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Proposta anula leilão de exploração de petróleo no campo de Libra (Agência Câmara)

JC e-mail 4883, de 29 de janeiro de 2014

SBPC e ABC defendem mais pesquisas sobre eventuais danos ambientais da exploração do gás de xisto

Tramita na Câmara dos Deputados o Projeto de Decreto Legislativo (PDC) 1289/13, do deputado Chico Alencar (Psol-RJ), que susta a autorização do leilão de exploração de petróleo e gás no campo de Libra (RJ), realizado em outubro de 2013.

O deputado quer cancelar quatro normas que permitiram o leilão do campo onde haverá exploração do pré-sal brasileiro: as resoluções 4/13 e 5/13 do Conselho Nacional de Política Energética; a Portaria 218/13 do Ministério das Minas e Energia e o Edital de Licitação do Campo de Libra.

Com previsão de produção de 8 a 12 bilhões de barris de petróleo, o campo de Libra foi leiloado sob protestos e com forte proteção policial. Apesar da expectativa de participação de até quatro consórcios, houve apenas um, formado pelas empresas Petrobras, Shell, Total, CNPC e CNOOC. Ele venceu o leilão com a proposta de repassar à União 41,65% do excedente em óleo extraído – o percentual mínimo fixado no edital.

Alencar é contra as concessões para exploração de petróleo por considerar que a Petrobras pode explorar sozinha os campos brasileiros. Ele argumenta ainda que há vícios nas normas que permitiram o leilão. “A Agência Nacional do Petróleo publicou o texto final do edital e do contrato referentes ao leilão de Libra antes do parecer do Tribunal de Contas (TCU)”, apontou.

O deputado ressaltou ainda que as denúncias de espionagem estrangeira na Petrobras colocam suspeitas sobre o leilão. “A obtenção ilegal de informações estratégicas da Petrobras beneficia suas concorrentes no mercado e compromete a realização do leilão”, criticou.

A proposta será discutida pelas comissões de Minas e Energia; Finanças e Tributação; e Constituição e Justiça e de Cidadania. Depois, a proposta precisa ser aprovada em Plenário.

Íntegra da proposta:


(Carol Siqueira/ Agência Câmara)

Manifesto da comunidade científica
SBPC e ABC pedem mais pesquisas sobre eventuais danos ambientais da exploração do gás de xisto –

US Energy Independence: Another Pipe Dream, Says Analyst (The Tyee)

Top geoscientist spells out startling depletion rates for high-cost shale gas, tight oil wells.

By Andrew Nikiforuk, 7 Dec 2013,


Tank cars offload crude, likely from the North Dakota Bakken formation. Photo by Roy Luck. Creative Commons licensed.

One of Canada’s top energy analysts has warned investors and geologists that “the shale revolution” will not meet conventional expectations as a so-called game-changer in energy production.

Speaking at the Denver meeting of the Geological Society of America and later at Queen’s University and an energy conference in Toronto, David Hughes challenged the assumptions of industry cheerleaders by spelling out startling depletion rates for high-cost unconventional shale and tight oil wells.

“The shale revolution has been a game-changer in that it has temporarily reversed a terminal decline in supplies from conventional sources,” said Hughes in both talks given in late October and early November. “Long-term sustainability is questionable and environmental impacts are a major concern.”

The geoscientist, who now lives on Cortes Island, has studied energy resources in Canada for four decades, including 32 years with the Geological Survey of Canada as a coal and natural gas specialist.

After reviewing data from unconventional oil wells, Hughes found that these difficult and high-cost operations deplete so rapidly that between 47 to 61 per cent of oil from plays like the Bakken, the first major tight oil play developed, is recovered within the first four years.

Hughes noted that the Bakken and Texas’ Eagle Ford plays, which currently produce two-thirds of U.S. tight oil and are supposed to take the country into energy independence territory, will actually peak in production by 2016 or 2017.

Incredibly, most tight oil wells, such as in North Dakota’s booming oilfields, will become “stripper wells” (producing less than 10 barrels a day) and be ready for abandonment within 11 to 24 years.

Shale no panacea

Shale gas wells follow a similar decline profile. In Louisiana’s Haynesville play and Pennsylvania’s contentious Marcellus fields, producing wells decline by as much as 66 per cent after the first year.

More than 3,500 wells have been drilled in the Haynesville play, which in 2012 was the top-producing shale gas play in the U.S., yet production is falling owing to the 47 per cent yearly field decline rate. The current price of gas is not high enough to justify the 600-plus wells needed annually to offset the steep field decline (each well costs between $8 to $10 million).


Data from Drilling Info/HPDI.

“The shale revolution has provided a temporary respite from declining oil and gas production, but should not be viewed as a panacea for increasing energy consumption… rather it should be used as an opportunity to create the infrastructure needed for a lower energy throughput to maximize long-term energy security,” warned Hughes.

Hughes also told investors that they can no longer ignore the real and high-cost environmental issues associated with hydraulic fracturing, including high water consumption; groundwater contamination; methane leakage; land fragmentation; air pollution and property devaluation.

“There has been a great deal of pushback by many in the general public, and in state and national governments, to environmental issues surrounding hydraulic fracturing,” he said.

Quebec, Labrador and Newfoundland have declared moratoriums on the technology of high-volume horizontal hydraulic fracturing. In addition, Canada’s largest private sector union representing a high percentage of energy works has called for a national moratorium.

