raport_centgas_100 pag.pdf

RESURSE DE GAZE NATUTRALE DIN ZĂCĂMINTE NECONVENŢIONALE – POTENŢIAL ŞI VALORIFICARE

CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS - ABSTRACT-

-

2

CUPRINS

INTRODUCERE...........................................................................................................................5 Scurt istoric al industriei de petrol si gaze naturale din Romania................................................7

1. RESURSE ENERGETICE NECONVENTIONALE ÎN ROMÂNIA....................................13 2A Formaţiuni geologice cu potenţial în gaze de şist (shale gas-SG)............................. 14

2A.1 Carpaţii Orientali...............................................................................................16 2A.2 Carpaţii Meridionali……………………………………………………..….… 17 2A.3 Depresiunea Getică............................................................................................18 . 2A.4 Bazinul Transilvaniei……………………………………………………… .19 2A.5 Platforma Moesică………………………………………………………..…..21 2A.6 Platforma Scitică……………………………………………………..……….22 2A.7 Platforma Moldovenească …………………………………………..……….22 2A.8 Platoul Continental al Marii Negre………………………………..………….22

2B - Formaţiuni geologice cu potenţial în zăcăminte compacte, cu permeabilitate redusă (tight gas – TG)................................................................... 24 2C - Gaz metan asociat stratelor de carbuni (MASC, CBM) din România………...……25 2D - Gaz hidratii din Platforma continentala a Marii Negre.............................................25 Bibliografie selectiva......................................................................................................27 Autori...........................................................................................................................................29 3. ECHIPAMENTE, TEHNICI SI TEHNOLOGII - UTILAJE, TEHNICI ŞI TEHNOLOGII SPECIFICE PRIVIND FORAJUL, COMPLETAREA ŞI EXPLOATAREA SONDELOR DESTINATE FORMAŢIUNILOR NECONVENŢIONALE DE GAZE..................................................................................................................................................30 3.1 Zăcăminte neconvenţionale de gaze. Generalităţi..................................................................30

3.2. Alternative ale programelor de construcţie ale sondelor ................................................31 3.3 Garnitura de foraj……………………………………………………………..……………33 3.4 Fluide de foraj compatibile cu formaţiunile geologi traversate ce …………..…..……...33 3.5 Soluţii de optimizare va proceselor de tubare şi cimentare …………………..…..….…..35 3.6 Utilaje şi sculde specifice de foraj...............................................................................38 3.7 Stimularea sondelor.....................................................................................................39 3.8 Surse de apă...............................................................................................................46 3.9 Criterii şi condiţii pentru simularea dezvoltării fracturilor în formaţiuni argiloase.............47

3.10. Metode alternative de stimulare.................................................................................48 3. 11. Fracturarea hidraulică. Studiu de caz.........................................................................51

Bibliografie selectiva......................................................................................................52 Autori............................................................................................................................53

4. OPERAŢIUNILE PETROLIERE ASOCIATE GAZELOR NECONVENŢIONALE ŞI

POTENŢIALUL IMPACT ASUPRA MEDIULUI...................................................................54


CNR-CME


-

3

4.1 Apa......................................................................................................................................56 4.1.1 Necesarul de apă............................................................................................................56

4.1.2 Managementul apelor uzate.........................................................................................57 4.1.3 Prognozarea impactului..............................................................................................59

4.1.4 Măsuri de diminuare a impactului.......................................................................60 4.2 Aerul...............................................................................................................................61

4.2.1 Prognozarea impactului ........................................................................................61 4.2.1.1 Explorarea.................................................................................................61

4.2.1.2 Dezvoltarea si exploatarea ......................................................................62 4.2.1.3 Măsuri de diminuare a impactului...........................................................63

4.3 Solul si subsolul....................................................................................................................63 4.3.1 Explorarea............................................................................................................64

4.3.2 Dezvoltarea..........................................................................................................64 4.3.3 Exploatarea.........................................................................................................66 4.3.4 Conservarea şi abandonarea sondelor de explorare / exploatare..........................66

4.4. Zgomotul si vibratiile..............................................................................................................66 4.4.1 Explorarea..........................................................................................................66

4.4.2 Dezvoltarea.....................................................................................................66 4.4.3 Exploatarea................................................................................................67

4.5. Seismicitatea...........................................................................................................................67 4.6 Radioactivitatea.......................................................................................................................69 4.7 Biodiversitatea............................................................................................................70 4.8 Mediul social si economic..........................................................................................72 4.8.1 Prognoza impactului, măsuri de diminuare a impactului................................72 4.8.2 Explorarea........................................................................................................72 4.8.3 Dezvoltarea.......................................................................................................72 4.8.4 Exploatarea......................................................................................................73 4.8.5 Conservarea şi abandonarea sondelor de explorare / exploatare......................73 4.9 Consideratii culturale si etnice, patrimoniul cultural ....................................................74 Bibliografie selectiva..............................................................................................75 Autori...........................................................................................................................75

5. IMPACTUL ECONOMIC AL RESURSELOR DE GAZE NATURALE NECONVENŢIONALE ÎN ROMÂNIA, LA NIVEL NAŢIONAL ŞI LOCAL..........................76 5.1 Trilema energiei – De ce sunt necesare resurse primare de energie........................................76

5.2 Promovarea de beneficii sociale şi economice........................................................................77 5.3 Rezultate de bază ale analizei de impact.................................................................................77

Bibliografie selectiva..............................................................................................................81 Autori....................................................................................................................................81 6. CADRUL LEGISLATIV APLICABIL ÎN VALORIFICAREA RESURSELOR DE GAZE NECONVENTIONALE…………………………………………………..…………...82 6.1 Legislaţia petrolieră..........................................................................................................82 6.1.1. Legislaţia petrolieră din România.............................................................................83 6.1.2. Directive europene referitoare la domeniul petrolier…………………………………..83 6.2 Legislaţia secundară aplicabilă explorării şi exploatării gazelor nenonvenţionale …………84 6.3 Propuneri de completare a cadrului legislativ şi de reglementare …….…………………….87 Bibliografie selectiva..............................................................................................................89


CNR-CME


-

4

Autori....................................................................................................................................90 7. CONCLUZII SI PROPUNERI.............................................................................................90 7.1 CONCLUZII....................................................................................................................90 7.1.1 Concluzii cu privire la potenţialului de generare a gazelor neconvenţionale în principalele unităţi geologice ale României...................................................................................91 7.1.2 Concluzii cu privire la utilajele, tehnicile şi tehnologiile specifice privind forajul, completarea şi exploatarea sondelor destinate formaţiunilor neconvenţionale de gaze....................94 7.1.3 Concluzii cu privire la impactul asupra mediului al operatiunilor petroliere asociate gazelor neconventionale.........................................................................................................96 7.1.4 Concluzii cu privire la impactul economic al resurselor neconventionale de gaze naturale in Romania, la nivel national si local...................................................................98 7.1.5 Concluzii cu privire la cadrul legislativ aplicabil in valorificarea resurselor de gaze neconventionale……………………………………………………….………99 7.2 PROPUNERI ................................................................................................................100


CNR-CME


-

5

INTRODUCERE

După cum se ştie, consumul de energie la nivel global, zonal şi respectiv al fiecărei ţări, este în continuare creştere atât la scară industrială cât şi la nivelul populaţiei. În balanţa energetică actuală un rol extrem de important, dacă nu cel mai important, revine petrolului şi gazelor naturale, atât ca surse primare de energie cât şi secundare (combustibili pentru motoare, lubrifianţi ş.a.) precum şi pentru numeroase produse chimice, petrochimice şi de altă natură. Ca urmare, în prezent şi în viitorul apropiat sau mai îndelungat, hidrocarburile reprezintă şi vor reprezenta principala sursă de energie a omenirii, cu toate succesele şi dezvoltările altor tipuri de energii inclusiv cele regenerabile. În acest context, diferitele schimbări care s-au produs în Europa şi în special în Europa centrală şi de sud-est, impun de urgenţă să se identifice principalele domenii de cooperare între ţări în vederea diversificării surselor de aprovizionare cu petrol şi gaze. În aceste condiţii, ţările respective inclusiv România, trebuie să depună un important efort, financiar şi tehnologic, pentru realizarea unor ample lucrări de cercetare specifice, pentru descoperirea, evaluarea şi valorificare/exploatarea unor noi zăcăminte neconvenţionale de ţiţei şi în special gaze naturale, care să se adauge celor convenţionale sau chiar să le înlocuiască, în timp, pe acestea. Pe plan global, inclusiv în România, este cunoscut faptul că dezvoltarea şi exploatarea unor zăcăminte neconvenţionale de gaze naturale şi în special a gazelor de şist (shale gas), era considerată, cu puţin timp în urmă, ca fiind neeconomică şi dificilă din punct de vedere tehnic/tehnologic. Acum s-a pus în evidenţă faptul că, explorarea şi exploatarea zăcămintelor neconvenţionale de gaze naturale, în special a gazelor de şist (shale gas) este perfect realizabilă atât din punct de vedere tehnic şi tehnologic cât şi economic, în condiţii sigure de protecţia mediului şi a populaţiei, fapt ce va contribui substanţial la creşterea rezervelor existente de gaze naturale precum şi valorificarea acestora. În acest context şi ţinând seama de interesul naţional pentru găsirea unor noi zăcăminte de gaze naturale, în vederea asigurării necesarului intern, şi în condiţiile asigurării unei dezvoltări durabile în domeniul energie-mediu, Comitetul Naţional Român pentru Consiliul Mondial al Energiei (CNR-CME) a înfiinţat, în anul 2012, „Centrul european de excelenţă în domeniul gazelor naturale din argile gazeifere” – CENTGAS. Obiectivul principal al proiectului a fost acela de a forma în România o echipă de experţi, reprezentativi la nivel naţional şi european/internaţional, în industria de petrol şi gaze, inclusiv al gazelor naturale din argile gazeifere, pentru a obţine o înţelegere multi-dimensională, a procesului de explorare şi exploatare a acestor gaze în România, într-un context european şi internaţional. CENTGAS a reuşit să formeze o echipă complexă de peste 40 reputaţi profesionişti incluzând membrii ai unor academii, rectori, decani şi profesori universitari, tehnologi şi specialişti cu o valoroasă experienţă ştiinţifică şi practică, personalităţi din instituţii centrale, ştiinţifice şi profesionale din toate domeniile principale de activitate ale industriei de petrol şi gaze, protecţia mediului şi a comunităţilor locale, economic şi piaţa de gaze, legislaţie, politici de securitate energetică ş.a. În acest context, echipa de specialişti a întocmit prezentul raport, care are ca scop principal îmbunătăţirea şi completarea tuturor datelor referitoare la explorarea şi exploatarea gazelor de şist precum şi determinarea perimetrelor de operare în strictă concordanţă cu condiţiile, generale şi specifice, geografice, de mediu, faună şi floră, securitate umană şi socială etc. în vederea trecerii la exploatarea sigură a gazelor. Echipa de specialişti a lucrat în două direcţii, ambele incluzând probleme egale ca importanţă, şi anume stabilirea şi clarificarea tuturor aspectelor/problemelor ştiinţifice, tehnice şi tehnologice pentru lucrările de explorare şi tranziţia către o exploatare sustenabilă şi economică respectiv pentru a clarifica toate problemele legate de siguranţa mediului şi lămurirea tuturor


CNR-CME


-

6

aspectelor legate de insecurităţile, suspiciunile şi vulnerabilitatea rezidenţilor/populaţiei din zonă. Raportul elaborat are următoarele module/capitole: Scurtă prezentare a industriei de petrol şi gaze din România, Zăcămintele neconvenţionale/formaţiunile geologice cu potenţial de gaze naturale, Utilaje, tehnici şi tehnologii pentru forajul, completarea, tubarea, cimentarea, fracturarea hidraulică şi exploatarea sondelor pentru gazele de şist, Activităţile de foraj şi exploatare a gazelor de şist şi impactul acestora asupra mediului, comunităţilor locale, patrimoniului cultural şi arheologic ş.a., Politici economice, securitatea energetică, strategii privind rolul gazelor de şist, Cadrul legislativ românesc şi internaţional privind industria de petrol şi gaze respectiv de protecţia mediului, inclusiv cel specific exploatării gazelor de şist, Concluzii finale. Aşa cum rezultă din conţinutul prezentului studiu, România, deşi nu are experienţă directă/specifică explorării şi exploatării gazelor de şist, dispune de toate condiţiile geologice, tehnice şi tehnologice necesare, de specialişti cu înaltă calificare, o bogată experienţă în industria de petrol şi gaze, legislaţie specifică acestei industrii şi protecţiei mediului ş.a. pentru a începe de urgenţă lucrările de explorare şi ulterior de exploatare a gazelor de şist. În acest scop trebuie rezolvate, cât mai repede posibil, următoarele probleme: - Guvernul României, împreună cu toate organele abilitate în acest domeniu, să ia toate deciziile necesare şi să se implice total în începerea lucrărilor de explorare şi ulterior de exploatare, în parteneriat cu companii petroliere puternice care doresc să investească în domeniul gazelor de şist. - Continuarea acţiunilor de explicare, educare şi convingere a populaţiei şi a unor organizaţii neguvernamentale, în special din zonele vecine zăcămintelor de gaze de şist, de faptul că nu există riscuri majore pentru mediu şi societate, respectiv de perspectivele deosebite de dezvoltare economică şi crearea de locuri de muncă în acele zone. Studiul elaborat se adresează unei zone largi de beneficiari cum sunt: Guvernul României şi autorităţile guvernamentale (Ministerele Economiei, Departamentului Energiei, Mediului, Finanţelor şi Dezvoltării Regionale, ANRM, ANRE ş.a.), alte guverne şi instituţii specifice din Europa şi eventual alte ţări, autorităţi regionale şi locale din România şi alte ţări europene, companiilor petroliere interesate de explorarea şi exploatarea gazelor de şist din România, contractorilor care oferă servicii pentru diverse operaţii specifice legate de gazele de şist, academii, universităţi, institute de cercetare-proiectare, societăţi/entităţi care realizează studii de teren şi lucrări de laborator referitoare la monitorizarea şi controlul calităţii mediului, Populaţie şi organizaţii neguvernamentale etc. Este de remarcat şi faptul că, în perioada elaborării acestui studiu, unii membrii ai echipei au prezentat o serie de lucrări tehnico-ştiinţifice pe tema gazelor de şist, la numeroase conferinţe, simpozioane, forumuri ş.a. cu participarea unor prestigioase instituţii şi societăţi/companii din România şi alte ţări, lucrări bine apreciate de către participanţi şi oficialităţi. De asemenea, membri ai echipei au participat, activ şi cu intervenţii de substanţă, la întâlniri cu populaţia şi autorităţile din zonele în care sunt gaze de şist, precum şi la acţiuni/ dezbateri organizate de unele ONG-uri, pe tema gazelor de şist.

Prof. univ. dr. ing. Niculae Napoleon Antonescu H.C. Rector Onorific U.P.G. Ploieşti Consilier CNR-CME, coordonator CENTGAS


CNR-CME


-

7

1. SCURT ISTORIC AL INDUSTRIEI DE PETROL ŞI GAZE DIN ROMÂNIA România are o experienţă de peste 150 ani în industria de petrol şi de peste 100 ani în industria gazelor naturale, în toate sectoarele de activitate specifice, şi anume: geologie şi geofizică, explorarea zăcămintelor, forajul sondelor şi exploatarea ţiţeiului şi gazelor, prelucrarea hidrocarburilor (rafinare, petrochimie ş.a.), colectarea, transportul, depozitarea şi distribuţia ţiţeiului, gazelor şi produselor petroliere, utilajelor şi sculelor specifice, serviciilor complementare, protecţia mediului şi legislaţie precum şi în cercetarea ştiinţifică, proiectare, educaţie şi formarea cadrelor de specialişti ş.a. În continuare, se prezintă, pe scurt, evoluţia industriei de petrol şi gaze din România, pe etape istorice, cu evidenţierea principalelor realizări/evenimente deosebite şi specifice acesteia.

1.1. Petrolul în antichitate şi Evul Mediu românesc Deşi nu există date concrete, până în secolul al XV-lea, există dovezi arheologice, directe şi indirecte, că petrolul a fost utilizat, încă din secolul I D.C., pentru diverse scopuri şi anume: ca medicament empiric pentru tratarea unor boli, lubrifiant pentru roţile carelor, pentru etanşarea bărcilor din lemn, la construcţia caselor şi zidurilor de apărare, combustibil, arme ş.a. În schimb, începând cu secolele XV-XVI şi până la mijlocul secolului XIX sunt relativ multe dovezi/informaţii privind existenţa petrolului, denumit de localnici „păcură”, atât în Moldova cât şi în Muntenia - exploatat prin diverse sisteme (gropi, băi, spălătoare şi puţuri de ţiţei/păcură). În perioada 1780-1820, Moldova şi Muntenia exportau ţiţei/păcură prin porturi la Dunăre. Este de remarcat şi faptul că ţiţeiul a început să fie şi prelucrat la începutul secolului al XIX-lea, prin procese de distilare primitive [ 1.2, 1.3, 1.4 ş.a].

1.2. Formarea şi afirmarea industriei de petrol în România (1857-1918) Anul 1857 este considerat ca dată oficială de naştere a industriei româneşti de petrol deoarece România (Principatele Unite) au marcat, în premieră mondială, trei evenimente de excepţie, şi anume: prima ţară din lume înregistrată oficial în statisticile mondiale (The Science of Petroleum) cu o producţie de 275 tone de ţiţei; prima rafinărie din lume construită de fraţii Mehedinţeanu, la Râfov lângă Ploieşti îşi începe activitatea; oraşul Bucureşti, capitala ţării, devine primul oraş din lume iluminat public cu petrol lampant. În această perioadă, de formare şi afirmare a industriei de petrol în România, au fost obţinute o serie de realizări deosebite în toate sectoarele acestei industrii, dintre care cele mai reprezentative sunt menţionate, sintetic, în continuare [ 1.2, 1.3, 1.4]. Prima sondă săpată mecanic, cu o „instalaţie de foraj” relativ primitivă, s-a realizat , în anul 1861 la Mosoarele Bacău, la o adâncime de 150m. Totuşi, , datorită imperfecţiunii instalaţiilor, a lipsei de experienţă şi capital, până la sfârşitul secolului al XIX-lea, majoritatea producţiei de ţiţei a ţării a continuat să fie obţinută din puţurile săpate manual, cu adâncimi uzuale de până la 230m (cel mai adânc având 320m a fost săpat la Breaza –Câmpina). Astfel, în anul 1897 existau 134 de sonde (71 productive) şi 1891 puţuri (1213 productive). Cu toate acestea, după 1987, puţurile cedează rapid locul sondelor săpate cu instalaţii de foraj, la adâncimi de până la 900m, astfel că în anul 1906 raportul numărului de sonde productive pe numărul de puţuri productive a ajuns la peste 8-9 [1.3, 1.4]. După aprobarea primei „Legi a minelor” în 1885 (completată în 1900), în perioada 1985-1910 s-au înfiinţat numeroase societăţi petroliere, cu capital străin, mixt sau românesc (în anul 1900 erau deja 37 societăţi), care operau în foraj, extracţie şi prelucrarea petrolului şi au dezvoltat şi capacităţi de transport precum şi ateliere pentru reparat şi chiar fabricat utilaje şi scule petroliere, piese de schimb ş.a. Ca urmarea a acestei activităţi intense, producţia de ţiţei a crescut continuu ajungând la un record de 1883619 tone (1913) şi o capacitate de rafinare de aproape 1800000 tone (1916), România fiind al şaselea producător de ţiţei din lume [1.3, 1.4].


CNR-CME


-

8

În ce priveşte gazele naturale, în anul 1909 s-a descoperit primul zăcământ de pe teritoriul actual al României, prin sonda 2 Sărmăşel, judeţul Sibiu, care a erupt puternic şi permanent, debitul de gaze fiind evaluat la 1000000m.c./zi la o presiune de 41 bar. Datorită acestei descoperiri, 1909 este considerat anul oficial de naştere al industriei de gaze naturale din România, deşi acestea s-au descoperit şi folosit mult mai devreme (1865-1900) în zonele de unde se extrăgeau ţiţei (Prahova, Dâmboviţa, Bacău ş.a.) [1.2, 1.3, 1.4]. În anul 1912 s-a înfiinţat societatea ESEA, de către Ministerul Finanţelor de la Budapesta, pentru transportul şi distribuţia gazului metan în Transilvania, prima societate de profil din Europa, iar în 1915 s-a înfiinţat la Budapesta Societatea Ungară de gaze (UEG) având drept scop producţia, transportul şi distribuţia gazelor în Transilvania, prima societate integrată de profil din Europa. În 1914, ESEA a construit prima conductă din Europa pentru transportul gazelor de la Sărmăşel la Turda (primul oraş din lume iluminat cu gaz metan) iar UEG a dezvoltat noi structuri productive şi a construit mai multe conducte. În această perioadă au avut loc o serie de evenimente importante, prezentate pe larg în lucrările 1.2, 1.3, 1.4 ş.a., dintre care menţionăm pe scurt: primul studiu geologic al subsolului României (1876) ; prima hartă geologică a României (Viena 1880); s-a înfiinţat Biroul Geologic Român (1882), laboratorul de Geologie din Bucureşti (1895) şi Institutul Geologic al României (1906); la Câmpina s-a înfiinţat „Şcoala de Maiştri pentru Foraj şi Rafinare”- FOREMEN (1904), prima şcoală de acest fel din lume; apare lunar revista de specialitate Monitorul de Petrol (1900); în anul 1906, Dr. ing. Lazăr Edeleanu elaborează „Procedeul de rafinare al ţiţeiului cu bioxid de sulf lichid”, brevetat în România, SUA şi Austro-Ungaria ; ing. Virgiliu Tacit brevetează „Prevenitorul de erupţie” (1906), invenţie folosită ulterior în multe ţări producătoare de petrol ş.a. În timpul primului război mondial , industria românească de petrol şi gaze a suferit mari pierderi prin distrugerea/ autodistrugerea a numeroase sonde (1677), rafinării, rezervoare, conducte, produse petroliere (827000t) ş.a., în valoare de peste 20 milioane lire sterline, o sumă considerabilă pentru acea vreme [1.3, 1.4].

1.3. Maturitatea industriei de petrol şi gaze din România (1918-1945) După primul război mondial, în perioada 1919-1924, industria petrolieră românească nu a înregistrat evenimente majore , cu excepţia aprobării, în iulie 1924, a „Legii Minelor”, de fapt o „Lege a petrolului”, care prevedea, ca proprietate de stat, toate „zăcămintele miniere precum şi bogăţiile de orice natură ale subsolului”, şi care stabilea reglementări precise privind valorificarea acestora. În martie 1929 şi 1937, s-au adoptat noi legi ale minelor, ultima modificată şi completată în 1942 prin „Decretul Lege al Petrolului ” [1.1, 1.2, 1.3, 1.4 ş.a.]. Trebuie precizat că, după război, la începutul anului 1919, numărul societăţilor petroliere era de 104, identic cu cel din 1916, dar multe dintre ele erau inactive. În ce priveşte refacerea industriei petroliere din România, drumul a fost lung şi greu datorită lipsei de capital, utilaje, scule şi furnituri fapt pentru care procesul de redresare a durat 6 ani. Ca urmare, abia în 1924 volumul producţiei de ţiţei (1.831.303 t), capacitatea de rafinare (1.644.141 t),consumul intern şi exportul au ajuns la nivelul antebelic. Relansarea industriei petroliere s-a produs începând cu anii 1923-1926, ca urmare a „Legii Minelor” din 1924 [1.3]. În ce priveşte forajul sondelor şi extracţia ţiţeiului, trebuie remarcat că în urma creşterii suprafeţelor perimetrelor petroliere exploatate şi al adâncimii sondelor, al perfecţionării tehnicilor şi metodelor de foraj şi de extracţie al ţiţeiului, producţia generală a crescut de la 2.316.304t în 1925 la 8.704.000t în 1936, producţia maximă interbelică (locul 2 în Europa şi 6 în lume), rezervele de ţiţei fiind evaluate la 95.000.000 t (locul 2 în Europa şi 7 în lume). În ce priveşte prelucrarea petrolului, rafinăriile de petrol, autodistruse la începutul războiului, cu excepţia rafinăriilor Vega şi Steaua Română repuse în funcţiune de către ocupanţii germani, au intrat în refacere, proces extrem de lent din motive economice şi tehnice. În anul


CNR-CME


-

9

1936 a fost fondată o modernă rafinărie „Creditul Minier –Brazi”, rod exclusiv al specialiştilor şi oamenilor de afaceri români. Este de remarcat că, în această perioadă, capacitatea de rafinare a crescut enorm de la 1.644.141 t în anul 1924 la 10.603.000t în 1939-40 şi în plus s-au introdus tehnologii noi sau modernizate de prelucrare a petrolului, în paralel cu creşterea calităţii şi diversificării produselor obţinute prin rafinare. [1.3, 1.4 ş.a.]. În ce priveşte gazele naturale, după desăvârşirea Unităţii Statului Român (1.12.1918), societăţile pentru exploatarea gazului metan din Transilvania au intrat sub sechestru judiciar şi ulterior au trecut integral în proprietatea statului român prin înfiinţarea „Societăţii Naţionale de Gaz Metan”- SONAMETAN (1923 Bucureşti) şi ulterior „Societatea Anonimă Română de Gaz Metan” (1932 Bucureşti) care au fuzionat în anul 1939. Din punct de vedere tehnic sunt de remarcat următoarele realizări principale: finalizarea primei staţii de comprimare a gazelor naturale din Europa, amplasată la Sărmăşel (1927), începerea exploatării câmpului de gaze naturale Copşa Mică (1929), finalizarea construcţiei unor conducte noi de gaze ş.a. Zăcămintele de gaze din România au fost apreciate ca fiind cele mai importante din Europa atât datorită volumului producţiei cât şi datorită purităţii (până la 99,5%). În 1938, România ocupa locul 3 în lume în ce priveşte producţia de gaze naturale care avea o pondere de 17% din producţia mondială [1.2, 1.3, 1.4 ş.a.]. În această perioadă mulţi geologi, ingineri şi specialişti români au avut realizări deosebite prezentate în [1.2, 1.3, 1.4 ş.a.] dintre care menţionăm: Apariţia hărţii geologice a României unite; Reorganizarea şi extinderea activităţilor de explorare geologică şi geofizică; Experimentarea la Moreni, în anul 1927, de către ing. A. Drăgulănescu, pentru prima oară în lume, a unui carotaj electric, pe baza unei invenţii a fraţilor Schlumberger; Executarea primului carotaj mecanic şi prima perforare a coloanei de burlane prin împuşcare (1927); brevetarea invenţiilor „ Metoda tubării sondelor prin coloană unică” şi „Metoda forării de găuri drepte prin folosirea prăjinelor grele”, inventate de ing. I. Basgan, (A. Drăgulănescu, 1930), „Forajul cu prăjini grele proporţionale şi forajul sonic (dr. ing. I. Basgan, 1934) ş.a. În perioada 1939-1945 a avut loc cel de-al Doilea Război Mondial, cel mai mare şi distrugător din istoria omenirii, care a implicat foarte multe ţări de pe toate continentele, inclusiv România care a intrat în război, de partea puterilor Axei , la 22 iunie 1941, când a declarat război Uniunii Sovietice care ocupase anterior Basarabia. Trebuie menţionat faptul că petrolul românesc, extras în perioada 1940-1944 a constituit principala sursă de combustibili pentru puterile Axei. Astfel din cele 25.726.988 tone extrase au fost exportate 16.213.664 din care 10.597.734 în Germania şi 2.324.442 în Italia respectiv 766082 t în U.R.S.S., în ultimele 4 luni ale anului 1944. Ca urmare a hotărârii Conferinţei aliaţilor de la Casablanca (ianuarie 1942), forţele aeriene anglo-americane au bombardat, în anii 1943-44, în special Ploieştiul şi zona Prahovei, provocând mari distrugeri industriei de petrol.

1.4. Industria românească de petrol şi gaze în perioada 1945-1989 Această perioadă corespunde celei mai mari dezvoltări din industria de petrol şi gaze româneşti, în toate sectoarele de activitate, specifice şi de suport/sprijin ale acesteia. Perioada are două etape principale şi anume: 1945-1965 în care s-a realizat refacerea, reorganizarea, restructurarea şi diversificarea tuturor activităţilor, specifice şi de sprijin, respectiv 1965-1989 corespunzătoare unei dezvoltări intensive şi extensive a acestei industrii. Refacerea şi dezvoltarea industriei petroliere a reprezentat o problemă de maximă urgenţă pentru România, şi avea în vedere lucrări pentru descoperirea de noi zăcăminte de petrol şi gaze şi punerea în exploatare a acestora, reconstrucţia, dezvoltarea şi reorganizarea rafinăriilor grav afectate în timpul războiului şi construirea altora noi, crearea unei industrii puternice şi moderne de utilaj petrolier, înfiinţarea unor institute de cercetare-proiectare specifice şi a unor societăţi


CNR-CME


-

10

pentru servicii, formarea şi pregătirea personalului calificat (muncitori, tehnicieni, maiştri si ingineri) pentru această industrie ş.a.

Pentru atingerea acestor obiective, esenţiale pentru industria de petrol şi gaze, componentă majoră a economiei naţionale, foarte important a fost înfiinţarea, în luna mai 1945, a „Ministerului Minelor şi Petrolului –MMP” (ulterior având alte structuri şi denumiri), care avea ca atribuţii principale „să organizeze, îndrume, supravegheze şi controleze întreaga activitate din domeniile respective stabilind întreaga politică economică în legătură cu acestea” [1.2, 1.3, 1.4]. Este de remarcat că, începând cu anul 1945 au fost înfiinţate cunoscutele societăţi anonime pe acţiuni sovieto-române (SOVROM-uri), SOVROM – Petrol (19 octombrie 1945), prima societate de acest tip din România, precum şi Centralele Petroliere Muntenia şi Moldova respectiv Centrala Gaz Metan. Societăţile SOVROM şi-au încetat activitatea în 1955 prin cedarea către Guvernul României a participaţiei sovietice. La 1 iunie 1948, ca urmare a Constituţiei R. P. Română din 3.04.1948, a intrat în vigoare „Legea pentru naţionalizarea întreprinderilor industriale, bancare, de asigurări, miniere, petroliere, de transporturi ş.a. Din industria de petrol şi gaze au fost naţionalizate 32 de societăţi [1.2, 1.3, 1.4 ş.a.]. După naţionalizare, întreprinderile de petrol şi gaze au fost reorganizate de către MMP, în patru centrale industriale: Centrala Petroliferă Muntenia, Centrala Petroliferă Moldova, Centrala Gaz - Metan şi Competrol pentru comercializarea produselor petroliere. Cu toate greutăţile întâmpinate de economia naţională, după terminarea războiului, activitatea a continuat în industria de petrol şi gaze, în cadrul căreia au funcţionat, în decursul timpului, diferite structuri organizatorice (trusturi, întreprinderi, grupuri industriale, sucursale, schele, instituţii specializate ş.a.), care au asigurat funcţionarea unui mecanism industrial specific, unic în economia naţională şi chiar mondială [1.2, 1.3, 1.4 ş.a.]. În ce priveşte producţia de ţiţei, după război, aceasta a scăzut drastic, atingând în anul 1947 cel mai mic nivel în timp de pace (3.837.815 t). După anul 1948, s-a produs o dezvoltare intensă a activităţii de foraj, mai ales cel destinat explorării geologice care a crescut de la 163.000 m în 1947 la 1.814.000m în anul 1980. De asemenea, în 1971 au început lucrările de foraj în Marea Neagră, cu instalaţia FOMAR şi platforma GLORIA, ambele concepute şi realizate în România. Astfel, au fost descoperite şi exploatate numeroase zăcăminte noi. Dacă în anul 1950 erau în exploatare 51 zăcăminte situate în 2 unităţi/zone geologice majore, în anul 1989 erau în exploatare 451 zăcăminte de ţiţei situate în 9 unităţi/zone geologice. Ca urmare a creşterii extrem de mari a numărului de zăcăminte noi, a îmbunătăţirii tehnologiilor de extracţie şi a stimulării sondelor prin diverse procedee, producţia de ţiţei a crescut atingând maximul istoric în anul 1977 respectiv de 14.650.000 tone. După acest an producţia de ţiţei a început să scadă constant, atât datorită declinului natural al zăcămintelor cât şi al reducerii volumului de lucrări geologice de exploarare, ajungând în anul 1989 la 9.173.000 tone [1.2, 1.3, 1.4 ş.a.]. În ceea ce priveşte extracţia gazelor naturale, trebuie remarcat că în anul 1950 erau numai 6 zăcăminte în exploatare, numărul acestora crescând sensibil la 63 în 1974 respectiv 212 în 1989. România ocupa, în anul 1969, locul patru în lume în ce priveşte producţia de gaze cu o pondere de 2,34% din producţia mondială. Producţia naţională de gaze a crescut atingând maximul istoric ,de 36,3 miliarde m. c. în 1986 [1.3, 1.4]. În această perioadă a fost construită o vastă reţea de conducte, pentru transportul ţiţeiului şi produselor petroliere şi mai ales al gazelor naturale, inclusiv magistrala care leagă Transilvania de Bucureşti, conducta de tranzit Isaccea – Negru Vodă, conductele pentru alimentarea tuturor oraşelor principale din ţară, şi conductele de interconectare cu alte ţări [1.2, 1.3, 1.4 ş.a.]. În ce priveşte prelucrarea petrolului şi dezvoltarea industriei petrochimice, s-a început cu refacerea rafinăriilor/instalaţiilor distruse de război şi introducerea unor tehnologii noi de prelucrare. În această perioadă, industria de prelucrare a ţiţeiului a reuşit să ajungă de la o


CNR-CME


-

11

industrie ruinată de război în 1944, la o industrie foarte dezvoltată, la standarde internaţionale, care în 1989, avea o structură complexă incluzând toate procesele moderne ale momentului, fiind capabilă să prelucreze 34 milioane tone de ţiţei/an [1.3, 1.4]. În această perioadă, în România, a fost creată şi dezvoltată una dintre cele mai puternice industrii de utilaj petrolier din lume, în general prin transformarea, reorganizarea, dezvoltarea şi extinderea unor întreprinderi/ateliere, înfiinţate cu mult timp în urmă de către diverse societăţi petroliere sau de altă natură pentru servicii de mentenanţă şi fabricat piese de schimb, scule şi chiar unele utilaje/instalaţii petroliere. Un rol esenţial în dezvoltarea industriei româneşti constructoare de utilaj petrolier, l-au avut institutele de cercetare-proiectare, înfiinţate şi specializate pentru acest domeniu, respectiv Institutul de Proiectări şi Cercetări pentru Utilaj Petrolier - IPCUP Ploieşti (înfiinţat la Bucureşti în anul 1954) pentru utilajul de schelă, respectiv Institutul de Proiectări Instalaţii Petroliere –IPIP Ploieşti (înfiinţat în anii 1949-50) pentru utilaj de rafinărie şi petrochimic precum şi altele cu specific similar sau complementar [1.3, 1.4]. Ca urmare, au fost proiectate şi fabricate instalaţii de foraj de la cele mai mici pentru cercetări geologice până la cele de forat sonde cu adâncimi de până la 10.000 m, instalaţii de intervenţie la sonde, instalaţii de producţie, agregate de cimentare, fracturare şi aditivare, scule de foraj-extracţie ş.a., România fiind a treia ţară producătoare din lume (după SUA şi URSS) şi a doua ţară exportatoare (după SUA) în circa 40-50 de pe toate continentele. România a fost şi un mare proiectant şi fabricant de utilaj chimic, de rafinărie şi petrochimic, atât pentru toate nevoile interne cât şi pentru export. Este de remarcat că, specialiştii români au proiectat şi construit numeroase rafinării şi combinate chimice şi petrochimice în diverse ţări cum sunt India, Pakistan, Siria, Iordania, Turcia, Egipt, Albania ş.a. [1.2, 1.3, 1.4]. Un rol esenţial în reconstrucţia, dezvoltarea şi modernizarea industriei de petrol şi gaze l-a avut personalul calificat la toate nivelurile şi anume muncitori, maiştri, tehnicieni, proiectanţi, ingineri ş.a., format atât prin sistemul naţional general de învăţământ cât şi prin şcolile specifice acestei industrii (Şcoli profesionale/ de ucenici, Şcoli medii tehnice de petrol, Licee industriale şi Grupuri şcolare, Universitatea de Petrol şi Gaze ş.a. ) [1.1, 1.3, 1.4].

