencionais.

Apesar da vitória das operadoras quanto à exploração de recursos não convencionais

em dezembro de 2018, o Projeto de Lei n° 65/2019 está em andamento com o intuito de

proibir a exploração do “gás de xisto” no estado do Paraná pelo método do fraturamento

hidráulico (ASSEMBLÉIA LEGISLATIVA DO PARANÁ, 2019). Enquanto o Projeto de Lei

nº 1935/2019, visa impedir o fracking em todo Brasil (CÂMARA DOS DEPUTADOS,

2019).

1.2 OBJETIVOS

O objetivo principal deste trabalho é trazer informações básicas sobre a técnica do

fraturamento hidráulico e os potenciais riscos e impactos ambientais envolvidos, para

propiciar a disseminação do conhecimento e o debate sobre o tema.

Para isso, foi realizada uma análise comparativa dos aspectos legais referentes ao

fraturamento hidráulico no Brasil e nos principais países que utilizam este método de

estimulação, com o intuito de apontar lacunas relacionadas à regulação dessa prática no

país, considerando as questões ambientais e o impacto na saúde da população.

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Seguindo o proposto, é apresentado um levantamento da legislação vigente no Brasil e

os projetos de lei em andamento, bem como as legislações de Alberta e Newfoundland

(Canadá), da China, da Espanha, de Neuquén (Argentina), de Queensland (Austrália) e do

Texas (EUA) que se posicionaram a favor da técnica.

São abordados os impactos ambientais da atividade, uma vez que estes foram um dos

fatores decisivos para a proibição do faturamento hidráulico em países como França, Bulgária

e em alguns estados norte-americanos, como Nova York.

O trabalho também apresenta uma revisão do método e seus impactos na produção de

petróleo, os tipos de reservatório de hidrocarbonetos existentes, a influência do fluido de

fraturamento, dos aditivos e dos agentes de sustentação que são essenciais para a utilização da

técnica e algumas metodologias existentes para realizar a modelagem de fraturas.

1.3 METODOLOGIA

A metodologia adotada neste trabalho consistiu em realizar uma vasta pesquisa

bibliográfica, com revisão das literaturas nacional e estrangeira, sobre aspectos legais e

ambientais do fraturamento hidráulico, em um panorama mundial, com a intenção de fornecer

e desenvolver a fundamentação teórica necessária para enriquecer a discussão em pauta.

Adicionalmente, são identificados os principais impactos e ações de mitigação

presentes na literatura, acompanhados de alguns casos reais no qual o uso inadequado do

procedimento de estimulação acarretou acidentes com reflexos humanos e ambientais.

A compilação bibliográfica das experiências internacionais, relacionadas às atividades

de exploração e produção de hidrocarbonetos não convencionais, fornece a regulação aplicada

ao fraturamento hidráulico em diversos países, que se posicionam contra ou a favor da

técnica.

Por fim, é apresentada uma análise crítica inter-relacional comparando a experiência

estrangeira à experiência brasileira. Busca-se determinar se a regulação brasileira é

compatível com os critérios de proteção ambiental mais rígidos estabelecidos no mundo, para

propiciar uma exploração segura dos recursos não convencionais. Visto que a exploração de

recursos não convencionais pode ser um fator chave para assegurar o desenvolvimento

econômico do país e gerar novos empregos, principalmente, em áreas de exploração terrestre,

onde a produção de hidrocarbonetos tem diminuído ao longo dos anos.

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1.4 ESTRUTURA DO TRABALHO

O presente trabalho está estruturado da seguinte forma:

Capítulo 1 – É apresentada uma breve introdução do trabalho, uma contextualização

contendo o cenário legal no qual o fraturamento hidráulico encontra-se inserido no

Brasil, os objetivos do trabalho e a metodologia adotada.

Capítulo 2 – São introduzidos conceitos básicos essenciais para o entendimento do

fraturamento hidráulico. Entre os conceitos encontram-se a importância do

fraturamento hidráulico para estimular a produção de hidrocarbonetos, as modelagens

numéricas clássicas e os softwares mais usados no mercado para descrever as

modelagens de fratura. Também é destacada a relevância do fluido de fraturamento,

dos aditivos e do agente de sustentação para o método.

Capítulo 3 – Apresenta os principais impactos ambientais, indicados na literatura, que

podem ocorrer devido à utilização inadequada do fraturamento hidráulico. Além disso,

são indicadas formas de mitigar/evitar impactos ambientais e humanos provenientes

da técnica. Por fim, o capítulo também apresenta acidentes que ocorreram na indústria

do petróleo como consequência do fraturamento hidráulico.

Capítulo 4 – Este capítulo é focado nas normativas existentes em diversos países a

respeito do fraturamento hidráulico. Apresenta breves justificativas para a proibição da

técnica em regiões como Bulgária, França e em Nova York (EUA) e as imposições

legais adotadas por Alberta e Newfoundland (Canadá), China, Espanha, Neuquén

(Argentina), Queensland (Austrália) e o Texas (EUA) para permitir o uso deste

procedimento.

Capítulo 5 – Apresenta a regulação brasileira referente ao fracking e as experiências

polonesa e norte-americana com Projetos Poço Transparente.

Capítulo 6 – São apresentados os resultados obtidos do presente trabalho,

apresentando os principais déficits da legislação brasileira, quando comparada com os

países de referência, e aponta sugestões para torná-la mais eficiente, viável e segura

para a exploração de hidrocarbonetos.

Capítulo 7 – Conclusão apontando as considerações finais.

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2 CONCEITOS BÁSICOS

2.1 RESERVATÓRIOS CONVENCIONAIS E NÃO CONVENCIONAIS

De acordo com a Energy Information Administration (EIA), os reservatórios de

petróleo podem ser classificados em duas categorias: os convencionais e os não

convencionais.

Nos reservatórios convencionais, os hidrocarbonetos são acumulados no espaço

poroso das rochas sedimentares e a perfuração mais utilizada é a vertical. Esse tipo de

reservatório possui rochas geradoras, reservatórios e selantes, e é associado à ocorrência de

trapas (AMORIM, 2016) que podem ser estruturais ou estratigráficas.

As trapas estruturais resultam de movimentos tectônicos, estes produzem dois tipos de

estruturas: dobras e falhas, esquematizadas, respectivamente nas Figuras 2.1 e 2.2 As trapas

estratigráficas são decorrentes de uma mudança no tipo de rocha que cria a barreira

(CARDOSO, 2006). É importante ressaltar que um reservatório de petróleo pode ser

configurado por múltiplas combinações das armadilhas anteriores.

Fonte: Cardoso (2006)

Fonte: Cardoso (2006)

Figura 2.1 - Tipo de trapa estrutural: Dobra

Figura 2.2 - Tipo de trapa estrutural: Falha

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A definição do dicionário Schlumberger (2018) para um recurso não convencional

admite que essa categorização é uma função complexa das características dos recursos; das

tecnologias de exploração e produção disponíveis; do ambiente econômico e da escala,

frequência e duração da produção do recurso. Apesar desta classificação variar com o tempo,

são classificados como não convencionais recursos de petróleo e gás cuja porosidade,

permeabilidade, mecanismo de retenção de fluido ou outras características diferem dos

reservatórios convencionais. É importante salientar que com a evolução das tecnologias na

indústria do petróleo, um reservatório que hoje é considerado não convencional pode se tornar

convencional caso as técnicas utilizadas na sua produção se tornem corriqueiras.

Assim sendo, os reservatórios não convencionais são essencialmente qualquer

reservatório que requer operações de recuperação especiais fora das práticas operacionais

convencionais. Os reservatórios não convencionais incluem reservatórios como tight gas

sands, shale gas, coalbed methane, óleo pesado e areias betuminosas e também depósitos de

hidrato de gás. Reservatórios em águas superprofundas também podem ser enquadrados como

não convencionais devido aos altos custos de produção. Esses reservatórios exigem soluções

de recuperação inovadoras que devem superar as restrições econômicas para tornar a

recuperação desses reservatórios monetariamente viável (HALLIBURTON, 2019). A seguir

são explicitadas as principais características desses reservatórios.

a) Arenitos/carbonatos fechados com gás (tight gas sands/carbonates):

São reservatórios de baixa permeabilidade que requerem aplicações de técnicas que

aumentam o custo da produção como acidificação, fraturas em formações subterrâneas e

utilização de poços horizontais e multilaterais (NEHRING, 2008).

A produção do tight gas é caracterizada por um curto período de alta produção com

rápida queda, seguida por um longo de período de baixa produção e declínio lento. Um poço

de tight gas pode ter uma vida útil de até 50 anos, dependendo da capacidade de remoção de

líquidos e do custo de produção com o avançar do tempo. Melhorar a produtividade nos

estágios iniciais de produção tem uma grande influência na atratividade econômica do

empreendimento, enquanto que gerenciar a produção nos estágios mais avançados de

produção impacta diretamente o fator de recuperação (SMITH et al., 2009).

b) Folhelhos produtores de gás (shale gas) ou óleo (shale oil):

O folhelho é constituído por camadas paralelas facilmente fragmentáveis que podem

conter gás natural confinado no espaço entre elas. Sua recuperação também é mais complexa

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e mais cara, se comparada à do gás convencional (NATURALGAS.ORG, 2010). A

acumulação acontece ao longo do tempo em rochas sedimentares, que se formaram de finos

grãos de argila em depósitos de origem marinha ou lagunar devido à baixa intensidade de

energia desses ambientes, o que facilita a deposição dos sedimentos. É importante salientar

que esse tipo de formação rochosa apresenta característica laminar. (RIBEIRO, 2014).

O gás que formado nesse tipo de rocha é resultado da concentração de matéria

orgânica que foi depositada ao longo de séculos. Por isso está errado nomeá-lo como gás "de

xisto", pois, apesar de ter um aspecto similar ao das rochas sedimentares, uma concentração

de lâminas, o xisto é resultado de processos metamórficos que alteraram a rocha por

mudanças intensas de pressão e temperatura, o que dificulta o acúmulo de matéria orgânica

(RIBEIRO, 2014).

Nesse tipo de reservatório o sistema petrolífero é independente e o folhelho atua como

rocha geradora, reservatório e selante, conforme indicado na Figura 2.3. Somente o folhelho

cujo processo deposicional se deu em ambiente desprovido de oxigênio pode possuir

potencial para acumulação de gás (POLI, 2014).

Fonte: Adaptado de EIA (2017)

c) Metano de camadas de carvão (coalbed methane):

O gás adsorvido nas camadas de carvão, devido ao seu alto teor de matéria orgânica,

constitui uma fonte de gás não convencional. Seu armazenamento ocorre pelo fenômeno de

adsorção, no qual o metano adere à superfície das pequenas partículas de carvão promovendo

um aumento da densidade do fluido até valores próximos daqueles do líquido

Figura 2.3 - Diversos tipos de acumulações de hidrocarbonetos

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correspondente.Este processo permite que a capacidade de estocagem nesses sistemas exceda,

em muito, aquela normalmente encontrada nos reservatórios convencionais (LOFTIN, 2009).

Diferentemente da produção de gás de reservatórios convencionais, inicialmente a

produção é majoritariamente de água, sendo seguida de um aumento na saturação de gás na

água, e do consequente aumento na produção de gás nos estágios subsequentes do processo

(LOFTIN, 2009).

d) Hidratos de Metano (methane hydrates):

Neste tipo de rocha reservatório, o metano fica preso em uma estrutura de moléculas de

água solidificadas em uma estrutura semelhante a uma “gaiola” (PEER, 2010), como pode ser

visto na Figura 2.4.

Figura 2.4 - Estrutura dos hidratos de metano

Fonte: Peer (2010)

Esse tipo de composto é uma grande fonte de gás e se forma em locais com altas

temperaturas, baixas pressões e quantidades suficientes de água e gás formador por hidrato

(PEER, 2010).

e) Óleo pesado (heavy oil):

De acordo com o dicionário Schlumberger (2018), são hidrocarbonetos em estado

líquido de alta densidade (Grau API > 22), que são extraídos da rocha através de injeção de

vapor ou polímeros.

f) Areias betuminosas (tar sands):

O petróleo pesado é extraído deste tipo de reservatório, que é constituído por uma

mistura de areia, argila, água e uma substância espessa, chamada betume que não flui para

dentro do poço e necessita de métodos especiais de estimulação (SCHLUMBERGER, 2018).

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g) Reservatórios com alta pressão e alta temperatura (HPHT reservoirs):

São reservatórios com temperaturas maiores que 175ºC e pressões acima de 15.000 psi

(SCHLUMBERGER, 2018).

Resumidamente, demonstra-se na Tabela 2.1 as principais características que diferem os

reservatórios convencionais dos não convencionais.

Tabela 2.1 - Reservatório Convencional vs Reservatório Não Convencional

Reservatório Convencional Reservatório Não Convencional

Trapa estrutural localizada Depósito contínuo

Fonte externa de hidrocarbonetos Hidrocarbonetos auto fornecidos

Influência hidrodinâmica Influência hidrodinâmica mínima

Grande influência da porosidade Média influência da porosidade

Permeabilidade > 0.1 mD Permeabilidade << 0.1 mD

Comportamento de fases tradicional

(PVT)

Comportamento de fases complexo (Altas

pressões/temperaturas)

Mínimo esforço para extração Esforço significativo para extração

Tempo de produção significativo Tempo de produção limitado

Normalmente possui um ciclo de vida

de desenvolvimento tardio Ciclo de vida de desenvolvimento inicial

Pouco poços comercializáveis Muitos poços comercializáveis

Avaliação de todo o prospecto antes da

perfuração Perspectiva orientada pela perfuração

Fluxo dominado por limite Sem fluxo dominado por limite

Fonte: Adaptado de Berg (2018)

2.2 FRATURAMENTO HIDRÁULICO

O fraturamento hidráulico, também conhecido como fracking, é um método de

estimulação que possui como objetivo melhorar o índice de produtividade de um poço, sem

alterar a permeabilidade natural da rocha reservatório, possibilitando também a recuperação

final das jazidas. Essa técnica tem sido utilizada pela indústria do petróleo em reservatórios de

baixa permeabilidade desde o início da década de 1950 (FJAER et al., 2008).

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As fraturas são importantes porque criam um caminho longo e de boa condutividade

no interior do meio poroso, ampliando a área do poço exposta ao fluido. Elas favorecem a

conexão de fraturas naturais do reservatório ou de zonas hidraulicamente isoladas,

aprimorando as características permo-porosas (ALMEIDA, 2016).

A técnica consiste basicamente na injeção de fluidos de fraturamento (normalmente

são compostos de água, areia e diversos produtos químicos) sob altas pressões em uma

camada de folhelho. Esse procedimento cria ou amplia fissuras pré existentes na rocha,

formando uma fratura que irá se propagar na direção perpendicular à menor tensão principal

(FJAER et al., 2008), criando um caminho preferencial para o escoamento dos fluidos

presentes na rocha reservatório.

Após o término do bombeio do fluido de fraturamento, também chamado de colchão,

para o interior da formação, a tendência natural é que a fratura se feche, devido à força peso

exercida pelas camadas litológicas que se encontram acima da fratura. Por isso, para manter a

fratura aberta, é necessário o uso de um agente de sustentação (também conhecido como

propante), que segundo a Resolução ANP n° 21/2014 art. 1º, é definido como:

I - Agente de Sustentação: material granular utilizado no fraturamento hidráulico para

sustentar a fratura, impedindo seu fechamento após a interrupção da injeção do fluido

de fraturamento e possibilitando a obtenção de um canal permanente de fluxo entre

formação e poço, depois de concluído o bombeio de fluido e propagação da fratura.

São exemplos: as areias, as areias tratadas com resina, os grãos cerâmicos e a bauxita.

No caso de reservatórios não convencionais, para obter maior êxito na exploração de

recursos fósseis, adota-se a técnica do fraturamento hidráulico associada com a perfuração de

poços horizontais. Segundo Joshi (1991), quando usados em reservatórios de baixa

permeabilidade, os poços horizontais aumentam a área de drenagem do poço, permitindo que

o reservatório seja drenado com um número menor de poços.

Na Figura 2.5 é apresentado um esquema, fora de escala, explicitando como ocorre o

fraturamento hidráulico em reservatórios não convencionais. Inicialmente, o poço é perfurado

verticalmente até atingir a profundidade do reservatório, onde ele começa a ser

horizontalizado. Ao atingir a zona de interesse, uma grande quantidade de água é captada e

misturada a areia e outros compostos químicos para serem injetados, sob altas pressões no

poço. Após a formação da fratura, o fluido de fraturamento é gradativamente substituído pelo

propante. A água de retorno (flowback) que chega na superfície junto ao gás/óleo produzido é

coletada e direcionada a um tratamento de resíduos (ALBUQUERQUE NETO, 2017).