Although the number of gas-producing wells in Western Canada has reached an all-time high of 230,000 wells, actual gas production has been in decline since 2006.

Hughes also noted that the quality of shale oil and gas plays varies greatly. A few are prolific because they have sweet spots, he said. These special zones are targeted first and lead to an early rise in production followed by a decline, often within five years or less.

As a result, 88 per cent of shale gas production comes from just six of 30 plays, while 70 per cent of all tight oil production comes from two of 21 plays: North Dakota’s Bakken and Texas’ Eagle Ford.

Bad omens for BC

Rapid depletion rates, high capital costs and low market prices do not bode well for British Columbia’s much-hyped plans to export shale gas to Asian markets via a liquefied natural gas (LNG) system that currently does not exist.

“In terms of B.C., the well depletion will be similar. All of the fields outside of the Horn River and Montney plays are in decline,” Hughes told The Tyee in an interview.

“The province would have to nearly quadruple gas production just to satisfy the demands of five LNG terminals.” As many as 12 terminals have been proposed for B.C. “It’s a huge scaling problem.”

The government of Premier Christy Clark has championed LNG development as the province’s new economic miracle by subsidizing geoscience, roads and water for shale gas companies.

It has also lowered royalties. Income from shale gas peaked in the province in 2006 at more than $2 billion and has since fallen to less than $400 million, excluding government subsidies.


Data: BC Ministry of Finance, Economic and Financial Review and Budget 2013.

The Business Council of British Columbia whose executive council includes representatives from Encana and Kinder Morgan, supports accelerated LNG development on the grounds that global markets will likely not need the gas in the future: “Overall, there is sufficient evidence in the marketplace to suggest that, if the current LNG contract window closes before B.C. is able to secure final investment decisions, there would be potentially lengthy delays before B.C. and Western Canadian natural gas would have another LNG export opportunity.”

Hughes told investors that the shale gas revolution follows a predictable life cycle.

A land-leasing frenzy follows discovery. Then comes a drilling boom, necessitated by lease requirements, which locates, targets and depletes the sweet spots. Gas production grows rapidly and is maintained “despite potentially uneconomic full cycle costs.” (Production provides cash flow even though the well may not have been economic in its own right).

After five years, fields such as the Haynesville reach middle age. At that point geology takes over from technology, and it takes progressively more wells to offset field declines as drilling moves out of sweet spots to lower quality areas.

‘It’s all in the red’

Due to depressed natural gas prices, the shale gas industry has written down billions of dollars worth of assets and refocused drilling on more lucrative liquid rich formations. Other companies have lobbied strongly for government subsidies for LNG exports.

Rex Tillerson, CEO of Exxon Mobil, a multi-billion dollar shale gas investor, exclaimed last year that the industry was making no money: “It’s all in the red,” he said.

Royal Dutch Shell has written down $2 billion in shale assets and even put its Texas Eagle Ford properties up for sale. Meanwhile, one of its senior executives has complained that the industry has “over fracked and over drilled.”

Encana, one of the largest holders of shale gas real estate in B.C., has sold off many assets and laid off 20 per cent of its workforce due to poor investments in uneconomic shale gas plays.

The company pioneered the transformation of landscapes across the West, with industrial clusters of wells combining horizontal drilling with multistage hydraulic fracturing. The 10-year-old mining technique blasts large volumes of water, sand and toxic chemicals into dense rock formations up to two miles underground.

Hughes, head of Global Sustainability Research Inc., will be one of the experts addressing the Transatlantic Energy Forum in Washington, D.C. on Monday. The forum brings together energy and climate change experts from both sides of the Atlantic Ocean.

Exploração do gás de xisto ameaça a qualidade da água no Brasil (Jornal da Ciência)

JC e-mail 4872, de 10 de dezembro de 2013

Rocha a ser fraturada encontra-se a algumas centenas de metros abaixo do Aquífero Guarani, que poderia ser contaminado por produtos químicos

De onde vem e para onde vai a água utilizada na exploração do gás de xisto? Essas questões geram frequentes debates, uma vez que produtos químicos são utilizados nesse tipo de extração. De acordo com o conselheiro da Sociedade Brasileira para o Progresso da Ciência (SBPC), o pesquisador Jailson de Andrade, ainda faltam estudos criteriosos sobre o assunto.

Andrade alerta, sobretudo, para a carência de informações que identifiquem onde as jazidas de gás natural estão localizadas e se estão perto de aqüíferos importantes. “Os estudos realizados até agora são contestados. Não se sabe para onde vai a água contaminada por produtos químicos utilizados na exploração do gás. Ainda não há uma experiência no Brasil que possa se tomar como base. Falta informação”, diz.

Apesar de os dados ainda serem imprecisos, existem companhias ansiosas por entrarem em processos licitatórios de exploração do gás de xisto no Brasil, e outras vislumbrando lucros para despoluir a água e as áreas porventura afetadas pela sua extração. O pesquisador observa, no entanto, que não há tecnologia para despoluir os aqüíferos, caso eles sejam atingidos. Para Andrade, esse é um dos pontos cruciais a serem resolvidos. “A exploração do gás de xisto sem critério afetará a água sob nosso solo, já que a rocha a ser fraturada (o Folhelho Irati) se encontra a algumas centenas de metros abaixo do Aquífero Guarani, na Bacia Geológica do Paraná”, detalhou.