1.5. Industria de Petrol şi gaze după anul 1989 După cum se ştie foarte bine, în urma evenimentelor din decembrie 1989 s-au produs schimbări majore şi nu numai pe plan politic şi social, dar şi, în principal, economic. Din păcate, din cauza schimbării produse prin violenţă, trecerea de la sistemul economic centralizat la o economie de piaţă funcţională, privată sau de stat, s-a făcut în mod cu totul necorespunzător. Economia, cu toate ramurile ei importante, inclusiv industria de petrol şi gaze, a înregistrat o cădere dramatică din diverse cauze subiective şi obiective. Pentru noi este important doar faptul că economia, în general, şi industria în principal, inclusiv cea de petrol şi gaze, au avut o evoluţie negativă o lungă perioadă de timp (aproximativ până în anul 2000) după care a început un proces relativ lent de refacere şi revenire la performanţe din ce în ce mai bune. Datorită acestei situaţii precum şi a unor factori subiectivi şi mai ales obiectivi (declinul natural al zăcămintelor de ţiţei şi gaze, reducerea drastică a lucrărilor de explorare, investiţiile reduse în utilaje, scule şi tehnologii avansate ş.a.) producţia de ţiţei şi gaze a scăzut dramatic ajungând actualmente la 4-4,5 mil. tone de ţiţei pe an respectiv la circa 10-10,5 miliarde m.c. de gaze pe an. De asemenea, capacitatea de rafinare operaţională actualmente este de circa 50% din cea existentă în 1989 respectiv 14-15 mil. tone pe an. O cădere dramatică a suferit industria petrochimică a cărei capacitate de producţie este sub 20% din cea existentă în 1989. Ca urmare a situaţiei din industria de petrol şi gaze şi construcţia de scule şi utilaj petrolier de schelă a ajuns la un volum de circa 20-30% din cel existent în 1989. Trebuie menţionat şi faptul că societăţile din industria de petrol şi gaze, au suferit în această perioadă numeroase procese de restructurare, reorganizare, comasare, divizare şi unele de


CNR-CME


-

12

privatizare, prezentate pe larg în lucrările 1.2, 1.3, 1.4, 1.5, 1.6 ş.a. De asemenea, în anul 1995 a fost aprobată Legea Petrolului, prima lege care se referă exclusiv la hidrocarburi (ţiţei, gaze şi condensat) şi a fost înfiinţată Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale –ANRM, instituţie autonomă în coordonarea primului ministru, având atribuţii directe în aplicarea Legii Petrolului şi Legii Minelor. În 2004 au fost aprobate noua Lege a Petrolului şi Legea Gazelor în condiţiile alinierii standardelor româneşti la cele internaţionale şi, în special, din U.E.

1.6. Situaţia actuală a industriei de petrol şi gaze din România Datorită unor cauze, obiective dar şi subiective, producţia de ţiţei şi gaze a României a scăzut drastic (v. prg. 1.5) . În aceste condiţii România depinde, în mare măsură, de importul unei importante cantităţi de ţiţei, respectiv de gaze naturale. În această situaţie este extrem de importantă orişice creştere a producţiei interne de ţiţei şi, în special, de gaze naturale. În ce priveşte ţiţeiul, este important să se mărească, pe cât posibil, factorul final de recuperare din zăcămintele aflate în exploatare. De asemenea, este foarte importantă prospectarea/explorarea şi apoi exploatarea urgentă a unor zăcăminte de ţiţei situate la adâncimi mai mari, de 3000m. În acelaşi timp, ar trebui cercetate, explorate şi exploatate şi zăcămintele neconvenţionale de ţiţei ca de exemplu şisturile petroliere (shale oil). În ce priveşte gazele naturale, perspectiva României, pe termen scurt, mediu şi lung, pentru creşterea producţiei acestora, este net mai bună datorită, atât a unor importante zăcăminte convenţionale, situate, în special, pe platforma continentală a Mării Negre, cât şi a unor zăcăminte neconvenţionale cum sunt cele din argile gazeifere (shale gas), zăcăminte dure (tight gas), zonele miniere (coal gas) şi eventual hidraţi de metan. În ce priveşte exploatarea gazelor naturale din zăcăminte neconvenţionale, în special a celor din argile gazeifere (shale gas), aceasta reprezintă o problemă extrem de urgentă şi de mare importanţă pentru România în vederea asigurării necesarului pentru consumul intern şi eventual realizarea unor cantităţi suplimentare pentru export. În acest context, este extrem de important faptul că una dintre cele mai puternice companii petroliere din lume, şi anume CHEVROM, este gata să investească sume importante de bani pentru începerea, cât mai repede posibil, a lucrărilor de explorare, evaluare şi ulterior de exploatare a zăcămintelor situate în perimetrele concesionate în Dobrogea şi Moldova. În acelaşi timp, aceste lucrări vor aduce sume importante la bugetul României, vor contribui extrem de mult la dezvoltarea economică a zonelor respective, vor crea numeroase locuri de muncă noi ş.a. În concluzie, putem afirma că dacă pentru ţitei previziunile de creştere a producţiei sunt mai limitate, pentru gazele naturale acestea sunt dintre cele mai optimiste şi sigure pe termen scurt, mediu şi lung. Bibliografie 1.1. Niculae Napoleon Antonescu, (coordonator), Universitatea Petrol-Gaze din Ploieşti, „60 ani 1848-2008- Tradiţie şi Modernitate, Editura UPG Ploieşti, 2007. 1.2. Gheorghe Buliga, Repere istorice ale industriei româneşti de petrol 1857-2007, Editura SIPG Bucureşti, 2007. 1.3. Gheorghe Ivănaş, Ion Ştefănescu, Niculae Napoleon Antonescu, Ştefan – Traian Mocuţa şi Mihai Pascu Coloja, Industria de petrol şi gaze din România, Editura AGIR Bucureşti, 2008. 1.4. Gheorghe Ivănaş, Ion Ştefănescu, Niculae Napoleon Antonescu, Ştefan – Traian Mocuţa, Ştefan Ştirimin şi Mihai Pascu Coloja, The Petroleum and Gas Industry in Romania, Editura AGIR Bucureşti, 2009. 1.5. ****ENERGY ROMANIA –Anuarul industriei de petrol, gaze şi energie din România, tipar Regia Autonomă „Monitorul Oficial”, Bucureşti, 2007. 1.6. ****PETROLEUM Industry Review, colecţie 2008-2013, Editată de Industry Media Vector Ploieşti şi tipărită de Compania de Producţie Intertainment S.A., Bucureşti.


CNR-CME


-

13

2. RESURSE ENERGETICE NECONVENTIONALE ÎN ROMÂNIA

Pe măsură ce urmărim tendinţa de epuizare a rezervelor clasice de hidrocarbui lichide şi gazoase în viitorul apropiat apare necesitatea elaborării unei strategii viabile care să asigure dezvoltarea durabilă a societăţii şi, implicit, găsirea unor forme alternative de energie. Acestea ar putea fi resursele energetice neconvenţionale, localizate în formaţiuni sedimentare de diferite vârste şi, de regulă, la adâncimi mari în scoarţa terestră: shale şi tight gas, heavy oil şi oil shale, coal seam gas şi în zonele reci, în mări şi oceane - gaz hidraţii .

Gazul din argilite (shale gas) este gazul natural care se găseşte în formaţiunile des întâlnite şi cunoscute drept argile şi argilite. Formaţiunile argiloase se caracterizează prin permeabilitate scăzută, gazul captat în spaţii micronice este greu eliberat din roca gazdă pentru a fi exploatat. Aceste formaţiuni sunt în mod frecvent bogate în materie organică, şi au atins, la adâncimi mari, fereastra de termogaz şi, respectiv, un grad de maturitate care să le ridice potenţialul gazogenetic.

Gazul din formaţiuni compacte-impermeabile, lutitice sau fin nisipoase (tight gas) este un termen generic pentru gazul natural care se găseşte în formaţiuni (zăcăminte) compacte, cu permeabilitate redusă (sub pragul de 0.1 mD). Rezervoarele naturale de tipul tight gas devin rentabile când exploatarea lor se face prin fracturare hidrulică. Metanul asociat cărbunilor (Coal bed methane) este gazul natural legat de depozitele de cărbuni. De obicei, acest gaz provine din cărbunele care, fie este situat la adâncimi foarte mari, fie este de o calitate prea slabă pentru a fi exploatat comercial. Metanul căptuşeşte pereţii spaţiilor interstiţiale (porilor) din matricea cărbunoasă şi este fixat de aceasta prin procese de adsorbţie.

Hidraţii de metan (gas hydrates): o manifestare neobişnuită a hidrocarburilor, în care moleculele de gaz natural, de obicei metan, sunt captive în molecule de gheaţă. Hidraţii se formează în condiţii de climă rece, cum ar fi zonele de permafrost şi la mare adâncime, în ape cu temperaturi scăzute şi la presiuni mari. Rezervele sunt extrem de mari, iar costurile de extracţie ,considerabile(in prezent, neeconomice).

Formaţiuni convenţionale

Formaţiuni neconvenţionale

Acumulări în rezervoare cu porozitate medie spre ridicată cu o permeabilitate suficientă pentru a permite gazului să curgă spre gaura sondei

Depozite de gaz natural care se găsesc în formaţiuni de rocă relativ impermeabile (nisipuri compacte, şisturi argiloase şi strate de cărbune)

Echiparea pe verticală şi pe orizontală a sondei

Tehnologiile cheie sunt forajul la orizontală şi tehnicile moderne de fracturare

Producţie prin scurgere naturală din rezervoare clastice sau carbonatice

Volumul extras este dependent de performantele fracturarii rezervoarelor si microtectonica fisurală

Permeabilitatea şi porozitatea determină rata de producţie şi estimarea de recuperare finală

Carbonul organic total, maturitatea termică şi mineralogia determină proprietăţile rezervorului şi recuperarea finală

Planuri de dezvoltare impuse de structura sistemului petrolifer

Planurile de dezvoltare impuse de structura geologica a locatiei câmpului de sonde


CNR-CME


-

14

Astăzi, dintre toate aceste resurse (argile gazeifere) cu potenţial ridicat de gaze naturale (gaze de şist) au fost puse în evidenţă rezerve importante în SUA, Canada, Mexic, Argentina, China, Australia, Arabia Saudită. În Europa există programe de explorare în Franţa, Marea Britanie, Norvegia, Suedia, Danemarca, Germania, Polonia, Ucraina, Turcia.

Descoperirea gazelor de şist s-a făcut în 1980, în formaţiunea argilelor de Barnett – Texas (USA), dar prima producţie a început în 1999. Aproape 20 de ani a durat cercetarea, explorarea şi punerea la punct a tehnologiilor de extracţie.

Trecerea la exploatarea resurselor neconvenţionale a dus la creşterea producţiei de gaze naturale în ţări precum S.U.A, Mexic, China şi la reducerea importurilor. În S.U.A. creşterea producţiei de shale gas, până în anul 2030, este spectaculoasă şi semnificativă.

S-au elaborat Standarde internaţionale pentru evaluarea calitatii formatiunilor argiloase cu potential gazeifer si pentru definirea condiţiilor de rezervor gazeifer (shale gas). Plecând de la experienţa americană (Barnett, Marcellus) aceste standarde i-au în considerare vârsta formaţiunii purtătoare de gaz neconvenţional, adâncimea la care se află, grosimea ei, litologia (granulometria, mineralogia, petrotipurile definitorii, natura secvenţelor (a asociaţiilor de facies), geochimia, parametrii organogenetici (TOC%, Ro%-reflectanţa vbitrinitului, tipul de kerogen, HI,OI, ToC-de maturare, TAI-indicele de alterare termică, CAI-indicele de alterare a conodontelor), porozitatea şi permeabilitatea rezervorului, inforamţii ale carotajului geofizic, date geo-mecanice (Modulul Young, Poisson Ratio) etc. Obţinerea acestor parametri înseamna tehnici de investigaţie de vârf, rafinate şi costisitoare. Datele obţinute fundamentează proiectele de explorare şi dezvoltare şi determină tehnologiile utilizate pentru exploatare sau anticipează posibilul impact asupra mediul înconjurător în toate operaţiunile petroliere. Astfel de resurse se găsesc în spaţiul Carpato-Danubian şi în Platforma continentală a Mării Negre. Proiectul Centgas a vizat următoarele categorii de formaţiuni geologice şi a pus accent pe formaţiunile argiloase cu potenţial gazeifer (tip shale gas – gaze de şist):

x x x 2A: Formaţiuni geologice cu potenţial în gaze de şist (shale gas-SG)

Spaţiul carpato-danubian în care există formaţiuni argiloase cu potenţial gazeifer (în sensul acceptat de gas shale sau, în termeni economici şi tehnici de shale gas (gaz de şist) este divizat în unităţi geologice distincte, astfel:

- unităţi de orogen (Fold Belt Basins) care aflorează la suprafaţă, dar care se extind şi în zonele adânci din Carpaţii Orientali, acolo unde au fost interceptate de foraje;

- unităţi de platforma (The Carpathians Foreland), la adâncimi ce depăşesc 2500-3000 m (Platforma Moesică cu extinderea sa în Dobrogea de Sud, Platforma Scitică (Depresiunea Bârladului), sudul Platformei Moldoveneşti, Depresiunea Getică parte din Bazinul Dacic).

- de asemenea, sunt îndeplinite condiţii potenţiale de existenţă, în arii depresionare din afara arcului carpatic (Tertiary Backarc Basins-TBB)) : Depresiunea Pannonică sau

- în cadrul intracarpatic, cum ar fi Bazinul Transilvaniei (TBB).

Vârsta formaţiunilor de interes acoperă un interval de timp de la Paleozoic inferior (Silurian – 425 mil. ani) la Cainozoic (Paleogen- 30 mil. ani) .


CNR-CME


-

15

Principalii parametri de evaluare sunt conţinuturile de materie organică şi natura acesteia, respectiv TOC-ul (Total Organic Carbon) şi reflectanţa vitrinitului (Ro), alături de tipul de kerogen (un reziduu organic, răşinos, insolubil). Faciesurile depoziţionale corespund sistemelor de apă adâncă cu o sedimentare în regim redox negativ, au extinderi spaţiale de ordinul zecilor de km şi grosimi variabile, între 50 şi 600 metri.

Formatiunile argiloase cu potential gazeifer (gas shale) contin un procent mare de materie minerala inerta, 60-90% si materie organica care este sursa hidrocarburilor cu un raport H/O ridicat.

Suportul mineral este dominat de alumosilicati, minerale argiloase, feldspati, cuart si subordonat minerale carbonatice; mai pot contine sulfuri: pirita marcasita, etc., sugerand conditiile in care s-au format: slab oxigenate pana la anoxice (euxinice).

Materia sau faza organica a bitumolitelor este constituita din kerogen ramas dupa migratia sau extractia hidrocarburilor libere. Natura kerogenului depinde de calitatea materiei organice primare. Parametri prin care evaluam potenţialul în gaz neconvenţional sunt: TOC-ul (Total Organic Carbon) şi reflectanţa vitrinitului (Ro), alături de tipul de kerogen şi indicele de hidrogen (IH), indicele de oxygen (IO), TAI (indicele de alterare termică), ToC de maturare.

Componentii chimici (exprimati în oxizi) ai argilelor gazeifere sunt: SiO2, TiO2, Al2O3, Fe2O3, MgO, CaO, Na2O, K2O; elementele minore : Pb, Cu, Ga, Sn, Ni, Co, Cr, V, Mo, B, Sr, Ba, Zn, As.

Structura reticulară a componentilor minerali si organici, conferă argilelor gazeifere (argilitelor-slate) proprietatile fizice care permit evaluarea lor tehnică si economică si, deci, cuantificarea potentialului formatiunilor geologice care le includ: culoarea argilelor ; coeziunea mare, capilaritatea foarte mică, practic nulă; capacitatea de a se gonfla , retragerea sau contracţia, rezultată prin pierderea fluidelor, permeabilitatea, porozitatea ; aspectul sistos al argilelor bituminoase le confera proprietatea de a se desface in foi subtiri, dupa planuri paralele. Modelele depozitionale corespund sistemelor de apă adâncă cu o sedimentare în regim redox negativ, au extinderi spatiale de ordinul zecilor de km si grosimi variabile. Grosimile formatiunilor scilează între 100-2000m, iar valorile lor sunt influentate de cadrul tectonic, paleorelieful bazinului în timpul acumulării acestora si de frecventa forajelor

Gas- conv

Oil-conv


CNR-CME


-

16

care au interceptat aceste formatiuni. Neomogenitatea litologică (granulometrică, petrografică si structurală) face dificilă evaluarea grosimii secventelor argiloase, în sens strict. O corelare cu datele carotajului geofizic, atunci când el există, este recomandată.

Sinteza datelor din literatura de specialitate pentru unităţile geologice în care s-au conturat formaţiuni argiloase cu potenţial gazeifer, de tipul shale gas, fără a lua în discuţie capacităţile litologice şi tehnice de valorificare, a acestora este prezentata în cele ce urmează. Unităţi de orogen (Fold Belt Basin): 2A-1. Carpaţii Orientali

Formatiunile GS au o extindere largă, în lungul COr si sunt delimitate de zona

cristalino-mezozoică sau, partial, de sectorul sudic al vulcanitelor neogene, spre vest si de structurile platformelor Moldovenesti (East European Platform) si Moesică, în est si sud-est.

În multe situatii, relatiile dintre aceste formatiuni, sunt relatii de încălecare (structuri în Pânză de sariaj).

Faciesurile pe care le îmbracă GSFm sunt faciesuri de flysch (Alpine type) (trough in

deep sea facies) cu formatiuni cutate. Extinderile lor, pe directie Vest-Est, sunt mult mai reduse (km) în raport cu extinderile Nord-Sud (sute de km) .

Vârsta acestora este Cretacic inferior, pentru Fm de Audia si Oligocen, pentru Fm.marnelor brune şi Fm. Disodilelor.

Grosimea totală a GSFm variază de la 60 – 600 m si acoperă toate secventele din cadrul unei formatiuni. Argilele cu potential gazeifer încadrate în fiecare formatiune au grosimi mult mai mici si, adesea, din punct de vedere litologic reprezintă o asociatie de petrotipuri (argile, argilite, disodile, menilite, marne în alternantă cu nivele subtiri de gresii). În felul acesta gradul de dilutie a argilelor si argilitelor poate ajunge la 50% sau poate depăsii această valoare.

Parametri organogenetici identificaţi pun în evidenţă: Materia oragnică; Reflectanţa vitrinitului (Ro), respectiv, valorile TOC (Carbon Organic Total în %greutate); Peack-urile S1 si S2 obtinute prin piroliza Rock Eval (exprimând mgHC/g-rocă) şi Gradul de maturitate al probelor analizate.

Din punct de vedere al continutului de materie organică, prin valorile lor maxime (8-15%) sunt de retinut Formatiunea de Audia si Formatiunea disodilelor (incuzând aici atât disodilele inferioare cât si pe cele superioare). Diferenta mare între maxim si minim în cazul Fm.Audia (1,5-14%) trebuie explicată prin dilutia unor probe generată de grosimile mici ale laminelor simultan cu cresterea frecventei unor litoni microarenitici, clastici si bogati în silicati.


CNR-CME


-

17

Valorile Carbonului Organic Total (TOC) obtinute prin analizele Rock-Eval se situează peste limita de interes în raport cu standardele clasice ale argilitelor gazeifere (Gas shale) doar în cazul Fm.menilitice (TOC=6,64), a Fm.marnelor brune (TOC=12,69) si a Fm.disodilelor în care TOC atinge valori considerabile =17,62%). Diferentele mari, în cadrul disodilelor, între minim (0,82) si maxim (17,62) sugerează neomogenitatea secventelor si diversitatea ritmurilor ce alcătuiesc formatiunea în ansamblul ei. Aceste diferente vor îngreuna evaluarea potentialului gazeifer si, implicit, un posibil calcul al rezervelor.

Reflectenta vitrinitului nu a putut fi apreciată în toate cazurile. Valorile lui Ro coincid standardelor cerute (Ro>1,3) decât în cazul Fm. de Audia, care atinge, astfel, maturitatea necesară pentru fereastra de dry gas. Sunt greu de explicat valorile scăzute ale lui Ro pentru Fm.disodilelor din moment ce aceasta are valori ridicate (peste standarde) ale TOC-ului.

Temperaturile (Tmax) de analizor Rock-Eval variaza intre 420-430oC. În Carpatii Orientali aceste temperaturi caracterizeaza formatiunile de Sinaia, Audia, Tărcuta, Podu Secu, Menilite, Marne brune si Disodile. Apar ca exagerate temperaturile ce caracterizează Formatiunea de Sinaia si, partial, Fm.disodilelor (503oC). Gradul de maturitate în toate aceste cazuri variază de la sub-matur la matur.

Compozitia mineralogică a formatiunilor argiloase cu potential

gazeifer prin continuturile de cuart si illit ale acestora se inscriu în standardele argilitelor gazeifere din zonele clasice. Formatiunile cu un continut mai mare de 30% cuart pot usura procesele tehnologice de eliberare a gazului rămas captiv, iar asocierea acestuia cu illitul (faza care poate capta gazul) contribuie la o corecta evaluare a potentialului.

Prin prisma acestor rezultate incercarea de reconstituire a ambiantelor depozitionale

evidentiază instalarea în bazinul de acumulare a sedimentelor primare a unor conditii anoxice: - la nivelul Cretacicului mediu (când s-au acumulat mâlurile de tip sapropelic ale

Formatiunii de Audia (în aria Pânzei de Tarcău) si a Formatiunii de Sărata (în zona Pânzei de Vrancea);

- la nivelul Oligocenului-Rupelianului (pentru Formatiunea menilitelor si a marnelor bituminoase);

- la nivelul Oligocenului-Chattianului (când s-au acumulat mâlurile disodilice). Sistemul depozitional a fost unul de mare adâncă, în facies de câmpie abisală, cu o rată de

sedimentare relativ scăzută si energie de bazin redusă. În aceste conditii materia organică s-a putut acumula si, apoi, conserva în asa zisele orizonturi condensate.

2A-2. Carpaţii Meridionali, Bazinul Reşiţa-Moldova Nouă,

Formatiuni geologice cu potential gazeifer ( de tipul gas shales sau argilite bituminoase denumite si Şisturi negre) se gasesc in cuprinsul Pânzei Getice (Zona de sedimentare Resita-Moldova Noua, si al Unitatilor Danubiene (Zona de sedimentare Svinita-Svinecea Mare si Presacina), la nivelul ciclurilor de sedimentare Paleozoic si Mesozoic. Dintre acestea o cunoaştere mai bună au următoarele:


CNR-CME


-

18

Formatiunea de Ciudanovita predominant terigena, cu o grosime maxima de aproximativ 300m, avind virsta Permian inferioara (Autunian). Membrul de Girliste , din constitutia formatiunii este reprezentat prin sisturi argiloase, bituminoase, negre, bogate in materie organica, citeodata cu aspect ardezian, si subordonat, prin gresii si calcare lacustre, lentiliforme. Prezinta o semnificatie importanta pentru gas shale.

Formatiunea de Uteris de vârstă Pliensbachian – Toarcian mediu reprezinta formatiunea cu cel mai ridicat potential gazeifer din Carpatii de Sud, fiind reprezentata prin sisturi argiloase, bituminoase, cu lentile de siderita, cu o grosime de aproximativ 50-100m. In subteranul minei Anina, sisturile bituminoase apar in toate cimpurile miniere : Cimpul Minier Nordic, Cimpul Zona Noua (sectorul 3Vest, 2Vest) si Cimpul Bradet. In aceste cimpuri miniere, tectonica dizarmonica (structurile geologice de suprafata nu corespund structurilor din adincimea exploatarilor miniere, ce puteau ajunge la Anina la 1300m adincime) este complicata de comportamentul mecanic diferit al sisturilor bituminoase in raport cu gresiile continentale ale Formatiunii de Steierdorf sau cu succesiunea carbonatica post-liasica.

Din punct de vedere al caracteristicilor tehnologice, sisturile bituminoase au o putere calorifica inferioara de 1200-1400 kcal/kg, un continut in gudroane de 4-5%, continut in cenusa de 75%. Mineralele componente ale sisturilor bituminoase de la Anina si Doman includ (Grasu, 2008): caolinit (40-50%), sericit (10-15%), cuart (10-15%), feldspati (1%), alaturi de siderit, hematit, limonit, pirita, calcit sau dolomit, in cantitati minore. Raportul dintre masa bituminoasa si cea carbunoasa este de 3:1-4:1.

Compozitia chimică, în oxizi, indică valori ridicate pentru SiO2, fără să depăsească media argilitelor bituminoase din standard.

Materia organică, exprimată în Carbon organic, variază între 2 si 20%, cu un maxim de analize între 5-15%. Bitumenul de tip A creste, în putine cazuri, pste 1% (media între 0,25-0,50). Cercetarea argilitelor bituminoase – prin analize Rock-Eval, pentru TOC si Ro (reflectanta

vitrinitului) – trebuie să continue. Din punct de vedere depozitional, Formatiunea de Uteris s-a format in cuprinsul unei lagune relativ adinci, anoxice, generata chiar in timpul formarii ultimului strat de carbune al Formatiunii de Steierdorf. Bazinul Resita avea o forma alungita, patrunderea apei in zona lagunara facindu-se de-a lungul axului bazinului, in zonele cele mai joase ale acestuia . 2A-3. Depresiunea Getică

Geneza şi evoluţia Depresiunii Getice este stâns legată de cea a Carpaţilor Meridionali si, partial, a Bazinului Dacic.

În intervalul Cretacic superior-Paleocen-Pliocen au fost distinse trei cicluri sedimentare predominant siliciclastice: I. Ciclul Cretacic superior-Paleocen - Burdigalian inferior; II. Ciclul Burdigalian superior-Sarmaţian inferior şi III. Ciclul Sarmaţian mediu-Pliocen. Depozitele paleocen- eocene, au grosimi de ~1500 m în zona de NE şi apar deschise între Văile Otăsău şi Vâlsan. Ele sunt reprezentate prin (Roban, 2010):


CNR-CME


-

19

Formaţiunea de Călimăneşti (Paleocen?-Ypresian), Formaţiunea de Olăneşti (Luteţian–Priabonian), Formaţiunea de Cheia (Rupelian-Chattian inferior), Formaţiunea de Corbi (Rupelian–Chattian inferior), Formaţiunea de Brăduleţ (Rupelian-Aquitanian), Gresia de Muiereasca (Aquitanian), Formaţiunea de Gura Văii (Aquitanian-Burdigalian inferior), Formaţiunea de Sărata (Burdigalian inferior).

Formatiunile de Olanesti si Bradulet

pot prezenta un potential gazeifer: Formatiunea de Olanesti are o grosime maxima de 40 m si contine argile cu pietris si galeti cu intercalatii conglomeratice. Membrul superior contine 70% argile cenusii si silturi, 25 % gresii sublitice si 5% faciesuri microconglomeratice. Formatiunea de Bradulet are semnificative variatii de facies de la vest la est. Astfel, zona vestica are un continut mai ridicat de roci

ruditice. In zona estica, Raul Doamnei –Valsan este constituita din 80% argile bituminoase, asemanatoare faciesului de Pucioasa din Carpatii Orientali, 15% gresii sublitice si 5% marne, siderite si microconglomerate. Mineralele argioase sunt de tip: smectit (predominant), illit, caolinit, vermiculit. Au mai fost identificate fragmente de feldspati plagioclazi, cuart si gips. Continutul in materie organica (sursa: R.Roban, teza doctorat, 2010, BCU)

Formatiunea de Olanesti are un continut mediu de materie organica cuprins intre 2-4% max 5%. Valoarea medie calculata este de 4,53%, iar TOC aferent de 1,18%. Formatiunea de Bradulet are continut cuprins intre 4-8% cu maxime de 27%. Valorile medii calculate sunt de 7,37%, iar valoarea TOC dedusa este de 1,92%.

In Depresiunea Getica, au fost efectuate o serie de foraje de cercetare sau exploatare a resurselor de hidrocarburi. O parte din foraje au interceptat depozitele paleogene pe care le consideram cu potential gazeifer. Oligocenul a fost interceptat in intervalul 400-1150 m in zona in Corbişori – Domneşti. Documentatia se afla in posesia IGR si ANRM Unităţi intracarpatice (Tertiary Backarc Basin) 2A-4. Bazinul Transilvaniei

Depresiunea Transilvaniei constituie un bazin molasic neogen, de tipul Tertiary Backarc Basin

aproape circular, delimitat la est de lanţul eruptiv Neogen şi formaţiuni sedimentare ale Carpaţilor Orientali, la sud de Carpaţii Meridionali, iar la vest şi nord-vest de Munţii Apuseni.

Formatiunile ce includ argile cu potential gazeifere se întâlnesc la diferite nivele stratigrafice (Filipescu, 2001) :

La nivelul Eocenului: - Grupul Călata si Turea (Eocen mediu-superior) cu potential bituminologic

(calcare, gresii, marne si evaporite în facies marin de apă putin adâncă); La nivelul Oligocenului: - Formatiunea de Ileanda Mare (argile bituminoase , micrite, calcilutite, în faciesuri

marine, de self) ; - Formatiunile de Vima (Oligocen-Miocen inf.) si Chechis cu argile cu continut

organic, în facies marin.


CNR-CME


-

20

Aceste formaţiuni au fost interceptate şi prin foraje. Sinteza datelor de foraj indică existenţa a trei sisteme petrolifere (roci sursă si rezervoare); o parte din rocile sursă ar putea prezenta interes pentru shale gas, iar o parte din rezervoare, pentru tight gas (Krezsek C. et al.,2010).

1) La nivelul Badenian – Miocen superior, post eveniment evaporitic (12,000 km2) ele au următoarele trăsături: COrg 0.5% în medie, and TOC > 1~2%, Kerogen is type II and III , imatur din punct de vedere termic (Tmax = 423 - 436 0C). Termogazul ar putea fi generat în zonele cu gradient geotermic mai mare, indus de conductibilitatea mai ridicată a sării, în depozitele mezozoice. În centrul si estul bazinului biogazul si termogazul pot apare împreună.

2) Cretacic superior-Oligocen (5,000 km2) ; în Nordul BT, in lungul faliei Bogdan Vodă, în Formatiunea de Ileanda (cu TOC=1.07%,Tmax=420oC);

3) Mesozoic (2,5000 km2); în zona mediană a Dacidelor, la adâncimi cuprinse între 4 600 si 4 800m, în secvente carbonatice jurasice.

Alte trăsături: - Indicele de hidrogen (mg HC/gTOC), corelat cu tipul de kerogen acoperă valori cuprinse

între mai mare de 600 si mai mic de 50 sugerând roci sursă imature; - Reflectanta vitrinitului poate stabili, de asemenea, gradul de maturitate al petrotipurilor

bituminoase, daca acestea au intrat sau nu in fereastra de petrol (respective, gaze si, implicit temperatura maximă din cadrul treptei respective. La valori ale lui Ro mai mici de 0,6 ne aflăm intr-un stadiu de imaturitate. Sistemele mature au Ro între 0,6 si 1, 35.

x x x

- În structurile de la Deleni, Cloasterf, Filitelnic, Band, Ibănesti, Ernei, Dumbrăvioara,

Tg.Mures, Brâncovenesti TOC-ul se înscrie în intervalul 0,5-1 ceea ce indică un grad de maturare mediu spre scăzut.

- În structura de la Band, kerogenul este de tipul I si sugerează provenienta sapropelului din lipide acvatice;în structura de la Deleni (m2987) coexistă kerogen II cu III, ceea ce sugerează un sapropel marin, cu HI intre 200 si 300 si S2/S3 intre 10 si 15; Pentru structurile de la Filitelnic, Band , Ibanesti, Dumbravioara, Ernei, Tg.Mures, Brancovenesti cracarea


CNR-CME


-

21

materiei organice a avut loc la temperaturi cuprinse între 422 si 433 oC, ceea ce nu a permis o maturare suficientă (reflectanta vitrinitului oscilează între 0,2 si 0,6).

Sistemul depozitional a fost unul de mare adâncă, în facies de câmpie abisală, cu o rată de sedimentare relativ scăzută si energie de bazin redusă. În aceste conditii materia organică s-a putut acumula si, apoi, conserva în asa zisele orizonturi condensate.

Asemenea conditii reprezintă o premisă pentru aparitia de cuverturi sedimentare pe suprafete mari si cu grosimi notabile.

Unităţile de platformă, din forelandul carpatic (Foreland Basins):

2A-5. Platforma Moesică

Sedimentarea cuverturii Platformei Moesice s-a realizat în patru mari cicluri: Cambrian superior - Westphalian, Permian - Triasic, Toarcian - Senonian şi Badenian superior - Pleistocen. Acest interval a cuprins cea mai mare parte a Paleozoicului, pe parcursul căruia s-au acumulat depozite marine (gresii, argile, marne, calcare, dolomite) cu o grosime aproximativă de 6500 m . Potenţialul gazeifer al faciesurilor argilitice din Platforma Moesică diferă de la o vârstă la alta şi de la un sector bazinal, la altul, astfel. Principalele formaţiuni cu potenţial gazeifer sunt :

Formaţiunea argilelor de Ţăndărei (Ordovician-Silurian-Devonian inferior),Indicii geochimici din estul, cât şi din vestul platformei arată că această formaţiune se încadrează în categoria rocilor sursă efective ieşite din fereastra de petrol, aflate în faza în care mai generează condensat şi gaz uscat (stadiul de metageneză). Potenţialul generator al formaţiunii de Călăraşi este discutabil, rezultatele analizelor pe carotele examinate de la sondele Argetoaia, Chilii, Dârvari, Brădeşti, Râmeşti, Lişcoteanca (carbon organi – 0.12-1.7%; extract organic solubil – 0.008-0.042; hidrocarburi în extract – 32-75%; hidrocarburi în rocă – 32-468; sulf piritic-urme – 0.30; FeO-urme – 4.40; pH – 8.6-9.6) lăsând

deschisă ipoteza caracterului pronunţat de rocă sursă a acestor depozite.