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Fonte: GEP (2016)

Quando se opta por realizar um fraturamento hidráulico em um reservatório

convencional ou não convencional, é importante modelar a fratura para que a pressão de

injeção do fluido de fraturamento e volume de propante injetado sejam capazes de elevar o

índice de produtividade a um patamar desejado.

Esta modelagem também é importante por questões ambientais. Os componentes

químicos do fluido de fraturamento e do propante podem contaminar um aquífero quando a

fratura ocorre de modo descontrolado ou não se tem conhecimento dos lençóis freáticos. Por

isso, no tópico 2.2.1, serão abordadas, sucintamente, algumas técnicas e softwares para

modelar uma fratura e no tópico 2.2.2 serão indicadas as influências que o propante e o fluido

de fraturamento possuem no fracking.

2.2.1 MODELAGENS DE FRATURA

2.2.1.1 MODELAGENS NUMÉRICAS DE FRATURA

Com o objetivo de tentar prever o comportamento de uma fratura, adota-se o uso de

diversos tipos de modelagem. Apesar disso, o crescimento real e o modo com a fratura irá se

propagar é um fenômeno complexo e difícil de prever com certeza (ALBUQUERQUE NETO,

2017).

As modelagens mais comuns são aquelas realizadas em planos bidimensionais (2D),

tridimensionais (3D) ou pseudo-tridimencionais (pseudo-3D). As fraturas modeladas em duas

Figura 2.5 - Esquema do fraturamento hidráulico em um reservatório não convencional

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dimensões apresentam soluções analíticas a partir de equações de fácil resolução. Neste caso,

considera-se que a altura da fratura fixa e a mesma é relacionada com o comprimento e a

abertura da fratura (MORAIS, 2016).

Os modelos 2D mais conhecidos são: PKN (Perkins Kern Nordgren), KGD

(Khristianovich Geertsma de Klerk) e o Radial. É importante ressaltar que uma fratura se

torna radial quando a mesma não encontra nenhum obstáculo físico para seu desenvolvimento

(SANTOS, 2014).

A seguir são indicadas as principais considerações apontadas por Escobar (2016) para

modelos clássicos bidimensionais.

a) Considerações do modelo PKN:

1. Aplicável somente para fraturas totalmente confinadas;

2. Altura da fratura constante;

3. Seção transversal elíptica;

4. Estado plano de deformação;

5. Altura da fratura muito menor comparado com seu comprimento;

6. Vazão constante na fratura e fluxo 1D;

7. Fluido fraturante é newtoniano;

8. Rocha contínua, homogênea, linearmente elástica;

b) Considerações do modelo KGD:

1. Aplicável somente para fraturas totalmente confinadas;

2. Altura da fratura constante;

3. Seção transversal retangular;

4. Estado plano de deformação;

5. A altura da fratura é muito maior do que seu comprimento;

6. Vazão considerada constante na fratura sob fluxo 1D;

7. Fluido fraturante é newtoniano;

8. Rocha contínua, homogênea, linearmente elástica;

c) Considerações do modelo Radial:

1. O fluido é injetado a partir de uma fonte pontual;

2. A frente da fratura coincide com a ponta da fratura;

3. A fratura se propaga continuamente em equilíbrio quase estático;

4. A teoria da lubrificação de Reynolds é aplicável.

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Devido à grande quantidade de restrições para adotar os modelos PKN, KGD e Radial,

apresentadas anteriormente, utilizar exclusivamente uma modelagem 2D não é tecnicamente

viável, pois a altura da fratura não é constante no tempo e no espaço (BARBOSA, 2017). Por

isso, as modelagens 3D e pseudo-3D são mais adotadas na indústria do petróleo.

Na modelagem 3D, a variação no tempo da abertura, da altura e do comprimento da

fratura são considerados e requerem um desenvolvimento analítico muito complexo que

muitas vezes pode ser substituído por um modelo numérico aproximado (BARBOSA, 2017),

dando origem a modelagem pseudo-3D.

A justificativa para a adoção do modelo pseudo-3D advém do fato de que muitas

vezes, os modelos 3D apresentam fraturas de geometria alongada. Por isso, o componente

vertical de fluxo pode ser desprezado sem maiores prejuízos aos resultados obtidos,

simplificando a distribuição de pressões na parte interna da fratura (BARBOSA, 2017) e

diminuindo o custo computacional da modelagem. A Figura 2.6 mostra uma breve

comparação entre os modelos pseudo-3D (a) e 3D (b).

Figura 2.6 - Comparação entre as modelagens pseudo-3D (a) e 3D (b)

Fonte: Morais (2016)

2.2.1.2 MODELAGENS DE FRATURA A PARTIR DE SOFTWARES

No mercado, estão disponíveis diversos softwares para simulação numérica do

fraturamento hidráulico para realizar a estimulação de poços. A seguir, é apresentada uma

breve descrição de alguns dos softwares usados na indústria do petróleo.

a) FRACPRO

O FRACPRO (Fracture Design and Analysis Software) simula fraturas em 3D. Neste

programa, os coeficientes necessários para calcular as variações espaciais são comparados

com dados de teste experimental e de campo. São adotados valores medidos de vazão,

concentração de propante, parâmetros de reologia de fluidos, para calcular a queda de pressão

no fundo de poços inclinados de desvio variável e o histórico do crescimento da fratura

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(LUCCI, 2015). A Figura 2.7 permite uma breve visualização do resultado obtido a partir do

uso do FRACPRO.

Fonte: FRACPRO (2019)

O site do FRACPRO (2018) indica que o programa é capaz de melhorar o desempenho

de poços, fornecendo o conhecimento necessário para melhorar a estimulação do mesmo,

independe do tipo de formação, permeabilidade ou localização favorecendo o desempenho

econômico do poço. O simulador é capaz de modelar o crescimento de fraturas em formações

carbonáticas, de arenito e de folhelho. Sua utilização permite capturar dados da fratura em

tempo real, permitindo personalizar e calibrar modelos para sua aplicação específica.

b) GOHFER

O GOHFER (Grid Oriented Hydraulic Fracture Extension Replicator) é um simulador

3D de acoplamento de fluxo multidimensional de fluido e transporte de partículas. Seu

modelo é baseado em uma estrutura de grade regular que é utilizada para os cálculos de

deslocamento elástico plano da rocha e para as soluções de fluxo de fluido por diferenças

finitas (LUCCI, 2015).

O site do programa GOHFER (2018), desenvolvido pela Barree & Associates, indica

que o software é dividido em cinco módulos (Análise Petrofísica, Simulação de fratura &

Produção, Diagnósticos de Pressão, Análises de Pressão e Tempo Real) que podem ser usados

em conjunto ou separadamente. O módulo de Simulação de Fratura & Produção pode assumir

fraturas por cisalhamento ou deslizamento, sendo capaz de lidar com fraturas secundárias e

com o transporte de propantes para fornecer a geometria da fratura. A Figura 2.8 indica

algumas representações gráficas geradas pelo GOHFER.

Figura 2.7 - Representação gráfica das modelagens geradas pelo FRACPRO

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a) GY

b) HYFRAC3D

Fonte: Barree & Associates (2019)

c) MFRAC

Segundo Lucci (2015), o MFRAC é um simulador de fraturas em 3D que contém uma

vasta gama de opções, incluindo geometria tridimensional de fratura, transporte de propante e

rotinas de transferência de calor, atuando com cálculos em tempo real. Suas capacidades

incluem a automatização de um cronograma de projeto de bombeamento de fluidos para

atingir o comprimento e condutividade de fratura desejada, além de análises de previsões do

comportamento da fratura (crescimento, eficiência, queda de pressão, etc).

O site da empresa Baker Hughes (2018), que desenvolveu o MFRAC, indica que esse

software possui a capacidade de criar e executar projetos eficientes de estimulação em

reservatórios convencionais e não convencionais, maximizando a produção e prolongando a

vida útil do poço, com a possibilidade de monitorar a estimulação em tempo real. A Figura

2.9 fornece uma representação gráfica de um modelo de fratura gerado pelo MFRAC.

Fonte: Baker Hughes (2018)

Figura 2.8 - Representação gráfica das modelagens geradas pelo GOHFER

Figura 2.9 - Representação gráfica de um modelo de fratura gerado pelo MFRAC

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d) STIMPLAN

O STIMPLAN é um software para simular fraturas hidráulicas com modelagem 3D.

Ele é capaz de analisar fraturas em situações complexas que envolvem o crescimento em

altura, o propante, fluidos de espuma, e outros aspectos simultaneamente. É adotado um

módulo de análise e ajuste de histórico para gerar a estimativa mais precisa possível da

geometria e do comportamento real da fratura (LUCCI, 2015).

O site da empresa NSI Inc (2018), responsável pela criação do programa STIMPLAN,

afirma que o programa é uma solução de software completa e integrada para projeto, análise e

otimização de fraturas hidráulicas, que trabalha com ênfase na minimização do impacto

ambiental da exploração de petróleo e gás, ajudando a garantir que a fratura hidráulica seja

ambientalmente responsável. Alguns resultados obtidos com as modelagens do STIMPLAN

podem ser observados na Figura 2.10 que exemplifica soluções propostas pelo software.

Fonte: NSI Inc (2018)

Após a breve apresentação dos softwares supracitados, é importante destacar que

existem implantadas no mercado, diversas tecnologias que tentam prever, acompanhar e

modelar fraturas hidráulicas com o objetivo de mitigar a chance de impactos ambientais.

2.2.2 FLUIDO DE FRATURAMENTO, ADITIVO E AGENTE DE SUSTENTAÇÃO

Como mencionado anteriormente, o fluido de fraturamento é utilizado para criar ou

ampliar fissuras pré existentes na rocha. Esse fluido pode ter composição à base água, óleo,

espuma ou ácido (ALBUQUERQUE NETO, 2017). Segundo Meiners et al. (2013):

Figura 2.10 - Representação gráfica de modelos de fratura gerados pelo STIMPLAN

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Fluidos à base água: são normalmente viscosificados para melhorar o transporte do

agente de sustentação e são adicionados redutores de fricção para altas taxas de

bombeamento.

Fluidos à base óleo: são utilizados em situações nas quais os fluidos à base água

encontram limitações, como em formações hidratáveis. São normalmente fluidos

gelificados ou emulsões água-óleo.

Fluidos à base de espuma: podem ser emulsões água-gás, ácido-gás ou álcool-gás. Os

gases mais utilizados são o nitrogênio (N₂) e o dióxido de carbono (CO₂).

Fluidos à base ácido: são empregados para formações solúveis em ácido, tais como

rochas calcárias e dolomitas. Normalmente é utilizado o ácido clorídrico como fase

contínua. A técnica de fraturamento cujo fluido de fraturamento é ácido é conhecida

como fraturamento ácido.

Também é função do fluido de fraturamento transportar o agente de sustentação

(propante). Por isso, sua viscosidade deve ser suficientemente alta para carregar os propantes

que são bombeados junto ao fluido (POLI, 2014). Entretanto, após o término da operação,

esse fluido admite a diminuição da sua viscosidade para facilitar a limpeza do poço

(TAVARES, 2010).

Os aditivos utilizados no fluido de fraturamento são escolhidos de acordo com as

propriedades do reservatório (POLI, 2014). Segundo Meiners et al. (2013), as propriedades

que os aditivos devem conferir ao fluido de fraturamento são: permitir o transporte do agente

de sustentação; prevenir precipitados insolúveis, o crescimento bacteriano e o inchamento de

argilas; impedir a ação de agentes corrosivos e reduzir o atrito do fluido. A Tabela 2.2 indica

os principais aditivos usados no fluido de fraturamento.

Os agentes de sustentação possuem a função de manter a fratura aberta após o término

do bombeio do fluido de fraturamento. Desta forma, a resistência do material à tensão de

fechamento exercida pelas camadas litológicas, que se encontram acima da fratura, deve ser

elevada o suficiente para impedir o esmagamento dos grãos (POLI, 2014).

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Tabela 2.2 - Principais aditivos usados no fluido de fraturamento

Aditivo Função

Agente de Sustentação Mantém as fraturas abertas e cria um caminho de alta

condutividade para o poço.

Inibidores de incrustações Previne a deposição de precipitados pouco solúveis.

Bactericidas Previne o crescimento bacteriano.

Sequestradores de ferro Previne a precipitação de óxidos de ferro.

Agentes gelificantes Garante o transporte do agente de sustentação com o

aumento da sua viscosidade.

Estabilizadores de temperatura Previne a decomposição do gel a altas temperaturas.

Quebradores de estado gel Reduz a viscosidade com a deposição do propante.

Inibidores de corrosão Protege os equipamentos contra a corrosão.

Solventes Melhora a solubilidade dos aditivos.

Reguladores de pH Controla o pH do fluido de fraturamento.

Crosslinkers Aumenta a viscosidade do fluido a altas temperaturas.

Redutores de fricção Reduz a perda de carga.

Ácidos Limpa as seções do poço dissolvendo minerais solúveis no

ácido.

Espumas Auxilia o transporte de propante.

Eliminadores de H₂S Protege os equipamentos contra a corrosão pelo H₂S.

Surfactantes Reduz a tensão superficial.

Estabilizadores de argila Reduz inchaço e migração de minerais argilosos.

Fonte: Adaptado de Meiners et al. (2013)

As principais características dos agentes de sustentação que influenciam na

condutividade da fratura são: o tamanho dos grãos; a distribuição granulométrica; o

arredondamento e a esfericidade; a resistência ao esmagamento; a qualidade do agente e a

densidade dos grãos (POLI, 2014).

As resistências ao esmagamento e a densidade dos materiais mais comumente usados

como propante são indicadas na Tabela 2.3.

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Tabela 2.3 - Resistência ao esmagamento e densidade de alguns Agentes de Sustentação

Agente de Sustentação Resistência ao esmagamento (psi) Densidade (g/cm³)

Areia pura <6000 2,65

Areia tratada com resina <8000 2,55

Cerâmica de resistência intermediária 5000-10000 2,7-3,3

Cerâmica de resistência elevada >10000 3,4 ou superior

Bauxita >7000 2

Fonte: Adaptado de Cachay (2004)

A areia pura é muito utilizada como propante devido a sua vasta disponibilidade.

Entretanto, ao atingir 6000 psi, conforme indicado na Tabela 2.3, ela alcança sua resistência

ao esmagamento e inicia o fechamento da formação. Por isso, para aumentar a resistência ao

esmagamento da areia, a mesma é misturada com resina, elevando sua resistência à tensão até

8000 psi (CACHAY, 2004).

Os propantes cerâmicos são conhecidos por resistirem às tensões de fechamento

elevadas. Estes materiais granulares possuem como componente principal o alumínio

(extraído da bauxita), além de apresentar sílica e argila em baixos teores em sua composição

(TAVARES, 2010).

A cerâmica de resistência intermediária advém da bauxita rica em mulita e é

apropriada para tensões que variam entre 5000 e 10000 psi. A cerâmica de resistência elevada

é oriunda da bauxita rica em corindon, sendo adequada para tensões superiores a 10000 psi

(CACHAY, 2004).

Conforme indicado na Tabela 2.3, a bauxita é um agente de sustentação de alta

densidade e alta resistência ao esmagamento, com grande resistência a altas temperaturas e

tensões confinantes.

A Figura 2.11 indica a forte correlação entre a tensão de fechamento de uma fratura e

sua permeabilidade, nas situações nas quais a fratura é realizada com areias e cerâmicas de

intermediária e alta resistências.

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Fonte: Bellarby (2009)

Figura 2.11 - Permeabilidade x Tensão de fechamento de uma fratura

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3 IMPACTOS AMBIENTAIS DO FRATURAMENTO HIDRÁULICO

A oferta de áreas passíveis ao uso da técnica de fraturamento hidráulico gerou uma

importante discussão com os setores organizados da sociedade civil brasileira. Dessa

discussão, veio uma forte reação contrária à atividade no Brasil, refletindo uma preocupação

com os impactos ambientais e a necessidade de propostas de medidas de mitigação adequadas

para estes. Esse posicionamento vai ao encontro da opinião da comunidade internacional, que

possui porta-vozes como a Americans Against Fracking, organização não-governamental

americana dedicada a banir o fraturamento hidráulico no país, e o The Council of Canadians,

grupo ativista ambiental canadense que se opõe à atividade sob o lema “No fracking way!”.