O Guarani é uma das maiores reservas subterrâneas de água doce do mundo. Tem a capacidade de abastecer, de forma sustentável, muitos milhões de habitantes, com trilhões de metros cúbicos de água doce por ano. No Brasil, está no subsolo dos estados de São Paulo, Goiás, Minas Gerais, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul. Na visão de parlamentares, estudiosos e pesquisadores, esta riqueza pode estar ameaçada por uma enorme pressão econômica, a exemplo do que já ocorre nos Estados Unidos.

Experiência norte-americana gerou protestos da população
Correu o mundo a famosa foto em que a água sai da torneira pegando fogo. O fato ocorreu na pequena cidade de Dimock, na Pensilvânia, nos EUA. A explicação para esse estranho fenômeno é simples: trata-se da presença do metano liberado pela exploração de gás de xisto nas redondezas. O metano é um gás tóxico que, supondo proporções iguais, contribui 25 vezes mais do que o dióxido de carbono para o efeito estufa e o aquecimento global.

Além de água contaminada com metano, as áreas vizinhas aos poços de exploração de gás de xisto já tiveram de suportar explosões, contaminação do lençol freático e da terra agricultável, inviabilizando a produção agropecuária, além de pequenos abalos sísmicos, em regiões onde as construções não estão preparadas para tremores de terra.

Após inúmeras manifestações e protestos da população, alguns Estados da América do Norte, como Nova York, Maryland e Ohio nos EUA, Quebec no Canadá, proibiram o “fracking”. Na Europa, a fraturação hidráulica está proibida na França, Bulgária e em diversos governos locais de vários países como Alemanha, Espanha, Irlanda e Holanda.

Fracking causa escassez e contaminação da água
A exploração de xisto utiliza o método de fraturação hidráulica, chamado em inglês de “fracking”. Trata-se de injeção de toneladas de água, sob altíssima pressão, misturada com areia e produtos químicos, com o objetivo de quebrar a rocha e liberar o gás nela aprisionado. Nos EUA, 90% dos poços de gás de xisto são perfurados com a utilização dessa técnica.

Esse tipo de extração utiliza vinte vezes mais recursos hídricos do que as técnicas convencionais. Com isso, as pequenas cidades norte-americanas nos arredores dos poços de gás de xisto enfrentaram problemas de falta d’água para consumo e agricultura, além da contaminação dos aquíferos subterrâneos e das reservas de água potável. Mas a falta de água não é o único problema.

Destaca-se ainda a excessiva circulação de caminhões, a injeção de fluidos que provocam pequenos abalos sísmicos, a ausência de regulamentação, a presença na água de pequenas quantidades de produtos químicos e metais pesados cancerígenos bem como a acumulação de metano que pode provocar explosões.

Gás de folhelho
O gás de folhelho, encontrado em áreas de permeabilidade relativa e também chamado de “gás de xisto”, é um dos três tipos de gases não-convencionais cuja ocorrência não está associada a bolsões de gás armazenados a partir das camadas de petróleo. Estas produzem o gás fóssil convencional, encontrado na plataforma continental e em outras regiões do Brasil. Os demais gases não-convencionais são o confinado (tight gas), com ocorrência em rochas impermeáveis ou de baixa permeabilidade, e o metano associado a camadas de carvão.

Jailson de Andrade explica que é “incorreto” chamar o gás de folhelho de gás de xisto: “O xisto é uma rocha metamórfica que sofreu grandes transformações geológicas, não possibilitando a geração de gás; o folhelho, por sua vez, é uma rocha sedimentar com grande quantidade de matéria orgânica que dá origem ao gás”, diferenciou.

(Camila Cotta, especial para o Jornal da Ciência)

Matérias de arquivo do Jornal da Ciência:
Extensa audiência pública sobre a exploração do gás de xisto causa polêmica

SBPC e ABC enviam carta à presidente Dilma Rousseff solicitando a suspensão da licitação para a exploração do gás de xisto

Cientistas querem adiar exploração de xisto

* * *
10/12/2013 – 10h58

Gás de xisto no Brasil: os problemas que se avizinham

Por Raul do Valle, do ISA

Na última quinta (5/12), houve uma excelente audiência pública, convocada pela Comissão de Meio Ambiente da Câmara dos Deputados, para discutir a exploração de “gás de xisto” no país, cujo pontapé inicial foi dado pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) na semana retrasada, após malandramente dar um “drible da vaca” no Ministério Público Federal.

Diferentemente da audiência ocorrida alguns meses atrás no Senado, esta contou com representantes da área ambiental do governo federal (Ministério do Meio Ambiente e Agência Nacional de Águas), além dos representantes da ANP e da Petrobrás (grande vencedora do leilão da semana retrasada). Contou ainda com representantes da academia e da sociedade civil organizada, o que ajudou a qualificar o debate.

O representante da ANP fez duas correções semânticas ao debate que vem ocorrendo na sociedade. A primeira, de que na verdade se trata de “gás de folhelho”, e não de “xisto”, como vem sendo impropriamente falado por nós, leigos. São duas formações geológicas distintas e todos deveríamos saber disso. O geólogo Luiz Fernando Scheibe, professor da Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC), no entanto, nos tranquilizou: embora seja verdade que a formação na qual será usado o faturamento hidráulico (fracking) no Brasil é o folhelho, o termo “gás de xisto” já se popularizou e não há porque abandoná-lo. O importante é que todos saibamos sobre o que estamos falando.