Formaţiunea de Vlaşin (Namurian - Westphalian), Secvenţa care prezintă interes deosebit în privinţa potenţialului generator de hidrocarburi este suita argilitică bogată în detritus vegetal şi cu nivele de cărbuni cu stratificaţie încrucişată depusă în facies deltaic tidal.

Formaţiunea de Balş. Având în vedere caracterele petrografice (argile cenuşii negricioase, marne,

calcare argiloase şi gresii predominant cuarţoase) şi geochimice (carbon organic – 0.33-3.11%; bitumen A – 0.011-0.47%; sulf total – 0.24-2.14%; pH 7.5-9.5), de existenţa unor acumulări de hidrocarburi asociate şi de contextul stratigrafic, depozitele pelitice jurasice („şisturile cu Posidonia”) au fost considerate încă din primele faze ale cercetării platformei ca posibile roci generatoare.

In sectorul vestic, forajele de la Gârla Mare-Oprişor (Bazinul Lom-Băileşti) au interceptat formaţiuni argilitice, siltice, cu faună de bivalve în facies prodeltaic, deltaic şi neritic cu perspective slabe pentru atingerea , prin metageneză, a ferestrei de dry gas.


CNR-CME


-

22

În sectorul estic, mai multe foraje au interceptat Silurianul, în faciesul argilitelor cu graptoliţi. Grosimea Silurianului este f. variabilă, de la 713 m, la Ţăndărei (Est) la 380 m, la Optaşi (Vest). Sedimentele iniţiale au atins stadiul de metageneză. Faciesurile depoziţionale sunt bazinale, de condiţii euxinice.

Examenul comparativ al Reflectanţei vitrinitului (Ro%) şi IH (mgOil/gTOC) al formaţiunilor din sectoarele estic (Călăraşi-Ţăndărei) şi vestic (Bazinul Lom-Gârla Mare-Opriţor) scoate în evidenţă variaţiile notabile ale acestor parametri (sub zona ferestrei de gaz uscat-matur, pentru Oprişor şi Călăraşi şi, în zona ferestrei de gaz uscat, cu atingerea maturităţii necesare pentru termogas, in forajele de la Ţăndărei, Mangalia, Ianca, Făurei).

2A-6. Platforma Scitică (Platforma Bârladului),

Platforma Bârladului poate fi considerată o platformă tipică şi reprezintă extremitatea vestică a Platformei Est Europene . În literatura de specialitate, Platforma Bârladului mai este cunoscută şi sub alte denumiri: Depresiunea Bârladului (Murgoci, 1911) ca sector al Depresiunii Predobrogene, sau chiar Depresiunea Moldovenească, fiind considerată un sector al Platformei Moldoveneşti, Platforma Scitică (Săndulescu, 1984), Platforma Bârladului (Ionesi, 1994).

Cele mai vechi depozite care aparţin, probabil, cuverturii revin Silurian-Devonianului, pe când cele mai noi aparţin Romanianului şi Cuaternarului. Deşi depozitele paleozoice şi triasice sunt sumar cunoscute se pot contura, după analiza stivei sedimentare, mai multe cicluri:

I-Silurian- Devonian; II-Permian – Triasic; III-Jurasic – Cretacic -?Eocen; IV-Badenian superior –Romanian. La acestea se adaugă depozitele cuaternare.

Formatiuni de interes se găsesc la nivelul Ciclului I – Silurian-Devonian cu petrotipuri reprezentate prin argile (20-30%0 calcare (30-50%) şi gresii (30%). Ele au fost interceptate la adâncimi cuprinse între 900 şi 3800 m şi au o grosime de 25-30 m. Parametri organogenetici au valori medii cuprinse între 1-0 şi 2,4 pentru TOC (%) şi între 0,60 şi 3,5 pentru Ro (%-reflectanţa vitrinitului). Mediul depoziţional a fost unul bazinal-pelagic.


CNR-CME


-

23

2A-7. Platforma Moldovenească

Formaţiunile litostratigrafice dezvoltate în stiva sedimentară a Platformei Moldoveneşti,

care conţin secvenţe cu argile mai bogate în materie organică şi, implicit cele de tip gas shales (GS), sunt plasate la adâncimi mari (Paleozoic) sau mai apropiate de suprafaţă, cum sunt cele Neozoice, respectiv: -Argilitele bituminoase din Vendian; -Argilite şi gresii de culoare neagră din Cambrianul inferior; - Argilele negre din Silurianul mediu şi superior şi - Formaţiunea de Fălticeni-Boroaia (Volhinian); - Formaţiunea cu Cryptomactra (Basarabian); - Formaţiune de Bârnova-Muntele (Basarabian).

Fm. Argilelor negre din Silurianul mediu şi superior pot avea un potenţial notabil. Se gasesc la adâncimi variabile (400-2300m) şi ating grosimi care depăşesc 30-40 m. Petrografic reprezintă argile în alternanţă cu siltite şi gresii fine.Valorile TOC oscileaza între 0,7 şi 1,15, iar reflectanţa vitrinitului (Ro) între 0, 35 şi 1,6.

Condiţiile de acumulare corespund unui bazin marginal disoxic-anoxic. 2A-8. Platforma continentală a Mării Negre În România, pe continent, teritoriul Dobrogean este alcătuit din următoarele unităţi

tectonice: Platforma Scitică (Platforma Deltei Dunării), Orogenul Nord Dobrogean, Masivul Dobrogei Centrale şi Platforma Dobrogei de Sud (Ionesi, 1994).

Aceste unităţi continentale care se prelungesc la Est sub apele marine definesc şelful românesc a Mării Negre. O sinteză a rezultatelor cercetării şi a analizei carotelor provenite de la forajele efectuate în Platforma continentală a Mării Negre reţine următoarele formaţiuni şi vârste care pot avea un

potenţial în argile gazeifere: Formatiunea sisturilor cu

Graptoliti?. Silurian. Şisturile cu graptoliţi (argilite bituminoase) cu o grosime de 400 m; Este formaţiunea cu cel mai mare potential în argile gazeifere. Formatiunea argilitică neagră (. Jurasic mediu-Dogger constituie o unitate litostratigrafica bine reprezentata in intregul areal nordic (continuarea offshore

a Unitatii de Tulcea) al platformei continentale. Caracteristica acestei formatiuni o constituie dezvoltarea predominanta a rocilor pelitico-siltice, de culoare inchisa, intens tectonizate. Grosimea acestei formatiuni este, in general, greu de apreciat deoarece foarte multe foraje au fast oprite cu talpa in acest interval.

Formaţiunea argilitelor jurasic medii din sonda 3 Razelm sau chiar cele din depozitele argilitice de aceeasi varsta deschise din forajul de la Zebil (Sandulescu, 1984). Litologia formatiunii argilitice negre se remarca prin uniformitate, constand in mod predominant din argilite si argilite siltice, de culoare cenusiu inchis sau negricioase, adesea fin micafere, cu pirita fin diseminata.


CNR-CME


-

24

Formatiunea de Heracleea. Jurasic sup-Neocomian - marne cenusii, compacte, dure, cu nivele de imbogatire in carbonaţi, calcare, bogat fosilifere (ostreide).

Formatiunea de Lotus. Neocomian superior a fost evidentiata de forajele 18 Lotus si 10 Tomis, grosimile deschise fiind de 501 m si respectiv 441 m, dar fara a se reusi traversarea in intregime a acesteia. Litologic aceasta formatiune este constituita din argile si argilite siltice negricioase sau cenusiu-negricioase, mai rar cenusiu-cafenii, cenusiu-verzui sau maronii, compacte.

Formatiunea de Lebada. Albian superior-Cenomanian inferior. Cenomanianul imbraca mai multe tipuri faciesale: gresii fine la grosiere, nestratificate, bioturbate si calcare (Lebada Vest); marne in alternanta cu gresii fine (Unirea);

Formatiunea de Histria. Oligocen – include în procentaj extrem de ridicat argile si argilite (sericitice microgrezoase, marnoase microgrezoase, sideritice microgrezoase, tufacee microgrezoase), în care apar accidental dolomite sideritice microgrezoase si microcristaline. Este formaţiunea cu potenţialul cel mai bun.

Continutul în HC (ppm) creşte progresiv cu adâncimea, dar fără să respecte regula

proporţionalităţii. Sondele din perimetrele Lebăda vest, Midia, Albatros, Cobălcescu si Ovidiu au trecut de adâncimi de 2000 m – la care se pot anticipa grade de maturare si formare de termogaz. Valori notabile ale continutului TOC si HC-ppm de hidrocarburi au fost semnalate în sondele din perimetrele Lebada Est, Ovidiu si Cobălcescu :

Sistemul petrolifer Histria este un sistem petrolifer identificat (Şaramet, 2004), în a cărui componenţă intră subsistemul de generare–expulzare reprezentat de argilele oligocene şi subsistemul de migraţie–acumulare alcătuit din zăcămintele de hidrocarburi situate pe structurile Sinoe, Lebăda Vest, Lebăda Est, Pescăruş şi Delta. El poate avea un potenţial legat de prezenţa argilelor termo-gazeifere (TOC=0,95-3,93). Rocile sursă care au alimentat zăcămintele paleodepresiunii Histria sunt considerate a fi argilele oligocene. Ele pot avea un caracter gazeifer, tip shale gas. Valorile δ13C pentru ţiţeiuri sunt grupate între ele, sugerând o origine comună si sunt plasate pe diagrame între valorile δ13C a extractului de bitumen oxfordian de origine continentală şi extractele de bitumen oligocen de origine marină.

2B. Formaţiuni geologice cu potenţial în zăcăminte compacte, cu permeabilitate redusă (tight gas – TG)

Zăcămintele compacte cu permeabilitate redusă sunt în general cantonate în gresii, siltite, sau

calcare, au porozitatea cuprinsă între 5 şi 10% şi permeabilitatea sub 0,1 mD. Caracteristicile şi distribuţia zăcămintelor de gaze în formaţiuni compacte nu sunt

suficient de bine cunoscute în momentul de faţă şi totuşi conform estimărilor, resursele de ,,tight gas,, reprezintă cca 23% (208 mii miliarde mc) din totalul resurselor neconvenţionale ale lumii, distribuite astfel: America de Sud 4%, America de Nord 4,2%, Europa de Vest 1,1%, Europa Centrală şi de Est 0,3% ( 2,2 mii miliarde mc), fosta Uniune Sovietică 2,8% etc. [2.(B) -10]

In România, în Bazinul Transilvaniei formaţiunile geologice care îndeplinesc condiţiile pentru a fi definite ca purtatoare de tight gas au vârste geologice corespunzătoare Badenianului şi Sarmaţianului. Buglovianul din Bazinul Transilvaniei cuprinde complexul de strate ce se dezvoltă între tuful de Ghiriş şi tuful de Borşa – Turda. Depozitele se află în continuitate de sedimentare cu Badenianul şi sunt alcătuite, în general, din marne cu intercalaţii de gresii, nisipuri şi tufuri dacitice.

Condiţii de formare şi acumulare a gazelor naturale în Bazinul Transilvaniei oferă perspectiva descoperirii extinderii formaţiunilor compacte cu permeabilitate redusă şi în


CNR-CME


-

25

formaţiuni grezoase - calcaroase mai vechi, mult mai puţin permeabile decât cele din Miocenul mediu – aspect total ignorat în activitatea de explorare anterioară. Sinteza datelor din forajele care au traversat structuri gazeifere sarmaţiene, la adâncimi cuprinse intre 1000 – 3500 metri scoate în evidenţă următoarele caracteristici: Măsurătorile de porozitate în gresii cuarţoase compacte slab permeabile au indicat valori cuprinse intre 4,5 - 18,65 %. Descrierea distribuţiei pe dimensiuni a porilor, a strangulărilor din canalele de curgere, a caracteristicilor reţelei de pori si stabilirea relaţiei dintre structura porilor si potenţialul de curgere al zăcământului evidenţiază că ponderea strangulărilor in volumul total de pori este foarte mare şi nu există o buna interconexiune a porilor. Microporozitatea reprezintă peste 50% din porozitatea totala. Permeabilitate absoluta de sub 1mD ( intre 0,03-0,76 mD) poate ajunge şi la valori de peste 1mD. Compoziţia mineralogică: argile ( intre 3 - 26 % ), cuarţ, muscovit ( 0,7 – 9 %), ilit ( 0,6 - 7 ), clorit ( 0,9 - 4,5% ) smectite ( 0-3,5 % - şi indică susceptibilitatea acestor roci de a se se gonfla in prezenţa apei sau a unor fluide apoase, reducând considerabil permeabilitatea); conţinutul in calcit si dolomit variază intre 1 –33 %, fiind dominant in cimentul dintre granule (acestea, slab sau moderat sortate).

2C - Gaz metan asociat stratelor de carbuni (MASC, CBM) din România

Metanul asociat stratelor de carbuni (rom. MASC; eng. Coal Bed methane – CBM sau Coal Seam Gas - CSG) este un gaz generat natural in urma proceselor de alterare suferite de materia organica generatoare de carbuni Metan (CH4, MASC), Bioxid de carbon (CO2, eng. Blackdamp), Monoxid de carbon (CO), Etan, Hidrogen (H2), Azot (N2), Radon (Rn).

Formatiunea de Steierdorf de vârsta Jurasic inferior (Hettangian-Sinemurian), din cadrul zonei sedimentare Resita – Moldova Noua (Bazinul Resita) este o formatiune continentala, de depresiune intramontana, reprezentata prin conglomerate, microconglomerate, gresii, argile, tufuri si strate de carbuni (în numar de opt, huile cocsificabile), cu o grosime ce variaza între 60-250m.

Aceasta formatiune purtatoare de carbuni (huile cocsificabile) întruneste urmatoarele caracteristici semnificative pentru extractia MASC prin mai multe optiuni:

a. rezervele de huile sunt pe departe de a fi epuizate prin exploatarea anterioara; b. reservele de MASC sunt

apreciabile, luandu-se în considerare istoricul exploatarilor miniere din zona ce atesta o generare masiva si permanenta de MASC în lucrarile subterane.

c. adâncimea maxima a lucrarilor miniere a atins 1300m, cea mai mare adâncime de exploatare a carbunilor dîn Europa de Est. Structurile purtatoare de carbuni (Sectorul Bradet, 2


CNR-CME


-

26

Vest, 3 Vest, Zona Noua, Anticlînalul Anîna) se continua în adâncime, peste 1300m, de la aceasta adâncime stratele de carbuni fiind ne-exploatate înca.

d. Formatiunea de Steierdorf este puternic cutata si faliata, gasindu-se în contact stratigrafic si tectonic cu Formatiunea de Uteris de virsta Pliensbachian – Toarcian mediu, reprezentata prin sisturi bituminoase, puternic metanifere la rîndul lor.

e. Orizonturile de exploatare se gaseau sub acviferele carstice gazduite de formatiunile carbonatice post-liasice si ele în 2006 erau înca sigilate. Chiar la o înundare eventuala a orizonturilor înferioare, extractia MASC poate fi efectuata în bune conditii. Tot aceste formatiuni carbonatice reprezinta si un ecran împotriva pierderii de MASC prin infiltrare spre suprafata.

Infrastructura zonei centrale a Bazînului Resita este de tip îndustrial (minier) si permite echiparea corespunzatoare a forajelor de extractie. 2D: Gaz hidratii din Platforma continentala a Marii Negre

Gaz hidratii sau hidratii gazosi sau clatrati, reprezinta o structura solida, sub forma de apa

inghetata, care poate stoca molecule de gaz, predominant metan, in conditii de temperatura joasa si presiune ridicata.Natura gazelor stocate poate fi biogenă, termogenă sau vulcanogenă. Gazele de natură biogenă sunt cele mai frecvente, şi sunt prezente în bazinele marine în zone cu adîncimi variabile ale apei.

In ceea ce priveste zona exclusiva a Romaniei la Marea Neagra au fost puse in evidenta numeroase seep-uri de gaze si vulcani noroiosi, dar nu cu un volum semnificativ degajat, asa cum se intampla pe panta continental a Ucrainei.

- Emisiile de gaze din Marea Neagră (în special metan) sunt prezente la toate intervalele de

adâncime, de la zona litorală spre zona de self, în zona de flexură continentală, pe panta continentală şi chiar în zonele abisale de adâncime maximă, asociate vulcanilor noroiosi, caz în care emisiile pot avea si un caracter episodic.

- Echipamentele de cartare a emisiilor de gaze sunt sonare mono- şi multifascicul, după care, prin măsurători cu sensori specializaţi pentru metan, se pot efectua determinări in situ ale concentraţiilor acestuia.


CNR-CME


-

27

- In zona selfului românesc al Mării Negre investigaţiile seismo-acustice efectuate cu echipament de tip sondor de sedimente (sub-bottom profiler) au relevat existenţa unor cîmpuri în care faciesurile seismo-acustice sunt tipice pentru prezenţa gazelor în sedimentele superficiale. Datele de seismică de reflexie (proiect Blason 1), arata ca gazele sunt prezente în sedimente la adâncimi mai mari de 1300 m, ceea ce sugerează un aport de origine termogenă.

- Studiile geologice si geofizice intreprinse in Marea Neagra pentru gaz hidrati au aratat ca acumularea acestora are loc in structura conurilor turbiditice submarine, care pot fi afectate de fracturi majore sau de falii minore, care insotesc fracturile majore.

- Daca in zona de self degajarile de gaze apar ca pockmarks, pe panta continentala acestea apar de lungul unor structure submarine de tip canal – leveu gaz hidratii fiind localizati in acumulari de sedimente grosiere care formeaza umplutura canalelor ingropate.

- Studiile intreprinse de-a lungul timpului in Marea Neagra au aratat ca metanul, ca gaz dominant, in cea mai mare parte este de origine biogena el fiind predominant si in acumularile de gaz hidrati.

- Pentru gazele acumulate in zona de self originea este clar microbiana si provine din degradarea materiei organice din sedimentele de fund de origine fluviatila.

- Acumularile de gaze localizate in zona selfului extern si la partea superioara a pantei continentale provin tot din degradarea unor depozite sedimentare bogate in materie organica, dar care s-au acumulat in aceasta zona in perioada in care nivelul Marii Negre era cu peste 100 m mai jos decat cel actual. Gazele au putut migra spre suprafata de-a lungul unor fracturi, cu dimensiuni variabile.

- Dupa Vasiliev, Dimitrov (2002) suprafata susceptibila de rezerve de gaz hidrati este de 288100 km2, adica, 68 % din suprafata totala a Marii Negre, volumul de gaz metan fiind estimate la 1 – 5 x 1012 m3 .

- Volumul echivalent în metan al acumulărilor de hidraţi a fost estimat, in limite foarte largi. Acestea sunt: 12 ± 3 x 1011 m3 de metan pentru zona conului abisal al Niprului;

- 6.945 x 108 m3 de metan pentru zona conului abisal Dunării; 4.8 km3 sau 0.1 – 1 x 1012 m3 de metan.

Bibliografie selectivă

Carpaţii Orientali Amadori M. L., Belayouni H., Guerrera F.,Martıin Manuel, Martin-Rojas I., Miclăus Crina, Raffaelli G. (2012)

New data on the Vrancea Nappe (Moldavidian Basin, Outer Carpathian Domain, Romania): paleogeographic and geodynamic Reconstructions. Int.J.Earth Sci. (Geol Rundsch) . Springer Verlag.

Anastasiu N., Marius P., Vârban B. (1995) – Facies analysis on Oligocene Formations from Outer Flysch Zone (the East Carpathians); a reconsideration. Asoc. Geol. Carp. – Balk., Congr. XV, 4, p. 317 – 323, Atena

Anastasiu N., Popa M. (1998) – Sedimentary cycles in the Lower – Middle Miocene sequen-ces from the carpathian Foredeep, hyerarchy and depositional facies by case studies. în „15th International Sedimentological Congress”, abstracts, Univ. de Alicante.

Anastasiu N., Filipescu S., Brânzilă M., Roban R-D., Seghedi A. , 2011. Studiul geologic, evaluare regionala si posibilitati de valorificare a argilelor gazeifere din Romania (o resursa neconventionala-I). Raport, Arhiva DGRM-MECMA,ANRM. 343 p.

Dicea O., Ionescu N., Morariu D. C. (1991) – Cadrul geologic de formare a acumulărilor petrol şi gaze în principalele bazine sedimentare din România. Bul. tehnico-ştiinţific S.C. „Prospecţiuni” S.A., Bucureşti

Grasu C., Catană C., Grinea D. (1988) – Flişul carpatic. Petrografie şi consideraţii economi-ce. Editura Tehnică, Bucureşti

Matenco L, Kre´zsek C, Merten S, Schmid S, Sierd Cloetingh S, Andriessen P (2010) Characteristics of collisional orogens with low topographic build-up: an example from the Carpathians. Terra Nova 22:155–165


CNR-CME


-

28

Matenco, L., Bertotti, G., 2000. Tertiary tectonic evolution of the external East Carpathians (Romania). Tectonophysics 316, 255e286.

Mutihac V., Mutihac G. (2010) – The geology of Romania. Editura Did.Pedag., Bucureşti, 690 p. Paraschiv D. (1975) – Geologia zăcămintelor de hidrocarburi din România. Inst. Geol. şi Geofiz., St. tehnico-

econom., seria A/10, Bucureşti Popescu B. (1995) – Romania’s petroleum systemes and their remaining potential. Petroleum Geoscience, 1, London Rabagia, T., Roban, R.-D., Tarapoanca, M., 2011. Sedimentary records of paleogene (Eocene to Lowermost Miocene)

deformations near the contact between the Carpathian thrust belt and Moesia. Oil & Gas Science and Technology 66, 931e952.

Săndulescu M. (2011) – Lithostratigraphic correlation table of the Oligocen-Miocen Formations of the Marginal Folds and Subcarpathian Napps (East Carpathians). Rev.Roum.Geologie.T.53-54,2010-2011, p. 89-97. Bucuresti.

Carpaţii Meridionali

Bucur, I.I., 1997. Formatiunile mesozoice din zona Resita-Moldova Noua. Cluj-Napoca. Nastaseanu, S., 1964. Prezentarea hartii geologice a zonei Resita-Moldova Noua. Anuarul Comitetului Geologic

XXXIII, 291-342. Popa, M.E., 2009. Late Palaeozoic and Early Mesozoic continental formations of the Resita Basin. Bucharest:

Editura Universitatii din Bucuresti. Raileanu, G., Nastaseanu, S., Dinica, A., 1961. Geologia regiunii cuprinse intre Valea Nerei si Dunare. VI, 7- 26.

Depresiunea Getică

Dicea,O., (1996), Tectonic setting and hydrocarbon habitat of the Romanian external Carpahatians, In Ziegler P.A.

and Horvath F. (Eds), Peri-Thetys Memoirs: Structure and prospects of Alpine basis and forelands. Mémoires du Musée National d’Histoire Naturelle, 170, p. 403-425.

Jipa, D.C., (ed) (2006), Bazinul Dacic, arhitectură sedimentară, evoluţie, factori de control,Geoecomar ed.,306p. Matenco,L. (1997) Tectonic evolution of the Romanian Outer Carpathians: Constraints from kinematic analysis and

flexural modeling. PhD thesis, Vrije University - Amsterdam, 160 pp. Morariu D.C., Teodortescu, D.E. (1988) Raport geologic privind zona Valea Argeş – Valea Vâlsan, jud. Argeş,

Arhiva Prospecţiuni S.A. (Unpublished). Ragagia,T., Matenco L. (1999) Tertiary Tectonic and Sedimentological Evolution of the South Carpathian Foredeep:

Tectonic versus Eustatic Control. Marine and Petroleum Geology, 16, p. 719-740. Roban,R.D.,Melinte,M.C. (2005) Paleogene Litho- and Biostratigraphy of the NE Getic Depression (Romania),

Acta Palaeontologica Romaniae v. 5, p. 423-439.

Bazinul Transilvaniei

Anastasiu N., 2011. „O evaluare regională a şisturilor bituminoase din România- Bazinul Transilvaniei”. Raport geologic. Arhiva CATMIN, Univ.Bucuresti. 74 p.

Ciulavu, D., Bertotti, G., 1994. The Transylvanian Basin and its Upper Cretaceous substratum, Rom. Journ. Tectonics 75 (2), Bucharest, 59-64.

Ciulavu, D., Dinu, C., Szakács, A., Dordea, D., 2000. Neogene kinematics of the Transylvanian Basin, Romania. AAPG Bulletin 84 (10), 1589-1615.

Dinu, C., Mocanu, V. (Eds.), Geological and Hydrocarbon potential of the Romanian areas, Bucharest Geosciences Forum 1, pp. 36-70.

Filipescu, S., 2001. Cenozoic lithostratigraphic units in Transylvanian. In: Bucur, I., Filipescu, S., Săsăran, E. (Eds.), algae and carbonate platforms in western part of Romania. Field trip guide book 4th Regional Meeting of IFAA, Cluj-Napoca, Romania, Cluj Univ. Press, pp. 77- 92.

Ionescu, N., 1994. Exploration history and hydrocarbon perspectives in Romania. In: Popescu, B.M. (Ed.), Hydrocarbons of eastern-central Europe. Spriner-Verlag, Berlin, pp. 217-248.

Krezsek C, Filipescu S, Silye L, Matenco L, Doust H. 2010. Miocene facies associations and sedimentary evolution of the Southern Transylvanian Basin (Romania): Implications for hydrocarbon exploration. Marine and Petroleum Geology, 27, 191–214.

Petrescu, I., Ghergari, L., Mészáros, N., Nicorici, E., Şuraru, N., (Eds.), 1989. The Oligocene from the Transylvanian Basin, Romania. Geological Formations of Transilvania, Romania 2, Cluj-Napoca, Romania, 636 pp.

Tari, G.C., Dövényi, P., Dunkl, I., Horváth, F., Lenkey, L., Ştefănescu, M., Szafián, P., Tóth, T. (1999): Litospheric structure of the Pannonian basin derived from seismic, gravity and geothermal data. In: Durand, B., Jolivet,


CNR-CME


-

29

L., Horváth, F., Séranne, M. (Eds.), The Mediterranean Basins: Tertiary extension within the Alpine Orogen, Geol. Soc. Spec. Publ. 156, pp. 215-250.

Platforma Moesică

Iordan, M., 1982. Biostratigraphy of the Silurian in the Romanian Carpathian foreland. Lucrările Sesiunii Ştiinţifice “Grigore Cobălcescu”, octombrie 1981, Universitatea “Al. I. Cuza”, Iaşi: 191-197. Matreşu, J., 2004. Evolutia tectonica a Platformei Moesice. Unpublished PhD thesis, Bucharest University, 124 pp. Paraschiv, D., 1979. Platforma Moesică şi zăcămintele ei de hidrocarburi. Editura Academiei, Bucureşti, 195 pp. Seghedi, A., Vaida, M., Iordan, M. & Verniers, J. 2005 a. Palaeozoic evolution of the Moesian Platform, Romania: an overview. Geologica Belgica 8/4, 99-120. Veliciu S., B.Popescu , 2012 - Are the Paleozoic Plays the Future of Unconventional Gas in Romania? An Attempt of Assessing the Resource. Oil Forum, Presentation, nov. Ramada. Vinogradov C., Sindilar V., Olaru R., Stan L., Popescu M., Arsene Ş., 1998. Source Rocks in Central Moesian Platform - Impact on Hydrocarbon Accumulations. Analele Universităţii Bucureşti - Geologie - Anul XLIII, pag. 11-20, Editura Universităţii din Bucureşti, 1998. Visarion, M., Săndulescu, M., Stănică, D. & Veliciu, Ş., 1988. Contributions a la connaissance de la structure profonde de la plateforme Moesienne en Roumanie. Studii Tehnice şi Economice, Seria Geofizică, D, 15: 211-222.

Platforma Moldoveneasvă şi Platforma Bârladului

Balteş N.,1983-Roci sursă de hidrocarburi în Depresiunea Bârladului; Rev. Mine Petrol şi Gaze , nr.11: Brânzilă M.(1999) – Geologia părţii sudice a Câmpiei Moldovei,Ed.Corson, Iaşi Cirimpei C., 2009. Studiul litostratigrafic al depozitelor de vârstă Jurasic şi Cretacic din Depresiunea Bârladului. Teza de doctorat, Univ. Bucureşti. Grasu C.,Brânzilă M.,Miclăuş C.,Boboş I. (2002) –Sarmaţianul din sistemul bazinelor de foreland ale Carpaţilor Orientali,Ed.Tehnică Bucureşti Ionesi L.(1994) – Geologia unităţilor de platformă şi a orogenului Nord-Dobrogean, Ed.Tehnică,Bucureşti Paraschiv D.(1985) – Stadiul actual de cunoaştere a formaţiunilor precambriene şi paleozoice din Platforma Moldovenească, M.P.G..11. Pătruţ I. (1982) – Le Silurien de la Plateforme Moldave et sa position dans le cadre geologique regional. Lucr.ses. “ Gr.Cobâlcescu” Iaşi.

Platforma continentala a Mării Negre

Dinu, C., Wong, H.K., Tambrea, D., and Matenco, L., 2005, Stratigraphic and structural characteristics of the Romanian Black Sea shelf: Tectonophysics, v. 410, p. 417-435. Ionescu, G., Sisman Maria, Cataraiani Rodica, 2002. Source and reservoir rocks trapping mechanisms on the romanian Black Sea shelf, Geology and tectonics of the romanian Black Sea shelf and its hidrocarbon potential, Special volume nr. 2, p. 67-83. Munteanu, I., Matenco,L., Dinu,C., Cloetingh, S., 2011. Kinematics of back arc inversion of the Western Black Sea Basin, Tectonics, 30, TC5004, doi:10.1029/2011TC002865. Şaramet, M., Gavrilescu, Ghe., Crânganu, C., 2005. The role of oligocene formations in hydrocarbon generation and accumulation in the Histria petroleun system of the Romanian shelf of Black Sea, Northeastern Geology & Environmental Sciences, Oklahoma, v. 27, no. 4, 2005, p. 295-301. Tambrea, D., 2007, Subsidence analysis and thermo-tectonic evolution of Histria Depresion (Black Sea). Implications in hidrocarbon generation . [PhD thesis]: Bucharest, University of Bucharest.

Tight gas [2.(B) -1] „Lithofacies and petrophysical properties of Mesaverde tight-gas sandstones in Western U.S. basins. Lithofacies petrophysical properties tight— basins” by Robert M. CluffThe Discovery Group, Inc John C. Webb, Daniel A. Krygowski, Stefani D. Whittaker, Alan P. Byrnes KGS-now Chesapeake Energy 2009 SPE/AAPG/SEG Workshop: From Macro to Micro –the description and analysis of tight gas sand reservoirs, 29-30 June 2009, Denver, CO [2.(B) -5]SPE 110050 ,,A Comparative Study of Capillary-Pressure-Based Empirical Models for Estimating Absolute Permeability in Tight Gas Sands,, - J.T. Comisky, SPE, Apache Corp., K.E. Newsham, SPE,


CNR-CME


-

30

[2.(B) -8] E. R. (Ross) Crain, P.Eng. - Crain’s Petrophysical Handbook [2.(B) -9] http://www.scribd.com/doc/7842266/Depresiunea-Transilvaniei [2.(B) -11] CRAIN'S PETROPHYSICAL HANDBOOK SPECIAL CASES -- ,,TIGHT GAS RESERVOIRS,

[2.(B) -12] ,,Tight Gas Sandstone: Is it Truly Unconventional?,, - Oil and Gas Evaluation Report - Obsidian Energy Company, LLC

Coal Bed methane Hunt, J.M., 1979. Petroleum Geochemistry and Geology. W. H. Freeman and Company, San Francisco. Popa, M.E., 2009. Late Palaeozoic and Early Mesozoic continental formations of the Resita Basin. Bucharest

Unuiversity Peess, Bucharest. Rightmire, C.T., 1984. Coalbed methane resource, in: Rightmire, T., Eddy, G.E., Kirr, J.N. (Eds.), Coalbed methane

resources of the United States, pp. 1-13. Thomas, L., 2013. Coal Geology, 2 ed. John Wiley and Sons, Oxford.

Gaz hidraţi Bohrmann, G., Ivanov, M., Foucher, J. P. et al., 2003. Mud vulcanoes and gas hydrates in the Black Sea: new data

from Dvurechenskii and Odessa mud volcanoes. Geo-Marine Letters, vol. 23, no. 3-4, 239-249. Egorov V. N., Artemov Y. G., Gulin S. B., Polikarpov G. G. 2011. Methane seeps in the Black Sea: discovery,

quantification and environmental assessment. J. Black Sea/Mediterranean Environment, 17(2), 171-185. Ion G., Lericolais G., Nouzé H., Panin N., Ion E. 2002. Seismo-acoustic evidence of gases in sedimentary edifices

of the paleo-Danube realm. CIESM Workshop Series 17: 91-95. Ivanov MV, Pimenov NV, Rusanov II, Lein AYu (2002) Microbial processes of the methane cycle at the north-

western shelf of the Black Sea. Estuarine, coastal and shelf science 54: 589-599. Pape T., Bahr A., Klapp S.A., Abegg F., Bohrmann G. (2011) High-intensity gas seepage causes rafting of shallow

gas hydrates in the southeastern Black Sea. Earth and Planetary Science Letters 307, 35-46. doi:10.1016/j.epsl.2011.04.030.