Portanto, é de suma importância entender os impactos ambientais do fraturamento para

o estudo da legislação relativa à atividade, não sendo necessário separar o estudo dos recursos

convencionais e não convencionais, uma vez que os impactos e suas respectivas medidas de

mitigação são comuns à exploração de ambos (ANP, 2014).

A contaminação de aquíferos é um dos principais impactos e pode ocorrer devido a

falhas de poço e expansão de fraturas. Para o caso de falhas de poço, uma forma de evitar esse

impacto pode ser observada na Figura 3.1, que mostra um projeto de poço com barreiras de

segurança independentes isolando as formações porosas e/ou formações contendo

hidrocarbonetos. Com relação à contaminação por expansão de fraturas, é necessário manter

uma distância segura entre a rocha geradora e a base dos aquíferos (600 a 1.000m), além de

um acompanhamento da operação em tempo real utilizando a técnica de microssísmica (ANP,

2014).

Figura 3.1 - Projeto de poço com barreiras de segurança independentes

Fonte: ANP (2014)

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De acordo com um estudo realizado em Poland Township, Ohio, por Skoumal,

Brudzinski e Currie (2015), o fraturamento hidráulico pode também contribuir para o aumento

de abalos sísmicos em regiões com falhas e fraturas geológicas pré-existentes. Entretanto,

esses abalos são apenas perceptíveis com o auxílio de aparelhos, sendo os eventos de maior

magnitude associados à reinjeção de grandes volumes de água residual e não ao próprio

fraturamento hidráulico. Para mitigar esse tipo de efeito, é importante o mapeamento prévio

de falhas e fraturas, o acompanhamento da operação em tempo real com o uso de sismógrafos

e variação de taxas de injeção de fluidos (VERMYLEN, 2011).

A produção de reservatórios não convencionais envolve a perfuração de múltiplos

poços horizontais. Por isso, a ocupação do terreno é apontada como um problema ambiental.

Para mitigar este impacto, recomenda-se a perfuração de múltiplos poços horizontais por

plataforma, de modo que a área da superfície ocupada corresponda a aproximadamente 1,5%

da área efetivamente explorada em subsuperfície (ANP, 2018). As Figuras 3.2 e 3.3 mostram,

respectivamente, a ocupação do terreno no início da exploração de shale gas nos EUA, e

como são distribuídos os poços atualmente, de modo a ocupar o mínimo de terreno possível.

Figura 3.2 - Poços horizontais espalhados pelo terreno.

Fonte: ANP (2018)

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Fonte: ANP (2018)

A partir de um estudo feito no Condado de Lancashire, Inglaterra, por Short e

Szolucha (2017), as principais reclamações da população com relação ao fraturamento se

deviam ao impacto visual pela industrialização da paisagem, aos ruídos e ao aumento do

tráfego rodoviário e à consequente redução na segurança das estradas. A medida mitigadora

mais apropriada nesse caso seria a definição de distâncias mínimas entre a locação e as áreas

residenciais, a adoção de tecnologia de redução de som, como barreiras verticais, e um plano

de transporte visando à segurança da comunidade.

Após o fim da injeção dos fluidos de fraturamento hidráulico, a pressão interna da

rocha impulsiona o fluido de volta à superfície, o que é conhecido como flowback. Esse fluido

possui produtos químicos, sais, sólidos dissolvidos e matéria orgânica, e se não tratado pode

poluir a superfície. Entretanto, Lester et al. (2015) concluíram que existem métodos de

tratamento adequados para esse resíduo, a partir da remoção de sólidos suspensos,

precipitação ou filtração, seguida por uma desinfecção. Desse modo, é possível evitar danos

ao meio ambiente.

O uso de água é um ponto importante quando o aspecto ambiental é analisado, uma

vez que o fraturamento hidráulico demanda quantidades expressivas de água para seu

funcionamento. Um estudo feito por Beauduy (2011) concluiu que o volume de água usado

pela técnica constitui um problema quando o recurso é retirado de áreas de nascentes, regiões

Figura 3.3 - Plataforma com múltiplos poços.

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remotas e em regiões ambientalmente sensíveis. No Brasil, a Agência Nacional de Águas é

responsável por regular o uso de recursos hidrícos e a sua atuação pode ser estendida para o

fraturamento.

Durante a produção por fraturamento hidráulico, gases que causam o efeito estufa

escapam inevitavelmente para a superfície, dentre eles o metano. Sua influência para o

aquecimento global excede a do dióxido de carbono, fazendo com que a exploração de

reservatórios não convencionais possua uma influência 20% maior para o efeito estufa quando

comparada, por exemplo, à do carvão devido à maior influência do metano no aquecimento

global (HOWARTH 2011).

As emissões de metano podem ocorrer devido ao fluido de flowback citado

anteriormente e também no estágio do desenvolvimento do gás não convencional no qual as

barreiras ajustadas para separar os estágios de fraturamento são perfurados para liberar gás

para produção. Posteriormente, ainda há a possibilidade de vazamento por meio das válvulas

de alívio de pressão e outros equipamentos como os desidratadores (HOWARTH, 2011).

De acodo com a Environmental Protection Agency (EPA, 2006), o investimento em

tecnologias sustentáveis pode diminuir as emissões de metano em 40%. Um exemplo de

melhoria que pode ser feita é o uso de tanques separadores flash ou unidades de recuperação

de vapor para reduzir os vazamentos nos desidratadores em até 90% (FERNANDEZ, 2005).

As emissões decorrentes do flowback, por sua, vez, podem ser reduzidas através do

uso de tecnologias de completação que requerem que os oleodutos para o poço estejam em

vigor antes da conclusão, o que nem sempre é possível em áreas de desenvolvimento

emergentes (EPA, 2010).

Uma melhor regulamentação, bem como incentivos econômicos podem ajudar a

impulsionar a indústria para a redução de gases causadores do efeito estufa. Ao conciliar uma

ampla gama de emissões, o Escritório de Contabilidade do Governo dos Estados Unidos,

GAO (2010), observou que as emissões mais baixas na bacia de Piceance, no Colorado, em

relação à bacia de Uinta, em Utah, devem-se a um maior uso de pneumáticos de baixa vazão

no primeiro devido a regulamentações estatais mais rigorosas.

Apesar dos impactos supracitados, vale ressaltar que os gases não convencionais

emitem menos carbono para a atmosfera e, em comparação com outros hidrocarbonetos,

liberam uma menor concentração de dióxido de enxofre (HOWARTH, 2011).

Em resumo ao que foi apresentado, a Figura 3.4 sintetiza os principais impactos

ambientais que são indicados na literatura associados as suas respectivas ações mitigadoras.

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Fonte: Elaboração própria.

Como qualquer outra técnica, o fraturamento hidráulico pode acarretar acidentes de

maior ou menor escala, tais como incêndios, explosões, vazamento de substâncias químicas e

riscos geológicos e ambientais durante a exploração (SANBERG et al., 2014).

Em contrapartida, estudos feitos em Ohio e Oklahoma corroboram os efeitos negativos

causados pela atividade de fraturamento hidráulico. De acordo com Austin Holland (2013),

durante o período em que os poços eram fraturados hidraulicamente foram registrados 116

terremotos não decorrentes de causas naturais variando entre 0,6 a 2,9 na escala Richter,

Figura 3.4 - Principais impactos ambientais do fraturamento hidráulico e suas ações mitigadoras.

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enquanto a pesquisa feita por Skoumal, Brudzinski e Currie (2015) identificou 77 terremotos

causados por fraturamento hidráulico com magnitude de 1 a 3 na escala Richter. Ambos

apontaram que após o término da atividade no poço, os abalos sísmicos decaíram

consideravelmente (BLATTLER, 2017). Segundo Davies et al. (2013), este fenômeno ocorre

devido à reativação de falhas, consequentemente o efeito sísmico é decorrente da redução na

tensão sobre planos de falha.

Em 2009, houve uma contaminação das águas em Dimock, Pensilvânia, onde o

fraturamento hidráulico era utilizado para a extração de shale gas. De acordo com um estudo

toxicológico das águas realizado pela EPA, constatou-se a presença de arsênico, bário,

manganês e outros contaminantes presentes na composição dos fluidos de perfuração.

O Estado solicitou que a empresa responsável indenizasse os residentes afetados e

proporcionasse um fornecimento alternativo de água potável até que sistemas de mitigação da

contaminação fossem instalados (UNITED STATES ENVIRONMENTAL PROTECTION

AGENCY, 2012)

Em 2010, ocorreu um acidente ligado ao fraturamento hidráulico nos arredores de

Pittsburgh, onde um tanque de armazenamento vazou água e produtos químicos em um rio

próximo. A companhia responsável pela operação foi obrigada a pagar US $ 100 mil e a

implementar mudanças nas operações que custaram cerca de US $ 20 milhões. No entanto, o

vazamento era evitável e não era um problema inerente aos procedimentos de fraturamento.

Ações humanas irresponsáveis causaram o vazamento, uma vez que uma das válvulas no

tanque de armazenamento foi deixada aberta e o bujão de drenagem foi removido

(HEINECKE, 2014).

Em 2011, um poço explodiu devido ao fraturamento hidráulico na Pensilvânia. Com a

explosão, grande quantidade de fluido de fraturamento foi derramado em águas superficiais da

região. Além disso, estudos realizados próximo às reservas de Marcellus na Pennsylvania e de

Utica em Nova York mostraram haver altas concentrações de metano na água de consumo da

região, ou seja, o processo de extração do gás metano pode estar gerando a contaminação do

lençol freático nessas regiões (OSBORN et al. apud MORAIS, 2016).

Um vazamento em um poço de gás natural perfurado em Michigan, usando técnicas de

fraturamento, causou a paralisação das operações em fevereiro de 2011. O poço foi fechado,

sendo esta a primeira vez que um vazamento ocorreu em Michigan. O vazamento pode levar a

uma revisão de algumas regulamentações relacionadas a licenças e monitoramento de tais

poços (EARTH JUSTICE, 2013).

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Em 2014, uma explosão, seguida de incêndio e uma nuvem de gás tóxico de quase

uma milha feriu três bombeiros e doze funcionários do Santa Clara Waste Water Site, centro

de processamento de águas residuais localizado em Santa Clara, CA. Mais de 50 pessoas

ficaram doentes no hospital para o tratamento de gases venenosos. Segundo os funcionários

da empresa, 80% das águas residuais processadas no local vêm da produção de campos de

petróleo (EARTH JUSTICE, 2016).

Embora os acidentes anteriores sejam ligados diretamente à técnica de fraturamento

hidráulico, existem também fatalidades derivadas de consequências secundárias da prática,

como o aumento do tráfego no local devido ao transporte de equipamentos, trabalhadores e

produtos. No condado texano de Dimmit, por exemplo, cinco homens morreram quando sua

van bateu em um caminhão-tanque que transportava óleo cru de folhelho. O veículo explodiu

em chamas e outros três ficaram feridos. O acidente aconteceu em janeiro de 2015, no

sudoeste de San Antonio, uma área onde os acidentes de trânsito se tornaram muito mais

frequentes desde que o fraturamento hidráulico passou a ser feito na região (REUTERS,

2015).

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4 REGULAÇÃO ACERCA DO FRATURAMENTO HIDRÁULICO NO MUNDO

Para fomentar a discussão acerca do fraturamento hidráulico no Brasil, são

comparadas as experiências de diversos países, que permitem ou não seu uso, destacando as

justificativas adotadas por cada um deles.

Para determinar os países que serão a referência deste trabalho, um dos critérios

adotados foi a localização das maiores reservas de shale gas tecnicamente recuperáveis,

indicadas na Tabela 4.1, visto que nelas a necessidade da aplicação da técnica do fraturamento

hidráulico é relevante.

Tabela 4.1 - Estimativa das maiores reservas de shale gás tecnicamente recuperável

Fonte: Adaptado de EIA (2015)

A ausência de países da União Europeia (UE) no ranking pode ser explicada pela

menor extensão territorial quando comparados com países de proporções continentais, como

Estados Unidos, Brasil e Rússia (BLATTLER, 2017). Contudo, alguns países europeus como

a Polônia, a França e a Espanha possuem reservas não convencionais significativas.

Considerando as maiores reservas e produções de recursos não convencionais e que,

em alguns países, como é o caso dos EUA, a legislação não é homogênea entre todos os

estados/províncias, serão destaques neste trabalho a Bulgária, a França e o estado de Nova

York como regiões contra a adoção da técnica do faturamento hidráulico.

As regiões pró-faturamento hidráulico escolhidas foram as províncias canadense de

Alberta e Newfoundland, a China, a Espanha, a província argentina de Neuquén, o estado

australiano de Queensland e o estado norte-americano do Texas.

Posição País Estimativa de recursos (x1012

m3)

1 China 31.58

2 Argentina 22.70

3 Argélia 20.02

4 Estados Unidos da América 17.63

5 Canadá 16.22

6 México 15.44

7 Austrália 12.16

8 África do Sul 11.04

9 Rússia 8.06

10 Brasil 6.93

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4.1 REGIÕES CONTRA O FRATURAMENTO HIDRÁULICO

4.1.1 BULGÁRIA

A produção convencional de petróleo e gás da Bulgária costumava ser significativa

antes dos anos 90, mas diminuiu consideravelmente desde então. Dos anos 1970 a 2008, a

Bulgária possuía uma relação preferencial com a fornecedora russa Gazprom, com preços de

gás relativamente baixos. Entretanto, os preços subiram acentuadamente, gerando protestos

dos cidadãos em 2008. Infelizmente, a tendência búlgara era de ampliar sua dependência

russa, tendo em vista que seus recursos locais de gás natural poderiam satisfazer apenas 4%

da população (DEVEY et al., 2014).

Nos anos 90, o aquecimento urbano a partir de gás começou a se expandir. O gás russo

chegava à Bulgária a partir de um único gasoduto que passa pela Ucrânia. Entretanto, o

serviço parou completamente e deixou as cidades sem aquecimento e sem fornecimento nas

indústrias locais. Tal fato promoveu uma queda de 20% no consumo de gás em 2009 além de

uma crise econômica (GEORGIEV, 2010).

Essa experiência mostrou a necessidade da diminuição da dependência do gás russo

associada ao aumento da produção interna. Segundo a EIA (2013) a Bulgária pode ter 481

bilhões de metros cúbicos de reservas recuperáveis de gás de folhelho. No Anuário Estatístico

Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis divulgado pela ANP (2018), foi

informado que o consumo de gás natural da Bulgária, em 2017, foi de aproximadamente 3,2

bilhões de metros cúbicos. Desta forma, se o consumo de gás natural búlgaro se mantivesse

constante, as reservas de folhelho seriam capazes de abastecer o país por aproximadamente

150 anos.

Devido ao desinteresse e/ou falta de experiências e recursos para explorar o gás de

folhelho por parte da estatal búlgara, BulgarGaz, diversas empresas estrangeiras

demonstraram interesse em realizar a exploração destes recursos não convencionais. A

princípio, o governo iniciou licitações para leiloar os recursos às empresas estrangeiras na

tentativa de garantir o consumo interno de gás no país (DEVEY et al., 2014).

Entretanto, a Bulgária não possuía um grande setor de óleo e gás. Suas leis gerais para

mineração, proteção ambiental, solo e água, forneciam regras para licenciamento e extração

(KASSABOV, 2010), mas não existiam aspectos que abrangessem especificamente o

fraturamento hidráulico. Por isso, grupos ambientalistas iniciaram uma campanha alertando

para os riscos ambientais.

Em julho de 2011, o então Ministro da Energia, Traicho Traikov, pronunciou-se

enfatizando que os aspectos ambientais possuiriam um monitoramento rigoroso. Ele insistiu

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que a perfuração de gás de folhelho não seria mais arriscada do que outra mineração (NGE

apud DEVEY et al., 2014).

Apesar disso, diversas manifestações iniciaram entre Julho de 2011 e Janeiro de 2012,

conforme mostrado na Figura 4.1. Tais manifestações foram impulsionadas por materiais anti-

fraturamento hidráulico divulgados por diversos países, como é o caso do filme norte-

americano Gasland lançado em 2010.