E foi nesse ponto que a segunda correção semântica trazida pela ANP desperta alguma preocupação. Foi afirmado na audiência que a licitação ocorrida prevê que o ganhador da concessão de cada bloco tem direito (e o dever) à “exploração” do gás de xisto, mas que esse termo, no jargão dos petroleiros, não tem o mesmo significado da linguagem comum. Exploração significaria, na verdade, “pesquisa”. Retirar o gás seria, na verdade, “produção”. Segundo Luciano Teixeira, da ANP, essa exploração é necessária para que tenhamos dados das bacias sedimentares nas quais se localiza o gás de forma a, daqui a uma década, poder decidir-se sobre sua efetiva produção.

Por alguns minutos vários respiraram aliviados: estaríamos, felizmente, fazendo uma tempestade num copo d’agua? Estaríamos apenas na fase de pesquisas, coleta de dados, para tomar uma decisão madura mais adiante? Todos esses bons sonhos desapareceram quando uma questão singela foi feita ao advogado da ANP presente à audiência: se estamos tratando apenas de pesquisa, uma vez encontrado o gás e tomada a decisão de que é possível explorá-lo (ou produzi-lo), terá de haver novo leilão? Não. Então terá de haver uma nova autorização pela ANP para a produção? Sim. Essa autorização pode ser negada pela ANP em função dos riscos ambientais mesmo que exista gás no bloco concedido? Não se sabe.

O fato é que os concessionários ganharam o direito à exploração, desde que exista o gás, obviamente. Não tem nada no edital que diga que eles vão simplesmente fazer pesquisas e levantar dados para, em algum momento do futuro, saber se poderão produzir. O leilão ocorreu como todos os anteriores, na regra vigente: se há gás, é teu e pode usá-lo. Se o edital tivesse tido o cuidado de dizer que, nesse caso, não há direito adquirido, que a produção do gás não convencional está sujeito a outra autorização, futura e incerta, boa parte dos problemas poderiam ter se resolvido. Só que não foi assim. Tanto que o advogado da ANP admitiu que, caso a agência não dê autorização para a produção, os concessionários poderiam ter “algum sucesso” em ações de indenização por lucro cessante. Ou seja: a sociedade pagaria a essas empresas para que elas não colocassem os aquíferos de água em risco!

Esse é apenas um dos riscos que se avizinham, o financeiro. Mas o que assusta mesmo são os riscos ambientais e, consequentemente, sociais. Embora os representantes da ANP e da Petrobrás tenham tentado minimizar os impactos desse tipo não convencional de exploração de gás, eles são óbvios, e muito bem documentados. Foi dito que hoje já se faz fraturamento hidráulico em explorações “convencionais”, para “estimular” a produção, o que tornaria a técnica corriqueira. Só que não foi dito que, nas explorações convencionais, feitas em bolsões de gás, os poços são espalhados em alguns quilômetros de distância um do outro, e duram vários anos no mesmo lugar. Já na exploração do xisto, não só o processo de “estímulo” é muito mais severo, como os poços são muitíssimo mais próximos uns dos outros. E, além disso, como a produção declina em poucos anos (o pico ocorre até o segundo ano), essa é uma exploração itinerante, que precisa se deslocar com frequência, criando uma paisagem como a mostrada na foto abaixo, de uma região em exploração nos Estados Unidos.

xisto Gás de xisto no Brasil: os problemas que se avizinham

Foto de região com exploração de gás de xisto nos EUA

Isso faz com que os problemas convencionais da produção de gás se multipliquem em muitas vezes, e o principal é a contaminação de água. O professor da UFSC, estudioso do aquífero Guarani, deixou claro que a exploração intensiva com fraturamento hidráulico (injeção de água misturada com areia e químicos, a altíssima pressão, nos poços perfurados) pode não só criar novas, como reabrir fraturas naturais existentes na rocha que permitiriam o gás entrar em contato com a água, contaminando as reservas subterrâneas. E isso pode ocorrer não só no aquífero Guarani, mas em diversos outros aquíferos situados na área de influência dos blocos leiloados, tão ou mais importantes para o uso humano que aquele.

Não há porque o Brasil se aventurar nesse tipo de exploração apenas porque os EUA já o fazem. Nossa situação é muito distinta. Temos muitas outras fontes, muitas delas subaproveitadas. Em vez de importar uma tecnologia altamente impactante, poderíamos investir todo esse esforço em desenvolvimento nacional de tecnologia solar por exemplo. Mas, independente disso, precisamos de estudos sistematizados para orientar onde e como seria possível a exploração. Uma moratória e a criação de um espaço público para análise e discussão dos dados, que levem a uma Avaliação Ambiental Estratégica, são fundamentais.

Para ver as apresentações feitas na audiência da semana passada, clique aqui.

* Publicado originalmente no site Instituto Socioambiental.

(Instituto Socioambiental)

Exploração de gás de xisto no Oeste baiano pode causar desastre ambiental sem precedentes (O Expresso)


Se confirmada a ocorrência de gás de xisto na grande área do Aquífero Urucuia e usada técnica norte-americana de extração, poderemos contaminar para sempre a água que bebemos e que usamos para irrigar alimentos. Seremos ricos em petróleo e gás e importaremos água para beber de outros estados. A população das chapadas e, de quase toda a Bahia onde existem reservas de xisto, precisa se engajar nesta luta para obstruir o possível uso da técnica de fratura hidráulica na extração do gás. O poço de prospecção instalado na Fazenda Vitória ( veja a foto abaixo), a apenas 10 km de Luís Eduardo Magalhães, é apenas o início do grande licenciamento que a ANP quer realizar, em outubro, em todo o País.