Popescu I., De Batist M., Lericolais G., Panin N. 2004. Gas and hydrate occurences in the western Black Sea. Geophysical Research Abstracts, Vol. 6, 04652, SRef-ID: 1607-962, EGU04-A- 04652c. European Geosciences Union 2004. Popescu I., Lericolais G., Panin N., De Batist M., Gillet H. 2007. Seismic expression of gas and gas hydrates across

the western Black Sea. Geo-Marine Letters, Volume 27, Numbers 2-4, 1 – 30. Vassilev A, Dimitrov L (2002) Spatial and quantity evaluation of the Black Sea gas hydrates. Russ Geol Geophys

43/7: 672-684. AUTORI : Nicolae ANASTASIU - Coordonator 2A Formaţiuni geologice cu potenţial în gaze de şist (shale gas-SG) 2A-1.Carpaţii Orientali: Nicolae ANASTASIU , Mihai BRANZILA 2A-2. Carpaţii Meridionali: Mihai POPA 2A-3. Depresiunea Getică: Nicolae ANASTASIU 2A-4. Bazinul Transilvaniei: Nicolae ANASTASIU 2A-5. Platforma Moesică cu extinderea sa în Dobrogea de Sud : Antoneta SEGHEDI,

Nicolae ANASTASIU 2A-6. Platforma Scitică (Depresiunea Bârladului) : Mihai BRANZILA, Daniel TABARA 2A-7. Platforma Moldovenească: Mihai BRANZILA, Daniel TABARA 2A-8. Platforma continentala a Marii Negre: Mihai SARAMET, Corneliu DINU, Ioan

MUNTEANU 2B Formaţiuni geologice cu potenţial în rezervoare compacte-

(tight gas - TG): Nicolae PAVLOVSCHI, Maria FLOREA 2C Formaţiuni geologice cu potenţial în Cărbuni gazeiferi (Coal Bed Methane- CBM): Mihai POPA 2D Gaz hidratii din Platforma continentala a Marii Negre: Gheorghe OAIE


CNR-CME


-

31

3. ECHIPAMENTE, TEHNICI SI TEHNOLOGII, UTILAJE, TEHNICI ŞI TEHNOLOGII SPECIFICE PRIVIND FORAJUL, COMPLETAREA ŞI

EXPLOATAREA SONDELOR DESTINATE FORMAŢIUNILOR NECONVENŢIONALE DE GAZE

3.1. Zăcăminte neconvenţionale de gaze. Generalităţi

Resursele neconvenţionale de gaze naturale pot fi găsite în imediata vecinătate a

zăcămintelor convenţionale de petrol şi gaze şi chiar în combinaţie cu ele. Contrar zăcămintelor convenţionale de gaze, care sunt capcane structurale sau stratigrafice bine definite, resursele neconvenţionale, în cele mai multe cazuri, nu sunt bine delimitate spaţial şi se pot extinde pe zone mari, în bazine de sedimentare.

Zăcămintele gazifere cu gaze blocate („tight-gas”), cu gaze de şist („shale gas”) şi cu gaze de strat de cărbune („coal-bed gas”) fac obiectul unei atenţii deosebite în actualele condiţii de creştere a necesarului de gaze din Europa, dar şi din S.U.A., Canada şi pe continetul asiatic.

Gazul de şist este, în general, cel mai cunoscut „gaz neconvenţional” datorită evoluţiei spectaculoase a producţiei sale în S.U.A., unde s-a produs „revoluţia gazului de şist” care a schimbat „peisajul energetic” al Americii de Nord, prin creşterea producţiei de gaze de şist de la 1 % din totalul producţiei de gaze a S.U.A., la 20 %, în 2009, cu o prognoză de creştere continuă până la circa 50 %, în anul 2035. Adăugarea „gazului neconvenţional” la producţia de gaze naturale a permis Statelor Unite, unul din cei mai mari consumatori de energie ai lumii, să acopere din ce în ce mai mult cererile ei de energie pentru nevoi casnice. 3.2. Alternative ale programelor de construcţie ale sondelor

La ora actuală, pentru exploatarea gazelor de şist se folosesc atât foraje verticale cât şi foraje cu devieri mari (în această categorie sunt incluse, în general, sondele care au înclinări faţă de verticală mai mari de 600 pe o lungime semnificativă a traiectului). În limba engleză se folosesc în mod curent sintagmele Extended Reach Wells (ERW) şi, mai ales, Extended Reach Drilling (ERD), care s-ar traduce prin sonde, respectiv foraje cu acţiune extinsă.

Primele sonde cu înclinări mari, unele chiar cu extensii orizontale, au fost forate în anii 1950 - 1969 în fosta URSS (Azerbaidjan, Başchiria, Ucraina Subcarpatică, Siberia Occidentală), în vederea creşterii debitelor de petrol. Majoritatea aveau adâncimi şi deplasări mici, şi nu erau tubate în dreptul stratului productiv. Dar adevărata dezvoltare a sondelor cu deplasări mari (Canada, Alaska, Venezuela, Indonezia, Siberia Occidentală, California, sudul Angliei etc.) a început după 1980. S-a ajuns, astfel, ca în jurul anului 2000, ponderea acestora să depăşească 7 % din totalul sondelor forate în lume [3.26].

La noi în ţară au fost săpate sonde orizontale începând din anul 1995, cu sonda 1 Clejani. Sonde dirijate şi orizontale a realizat, cu precădere, S.C. Foraj Sonde Tg. Mureş. Astfel, în perioada 2008 - 2012, întreprinderea a realizat un număr 34 de astfel de sonde.

Tendinţa, în viitor, se bazează mai mult pe forajele orizontale, ţinându-se seama de extinderea şi de expunerea optimizată a formaţiunii geologice în acest caz. La ora actuală, combinarea forajului orizontal cu operaţia de fisurare hidraulică, executată în mai multe etape, a condus la o creştere semnificativă a productivităţii sondelor de gaze de şist. Pentru a calcula punctele caracteristice profilului sondelor orizontale vom utiliza următoarele elemente deja cunoscute: adâncimea verticală a sondei H = 2000 m; adâncimea şiului coloanei de ancoraj h1 = 500 m; adâncimea la care se află punctul de iniţiere al devierii (de


CNR-CME


-

32

la şiul coloanei de ancoraj) h2 = 1 000 m; lungimea secţiunii orizontale a3 = 500 m; intensitatea devierii în plan vertical iv = 1°/10 m. În tabelul 3.2.1 sunt prezentate valorile determinate cu ajutorul relaţiilor clasice de calcul.

Tabelul 3.2.1. Estimarea valorilor caracteristice ale punctelor

Inţierea devierii

(A)

Lungimea forată, l

Înălţimea, h Inclinarea,

Deplasarea orizontală, a

h1+ h2 = 1500 m h1+ h2 = 1500 m

0 0

Finalul devierii

(B)

lB = h1 + h2+ 180

R =

2400 m

hB = H = 2000 m = 90º a2 = R =

= 573 m

Ţinta (T) lT = h1 + h2+

180R +

a3 = 2900 m

H = 2000 m = 90º A = R +a3 = = 1073 m

O schemă tipică privind tehnologia forajului orizontal ar putea fi cea din fig. 3.2.1 [3.74].

Fig. 3.2.1. Schema de foraj a gazelor de şist [3.74] Profilul sondelor ERD (Extended Reach Drilling) este alcătuit dintr-un interval vertical, continuat apoi cu un interval curbiliniu crescător până la circa 600, cu o deplasare mare (2000 - 4000 m), urmat de un interval curbiliniu crescător până la orizontală şi un interval orizontal propriu-zis de lungime mare. Programul de construcţie constă din trei-patru coloane care trebuie să închidă primele intervale, urmând ca porţiunea orizontală să fie echipată conform condiţiilor întâlnite în stratul productiv.

În figura 3.2.2 este prezentat un program de construcţie a unei sonde cu rază extinsă de acţiune (ERW - Extended Reach Wells), realizată în România [3.17, 3.18].


CNR-CME


-

33

Fig. 3.2.2. Program de construcţie al unei sonde ERW realizate în România (2)

Trebuie să menţionăm şi faptul că, la ora actuală, în lume se realizează platforme de lucru (pad-uri), pentru care se asigură facilităţi precum drumuri de acces, surse de apă, surse de energie, staţii de preparare şi condiţionare a fluidelor de foraj, staţii de prelucrare a detritusului şi solidelor din fluidele de foraj, staţii de filtrare şi de epurare a apelor uzate etc. Instalaţiile de foraj sunt închise ca o hală industrială, cu protecţie antinoxe, antifonică, cu un design care le permite încadrarea şi în peisajele citadine [3.18, 3.41, 3.71, 3.74].

3.3. Garnitura de foraj Este binecunoscut faptul că, pentru forajul sondelor verticale sau cu înclinări moderate

(sub 500 – 600), apăsarea pe sapă se realizează cu aproximativ 75 % din greutatea prăjinilor grele. La sondele cu înclinări mari şi la cele orizontale, apăsarea pe sapă se reduce din cauza

frecărilor dintre garnitură şi peretele inferior al găurii de sondă (în acest caz, o parte din prăjinile grele se sprijină pe peretele inferior al găurii de sondă, astfel că numai o parte din greutatea lor se transmite la sapă).

Se desprinde, astfel, ideea că realizările tehnice au trebuit să răspundă la solicitări care par uriaşe la prima vedere. Ne referim la tracţiune, încovoiere, oboseală provocată de încovoieri ciclice şi vibraţii, îmbinări supuse la presiune internă foarte mare şi la torsiune prin transmiterea unor cupluri uriaşe la sapă etc. Amintim câteva jaloane ale acestor realizări tehnice cu privire la componenţa garniturii de foraj, care au constituit un important „reazem” al reuşitelor din domeniul forajului, în general, al celui dirijat şi orizontal, în special:

sudura prin fricţiune, pentru fixarea îmbinărilor la corpul prăjinii, care a rezolvat în mare parte problema concentrărilor de eforturi şi a ruperilor garniturii;

creşterea lungimii îngroşării interioare la îmbinare (internal upset) şi a căptuşelii interne din plastic, care au rezolvat problema pierderii etanşeităţii şi a ruperilor;

metalurgia high-strength pentru realizarea unor componente sau a întregii prăjini, privitoare la creşterea rezistenţei la coroziune şi a celei mecanice;

îmbinarea cu umăr dublu (double shouldered), care asigură transmiterea unui cuplu mai mare cu peste 40 % faţă de NC clasice (momente de peste 80 000 N m), o etanşare perfectă metal pe metal şi o reducere importantă a căderilor de presiune (diametrul exterior este mai mic, iar cel interior este mai mare (fig. 3.3.2);


CNR-CME


-

34

îmbinări nestandardizate, care schimbă tipul filetului şi reduc raportul diametrelor exterior /interior, astfel încât să se reducă presiunea de circulaţie, să crească suprafaţa utilă de preluare a sarcinilor axiale şi de transmitere a momentelor de torsiune etc.;

creşterea grosimii de perete până la 100 %, în vederea creşterii rezistenţei la tracţiune la peste 100 000 daN;

folosirea unor materiale mai uşoare precum titanul, aluminiul, materiale compozite, în vederea reducerii solicitărilor de torsiune şi axiale provocate de frecare, în sondele ERW.

3.4. Fluide de foraj compatibile cu formaţiunile geologice traversate

Desigur că, indiferent de tipul sondei - verticală, direcţională sau orizontală - fluidul de foraj indeplineşte aceleaşi funcţii: degajarea tălpii de detritus, evacuarea detritusului, asigurarea stabilitatii pereţilor găurii forate, asigurarea contrapresiunii pe strat şi răcirea dispozitivului de dislocare. Pentru sondele direcţionale şi orizontale se impun însă şi exigenţe specifice legate de intensităţile de deviere severe (sunt recomandabile fluidele cu proprietăţi lubrifiante accentuate), evacuarea detritusului (pentru a preveni depunerea gravitaţională a particulelor solide pe peretele inferior al găurii de sondă), riscul de prindere în dreptul stratelor productive (se accentuează odată cu creşterea înclinării sondei), depunerea baritei în perioadele de întrerupere a ciculaţiei (se accentuează riscul pierderilor de circulaţie ori al manifestărilor eruptive), distribuţia diferită a tensiunilor (densitatea optimă a noroiului trebuie să ţină seama de asigurare stabilităţii pereţilor şi evitarea fisurării rocilor etc.) ş.a.

Tipuri de fluide

Fluidul de deschidere colmatant este realizat pe baza unui sistem care nu conţine argilă. Aceste fluide se formează din soluţia uneia sau a mai multor săruri, în care se adaugă trei aditivi principali:

primul este o suspensie concentrată de polimeri care asigură proprietăţi reologice şi de gelaţie;

al doilea - un produs pulverulent format din polimeri şi materiale tensioactive - cu rolul de a menţine în suspensie materialul de podire;

al treilea aditiv - materialul de podire - este, de fapt, pulbere de carbonat de calciu cu o compoziţie granulometrică într-o gamă de dimensiuni foarte largă, de la 1 la 200 microni.

Densitatea acestor fluide este stabilită, în principal, în funcţie de densitatea soluţiei sau amestecului de soluţii folosite la preparare şi, în secundar, în funcţie de cantitatea de carbonat de calciu. Fluidele proiectate pentru deschiderea stratului productiv şi realizarea completării trebuie să îndeplinească, în plus, anumite funcţii (pe lângă cele îndeplinite de un fluid obişnuit). Acesta, de pildă, poate să realizeze într-un interval relativ mic de timp (deci cu o cantitate mică de filtrat), o turtă de colmatare rezistentă, cu o permeabilitate foarte mică sau chiar zero, turtă care să poată fi îndepărtată foarte uşor şi complet la pornirea curgerii. Turta formată de aceste fluide nu necesită operaţii suplimentare cu fluide speciale care să o îndepărteze. Foarte atractive şi destul de des folosite sunt emulsiile inverse care au ca fază continuă uleiurile minerale cu conţinut redus de aromate (sub 2 %) - considerate cancerigene.


CNR-CME


-

35

O pondere similară o au şi fluidele pe bază de produse petroliere (mai ales emulsiile inverse în care faza de dispersie este motorina). Faţă de noroaiele obişnuite care depun turte de colmatare cu coeficienţi de frecare de 0,30 - 0,45, aceste tipuri de fluide au coeficienţii de forfecare reduşi, de ordinul a 0,20. Fluidele limpezi sau soluţiile de săruri pot fi folosite în cadrul formaţiunilor consolidate care nu sunt afectate de pătrunderea unor volume mari de fluid în roca poros-permeabilă [3.19, 3.78]. Aceste tipuri de fluide, cu vâscozitate redusă, se pot folosi în formaţiuni calcaroase sau dolomitice fracturate, sau în formaţiuni provenite din acumulări de coral şi, uneori, dar cu rezerve, în gresii fracturate fără argilă interstiţiară. De obicei, aceste soluţii au un puternic caracter inhibitiv datorat concentraţiei mari în diverşi electroliţi şi polimeri. O soluţie cu efecte ecologice nesemnificative o reprezintă şi utilizarea fluidelor sintetice, din care fac parte şi pseudoemulsiile inverse (în locul produsului petrolier este folosit, ca fază de dispersie, un fluid sintetic, biodegradabil). O categorie relativ nouă de fluide utilizate la forajul direcţional şi orizontal este aceea a fluidelor cu biopolimeri, de regulă fără particule solide. Dintre polimerii cu largă răspândire se pot menţiona răşina de Xanthan, cu concentraţii de 3 – 7 kg/m3, şi hidroxietilceluloza de sodiu (HEC). Sistemul pe bază de biopolimeri şi polimeri amfoterici, prin componenţii săi, inhibă hidratarea şi dispersarea argilelor (prin folosirea clorurii de potasiu, acetatului de potasiu, sulfatului de potasiu etc.). Pentru simplificarea metodelor de completare a găurii de sondă, toate produsele folosite într-un sistem pe bază de biopolimeri sunt degradabile fie în soluţii acide, fie în oxidanţi (hipoclorit de sodiu, hipoclorit de litiu etc.). Un model de fluid de foraj pentru realizarea forajelor la subechilibru îl reprezintă spumele preformate. Spumele sunt sisteme formate prin aglomerarea de bule de gaze, separate unele de altele prin filme subţiri de lichid. Prepararea unui astfel de sistem se face prin dispersare sau condensare (aglomerare). Proprietăţile spumelor preformante depind de tehnologia folosită la prepararea lor. Fracţia volumică de lichid (FVL) este proprietatea cea mai importantă care influenţează şi celelalte proprietăţi. Ea reprezintă valoarea raportului dintre volumul de lichid folosit la preparare şi volumul spumei formate în condiţiile de presiune şi temperatură date [3.19]:

TpVVVFVL

GL

L

, , (3.4.1)

unde: VL este volumul de lichid; VG - volumul de gaze la presiunea şi temperatura de preparare (p, T). Valorile FVL sunt cuprinse între 0,02 şi 0,5 pentru condiţiile de sondă şi între 0,02 şi 0,16 pentru condiţiile de suprafaţă. Această proprietate influenţează foarte mult capacitatea spumei de a ridica particulele solide, datorită modificărilor pe care le provoacă în structura sitemului format. Capacitatea de ridicare a spumelor creşte de la capacitatea de ridicare a fazei continue (FVL = 1), la o valoare maximă, când FVL este aproximativ 0,02, după care va scădea brusc pentru valori ale FVL mai mici de 0,02, datorită apariţiei alternanţelor de curgere (dop de spumă, dop de gaze). Aşadar, alegerea corectă a fluidului de foraj reprezintă unul dintre cele mai importante procese în realizarea unei sonde, care integrează forajul şi completarea în ciclul interdependent: Politica de mediu - Planificare - Implementare şi Funcţionare - Verificare şi Acţiune corectivă - Analiză efectuată la nivel de conducere, cu scopul îmbunătăţirii continue a aşa numitei producţii curate .


CNR-CME


-

36

3.5. Soluţii de optimizare a proceselor de tubare şi cimentare

Tubarea coloanelor în sondele dirijate ridică mari probleme cu privire la posibilitatea introducerii lor în intervalele respective şi a reuşitei operaţiei de cimentare. Aceste probleme apar ca o consecinţă a unor particularităţi constructive ale sondelor şi coloanelor precum: forma intervalelor ce alcătuesc profilul sondei, componenţa coloanelor, a unor particularităţi ale operaţiilor de tubare şi cimentare, sau a condiţiilor de sondă cum este instabilitatea peretelui sondei ş.a [3.18].

Profilul sondelor şi programul orientativ de construcţie

Introducerea coloanei într-un interval proaspăt săpat este influenţată diferit de forma acestor intervale. De exemplu, atunci când coloana ajunge la trecerea din porţiunea verticală în cea curbată, şiul ei va contacta generatoarea inferioară a sondei şi va începe să înainteze în porţiunea curbată. Reacţiunea peretelui sondei la contactul cu şiul şi partea inferioară a coloanei va induce în coloană, deasupra şiului, un moment de încovoiere , iar împreună cu compresiunea provocată de componenta axială a greutăţii coloanei, vor depăşi în mărime rigiditatea coloanei, forţând coloana să ia aproximativ forma intervalului de sondă. În zonele de contact cu peretele se manifestă presiuni locale şi frecări foarte mari. Pentru a sublinia complexitatea problemelor de tubaj prezentăm în figura 3.5.1 şi alte aspecte ale introducerii coloanelor, în care formele intervalelor care pot provoca dificultăţi sunt exagerate. Punctele "a" şi "c" prezintă situaţii în care coloana nu poate trece, iar punctele "b" şi "d" - situaţii ce apar după corectarea porţiunilor respective.

Fig. 3.5.1. Diferite pozţiii ocupate de coloane în sondele dirijate

a-în curba crescătoare; b-în interval drept înclinat; c-în dog-leg; d-trecerea dog-leg

Componenţa coloanelor

Ne referim la alcătuirea coloanei prin prisma acelor particularităţi care îmbunătăţesc sau reduc posibilitatea de a o înscrie într-o anumită porţiune de sondă, şi anume: grosimi de perete, tip de îmbinări, accesorii. În ceea ce priveşte grosimea de perete, aceasta trebuie să fie cât mai mică, burlanele fiind în schimb confecţionate din oţeluri superioare pentru a avea o rigiditate cât mai mică. Îmbinările trebuie să aiba diametrul exterior cât mai puţin diferit de al burlanelor, iar eficienţa şi etanşeitatea să fie cât mai bune. Şiurile şi valvele plutitoare trebuie să reziste foarte bine atât la solicitări mecanice, cât şi la presiunile locală şi hidrostatică.

Tubarea propriu-zisă


CNR-CME


-

37

La tubarea coloanelor de burlane în sonde cu înclinări sau curburi mari pot apare unele probleme neîntâlnite de obicei în sondele verticale. Când coloana intră în porţiunea înclinată, apar greutaţi în înaintarea coloanei, provocate, pe de o parte, de reducerea componentei axiale care împinge coloana în sondă şi, pe de altă parte, prin creşterea forţei de frecare provocată de apariţia şi creşterea componentei normale. Se poate ajunge, datorită creşterii înclinării, ca forţa de frecare împreună cu alte forţe ce se opun înaitării coloanei, să depăşească valoarea componentei axiale, astfel încât coloana să se oprească. Această situaţie se întâlneşte în sondele în care porţiunea iniţială verticală este mică iar intervalul înclinat este lung (extended reach wells). Forţa la cârligul macaralei devine negativă iar coloana de burlane trebuie împinsă în sondă (fig. 3.5.2). Acest lucru se realizează cu ajutorul top-driver-ului. Se mai pot lua măsuri de reducere a forţei de frecare prin reducerea componentei normale. Când intervalul este foarte înclinat sau orizontal şi se cunoaşte bine forma lui, se poate introduce partea inferioară a coloanei goală, pentru a-i reduce greutatea, deci şi componenta normală. De asemenea, trebuie acordată o mare atenţie programării unor astfel de acţiuni de introducere a coloanelor parţial goale, întrucât, ca urmare a schimbării înclinării sondei de-a lungul unui interval, nu se poate aprecia cu precizie acţiunea forţelor rezultante. Principalele măsuri care trebuie să asigure tubarea coloanelor se referă la: pregătirea intervalului de sondă (calibrarea /lărgirea porţiunilor foarte curbate), evacuarea detritusului şi reducerea frecărilor; reducerea timpului de pregătire şi introducere a coloanei.

Fig. 3.5.2. Forţa la carlig se reduce pe masura creşterii lungimii

coloanei în intervalul înclinat [3.18, 3.78] Efectuarea operaţiei

Ca urmare a fenomenelor de instabilitate a peretelui, care sunt fenomene dependente de timp, perioada care trece de la extragerea sapei după ultimul marş şi introducerea coloanei în intervalul netubat trebuie să fie cât mai scurtă, în orice caz să nu depăşească perioada estimată sau verificată de noi că nu e periculoasă din punct de vedere al modificărilor care pot să apară în intervalul respectiv. Este necesar, din aceste motive, să se dea o mai mare atenţie realizării şi pregătirii unora dintre aceste operaţii, în timp ce se efectuează pregătirea intervalului de sondă, deci înaintea


CNR-CME


-

38

începerii tubajului propriu-zis. Ne referim la posibilitatea înşurubării şiului la primul burlan, a mufei plutitoare, formarea unor paşi dubli din burlane, în măsura în care acestia se pot „trage” în incinta instalaţiei etc. Cea mai mare problemă care poate să apară în cazul tubării unui interval înclinat este lipirea coloanei de peretele sondei cu care este în contact. Contactul se poate face pe generatoarea superioară a coloanei, în dreptul porţiunii de creştere a înclinării sau pe generatoarea inferioară a coloanei în intervalul înclinat drept sau de reducere a înclinării. Analiza condiţiilor de cimentare şi de funcţionare ulterioară a sondei Prin cimentarea spaţiului inelar dintre coloană şi peretele sondei se urmăreşte, pe de o parte, etanşarea acestui spaţiu în vederea izolării formaţiilor geologice traversate de sondă, astfel încât niciun schimb de fluide să nu aibă loc între acestea, sau între acestea şi suprafaţă, pe parcursul funcţionării sondei iar, pe de altă parte, asigurarea unui suport mecanic pentru coloană care să-i mărească rezistenţa la solicitările la care va fi supusă în timpul realizării şi a exploatării acesteia (variaţiile de presiune internă şi externă, frezarea unor ferestre, perforarea etc.). Experienţa din industria de profil a arătat că şi în cazul sondelor la care verificările au arătat o perfectă stare de funcţionare, au apărut de-a lungul timpului probleme de etanşare a spaţiilor dintre coloane sau dintre coloane şi teren. Cele mai frecvente probleme de etanşeitate s-au manifestat sub forma unor migrări ale gazelor sau fisurarea unor zone vecine celor preconizate. Majoritatea cercetătorilor consideră că motivul principal pentru aceste situaţii neplăcute este modificarea stării de eforturi din cămaşa de ciment indusă de variaţia condiţiilor din sondă (ne referim aici la variaţiile de presiune, variaţiile de temperatură, şocuri mecanice ce se produc în sondă în timpul unor operaţii specifice). Măsuri pentru realizarea unei bune cimentări Principalele direcţii de acţiune pentru pregătirea şi realizarea unei operaţii reuşite de cimentare sunt: asigurarea unei bune dezlocuiri a fluidului de foraj de către pasta de ciment pompată în sondă şi producerea unei pietre de ciment nepermeabile. Dacă măsurile de urmat pentru producerea unei pietre de ciment bune au fost prezentate mai sus, măsurile pentru asigurarea unei bune dezlocuiri a fluidului de foraj de către pastă, în vederea asigurării unei bune aderări a pietrei de ciment la peretele sondei şi la coloană, vor fi doar trecute în revistă, succint, deoarece sunt cunoscute şi aplicate de multă vreme în industria de profil. Avem, astfel, măsurile de centrare a coloanei în sondă, mişcarea coloanei în timpul curgerii pastei în spaţiul inelar, închiderea zonelor de pierdere, folosirea fluidelor separatoare, asigurarea unor viteze adecvate de curgere a pastei de ciment în spaţiul inelar, stabilirea volumelor de fluide separatoare şi de pastă în vederea asigurării unui anumit timp de curgere etc. La aceste aspecte trebuie să adăugăm şi o măsură foarte eficientă privind folosirea unei coloane expandabile pentru închiderea penultimului interval (intervalul de deasupra stratului productiv). După plasarea pastei de ciment, prin lărgirea acestei secţiuni, pasta de ciment va ocupa toate spaţiile şi, prin întărire, va asigura o zonă perfect etanşă deasupra stratului productiv. Acest fapt asigură condiţii sporite de securitate pentru operaţia de fisurare hidraulică.

3.6. Utilaje şi scule specifice de foraj

Pentru construirea sondei de foraj, care va fi ulterior completată pentru exploatarea zăcămintelor cu gaze de şist, se utilizează o instalaţie de foraj care nu diferă, în principiu, de instalaţiile folosite pentru forajul în formaţiunile convenţionale de hidrocarburi.


CNR-CME


-

39

Dar, avându-se în vedere costurile mai mari necesare pentru efectuarea tuturor operaţiilor care se impun pentru exploatarea zăcămintelor cu gaze de şist, în comparaţie cu zăcămintele petrolifere convenţionale, şi, de asemenea, şi durata mai mare pentru efectuarea tuturor operaţiilor, este nevoie de instalaţii de foraj performante, fiabile, cu grad mare de automatizare a operaţiilor de manevră, care pot realiza viteze mari de foraj fără riscuri mari tehnologice şi tehnice, astfel încât să se evite producerea de accidente tehnice şi tehnologice şi, bineînţeles, ecologice. Mai mult, ţinându-se cont de temerile populaţiei cu privire la exploatarea "gazelor neconvenţionale", se impun măsuri sporite de protecţie a mediului înconjurător, de traversare a formatiunilor acvifere fără contaminarea lor cu fluid de foraj, cu o tubare şi o cimentare reuşită a formaţiunilor de suprafaţă etc. Pentru amplasarea unei instalaţii de foraj trebuie, mai întâi, să se amenajeze locaţia respectivă, efectuându-se lucrări de excavare, decopertare, nivelare, acoperire cu pavaj, săpare de gropi /batale, acoperite cu folie impermeabilă de protecţie a solului, pentru înmagazinare de apă şi deversare de detritus rezultat din foraj, reziduuri etc. În figura 3.6.1 este prezentată o instalaţie de foraj în timpul lucrului. Dacă se are în vedere adâncimea tipică de foraj pentru zăcămintele cu gaze de şist, de circa 2 500 ÷ 6 000 m, atunci instalaţiile de foraj trebuie să aibă capacitatea de cel puţin 2,0÷2,5 MN, ceea ce corespunde cu tipurile de instalaţii româneşti din clasele F 200, F 320 şi F 450, cu sarcina nominală de 200 tf, 320 tf şi, respectiv, 450 tf.

Fig. 3.6.1. Instalaţie de foraj în timpul lucrului

O instalaţie de foraj constă, din punctul de vedere al poziţiei faţă de suprafaţă, din două tipuri de echipamente: echipamentul de adâncime şi echipamentul de suprafaţă. La rândul lui, echipamentul de adâncime se află în sondă şi cuprinde ansamblul de adâncime (An.Ad) şi ansamblul superior (An.S). 3.7. Stimularea sondelor

3.7.1. Fracturarea hidraulică (tehnici, condiţii necesare şi efecte posibile; fluide de injectie, presiuni de injectie şi debite)


CNR-CME


-

40

Principii generale Prezentarea teoretică a procesului de fracturare hidraulică a fost făcută de către inginerul american J.B. Clark în anul 1948. În anul 1957, inginerii Hubbert şi Williams prezintă o lucrare care fundamentează teoretic macanica fisurării formaţiunilor care conţin hidrocarburi. În acelaşi timp, în SUA începe să se aplice procedeul, pe scară largă, în special pentru sondele de ţiţei. În Romania, prima lucrare de acest gen o publică inginerul R.A. Ştefănescu, în cartea ’’Fisurarea Hidraulică’’ - Editura Tehnică, 1958. În anii ’60 se începe în Romania aplicarea procesului în zona Moineşti. Între timp, în Romania tehnologia se perfectionează şi apar şi alte cărţi pe această temă, cum ar fi „Creşterea productivităţii şi receptivităţii sondelor” (autori Mircea Cristian, Sebastian Socol şi Alex Constantinescu, Editura Tehnica 1982). În anul 1954, inginerii N. Niculescu şi Gh. Aldea au efectuat primele operaţii experimentale de fisurare hidraulică la sonde de pe structura Buştenari, cronologic, Romania fiind a treia ţară din lume care a aplicat această tehnologie de mărire a productivităţii sondelor. Începând cu anul 1955, operaţiile de fracturare hidraulică au fost experimentate şi la sonde de pe structuri din Moldova. Fisurările încep sa se aplice în Romania pe scară largă, de atunci până în prezent efectuându-se mii de operatii de fisurare. Fracturarea hidraulică este un proces fizic în care stratul cedează pe planurile de minimă rezistenţă sub efectul presiunii fluidului pompat în sondă. Scopul tratamentului prin fisurare hidraulică este de a realiza o mărire a afluxului de fluid în zona de strat din jurul găurii de sondă, pe o anumită rază echivalentă cu raza fisurii create. Aceste tratamente se aplică în următoarele situaţii:

la sondele de ţiţei şi gaze în straturi constituite din roci consolidate (gresii, calcare, dolomite, conglomerate) cu permeabilitate mică;

la sondele de injecţie, pentru mărirea receptivităţii stratelor; pentru reuşita cimentării stratelor acvifere; pentru exploatarea zăcămintelor neconventionale de gaze, cum este şi cazul gazelor

de şist. Este de menţionat că, odată cu fracturarea stratelor, are loc şi înlăturarea blocajului existent în jurul sondei, de aceea în unele situaţii se pot efectua aşa-numitele ''skin-frack'', operaţii de fisurare de mică anvergură, care au doar acest scop. Prin realizarea unei fisuri în strat se produc schimbări atât în sistemul de curgere, prin distribuţia liniilor de curent, cât şi în alura curbei de variaţie a presiunii în jurul găurii de sondă.

Tehnici de fracturare hidraulică

În cazul sondelor verticale de gaze care exploatează zăcăminte convenţionale, obiectivul fracturării sondelor este acela de a crea şi de a extinde o fisură simplă plană, suficient de lungă în zăcământ, care să depǎşeascǎ zona contaminatǎ din jurul gǎurii de sondǎ. De asemenea, dacǎ sonda este perforatǎ pe mai multe intervale, obiectivul este acela de a realiza mai multe fisuri simultan sau separat (fig. 3.7.1).

Fig. 3.7.1. Reprezentarea unei fisuri cu doua aripi [3.25]


CNR-CME


-

41

În cazul zăcămintelor neconvenţionale de gaze fracturate natural şi cu permeabilităţi extrem de scăzute, obiectivul fracturării hidraulice este acela de a crea o reţea complexă de fisuri deoarece aceasta este singura cale de a obţine o producţie industrială de gaze (Matthews et al., 2007) [3.27].

Fig. 3.7.2. Schema fracturării hidraulice

în sistem multistage efectuatǎ într-o sondǎ verticalǎ [3.25] Au fost realizate o serie de studii privind forarea sondelor verticale, respectiv orizontale în formatiunile şistoase, şi s-a constatat cǎ sondele orizontale cu drenuri lungi (1000 - 4000 m) sunt cele mai eficiente (fig. 3.7.3).

Fig. 3.7.3. Fracturarea hidraulicǎ în sondele orizontale respectiv verticale [3.76]

Tehnologia de fracturare multistage în sondele orizontale În ultimii ani au fost dezvoltate o serie de tehnici de fracturare a sondelor orizontale care permit realizarea operaţiei în stagii multiple, reducându-se astfel timpul de execuţie a operaţiei. Dintre acestea menţionǎm:

izolarea intervalelor supuse tratamentului de fracturare hidraulică, care au fost în prealabil perforate;

perforarea, fracturarea şi izolarea intervalelor productive într-un singur marş: - Casing conveyed perforating (fig. 3.7.4),


CNR-CME


-

42

- Coil BG Conveyer perforating and fracturing; perforarea, fracturarea unor intervale productive fără izolarea acestora:

- Perforating and fracturing system conveyer by coil tubing. Tenhica de fracturare numită “casing conveyed perforating” a fost aplicată cu success încă din anul 2001 [3.15, 3.25, 3.36, 3.37]. Această metodă utilizează puştile de perforare ataşate la exteriorul coloanei, împreună cu dispozitivele de izolare localizate între puştile de perforare. Liniile de control electric sau hidraulic sunt întregite la suprafaţă, pe măsură ce coloana este lansată.

După ce sonda este pregătită pentru stimulare, puştile de perforare sunt activate electric sau hidraulic. Fiecare puşcă are şase gloanţe dintre care trei vor perfora coloana, iar trei vor pătrunde în stratul productiv (fig. 3.7.5). Acest proces permite reducerea tortuozităţii din vecinătatea găurii de sondă, prin alinierea perforaturilor cu planul fisurii în timpul iniţierii acesteia.

Fig. 3.7.4. Fracturarea multi-stage cu izolarea intervalelor cu ajutorul valvelor si

packerelor - Casing conveyed perforating [3.38] După ce primul interval a fost fracturat, a doua puşcă este activată, primul interval fiind izolat în interiorul coloanei cu ajutorul unei valve, iar în spaţiul inelar dintre coloană şi formaţia productivă cu packer. Metoda respectivă se repetă până când toate intervalele selectate au fost stimulate.