Fonte: Adaptado de Wood (2013)

Dias depois das manifestações, e com a proximidade das eleições, os governantes

mudaram o discurso, argumentando que os mesmos não poderiam agir contra a vontade da

população. Então, foi determinada uma proibição indefinida de fraturamento hidráulico e as

licenças previamente concebidas foram alteradas de modo que apenas os métodos

convencionais pudessem ser usados (DEVEY et al., 2014).

Figura 4.1 - Manifestações contra o fracking entre Julho de 2011 e Janeiro de 2012 na Bulgária

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4.1.2 FRANÇA

O processo de fraturamento hidráulico se enquadra no Código de Mineração francês,

que inclui aspectos para proteção da água e do meio ambiente, tendo em vista que ambos

podem ser afetados pelo procedimento (WEILE, 2014). No código existe um procedimento

específico para lidar com as solicitações para realização do fracking, incluindo o processo de

autorização de áreas (WEILE apud MITCHELL et al., 2011).

Apesar da quantidade significativa de reservas e da existência de um código legal, que

abrange a exploração de recursos não convencionais a partir da técnica do fraturamento

hidráulico, a França foi o primeiro país europeu a proibir a utilização desta técnica em seu

território (CARBONELL, 2012).

Um dos fatos que levou à proibição da técnica do fraturamento hidráulico na França

foi a pressão popular. A população se preocupava com a possibilidade de sofrer com o

estresse, o barulho e o tráfego causado pela exploração dos recursos não convencionais

(WEILE, 2014).

Além disso, uma seca incomum na primavera sensibilizou os agricultores com relação

ao manejo da água, uma vez que a obtenção desta poderia ser comprometida com desvio de

águas da agricultura para a exploração não convencional de gás, e existia também a

possibilidade de contaminação das águas por produtos químicos. Desta forma, a preocupação

com a água potável foi um fator decisivo para a proibição da técnica do fraturamento

hidráulico na França (WEILE, 2014).

A proibição da técnica ocorreu através da Lei nº 2011/835, de 13 de julho de 2011,

que ficou conhecida como Lei Jacob, em homenagem ao político que a propôs (WEILE,

2014). Tal lei possui apenas quatro artigos. O artigo primeiro desta lei proíbe a exploração e a

explotação de minas de hidrocarbonetos líquidos ou gasosos em todo o território francês,

através do fracking (CARBONELL, 2012).

O enfoque desta lei é na técnica de estimulação e não no tipo de recurso (convencional

ou não) a ser extraído, conforme explicitado no informe elaborado pelos promotores da lei por

intermédio do Relatório n° 3392 (2011) da Assembleia Nacional francesa. Desta forma,

métodos alternativos para explorar recursos não convencionais são permitidos (WEILE,

2014).

Conforme Weile (2014), das 64 autorizações existentes na data de publicação da Lei

Jacob, três delas foram canceladas automaticamente e as demais foram mantidas desde que a

técnica do fraturamento hidráulico não fosse realizada.

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Além de permitir a execução dos experimentos, exclusivamente para a investigação

científica, sob controle público, para determinar outras técnicas para explorar os recursos não

convencionais, a Lei nº 2011/835 exige relatórios periódicos das empresas que mantiveram

suas autorizações, para provar que não estão usando o fracking (WEILE, 2014).

4.1.3 NOVA YORK, EUA

Foram assinados diversos contratos para permitir a exploração de shale gas em Nova

York entre 2007 e 2008 (GRAVES, 2016). Entretanto, em maio de 2010, o governo resolveu

intervir, através de uma associação formada por líderes de organizações regionais, devido à

preocupação que as atividades do campo de Marcellus Shale colocassem em risco a saúde

humana e o meio ambiente, devido aos produtos químicos do fracking, aos resíduos tóxicos

gerados e o abastecimento de água do estado poder ser contaminado pelo campo

(TERRAPLENAGEM apud DUARTE, 2015).

Uma das maiores preocupações, na região do campo Marcellus Shale, era a possível

contaminação da bacia do Rio Delaware, que foi considerado pela organização American

Rivers (2010) o rio com maior risco de poluição nos Estados Unidos em razão da

possibilidade de contaminação por gás natural.

Devido aos fatos citados, em agosto de 2010, o Senado do estado de Nova York

aprovou uma moratória temporária sobre a técnica do fraturamento hidráulico, com o objetivo

de investigar melhor as questões de segurança da técnica e do meio ambiente. A moratória se

estendeu até 15 de maio de 2011. Entretanto, em 30 de novembro de 2010, a assembleia do

estado de Nova York transformou a moratória em projeto de lei.

Em dezembro de 2010, o então governador assinou um Decreto Executivo que proibiu

a técnica de fraturamento hidráulico horizontal no estado de Nova York e vetou a legislação

que adicionaria o fraturamento hidráulico vertical (BLATTLER, 2017).

4.2 REGIÕES A FAVOR DO FRATURAMENTO HIDRÁULICO

4.2.1 ALBERTA, CANADÁ

O Canadá tem uma economia baseada em recursos naturais e, no século XXI, o

petróleo e o gás se tornaram uma das commodities mais relevantes do país. A província de

Alberta desponta na produção de óleo e gás, junto às regiões de British Columbia e

Saskatchewan que permitem a prática de fraturamento hidráulico, diferentemente de Quebec,

Nova Scotia, New Brunswick e Newfoundland (OLIVE, 2016). Esta tecnologia tem sido

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36

usada desde a década de 1950 na região, somando hoje mais de 100.000 poços perfurados

usando a técnica (AER, 2019).

No país, de modo similar ao dos Estados Unidos, a responsabilidade regulatória é

dividida entre o governo federal e provincial. As políticas de desenvolvimento de recursos

naturais e do meio ambiente são, neste caso, responsabilidades da província (MAHMUD et

al., 2011).

Os princípios da Associação Canadense de Produtores de Petróleo (CAPP) para o

fraturamento hidráulico lançados em setembro de 2011 são (CAPP, 2012):

Salvaguardar a qualidade e a quantidade de recursos hídricos superficiais e

subterrâneos, através de boas práticas de construção de poços, fornecendo alternativas

de água potável quando apropriado, e reciclagem de água para reutilizar;

Medir e divulgar o uso da água com o objetivo de continuar a reduzir o efeito no meio

ambiente; Apoiar o desenvolvimento de aditivos para fluido de fraturamento com o

mínimo de riscos ambientais; Apoiar a divulgação de aditivos para fluido de

fraturamento;

Continuar avançando, colaborando e comunicando tecnologias e melhores práticas que

reduzem os potenciais riscos ambientais do fraturamento hidráulico.

A AER (Alberta Energy Regulator) é o único órgão de energia em Alberta e cobre

todas as etapas do desenvolvimento da indústria de óleo e gás. A agência foi criada em 2013

de acordo com o Responsible Energy Act para aumentar a competitividade da província ao

tornar o sistema regulatório mais eficiente (AER, 2019).

Segundo a AER (2019), a maior parte do gás natural em Alberta é extraída a partir do

fraturamento hidráulico. Para isso, as operadoras devem mandar um pedido para aprovação

pela AER antes de iniciar a produção, que vai ser analisado e pode ser submetido a audições

públicas. A agência também requer um relatório sobre todos os produtos químicos utilizados,

bem como o montante de água requerido, de onde este está sendo drenado para realizar a

atividade. Estes dados são disponibilizados publicamente no endereço eletrônico FracFocus:

Chemical Disclosure Registry (www.fracfocus.ca).

A AER define que estes produtos químicos não devem ser tóxicos quando usados nas

proximidades de lençóis freáticos, a empresa deve usar revestimento de aço e cimentação no

poço para garantir que o fluido seja separado das águas subterrâneas e superficiais e quaisquer

fluidos produzidos que sejam trazidos para a superfície, como fluido de fraturamento

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hidráulico ou água salgada, devem ser manuseados, armazenados e descartados de acordo

com os rigorosos regulamentos e requisitos da agência (AER, 2019).

As atividades sísmicas decorrentes do fraturamento hidráulico na região são

monitoradas por cientistas da Alberta Geological Survey (AGS) que faz parte da AER. São

usados mais de cinquenta sistemas de monitoração em áreas em que a probabilidade de

terremotos é maior. As informações sobre atividades sísmicas também são disponibilizadas

publicamente no endereço eletrônico da AER, através do Mapa Interativo de Eventos

Sísmicos em Alberta (AER, 2019).

Os requerimentos que se aplicam ao fraturamento hidráulico presentes no Oil and Gas

Conservation Act são detalhados nas seguintes diretrizes (PROVINCEOF ALBERTA, 2019):

Diretriz 008: Requisitos de profundidade de revestimento de superfície;

Diretriz 009: Requisitos mínimos de cimentação da carcaça;

Diretriz 047: Requisitos de Relatório de Resíduos para Instalações de Gerenciamento

de Resíduos de Campo Petrolífero;

Diretriz 050: Gerenciamento de Resíduos de Perfuração;

Diretriz 055: Requisitos de armazenamento para a indústria de petróleo a montante;

Diretriz 058: Exigências de Gerenciamento de Resíduos de Campo Petrolífero para a

Indústria de Petróleo a montante;

Diretriz 059: Requisitos de arquivamento de dados de perfuração e completação de

poços;

Diretriz 083: Fraturamento Hidráulico – Integridade de Subsuperfície.

Para garantir o cumprimento da lei, a agência realiza inspeções, auditorias regulares e

aponta as não conformidades dos processos (AER, 2019).

4.2.2 CHINA

A China é um dos maiores consumidores de energia do mundo. Em 2017, mais de

68% de petróleo e 38% de o gás natural consumido no país foi importado. Como o carvão

ainda é responsável por 60% da matriz energética da China, o país emitiu 9,2x109 toneladas

de CO2 (dióxido de carbono) em 2017, tornando-a uma das maiores emissoras de dióxido de

carbono no mundo (WANG et al., 2018).

No contexto chinês, o gás não convencional além de ser uma fonte de energia, é

elemento essencial para aumentar a segurança energética, diminuir as emissões dos gases de

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efeito estufa, melhorar a qualidade do ar do país, ajudar no crescimento econômico e

desenvolver a sociedade (FARAH et al., 2016). É importante ressaltar que a China é um

Estado autoritário de partido único, no qual o governo central impõe controles políticos

estritos aos seus cidadãos (SHER, 2016).

A China possui potencial para a exploração de gás e óleo de folhelho em sete bacias:

Sichuan, Tarim, Junggar, Songliao, Yangtze Platform, Jianghan e Subei, suas respectivas

localizações geográficas são indicadas na Figura 4.2 na cor laranja (EIA, 2015).

Fonte: Adaptado de EIA (2013)

A produção de gás de folhelho concentrou-se principalmente na Bacia de Sichuan.

A produção não se expandiu para outras regiões, como a Bacia de Tarim, devido ao terreno

acidentado e à falta de água. Na Bacia de Sichuan, onde a produção comercial mais intensa

está localizada, existe uma escassez hídrica de médio a alto. Apesar das preocupações com a

água, a China aumentou rapidamente seu volume de produção de gás de folhelho nos últimos

anos. Em 2014, havia um total de 840 poços de gás de folhelho perfurados na China (SHER,

2016).

Apesar da grande quantidade de recursos não convencionais na China, os aspectos de

pesquisa, exploração e desenvolvimento de gás folhelho ainda se encontram em um estágio

inicial. Existem problemas com tecnologias, inovação, mecanismos institucionais, proteção

ambiental e outros aspectos da indústria. Dadas às suas condições geológicas únicas, a China

deve acelerar a introdução de inovação e estabelecer seus sistemas e métodos exclusivos para

Figura 4.2 - Posição geográfica das principais bacias produtoras de recursos não convencionais chinesas.

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exploração e desenvolvimento de gás de folhelho. Além disso, o marketing em escala

comercial é desafiador devido à complexidade geológica e ao alto custo dos serviços de

perfuração e fraturamento (CHEN et al., 2018).

O alto custo de produção de recursos não convencionais na China deve-se a diversos

fatores, entre eles, o fato dos reservatórios encontrarem-se a mais de 3000m de profundidade

(nos EUA, tal recurso encontra-se entre 800m a 2000m), a distribuição dos recursos é

desigual no território e existem condições geológicas mais complexas (regiões montanhosas e

com escassez de água sazonal) e a falta de tecnologias básicas que elevou muito os custos de

desenvolvimento e fraturamento do poço, quando comparado a campos norte-americanos

(WANG et al., 2018).

WANG et al. (2018) destaca que a falta de tecnologias básicas se deve ao fato de que

antes de 2010, a China não possuía tecnologias de perfuração horizontal, de fratura de

múltiplos estágios de poços horizontais e de monitoramento microssísmico. O país também

carecia de experiência em exploração e explotação. Para obter tecnologias avançadas e

experiência rapidamente, as companhias petrolíferas estatais da China, em parceria com

companhias petrolíferas internacionais, desenvolveram os blocos de shale gas nacionais. Com

isso, a China tem conseguido, gradualmente, dominar algumas tecnologias de exploração e

produção de gás de folhelho.

A China emitiu algumas políticas e regulamentos relevantes para motivar e gerenciar o

desenvolvimento do shale gas a partir de 2010 (WANG et al., 2018). O sistema legal chinês

apresenta uma estrutura tripartida: o Comitê Popular Nacional aprova leis; o Conselho

Estadual aprova Regulamentos; vários ministérios criam regras e outros documentos legais

normativos (FARAH et al., 2016).

No contexto da produção de shale gas, o Ministério da Proteção Ambiental é

responsável por estabelecer as diretrizes ambientais através de suas subsidiárias provinciais e

municipais. Outro corpo fundamental é o NDRC (National Development and Reform

Commission), que supervisiona a Agência Nacional de Energia Administração e estabelece

amplos padrões ambientais e metas de longo prazo, reguladas e aplicadas através dos ramos

provinciais e municipais do Ministério da Proteção Ambiental (FARAH et al., 2016).

A Tabela 4.2 indica as principais legislações criadas pelos seguintes Órgãos: NDRC,

NEA (National Energy Administration), MLR (Ministry of Land and Resources), MOC

(Ministry of Commerce of China), MOF (Ministry of Finance), ACFIC (All-China Federation

of Industry and Commerce), SAT (State Administration of Taxation) e pelo SC (State

Council) entre 2010 e 2016.

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40

Tabela 4.2 - Políticas relativas ao shale gas mais relevantes na China

N° Data Nome Autor Funções e Comentários

1 07/2010

Aviso sobre o estabelecimento de 22 Centros

de Pesquisa Energética Nacionais

(Experimental)

NEA

Estabelecimento de institutos de

pesquisa e desenvolvimento de gás de

folhelho.

2 06/2011 Licitação Pública para Direitos Minerais de

exploração de petróleo e gás. MLR

Transferência de direitos de exploração

de gás de folhelho através de licitação

pública pela primeira vez.

3 12/2011 Boletim de Novas Espécies de Minerais

Descobertos (nº 30 de 2011). MLR

Categoriza o gás de folhelho como a

172º espécie mineral independente na

China.

4 12/2011

Catálogo para a Orientação de Indústrias

Estrangeiras de Investimento (Alterado em

2011).

NDRC,

MOC

Incentivo ao investimento estrangeiro no

desenvolvimento de recursos de gás de

folhelho (limitado a joint ventures e

cooperação).

5 03/2012 Plano de desenvolvimento do shale gas

(2011–2015).

NDRC,

MOF,

MLR,

NEA

Elaboração de um plano abrangente para

o desenvolvimento do gás de folhelho no

período de 2011–2015.

6 06/2012

Parecer sobre incentivo adicional e

Orientação Investimento de Capital Privado

em o campo da terra e dos recursos.

MLR,

ACFIC

Incentivar o capital privado a investir em

exploração e explotação de gás de

folhelho.

7 06/2012 Aviso sobre o acordo para estabelecer 46

laboratórios-chave do MLR. MLR

O MLR estabelece 46 laboratórios-

chave de gás de folhelho.

8 09/2012 O anúncio da licitação pública dos direitos de

exploração de gás de folhelho. MLR

Transferir novamente os direitos de

exploração de gás de folhelho. Este

concurso foi aberto a empresas

estrangeiras e privadas.

9 10/2012

Aviso sobre melhoria do nível de rendimento

de recursos minerais e utilização abrangente

promovidas por tecnologias avançado e

aplicáveis.

MLR

Trata o gás de folhelho como uma das

áreas-chave, fazendo grandes esforços

para promover a tecnologia de alta

eficiência em desenvolvimento.