Conforme o Expresso adiantou em 15 de maio está começando, na Fazenda Vitória, a 10 km do centro de Luís Eduardo Magalhães, a instalação de um poço exploratório de gás e petróleo em Luís Eduardo Magalhães. Na internet, ambientalistas já começam a se manifestar sobre o desastre eminente, caso venha a ser encontrado o gás de xisto e usado o processo de hidro-fragmentação, fratura hidráulica ou fracking para a coleta do gás, técnica desenvolvida nos Estados Unidos, que já causa um enorme passivo ambiental. Segundo relatórios de ambientalistas americanos, o processo leva à poluição de lençóis freáticos profundos e a água utilizada para o processo de retirada do gás retorna ao solo altamente poluída, com resquícios de petróleo. Tanto que a maioria dos estados americanos hesita em liberar a exploração do xisto betuminoso pelo processo de fragmentação.

O gás de xisto, também conhecido como shale gás ou gás não convencional, é encontrado em formações sedimentares de baixa permeabilidade e fica aprisionado, característica que por muito tempo inviabilizou sua extração, visto que não havia tecnologia capaz de retirá-lo de dentro das formações de xisto.

Esse paradigma foi quebrado com a técnica de perfuração horizontal dos poços e o advento do fraturamento hidráulico. Processo esse que consiste em bombear, sob alta pressão, uma mistura de água e areia junto com outros produtos químicos no poço a fim de fraturar as formações de xisto, permitindo a liberação do gás.

Nesta sexta, procuramos a assessoria de Comunicação da Petrobrás, no Rio de Janeiro, que indicou a assessoria de Salvador. Que depois de umas 3 horas de silêncio indicou a assessoria de comunicação da ANP, “por ser área exploratória”. A assessoria da ANP não respondeu aos nossos questionamentos, via email, e certamente não irá responder nos próximos dias.

O Aquífero Urucuia em perigo

O Aquífero Urucuia, sobre o qual está sendo montado o poço exploratório de Luís Eduardo Magalhães, distribui-se pelos estados da Bahia, Tocantins, Minas Gerais, Piauí, Maranhão e Goiás, onde ocupa uma área estimada de 120.000 km2. Deste total, cerca de 75-80% estão encravados na região oeste do Estado da Bahia. Em alguns locais, o grande mar subterrâneo de água doce e pura, tem espessura ou altura de até 400 metros. Se a exploração usar efetivamente o processo de hidro-fragmentação, o Aquífero estará definitivamente comprometido.

Em palavras mais sérias: em pouco tempo estaremos bebendo água com acentuado gosto de petróleo. E as águas das veredas, em ponto de afloramento de gás, se incendiarão ao contato de uma chama.

Veja o que diz o site Carbono Brasil 

A fratura hidráulica, ou fracking, processo que consiste na utilização de água sob altíssima pressão para extração de gás xisto, está trazendo diversos problemas ambientais para os Estados Unidos, obtendo a oposição de diversos grupos ambientalistas e da sociedade civil.

Nesta terça-feira (28), foi publicado um estudo do Serviço Geológico dos EUA e do Serviço de Pesca e Vida Selvagem dos EUA que afirma que os fluidos que vazam do processo estão causando a morte de diversas espécies aquáticas na região de Acorn Fork, no estado do Kentucky.

Segundo a pesquisa, os fluidos da fratura hidráulica prejudicam a qualidade da água a ponto de os peixes desenvolverem lesões nas guelras e sofrerem danos no fígado e no baço. O fracking também fez com que o pH da água diminuísse de 7,5 para 5,6, o que significa que água se tornou mais ácida.

Além disso, o processo aumentou a condutividade da água de 200 para 35 mil microsiemens por centímetro, devido aos níveis elevados de metais como ferro, alumínio e outros elementos dissolvidos na água.

Na Califórnia, um desastre

No estado da Califórnia, o fracking também está trazendo transtorno à população. Tanto que uma coalizão de 100 grupos ambientalistas e da sociedade civil acusa a legislação do processo, recém aprovada pelo Senado norte-americano, de ser muito fraca, e pede para que o governador californiano Jerry Brown suspenda a prática imediatamente.“

A verdade é que não há forma comprovada de proteger a Califórnia do fracking além de proibir essa prática inerentemente perigosa”, escreveram os grupos em uma carta enviada a Brown. De acordo com eles, o conjunto de leis “permitiria que as operações de fracking poluíssem permanentemente grandes quantidades da preciosa água da Califórnia.”

Contudo, o governador acredita que, se feito com segurança, o processo pode trazer grandes ganhos econômicos para o estado. “Tenho que equilibrar meu forte compromisso de lidar com as mudanças climáticas e as energias renováveis com o que pode ser uma oportunidade econômica fabulosa”, colocou ele. Ainda assim, Brown não tomou uma posição pública sobre o projeto de lei.

Uma visão gráfica de como se procede a fratura do solo. Na verdade, os lagos subterrâneos não são como aparecem na imagem. A água está diluída dentro do arenito, que a absorve como uma esponja.

Uma visão gráfica de como se procede a fratura do solo. Na verdade, os lagos subterrâneos não são como aparecem na imagem. A água está diluída dentro do arenito, que a absorve como uma esponja.

Blairo Maggi e ANP

O senador Blairo Maggi, em audiência pública, realizada nesta terça-feira, 27, na Comissão de Meio Ambiente do Senado, já interpelou a ANP sobre a exploração do gás de xisto.