Fig. 3.7.5. Casing conveyed perforating [3.44]


CNR-CME


-

43

Casing conveyer perforating Similar cu metodele de perforare şi izolare, sistemul Casing conve [3.32, 3.45, 3.77, 3.79, 3.75] utilizeazǎ tubingul flexibil şi sistemul Hydra-Jet pentru a perfora coloana şi pentru a iniţia fractura. Sistemul permite injectarea, cu debit mare, a unui fluid neabraziv prin spaţiul inelar. Acest fluid se amestecǎ în sondǎ cu o pastǎ formatǎ din materialul de susţinere concentrat, pompat cu debit mic prin tubingul flexibil. Izolarea intervalelor de iniţiere a fisurilor se realizeazǎ cu ajutorul materialului de susţinere pompat în exces dupǎ realizarea fisurilor. Acest sistem are avantajul realizǎrii fracturǎrii unor intervale multiple într-un singur marş fǎrǎ a fi necesarǎ extragerea echipamentului din gaura de sondǎ. De asemenea, se aplicǎ sondelor orizontale, tubate, cimentate şi neperforate. Perforating and fracturing systemconveyer by coil tubing Aceastǎ tehnicǎ de fisurare hidraulicǎ se aplicǎ în cazul formaţiunilor cu permeabilitǎţi mici şi moderate [3.27, 3.80], şi permite realizarea unei fisuri într-un loc precis ales de-a lungul traiectului sondei orizontale fǎrǎ a fi necesarǎ izolarea pe cale chimicǎ sau mecanicǎ a intervalului unde se iniţieazǎ fisura (fig. 3.7.6). Dispozitivul introdus cu ajutorul tubingului flexibil creazǎ un jet abraziv pentru perforarea coloanei, dupǎ care realizeazǎ, mai întâi, o cavitate în formaţiunea productivǎ. Pe mǎsurǎ ce se formeazǎ cavitatea, presiunea în capǎtul acesteia creşte, iniţiind fisura. Fluidul din spaţiul inelar este împins în fisurǎ ajutând la extinderea ei. Deoarece acest sistem genereazǎ numai o fisurǎ la un moment dat, debitul de fluid de fisurare nu este exagerat de mare, iar concentraţia de material de susţinere a fisurii este, de asemenea, redusǎ. Debitele de injecţie şi volumul materialului de susţinere sunt limitate de dimensiunea jetului. Erodarea dispozitivului de creare a jetului limiteazǎ numǎrul de stagii efectuate la un singur marş.

Fig. 3.7.6. SurgiFrac [3.27]


CNR-CME


-

44

Avantajele metodelor moderne de perforare şi fracturare asistate de sistemul Hydra-jet constau în următoarele aspecte: nu mai sunt necesare manevrele efectuate cu materialul tubular din sondǎ pentru efectuarea perforarii intervalelor productive; tunelul perforaturii nu mai prezintǎ zona compactatǎ; presiunile de iniţiere a fracturii sunt mai mici; energia direcţionatǎ realizeazǎ fractura dominantǎ; presiunile de fund sunt mai mici în timpul tratamentului; concentraţiile de material de susţinere a fisurii sunt mai mari etc. Condiţii necesare şi efecte posibile Aşa cum s-a prezentat mai sus, în ultimul timp au fost extinse o serie de tehnici de fracturare hidraulicǎ aplicabile în cazul sondelor orizontale cu drenuri lungi. Tipul de tratament selectat depinde de:

caracteristicile formaţiunii productive - permeabilitate, skin efect, senzitivitatea fluidului, starea de tensiune din formaţiune; formarea conurilor de apǎ şi /sau gaze, producerea viiturilor de nisip etc.;

locaţiile zonelor stimulate şi grosimea lor; obiectivele tratamentului - stimularea sondelor, controlul nisipului, by pass-area zonei

contaminate sau o combinaţie a acestora; limitele practice, de exemplu, costul; logistica, echipamentul ş.a.

Fluide de fisurare

Compoziţia unui fluid de fisurare pe bază de apă (slick water), folosit în cazul şisturilor argiloase gazeifere, este prezentatǎ ȋn figura 3.7.7, de unde rezultǎ cǎ agenţii de gelificare, de reticulare şi aditivii reprezintǎ 0,44%, iar apa 90,6% din întreaga compoziţie a acestui fluid. Mai exact spus, avem: agentul de gelificare: 0,05%; agentul de reticulare: 0,006%; aditivii: surfactant 0,08%; inhibitor de s ruri: 0,04%; agent de reglare a PH-ului: 0,01%; agent pentru spargerea gelului: 0,009%; agenţi pentru controlul Fe: 0,004%; inhibitor de coroziune: 0,001%; bioacid: 0,001%; acid clorhidric diluat(15%): 0,11%; reduc tor de frecare: 0,08%; ap : 90,6%. Aşa cum se observǎ în figura 3.7.7, chimicalele adǎugate în fluidul de fisurare pentru şisturile argiloase au un procent foarte redus, iar o parte din ele sunt biodegradabile.


CNR-CME


-

45

Fig. 3.7.7. Compoziţia unui fluid de fisurare pe bază de apă[3.6]

Fiecare component al fluidului de fisurare are o funcţie precisǎ şi se utilizeazǎ şi în alte domenii. Noul fluid de fisurare hidraulicǎ are o compoziţie formatǎ din aditivi folosiţi în industria alimentarǎ, precum şi din categoria celor consideraţi siguri [3.21]. Din compoziţia acestuia, bioacidul are un procent foarte redus sau chiar lipseşte pentru cǎ utilizeazǎ undele ultraviolete pentru eliminarea bacteriilor din apǎ. De asemenea, se realizeazǎ tratarea apei care se ȋntoarce la suprafaţǎ ȋn timpul punerii ȋn producţie a sondei cu mimimum de chimicale, sau chiar fǎrǎ acestea. Aceastǎ apǎ poate fi reutilizatǎ.

Materiale de susţinere a fisurii

Materialele de susţinere (proppants) sunt injectate în fractură cu scopul menţinerii acesteia deschisă şi după finalizarea operaţiei de fracturare. Acesta trebuie să realize o conductivitate a fisurii suficient de mare pentru a minimiza pierderile de presiune în fisură în timpul producţiei. Tipul de material de susţinere a fisurii şi dimensiunea particulelor utilizate au o influenţă deosebit de mare asupra conductivităţii fisurii şi a pătrunderii acestui material în fisură. Tipurile principale de materiale de susţinere utilizate sunt: nisipurile; nisipurile acoperite cu răşini; materialele de susţinere cu rezistenţă mecanică intermediară (ISP); bauxita sinterizată; materialele de susţinere pe bază de zirconiu. Nisipul a fost primul material de susţinere folosit în operaţiile de fisurare. Acesta este utilizat, în special, în sondele cu presiuni de închidere mici, cuprinse în intervalul 150 – 400 bar. Nisipurile acoperite cu răşini. Aceste nisipuri, cu densitatea de 2550 kg/m3, au o rezistenţă mecanică mult mai mare decât cea a nisipurilor convenţionale, ca urmare a răşinii care ajută la distribuirea presiunii pe o suprafaţă mult mai mare a granulelor. Materialele de susţinere ceramice. Acestea sunt tratate termic şi au o densitate de 2700 ÷ 3300 kg/m3. De asemenea, ele se folosesc, în general, pentru presiuni de închidere cuprinse între 420 şi 845 bar. Bauxita sinterizată şi materialele de susţinere cu zirconiu. Sunt materiale de susţinere cu rezistenţa mecanică mare, cu o densitate de 3400 kg/m3 şi chiar mai mare. Datorită faptului că sunt foarte scumpe, se folosesc doar la sondele cu presiuni de închidere foarte mari. Presiuni şi debite de injectie

Pentru a discuta despre presiunile şi debitele de injecţie utilizate în cadrul unei operaţii de fisurare hidraulică este necesară prezentarea modului de execuţie a unei operaţii de fisurare hidraulică. Executarea unei operaţii de fracturare hidraulicǎ are urmǎtoarele etape:

1. amplasarea utilajelor pe poziţie; 2. se iau probe de apă şi chimicale şi se trece la testarea gelului pentru a avea

certitudinea stabilităţii gelului şi a cantităţilor optime de aditivi; 3. se armează packerul şi se face proba de etanşare; 4. se face testul de presiune pentru linia de înaltă presiune; 5. se execută un test de variaţie a debitului în trepte. Se trasează graficul presiunii de

fund în funcţie de debitul de injecţie şi se determină debitul şi presiunea de fisurare în punctul de schimbare a pantei;


CNR-CME


-

46

6. se face analiza rezultatelor obţinute la testul de variaţie a debitului în trepte; 7. se efecuează testul de minifracturare şi, cu datele obtinute, se trece la compararea

datelor preliminare cu datele măsurate, şi se reface designul; 8. se începe operaţia prin injectarea unui volum de PAD (fluid fără agent de susţinere)

pentru iniţierea fisurii; 9. se pompează fluid cu agent de susţinere în suspensie, crescând raţia de agent de

susţinere în trepte; 10. se continuă injecţia de fluid cu agent de susţinere până se atinge presiunea maximă

proiectată; 11. se opreşte injectia de nisip şi se pompează gel - liniar - pentru dezlocuirea nisipului

din tubing, până la nivelul capului perforaturilor intervalului de stimulat; 12. se lasă sonda în pauză cateva ore, pentru a lăsa timp gelului să se spargă; 13. se trece la curăţarea sondei şi punerea ei în producţie.

Înainte de realizarea operaţiei propriu zise, se realizează două teste: a. testul de variaţie a presiunii în trepte (testul crescător - Step Rate Test - trebuie efectuat înaintea fisurării pentru determinarea presiunilor de închidere, respectiv de extindere a fisurii); b. testul de minifracturare (o operaţie ce precede operaţia propriu-zisă de fisurare şi se realizează cu un volum mai mic de fluid). Presiunea se măsoară pe tot parcursul operaţiei, atât la suprafaţă cât şi la talpa sondei, iar datele de presiune sunt interpretate după încheierea operaţiei. Pentru a înregistra presiunea de fund, sonda trebuie echipată cu un manometru de fund. Acesta trebuie să transmită la suprafaţă datele în timp real, pentru ca informaţiile obţinute să poată fi folosite la operaţia propriu-zisă de fisurare. Din interpretarea datelor de presiune obţinute la "minifrac" se pot obţine următoarele informaţii: presiunea instantanee la oprirea pompării (ISIP); pierderile prin frecare, reale, ale fluidului; presiunea de fisurare a formaţiei; modelul de propagare a fisurii; presiunea de închidere a fisurii; lungimea fisurii; lăţimea fisurii; eficienta fluidului. 3.8. Surse de apă

Apa tehnologică în activitatea de foraj Realizarea activităţilor de foraj presupune un consum permanent şi în cantităţi apreciabile de apă industrială necesară desfăşurării activităţilor de foraj în bune condiţii. Între acestea le menţionăm pe cele mai importante [3.9 - 3.13]: prepararea şi condiţionarea fluidului de foraj, prepararea pastelor de ciment, întreţinerea şi răcirea echipamentelor şi utilajelor de foraj, spălarea podului sondei etc., rezerva intangibilă pentru incendii, fisurarea hidraulică a sondelor. În cazul sondelor pentru a căror punere în producţie se foloseşte metoda de fisurare hidraulică (de exemplu, exploatarea resurselor de gaze neconvenţionale), cantităţile de apă sunt sensibil mai mari decât cele folosite la forajul calsic. Resursele de apă care pot fi utilizate în activităţile de foraj pot proveni din apele de suprafaţă şi /sau din apele subterane. În funcţie de poziţia geografică a locaţiei pe care sunt amplasate lucrările de foraj şi de distanţa faţă de resursele de apă din arealul din vecinatate, se pot utiliza diferite metode de aprovizionare şi transport a apei la sondă. În cazul în care resursa provine din ape de suprafaţă, dacă distanţa este mai mică de 3 km, se poate utiliza o staţie de pompare şi transportul pe conducte. În cazul în care distanţa până la sursa de apă este mai mare, se poate utiliza transportul apei cu cisterne. În ambele cazuri este necesar să se realizeze bazine de acumulare care să permită stocarea apei în vecinătatea sondei, în aşa fel încât utilizarea acesteia pentru activităţile


CNR-CME


-

47

de foraj să se poata realiza în cele mai bune condiţii. În toate aceste situaţii se vor respecta prevederile legislaţiei în vigoare. Calculul necesarului de apă, în cazul forajelor care se sapă pentru rezerve de gaze sau petrol convenţionale, se realizează pe baza necesarului de fluid de foraj şi paste de ciment (utilizate la cimentarea diferitelor coloane tehnice sau de exploatare), precum şi a necesarului pentru celelalte activităţi. Pentru calculul necesarului de apă necesar preparării pastei de ciment, în funcţie de reţeta de preparare, consumul de apă poate varia între 400 dm3 si 800 dm3 pentru un metru cub de pastă de ciment. De asemenea, cantitatea de apă pentru prepararea fluidului de foraj depinde de o serie de factori, între care menţionăm: reţeta de preparare a fluidului de foraj, diametrele de săpare, adâncimile de foraj pentru diferitele diametre de săpare, natura structurilor geologice traversate prin foraj (de exemplu, în cazul în care se traversează strate fisurate sau cu caverne, se pot produce pierderi parţiale sau totale de circulaţie, ceea ce duce la o creştere semnificativă a fluidului de foraj necesar şi, ca urmare, a consumului de apă). În mod obisnuit, cantităţile de apă utilizate pentru realizarea forajelor de exploatare a gazelor de şist sunt situate în jurul valorii 15 000 m3 de apă, putând ajunge până la 30 000 m3. 3.9. Criterii şi condiţii pentru simularea dezvoltării fracturilor în formaţiuni argiloase Modele utilizate în fracturarea hidraulică Urmatoarele modele sunt cele mai utilizate în activitatea de fracturare hidraulică:

modelul porozităţii uniforme, prin care se simulează distribuţia dezvoltării fracturilor în jurul găurii de sondă;

modelul porozităţii duale, în care reţeaua de fracturi asigură canalele de curgere iar matricea reprezintă sursa principală de acumulare a gazelor. Interacţiunea dintre cele două elemente este descrisă de funcţia de transfer (factorul de legătură) ilustrată prin dimensiunea blocului matriceal şi distanţa dintre fracturi;

modelarea volumului fracturii se realizează prin încorporarea datelor obţinute din înregistrările evenimentelor microseismice sau estimarea formelor geometrice realizate prin volumele de fluide pompate. În acest mod se simulează extinderea zonei stimulate din fiecare etapă de fracturare, obţinându-se distribuţia caracteristicilor fracturilor. Fracturile sunt modelate ca volume 3D, iar proprietăţile acestora prin variaţiile parametrilor porozităţii duale.

Analizele integrate litologice cu cele ale fluidelor şi ale zăcămintelor [3.59] sunt destinate optimizării operaţiunilor de stimulare furnizând datele mineralogice necesare planificării dezvoltării exploatării, alegerii celor mai potrivite fluide de fracturare din punctul de vedere al conservării proprietăţilor naturale ale rocilor, stabilirii proprietăţilor mecanice ale rocilor şi evaluării rezultatelor obţinute prin fracturare hidraulică. O parte din datele necesare sunt achiziţionare prin integrarea analizelor de detritus cu datele rezultate din interpretarea carotajele de sondă, respectiv din: carotajele sonice (proprietăţile mecanice ale rocilor); analizele elementare; calculul fragilităţii rocii, caracterizarea mineralogică, porozitatea efectivă); conţinutul total de carbon organic, gradul de maturitate termică; identificarea stării regionale de solicitare şi a punctelor de iniţiere a fracturilor. Procesul de stimulare în integralitatea sa presupune o proiectare care să asigure o conducere a operaţiunilor în timp real, alegerea celor mai potrivite fluide şi agenţi de susţinere a fisurilor, utilizarea acelor substanţe chimice pentru aditivare compatibile cu formaţiunea productivă. Obţinerea unor producţii comerciale din şisturi argiloase depinde de cunoaşterea detaliată a structurii matricei şi a sistemelor de fracturi. Reţeaua de fracturi este caracterizată de o serie de indicatori cum ar fi unghiul, azimutul, lungimea, lăţimea şi deschiderea maximă. Pe această bază se construieşte distribuţia statistică a


CNR-CME


-

48

reţelei, după care se poate trece la modelarea caracteristicii productive a zăcământului. Una dintre principalele dificultăţi o reprezintă separarea efectului fracturilor preexistente de cele induse pe cale artificială. 3.10. Metode alternative de stimulare Necesitatea unor metode alternative sau îmbunătăţite La începutul anului 2012, un colectiv interdisciplinar de cercetători de la Institutul Energetic al Universităţii statului Texas din Austin [3.61] a comunicat rezultatele investigaţiilor ştiinţifice referitoare la diferitelor aspecte ale activităţilor legate de fracturarea hidraulică: contaminarea apelor din pânza freatică; scurgerile de fluide pe suprafaţa solului; emisiunile în atmosferă; utilizarea surselor se apă; rezidurile rezultate din activitatea de foraj; erupţiile libere; traficul rutier; zgomotul. Cercetările au vizat toate fazele de dezvoltare ale principalelor zăcămintelor de gaze de şist de la Barnett, Marcellus şi Haynesville, din SUA. Principalele constatări sunt:

nu s-au determinat contaminări cu substanţe chimice ale acviferelor şi nici scurgeri de fluide de fisurare în adâncime;

metanul găsit în sondele pentru exploatarea apelor din pânza freatică pare a fi legat de existenţa unor surse naturale, asociate apelor sau a unor surse aflate în apropiere;

riscurile de contaminare a solului şi apelor cu fluide de fracturare este datorat mai mult manipulării greşite a acestora la suprafaţă, decât cel determinat de injecţia acestor fluide în formaţiuni cu gaze de şist;

erupţiile libere la suprafaţă sunt foarte rare, dar circulaţia necontrolată a gazelor în subteran nu este urmărită sistematic;

nu sunt reglementări speciale pentru explorarea-exploatarea gazelor de şist, dar unele state au actualizat aceste reglementări în ceea ce priveşte regimul chimicalelor pentru fracturarea hidraulică, condiţionările pentru asigurarea unei calităţi adecvate a coloanelor de tubaj şi gospodărirea corespunzătoare a fluidelor reziduale, extrase după fracturarea hidraulică;

lipsesc noi reglementări pentru extragerea şi utilizarea apei, stocarea şi epurarea rezidurilor precum şi pentru prevenirea scurgerilor poluante;

din punctul de vedere al reflectării prin toate categoriile de mijloace media a activităţilor legate de fracturarea hidraulică, s-a determinat o imagine negativă în două treimi din cazuri. Pe de altă parte însă, s-a constatat că numai într-un un sfert din cazuri, comentariile au făcut trimitere la rezultatele studiilor şi cercetărilor ştiinţifice din domeniu.

Aceste constatări sunt oarecum confirmate prin preocupările din ultimii ani pentru găsirea unor soluţii tehnologice de stimulare a formaţiunilor compacte şi a şisturilor purtătoare de gaze naturale care să reducă din inconvenientele relevate anterior: reducerea amplorii şi dimensiunilor operaţiilor de fracturare hidraulică; realizarea de fracturări cu alte fluide decât apa; investigarea şi monitorizarea integrităţii coloanelor tubate şi a cimentării acestora; monitorizarea în timp real a iniţierii şi propagării sistemelor de fracturi artificiale; înlocuirea fracturării hidraulice cu alte metode de completare şi stimulare a sondelor.

Fracturarea prin pulsaţii (impulsuri) controlate. În literatura americană, procedeul este cunoscut sub denumirea de Dynamic Pulse Loading sau Controlled Pulse Fracturing [3.22, 3.62].


CNR-CME


-

49

Metoda de stimulare constă în aprinderea unei încărcături propulsoare în dreptul formaţiunii productive, urmată de dezvoltarea unor pulsaţii (impulsuri) de înaltă presiune. După aprindere, propulsorul este supus unei deflagraţii cu ardere controlată. Pulsaţiile gazelor cu înaltă energie generează un sistem de fracturi care pătrund radial în rocile învecinate până la o distanţă de 1,5 - 6 m [3.22].

Sistemul "R Frack" [3.8]. Pentru scurtarea duratei de execuţie a fracturărilor hidraulice şi reducerea consumului de apă, sistemul Rapid Frack dedicat sondelor orizontale utilizează un ansamblu special de fund acţionat hidraulic, care permite executarea într-un singur marş până la 15 etape de fracturare, selective şi succesive, în mai multe secţiuni ale găurii. Consumul de apă se reduce cu până la 40%, iar durata operaţiunilor se reduce de la săptămâni la zile sau de la zile la ore.

Sistemul de foraj sub formă de fantă [3.64]. Sistemul este conceput pentru tăierea, cu ajutorul unui cablu abraziv, a unor fante cu suprafeţe mari în formaţiunea productivă cu deschiderea de 25 – 75 mm, având legătură directă cu gaura de sondă

Fracturarea cu geluri pe bază de gaze petroliere lichefiate (GPL). Gelurile de LPG preparate cu ajutorul a trei aditivi sunt folosite ca fluide de fracturare pentru a evita folosirea apei şi a preveni afectarea permeabilităţii rocilor din zăcămintele de şisturi gazeifere argiloase şi gresii compacte.

Tehnici de urmărire şi de reglare în timp real a iniţierii şi propagării sistemelor de

fracturi artificiale

Metodele de monitorizare pot fi implementate în timp real şi sunt folosite pentru urmărirea şi optimizarea operaţiunilor de stimulare. Sunt necesare metode rapide de analiză, versatilitate grafică şi concepţii aprofundate despre modelul de mecanism. Metodele de analiză a datelor colectate trebuie să asigure înţelegerea dimensiunilor volumului de rocă suspusă stimulării şi proprietăţile de curgere ale fluidelor prin aceasta. În acest sens amintim procedeul de fracturare prin orientare selectivă dinamică cu jet [3.23, 3.57], respectiv monitorizarea în timp real a fracturării hidraulice prin înregistrarea micro undelor seismice [3.24, 3.29].

Unităţile de transport ale fluidelor Pentru transportul fluidelor pe locaţie se utilizează unităţile de transport al fluidelor

(UTpF). Acestea transportă apa şi aditivii chimici lichizi pentru fluidul de fisurare la locaţia de fracturare. Unităţile de transport (UTpF) sunt configurate în diferite feluri: autotractor şi remorcă pe care este montat un tanc; autocamion cu un tanc montat/ autocisternă; sanie pe care este montat un tanc.

Alegerea tipului de UTpF se face în funcţie de capacitatea necesară, de condiţiile din teren ale locaţiei şi de limitărilor de greutate sau de regulamentările privind circulaţia pe drumurile naţionale.

Tancurile care sunt montate pe remorcă pot fi (conform [3.56]) cu: un compartiment, cu volumul de 30 m3; două compartimente, fiecare cu volumul de 9,5 m3; trei compartimente, fiecare având volumul de 6,3 m3. Tancurile verticale sunt cilindrice, din oţel, şi sunt montate pe o sanie („skidded tanks”),

pentru încărcarea pe platforma unui autocamion şi pentru tractare pe locaţie, permiţând deplasarea lor în poziţia culcat, adică pe înălţimea lor. De asemenea, ele posedă şi o sanie pe care se aşează în poziţia de lucru.


CNR-CME


-

50

Tancurile paralelipipedice montate pe sanie pot fi încărcate pe platforma unei remorci pentru a fi transportate, iar pe locaţie pot fi tractate. Unele tancuri orizontale, paralelipipipedice, sunt construite cu un colector de aspiraţie montat în afara tancului, la care se pot lega mai multe conducte /furtunuri de aspiraţie sau cu mai multe guri de aspiraţie.

Tancurile flexibile /pliabile au avantajul că se transportă uşor, se montează şi se umplu rapid pe locaţia de fracturare hidraulică, au volumul mare şi nu corodează, dar prezintă dezavantajul că necesită o arie mai mare de amplasare.

Fiecare tanc flexibil se pliază şi încape într-o „ladă”, aşa încât se pot transporta 20 de astfel de tancuri, fiecare cu volumul de circa 189 m3, pe o remorcă cu lungimea de 12 m. Cantitatea de lichid care încape în cele 20 de tancuri pliabile este echivalentă cu cea a 48 de tancuri din oţel care trebuie transportate cu tot atâtea autotrenuri [3.60], ceea ce constituie un avantaj economic din punct de vedere al transportului.

Ele pot stoca lichide, ca apă tratată, apă de fracturare sau amestecuri de chimicale lichide, într-un volum mare, de până la circa 800 m3. Se construiesc cu următoarele măsuri standard: 20∙103 gal US (circa 76 m3), 50∙103 gal US (circa 189m3), 70∙103 gal US (circa 265 m3), 106∙103 gal US (circa 401 m3) şi 210∙103 gal US (circa 795 m3).

Se confecţionează din materiale rezistente din punct de vedere mecanic, rezistente la acţiunea factorilor climatici (de exemplu, la temperatură, în domeniul [–50, +82]∙ºC) şi la acţiunea apei saline, a fluidelor de fisurare şi a hidrocarburilor. Un astfel de material este uretanul, cu masa de 32 sau 34 de uncii (1 uncie = 28,3495 g) [3.65].

Containere pentru stocarea aditivilor chimici lichizi. Aditivii lichizi sunt depozitaţi în recipiente /containere confecţionate din material plastic, pentru a rezista la acţiunea corozivă a lor, şi protejate de o structură metalică /coş metalic. Aceste recipiente se transportă cu auto-remorcă („tractor-trailer”) sau pe platforma unui autocamion („flatbed truck”). Deşi aditivii chimici reprezintă circa 0,5 % din cantitatea totală de fluid de fracturare necesară pentru o locaţie de fracturare hidraulică, totuşi acest procent înseamnă câteva „zeci de mii de galoane” [3.52] (1gal US = 3,78533 dm3) sau un volum de circa 50 m3 până la 100 m3, dacă se utilizează o cantitate totală de apă de fracturare de circa 10 000 m3 până la 20 000 m3.

Unităţile de transfer al fluidelor (UTfF) (cu pompe de transfer de joasă presiune) se utilizează pe locaţiile mari, unde fluidele trebuie să fie transportate pe conducte de la tancurile de depozitare /stocare (TD/S) la cele de lucru (TL). Transferul este realizat cu ajutorul unei pompe centrifuge cu debit mare şi presiune joasă, acţionată de un motor diesel. Aceste unităţi se construiesc în două configuraţii: sanie, pe care sunt montate pompa centrifugă şi motorul diesel de acţionare; remorcă, pe care este montat ansamblul pompă centrifugă - motor diesel. Aceste unităţi de transfer trebuie să aibă un gabarit cât mai redus pentru a fi amplasate în zonele cu suprafeţe nu prea mari, dar foarte aglomerate, cu multe şi diverse utilaje, ale locaţiilor unde se desfăşoară operaţia de fisurare hidraulică.

Unităţile /Tancurile de stocare şi de transport al materialului de susţinere a fisurilor. Materialul de susţinere a fisurilor /menţinere deschisă a fisurilor, după fracturarea hidraulică, este nisipul de cuarţ. Acesta este stocat şi transportat în tancuri de depozitare a materialului în vrac („bulk storage tanks”). Aceste tancuri sunt: silozuri de depozitare; tancuri montate pe remorci autotractate.

Unităţile de amestecare şi presurizare /Amestecătoarele sunt construite pentru a pompa fluidul de fisurare în partea de presiune joasă a unităţii-manifold de la care se alimentează pompele de mare presiune ale agregatelor de fisurare. Există trei configuraţii constructive de unităţi de transfer /amestecare - presurizare: unitate montată pe remorcă autotractată („tractor-trailer”), cum sunt amestecătoarele Stewart şi Stevenson („Stewart and Stevenson blenders”); unitate de presurizare montată pe autocamion („truck-mounted pressurizing unit”); unitate de presurizare montată pe sanie („skid-mounted pressurizing unit”).


CNR-CME


-

51

Agregatele de fisurare hidraulică se pot utiliza şi pentru pomparea pastei de ciment în timpul operaţiilor de cimentare. De aceea, de cele mai multe ori se numesc şi agregate de cimentare şi fisurare (ACF). În timpul operaţiei de fracturare hidraulică, aceste agregate pompează fluidul de fisurare în sondă, prin intermediul manifoldului şi, apoi, al conductelor de presiune înaltă.

În România au fost construite, până la ora actuală, agregate de cimentare şi fisurare hidraulică de tipurile ACF 700, 2 AC 800, ACFA 1000 şi ACFA 1422, cu presiunea maximă de 700 bar, 800 bar, 1000 bar şi, respectiv, 1422 bar.

Operaţiile de fisurare hidraulică pentru zăcămintele cu gaze de şist necesită realizare unei presiuni cu valori mai mari de 1 000 bar.

3.11. Fracturarea hidraulică. Studiu de caz Echipele de specialişti din cadrul ROMGAZ, SPGN Mediaş, SPGN Tg. Mureş şi

CCITGM Mediaş au analizat, într-o primă etapă, un număr important de sonde (din bazinul Transilvanei) din care au selectat circa 60 de sonde drept viitoare candidate pentru operaţiile de stimulare. Sondele selectate în prima etapă au fost supuse, în paralel, de către specialiştii de la companiile DOWELL – SCHLUMBERGER şi HALLIBURTON, asistaţi de specialişti din cadrul ROMGAZ, SPGN Mediaş, SPGN Tg. Mureş şi CCITGM Mediaş, la un proces de simulare, analiză şi selectare, utilizându-se tehnica şi programele de calcul moderne.

Operaţiile de fracturare hidraulică executate de către firmele străine de service pe parcursul a doi ani, 1994-1995, s-au desfăşurat în intervalele de timp precizate în contractele semnate de către ROMGAZ cu firmele DOWELL – SCHLUMBERGER şi HALLIBURTON. În cursul anului 1994 s-au executat patru operaţii de fracturare la sondele: 107 Copşa, 140 Simoneşti şi 170 Sângeorgiu de Pădure cu firma DOWELL SCHLUMBEGER şi la sonda 182 Delureni cu HALLIBURTON. Campania de fisurare desfăşurată în cursul anului 1995 a cuprins un număr de 15 operaţii de minifrac şi patru operaţii de fracturare, în două etape, a câte 21 de zile fiecare, respectiv opt sonde la SPGN Tg. Mureş – 13 Petrilaca, 25 Acăţari, 202 Iclănzel, 222 Tg. Mureş, 155 Ţaga, 209 Grebeniş, 46 Dumbrăvioara, 15 Eremieni şi 7 sonde la SPGN Mediaş – 213 Filitelnic, 196 Prod, 6 Boiu, 20 Săcel, 10 Alma, 114 Laslău şi 190 Şoimuş.

Un sugestiv exemplu de fracturare hidraulică este cel executat de către firma Watherford, la sonda X, formaţiunea geologică – Badenian T4a. Programul de fisurare hidraulică a prevăzut un fluid neutru cu susţinere fluid tip WGA-20 şi material de susţinere Carbo-lite 20/40 Mesh. Optiprop G2 – 16/30 Mesh.

Bibliografie selectivă 3.1 Aadnoy, B. S., I. Cooper, s.a., Advanced Drilling and Well Technology, SPE, 2009. 3.2 Adams A. B. ş.a., 2,000,000 lb Landing String Developments-Novel Slipless Technology Extends the

Deepwater Operating Envelope, IADC/SPE 87186. 3.3 Ali Yaghoubi and Mark Zoback, Hydraulic fracturing modeling using a discrete fracture network in the

barnett shale - Stanford Stress and Geomechanics Group. 3.4 Anamika Gupta, Feasibility of Supercritical Carbon Dioxide as a Drilling Fluid for Deep Underbalanced

Drilling Operations, Louisiana State University, May, 2006. 3.5 Andruleit, H., Rempel, H., Meβner, J., Babiesw, H.G., Schlömer, S., Schmidt, S., Cramer, B., Nicht-

konventionelles Erdgas: Weltweite Ressourcen und Entwicklungen eines »Hoffnungsträgers« unter den fossilen Energierohstoffen. Erdöl Erdgas Kohle 126. Jg. 2010, Heft 7/8, p. 277-278; 280-282.


CNR-CME


-

52

3.6 Arthur, D.J. Bohm, B., Coughlin, B., Layne, M.: Evaluating implication of Hydraulic Fracturing in Shale Gas Reservoir, Paper SPE 121038, SPE Americas E&P Environmental &Safety Conference, San Antonio March 2009.

3.7 Avram, L.: Foraj dirijat, Editura Universal Cartfil, Ploieşti, 1999. 3.8 Brian Westenhouse, New Fracking Technology to Bring Huge Supplies of Oil and Gas to the Market, Oil

price, 16 Jan, 2012. 3.9 Ciocîrdel, R., Hidrogeologie, Ed. Tehnică, Bucureşti, 1957. 3.10 Constantin, T., Îndrumator pentru executarea forajelor de apa, Ed. Ceres, Bucureşti, 1986. 3.11 Constantinescu Gh., Captarile de ape subterane din România, Ed. Tehnica, Bucureşti, 1980. 3.12 Constantinescu, D., Mereanu, N.V., Sape de foraj – Carnet Tehnic, Ed. Tehnica, Bucureşti, 1976. 3.13 Costache Gh., Gavan, Carnet Tehnic - Forajul geologic şi hidrogeologic, Ed.Tehnica, Bucureşti, 1996. 3.14 Fletcher, S., Unconventional Gas Vital to U.S. Supply. O.G.J., Febr. 28, 2005, p. 20-25. 3.15 Fraley1, K. , Snider, P.: Casing Conveyed Perforating – What the Future May Hold as

ApplicationsExpand Well Beyond the Original Excape® Completion Process, Exploration& Production Oil & Gas Review– OTC Edition, Touchbriefings, 2008.

3.16 Gabolde, G, Nguyen, J.P.: Drilling Data Handbook (Formuleur du foreur), Editions Technip; Paris, 2012. 3.17 Gheorghitoiu M. M. Stoicescu, Sonde Performante pentru Depozitele Subterane de Gaze Naturale,

Editura Universităţii Petrol-Gaze Ploiesti, 2010. 3.18 Gheorghiţoiu, M. ş.a. Elemente de Foraj Dirijat, Universitatea Petrol-Gaze din Ploieşti, 1998. 3.19 Gheorghiţoiu, M., Dincă, A, Soluţii limpezi de electroliţi, M.P.G., 37, Nr.9, 1986. 3.20 Gheorghiţoiu, M., E. Şovărel, Unele aspecte ale comportării garniturii de foraj în sondele dirijate.