10 10/2012 O 12º Plano Quinquenal de Desenvolvimento

de Gases Naturais. NDRC

Considera o gás de folhelho como uma

parte importante no desenvolvimento de

gás natural no período de 2011–2015.

11 11/2012

Aviso sobre a Introdução da Política de

Subsídio Financeiro para o Desenvolvimento

e Utilização de Gás de folhelho.

MOF,

NEA

Governo central fornecendo

financiamento subsídio à produção de

gás de folhelho a partir de 2012 até

2015.

12 11/2012

Aviso sobre o fortalecimento da exploração e

explotação de shale gas e Supervisão

Relevante do trabalho administrativo.

MLR

- Promovendo a exploração de gás de

folhelho e explotação através de

múltiplas formas.

- Fortalecimento da supervisão em

aspecto de poluição ambiental.

13 04/2013

Abordagem de gestão de fundos especiais

para economia de fonte mineral e utilização

abrangente.

MOF,

MLR

Fornecer fundo de pesquisa especial para

gás de folhelho.

14 05/2013

Anúncio de imposto sobre valor agregado

para tratamentos relacionados ao

desenvolvimento de coalbed methane e shale

gas por empresas de petróleo e gás.

SAT

Esclarecimento do imposto sobre o valor

acrescentado (VAT) da exploração de

gás de folhelho e serviços conexos é de

17%, e o VAT da exploração conjunta

sino-estrangeira é de 5%.

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41

Continuação da Tabela 4.2

N° Data Nome Autor Funções e Comentários

15 10/2013 Política da Indústria de shale gas. NEA Fornece pensamentos geral e específico

das provisões da indústria de shale gas.

16 02/2014 Regulamento sobre abertura de Instalações

de Pipeline de petróleo e gás. NEA

Abrir as instalações de oleoduto e

gasoduto para outras entidades do

mercado igualmente.

17 03/2014 Medidas de gestão para construção e

operação da infraestrutura de gás natural. NDRC

Encorajar e apoiar a abertura e

interligação de infraestruturas de gás

natural.

18 04/2014 Especificação Tecnológica para Cálculo e

avaliação de recursos/reservas de shale gas. MLR

O primeiro padrão industrial de gás de

folhelho, que esclarece a definição de

reserva, e estipula os métodos de

avaliação de recursos ou reservas.

19 06/2014 Plano de ação estratégico para

desenvolvimento de energia (2014-2020). SC

- Toma o gás de folhelho como uma das

20 direções-chaves de inovação.

- Reforma do mecanismo de preço do

gás natural.

20 10/2014

Boletim dos Resultados Finais de Direitos

Expirados de exploração de shale gas por

licitação pública.

MLR

Punir duas empresas que não fizeram o

investimento comprometido durante o

período de exploração.

21 04/2015

Aviso sobre política de subsídio financeiro

para desenvolvimento e utilização de shale

gas.

MOF,

NEA

Fornecer subsídio financeiro padrão de

$0,05/ m3 de 2016 a 2018 e de $0,03/ m3

de 2019 a 2020.

22 11/2015 Anúncio NEA nº 6 de 2015. NEA Aprovação de 10 padrões do setor.

23 07/2016 O 13º Plano Quinquenal de

NacionalInovação em Ciência e Tecnologia. SC

Comprometer fundos de pesquisa para o

gás de folhelho.

24 09/2016 Plano de desenvolvimento do shale gas

(2016–2020). NEA

Faz um plano abrangente para o

desenvolvimento do gás de folhelho no

período de 2016-2020.

25 12/2016 O 13º Plano Quinquenal de Desenvolvimento

de Gás Natural. NDRC

Tomar o gás de folhelho como uma parte

importante no desenvolvimento de gás

natural no período de 2016-2020.

Fonte: Adaptado de Wang et al. (2018)

Como o incentivo financeiro é muito importante no estágio inicial da indústria de

shale gas, o MOF emitiu 4 políticas com outras agências, logo atrás do MLR, NEA e NDRC.

Em termos do conteúdo das políticas, o SC faz uma estratégia ou plano a nível macro, a

CNDR molda a política global, o MLR e o NEA concentram-se principalmente nos direitos

de mineração, licitações, inovação tecnológica e padrões industriais, a MOF e a SAT

determinam os subsídios e incentivos fiscais, e MOC e ACFIC trazem capital estrangeiro e

privado para o mercado interno (WANG et al., 2018).

A China possui várias leis de proteção ambiental e regulamentos que podem ser

aplicados à exploração e explotação de petróleo e gás, como Lei de Proteção Ambiental, Lei

de Prevenção e Controle da Poluição da Água, Lei de Recursos Minerais, Lei da Água, e

assim por diante. Entretanto, a China não possui leis ou regulamentos especiais, sobre

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42

proteção ambiental, próprios para o desenvolvimento do shale gas. Por isso, é difícil

encontrar na prática, leis referentes ao tratamento de fluido de fraturamento e vazamento de

metano (WANG et al., 2018).

4.2.3 ESPANHA

A Espanha não apresenta um grande potencial para exploração de gás natural não

convencional quando comparada com países europeus como a Polônia ou a França. Em 2014,

a Espanha importava praticamente 99% dos seus hidrocarbonetos, o que gerou interesse na

exploração de recursos não convencionais, pois segundo estudos, a Espanha pode manter

reservas suficientes de gás não convencional para abastecer o consumo por 40 anos (as

tendências mais otimistas falam em 75 anos) e produzir 10 mil empregos (CASTELLET,

2014). Segundo a OEC (The Observatory of Economic Complexity), em 2017, as importações

de petróleo espanholas chegaram a 7,82 bilhões de dólares.

As regiões de maior potencial para a exploração de recursos não convencionais são a

Bacia Basco-Cantábrica, localizada no norte da Espanha, com uma série de reservatórios de

folhelho com potencial para gás úmido e condensado e a Bacia do Ebro, localizada ao sul e a

leste da Bacia Basco-Cantábrica, onde também pode haver potencial para o gás e petróleo de

folhelho (EIA, 2015). A localização geográfica das principais bacias com potencial de

exploração de recursos não convencionais encontra-se na Figura 4.3.

Fonte: Adaptado de EIA (2015)

Figura 4.3 - Posição geográfica das principais bacias produtoras de recursos não convencionais espanholas.

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43

A Espanha é um país territorialmente descentralizado, onde cada região possui

autonomia política para aprovar normas com categoria de lei. Valendo-se dessa autonomia, as

regiões da Cantábria, Rioja, Navarra, País Basco e Cataluña editaram leis sobre o uso do

fracking em seus territórios, proibindo ou regulamentando a técnica de pesquisa e extração de

gás não convencional (SANFELICE, 2016).

Apesar do posicionamento contrário em comunidades autônomas como Cantabria,

Rioja e Navarra que proibiram a técnica completamente, o governo central é adepto ao uso do

fraturamento hidráulico no país. Em regiões como Cataluña e País Basco a técnica foi

permitida sob condições específicas (BILBAO et al., 2016).

O artigo 149.1.25 da Constituição Espanhola concede ao Estado a competência

exclusiva em matéria de "bases do regime mineiro e energético". Desta forma, não era

constitucionalmente possível que uma comunidade autônoma pudesse violar a legislação

básica do Estado, contorná-la ou evitá-la, muito menos proibir algo que não era de sua

competência (BILBAO et al., 2016).

Então, o Estado espanhol criou a Lei n° 17/2013, que fez com que os dispositivos

regionais, que proibiram a utilização da técnica do fraturamento hidráulico, em seus territórios

se tornassem objetos de ação de inconstitucionalidade e consequente seus efeitos foram

suspensos. O Tribunal Constitucional entendeu que os parlamentos das regiões autônomas, ao

proibirem atividades cuja regulação é da competência exclusiva do Estado, agiram com

excesso de competência, violando a Constituição Espanhola (SANFELICE, 2016).

A Lei nº 64/1982 do Tribunal Constitucional da Espanha prevê que a regulação deve

ser feita de modo a integrar e harmonizar dois princípios: o interesse público presente na

atividade econômica sem o qual o desenvolvimento econômico não é possível, e o da

preservação do meio ambiente (BILBAO et al., 2016). Consequentemente, para proteger o

meio ambiente, é necessário atender uma série de normativas.

A Lei n° 34/1998, de 7 de outubro, é a legislação que regula a exploração e produção

de hidrocarbonetos até o seu refino e distribuição. No entanto, esta lei não mencionou antes de

2013 o uso de fraturamento hidráulico na exploração, pesquisa ou exploração de

hidrocarbonetos em qualquer um de seus artigos (BILBAO et al., 2016).

A Lei n° 17/2013 passou a permitir o uso da técnica de fratura hidráulica para

exploração, investigação e concessão de produção de hidrocarbonetos. Por outro lado, a lei

impôs a exigência prévia de declaração de impacto ambiental favorável. Desta forma, o

governo espanhol procurou levar em conta o Princípio da Precaução, sem deixar de lado o

desenvolvimento econômico sustentável (SANFELICE, 2016). Para Colombo (2005), o

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44

princípio da precaução está ligado aos conceitos de afastamento de perigo e segurança das

gerações futuras, como também de sustentabilidade ambiental das atividades humanas.

Segundo Avellaneda (2015), a lei que regula o fraturamento hidráulico na Espanha é a

Lei n° 21/2013 sobre Avaliação Ambiental, que em seu Anexo I inclui a técnica entre os

projetos que devem passar por uma avaliação ambiental ordinária. Segundo a autora citada, o

uso da técnica também deve obedecer outros dispositivos legais indicados a seguir:

• Real Decreto n° 1/2001 que estabelece o caráter de boa demanda por águas, de forma

que o uso da água para compor fluidos de fraturamento, deve ser precedido de concessão

administrativa.

• Real Decreto n° 140/2003 estabelece critérios sanitários para a qualidade da água de

consumo humano. Indica valores paramétricos das substâncias usados e/ou geradas.

• Lei n° 34/2007 sobre a qualidade do ar e proteção da atmosfera: extração, primeiro

tratamento e carregamento de combustíveis fósseis gasosos são incluídos como atividades

potencialmente poluentes para a atmosfera no Anexo IV; além disso, vários contaminantes do

seu Anexo I poderiam ser gerados.

• Real Decreto n° 1514/2009 que protege as águas subterrâneas contra a poluição e a

deterioração.

• Real Decreto n° 60/2011 sobre padrões de qualidade ambiental no campo da política

de recursos hídricos, que estabelece padrões de qualidade ambiental para substâncias

prioritárias e outros contaminantes que possam incluir substâncias utilizadas.

Conforme indicado nas leis e decretos, a extração de gás natural é regida por

regulamentações rigorosas. Independentemente da forma de extração (depósitos

convencionais ou não convencionais) a indústria deve atender aos múltiplos requisitos

regulatórios e técnicos estabelecidos pelas diferentes autoridades competentes para alcançar

os mais altos níveis de demanda em todo o mundo, especialmente em relação aos aspectos

ambientais (SHALE GAS ESPAÑA, 2019).

4.2.4 NEUQUÉN, ARGENTINA

Em 1992, foi criada a YPF (Yacimientos Petrolíferos Fiscales), que foi a primeira

empresa estatal petrolífera a se integrar verticalmente na América do Sul (PATIÑO, 2012).

Inicialmente, a empresa ficaria responsável pela exploração, produção, transporte, refino e

comercialização de derivados na Argentina (JACOMO, 2014).

Entretanto, o capital nacional argentino mostrou fragilidade frente ao capital privado

internacional, fazendo com que a criação da empresa não atingisse os objetivos esperados. Em

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45

1993, 43% das ações da YPF foram vendidas para o setor privado. O grupo acionário da

empresa continuou mudando ao longo dos anos e, em 2011, o Estado argentino possuía menos

de 1% das ações da estatal (JACOMO, 2014).

Na argentina, existe uma forte concentração em reservas provadas de gás por empresa,

onde os três principais operadores representam quase 78% do total de reservas. A Total

Austral detém 35% do total de reservas (principalmente na bacia Austral). A YPF é a

operadora mais relevante na bacia de Neuquén, com 25% das reservas argentinas. A Pan

American Energy ocupa o terceiro lugar e atua principalmente na bacia do Golfo San Jorge,

com quase 18% das reservas totais (GOMES e BRANDT, 2016).

A exploração de recursos não convencionais na Argentina foi favorecida pela prévia

existência de uma infraestrutura para escoamento e distribuição de hidrocarbonetos, através

de gasodutos, pois historicamente, o gás natural manteve-se presente como base da matriz

energética argentina (ALMEIDA, 2017).

Segundo a Fundação Getúlio Vargas (FGV, 2019), o potencial para recursos não

convencionais, principalmente gás e óleo de folhelho, encontra-se principalmente em cinco

das vinte e quatro bacias sedimentares argentinas. As bacias de maior destaque são: Noroeste,

Cuyana, Neuquina (denominada Neuquén), Golfo San Jorge e Austral. A Figura 4.4 indica a

posição geográfica das bacias citadas.

Fonte: FGV (2019)

A bacia de Neuquén possui reservas de shale gas, que geram oportunidade para

otimização e integração do mercado regional de gás. Por isso, a região da Vaca Muerta possui

Figura 4.4 - Posição geográfica das principais bacias produtoras de recursos não convencionais argentinos.

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46

um enorme potencial de crescimento. O governo argentino prevê uma perspectiva de geração

de 500 mil empregos associados ao desenvolvimento dos recursos petrolíferos na região da

Vaca Muerta (FGV, 2019).

A Lei argentina n° 17.319 de 1967, manteve a propriedade dos recursos petrolíferos

sob posse do Estado argentino, mas eliminou o monopólio público sobre a exploração,

produção e comercialização desses recursos, favorecendo, mais tarde, a aprovação da Lei

24.145 de 1992, que privatizou a YPF e deu liberdade para o setor privado realizar

investimentos na área (FREIER e SCHAJ, 2016).

Outra lei de destaque na argentina, é a Lei n° 27.007 de 2014 que adicionou/modificou

vários itens da lei de 1967 e incluiu itens referentes à hidrocarbonetos não convencionais e

investimentos no setor. Essa lei estabelece novas condições para futuras concessões (25 anos

para os reservatórios convencionais, 35 anos para não convencional e 30 anos para

investimentos na plataforma continental e águas territoriais), estipula o pagamento mensal de

royalties para 12% do produzido (FREIER e SCHAJ, 2016), entre outras determinações

legais.

A Lei n° 27.007/2014 também possui uma cláusula afirmando que os governo

nacional e provinciais devem procurar implementar uma legislação ambiental, que terá como

objetivo aplicar as melhores práticas de gestão ambiental para as tarefas de prospecção,

exploração e transporte de hidrocarbonetos. No entanto, esta lei não possui uma

regulamentação ambiental específica sobre o uso de fraturamento hidráulico como método de

extração de hidrocarbonetos não convencionais (FREIER e SCHAJ, 2016).

Além de estar sujeita às leis federais mencionadas anteriormente, Neuquén também

possui regulamentações provinciais específicas para a exploração de hidrocarbonetos. Neste

trabalho, destacamos a Lei nº 1.875/1994, o Decreto nº 2.656/1999 e o Decreto nº 1.483/2012.

A Lei nº 1.875/1994 possui como objetivo estabelecer, no âmbito da política de

desenvolvimento da Província de Neuquén, os princípios orientadores para a preservação,

conservação, defesa e melhoria do meio ambiente em todo o seu território para conseguir e

manter uma ótima qualidade de vida para seus habitantes (GOBIERNO DE LA PROVINCIA

DEL NEUQUÉN, 1994).

O Decreto nº 2.656/1999 define em seu artigo 1° instrumentos de gestão ambiental

como: licenças, informes, análises de risco e estudos de impacto ambiental, vigilância,

avaliação e controle sobre o estado do ambiente (GOBIERNO DE LA PROVINCIA DEL

NEUQUÉN, 1994).

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Como a Lei nº 1.875/1994 e o Decreto nº 2.656/1999 tratavam de recursos

convencionais, em 2012, foi criado o Decreto nº 1.483 que alterou as normativas anteriores

para abranger os recursos não convencionais. Em seu Anexo XVI, o Decreto nº 1.483/2012

indica padrões e procedimentos para exploração e explotação em campos não convencionais.