Diz o Senador:

“Acreditando nessas novas tecnologias, o Brasil está prestes a começar a exploração do gás de xisto. A Agência Nacional de Petróleo (ANP) marcou para novembro o primeiro leilão de blocos de gás. No entanto, no país a tal exploração ainda está longe de ser consenso no que diz respeito a custo benefício”

“Primeiro é preciso ter certeza da viabilidade econômica da exploração do gás de xisto, já que o sucesso nos Estados Unidos foi resultado de um forte programa governamental, com muitos incentivos. As condições objetivas, incluindo tecnologia, infraestrutura de transporte, mercado consumidor e impactos ambientais, para exploração e consumo no Brasil, recomendam cautela”, alertou o senador.

O Chefe de Gabinete da ANP, Sílvio Jablonski, explicou que o gás não convencional não é uma realidade imediata para o Brasil, mas sim, uma perspectiva para os próximos 10 anos, isso caso se confirmem as possíveis reservas de xisto.

Pontos de divergências

Impactos ambientais e contaminação de lençóis freáticos são fontes constantes de atritos entre ambientalistas, governos e empresas de exploração de gás e petróleo. Blairo Maggi lembrou que no Brasil duas das maiores concentrações do xisto estão sob grandes reservas de água. Uma na Bacia do Parecis onde se formam as bacias hidrográficas Amazônica e Platina, e outra, sob o Aquífero do Guarani.

Para o secretário-executivo de exploração e produção do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), Antônio Guimarães, não há risco de contaminação das águas, uma vez que os poços de exploração devem ser feitos a uma profundidade de três mil metros e que seria quase impossível os fluídos do gás escaparem para a superfície.

“A engenharia é fundamental na construção dos poços para a proteção dos lençóis freáticos. As normas da ANP são bastante restritivas, a fiscalização é rígida e as multas são pesadas para qualquer descumprimentoPreservação, engajamento e apoio das comunidades devem ser o foco para o sucesso dessa exploração”, afirmou o secretário.

No entanto, o senador Blairo Maggi frisou que, apesar do Brasil não poder desconsiderar uma fonte de energia dessa magnitude, não se pode da mesma forma ignorar a inexistência de estudos científicos que comprovem a segurança dessa exploração. E, lembrou que o mundo, hoje, está voltado para a busca de energia limpa.

“É preciso antes comprovar que a exploração do gás de xisto será satisfatória principalmente à população, ao meio ambiente e ao Brasil como um todo. Por isso, estamos trazendo à Comissão, técnicos especializados no assunto para dirimir todas as dúvidas e debater o tema. Na próxima rodada vamos convidar os órgãos ambientais e ONG’s que atuam nessa área”, informou o senador.

O mapa do Aquífero Urucuia, 120 mil km² de água subterrânea contínua, ao lado de outros grandes aquíferos do Oeste baiano

O mapa do Aquífero Urucuia, 120 mil km² de água subterrânea contínua, ao lado de outros grandes aquíferos do Oeste baiano

Estamos preparados para o pré-sal e o gás de xisto? (O Estado de São Paulo)

JC e-mail 4817, de 20 de Setembro de 2013.

Em artigo publicado no Estadão, Washington Novaes* reforça o alerta da SBPC sobre os riscos da exploração do gás xisto

Anuncia-se que em novembro vão a leilão áreas brasileiras onde se pretende explorar o gás de xisto, da mesma forma que estão sendo leiloadas áreas do pré-sal para exploração de petróleo no mar. Deveríamos ser prudentes nas duas direções. No pré-sal, não se conhecem suficientemente possíveis consequências de exploração em áreas profundas. No caso do xisto, em vários países já há proibições de exploração ou restrições, por causa das consequências, na sua volta à superfície, da água e de insumos químicos injetados no solo para “fraturar” as camadas de rocha onde se encontra o gás a ser liberado. Mas as razões financeiras, em ambos os casos, são muito fortes e estão prevalecendo em vários lugares, principalmente nos Estados Unidos.

No Brasil, onde a tecnologia para o fraturamento de rochas ainda vai começar a ser utilizada, há um questionamento forte da Sociedade Brasileira para o Progresso da Ciência (SBPC) e da Academia Brasileira de Ciências, que, em carta à presidente da República (5/8), manifestaram sua preocupação com esse leilão para campos de gás em bacias sedimentares. Nestas, diz a carta, agências dos EUA divulgaram que o Brasil teria reservas de 7,35 trilhões de metros cúbicos em bacias no Paraná, no Parnaíba, no Solimões, no Amazonas, no Recôncavo Baiano e no São Francisco. A Agência Nacional de Petróleo (ANP) estima que as reservas podem ser o dobro disso. Mas, segundo a SBPC e a ANP, falta “conhecimento das características petrográficas, estruturais e geomecânicas” consideradas nesses cálculos, que poderão influir “decisivamente na economicidade de sua exploração”.

E ainda seria preciso considerar os altos volumes de água no processo de fratura de rochas para liberar gás, “que retornam à superfície poluídos por hidrocarbonetos e por outros compostos”, além de metais presentes nas rochas e “dos próprios aditivos químicos utilizados, que exigem caríssimas técnicas de purificação e de descarte dos resíduos finais”. A água utilizada precisaria ser confrontada “com outros usos considerados preferenciais”, como o abastecimento humano. E lembrar ainda que parte das reservas está “logo abaixo do Aquífero Guarani”; a exploração deveria “ser avaliada com muita cautela, já que há um potencial risco de contaminação das águas deste aquífero”.