B.U.P.G.Ploieşti, 1998, Vol. XLVII-L, Nr.1. 3.21 Holtsclaw, J.: CleanSuiteTM Technologies- Solution for the Environment, presentation ppt Halliburton

April 2011. 3.22 Hunt III, W.C., Shu, W.R., Mobil R and D Corp, Controlled Pulse Fracturing for Well Stimulation. Low

Permeability Reservoirs Symposium, 6-8 March 1989, Denver, Colorado, 978-1-55563-568-8. 3.23 Jim B. Surjaatmadja, A Method to Effectively, Accurately and Selectively Place Many Fractures in a Well,

Halliburton Energy Services, Inc. – SurgiFrac. 3.24 Jordan Ciezobka, RPSEA, Topical Report 2, 09122‐04.TOPICAL‐2, Marcellus Shale Gas Project,

09122‐04June 18, 2012. 3.25 LaFollette, R.: Key Considerations for Hydraulic Fracturing of Gas Shale, September, 2010. 3.26 Macovei, N.: Forajul dirijat, Seria Forajul sondelor 4, Editura Universităţii din Ploieşti, 2003. 3.27 Mathews, H.L., Schein, G., and Malone, M.: Stimulation of Gas Shales, They’re all the same...Right?

paper SPE 106070, 2007. 3.28 Mazerov Katie, Minimizing uncertainty: Geosteering advances keep wellbores in sweet spot, Drilling

Contractor, march/april, 2011. 3.29 Mike Eberhard, P.E. Fracture Design and Stimulation - Monitoring Well Construction & Operations,

Technical worksh - In support of the EPA Hydraulic Fracturing Study, March 10-11, 2011. 3.30 Mike Mulrooney- Halliburton, Norway - Pin Point Resrevoir Stimulation. An Unique Tool for Increased

Oil Production. 3.31 Mocuţa, Şt.-T., Obiectivele cercetării geologice pentru hidrocarburi - prezent şi viitor. Romanian Journal

of Petroleum, September 2005, p. 1-28. 3.32 Mulrooney, M.: PinPoint Reservoir Stimulation- A unique tool for increased oil production, SPE

Conference, Bergen Norway, April 2008. 3.33 Nelson, E. B. a. D. Guillot, Well Cementing, Second Edition, Schlumberger, 2006. 3.34 Redlinger, M. Thomas şi John McCormic, Longer, Deviated wells push drill pipe limits, Drilling

Contractor, March/Aprilie, 2011. 3.35 Reinicke, K.M., Unconventionelles Gas - Wo liegen die Herausforderungen? Erdöl Erdgas Kohle 127. Jg.

2011, Heft 10, p. 340-342. 3.36 Rodgerson, J.L., Ruegamer, M.L., Snider, P.M.: External Casing Perforationg Provides Optimal

Treatment Coverage in Horizontal Pay, Paper SPE 97175, SPE Annual Technical Conference and Exibition, Dallas October 2006.

3.37 Rustad, B.,Hunter,W., George, K., Dennis, M.: Casing-conveyed perforating tested , E&P, february 2000. 3.38 Seale, R., Athans, J. :Effective Open Hole Horizontal Completion System for Multistage Fracturing and

Stimulation, Paper SPE 114880, SPE Tight Gas Completion Conference, San Antonio June, 2008.

3.39 Short `Jim ̀A. James, Prevention, Fishing & Casing Repair, PennWell Books, 1999. 3.40 Simon Chipperfield, Improving Well Completions by Use of Real-Time Microseismic Monitoring: West

Texas Case Study – JPT, March 2011.


CNR-CME


-

53

3.41 Simonton S., E. Felczak, A. Torre, Improving horizontal drilling efficiency:A case study from the Woodford shale, World Oil,April, 2011.

3.42 Smith, M., Directional Drilling Training Manual, Anadril, 1996. 3.43 Sneider, R.M., Sneider, J.S., New Oil in Old Places: The Value of Mature-Field Redevelopment. În:

Downey, W.W., Threet, J.C., Morgan, W.A., Petroleum Provinces of the Twenty-first Century, AAPG Memoir 74, 2001, p. 63-84.

3.44 Snider, P.:Seven years of Completing Tight Gas Formations in Alaska Utilizing Casing Conveyed Perforating:Successes, Lessons Learned,and New System Improvements, RPSEA Alaska Unconventional Gas Forum, April 7, 2008.

3.45 Stanojic, M.and Rispler, K.: Two Novel Multistage Fracturing Processes for Unconventional Reservoirs: Unique Approach for Branch-Fracturing Stimulation, Paper SPE 136581, SPE Latin American&Caribbean Petroleum Engineering Conference, Lima Peru December 2010.

3.46 Wang, Z. a.a. – A Novel Approach to Liner Foatation Extends the Standard Well Beach in a North Sea Field Development, IADC/SPE 87187.

3.47 * Dry-bulk-trailer. Civacon. http://www.civacon.com/application/dry-bulk-trailer/dry-bulk-trailer 3.48 * Energierohstoffe 2009 - Reserven, Ressourcen, Verfügbarkeit. BGR (Bundesanstalt für

Geowissenschaften und Rohstoffe), Hannover, 2009, p. 117, 284. 3.49 * Freeing Up Energy. Hydraulik Fracturing: Unlocking America’s Natural Gas Resources. July 19,

2010. 3.50 * http://www.europeunconventionalgas.org. 3.51 * http://www.europeunconventionalgas.org/new-home/the-process/step-by-step 3.52 * http://www.marcellus-shale.us/The-FRAC-Act.htm 3.53 * http://www.youtube.com/watch?feature=player_detailpage&v=jI9Vcqj4ciY. How to Operate a

Vacuum Truck. 3.54 * http://www.youtube.com/watch?feature=player_detailpage&v=-lBa6Rmua_M, BJ Services video II. 3.55 * Jet Manual 02. Triplex Pumps. Version 1.1. Schlumberger, Well Servicing Training & Development,

IPC, July 31, 2006. 3.56 * Jet Manual 05. Law-Pressure Equipment. Version 1.1. Schlumberger, Well Servicing Training &

Development, IPC, July 31, 2006. 3.57 * Loyd E. East, Jr., William Grieser, B.W. McDaniel, Bill Johnson, Successful Application of Hydrajet

Fracturing on Horizontal Wells Completed in a Thick Shale Reservoir; Halliburton, Randy Jackson, Devon Energy; Kevin Fisher, Pinnacle Technologies, PE Eastern Regional Meeting, , Charleston, West Virginia 15-17 September, 2004.

3.58 * Real-time Microseismic Monitoring, ESG. 3.59 * Schlumberger - Producing Shale Gas Reservoirs - Modeling and Simulation. 3.60 * SEI’s Frac Tank http://www.flickr.com/photos/collapsible-fuel-

tanks/sets/72157629205092423/with/6831564557/. 3.61 * Separating Fact from Fiction - Report by Energy Institute - The University of Texas at Austin, 2012. 3.62 * Servo Dinamics, Inc. ,Dynamic Gas Pulse Loading® / STRESSFRAC® - A Superior Well Stimulation

Process. 3.63 * Skidded Tanks. AFC Tanks. http://afctanks.com/products/skidded-tanks.html 3.64 * Slot Drill Method Provides Alternative to Hydraulic Fracturing Gentry Braswell, JPT Online

Technology Editor, 26 April 2012. 3.65 * Storage Tanks for Hydraulic Facturing. Portable Tank Group. http://www.water-storage-

tank.com/frac_tanks.html 3.66 * Vacuum truck loading water from frac tank.

http://www.youtube.com/watch?feature=player_detailpage&v=HDQg0RpcgOI 3.67 *Our look at FRACK TRUCKS. http://www.marcellus-shale.us/Frac-Truck-photos.htm 3.68 *WaterLess Fracturing Technology, Making the Most from the Reservoir, Dwight Loree – GasFrac

CEO Audis Byrd - GasFrac US VP & COO Robert Lestz- GasFrac Chief Technology Officer. 3.69 *** Dossier énergie - L'ABC du gaz de schistes au Canada, www.one-neb.gc.ca, 2009. 3.70 *** Gas Research Institut – Underbalanced Drilling Manual, Chicago, 1997. 3.71 *** Horizontal Drilling. Training Manual, Baker-Hughes-Inteq, 1996. 3.72 *** Reelwell Drilling Method Makes Use of Dual-Conduit Drillstring, JPT, August, 2012. 3.73 *** Slider: new level of efficiency to directional drilling, Drilling Contractor, July/August, 2004. 3.74 *** Unconventional Gas: Potential Energy Market Impacts in the European Union, JRC Scientific and

Policy Reports, 2012. 3.75 *** www. Halliburton.com/publ CobraMax H Fracturing Service..


CNR-CME


-

54

3.76 *** www.neb.gc.ca A Primer for Understanding Canadian Shale Gas - Energy Briefing Note. 3.77 ***CobraMax fracturing Service Outstanding Economics in Multi-Zone Completion, Halliburton,

RedTech, 2007. 3.78 ***Drilling Fluids Manual, ava drilling fluids&services, November, 2004. 3.79 ***www.halliburton.com/Products&Services *** www. Halliburton.com/publ SurgiFracSM Service- Fracture Stimulation. AUTORI Coordonator: Nicolae Napoleon ANTONESCU Nicolae Napoleon ANTONESCU Lazăr AVRAM Mihai BARAC Ştefan BAMDI Mihail BATISTATU Gheorghe BULIGA Ştefan CIOCANIU Mihai Pascu COLOJA Florinel DINU Mihai GHEORGHIŢOIU Ioan IGNAT Maria MARCU Ion MĂLUREANU Simion PAREPA Nicolae PAVLOVSCHI

4. OPERAŢIUNILE PETROLIERE ASOCIATE GAZELOR NECONVENŢIONALE ŞI POTENŢIALUL IMPACT ASUPRA MEDIULUI

Descoperirea şi valorificarea resurselor de gaze neconventionale presupune desfăşurarea

unor activităţi specifice denumite operaţiuni petroliere, grupate în patru faze: explorarea, dezvoltarea, exploatarea şi abandonarea. În toate aceste faze complexe se desfăşoară operaţiuni petroliere care constituie potentiale surse de poluare, cu agenţi de poluare specifici, a diverşilor factori de mediu, dupa cum urmeaza:

drumurile de acces: scoaterea din circulatie a unor suprafeţe de teren agricol, silvic etc., afectate de obiectivul respectiv;

zonele industriale si utilitatile: poluare de imagine, zgomot, vibraţii, efecte luminoase, căldură, eliminare de deseuri specifice activitatii desfasurate, etc.;

sondele de foraj: materiale utilizate pentru amenajări, consolidări, etanşări; fluide de foraj; detritus rezultat din foraj; tasari de terenuri, drumuri; utilizarea si raspândirea de chimicale, produse petroliere utilizate ca lubrifianti si/sau combustibili, eruptii libere, etc;

traficul greu. Numǎrul mare de camioane care deservesc o locaţie poate varia între cateva sute şi peste o mie de camioane cu fluide sau echipamente, cu efecte negative asupra infrastructurii drumurilor, mai ales în mediul rural. Efectele se


CNR-CME


-

55

manifestă atât în faza de explorare, cât mai ales în faza de dezvoltare, atunci când intensitatea traficului este maximă;

scurgerea şi împrǎştierea fluidului de foraj şi/sau a fluidelor de fracturare utilizate în forajul orizontal, care sunt pe bază de polimer sau ulei sintetic;

scurgeri de aditivi chimici componenţi ai fluidelor de fracturare transportaţi în cisterne şi supuşi amestecǎrii;

scurgeri accidentale prin structurile geologice strǎbǎtute de traseul sondei (fisurǎri);

scurgeri accidentale datorate cimentǎrii incorecte a puţurilor; sondele în probe de productie: tasări de terenuri, posibile emanatii în atmosfera

si/sau în sol a fluidelor din sonda, gaze si fractiuni usoare, etc.) rezultate la probele de productie; deversari ale fluidelor de fracturare, slamuri etc.;

sondele în productie: scapari în mediul înconjurator ale fluidelor din sonda, emisii de gaze de sonda, produse usoare, CO2, H2S, hidrocarburi aromatice, care se elimina în atmosfera; raspândirea pe sol de slamuri si/sau substante si materiale cu care se executa operatii de stimulare, injectie, consolidare nisipuri, fisurare hidraulica etc;

sondele de injectie: agentul de injectie (apa reziduala, gaze) infestând solul la suprafata si/sau în adâncime prin spargerea coloanelor, prin fisurarea canalizarii etc.;

sondele în reparatii capitale: fluidele de circulatie si omorâre, alte fluide provenite din sonda ş.a.;

conductele: fenomene de coroziune, fisurare, spargere, deformare mecanicǎ (acţiunea buldozerelor si excavatoarelor, alunecarilor şi eroziunilor de teren, cutremurelor, efectelor conditiilor meteorologice deosebite) etc;

parcurile de separatoare si rezervoare: deversari lichide accidentale, slamuri rezultate din curatarea rezervoarelor, separatoarelor şi decantoarelor, mâluri depozitate etc;

statiile de pompare, tratare si injectie: substantele folosite pentru tratarea titeiului si apelor reziduale, pentru tratamentul sondelor, la tratamente la instalatii de adâncime si de suprafata etc.;

statiile de tratare ape reziduale si/sau industriale: deversari de lichide în afara limitelor parametrilor admisi;

emisii indirecte de substanţe chimice prin evaporare, rezultate din bazinele de ape uzate şi depuse pe suprafaţa solului;

deversǎri accidentale de fluide de forare sau de fracturare amestecate cu particule solide din zona depozitelor;

substanţele chimice şi metalele grele rǎmase în sol/subsol şi susceptibile sǎ ajungǎ în pânza freaticǎ;

gestionarea incorectǎ a deşeurilor solide şi chimice implicate în operaţiile de extracţie a gazelor de şist ş.a.

sondele abandonate: polueazǎ prin imagine, steril, urme ale lucrarilor de foraj-extracţie si chiar prin emanatii sau canalizari de fluide acumulate, în special de gaze.

Cel mai mare efect potenţial asupra mediului din ansamblul operaţiunilor petroliere executate pe întreaga durată a concesiunii se regaseste in faza de dezvoltare datorită următoarelor motive:


CNR-CME


-

56

se efectuează cel mai mare volum de operaţiuni petroliere: zeci de foraje şi sute de operaţii de fracturare hidraulică efectuate în 4-5 ani;

suprafaţa ocupată de o locaţie, din care se sapă dirijat 6 – 10 găuri de sondă (multi pad) este de cca 3,6 ha şi se asigură exploatarea a 250 ha (A.E.A., 2012). Din aceste cifre se constată că, prin săparea de multi-paduri, suprafaţa totală ocupată la nivelul unui perimetru de exploatare este de numai 1,4 %, sau cel mult 2%, dacă se iau în calcul si suprafeţele ocupate de drumuri, conducte, etc. Majoritatea operaţiunilor de fisurare hidraulică se efectuează uneori simultan la mai multe găuri de sondă, ceea ce conduce la utilizarea unor volume mari de apă şi implicit necesitatea realizării unor batale etanşe de volum mare (pană la 30.000 m3);

poate să apară un efect cumulat asupra mediului, atât din punct de vedere al consumului de apă, al traficului, zgomotului, gestionării deşeurilor (incluzînd apa recirculată, rezultată în urma fisurării hidraulice), cât şi al chimicalelor utilizate în fluidul de fisurare.

Evaluarea impactului operatiunilor petroliere asociate gazelor de sist asupra mediului este un proces complex care necesita informatii detaliate legate de amplasamentele sondelor, structura geologica, hidrogeologica, tectonica si seismicitatea acestor zone de amplasare a sondelor etc., informatii care nu sunt disponibile decat dupa finalizarea etapei de explorare.

În continuare, pe baza informatiilor disponibile, va fi prezentatǎ prognoza impactului acestor operaţiuni petroliere asupra factorilor fizici de mediu (apǎ, aer, sol), a impactului formelor de poluare specialǎ (poluarea fonicǎ-zgomotul, poluarea radioactivǎ) dar şi influenţa complexǎ a extracţiei gazelor de şist asupra biodiversitǎţii, mediului social şi economic, ca şi asupra patrimoniului cultural.

4.1. APA 4.1.1 Necesarul de apă pentru foraj şi fracturarea hidraulică

Desfăşurarea activităţilor de foraj în bune condiţii presupune un consum permanent şi în

cantităţi mari de apă industrială. Dintre aceste activităţi le menţionăm pe cele mai importante: prepararea şi condiţionarea fluidului de foraj; prepararea pastelor de ciment; întreţinerea şi răcirea echipamentelor şi utilajelor de foraj, spălarea podului sondei, alte

activităţi gospodăreşti; eliminarea noroiului de foraj; rezerva intangibilă pentru incendii.

În cazul forajului pentru exploatarea gazelor neconvenţionale, la necesarul de apă calculat în mod similar cu cel pentru sondele săpate pentru exploatarea gazelor naturale (modulul 3.10.2.) se adaugă apa necesară realizării fracturării hidraulice. Dacǎ în primul caz cantitatea de apă utilizată este relativ mică (în funcţie de programul de construcţie al sondei - prevǎzut în proiectul de foraj - cantităţile de apă pot fi de ordinul sutelor sau miilor de m3), în cazul forajelor care utilizează fracturarea hidraulică se poate să avem un consum de apă de ordinul a 15 000 - 30 000 m3 de apă. Potrivit unei analize statistice efectuate pe circa 400 de sonde, consumul de apă tipic este de 25-30 m³/m pentru fracturările cu apă (Grieser, 2006) şi de circa 12 m³/m pentru fracturările mai recente, care folosesc un amestec cu vâscozitate scăzută, consumul fiind raportat la lungimea traiectului orizontal al sondei (Schein, 2004).


CNR-CME


-

57

Tabelul 4.1 prezintă date mai recente cu privire la noile sonde tipice gazelor neconventionale si se constatǎ o variaţie mare a necesarului de apǎ atât pentru forajul propriu-zis cât şi pentru fracturarea hidraulicǎ.

Tabelul 4.1 Sit/reg. Total pe puţ

[m3] Exclusiv fracturare Sursa:

Şistul Barnett

17.000 Chesapeake Energy 2011

Şistul Barnett

14.000 Chesapeake Energy 2011

Şistul Barnett

Nu există date 4.500-13.250 Duncan 2010

Şistul Barnett

22.500 Burnett 2009

Şist din Bazinul Horn River

40.000 PTAC 2011

Şistul Marcellus

15.000 Artur et al. 2010

Şistul Marcellus

15.000-45.000 11.350-34.000 NYCDEP 2009

Şistul Utica 13.000 12.000 Questerre Energy 2010 Sursa: Parlamentul European, iunie 2011, Raport al Direcţiei pentru Mediu, Sănătate Publică şi Siguranţă Alimentară: Impacts of shale gas and shale oil extraction on the environment and on human health. Evident, consumul de apǎ pe fiecare sondǎ este proporţional cu lungimea sondei, numǎrul si lungimea intervalelor fracturate, etc, iar literatura americană de specialitate arată că un amestec de lichid de fisurare bine ales poate reduce cu până la 50% consumul de apă. Sursele de apă de alimentare pentru operaţiunile petroliere sunt situate pe amplasamentele de dezvoltare a proiectelor sau în imediata lor vecinătate. Alimentarea cu apă se face fie din sursele de apă de suprafaţă, fie din cele subterane, sau, în funcţie de necesarul tehnologic de apă, din ambele surse, dupa obţinerea Avizului de gospodǎrire a apelor de la autoritatea competentǎ.

4.1.2. Managementul apelor uzate

Sursele de ape uzate ce apar ca rezultat al aplicării tehnologiei de extracţie a gazelor de şist sunt diferite în raport cu faza de execuţie.

Astfel, în faza de explorare, când se realizează platformele de foraj şi căile de acces, apa uzată rezultă din igenizarea personalului, din apa de precipitaţii impurificată cu materiale de construcţii (pulberi, reziduuri petroliere ş.a.) şi, în caz că prepararea betoanelor de construcţie se face pe amplasament, apa reziduală provenită de la această activitate. Debitele de apă uzată rezultată în această fază sunt foarte reduse în raport cu faza de dezvoltare. Caracteristicile fizico-chimice ale acestor ape uzate în raport cu HG nr. 188/2002, respectiv normele NTPA 011 şi NTPA 001, se încadrează în limitele prevăzute de norme. Pentru a evita orice situaţie de impact negativ asupra factorilor de mediu, apele uzate vor fi colectate în cisterne şi evacuate de pe amplasament la o staţie de epurare pentru ape uzate urbane.


CNR-CME


-

58

În faza de dezvoltare a extracţiei, tehnologia aplicată are două etape: etapa de foraj; etapa de fracturare hidraulică.

În ambele etape sunt generate ape uzate, având caracteristici şi debite diferite. Fluidele de foraj sunt diferite din punctul de vedere al compoziţiei în raport cu faza de foraj, respectiv cu adâncimea de foraj şi, de asemenea, cu structura geologică a amplasamentului sondei (modulul 3.4). Aditivii utilizaţi în etapa de foraj fac ca această apă să depăşească limita pH-ului şi limitele concentraţiei pentru anumite substanţe prevăzute în norma NTPA 002/2002 (Legea 188/2002), cum ar fi crom, sulfaţi, cloruri, fosfor, etc. Debitul de apă uzată generată de fluidul de foraj depinde de mai mulţi parametri. Din datele existente în literatura de specialitate (Revised Draft Supplemental Generic Environmental Impact Statement 2011Chapter 5 Natural Gas Development Activities & High–Volume Hydraulic Fracturing /pag.53) rezultă că pentru forarea unei sonde la adâncimi peste 3000 m, cu un coeficient de recuperare de maxim 40%, rezultǎ 6000÷7000m3 apă uzată. Trebuie menţionat că apa uzata conţine steril rezultat din forare, ceea ce poate determina creşterea concentraţiei în metale grele, materiale în suspensie şi chiar a conţinutului de hidrocarburi. O altă sursă generatoare de ape uzate este apa rezultată din spălarea şi întreţinerea instalaţiei de foraj şi a suprafeţei de lucru a sondei şi de la gura puţului (bazinul de ape recirculate al sondei, instalaţia de prevenire a erupţiilor). Apa rezultată din spălare poate conţine urme de vaselină, ulei şi componente ale fluidului de foraj. Sistemul de management al apelor tehnologice utilizate în foraj trebuie să dispună de o dotare tehnicǎ constând din instalaţii de colectare, stocare şi tratare a acestor ape. După efectuarea acestor proceduri apele uzate sunt reutilizate în procesul de forare. După finalizarea forajului şi trecerea la exploatarea gazelor de şist utilizând tehnologia de fracturare hidraulică, apele uzate rezultate în urma aplicării tehnologiei de foraj sunt tratate astfel încât să fie îndeplinite condiţiile cerute de norma NTPA 002/2002 (HG 188/2002) şi apoi să fie evacuate într-un emisar. Nămolurile rezultate după tratarea în flux şi tratarea finală a apelor uzate sunt fie valorificate în construcţii, fie sunt evacuate la un depozit de deşeuri periculoase, dacă concentraţia de substanţe periculoase depăşeşte limitele date de Ord. nr. 756/1997 al Ministerului Apelor, Pădurilor şi Protecţiei Mediului. Fluidele utilizate la fracturarea hidraulică (modulul 3.10.1) sunt asemănătoare fluidelor utilizate la foraj, dar aditivii utilizaţi şi concentraţia acestora diferă. Toate tehnologiile cunoscute până în prezent menţionează compoziţia fluidelor de fracturare hidraulică ca fiind formate din 98% apă şi mai puţin de 2% nisip şi aditivi (din care aditivi sub 0,5%). Pentru aditivarea fluidului de fracturare sunt cunoscute circa 235 de substanţe, unele dintre acestea fiind nocive, dar în mod curent sunt folosite cca. 30 substanţe. Astfel, în condiţiile în care nu există un control din punctul de vedere al toxicităţii lor, s-au utilizat drept aditivi acrilamidă, benzen, etil benzen şi izopropilbenzen, naftalen, acid diaminotetraacetic de tetrasodiu, substanţe nocive pentru factorul de mediu apǎ. Rolul acestor aditivi în compoziţia fluidului de fracturare este multiplu, dintre cei mai importanţi fiind reducerea vâscozităţii, asigurarea caracterului tensioactiv, menţinera fisurilor în rocile cu zăcământ, etc.

Ca urmare a unor erori de aplicare a tehnologilor de foraj sau fracturare hidraulică sau a unor accidente pot apare scurgeri necontrolate de ape uzate care pot polua: stratele acvifere din subteran, prin fluidul care rămâne în subteran şi migrează în diferite direcţii. Poluarea are loc atât de la componenţii iniţiali din fluid, cât şi din substanţele preluate din subteran, cum ar fi metale grele, substanţe radioactive (radon), gaze , în special metan;


CNR-CME


-

59

solul, prin lichidul revenit la suprafaţă, controlat sau necontrolat. Fuidul de fracturare revenit la suprafaţă reprezintă 10 - 70% din cantitatea iniţială utilizată. Readucerea la suprafaţă se face în timp, până la opt săptămâni, dar 60% revine în patru zile, cantitate care poate fi gestionată;

apele de suprafaţă, fie în faza de fracturare, fie în faza de readucere la suprafaţă şi stocare a apelor uzate. Contaminarea apei de suprafaţă poate fi datoratǎ următorilor factori:

- deversarea noroiului de foraj, a lichidului de refulare şi a fluidului sărat din bazine sau din rezervoarele de reziduuri, provocând contaminarea şi salinizarea apei;

- scurgeri sau accidente provocate de activităţile de suprafaţă, de exemplu scurgerile din conducte sau bazine cu lichide sau ape uzate, manipularea necorespunzǎtoare sau echipamentul învechit;

- scurgeri cauzate de cimentarea incorectă a puţurilor; - scurgeri prin structurile geologice, prin fisurile sau pasajele naturale sau

artificiale. Practicile actuale arată că peste 60% din fluidul de fracturare este recuperat pentru reutilizare, deşi în anumite faze de dezvoltare a tehnologiei de extracţie a gazelor de şist, din raţiuni economice, acesta nu se mai reutilizează. Pentru recuperare sunt prevǎzute instalaţii hidrotehnice specifice, care asigură şi stocarea urmatǎ de tratare în vederea reutilizării. Aceste instalaţii urmăresc obţinerea unui fluid de fracturare ce are caracteristicile cerute de tehnologia de fracturare. Nămolurile rezultate după tratarea în flux şi tratarea finală a apelor uzate sunt fie valorificate în construcţii, fie evacuate la un depozit de deşeuri periculoase dacă concentraţia de substanţe periculoase depăşeşte limitele date de Ord. Nr. 756/1997 a Ministerului Apelor, Pădurilor şi Protecţiei Mediului. Dupa tratarea apelor uzate de pe amplasamentul Marcellus Shale [Sgeis, 2011] a rezultat un fluid cu următoarele caracteristici:

Cloruri 3,000 - 90,000 mg/l Calciu 350 - 1,000 mg/l Suspensii solide < 50 mg/l Ulei antrenat şi substanţe organice solubile < 25 mg/l Bacterii < 100 celule/100 ml Conţinut scăzut de bariu.

Aceste valori se încadrează în limitele recomandate de norma NTPA 002/2002 (HG 188/2002). O altă sursă generaratoare de ape uzate este cea reprezentatǎ de precipitaţii, care, în contact cu solul învecinat platformelor sau cu platformele betonate din incinta exploatării, colectează poluanţii chimici specifici exploatării. Toate apele uzate din precipitaţii vor fi drenate şi colectate în vederea tratării, astfel evitându-se scurgerea lor într-un emisar natural fără o tratare prealabilă. De remarcat că apa din precipitaţii tratată poate fi utilizată în procesul tehnologic atât la foraj, cât şi la fracturare hidraulică. O problemă aparte care poate să apară numai în faza de exploatare este cea legată de capacitatea de tratare a apelor, dat fiind debitul mare de ape uzate rezultate de la o exploatare cu multe sonde. Pentru a se asigura prin tratarea apelor o reducere a impactului asupra factorilor de mediu se recomandă o dezvoltare programată, în etape, a extracţiei. 4.1.3. Prognozarea impactului Încă din faza de proiectare se are în vedere prevenirea riscului de poluare prin aplicarea unor tehnologii corecte de lucru, corelate cu condiţiile geologice specifice locaţiei pe care se desfaşoară lucrările de foraj şi fracturare hidraulică. Un accent deosebit se va pune pe prevenirea


CNR-CME


-

60

riscului de poluare în faza de execuţie, avându-se în vedere fiecare operaţiune care priveşte atât tehnologia de foraj şi fracturare hidraulică, cât şi activităţile suport (prelevarea apei de la sursă, transportul şi depozitarea apei, prepararea fluidului de foraj şi fracturare hidraulică, depozitarea acestora înainte şi după utilizare, tratarea fluidului de foraj, depozitarea detritusului rezultat în urma activităţii de foraj, tratarea şi transportarea acestora către depozite special amenajate sau către emisari, etc.). Pentru toate aceste activităţi se vor elabora proceduri de lucru amănunţite. Protecţia apelor subterane împotriva contaminării acestora de către componenţii fluidului de foraj se va realiza prin tubarea şi cimentarea găurii de sondă ce traversează acviferele subterane. Protecţia apelor de suprafaţă se va face printr-un management corespunzător al apelor utilizate în tehnologia de foraj şi a apelor uzate rezultate din această tehnologie. Aceasta presupune existenţa unor instalaţii hidrotehnice cu dotarea corespunzătoare care să asigure atât circulaţia în siguranţă, cât şi tratarea acestor ape în vederea reutilizǎrii. Probabilitatea unui impact negativ dat de apele uzate asupra factorilor de mediu, inclusiv a apelor de suprafaţă sau subterane, este legată într-o foarte mare măsură de amploarea şi avergura proiectului. Astfel, cu cât numărul sondelor creşte, va creşte şi probabilitatea de apariţie a unui impact negativ asupra factorilor de mediu. În faza de explorare, când activitatea este relativ restrânsă în raport cu dezvoltarea unui proiect de exploatare a gazelor de şist, probabilitatea apariţiei unui impact negativ asupra factorilor de mediu este foarte mică. În condiţiile aplicării celor mai bune tehnologii la construcţia sondelor (BREF) se poate prognoza un impact nesemnificativ. În condiţiile nerespectării tehnologiilor BREF, sau aplicării unor tehnologii mai puţin sigure, impactul poate fi semnificativ, iar nivelul acestuia poate fi pe termen scurt, mediu şi lung. În cazul fisurării hidraulice, un risc ridicat se datorează apei care refulează din foraj în urma procesului de fisurare hidraulică. Refularea apei din foraj (flow back) poate să antreneze până la 70% din cantitatea de apa injectată. Prezenţa acestei ape în activitatea de punere în exploatare a gazelor neconvenţionale impune existenţa unui plan de management al "apelor reziduale" (waste water). Există în domeniu o vastă experienţă americană şi una mai redusă în Europa. Dezvoltarea în timp a mai multor proiecte în domeniu, tehnologiile atât pentru fracturarea hidraulică, cât şi pentru operaţiunile de colectare, purificare şi stocare a gazelor utilizate în etapa de exploatare, s-au îmbunătăţit foarte mult. Aceste îmbunătăţiri au apărut şi ca urmare a intervenţiilor autorităţilor de mediu care au condiţionat dezvoltarea proiectelor în raport cu nivelul riscului asociat impactului asupra factorilor de mediu. În faza actuală de dezvoltare a acestor tehnologii se poate prognoza un impact de nivel mediu. Pe o scară de la 1,0 la 10, nivelul impactului s-ar situa între 5,0 şi 6,0 (impactul de nivel 1,0 = nesemnificativ). 4.1.4. Măsuri de diminuare a impactului Măsurile care se impun pentru diminuarea impactului asupra factorilor de mediu, pentru fiecare etapă de lucru în parte, sunt următoarele:

amenajarea corspunzătoare a spaţiilor de lucru a sondelor; forajul fiecarei sonde se execută conform "Proiectului tehnic de foraj", care vizează şi

eliminarea riscurilor de poluare a apelor şi, de asemenea, o gestionare tehnică corectă a apelor tehnologice şi a apelor uzate;

aplicarea corectă a procedurilor de: probare a instalaţiilor de foraj şi extracţia gazelor;


CNR-CME


-

61

recepţie tehnică a lucrărilor de construcţie a instalaţiilor de foraj şi fracturare hidraulică;

recepţie tehnică a lucrărilor de construcţie a instalaţiilor hidrotehnice pentru vehicularea, tratarea şi transportul fluidului de foraj şi pentru fracturare hidraulică;

colectarea, stocarea şi tratarea apelor din precipitaţii şi din igienizarea/spǎlarea instalaţiilor, în vederea utilizării lor ca apă tehnologică;

utilizarea celor mai bune tehnologii (BREF) la foraj şi la fracturare hidraulică, astfel încât la traversarea zonelor sensibile din subteran să se evite poluarea;

utilizarea pentru foraj şi fracturare hidraulică de lichide aditivate cu substanţe cu o toxicitate cât mai redusă;

gestionarea corectă, cu un control riguros, a substanţelor toxice şi periculoase; utilizarea unui plan de urgenţă dinainte elaborat, pentru situaţii de urgenţă ce pot

interveni în caz de poluare majorǎ a apelor de suprafaţă sau subterane; asigurarea unui acces controlat în perimetrul de lucru al sondelor; utilizarea unor locaţii centralizate pentru depozitarea apei şi a fluidului de fracturare în

etapa de dezvoltare care poate astfel diminua semnificativ riscul la poluare al surselor de apă;

amenajarea de diguri şi şanţuri pentru limitarea deversării de poluanţi în apele de suprafaţă. În cazul în care, datorită neetanşeităţii la lucru sau din alte cauze, se poate produce poluarea apelor de suprafaţă, trebuie luate următoarele măsuri: închiderea imediată a sursei de poluare, pentru limitarea întinderii zonei poluate; colectarea poluantului, în măsura în care aceasta este posibilă; limitarea întinderii poluării cu ajutorul digurilor;

păstrarea curăţeniei în careul sondelor, pentru evitarea formării soluţiilor poluante din materialele împrăştiate sau a pulberilor flotante care pot ajunge în apa de suprafaţă;

refolosirea apei în procesul de fracturare hidraulică poate fi una din soluţiile de reducere a consumului de apă din surse naturale. De asemenea, folosirea unor surse de apă provenită din alte procese tehnologice (minerit, staţii de epurare, etc.), poate conduce la economii mari în utilizarea resurselor de apă;

în activitatea de prevenire şi control a poluării surselor de apă, o importanţă deosebită o are realizarea sistemelor de monitorizare a calităţii apelor de suprafaţă şi subterane. Monitorizarea gestionǎrii apelor implică elaborarea unor proiecte detaliate, care să aibă la bază studii hidrologice, hidrogeologice şi hidrochimice amanunţite pentru arealul pe care se vor desfăşura lucrările de foraj şi exploatare. Proiectele care stau la baza realizării sistemului de monitorizare trebuie să se realizeze înainte de începerea lucrărilor de explorare, iar monitorizarea se va continua atât pe tot parcursul celor patru etape principale de punere în valoare a zăcămintelor de gaze neconvenţionale, cât şi într-un interval de timp în perioada post-abandonare. Timpul de monitorizare post-abandonare va fi stabilit în cadrul activităţii de proiectare;

punerea în aplicare a unui progam integrat de management pentru apă, fluidul de foraj şi pentru fluidul de fracturare hidraulică care sǎ asigure premisele unei diminuări a riscului de poluare al surselor de apă.