Entre as normativas deste anexo encontram-se (ANP, 2019):

Todos os projetos de exploração e produção não convencionais deverão contar com

licença ambiental prévia à sua execução;

O “Informe ambiental” é o instrumento adequado para a avaliação dos impactos

ambientais;

Nos casos em que a autoridade ambiental considerar conveniente, poderá exigir,

adicionalmente, uma análise de risco;

Os poços de desenvolvimento deverão ser projetados para locação de múltiplos poços,

minimizando os impactos produzidos pela mobilização do solo e abertura de acessos;

Fica proibido o uso de água subterrânea apta para o abastecimento humano e a

irrigação.

Entre as considerações realizadas no Decreto nº 1.483/2012, destaca-se que o Governo

da província de Neuquén entende que a atividade nos reservatórios não convencionais

permitirá que algumas regiões com pouca ou nenhuma atividade se transformem em regiões

produtivas e, que o gás natural e o petróleo, em particular o shale gas/oil e tight gas/oil, são

fontes de recursos energéticos para Neuquén e para o país, de vital importância para atender a

demanda de energia e atingir a autossuficiência em hidrocarbonetos, o desenvolvimento

econômico, a criação de empregos e o crescimento equitativo (GOBIERNO DE LA

PROVINCIA DEL NEUQUÉN, 2012).

O Informe Ambiental citado no Decreto nº 1.483/2012 solicita (ANP, 2019):

Localização e descrição geral do empreendimento: Áreas de influência direta e

indireta; tecnologias a serem utilizadas; tipo e volume de resíduos e emissões,

tratamento e disposição final;

Descrição do meio natural e socioeconômico: Descrição quali-quantitativa das áreas

de influência direta e indireta do projeto e dos elementos ambientais suscetíveis a

serem alterados;

Identificação de impactos e efeitos ambientais: Medidas de mitigação e de correção de

impactos negativos; Benefícios econômicos, sociais e culturais esperados;

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Declaração de impacto ambiental: Declaração explícita, detalhada e consubstanciada,

dos impactos e efeitos ambientais que a execução do projeto ou ação ocasionará.

Plano de gestão ambiental: Medidas e ações de prevenção, mitigação, reabilitação,

restauração e recomposição do meio alterado pela obra ou empreendimento.

A descrição e os processos do sistema de tratamento do flowback e da composição

química do fluido de fraturamento; além da autorização de uso da água e destinação de

efluentes.

4.2.5 NEWFOUNDLAND, CANADÁ

O termo “fraturamento hidráulico” não é explicitamente usado na legislação referente

a petróleo e meio ambiente de Newfoundland. No entanto, existem muitas disposições no

quadro legislativo da província que são relevantes para a regulamentação das operações de

fraturamento hidráulico (PRECHT e DEMPSTER, 2019).

O Regulamento do Petróleo (Petroleum Regulations) – similarmente ao procedimento

seguido no Brasil - exige a aprovação de um plano de desenvolvimento antes que uma

licitação possa ser concedida e antes que a produção de petróleo ou gás possa ser iniciada. Se

o fracking for usado na produção de petróleo ou gás, a aprovação do plano de

desenvolvimento pelo Ministro sob o Regulamento do Petróleo fornecerá as implicações das

potenciais operações de fraturamento hidráulico a serem examinadas, de modo que o Ministro

possa abordar essas implicações em sua aprovação do plano de desenvolvimento e quaisquer

termos anexados essa aprovação (PRECHT e DEMPSTER, 2019).

A necessidade de audiências públicas relativas às operações de perfuração na

província foi explicitada no Guia para Envio de Solicitações de Perfuração (The Guideline for

Drilling Application Submissions). De acordo com este, as audiências públicas devem ser

feitas quando a atividade proposta pela operadora tem potencial de apresentar um efeito

significativo sobre o meio ambiente, na população local ou quando o Ministro de Recursos

Naturais julgar importante informar ao público sobre as atividades propostas, de modo a

promover compreensão e cooperação mútua entre a população e a empresa operadora

(GOVERNMENT OF NEWFOUNDLAND AND LABRADOR, 2007).

Com relação à legislação ambiental, esta tange as atividades de fraturamento

hidráulico por quatro diferentes frentes (PRECHT e DEMPSTER, 2019):

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Lei de Proteção Ambiental (The Environmental Protection Act): contém muitas

disposições aplicáveis ao fraturamento hidráulico e aborda tópicos como liberação de

contaminantes, descarte de água, qualidade do ar e avaliações ambientais;

Regulamento de Avaliação Ambiental (Environmental Assessment Regulations):

estabelece procedimentos para a realização de avaliações e audiências ambientais, para

a triagem de projetos e designa empreendimentos que estão sujeitos a avaliações

ambientais;

Lei de Recursos Hídricos (Water Resources Act): atribui direitos e proteção à água e

aborda considerações como testes de água e licenciamento e permissões.

Regulação de Controle Ambiental de Água e Esgoto (Environmental Control Water

and Sewage Regulations): estabelece padrões para a descarga e análise de esgotos,

monitoramento e amostragem e também estabelecem os níveis máximos admissíveis

de vários produtos químicos e poluentes.

4.2.6 QUEENSLAND, AUSTRÁLIA

Nos últimos 15 anos tem havido um rápido crescimento na indústria de coalbed

methane em Queensland, chegando a 1.634 poços de gás perfurados entre 2013-2014. Esse

crescimento foi impulsionado por mais de US $ 70 bilhões em investimentos em três projetos

de gás natural liquefeito (GNL) que produzirão aproximadamente um quarto da oferta global

de GNL (EARTH LAWYERS, 2018).

A produção comercial de coalbed methanee em Queensland começou em 1996 nas

Bacias de Bowen e de Surat, em 2006, seguida da exploração de tight gas e de shale gas, que

por sua vez, ainda está em estágio inicial em Queensland (EARTH LAWYERS, 2018).

O fraturamento hidráulico no estado é usado para aumentar a produção de coalbed

methane, e a regulação local é bastante desenvolvida com relação à atividade. Nesta, os

requerimentos ambientais impõem condições operacionais para o fraturamento hidráulico,

incluindo a provisão de detalhes do plano de fraturamento, avaliação do isolamento da zona

em que este será aplicado, relatórios de consulta aos acionistas, design do fraturamento

hidráulico, previsões de propagações futuras e avaliações de risco ao meio ambiente e à saúde

da população (AUSTRALIAN GOVERNMENT, 2014).

As regulamentações que possuem relevância ao fraturamento hidráulico são:

Código de prática de Queensland para construir e abandonar poços de coalbed

methane (DNRM, 2013);

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Política de gestão da água gasosa de Queensland (DEHP, 2012a);

Nova política de interferência de aquíferos do Sul do País de Gales e planos de

compartilhamento de água (NSW OFFICE OF WATER, 2012);

Código de prática de New South Wales para a integridade de poços coalbed methane

(NSW T & I, 2012a);

Código de prática de New South Wales para atividades de estimulação de fratura de

coalbed methane (NSW T & I, 2012b);

Código de prática de exploração mineral da Tasmânia em recursos minerais, 5ª edição,

Apêndice 1: Programação para exploração onshore de petróleo, shale gas, coalbed

methane ou outras substâncias geotérmicas (DIER, 2012).

4.2.7 TEXAS, EUA

Os Estados Unidos possuem significativas reservas provadas de gás de folhelho, e

embora sua existência fosse conhecida há mais de um século, a exploração apenas foi possível

com o avanço tecnológico e a consequente aplicação de fraturamento em vários estágios,

combinado com a perfuração horizontal e a produção em maior escala (FGV, 2019).

Diferentemente do Brasil, nos EUA os estados americanos determinam grande parte

de sua política energética, o que faz com que dentro do mesmo país existam lugares que

permitem e que proíbem a atividade de fraturamento hidráulico (FGV, 2019). Em geral, os

donos da terra são proprietários dos recursos minerais presentes no subsolo e os governos

federais e estaduais controlam esses direitos que são transmitidos através de licitações

(CORGANET et al., 2019).

Dentre as agências reguladoras, destacam-se no âmbito federal: United States

Geological Survey (USGS), responsável pelo mapeamento de informações geológicas;

Department of Energy (DOE), tem como foco o avanço da estratégia de segurança nacional

relacionado a desafios energéticos; Energy Information Administration (EIA), responsável por

analisar dados e fazer previsões; Federal Energy Regulatory Commission (FERC), que regula

a transmissão de energia (eletricidade, petróleo e gás) e a venda por atacado no comércio

interestadual; Energy Efficiency and Renewable Energy (EERE), que estabelece ações para

redução de importação de petróleo e incentiva a produção de gás como energia sustentável

(FGV, 2019).

As maiores áreas de produção do gás folhelho dos EUA são Appalachia, Anadarko,

Bakken, Eagle Ford, Haynesville, Niobrara e Permian (FGV, 2019). Como pode ser

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observado na Figura 4.5, quatro destas áreas de produção encontram-se no Texas, que

também possui uma malha de gasodutos (Figura 4.6), o que favorece o escoamento da

produção para os mercados consumidores (FGV, 2019).

Fonte: Adaptado de EIA (2018)

Fonte: EIA (2018)

Figura 4.5 - Maiores áreas de produção de gás folhelho dos EUA

Figura 4.6 - Malha de gasodutos interestaduais e intraestaduais dos EUA

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O Texas teve seu primeiro poço fraturado hidraulicamente em 1949, dando início à

prática que trouxe diversos benefícios ao país, dentre eles o crescimento econômico

acompanhado do aumento na oferta de empregos, a menor dependência de importação de

energia e a redução do preço do gás natural para os consumidores (GRAY REED, 2017).

O início da prática também tornou necessária a criação de leis que a regulassem.

A legislação acerca do fraturamento hidráulico no estado aborda os seguintes temas: produtos

químicos injetados; integridade, testes e tratamento de poços; avisos e sismicidade (RAHM,

2011).

Com relação aos produtos químicos injetados, a grande preocupação dos cidadãos

texanos era sobre quais eram os produtos químicos que seriam injetados no solo durante o

processo de fraturamento hidráulico e quais seriam os riscos ligados a estes (GRAY REED,

2017).

Em consequência à apreensão da população, a 82ª Legislatura do Texas aprovou o

documento HB 3328 em 2011, codificado no Subcapítulo S dos Recursos Naturais do Texas,

§ 91.851: Divulgação da Composição dos Fluidos Hidráulicos de Fraturamento, que define

que a operadora do poço deve disponibilizar publicamente através de um formulário do

Conselho de Proteção das Águas Subterrâneas (Ground Water Protection Council) o volume

de água utilizado no fraturamento hidráulico, bem como cada ingrediente químico que está

sujeito aos requisitos do Code of Federal Regulations (CFR) (LAW SERVER, 2018).

A Comissão Ferroviária do Texas (TRRC) implementou uma nova lei que se aplica a

qualquer tratamento de fraturamento em um poço realizado após 1º de fevereiro de 2012

(GRAY REED, 2017). Esta regra vai ao encontro das decisões explicitadas anteriormente pela

82ª Legislatura no que tange à exigência da divulgação de um formulário completo sobre os

produtos químicos utilizados nos poços fraturados hidraulicamente (ELAWUS, 2019).

Com relação aos requisitos de integridade do poço, pode-se afirmar que estes são a

primeira linha de defesa na proteção de aquíferos subterrâneos contra a poluição por

operações de produção de petróleo e gás. A Norma 13 do TRRC estabelece os padrões

técnicos para o revestimento e cimentação de poços de petróleo e gás, além da prevenção de

blowout. Esta foi emendada em 2013 para incluir requisitos específicos de integridade do

poço, revestimento e cimentação aplicáveis a todos os poços fraturados hidraulicamente

depois de 1º de janeiro de 2014 (GRAY REED, 2017).

No que tange os requerimentos de aviso, a Norma 16 do TRRC exige que os

operadores arquivem um relatório de conclusão do poço dentro de 90 dias, ou dentro de 150

dias após a data de conclusão das operações de perfuração, o que ocorrer primeiro. No

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relatório de conclusão do Formulário W-2 do TRRC deve ser informado se houve o

fraturamento hidráulico além da quantidade, tipo de material usado e os intervalos de

profundidade em que a operação ocorreu, quando aplicável (GRAY REED, 2017).

A sismicidade é abordada nas normas 9 e 46 do TRRC. Estas definem que ao requerer

uma licença para poço injetor, a operadora deve pesquisar e apresentar resultados sobre os

locais de quaisquer eventos sísmicos históricos em uma área de 259 km² com centro no poço

proposto. Os operadores de poços de descarte devem realizar monitoramento mensal e

reportar taxas anuais de injeção e pressão, e também podem ser exigidos monitoramento e

relatórios mais frequentes em áreas onde as condições podem aumentar o risco de migração

de fluidos (GRAY REED, 2017).

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5 BRASIL E O FRATURAMENTO HIDRÁULICO

Apesar de o fracking ser uma técnica de estimulação de poços amplamente utilizada e

consolidada em vários países, no Brasil a sua utilização ainda está no início e as empresas

buscam a introdução e viabilização deste método de exploração e produção de gás natural

(PEREIRA e LIMA, 2017). As principais barreiras brasileiras são encontradas,

principalmente, na questão judicial, como explicitado na contextualização do presente

trabalho, pois ainda não existe um consenso político e jurídico sobre a viabilidade ambiental

do faturamento hidráulico no país (COLOMER e ALMEIDA, 2015).

A Portaria nº 17/2018 publicada pelo MME (Ministério de Minas e Energia) instituiu o

Programa de Revitalização das Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás

Natural em Áreas Terrestres – REATE. O objetivo do Programa REATE é propor e monitorar

ações, projetos e políticas voltadas ao incremento das atividades de exploração e produção de

petróleo e gás natural em terra (ANP, 2019). Outros programas governamentais como o ‘Gás

para crescer’ e a ‘Nova Lei do Gás’ também incentivam a produção de gás natural em terra

(DELGADO e RECHDEN, 2019).

No cenário brasileiro, o aproveitamento de recursos não convencionais pode fornecer

uma oferta abundante e competitiva de gás natural, novos investimentos e desenvolvimento

local e regional, estimularia a expansão da malha de gasodutos do país, a expansão da geração

termelétrica a gás na boca do poço e possibilitaria o desenvolvimento de novos mercados

(DELGADO e RECHDEN, 2019). Atualmente, existe uma concentração litorânea de

investimentos em infraestrutura na rede de gasodutos brasileira conforme indicado na

Figura 5.1.

A infraestrutura de produção e movimentação de gás natural deixa visível a

necessidade de aumento da malha dutoviária brasileira, sobretudo para interligar o interior do

país, onde se encontram bacias com possibilidade de produção de hidrocarboneto não

convencional e os centros de consumo (ALMEIDA, 2017).

No âmbito legal, a Lei nº 6.983/1981 estabelece a Política Nacional do Meio

Ambiente, que possui por objetivo a preservação, melhoria e recuperação da qualidade

ambiental propícia à vida, visando assegurar condições para o desenvolvimento

socioeconômico, aos interesses da segurança nacional e à proteção da dignidade da vida

humana. Fazem parte de seus princípios: a racionalização do uso do solo, do subsolo, da água

e do ar; o planejamento e fiscalização do uso dos recursos ambientais; a proteção dos

ecossistemas, com a preservação de áreas representativas e o controle e zoneamento das

atividades potencial ou efetivamente poluidoras. O Art. 10 da lei supracitada indica que:

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A construção, instalação, ampliação e funcionamento de estabelecimentos e

atividades utilizadores de recursos ambientais, efetiva ou potencialmente poluidores

ou capazes, sob qualquer forma, de causar degradação ambiental dependerão de

prévio licenciamento ambiental.

Fonte: ANP (2018)

No dia 6 de dezembro de 2013, o então deputado Sarney Filho, propôs o Projeto de

Lei 6.904, com o objetivo de impedir a exploração de gás de folhelho durante cinco anos para

que, neste período, o poder público determinasse modelos de procedimento para a exploração

desses recursos, de modo a promover a segurança das pessoas que atuam na indústria e,

desenvolvesse estudos para atualizar a tecnologia de exploração do recurso não convencional.

O projeto foi rejeitado na Comissão de Desenvolvimento Econômico, Indústria,

Comércio e Serviços e na Comissão de Minas e Energia. Apesar disso, o projeto foi aprovado,

com emendas, na Comissão de Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável que

Figura 5.1 - Infraestrutura de produção e movimentação de gás natural em 2017

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determinou que o prazo de cinco anos passasse a ser prorrogável a critério do órgão ambiental

competente (BLATTLER, 2017). Atualmente, o projeto aguarda um parecer do relator na

Comissão de Integração Nacional, Desenvolvimento Regional e da Amazônia (CÂMARA

DOS DEPUTADOS, 2019).