Diante disso, não deveria haver licitações imediatas, “excluindo a comunidade científica e os próprios órgãos reguladores do país da possibilidade de acesso e discussão das informações”, que “poderão ser obtidas por meio de estudos realizados diretamente pelas universidades e institutos de pesquisa”. Além do maior conhecimento científico das jazidas, os estudos poderão mostrar “consequências ambientais dessa atividade, que poderão superar amplamente seus eventuais ganhos sociais”. É uma argumentação forte, que, em reunião da SBPC no Recife (22 a 27/7), levou a um pedido de que seja sustada a licitação de novembro.

Em muitos outros lugares a polêmica está acesa – como comenta o professor Luiz Fernando Scheibe, da USP, doutor em Mineração e Petrologia (12/9). Como na Grã-Bretanha, onde se argumenta que a tecnologia de fratura, entre muitos outros problemas, pode contribuir até para terremotos. A liberação de metano no processo também pode ser altamente problemática, já que tem efeitos danosos equivalentes a mais de 20 vezes os do dióxido de carbono, embora permaneça menos tempo na atmosfera. E com isso anularia as vantagens do gás de xisto para substituir o uso de carvão mineral. O próprio Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente (Pnuma) tem argumentado que o gás de xisto pode, na verdade, aumentar as emissões de poluentes que contribuem para mudanças do clima.

Na França os protestos têm sido muitos (Le Monde, 16/7) e levado o país a restrições fortes, assim como na Bulgária. Alguns Estados norte-americanos proibiram a tecnologia em seus territórios, mas o governo dos EUA a tem aprovado, principalmente porque o gás de xisto não só é mais barato que o carvão, como reduziu substancialmente as importações de combustíveis fósseis do país, até lhe permitindo exportar carvão excedente. E a Agência Internacional de Energia está prevendo que até 2035 haverá exploração do gás de xisto em mais de 1 milhão de pontos no mundo. Nos EUA, este ano, a produção de gás de xisto estará em cerca de 250 bilhões de metros cúbicos – facilitada pela decisão governamental de liberar a Agência de Proteção Ambiental de examinar possíveis riscos no processo e pela existência de extensa rede de gasodutos (o Brasil só os tem na região leste; gás consumido aqui vem da Bolívia).

Também a China seria potencial usuária do gás, pois 70% de sua energia vem de 3 bilhões de toneladas anuais de carvão (quase 50% do consumo no mundo).Embora tenha 30 trilhões de metros cúbicos de gás de xisto – mais que os EUA -, o problema é que as jazidas se situam em região de montanhas, muito distante dos centros de consumo – o que implicaria um aumento de 50% no custo para o usuário, comparado com o carvão. Por isso mesmo, a China deverá aumentar o consumo do carvão nas próximas décadas (Michael Brooks na New Scientist, 10/8).

E assim vamos, em mais uma questão que sintetiza o dilema algumas vezes já comentado neste espaço: lógica financeira versus lógica “ambiental”, da sobrevivência. Com governos, empresas, pessoas diante da opção de renunciar a certas tecnologias e ao uso de certos bens – por causa dos problemas de poluição, clima, consumo insustentável de recursos, etc. -, ou usá-los por causa das vantagens financeiras imediatas, que podem ser muito fortes.

Cada vez mais, será esse o centro das discussões mais fortes em toda parte, inclusive no Brasil – com repercussões amplas nos campos político e social. Preparemo-nos.

*Washington Novaes é jornalista.

How Big Could a Man-Made Earthquake Get? (Popular Mechanics)

Scientists have found evidence that wastewater injection induced a record-setting quake in Oklahoma two years ago. How big can a man-made earthquake get, and will we see more of them in the future?

By Sarah Fecht – April 2, 2013 5:00 PM

hydraulic fracking drilling illustration

Hydraulic fracking drilling illustration. Brandon Laufenberg/Getty Images

In November 2011, a magnitude-5.7 earthquake rattled Prague, Okla., and 16 other nearby states. It flattened 14 homes and many other buildings, injured two people, and set the record as the state’s largest recorded earthquake. And according to a new study in the journal Geology, the event can also claim the title of Largest Earthquake That’s Ever Been Induced by Fluid Injection.”

In the paper, a team of geologists pinpoints the quake’s starting point at less than 200 meters (about 650 feet) from an injection well where wastewater from oil drilling was being pumped into the ground at high pressures. At 5.7 magnitude, the Prague earthquake was about 10 times stronger than the previous record holder: a magnitude-4.8 Rocky Mountain Arsenal earthquake in Colorado in 1967, caused by the U.S. Army injecting a deep well with 148,000 gallons per day of fluid wastes from chemical-weapons testing. So how big can these man-made earthquakes get?

The short answer is that scientists don’t really know yet, but it’s possible that fluid injection could cause some big ones on very rare occasions. “We don’t see any reason that there should be any upper limit for an earthquake that is induced,” says Bill Ellsworth, a geophysicist with the U.S. Geological Survey, who wasn’t involved in the new study.