4.2. AERUL


CNR-CME


-

62

4.2.1. Prognozarea impactului 4.2.1.1. Explorarea În această etapă impactul poate fi caracterizat ca fiind similar cu orice activitate de

construcţii – montaj. Astfel, sursa principală de poluare are caracter de sursă mobilă şi este atribuitǎ motoarelor cu ardere internă ale utilajelor şi mijloacelor de transport.

Durata impactului este dată de perioada de construcţie şi montaj a căilor de acces, a platformelor şi a instalaţiilor de foraj şi extracţie.

În faza de explorare, când activitatea este relativ mai restrânsă în raport cu dezvoltarea unui proiect de exploatare a gazelor de şist, probabilitatea apariţiei unui impact negativ asupra factorilor de mediu este foarte mică.

În condiţiile aplicării celor mai bune tehnologii (BREF) la construcţia drumurilor de acces si platformelor de foraj se poate prognoza un impact nesemnificativ.

În condiţiile nerespectării tehnologiilor BREF, sau aplicării unor tehnologii mai puţin sigure, impactul poate fi semnificativ, iar nivelul acestuia poate fi pe termen scurt si mediu.

În faza actuală de dezvoltare a acestor tehnologii se poate prognoza un impact de nivel mediu, situat între 3,0 şi 4,0 , pe o scară de la 1,0 la 10, pe termen scurt.

4.2.1.2 Dezvoltarea si exploatarea În faza de forare a sondelor de extracţie impactul este similar ca cel înregistrat la forajele

convenţionale. Aplicarea noilor tehnologii de foraj reduce foarte mult impactul asupra calitǎţii aerului atmosferic atât ca nivel de poluare, cât şi ca spaţiu de poluare. Astfel, emisiile de gaze toxice au loc punctual, pe spaţii restrânse, şi cu tehnicile actuale pot fi absorbite şi neutralizate prin diferite metode tehnice.

Activitatea de exploatare a gazelor de şist încorporează operaţiuni de fracturare hidraulică şi operaţiuni de colectare, purificare şi stocare a zăcămintelor de gaze. Există în domeniu o vastă experienţă americană (SUA) şi una mai redusă în Europa. Dezvoltarea în timp a mai multor proiecte în domeniu a facut ca tehnologiile, atât pentru fracturarea hidraulică, cât şi pentru operaţiunile de colectare, purificare şi stocare, sa fie îmbunătăţite foarte mult. Aceste îmbunătăţiri au avut loc şi ca urmare a intervenţiilor autorităţilor de mediu care condiţionau dezvoltarea proiectelor în raport cu nivelul riscului asociat impactului asupra factorilor de mediu.

În faza actuală de dezvoltare a acestor tehnologii se poate prognoza un impact de nivel mediu, situat între 5,0 şi 6,0 pe o scară de la 1,0 la 10 a impactului (impactul de nivel 1,0 = nesemnificativ).

Există atât în etapa de foraj, cât şi în etapa de exploatare o modalitate de impact supusă hazardului, când pot apărea avarii accidentale. Aceste situaţii pot produce un impact semnificativ şi pe lungă durată, şi, ca urmare, sunt tratate prin planuri de urgenţă în urma unui studiu de evaluare a riscului. Tot în această situaţie se analizează prin managementul situaţiilor de urgenţă nivelul de risc acceptat pentru un asemenea impact.

Nivelul impactului asupra aerului este influenţat de mai mulţi factori naturali. Astfel, se pot lua în considerare la prognozarea impactului asupra aerului următorii factori:

factori climatici: - temperatură; - umiditate; - viteză de vânt; - precipitaţii.

relief; poziţia apelor de suprafaţă în raport cu amplasamentul extracţiei ca factor de absorbţie

a emisiilor nocive;


CNR-CME


-

63

vegetaţie. Luând în consideraţie aceşti factori se poate prognoza un impact mai aproape de nivelul

1,0 sau mai aproape de nivelul 6,0.

4.2.1.3. Măsuri de diminuare a impactului Măsurile care se impun pentru diminuarea impactului asupra factorului de mediu - aer,

pentru fiecare etapǎ de lucru în parte, sunt următoarele: forajul fiecărei sonde se execută conform Proiectului tehnic de foraj, care vizează

eliminarea riscurilor de poluare a aerului; aplicarea corectă a procedurilor de:

probare a instalaţiilor de foraj şi extracţia gazelor; recepţie tehnică a lucrărilor de construcţii-montaj a echipamentelor de reducere a

poluării atmosferice; recepţie tehnică a lucrărilor de construcţii-montaj;

aplicarea celor mai bune practici (BREF) la foraj şi la fisurare hidraulică astfel încât la traversarea zonelor sensibile din subteran să se evite poluarea cu gaz metan;

utilizarea pentru motoarele cu ardere internă a unor combustibili de calitate şi exploatarea motoarelor în regimuri de exploatare care să asigure o eficienţă energetică ridicată;

utilizarea pentru motoarele cu ardere internă a unor filtre catalitice de reducere a poluării atmosferice;

elaborarea unor planuri de calitate a aerului în concordanţă cu planurile naţionale şi europene, planuri ce trebuie să facă parte din proiectul de investiţie;

recuperarea gazelor din apele uzate şi de la gura sondei şi neutralizarea lor utilizând diferite metode tehnice;

utilizarea unor planuri de intervenţie dinainte elaborate, pentru situaţii de urgenţă în cazul poluǎrii aerului în oricare etapă a proiectului de investiţie;

gestionarea eficientă a deşeurilor de foraj şi şlamurilor de la tratarea apelor uzate, astfel încât acestea să nu se constituie în surse fixe de poluanţi ai aerului;

utilizarea unor studii specifice la evaluarea emisiilor de orice formă de pe arealul exploatării zăcămintelor;

monitorizarea permanentă atât a parametrilor tehnici de exploatare, pe fiecare etapă de dezvoltare, cât şi a factorului de mediu aer. Exploatarea actuală a gazelor de şist se bazeză pe noi tehnologii care au redus

considerabil impactul asupra factorilor de mediu, în comparaţie cu tehnica de extracţie a din paerioada 1980 - 2000.

În prezent, zonele de extracţie hidrocarburi se confruntă cu problema emisiilor de gaze nocive pentru aerul atmosferic. Tehnologiile actuale au în prim plan şi problema reducerii acestor emisii, cu impact negativ asupra aerului atmosferic.

Impactul dat de activitatea de extracţie a gazelor de şist asupra factorului de mediu -aerul atmosferic poate fi caracterizat pentru cele douǎ forme de manifestare:

forma normală, operaţionalǎ cu impact nesemnificativ, rezultată din aplicarea corectă a celor mai bune tehnologii. Acestea asigură şi o siguranţă că emisiile din diferite surse de poluare a aerului sunt în limitele impuse de Legea 104/2011 şi Directivele UE privind calitatea aerului;

forma accidentală de impact, determinată de apariţia unor avarii pe fondul unor inadvertenţe în aplicarea celor mai bune tehnologii, sau aplicarea unor tehnologii sau tehnici mai expuse riscului apariţiei situaţiilor accidentale.


CNR-CME


-

64

Ambele forme de manifestare a poluării aerului determină un grad mai mic sau mai mare de poluare în raport cu nivelul de dezvoltare a extracţiei zăcământului de gaze, dat fiind caracterul cumulativ al poluării în raport cu numărul sondelor pe unitatea de suprafaţă [km2].

Având în vedere activităţile ce implică tehnologia actuală de extracţie, impactul asupra factorului de mediu aer este evaluat astfel:

în timpul perioadei de construcţie impactul este nesemnificativ, dacă sunt aplicate şi respectate tehnologii ecologice de construcţii-montaj (cu impact nesemnificativ de mediu);

în timpul perioadei de foraj impactul este nesemnificativ, dacă sunt respectate toate procedurile prevăzute prin proiectele de foraj şi sunt aplicate cele mai bune practici cunoscute în domeniu (BREF);

în timpul perioadei de fracturare hidraulică impactul este la nivelul mediu, dar poate fi diminuat dacă:

proiectele se vor dezvolta pe spaţii mai reduse, cu un numǎr mai mic de sonde, aceasta în urma unor calcule de rentabilitate;

se vor izola fronturile de lucru subterane în vederea reducerii scurgerilor accidentale de fluid de foraj sau gaze din subteran;

s-ar realiza o mai bună absorbţie a metanului la nivelul fluidului returnat la suprafaţă.

4.3. SOLUL ŞI SUBSOLUL

4.3.1. Explorarea

În faza de pregătire a amplasamentului, terenul de fundare trebuie să aibă stabilitatea

geotehnică necesară pentru a prelua în siguranţă sarcinile instalaţiilor şi facilităţilor aferente (necesitatea studiului geotehnic).

Vor fi evitate pentru amplasament: a. poziţionarea în zone active tectonic; b. zone în care pot apărea alunecări de teren; c. zone carstice sau zone cu roci fisurate; d. zone inundabile sau zone supuse viiturilor. Scurgerea şi eroziunea produsă de apele pluviale pot afecta terenurile în stagiul de

construcţie a facilităţilor aferente instalaţiilor de dezvoltare şi exploatare din amplasament. Sedimentele rezultate se pot acumula pe sol sau în apele de suprafaţă şi chiar se pot infiltra în subsol şi apele subterane antrenând eventuali contaminanţi. Riscul de poluare este de aceeaşi natură cu riscurile oricărei activităţi miniere sau petroliere. Totuşi, riscul de poluare a solului şi subsolului în cazul extracţiei gazelor de şist poate fi considerat ceva mai ridicat, până la moderat, datorită volumului mare şi complexităţii instalaţiilor necesare exploatării şi a suprafeţelor relativ mari pe care le ocupă facilităţile necesare pentru un foraj multiplu de extracţie (cca. 3 ha).

Măsuri de reducere: identificarea arealelor sensibile ce pot fi afectate de întregul proiect privind extracţia

gazelor de şist; achiziţia de date seismice cu minim impact asupra solului şi subsolului. 4.3.2. Dezvoltarea Impactul potenţial de poluare a solului şi subsolului este dat de:


CNR-CME


-

65

- sondele de foraj: materiale utilizate pentru amenajări, consolidări, etanşări; fluide de foraj; detritus rezultat din foraj; tasari de terenuri, drumuri; utilizarea şi răspândirea de chimicale, produse petroliere utilizate ca lubrifianţi şi/sau combustibili, erupţii libere, etc;

- sondele în producţie: scăpări în mediul înconjurător ale fluidelor din sondă, emisii de gaze de sondă, produse uşoare, CO2, H2S, care se elimină în atmosferă; răspândirea pe sol de şlamuri şi/sau substanţe şi materiale cu care se execută operaţii de stimulare, injecţie, consolidare nisipuri, fisurare hidraulică, etc.;

- sondele de injecţie: agentul de injecţie (apa reziduală, gaze), infestând solul la suprafaţă şi/sau în adâncime prin spargerea coloanelor, prin fisurarea canalizării, etc.;

- conductele: fenomene de coroziune, fisurare, spargere, deformare mecanicǎ (acţiunea buldozerelor şi excavatoarelor, alunecărilor şi eroziunilor de teren, cutremurelor, efectelor condiţiilor meteorologice deosebite), etc.;

- scurgeri de aditivi chimici componenţi ai fluidelor de fracturare transportaţi în cisterne şi supuşi amestecǎrii; Măsuri de reducere asociate reducerii impactului sunt:

observarea şi controlul tehnologic continuu al instalaţiilor de extracţie, transport şi depozitare şi luarea măsurilor pentru evitarea oricaror scăpări/eşapǎri în mediu; detectarea şi remedierea spărturilor şi a altor neetanseităţi la conducte, utilaje dinamice şi statice, prin inspecţii şi verificări periodice; combaterea efectelor coroziunii, uzurii şi abraziunii la instalaţiile de adâncime şi de suprafaţă şi la sistemele de conducte de transport fluide; îndepărtarea vegetaţiei şi a stratului de sol fertil nu se realizeazǎ mai mult decât este necesar; se reface ecologic prin reaşternerea acestuia.

Alte tipuri de impact:

◦ Deşeurile lichide Emisii indirecte de substanţe chimice prin evaporare, rezultate din bazinele de ape uzate şi depuse pe suprafaţa solului; Deşeurile solide

Noroiul şi reziduurile de foraj Tehnologia de forare pentru resursele neconvenţionale este similară realizării sondelor de exploatare pentru resursele convenţionale, dar cantităţile de noroi de foraj şi de reziduuri solide sunt mai mari cu cca. 40% în cazul forajului orizontal (DEC, 2011). De exemplu, un singur foraj orizontal cu lungime de 1200 m, la adâncimea de 2100 m, produce aproximativ 170 m.c. de noroi şi reziduuri. Noroiul de foraj şi reziduurile solide produse în urma forării sondelor de exploatare sunt considerate deşeuri industriale nepericuloase şi pot fi transportate la un depozit de deşeuri solide.

Geomembranele de polietilenă pentru etanşarea rezervoarelor de stocare a apei în vederea fracturării hidraulice. Acestea pot fi, de asemenea, depozitate în depozite de deşeuri solide după fracturarea hidraulică.

Măsuri de reducere: utilizarea unor tehnologii şi tehnici de forare care sǎ reducǎ la maxim cantitatea de detritus dislocat şi a suprafeţelor scoase din circuitul agricol, corelat cu un control atent al gestionǎrii acestor cantitǎţi considerabile de rocǎ excavatǎ şi uneori contaminatǎ;

impactul traficului greu. Se manifestă atât în faza de explorare, dar mai ales în faza de dezvoltare, atunci când intensitatea traficului este maximă (cca. 500 de curse pentru un


CNR-CME


-

66

singur foraj) pe o durată de 3-5 luni (A.E.A., 2012). Impactul acestei activităţi asupra mediului este semnificativ mai ales în apropierea ariilor rezidenţiale sau rurale. Impactul traficului greu poate fi însă important asupra calităţii drumurilor locale.

Măsuri de reducere: - datǎ fiind intensitatea activitǎţilor de transport auto şi gabaritul camioanelor

implicate se limitează la strictul necesar, numǎrul de vehicule, de curse, încǎrcǎtura şi viteza de rulare; se recomandǎ vehicule uşoare, cu nivel scǎzut de gaze poluante şi consum redus de carburanţi, utilizându-se cu precădere combustibil diesel;

- optimizarea activitǎţilor de extracţie cu cele auxiliare (transport gaze, transport fluide foraj, etc.) prin folosirea cu prioritate a drumurilor existente, a platformelor betonate şi asigurate împotriva scurgerilor.

4.3.3. Exploatarea

Impactul asupra solului şi subsolului nu este relevant în fazele de exploatare şi

abandonare decât în condiţiile migrării (accidentale) pe termen lung a fluidelor de fracturare către suprafaţă.

4.3.4. Conservarea şi abandonarea sondelor de explorare/exploatare

Deşi în literatura legatǎ de conservarea şi abandonarea sondelor de exploatare a gazelor

de şist nu sunt multe informaţii, totuşi problematica complexǎ a abandonǎrii sondelor de extracţie şi a impactului asupra mediului trebuie tratatǎ cu atenţie şi încǎ din etapa de proiectare (Schoenmakers et al., 2009).

Conservarea şi abandonarea sondelor de exploatare, respectiv ridicarea abandonǎrii/conservării sondelor, reprezintǎ etape prezente în ciclul de viaţǎ al unei sonde, iar aspectele legiferate pentru domeniul extracţiei petrolului şi gazelor naturale pot fi aplicate specific şi în extracţia gazelor de şist.

Este necesarǎ stabilirea unui plan de abandonare care sǎ cuprindǎ şi monitorizarea continuǎ a calitǎţii acviferului şi solului/subsolului, respectiv a eventualelor emisii de gaze (Schoenmakers et al., 2009), (The Royal Society and The Royal Academy of England, 2012).

În aceastǎ etapǎ ar fi necesarǎ şi prevederea unor lucrări de reconstrucţie ecologică prin care să asigure o minimalizare a impactului potenţial/accidental asupra mediului ambiant.

Legislaţia europeanǎ şi naţionalǎ trebuie sǎ conţinǎ elemente specifice etapelor de abandonare/conservare a sondelor, respectiv cele privind remedierea şi reconstrucţia ecologicǎ a solurilor ce au fǎcut parte din perimetrul sondelor de extracţie gaze de şist (Ordin Nr. 207 din 10 Decembrie 2007), (Schoenmakers et al., 2009).

4.4. ZGOMOTUL SI VIBRATIILE

4.4.1. Explorarea În aceastǎ primǎ etapǎ principalele surse de zgomot şi vibraţii rezultă de la operaţiunile de

foraj şi a utilajelor anexe dar şi de la mijloacele de transport. Din punct de vedere al amplasării lor, sursele de zgomot şi vibraţii pot fi fixe sau mobile. Sursele de zgomot şi vibraţii fixe sunt datorate utilajelor de excavare, rambleiere,

transporturi diverse, manipularea materialului tubular şi instalaţia de foraj.


CNR-CME


-

67

Sursele de zgomot mobile sunt reprezentate de maşinile de compactat, excavatoare, buldozere, încărcătoare pe şenile, macarale mobile.

4.4.2. Dezvoltarea

În etapa de dezvoltare sursele de zgomot sunt reprezentate de motoarele de acţionare a instalaţiei de foraj şi de manipulare a prăjinilor de foraj, grupuri electrogene, generatoare de sudură, autoutilitare şi de mijloacele de transport care deservesc sonda.

În plus zgomote şi vibraţii apar şi în fazele de realizare şi pozare a conductelor colectoare şi magistrale, a echipamentelor şi utilităţilor necesare extracţiei, tratării, stocării şi transportului hidrocarburilor.

Se estimează că atât în etapa de explorare, cât şi în cea de dezvoltare majoritatea surselor de zgomot şi vibraţii au caracter temporar (câteva zeci de zile) şi unele vor funcţiona doar 2…10 ore/zi, cu excepţia instalaţiilor de foraj.

4.4.3. Exploatarea

Există două surse majore de zgomot şi vibraţii în timpul exploatării: instalaţiile de foraj şi

grupul de compresoare, ambele cu funcţionare permanentă. Vibraţiile specifice activităţilor de foraj sunt generate de funcţionarea maşinilor şi

utilajelor mecanice ale instalaţiilor de foraj şi sunt foarte diverse. Unele vibraţii, vizibile, sunt produse de componente ale procesului tehnologic: site

vibratoare pentru cernerea lichidelor de foraj, motoare Diesel, pompe, compresoare etc., iar alte vibraţii sunt cauzate de inexactităţi de execuţie sau montaj, uzurii excesive a unor subansambluri, condiţiilor specifice de mediu (ex. forţa vântului).

Organismul uman percepe mai intens vibraţiile care au frecvenţe de 8…80 Hz, dar şi cele care au amplitudini de 6…14 mm.

Instalaţiile de foraj sunt prevăzute cu barăci metalice căptuşite cu material fonoabsorbant, iar compresoarele de ultimă generaţie sunt astfel construite şi prevăzute cu carcase sau căptuşeli antifonice încât să nu depăşească limitele de 90 dB.

Pentru evitarea apariţiei unor vibraţii puternice se recomandă echilibrarea dinamică a axelor cardanice la montarea instalaţiei de foraj şi folosirea de manşoane elastice, iar instalaţia va fi amplasată pe o fundaţie formată din dale de beton armat sub care se află un strat de nisip.

Concluzii privind impactul zgomotului Zgomotele şi vibraţiile sunt emisii normale ale activităţilor de foraj, dar majoritatea au

caracter temporar, efectele lor sunt pe termen scurt şi pentru prevenirea impactului negativ asupra lucrărilor şi a mediului se pot lua măsuri eficiente de protecţie.

Pentru protecţia personalului care desfăşoară activităţi în apropierea unor utilaje care produc un nivel ridicat de zgomot şi vibraţii se recomandă:

- dotarea cu căşti antifonice; - carcasarea utilajelor cu material fonoabsorbant; - folosirea altor echipamente specifice de protecţie (mănuşi, pălmare, bocanci etc.). Efectele zgomotului şi vibraţiilor sunt resimţite numai de personalul angajat în procesul

tehnologic (un număr mic de lucrători). Amplasarea sondelor în zone nepopulate, la distanţă de receptorii protejaţi, justifică

aprecierea că zgomotul şi vibraţiile nu sunt o sursă potenţial semnificativǎ de poluare.


CNR-CME


-

68

4.5. SEISMICITATEA

Prospecţiunea seismică este metoda geofizică cea mai utilizată în explorarea petrolieră, fiind bazată pe generarea de unde elastice care se propagă în subsol şi înregistrarea reflexiilor acestora la suprafaţă.

Generarea undelor elastice se face fie prin detonarea controlată a unor încărcături reduse de explozibil (de ordinul kilogramelor) în foraje cu adâncimea de ordinul zecilor de metri, fie prin vibrarea controlată de către un sistem hidraulic a unei plăci metalice autopurtate de-a lungul profilelor seismice iar în această fază riscul seismic este practic inexistent.

Introducerea unor deşeuri lichide (ape de zăcământ, reziduuri chimice sau radioactive) în teren prin injectare sau turnare în foraje reprezintă una din modalităţile de depozitare subterană a acestora. A fost dovedit faptul că astfel de operaţii de introducere a unor cantităţi mari de lichide în teren pot sta la originea producerii unor cutremure.

Unul din cazurile cele mai documentate este cel al generării unor seisme în zona Rocky Mountain Arsenal de lângă Denver, Colorado. Aici, apele contaminate chimic provenind dintr-un arsenal militar au fost injectate pentru depozitare într-un foraj adânc de cca. 4000 m, cu baza în gnaise fisurate. Injectarea a început în martie 1962, iar cutremurele au început să apară după câteva luni şi au continuat apoi cu o frecvenţă de 4-85 cutremure pe lună. Cantitatea de lichid injectată a fost în medie de 16 milioane de litri pe lună timp de un an şi jumătate. A urmat o întrerupere a injecţiilor timp de un an, după care injecţiile s-au reluat, pentru a fi însă oprite definitiv către sfârşitul anului 1965, datorită corelaţiei înregistrate între injecţiile de lichide şi creşterea seismicităţii. Cutremurele cele mai puternice au avut magnitudinea de 3,0 - 4,0 pe scara Richter, unele depăşind chiar magnitudinea 5,0. Alungirea zonei epicentrelor sugerează dispunerea acestora pe o direcţie paralelă cu unul sau două plane de falie.

În cazul activităţii de fracturare hidraulică, injectarea de fluide în formaţiunile geologice productive are alte coordonate: presiunile şi adâncimile de injectare sunt comparabile, dar cantităţile de lichide injectate sunt mai mici (1,1-2,1 milioane litri pe fiecare stagiu de fracturare, adică 9,0-29,0 milioane litri pentru întreaga operaţiune de fracturare multi-stagiu într-un singur foraj, în raport cu 16 milioane de litri pe lună timp de un an şi jumătate la Denver, adică cca. 288 milioane litri), iar injectarea de fracturare are loc pe extinderi reduse (sute de metri) şi durate scurte (ore), în aşa fel încât seimicitatea indusă de aceste procese este în general redusă, iar riscul seismic este scăzut.

Sunt cunoscute două tipuri de evenimente seismice asociate cu fracturarea hidraulică (AEA/ED57281/Issue Number 17).

Primul este rezultatul direct al fracturării hidraulice şi este de scară microseismică. Această seismicitate indusă necesită echipamente de măsurare foarte sensibile şi poziţionate în apropierea zonei de fracturare pentru a fi înregistrate. De obicei nu se resimt la suprafaţa terenului. Magnitudinile moment înregistrate au fost cuprinse între -4,0 şi -1,0, cele mai mari fiind de -0,5 pe scara Richter (SPE 152596).

Al doilea tip de eveniment seismic se poate produce atunci când injectarea şi fracturarea hidraulică au loc în apropierea unor falii geologice. Cu cât falia are o extindere mai mare, cu atât efectele seismice pot fi mai mari. Un astfel de caz a fost înregistrat la Blackpool (Marea Britanie), unde magnitudinea M = 2,3 înregistrată în aprilie-mai 2011 a fost pusă pe seama reactivării unei falii. Se poate nota faptul că o magnitudine de max. 3 este echivalentă cu vibraţia produsă de un camion (OGP, 2012). Este singurul eveniment de acest tip înregistrat la ultimele 1000 de foraje de fracturare executate din 2005 până în prezent.


CNR-CME


-

69

De asemenea, dacă ne referim la injectarea de fluide în general, cele aproximativ 140.000 de foraje de depozitare a deşeurilor fluide au fost operate fără incidente în SUA în ultimele decenii (Zoback, 2012)

Se poate afirma că injectarea de fluide acociată cu fracturarea hidraulică nu este responsabilă de producerea unor seisme care să afecteze într-o oarecare măsură mediul sau activităţile umane (magnitudinile „seimelor” induse au valori negative, fiind în general în apropierea limitei de detectabilitate prin monitorizare seismică). Explicaţia constă în faptul că presiunea de injectare crescută în timpul fracturării hidraulice afectează volume limitate din masiv (cu extinderi de câteva sute de metri), iar presurizarea durează în general un timp limitat la doar câteva ore. Seismele de magnitudini reduse asociate fracturării hidraulice (de exemplu cel de la Blackpool, cu magnitudinea 2,3) sunt evenimente foarte rare şi în legătură cu falii preexistente.

O atenţie mai mare trebuie acordată posibilei seismicităţi asociate fazei de dezvoltare după fracturarea hidraulică, în cazul în care apele uzate sunt reintroduse ca deşeuri lichide în puţuri speciale de injecţie.

Se poate acţiona în trei trepte pentru reducerea probabilităţii de activare a seismicităţii la injectarea de fluide în adâncime (Zoback, 2012):

Evitarea injecţiilor în falii active. Metodele seismice 3-D permit identificarea unor falii importante cu potenţial de producere a unor seisme induse semnificative (M > 6) prin activare sau reactivare. Această identificare a faliilor majore este de fapt parte a studiilor geologice în amplasament. Posibilitatea de activare a acestor falii poate influenţată şi de orientarea faliilor în funcţie de câmpul de eforturi tectonice regional. Faliile mai mici pot fi detectate mai greu, dar efectele lor se pot materializa doar prin seisme locale, de intensităţi mici.

Minimizarea modificării presiunii din pori în adâncime. Problema se pune în cazul depozitării prin injectare în formaţiuni acvifere adânci a apelor uzate în procesul fracturării hidraulice, activitate care poate influenţa seismicitatea.

Una din metode este minimizarea volumului de fluide de injectat, care reprezintă circa 25-50% din apele utilizate care se reîntorc la suprafaţă. Acest lucru se poate face în principal prin recircularea acestor ape şi reutilizarea lor în procesele de fracturare hidraulică.

O altă metodă este injectarea apei uzate în formaţiunea acviferă din care provine, dacă sursa de apă pentru fracturarea hidraulică a fost un acvifer de adâncime sau ape de zăcământ, sau în formaţiuni grezoase slab cimentate, cu permeabilitate ridicată. Astfel de formaţiuni se deformează plastic şi nu înmagazinează energie de deformare elastică ce ar putea fi eliberată sub formă de seisme.

Instalarea unor reţele locale de monitorizare seismică 3-D. Aceste reţele instalate în vecinătatea forajelor de injecţie permit o localizare precisă a eventualelor manifestări seismice produse de injectarea apei şi orientarea faliei (faliilor) responsabile de acestea.

Stabilirea în avans a protocolului operaţiilor în funcţie de evoluţia seismicităţii. Este necesară reducerea ratei injecţiilor de apă, sau chiar oprirea operaţiunilor (în special în fazele de perforare a tubingului şi de injectare a fluidelor sau fracturare hidraulică) în cazul producerii unor evenimente seismice semnificative. În sistemul propus de Universitatea Durham (Davis, R. et al., 2012), în cazul unor magnitudini induse de M < 1,7 activitatea se monitorizează continuu până ce nu se mai înregistrează nici un eveniment seismic timp de cel puţin 2 zile.

Abandonarea injectării în foraje în anumite cazuri. În cazul producerii unor seisme induse cu magnitudini M > 1,7 se reduce presiunea şi se monitorizează timp de 10


CNR-CME


-

70

zile, apoi se abandonează proiectul, dacă manifestarea seismică nu încetează (Davis, R. et al., 2012).

În concluzie, riscul seismic determinat de injectarea apelor uzate este foarte redus. În plus, riscul poate fi minimizat prin studierea şi planificarea adecvată în avans a operaţiunilor, monitorizarea seismică şi stabilirea anticipată a măsurilor necesare eliminării riscului în cazul producerii unor seisme.

4.6. RADIOACTIVITATEA Radioactivitatea naturală (NORM) constă în emisia radiaţiilor de către nucleele unor

elemente ce se găsesc în mod natural în mediul înconjurător. Aceste elemente se găsesc în cantităţi relativ reduse în mediu (apă, sol, subsol, gaze/aer), concentraţiile putând varia mult de la o zonă la alta. Prin diferitele procese asociate exploatării gazelor de şist există posibilitatea aducerii unei cantităţi de elemente radioactive naturale la suprafaţă.

Posibilitatea ca lichidele de fracturare injectate să ajungă la surse de apă subterane este scăzută atunci când distanţa dintre sursa de apă potabilă şi zona de producţie este mai mare de 600 m. Totuşi, trebuie considerat cu seriozitate posibilul risc de migrare a lichidelor injectate (ce pot mobiliza cu ele diferite componente aflate în subsol) precum şi dezvoltarea unor conexiuni hidrologice între stratele din adâncime şi formaţiunile de suprafaţă. În cazul în care distanţa amintită dintre zona de producţie şi sursa de apă este mai mică, riscul de contaminare creşte. Dacă apa deja utilizată este refolosită pentru noi fracturări scade necesarul de apă, dar creşte riscul introducerii elementelor radioactive în acvifere, mai ales în cazul unei avarii (Broomfield, 2012).

De asemenea, există posibilitatea ca şi gazele de şist împreună cu radonul să poată ajunge la suprafaţă, prin diferite căi subterane.

Daca forajele traverseaza formatiuni geologice ce conţin elemente radioactive, deşeurile produse în urma forajelor de forma apei rezultate, noroi, reziduuri, gropi şi iazuri de evaporare pot avea o radioactivitate crescută. De asemenea, pot apărea şi depuneri de elemente radioactive în ţevi, conducte, rezervoare sau alte echipamente de extracţie/forare. Radionuclizii principali din aceste deşeuri sunt Ra şi Rn. Radonul, fiind gaz, se dispersează în atmosferă, în timp ce apa de proces şi noroiul, ce conţin elemente radioactive, sunt adunate, după caz, în gropi şi iazuri de evaporare. Riscul ridicat de expunere la aceste surse de radiaţii este al lucrătorilor (EPA, 2012).

De asemenea, echipamentul de protecţie utilizat, pe care au avut loc depuneri de diferite materiale (noroi, etc.), cât şi zona de suprafaţă a solului pot fi contaminate ridicând probleme de management al deşeurilor, deoarece procesul de extragere concentrează radionuclizii naturali în aceste deşeuri. În funcţie de legislaţie, aceste deşeuri pot fi stocate în diferite depozite de deşeuri ţinând cont în primul rând de concentraţia radionuclizilor prezenţi. Astfel, după caz, poate fi necesară monitorizarea fazei operaţionale a eliminării deşeurilor, iar manipularea şi depozitarea corectă nu reprezintă un risc pentru populaţie. Este necesară elaborarea unui plan preliminar de management, adaptat situaţiei locale, pentru a asigura depozitarea corectă a deşeurilor cu conţinut ridicat radioactiv şi un plan de decontaminare în cazul în care există diverse scurgeri sau deversări (ASTSWMO, 2012).

4.7. BIODIVERSITATEA

Operaţiunile petroliere asociate gazelor neconvenţionale executate în diverse etape

(explorare, dezvoltare, exploatare, abandonare) pot afecta biodiversitatea prin fragmentarea habitatelor (construcţia de drumuri, conducte supraterane, împrejmuiri cu garduri, platformele de foraj), afectarea covorului vegetal, consumul excesiv de apă, nivel ridicat de zgomot datorat


CNR-CME


-

71

traficului auto şi operaţiunilor de foraj, etc. (AEA, 2012). Deşi afectarea biodiversităţii şi a covorului vegetal se face pe suprafeţe reduse, se impun măsuri de reducere a impactului şi prezervare a biodiversităţii (planificarea adecvată a lucrărilor, minimizarea suprafeţelor afectate, utilizarea preponderentă a infrastructurii existente – drumuri, poduri, limitarea la strictul necesar a numărului de autovehicule, curse, etc.).

O atenţie deosebită trebuie acordată ariilor naturale protejate, unde, pe lângă evaluarea impactului asupra mediului, este obligatorie şi realizarea evaluării adecvate, potrivit prevederilor art. 28 din OUG nr. 57/2007, cu modificările şi completările ulterioare.

În prezent, în România există 998 de arii naturale protejate de interes naţional, respectiv: 79 rezervaţii ştiinţifice - I; 13 parcuri naţionale - II; 230 monumente ale naturii - III; 661 rezervaţii naturale - IV; 15 parcuri naturale - V. La nivel internaţional sunt desemnate: 3 rezervaţii ale biosferei: Delta Dunării (1991), Retezat (1979), Pietrosul Rodnei

(1979); 5 situri Ramsar: Delta Dunării (1991), Balta Mică a Brăilei (2001), Lunca Mureşului

(2006), Complexul Piscicol Dumbrăviţa (2006), Lacul Techirghiol (2006); 1 sit al Patrimoniului Mondial: Delta Dunării.

Acestora li se adaugă siturile Natura 2000, parte integrantă a reţelei ecologice de arii naturale protejate la nivelul Uniunii Europene ce are scopul să menţină într-o stare de conservare favorabilă o selecţie a celor mai importante tipuri de habitate şi specii ale Europei. Ea reprezintă instrumentul principal al Uniunii Europene de conservare a naturii în statele membre. Reţeaua Natura 2000 este formată din: arii speciale de conservare (Special Areas of Conservation), constituite conform Directivei Habitate (Directiva 92/43 din 1992 privind Conservarea Habitatelor Naturale şi a Faunei şi Florei Sălbatice) şi arii de protecţie specială avifaunistică (Special Protected Areas) - constituite conform Directivei Păsări (Directiva 79/409 din 1979 referitoare la conservarea păsărilor sălbatice).

În legislaţia românească cele două Directive au fost transpuse prin Legea nr. 462/2001 (pentru aprobarea Ordonanţei de urgenţă a Guvernului nr. 236/2000 privind regimul ariilor naturale protejate, conservarea habitatelor naturale, a florei şi faunei salbatice).