No dia 12 de fevereiro de 2019, foi protocolado o Projeto de Lei n° 65/2019, na

Assembleia Legislativa do Paraná, com o intuito de proibir a exploração do gás de folhelho no

estado do Paraná pelo método do fraturamento hidráulico. O Projeto de Lei n° 65/2019 foi

aprovado por unanimidade no dia 11 de junho de 2019 (ASSEMBLÉIA LEGISLATIVA DO

PARANÁ, 2019).

Também se encontra em andamento, o Projeto de Lei nº 1935/2019, que aguarda o

parecer do relator na Comissão de Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável, cujo

objetivo é impedir o fracking em todo Brasil (CÂMARA DOS DEPUTADOS, 2019).

A Lei n° 9.478/1997, conhecida como Lei do Petróleo, em seu Art. 7° instituiu a ANP

como entidade integrante da Administração Federal Indireta, como órgão regulador da

indústria do petróleo, gás natural, seus derivados e bicombustíveis, vinculada ao MME. Entre

suas atribuições encontra-se fazer cumprir as boas práticas de conservação e uso racional do

petróleo, gás natural, seus derivados e bicombustíveis e de preservação do meio ambiente.

5.1 RESOLUÇÃO ANP N° 21/2014

Considerando as atribuições da ANP, em 10 de abril de 2014, a Agência publicou a

Resolução ANP (RANP) nº 21 na qual ficaram estabelecidos os requisitos a serem cumpridos,

pelos detentores de direitos de exploração e produção de petróleo e gás natural, que

executarão a técnica de fraturamento hidráulico em reservatório não convencional, de modo a

estabelecer padrões de preservação do meio ambiente e de segurança operacional.

Além da RANP nº 21/2014, não há, no Brasil, outra norma ambiental direcionada

especificamente à exploração e produção de recursos petrolíferos não convencionais

(PROMINP, 2016). Conforme o artigo 8° da resolução citada, para utilizar a técnica de

fraturamento hidráulico em uma instalação é necessário obter uma autorização específica da

ANP. O operador deve apresentar sessenta dias antes do início da perfuração, uma série de

documentos, incluindo a Licença ambiental para as operações de fraturamento hidráulico em

reservatório não convencional do órgão competente, a outorga ou autorização para a

utilização dos recursos hídricos, o projeto do poço, entre outros. No artigo 28 é ressaltado que

a validade da aprovação dada para a realização do fraturamento hidráulico em reservatório

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não convencional fica condicionada à manutenção da validade de todas as licenças ambientais

necessárias.

O artigo 8° da Resolução ANP nº 21/2014 também exige que o Responsável Técnico

designado pela empresa, faça uma declaração, informando que o projeto atende aos requisitos

legais aplicáveis e que foram realizados os testes, modelagens, análises e estudos, alinhados

com as melhores práticas de engenharia, os quais permitiram concluir que, sendo executado o

projeto, os riscos de falhas preexistentes serem reativadas ou das fraturas geradas alcançar

qualquer corpo hídrico subterrâneo existente foram reduzidos a níveis toleráveis.

A RANP 21/2014 exige do operador cuidados ambientais como: estabelecer e garantir

o fiel cumprimento de um Sistema de Gestão Ambiental que atenda às melhores práticas da

indústria do petróleo (artigo 2°) e estabelecer e divulgar os indicadores reativos e proativos,

bem como as metas de responsabilidade social e ambiental (artigo 5°).

A resolução mencionada também torna obrigatório, no artigo 25, elaborar e garantir o

cumprimento de um Plano de Emergência, contendo os recursos disponíveis, a relação de

contatos de emergência e os cenários identificados na análise de risco, contemplando as

questões específicas do fraturamento hidráulico.

É demonstrada na resolução uma forte preocupação com os aspectos ambientais, nos

artigos 7°, 11 e 12 da RANP 21/2014. No artigo 7°, fica vedado o uso do fraturamento

hidráulico, em reservatório não convencional, em poços cuja distância seja inferior a 200m de

poços de água utilizados para fins de abastecimento doméstico, público ou industrial,

irrigação e dessedentação de animais. No artigo 11 são explicitados os aspectos que os

programa de revestimento e cimentação devem seguir para prevenir contaminações. O artigo

12 exige que o operador aplique um método de modelagem utilizando dados geomecânicos,

para realizar a simulação das operações de fraturamento.

O artigo 3º da Resolução ANP n° 21/2014 explicita que a água utilizada no

fraturamento hidráulico deve ser preferencialmente de efluentes gerados, água imprópria ou

de baixa aceitação para o consumo humano ou dessedentação animal, ou água resultante de

efluentes industriais ou domésticos, desde que o tratamento a habilite ao uso pretendido.

O mesmo artigo obriga o concessionário a possuir e seguir um sistema de gestão ambiental

que contenha um plano detalhado de controle, tratamento e disposição destes efluentes

gerados.

A resolução supracitada obriga, no artigo 6°, que o operador divulgue em seu endereço

eletrônico um relatório anual da avaliação dos impactos e dos resultados das ações de

responsabilidade social e ambiental, uma relação de produtos químicos, com potencial

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impacto à saúde humana e ao ambiente contemplando suas quantidades e composições e,

informações específicas sobre a água utilizada nos fraturamento, nominando claramente

origem, volume captado, e o tipo de tratamento adotado e disposição final.

Apesar da obrigatoriedade de divulgar os produtos químicos utilizados para o

faturamento hidráulico, Blattler (2017) ressalta que o composto utilizado no fracking pode ser

um segredo industrial, com relevante valor comercial. Então, sua divulgação poderia gerar um

significativo prejuízo econômico ao concessionário.

Como indicado anteriormente, regiões como Alberta (Canadá), Neuquén (Argentina) e

Texas (EUA) solicitam a divulgação dos compostos químicos adotados no fraturamento

hidráulico. Desta forma, divulgar os compostos químicos utilizados no Brasil, conforme

solicitado pela Resolução ANP n° 21/2014, não traria prejuízos financeiros aos operadores.

É importante ressaltar que conhecer os fluidos adotados no método ajuda a evitar que

poluentes químicos sejam injetados nas formações.

Quanto aos abalos sísmicos, a Resolução ANP n° 21/2014, solicita que os operadores,

durante as etapas de canhoneio e estágios de fraturamento, empreguem a microssísmica ou

outros métodos comprovadamente equivalentes para demonstrar que os limites inferior e

superior das fraturas geradas obedecem às simulações do fraturamento hidráulico em

reservatório não convencional. Além disso, a aprovação da autorização para realizar o

fraturamento hidráulico também está condicionada a realização de estudos e avaliação de

ocorrências naturais e induzidas de sísmica.

5.2 LEGISLAÇÃO AMBIENTAL

Quanto à legislação cabível aos órgãos ambientais, destacamos a Lei Complementar n°

140, de 8 de dezembro de 2011, cujo objetivo é definir as competências para o licenciamento

ambiental. Segundo a lei, o licenciamento ambiental das atividades de exploração e produção

de petróleo e gás natural, quando circunscritas aos limites de um único estado, compete ao

órgão ambiental estadual. Entretanto, em seu artigo 7°, alínea ‘h’, indica que atividades que

“atendam tipologia estabelecida por ato do Poder Executivo, a partir de proposição da

Comissão Tripartite Nacional, assegurada a participação de um membro do Conselho

Nacional do Meio Ambiente – CONAMA, e considerados os critérios de porte, potencial

poluidor e natureza da atividade ou empreendimento” atua sob ação legislativa da União. A

regulamentação da alínea ‘h’ é dada pelo Decreto nº 8.437/2015.

O Decreto nº 8.437, de 22 de abril de 2015, em seu artigo terceiro, determinou que o

licenciamento da produção, quando realizada a partir de recurso não convencional de petróleo

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e gás natural, em ambiente marinho e em zona de transição terra-mar ou terrestre,

compreendendo as atividades de perfuração de poços, fraturamento hidráulico e implantação

de sistemas de produção e escoamento deve ser realizado pelo órgão ambiental federal.

O CONAMA possui diversas resoluções para proteger o meio ambiente, que podem

ser aplicadas na exploração e produção de hidrocarbonetos, algumas destas resoluções são

indicadas a seguir.

Resolução CONAMA n° 01/1986: o licenciamento de atividades modificadoras do

meio ambiente, tais como a extração de combustível fóssil (petróleo, folhelho, carvão)

dependerá de elaboração de estudo de impacto ambiental e respectivo Relatório de

Impacto Ambiental (RIMA), a serem submetidos à aprovação do órgão estadual

competente, e do IBAMA (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos

Naturais Renováveis) em caráter supletivo.

Resolução CONAMA n° 23/1994: estabelece procedimentos específicos para o

licenciamento de atividades relacionadas à exploração e produção de petróleo e gás

natural. A resolução define diferentes categorias de licença ambiental, para cada fase

da atividade de exploração e produção (perfuração, instalação e produção) e os estudos

obrigatórios correspondentes a cada um deles.

Resolução CONAMA n° 237/1997: determina em seu artigo terceiro, que “a licença

ambiental para empreendimentos e atividades consideradas efetivas ou potencialmente

causadoras de significativa degradação do meio dependerá de prévio estudo de

impacto ambiental e respectivo relatório de impacto sobre o meio ambiente

(EIA/RIMA), ao qual dar-se-á publicidade, garantida a realização de audiências

públicas, quando couber, de acordo com a regulamentação". Esta resolução aplica-se a

qualquer tipo de atividade ou projeto e não especificamente ao setor de petróleo e gás.

Resolução CONAMA n° 396/2008: dispõe sobre a classificação e diretrizes

ambientais para o enquadramento, prevenção e controle da poluição das águas

subterrâneas.

Resolução CONAMA n° 420/2009: trata de critérios e valores orientadores de

qualidade do solo quanto à presença de substâncias químicas e estabelece diretrizes

para o gerenciamento ambiental de áreas contaminadas por essas substâncias em

decorrência de atividades antrópicas. No artigo 14, é indicado que compete ao órgão

ambiental implantar programa de monitoramento de qualidade do solo e das águas

subterrâneas na área do empreendimento e, quando necessário, na sua área de

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60

influência direta e nas águas superficiais e, apresentar relatório técnico conclusivo

sobre a qualidade do solo e das águas subterrâneas, a cada solicitação de renovação de

licença e previamente ao encerramento das atividades.

Resolução CONAMA n° 357/2005: dispõe sobre a classificação dos corpos d’água e

diretrizes ambientais para o seu enquadramento, bem como estabelece as condições e

padrões de lançamento de efluentes, e dá outras providências.

Resolução CONAMA n° 430/2011 (complementa e altera a Resolução nº 357/2005):

dispõe sobre as condições e padrões de lançamento de efluentes. Seu texto destaca, no

art. 5º, que “os efluentes não poderão conferir ao corpo receptor características de

qualidade em desacordo com as metas obrigatórias progressivas, intermediárias e

final, do seu enquadramento”. O art. 16 indica que “Os efluentes de qualquer fonte

poluidora somente poderão ser lançados diretamente no corpo receptor desde que

obedeçam as condições e padrões previstos neste artigo, resguardadas outras

exigências cabíveis”.

Apesar de todas as resoluções listadas, que são aplicáveis a exploração e produção de

hidrocarbonetos, ainda não existem uma Resolução CONAMA específica para recursos não

convencionais (ANP, 2019). Devido à inexistência da Resolução CONAMA, uma alternativa

para conferir credibilidade e ampliar o conhecimento sobre a técnica de fraturamento

hidráulico é criar um projeto piloto, denominado Poço Transparente para permitir a avaliação

do potencial de produção de recursos não convencionais no Brasil (DELGADO e CHAVES,

2018).

5.3 PROJETO POÇO TRANSPARENTE

Segundo o caderno ‘O shale gas à espreita no Brasil: desmistificando a exploração de

recursos de baixa permeabilidade’ da FGV (2019), o Projeto Poço Transparente é uma

oportunidade para avançar no conhecimento e na avaliação do fraturamento em reservatórios

não convencionais. Inicialmente, imagina-se que um conjunto de dados sejam monitorados e

disponibilizados continuamente durante o teste, entre eles dados: sociais (geração de

empregos, consumo de energia), técnicos (profundidade e diâmetro dos revestimentos,

volume de cimento nos revestimentos, profundidade atualizada do poço, parâmetros de

perfuração e consumo de combustível), geológicos e geográficos (bacia sedimentar, estado e

município do poço, profundidade do alvo e camadas barreiras) e dados finais (índice de

produtividade, dados de produtividade por estágio, curva de produção cumulativa e diária).

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61

Delgado e Rechden (2019) sugerem realizar o Projeto do Poço Transparente em bacias

sedimentares distintas, em especial na Bacia do Recôncavo, por ser uma região com geologia

conhecida e com histórico de perfurações e fraturamento hidráulico de baixa intensidade em

reservatórios convencionais.

Para realizar o projeto piloto brasileiro, é possível seguir o exemplo de projetos pilotos

que aconteceram na Polônia e nos EUA, nos respectivos SHEER (Shale gas Exploration and

Exploitation Induced Risk) e MSEEL (Marcellus Shale Energy and Environment Laboratory)

que são referências das melhores práticas sobre a execução de projetos piloto de perfuração e

fraturamento hidráulico (FGV, 2019).

A seguir, serão apresentadas as experiências polonesa e norte-americana com seus

respectivos projetos piloto e, um comparativo entre os impactos observados nos projetos

SHEER e MSEEL.

a) Projeto SHEER:

A exploração dos recursos de shale gas é geralmente bem percebida na Polônia e

mostra uma forte aceitação pela população. O Projeto SHEER faz parte de uma abordagem

europeia, financiados pelo programa Horizon 2020 que investiga os riscos de exploração do

gás de folhelho na Europa (MONTCOUDIOL et al., 2017). O programa Horizon 2020 é um

instrumento financeiro que visa assegurar a competitividade global da Europa.

O site do Projeto SHEER (2019) indica que seu objetivo é prevenir e mitigar os

potenciais impactos e riscos ambientais da exploração e explotação de gás de folhelho, a curto

e longo prazo, associados à contaminação da água subterrânea, poluição do ar e a sismicidade

induzida.

Localizado em Wysin, na região da Pomerânia, a formação de shale polonesa

encontra-se próxima à bacia do Báltico, o que gera preocupação em caracterizar os efeitos que

a exploração de shale terá no aquífero devido à sua importância para a população local.

O primeiro poço foi perfurado em 2013, para identificar a sequência geológica e potenciais

horizontais para a exploração reservatórios não convencionais. Em 2015, os outros dois poços

foram perfurados. Entretanto, o fraturamento hidráulico ocorreu em junho e julho do ano

seguinte (FGV, 2019).

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62

b) Projeto MSEEL:

O Projeto MSEEL começou em 2014 e está localizado a cerca de três quilômetros de

Morgantown, West Virgínia. O Departamento de Energia americano financiou quatro milhões

de dólares e, outros sete milhões de dólares vieram de empresas privadas (FGV, 2019).

Em 2011, dois poços horizontais foram perfurados para o projeto e, em 2015, mais

dois novos poços foram incluídos ao MSEEL. Em 2018, o projeto ainda estava em andamento

com o objetivo de melhorar o fator de recuperação dos poços. Foi observada, ao longo do

projeto, uma melhora na eficiência das perfurações, visto que, costumava-se levar trinta dias

para perfurar poços no passado e, atualmente, novos poços são perfurados em sete dias (FGV,

2019).

O site do Projeto MSEEL (2019) indica que seu objetivo é desenvolver e validar novos

conhecimentos e tecnologias para melhorar a eficiência de recuperação e minimizar as

implicações ambientais e sociais do desenvolvimento de recursos não convencionais.

A abordagem do MSEEL é dotada de uma plataforma para armazenar, gerenciar,

publicar e compartilhar conjuntos de dados grandes e diversos entre pesquisadores. O MSEEL

integra estimulação, perfuração, fratura, observações geofísicas, monitoramento de fibra

óptica de alta resolução temporal, fluxo espacial de fluidos injetados e produzidos, registros

de propriedades mecânicas, microssísmicos, entre outras informações (CARR, 2017).