As with natural earthquakes, most man-made earthquakes have been small to moderate in size, and most are felt only by seismometers. Larger quakes are orders of magnitude rarer than small quakes. For example, for every 1000 magnitude-1.0 earthquakes that occur, expect to see 100 magnitude-2.0s, 10 magnitude-3.0s, just 1 magnitude-4.0, and so on. And just as with natural earthquakes, the strength of the induced earthquake depends on the size of the nearby fault and the amount of stress acting on it. Some faults just don’t have the capacity to cause big earthquakes, whether natural or induced.

How do Humans Trigger Earthquakes?

Faults have two major kinds of stressors: shear stress, which makes two plates slide past each other along the fault line, and normal stress, which pushes the two plates together. Usually the normal stress keeps the fault from moving sideways. But when a fluid is injected into the ground, as in Prague, that can reduce the normal stress and make it easier for the fault to slip sideways. It’s as if if you have a tall stack of books on a table, Ellsworth says: If you take half the books away, it’s easier to slide the stack across the table.

“Water increases the fluid pressure in pores of rocks, which acts against the pressure across the fault,” says Geoffrey Abers, a Columbia University geologist and one of the new study’s authors. “By increasing the fluid pressure, you’re decreasing the strength of the fault.”

A similar mechanism may be behind earthquakes induced by large water reservoirs. In those instances, the artificial lake behind a dam causes water to seep into the pore spaces in the ground. In 1967, India’s Koyna Dam caused a 6.5 earthquake that killed 177 people, injured more than 2000, and left 50,000 homeless. Unprecedented seasonal fluctuations in water level behind a dam in Oroville, Calif., are believed to be behind the magnitude-6.1 earthquake that occurred there in 1975.

Extracting a fluid from the ground can also contribute to triggering a quake. “Think about filling a balloon with water and burying it at the beach,” Ellsworth says. “If you let the water out, the sand will collapse inward.” Similarly, when humans remove large amounts of oil and natural gas from the ground, it can put additional stress on a fault line. “In this case it may be the shear stresses that are being increased, rather than normal stresses,” Ellsworth says.

Take the example of the Gazli gas field in Uzbekistan, thought to be located in a seismically inactive area when drilling began in 1962. As drillers removed the natural gas, the pressure in the gas field dropped from 1030 psi in 1962 to 515 psi in 1976, then down to 218 psi in 1985. Meanwhile, three large magnitude-7.0 earthquakes struck: two in 1976 and one in 1984. Each quake had an epicenter within 12 miles of Gazli and caused a surface uplift of some 31 inches. Because the quakes occurred in Soviet-era Uzbekistan, information about the exact locations, magnitudes, and causes are not available. However, a report by the National Research Council concludes that “observations of crustal uplift and the proximity of these large earthquakes to the Gazli gas field in a previously seismically quiet region strongly suggest that they were induced by hydrocarbon extraction.” Extraction of oil is believed to have caused at least three big earthquakes in California, with magnitudes of 5.9, 6.1, and 6.5.

Some people worry that hydraulic fracturing, or fracking‚Äîwherein high-pressure fluids are used to crack through rock layers to extract oil and natural gas‚Äîwill lead to an increased risk of earthquakes. However, the National Research Council report points out that there are tens of thousands of hydrofracking wells in existence today, and there has only been one case in which a “felt” tremor was linked to fracking. That was a 2.3 earthquake in Blackpool, England, in 2011, which didn’t cause any significant damage. Although scientists have known since the 1920s that humans trigger earthquakes, experts caution that it’s not always easy to determine whether a specific event was induced.

Are Human Activities Making Quakes More Common?

Human activities have been linked to increased earthquake frequencies in certain areas. For instance, researchers have shown a strong correlation between the volume of fluid injected into the Rocky Mountain Arsenal well and the frequency of earthquakes in that area.

Geothermal-energy sites can also induce many earthquakes, possibly due to pressure, heat, and volume changes. The Geysers in California is the largest geothermal field in the U.S., generating 725 megawatts of electricity using steam from deep within the earth. Before The Geysers began operating in 1960, seismic activity was low in the area. Now the area experiences hundreds of earthquakes per year. Researchers have found correlations between the volume of steam production and the number of earthquakes in the region. In addition, as the area of the steam wells increased over the years, so did the spatial distribution of earthquakes.

Whether or not human activity is increasing the magnitude of earthquakes, however, is more of a gray area. When it comes to injection wells, evidence suggests that earthquake magnitudes rise along with the volume of injected wastewater, and possibly injection pressure and rate of injection as well, according to a statement from the Department of Interior.

The vast majority of earthquakes caused by The Geysers are considered to be microseismic events—too small for humans to feel. However, researchers from Lawrence Berkeley National Laboratory note that magnitude-4.0 earthquakes, which can cause minor damage, seem to be increasing in frequency.

The new study says that though earthquakes with a magnitude of 5.0 or greater are rare east of the Rockies, scientists have observed an 11-fold increase between 2008 and 2011, compared with 1976 through 2007. But the increase hasn’t been tied to human activity. “We do not really know what is causing this increase, but it is remarkable,” Abers says. “It is reasonable that at least some may be natural.”

Unearthed: The Fracking Facade (Top Documentary Films)

A video exposing a flawed claim often abused in the sales pitch for promoting shale gas development across the world:

“With a history of 60 years, after nearly a million wells drilled, there are no documented cases that hydraulic fracturing (fracking) has lead to the contamination of groundwater.”

Brought to you by the team behind the upcoming South African feature documentary, Unearthed, that is investigating natural gas development and the controversial method of extraction known as fracking from a global perspective. Should South Africa and other countries drill down?

Watch the full documentary now