Os aspectos ambientais dos poços do projeto MSEEL são rigidamente monitorados

quanto aos impactos ambientais, quanto à qualidade do ar (CO2, poeira e emissões de

metano), emissões de escape dos veículos utilizados no projeto, qualidade da água e resíduos

de perfuração. O projeto também assegura que as normas norte-americanas para resíduos

radioativos sejam seguidas (FGV, 2019).

c) Comparativo entre alguns fatores monitorados pelo SHEER e pelo MSEEL:

Na Tabela 5.1, encontra-se um comparativo dos projetos de poço transparente

polonês e norte-americano contendo as localizações geográficas dos projetos, as estimativas

das reservas, o número de poços perfurados por projeto, os investimentos realizados, alguns

fatores monitorados e os resultados obtidos.

Considerando os projetos polonês e norte-americano, percebe-se que uma possível

experiência brasileira com o Projeto Poço Transparente pode favorecer um maior

entendimento, dos órgãos reguladores do país, a respeito das particularidades geológicas

brasileiras e, favorecer um embasamento técnico para uma resolução ambiental específica

para regular o fraturamento hidráulico em reservatórios não convencionais.

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63

Tabela 5.1 - Resultados obtidos pelos Projetos SHEER e MSEEL

Projeto Abalos

Sísmicos

Qualidade

do ar

Contaminação

subterrânea

(tipos de

poluentes)

Área

Geográfica

Reserva

de Gás de

Folhelho

N ° de

poços do

projeto

Investi-

mento

SHEER

Ruídos

(ocorridos

próximo à

superfície)

e somente

durante o

fraturamento

hidráulico.

A maioria dos

poluentes,

como material

particulado,

ozônio, metano e

hidrocarbonetos,

não tem

correlação com

a atividade de

exploração.

As propriedades

da água

mantiveram-se

quase inalteradas

no período

da atividade.

Os níveis de

compostos

iônicos só foram

excedidos em

uma ocasião,

com o fluoreto.

Wysin

(Polônia)

176

trilhões

de ft³

Polônia

(reserva

não

provada)

3 EU$ 2,6

Milhões

MSEEL

Ondas de

longa

duração

(LPLD)

vinculados a

alta pressão

de água no

local. Nada

preocupante

foi

encontrado

relativo à

exploração.

Identificaram-se

concentrações

de metano e

compostos

orgânicos voláteis

ao longo

dos poços, bem

como compostos

nitrogenados

em níveis não

alarmantes e

considerados

habituais para

atividades

exploratórias

Nenhuma

evidência de

contaminação

com líquidos de

perfuração ou

água produzida

foi detectada.

Cabe destacar

que métodos

de mitigação

de possíveis

efeitos foram

aplicados desde a

construção do

projeto.

Morgan-

town,

West

Virginia

(EUA)

622,5

trilhões

de ft³

USA

(reserva

não

provada)

4 US$ 11

Milhões

Fonte: Adaptado de FGV (2019)

Quanto ao financiamento do Projeto Poço Transparente Brasileiro, podem ser

utilizados recursos da cláusula de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação, oriundos de

concessionários detentores de campos com grande volume de produção (ANP, 2018).

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64

6 RESULTADOS

Como indicado no presente trabalho, o fracking é uma técnica de estimulação que não

é permitida em todos os países haja vista as proibições em regiões como Bulgária, França e

Nova York. Nessas regiões, a pressão popular devido à possibilidade de danos ao meio

ambiente e a diminuição da qualidade de vida da população (associada ao aumento do tráfego

de veículos, barulho, poluição visual...) foi um fator crucial para o banimento do método.

Devido à necessidade de contrastar as exigências necessárias para realizar o fracking

em diversas regiões, é indicado na Tabela 6.1, um comparativo entre a regulação do

fraturamento hidráulico nos países que o adotaram e que foram escolhidos para a elaboração

deste trabalho. Desta forma, são apontadas as exigências mínimas para a utilização do método

no mundo. Salientamos que os espaços que não estão preenchidos na Tabela 6.1 são

referentes a informações que não estão contempladas neste trabalho.

Com base no exposto na Tabela 6.1, nem todos os países que adotaram um

posicionamento a favor do fraturamento hidráulico possuem regulamentações específicas

relativas à prática. Entretanto, legislações aplicáveis a outras atividades da indústria

petrolífera podem ser estendidas à exploração de reservatórios convencionais a partir do

fracking, como na China e em Newfoundland.

Apesar da exploração e produção de petróleo ser um dos pilares econômicos do Brasil,

apenas a ANP possui regulação específica para a prática do fraturamento hidráulico em

reservatórios não convencionais. Embora diversas ações judiciais tenham impedido o uso da

técnica, enquanto não houvesse uma resolução específica do CONAMA e uma Avaliação

Ambiental de Áreas Sedimentares, nenhuma das duas foi divulgada para a sociedade.

Entretanto, a ANP e os vencedores da 12ª Rodada de Licitações de Blocos

Exploratórios acionaram conjuntamente alguns dispositivos legais, para reverter as liminares

que suspenderam a utilização da técnica. Desse modo, o método voltou a ser permitido em

alguns estados brasileiros.

No capítulo 4 deste trabalho, ficou claro que uma das maiores preocupações quanto a

técnica do fraturamento hidráulico é a possibilidade de contaminação da água, uma vez que a

inutilização deste recurso afeta diretamente a agricultura, a pecuária, os humanos e toda a

fauna dos arredores. Desta forma, em todas as regiões-chave estudadas neste trabalho a

proteção das águas, superficiais e subterrâneas, fizeram-se necessárias para a possibilidade do

uso do fracking.

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Tabela 6.1- Comparativo entre as exigências dos países a favor do fracking

Alberta,

Canadá China Espanha

Neuquén,

Argentina

Newfoundland,

Canadá

Queensland,

Canadá

Texas,

EUA Brasil

Possui regulação

específica para o

fraturamento

hidráulico?

SIM NÃO SIM SIM NÃO SIM SIM SIM

Acompanha

eventos sísmicos

relacionados ao

fracking?

SIM

SIM SIM

Estimula a adoção

de plataformas com

múltiplos poços?

SIM

Estimula novas

tecnologias para

explorar recursos

não convencionais?

SIM SIM

Possui regulação

para proteção e/ou

gestão da água

(lençóis freáticos,

rios, nascentes...)?

SIM SIM SIM SIM SIM SIM SIM SIM

Possui regulação

para proteger a

qualidade do ar?

SIM

SIM

SIM

Solicita aprovação

do projeto antes do

início da produção?

SIM

SIM

SIM

Solicita barreiras

de integridade nos

poços?

SIM

SIM SIM SIM

Solicita

declaração/avaliaçã

o de Impacto

Ambiental?

SIM SIM SIM

SIM

Solicita licença

ambiental? SIM

SIM

Solicita

modelagem da

fratura?

SIM

Solicita o

gerenciamento de

resíduos?

SIM

SIM SIM

SIM

Solicita divulgação

de relatório com

produtos químicos

usados?

SIM

SIM

SIM SIM

Solicita um plano

de gestão

ambiental utilizado

em emergências

para

prevenir/mitigar

impactos

ambientais?

SIM

SIM

Fonte: Elaboração própria.

Blattler (2017) ressaltou que os produtos químicos utilizados no fraturamento

hidráulico podem ser um segredo industrial, com relevante valor comercial e sua divulgação

poderia gerar um significativo prejuízo econômico ao concessionário. Entretanto, a Tabela 5.4

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66

mostra que Alberta, Neuquén e Texas possuem em seu aparato regulatório leis que tornam

obrigatória a divulgação pública dos produtos químicos utilizados no fluido de fraturamento

hidráulico. Desta forma, a obrigatoriedade de realizar a divulgação dos compostos químicos

utilizados durante o fraturamento hidráulico, imposta pela Resolução ANP n° 21/2014 não

acarreta em prejuízos econômicos para os concessionários.

Na exposição sobre os impactos ambientais da técnica, foi apresentado o problema da

ocupação do terreno devido à alta quantidade de poços horizontais requerida. Apesar disso,

apenas a província argentina de Neuquén apresentou uma regulação específica que exige a

adoção de plataformas com múltiplos poços, que é uma medida atenuante do impacto

supracitado.

Fazendo uma análise crítica inter-relacional do que foi exposto no trabalho, percebe-se

que a legislação brasileira relativa ao fracking, elaborada pela ANP, abrange os principais

tópicos abordados nos demais países estudados. Além disso, esta não negligência os aspectos

ambientais da prática, sendo estes uma das principais diretrizes para a permissão da técnica no

Brasil.

Apesar da Resolução ANP n° 21/2014 estar em consonância com a legislação

mundial, incidentes podem ocorrer devido a comportamentos de risco, por parte de

operadores, ou negligência, por parte da gestão.

Gerenciar os fatores de risco humanos nunca será 100% efetivo. As falhas humanas

podem ser controladas, mas nunca eliminadas. Os humanos falham e os erros são esperados,

mesmo nas melhores organizações (CORREA e JUNIOR, 2007).

Segundo a Du Pont Sustainable Solutions (2019), a probabilidade de lesões ocorrerem

é 88% maior em um trabalho percebido como “seguro” quando comparado àqueles

considerados os mais perigosos. Este percentual demonstra que em geral, os operadores

trabalham com menor atenção em atividades de baixo risco.

A Du Pont Sustainable Solutions (2019) destaca que os comportamentos de risco

podem ser baseados em experiências. Em situações de emergência, por exemplo, existe um

conflito entre a intuição e o sistema racional. A resposta baseada na experiência passada

parece ter maior influência nas decisões e ações subsequentes. Desta forma, as empresas

precisam criar uma cultura de segurança na qual os procedimentos seguros tornem-se

extintivos e habituais para os operadores.

Quanto à questão da negligência por parte da gestão, destacamos que as empresas,

reguladas pela ANP estão sujeitas a Lei de Penalidades (Lei n° 9.847, de 26 de outubro de

1999) que prevê, em seu artigo 2°, sanções administrativas como multa, apreensão de bens e

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67

produtos, perdimento de produtos apreendidos, cancelamento do registro do produto junto à

ANP, suspensão de fornecimento de produtos, suspensão temporária, total ou parcial, de

funcionamento de estabelecimento ou instalação; cancelamento de registro de estabelecimento

ou instalação e revogação de autorização para o exercício de atividade.

O artigo 3º da Lei nº 9.605, de 12 de fevereiro de 1998, que dispõe sobre as sanções

penais e administrativas derivadas de condutas e atividades lesivas ao meio ambiente,

conforme indicado:

Art. 3º As pessoas jurídicas serão responsabilizadas administrativa, civil e

penalmente conforme o disposto nesta Lei, nos casos em que a infração seja

cometida por decisão de seu representante legal ou contratual, ou de seu órgão

colegiado, no interesse ou benefício da sua entidade.

Parágrafo único. A responsabilidade das pessoas jurídicas não exclui a das pessoas

físicas, autoras, coautoras ou partícipes do mesmo fato.

Conforme indicado na Lei n° 9.605/1998, o responsável técnico, que emitiu uma

declaração prévia a autorização da ANP, informando que o projeto do fraturamento hidráulico

engloba todos os requisitos legais e nas boas práticas de engenharia, conforme previsto no

artigo 8° da Resolução ANP n° 21/2014, poderá responder criminalmente quando detectada

negligência de gestão. Desta forma, os profissionais responsáveis pelo planejamento e

execução do fraturamento hidráulico devem transmitir, de forma fidedigna, em suas

declarações as reais condições do projeto, a fim de evitar penalidades administrativas e

criminais.

No intuito de evitar negligência por parte da gestão das empresas, os órgãos

reguladores, das esferas federal, estadual e municipal, devem realizar com frequência,

vistorias e auditorias para garantir um fiel comprimento das legislações aplicáveis.

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68

7 CONCLUSÃO

É inegável, visto a experiência dos EUA, que a exploração de recursos não

convencionais no Texas trouxe diversos benefícios ao país, como o crescimento econômico, o

aumento na oferta de empregos, a menor dependência de importação de energia e a redução

do preço da gasolina para os consumidores.

Os estudos apresentados neste trabalho mostram que a exploração de recursos não

convencionais será capaz de gerar 10 mil empregos na Espanha e aproximadamente 500 mil

postos de trabalho na região da Vaca Muerta na Argentina. Desta forma, iniciativas como o

Programa REATE, que busca incrementar as atividades de exploração e produção de petróleo

e gás natural em terra, serão capazes de fomentar a geração de empregos no Brasil.

Apesar dos recursos não convencionais serem capazes de fornecer benefícios

econômicos e sociais (geração de emprego), a exploração destes recursos deve acontecer de

forma planejada e controlada para evitar consequências ambientais indesejadas.

Por isso, regiões como a Espanha consideraram o Princípio da Precaução, sem deixar

de lado o desenvolvimento econômico sustentável. Haja vista que a incerteza não deve ter

como consequência o banimento definitivo, mas sim incentivar um gerenciamento cauteloso e

adequado dos riscos associados. No caso brasileiro, o Princípio da Precaução pode ser

observado perante a necessidade de diversos estudos e autorizações prévias para a exploração

de recursos não convencionais a partir da técnica do fraturamento hidráulico.

O envolvimento da comunidade local durante todo o ciclo de vida é crucial para a

aceitação do método em sociedades democráticas. Na China, que hoje vive sob um governo

autoritário, a população não tem acesso às informações sobre o fracking e nem possuem o

direito de ter um posicionamento político ativo. No caso brasileiro, a ausência de consulta

pública anterior à 12ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios levou à abertura de

diversas ações públicas que buscavam a suspensão dos efeitos da rodada.

Como resultado das ações públicas supracitadas, diversas ações proibiram a técnica do

fraturamento hidráulico no Brasil. Além de ter prejudicado os concessionários vencedores das

licitações, a proibição refletiu uma imagem negativa para o país perante investidores externos,

devido a insegurança jurídica relativa ao tema. Desta forma, incentivamos uma colaboração

integrada entre a indústria, o governo e a população para uma regulação com aspectos

técnicos viáveis, considerando os aspectos econômicos, sociais e ambientais.

Os impactos ambientais da prática são conhecidos e de fácil acesso na literatura,

podendo variar em cada local especialmente devido à geologia de cada área. Por isso, a

preocupação com a integridade dos recursos hídricos é universal e deve ser tratada com sua

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devida importância, uma vez que os efeitos da contaminação das águas podem ser

irreversíveis ou de difícil reparação.

Os produtos químicos utilizados no fluido de fraturamento também são fontes de

questionamento por parte da população, pois existe uma incerteza quanto aos materiais

injetados nas rochas e seus potenciais efeitos de contaminação. Por isso, regiões como

Alberta, Neuquén e Texas solicitam a divulgação dessas informações para a população.

Conforme a experiência estrangeira mostra, tal divulgação não onera as operadoras e não

afeta o crescimento econômico. Desta forma, o Brasil deve seguir com a política imposta na

Resolução ANP n° 21/2014 que solicita que os operadores divulguem em seu site a

composição do fluido utilizado.

De maneira geral, a Resolução ANP n° 21/2014 parece estar alinhada com as

exigências mundiais impostas para a técnica, abrangendo os principais impactos ambientais

descritos na literatura. Então, para garantir o cumprimento efetivo das imposições legais da

resolução citada, é necessário realizar inspeções e monitoramentos frequentes nos poços, bem

como um rígido acompanhamento documental das atividades realizadas.

Além da necessidade de uma Resolução CONAMA específica para o método de

fraturamento hidráulico, sugerimos que exista no Brasil uma plataforma única, que divulgue

os dados do Projeto Poço Transparente e das fraturas hidráulicas realizadas em território

brasileiro, de forma acessível e didática.

Seria de grande valor a divulgação de dados como a geração de empregos, o consumo

de energia, a profundidade e o diâmetro dos revestimentos, o volume de cimento nos

revestimentos, a profundidade atualizada do poço, os parâmetros de perfuração e consumo de

combustível, a bacia sedimentar, estado e município do poço, a profundidade do alvo e

camadas barreiras, o índice de produtividade, dados de produtividade por estágio, curva de

produção cumulativa e diária.

Como sugestão para trabalhos futuros, indicamos realizar um estudo quali-quantitativo

dos benefícios sociais e econômicos que a adoção da técnica do fraturamento será capaz de

fornecer ao Brasil. Outra possível linha de estudo seria realizar um comparativo entre os

possíveis impactos ambientais e os benefícios de uma energia mais limpa, como é o caso do

shale gas, quando comparado ao óleo e ao carvão. Por fim, sugerimos também um estudo

mais efetivo quanto aos impactos que a adoção do fracking pode causar para os trabalhadores

da locação e para a população adjacente.

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70

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