Constituirea reţelei Natura 2000 în România a cunoscut până în prezent două etape. Într-o prima etapă au fost declarate 273 de situri de importanţă comunitară (prin Ordinul de Ministru nr.1964/2007) şi 108 arii de protecţie specială avifaunistică (prin Hotărârea de Guvern nr.1284/2007). În anul 2011 reţeaua a fost extinsă la 408 SCI-uri (39.952 km2), respectiv 148 SPA-uri (35.542 km2) prin Ordinul Mistrului Mediului şi Pădurilor 2.387/2011, respectiv, Hotărârea Guvernului 971/2011. Prin aceste acte normative suprafaţa totală a ariilor Natura 2000 în România a ajuns la de 54067 km2, ceea ce reprezintă 22,68% din suprafaţa naţională.

Pe lângă reglementările specifice legislaţiei de mediu, atât Legea Petrolului nr. 23/07.06.2004, cât şi acordurile petroliere, cuprind prevederi exprese privind obligaţia titularilor acordurilor petroliere de a solicita şi obţine actele de reglementare prevăzute de legislaţia în vigoare şi de respectare a măsurilor stabilite de autorităţile competente din domeniul gospodăririi apelor şi protecţiei mediului. Operaţiunile petroliere se vor desfăşura strict pe amplasamentele prevăzute de actele de reglementare emise de autoritatea de mediu, fiind interzisă efectuarea de operaţiuni petroliere în rezervaţii naturale, zone de protecţie sanitară şi perimetre de protecţie hidrogeologică a surselor de alimentare cu apă (art. 12, Legea Petrolului nr. 238/07.06.2004).

Executarea operaţiunilor petroliere, fără deţinerea de către titularii acordurilor petroliere a autorizaţiilor prevăzute de legislaţia în vigoare sau retragerea autorizaţiei de mediu, conduce la


CNR-CME


-

72

rezilierea concesiunii de către Agenţia Naţionala pentru Resurse Minerale (art. 42, Legea Petrolului nr. 238/07.06.2004).

4.8. MEDIUL SOCIAL ŞI ECONOMIC

4.8.1. Prognoza impactului, măsuri de diminuare a impactului Gazele de şist furnizează energie fiabilă şi accesibilă, oferind totodată posibilităţi de

dezvoltare locală şi de creare de noi locuri de muncă pentru locuitorii zonelor în care se amplasează şi se exploatează zăcămintele.

Estimările geologice indică faptul că România deţine resurse substanţiale de gaze naturale provenite din formaţiuni de argile gazeifere, iar valorificarea acestora ar putea să ofere beneficii directe pentru economia naţională şi regională.

Impactul social al exploatării acestor zăcăminte ia în considerare evaluarea efectelor asupra arhitecturii amplasamentului, cu influenţe directe în configuraţia teritorial-administrativă şi a calităţii terenurilor în zonele de amplasare a sondelor şi exploatare a zăcămintelor, efectele asupra calităţii vieţii şi asupra sănătăţii şi securităţii populaţiei.

Prognoza impactului social şi măsurile de diminuare a impactului social sunt evaluate raportat la fiecare tip de activitate, respectiv: explorare, dezvoltare, exploatare şi abandonare.

4.8.2. Explorarea În faza de explorare, reţinem o serie de aspecte relevante pentru evaluarea impactului

social, privitoare la utilizarea terenurilor şi a infrastructurii locale. Realizarea studiilor şi operaţiunilor care oferă informaţii pentru cunoaşterea condiţiilor

geologice pentru identificarea zăcămintelor, evaluarea cantitativă şi calitativă a acestora, precum şi determinarea condiţiilor tehnico-economice de valorificare presupune o desfăşurare de resursă umană şi echipamente în zonele de interes.

În această etapă, disconfortul produs de circulaţia utilajelor necesare explorării, pătrunderea în comunitatea locală a unor persoane străine generează un sentiment de insecuritate şi o teamă privitoare la pierderea controlului asupra utilizării unor bunuri considerate ca fiind ale comunităţii, cu precădere terenuri şi drumuri. O informare a populaţiei cu privire la beneficiile pentru comunitate ale dezvoltării unui proiect de acest tip este modalitatea de diminuare a efectelor perverse în această etapă a implementării.

4.8.3. Dezvoltarea

În etapa lucrărilor care constau în realizarea efectivă a sondelor de exploatare, câteva

aspecte sunt de reţinut pentru evaluarea impactului social. O problemă de rezolvat o reprezintă achiziţionarea de terenuri pentru amplasarea şi

ulterior exploatarea zăcămintelor. Folosirea terenurilor poate presupune strămutarea fizică şi economică a persoanelor, achiziţionarea de suprafeţe importante necesare exploatării ulterioare a zăcămintelor.

Amplasarea instalaţiilor de foraj, a spaţiilor de depozitare a echipamentelor şi substanţelor chimice, realizarea infrastructurii pentru procurarea apei necesare procesului tehnologic de forare, parcarea şi/sau staţionarea transportatoarelor de echipamente şi instalaţii tehnologice pentru punerea în producţie şi exploatarea sondelor de gaze implică sub aspect


CNR-CME


-

73

administrativ şi legislativ reglementări pentru conferirea autonomiei necesare utilizării eficiente şi integrale a suprafeţelor de teren necesare.

În acelaşi timp, o problemă de interes o reprezintă folosirea sau, după caz, crearea infrastructurii rutiere necesare asigurării în condiţii de securitate a echipametelor şi subsidiarelor folosite în activităţile de realizare a sondelor în vederea exploatării.

Traficul intens de camioane şi transportatoare de mare tonaj în zonă ridică problema poluării fonice şi a concentraţiei ridicate de emisii de noxe, cu influenţe directe asupra calităţii vieţii locuitorilor din zonă. Totodată, actuala infrastructură şi dotările publice din zonă pot fi afectate de suprasolicitare prin circulaţia utilajelor de mare tonaj şi de frecvenţa crescută a tranzitului camioanelor care vor transporta echipamente şi resurse umane în zona de amplasament a sondelor. Pe de altă parte, accesul la zona de exploatare implică şi dezvoltarea infrastructurii de transport în zonă, ceea ce va conduce la îmbunătăţirea conexiunilor rutiere şi a suportului logistic.

Indirect, intrarea şi ieşirea din regiune a persoanelor, inclusiv a turiştilor, va fi mai facilă. Acolo unde se impune, regiunea poate fi astfel promovată şi ca destinaţie turistică.

Dezvoltarea proiectului poate genera restricţii temporare sau întreruperea permanentă a accesului la agenţi economici, locuinţe sau structuri care asigură diferite servicii către populaţie.

Nu în ultimul rând, realizarea sondelor în vederea exploatării presupune scoaterea din circuitul agricol a unor importante suprafeţe de teren cu impact direct asupra agriculturii de subzistenţă şi a mijloacelor de întreţinere.

Impactul asupra siguranţei comunităţii este evaluat prin prisma creşterii circulaţiei în zonă, în special în faza de construcţie şi exploatare efectivă.

Volumul crescut al traficului prezintă risc ridicat de accidente rutiere, în timp ce activităţile industriale de acest tip, prin specificul lor, constituie un factor de pericol pentru siguranţa locuitorilor din zonă, obişnuiţi să circule fără restricţii.

4.8.4. Exploatarea

În faza de exploatare a sondelor vorbim de impactul asupra infrastructurii locale,

locuinţelor, bunurilor şi serviciilor prin: oportunităţi de creare de noi locuri de muncă şi creşterea implicită a nivelului de trai în regiune, crearea de oportunităţi pentru dezvoltarea sau îmbunătăţirea serviciilor locale prin creşterea cererii şi a puterii de cumpărare, creşterea diversităţii culturale, revitalizarea social-comercială.

În acelaşi timp, mobilizarea de resursă umană calificată din alte zone generează o diversificare culturală ce creşte riscul de conflicte cu localnicii, iar schimbările, atât cele generate de noua arhitectură a zonei precum şi cele indirecte, prin diversificarea serviciilor şi creşterea oportunităţilor de devoltare personală pot genera reacţii adverse. Este vorba despre: resentimente, teama de nou, neîncrederea în buna credinţă a investitorilor sau în persoanele străine aduse în zonă pentru expertiză sau realizarea unor operaţiuni tehnice ce implică un grad ridicat de profesionalizare sau specializare.

Dezvoltarea şi exploatarea zăcămintelor au un impact direct asupra agriculturii de subzistenţă şi mijloacelor de întreţinere. Prin scoaterea din circuitul agricol a unor suprafeţe importante pecum şi prin concesionarea sau cumpărarea de la populaţie a terenurilor, sunt întrerupte practici agricole sezoniere şi cele de creştere a animalelor, care asigură traiul zilnic al populaţii în zonă.

Posibilele efecte asupra sănătăţii sunt cauzate, în mare parte, de emisiile în aer şi apă. (Raport al Direcţiei pentru Mediu, Sănătate Publică şi Siguranţă Alimentară din Parlamentul European: Impacts of shale gas and shale oil extraction on the environment and on human health, lb. Ro, iunie 2011, pg. 30). Este vorba despre cefalee, urmare a inhalării pe termen lung a


CNR-CME


-

74

compuşilor organici volatili, precum şi de alergii provocate de contactul tactil cu apă contaminată.

4.8.5. Conservarea şi abandonarea sondelor de explorare/exploatare

În etapa de abandonare, înregistrăm o scădere a nivelului de trai urmare a disponibilizării

personalului şi, implicit, a scăderii puterii de cumpărare şi a standardului de viaţă. În această etapă, reţinem, de asemenea, că, prin conservare, terenurile pe care au fost amplasate sondele şi care, indirect, prin exploatare şi-au dovedit utilitatea economică urmare a abandonării sondelor, nu sunt reintroduse în circuitul agricol pentru a oferi comunităţii o alternativă viabilă de menţinere a standarului de viaţă.

Totodată, în etapa de abandonare, şi infrastructura locală dezvoltată pentru susţinerea unor activităţi conexe de petrecere a timpului liber sau satisfacere a unor nevoi curente este afectată în mod direct prin scăderea gradului de utilizare.

Pentru diminuarea acestor posibile efecte, se are în vedere dezvoltarea unor proiecte alternative care să preia din impactul negativ al abandonării exploatării (exemplu, valorificarea potenţialului turistic al zonei).

4.9. CONSIDERAŢII CULTURALE ŞI ETNICE, PATRIMONIUL CULTURAL

În fiecare dintre cele 4 faze de implementare a proiectelor de valorificare a gazelor neconvenţionale, activităţile investitorului vor îndeplini o cerinţă indispensabilă pentru evitarea unor situaţii antagonice, sau chiar de conflict între acesta şi populaţia locală: se vor plia pe sensibilităţile şi tradiţiile locale, printr-o informare cât mai exactă şi la nivelul de înţelegere a comunităţilor respective, asupra diverselor etape ale lucrărilor ce urmează a fi întreprinse. Acest demers va fi precedat de o investigaţie preliminară, cu ajutorul specialiştilor în domeniul sociologic-etnografic, pentru identificarea acestor particularităţi locale.

Un aspect important pentru evitarea unor eventuale incongruenţe de ordin material este constituit de întocmirea proiectelor astfel încât să nu fie afectat patrimoniul cultural naţional şi local, în urma unui studiu de fezabilitate care să cuprindă monumentele şi siturile de patrimoniu din aria ce va fi afectată pe termen lung de investiţia vizată. La întocmirea bugetelor pentru proiectele respective se vor prevedea fonduri pentru o eventuală restaurare şi conservare a obiectivelor de patrimoniu descoperite.

Considerăm că în urma etapelor pregătitoare menţionate mai sus este extrem de important ca locuitorilor din zonele afectate de proiecte să li se ofere posibilitatea de a-şi exprima, în cunoştinţă de cauză, opiniile în legătură cu proiectele şi investiţiile propuse.

Demersuri pentru implementarea proiectelor După elaborarea, conform condiţiilor menţionate, a proiectelor, urmează efectuarea unor

demersuri obligatorii din partea beneficiarului, pentru respectarea legislaţiei privind patrimoniul mobil şi imobil din România. Legislaţia prevede reluarea acestor demersuri pentru fiecare dintre cele 4 etape ale operaţiunilor petroliere asociate gazelor neconvenţionale (explorare, dezvoltare, exploatare şi abandonare):

Întocmirea unei documentaţii, necesară pentru avizarea de către autorităţile competente (cuprinde planuri detaliate, cu date stereo 70, însoţite de memorii tehnice).


CNR-CME


-

75

Depunerea documentaţiei pentru avizare la direcţiile judeţene pentru cultură sau la Ministerul Culturii.

Avizarea proiectelor de către direcţiile judeţene pentru cultură sau de către Ministerul Culturii (aceasta cuprinde condiţiile de supraveghere a lucrărilor sau de cercetare prealabilă a perimetrelor afectate de proiecte).

Încheierea unor contracte de supraveghere sau de cercetare între beneficiar şi instituţiile de specialitate autorizate (acestea vor cuprinde efectuarea prealabilă a unui diagnostic arheologic, precum si plata unui avans din valoarea contractului).

Asigurarea de către beneficiar a unor facilităţi pentru desfăşurarea supravegherii sau cercetării.

Desfăşurarea supravegherii / cercetării, inclusiv operaţiunile de înregistrare, restaurare şi conservare a obiectivelor de patrimoniu identificate.

Întocmirea de către instituţia specializată a raportului de supraveghere / cercetare, cu rezoluţia de avizare favorabilă, în urma eliberării terenului de sarcina arheologică.

Implementarea proiectului de către beneficiar, sub supravegherea personalului specializat al contractorului.

REFERINŢE BIBLIOGRAFICE A.E.A. 2012. Support to the identification of potential risks for the environment and human health arising from

hydrocarbons operations involving hydraulic fracturing in Europe. AEA/ED57281/Issue Number 17 ASTSWMO. Association of State and Territorial Solid Waste Management Officials> Information Sheet Radiation

Focus Group July 2012 Broomfield, M., 2012. Support to the identification of potential risks for the environment and human health arising

from hydrocarbons operations involving hydraulic fracturing in Europe EPA Pavillion Area Groundwater Investigation SI – ARR, URS Operating Services, Inc.,

http://www.epa.gov/region8/superfund/wy/pavillion/Pavillion_GWInvestigationARRTextAndMaps.pdf EPA, 2012. http://www.epa.gov/radtown/drilling-waste.html OGP. Shale Gas in Europe. Presentation, Brussels, April 2012 Schein G.W., Carr P.D., Canan P.A., Richey R. Ultra Lightweight Proppants: Their Use and Application in the

Barnett Shale: SPE Paper 90838 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 26-29 September 2004, Houston, Texas

Schoenmakers et al., 2009. Guidelines for the suspension and abandonment of wells, Oil & Gas UK, London * * * Shale gas extraction in the UK: a review of hydraulic fracturing, The Royal Society and The Royal Academy

of England, June 2012 Zoback, M., D. Managing the Seismic Risk Posed by Wastewater Disposal. EARTH Magazine, 17 April 2012,

www.earthmagazine.org. Coordonator : Alexandru PĂTRUŢI AUTORI Lazăr AVRAM Mihai BARAC Constantin CHERA Ştefan CIOCANIU Constantin COSMA Tudor DARIE Carmen DRAGOTĂ Mihai GERMAN Cristian MĂRUNŢEANU Mircea MOLDOVAN


CNR-CME


-

76

Tudoriţa NEMEŞ

5. ECONOMIC IMPACT OF NON-CLASSICAL GAS RESOURCES RELATED ACTIVITIES IN ROMANIA ON A NATIONAL AND REGIONAL LEVEL

5.1 Trilema energiei – De ce sunt necesare resurse primare de energie

Elementul esenţial în ceea ce priveşte utilizarea de gaz din surse neconvenţionale este impactul potenţial asupra securităţii aprovizionării României cu energie primară, accesibilitatea crescută a energiei pentru consumatori şi de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră.

Importanţa asigurării securităţii aprovizionării cu energie a unei ţări constă în impactul asupra stabilităţii economice (nici o economie sănătoasă nu poate exista fără posibilitatea de a avea alimentare cu energie neîntreruptă, în cantitatea necesară şi având calitatea necesară), stabilitatea socială (lipsa de energie la preţuri accesibile afectează fundamental nivelului de trai, viaţa culturală, sănătatea şi dezvoltarea unui popor), şi stabilitatea chiar politică a ţării (o ţară este vulnerabilă atunci când aceasta depinde de o singură sursă de energie care vine din exterior, care poate avea un impact final asupra în viaţa politică, şi chiar independenţa).

În multe cazuri, dependenţa de importurile de energie este considerat a fi o măsură a insecurităţii energetice. Cu toate acestea, acest lucru nu ar trebui să fie generalizat, iar această chestiune ar trebui nuanţată: soluţia este un amestec convenabil de surse, iar importul nu este aşa de rău, atâta timp cât există conexiuni fizice viabile, şi accesibilitate comercială. Datorită faptului că importurile depind de dimensiunea resurselor proprii ale unei ţări, strategia energetică ar trebui să conducă la acel mix de surse primare, care este cel mai convenabil pentru această ţară, aplicând principiul simplu al diversitatii cea mai mare posibilă. Cu toate acestea, în cazul în care sursele interne pot fi extinse, problema este, în esenţă simplificată, prin reducerea nevoii de importuri.

Prin urmare, gazul natural este esenţial pentru sustenabilitatea oricărui sector energetic, iar posibilitatea de a descoperi noi surse este benefică atât pentru buna funcţionare a acestui sector, precum şi în scopul de a reduce impactul asupra mediului. În absenţa unor noi surse de gaze naturale, într-un interval de aproximativ 15 ani am putea ajunge în mare măsură dependenţi de importurile de gaze naturale. Evident, această situaţie necesită măsuri decisive pentru a extrage resurse de gaze noi. În concluzie, luând în considerare posibila participare a noilor surse de gaze naturale în sectorul energetic din România, rezultă că: • securitatea aprovizionării cu energie este critică pentru României, şi poate fi, în esenţă îmbunătăţită prin extinderea surselor de gaze naturale ale ţării şi diversificarea interconexiunilor cu ţările vecine. • Fără intervenţia de noi surse de gaze naturale, inclusiv gaze de şist, dependenţa de importuri ar putea deveni în curând o povară. Experienţa celor două crize de iarnă din cauza închiderii sau reducerii importurilor de gaz este relevantă din acest punct a vedere.


CNR-CME


-

77

• Fără sursele de gaze economice asigurate, România nu este în măsură să îşi îndeplinească angajamentele care rezultă din aplicarea pachetului energie / schimbări climatice.

• De asemenea, atingerea obiectivului utilizării surselor regenerabile de 24% până în anul 2020 depinde de soluţionarea problemei privind funcţionarea echilibrată a sistemului naţional de electricitate, unde gazele naturale joacă un rol esenţial în soluţia acestei probleme.

• În esenţă, dezvoltarea acţiunilor de recuperare a gazelor neconvenţionale - în conformitate cu toate cerinţele de mediu - poate genera avantaje critice la nivel de ţară şi de regiune.

5.2 Promovarea de beneficii sociale şi economice

Industria de petrol şi gaze generează venituri importante pentru economia naţională. Gestionarea macroeconomică sănătoasă şi guvernanţa sunt necesare pentru a se asigura că banii generaţi de aceste proiecte sunt investiţi în comunităţile locale, prin politici care conduc la dezvoltarea economică şi reducerea sărăciei. Mai mult decât atât, cunoaşterea impactului social şi economic atât pozitive cât şi la risc este esenţial pentru a ajuta la proiectarea de politici sustenabile, care să contribuie la aducerea de activitate benefică pe termen lung, atât la nivel economic, care include activităţi de cercetare şi dezvoltare, precum şi la crearea locurilor de muncă şi dezvoltarea bunăstării sociale care creşte puterea de cumpărare şi, cu ea, siguranţa şi stabilitatea mediului economic pentru beneficiul afacerilor în general. 5.3 Rezultate de bază ale analizei de impact

Datele pe care le luăm în considerare provin din diferite surse, cum ar fi IEA - în ceea ce priveşte evoluţia consumului de gaze naturale, din studiile recente ale UE în ceea ce priveşte resursele de gaze neconvenţionale şi a impactului acestora, precum şi studii privind crearea de locuri de muncă în industria gazului, inclusiv cele directe şi indirecte .

Amintim un raport recent - iunie 2013 - al US-EIA care prezintă pentru România o cifră evaluată de 1.4442Gcm (51Tcf) a rezervelor de gaze de şist.

Avem în vedere intervalul de timp care începe în 2011 şi se încheie în 2030. Trebuie remarcat faptul că, în această perioadă: (i) nu toate resursele sunt consumate şi (ii) că extracţia va începe în 2019 (anii anteriori sunt folosiţi pentru activităţi de explorare), cu creştere lentă dată de limitarea puţurilor de foraj şi capabilităţi de operare (numărul de puţuri pe an este limitat de valoarea rezultată din considerente tehnologice în rapoarte recente ale UE).

Evoluţia producţiei de gaze neconvenţionale este dată în figura de mai jos:


CNR-CME


-

78

Source: authors’ calculations

Această cantitate de gaz este legată de întreaga producţie de gaz aşa cum se vede în figura următoare:


Un impact imediat este faptul că după anul 2023 (conform scenariului) România va avea de gaz disponibile pentru export. Acest lucru rezultă din faptul că evoluţia producţiei a fost aleasă pentru a corespunde cu cea a consumului şi pierderilor. Coeficienţii de creştere sunt egali cu evoluţia PIB-ului.

Având în vedere preţurile de piaţă ale gazului cheltuiala pentru gazul importat - care se schimbă în veniturile din gazul exportat - este reprezentat în figura de mai jos, ca procent din PIB în


CNR-CME


-

79

fiecare an. Trebuie să se reţină că veniturile din exporturi, sunt date ca negativ (intrări), în economie, în timp ce cheltuielile pentru exporturi sunt date ca procente pozitive ale PIB-ului.


Capacitatea noilor resurse de gaze de a elimina importurile, cel puţin pentru un număr de ani, creează o nevoie puternică de a începe extracţia lor. Noi subliniem deci din nou că, în interval de timp considerat a cantităţilor gaze noi produse nu sunt epuizate rezervelele. Este de observat că creşterea importurilor ca urmare a (i) epuizării gazelor convenţionale şi (ii) creşterea consumului, că costurile de aproape 1,5% din PIB se schimbă o dată cu folosirea gazelor neconvenţionale Creşterea producţiei poate duce la exporturi care ar putea aduce în economie venituri de 0,5% din PIB .

Un alt impact pe care l-am evaluat este cel asupra pretului gazelor. Noua producţie de gaze a fost considerat a intra pe piaţă la preţul de intern al gazelor (abordare mai conservatoare, deoarece exporturile au fost de asemenea luate în considerare la această valoarea).

În figura care urmează evoluţia preţurilor este prezentată pentru o anumită perioadă de timp. Creşterea preţurilor ca urmare a creşterii cantităţilor importate este inversată o dată ce gazele neconvenţionale ajung pe piaţă. Scenariul nostru indică o scădere potenţială a preţului de aproximativ 30% la sfârşitul perioadei. Această scădere păstrarează gazele la cost plus suficient pentru a include investiţii, impozite şi profituri considerabile.


CNR-CME


-

80


Un alt impact este crearea de locuri de muncă: directe şi indirecte. Diverse surse dau valori diferite de locuri de muncă indirecte pentru fiecare loc de muncă direct create, care variază de la 3 (cel mai conservator dat de datele din industria gazelor din SUA la 5 cel mai puţin conservator). Am luat foarte conservator cea mai mică valoare de 3 locuri de muncă indirecte pentru fiecare loc de muncă direct. Numărul total de locuri de muncă rezultat este de 4,517 directe şi 13552 indirecte la nivel naţional, astfel, un total de 18069.

Impozitele pe locuri de muncă au fost evaluate, precum şi mărimea impozitului pe profit. Rezultatele sunt prezentate în figura de mai jos:



CNR-CME


-

81

O evaluare efectuată în fiecare regiune a parametrilor specifici asociaţi la impactul socio-economic legat de efecte pozitive a rezultat într-o separare a locurilor de muncă directe (bazat pe raportul 3 în Vaslui, 1 în Constanta fiind proporţională cu suprafeţele respective ale perimetrelor din fiecare judeţ). Astfel, numărul de locuri de muncă directe create la nivel local este dat în figura următoare. Cifrele variază de la aproximativ 4800 de locuri de muncă directe şi 14400 pentru cele indirecte oferind numărul total de 19.200 locuri de muncă în total. Evident, cifrele de mai sus se bazează pe valoarea foarte conservatoare de creare de locuri de muncă indirecte pentru fiecare loc de muncă direct (de exemplu, 3), diverse studii ajung până la 5 pentru acest raport.


Bibliografie selectivă Leca, A., Muşatescu, V., Paraschiv, D.M., Voicu-Dorobanţu, R., Marinoiu, A.,M., Impactul implementarii pachetului energie-schimbări climatice asupra economiei româneşti. Studiul nr. 5.European Insitute of Romania, 2009 Uzlau C., et.al., Econommic Analysis of Romanian regions, Report IPE-INCE, Bucharest, 2011.

PuricaI., Nonlinear Models for Economic Decision Process, ImperialCollege Press, London, 2010. ISBN:9781848164277. PuricaI., et.al., Assessing the impact on the Romanian economy of the carbon emissions reduction as per EU policies, National Forecasting Commission, Ed.Economica, 2012.

Ministry of Economy, Trade and Business Environment - Elemente de strategie energetică pentru perioada 2011 – 2035. Direcţii şi obiective strategice în sectorul energiei electrice. Discussion Paper.

Autorii Modulului 5:

Dr.ing.Dr.ec. Ionut PURICA - module coordinator Dr.ing.Virgil Musatescu Dr.ec.CarmenUzlau


CNR-CME


-

82

1. CADRUL LEGISLATIV APLICABIL ÎN VALORIFICAREA RESURSELOR DE GAZE DIN ZĂCĂMINTE NECONVENŢIONALE

Evoluţia colectivităţilor umane spre formele evoluate din zilele noastre a fost în mare măsură condiţionată de stabilirea în relaţiilor sociale, economice şi politice a unor reguli acceptate benevol sau impuse. Începând cu Codul lui Hammurabi, într-o periodă istorică de aproape 4000 de ani, s-a ajuns ca în zilele noastre cadrul legal să reprezinte un sistem complex, cuprinzînd reguli fundamentale de natură constituţională, detaliate în legislaţii primare, care la rândul lor sunt explicitate în legislaţii secundare de natura unor ordine, decizii, reglementări, instrucţiuni, coduri de bună practică, etc., menite în ansamblul lor să asigure bunul mers al societăţii umane. Fig 6.1 Prevederi constituţionale şi legislative care stau la baza valorificării prin concesionare a gazelor naturale din zăcăminte neconvenţionale 6.1 Legislaţia petrolieră Dintre principiile generale ale procesului de elaborare a unui cadru legislativ pentru un domeniu de activitate de natura tehnică, cum este cel al valorificării resurselor petroliere din zăcăminte neconvenţionale, menţionăm:

- Armonizarea legislaţiei petrolieră primare cu cea secundară, pentru a evita contradictii sau ambiguităţi;

CONCESIONAREA RESURSELOR – PRINCIPIU CONSTITU IONAL CARE STA LA BAZA LEGISLA IEI PETROLIERE

CONSTITU IA ROMÂNIEI

Art 136 ”Resursele minerale sunt proprietate publică i se valorifuică

prin concesionare”

LEGEA PETROLULUI NR 238/2004

LEGEA PETROLULUI NU FACE NICI O DISTINC IE ÎNTRE

HIDROCARBURILE DIN ZACAMINTE CONVEN IONALE I NECONVEN IONALE

CONCESIONARE PRIN APEL PUBLIC DE OFERTA, DREPTURI LE SI OBLIBATII LE CONCESIONARILOR, REDEVENTA, DURATA ACORD PETROLIER

NORME METODOLOGICE DE APLICARE A LEGII PETROLULUI H.G. 2075/2004

Procedura de concesionare si derulare a acordurilor

petroliere este identica pentru toate tipurile de hidrocarburi

PROCEDUTRA DE ORGANIZARE A RUNDELOR DE LICITATIE, CON INUTUL OFERTELOR, CRITERII DE EVALUARE.

HOTĂRÂRI DE GUVERN DE APROBARE A ACORDURILOR PETROLIERE

Prevederi contractuale si procedura de aprobare

identice pentru toate tipurile de hidrocarburi

MARCHEAZA INTRAREA ÎN VIGOARE A ACORDURILOR PETROLIERE SI DREPTUL DE A ÎNCEPE OPETRA IUNILE DE EXPLORARE / EXPLOATARE


CNR-CME


-

83

- Aplicabilitatea generala a legislaţiei petroliere primare, de natură să asigură predictibilitatea şi stabilitatea activităţilor legiferate, caracteristici ce pot fi asigurate de un termen cat mai indelungat de aplicare a legilor, de transparenţa şi caracterul nediscriminator al a;

- Aplicabilitatea restransă la aspectele reglementate a legislaţia petrolieră, care cuprinde reguli specifice de desfăşurare a activităţilor reglementate si care este necesar să fie uşor adaptabilă la schimbările tehnice, economice, sociale sau exigenţelor de protecţie a mediului şi în consecinţă să se poată modifica/completa cu celeritate, de câte ori este necesar. Cadrul de reglementare trebuie menţinut la un nivel optim, deoarece atât lipsa cât şi excesul de reglementări pot constitui piedici în desfăşurarea unor activităţi.

6.1.1. Legislaţia petrolieră din România Dezvoltarea timpurie a sectorului petrolier în ţara noastră a impus şi necesitatea reglementării activităţilor respective, România fiind printre primele ţări din partea centrală şi de est a Europei care a adoptat legi specifică în domeniul explorării si exploatării hidrocarburilor, în anii 1924, 1937 şi 1942. După 1990 a început procesul de elaborare şi adoptare a unui nou cadru legal pentru sectorul petrolier, în baza prevederii art. 136 din Constituţia României, care prevede că ” Bogăţiile de interes public ale subsolului...fac obiectul exclusiv al proprietăţii publice” şi ” ....în condiţiile legii organice ele...pot fi concesionate...” Această prevedere constituţională s-a concretizat prin promulgarea Legii petrolului 134/1995, modificată şi completată prin Legea 238/2004, cu caracter de lege organică, care este în vigoare şi în prezent. Principalele principii care stau la baza Legii petrolului nr. 238/ 2004, care cuprinde prevederi aplicabile domeniului ”up-stream”, referitoare la explorarea, dezvoltarea, exploatarea, abandonarea zacămintelor si transportul ţiţeiului si gazelor naturale prin sistemul naţional de transport, sunt:

domeniul de aplicabilitate cuprinde totalitatea resurselor de petrol existente în subsolul ţării, care se prezintă sub formă gazoasă sau lichidă, şi nu face nici o diferenţiere după modul de generare al acestora, caracteristicile geologice si petrofizice ale rocilor colectoare, tipul de zăcământ sau tehnologia de exploatare, deci de încadrarea acestora la resurse din zăcăminte convenţionale sau neconvenţionale;

valorificarea resurselor de ţiţei si gaze naturale se realizează prin concesiune, în baza unor acorduri petroliere, de tip taxe – redevenţă, încheiate cu Agenţia Natională pentru Resurse Minerale, stabilită prin lege ca autoritate competentă, care intră în vigoare după aprobarea acestora prin Hotărâri de Guvern;

durata acordurilor petroliere este de 30 de ani cu posibilitate de extindere cu încă 15 ani; prevederile acordului rămân neschimbate pe toată durata acestuia, garantându-se astfel stabilitatea fiscală şi comercială. Drepturile şi obligaţiile titularilor, inclusiv nivelul redevenţei petroliere, se păstreză pe toată durata acordului petrolier, dacă părţile nu convin modificarea unor prevederi prin acte adiţionale;

companiile româneşti şi străine sunt tratate pe baze nediscriminatorii în procesul de licitaţie şi negociere, fiind totodată prevăzut accesul acestora la sistemul naţional de conducte şi la alte facilităţi necesare desfăşurării operaţiunilor petroliere;

titularii acordurilor beneficiază de dreptul de transfer, asociere şi de rezolvare a litigiilor inclusiv prin arbitraj international;

în afară de principiile generale de valorifiicare a resurselor petroliere, nivelul redevenţelor, drepturile şi obligaţiile titularului, legislaţia petrolieră primară consacră


CNR-CME


-

84

două principii importante: tratamentul nediscriminatoriu aplicat titularilor şi stabilitatea termenilor contractuali.

6.1.2. Directive europene referitoare la domeniul petrolier Prin adoptarea Legii petrolului nr. 238/ 2004, ca o condiţie pre-aderare a României la Uniunea Europeană au fost eliminate unele prevederi considerate protecţioniste şi discriminatorii din Legea petrolului nr. 134/1995. Astfel, legislaţia românească din domeniul petrolier a devenit compatibilă cu legislaţia europeană, care se caracterizează printr-un nivel redus de legiferare, lăsând la latitudinea statelor membre stabilirea strategiilor de valorificare a resurselor petroliere. Singura recomandare adresată statelor membre ale UE, în domeniul ţiţeiului şi gazelor naturale, este "Directiva privind autorizarea pentru hidrocarburi" (94/22/EC), care îşi propune să garanteze accesul nediscriminatoriu la activităţile de prospectare, explorare si exploatare a hidrocarburilor, şi nu face nici o distincţie între ţiţei si gaze naturale, cu atât mai puţin dintre hidrocarburi convenţionale si neconvenţionale, şi nu impune sau restricţionează tehnologiile de exploare si exploatare. O primă concluzie este ca în România, la nivelul Uniunii Europeane şi al statelor membre, dar şi în alte state cu tradiţie în domeniul exploatării hidrocarburilor, legislaţia petrolieră primară este aplicabilă pentru toate tipurile de hidrocarburi indiferent de caracterul convenţional sau neconvenţional al zăcămintelor sau de tehnologia de exploatare adoptată. Particularităţile geologice, tipul de zăcământ, tehnologiile aplicate şi impactul diferit asupra mediului al activităţilor respective fac, în toate cazurile analizate, obiectul unor reglementări, instrucţiuni tehnice sau coduri de bună practică de natura celor încadrate în legislaţia secundară. Fig. 6.2 Legislaţia secundară aplicabilă operaţiunilor petroliere efectuate în fazele de explorare, dezvoltare, exploatare şi abandonare, cu aplicabilitate în valorificarea zăcămintelor de gaze din zăcăminte neconvenţionale şi masurile propuse pentru înbunătăţirea acesteia

6.3 Legislaţia secundară aplicabilă explorării şi exploatării gazelor nenonvenţionale Legislaţia secundară este rezultatul interacţiunii dintre legislaţia petrolieră primară, care tratează problematicile majore, cu aplicabilitate generală asupra domeniului petrolier şi particularităţile

EXPLORARE APROBĂRI PREALABILE ÎNCEPERII OPERA IUNILOR PETROLIERE : AVIZE, AUTORIZA II, LICEN E ĂNCEP ERIIEFECTUĂR II DE DEZVOLTARE

PREVEDERI ALE LEGISLA IEI SECUNDARE: REGLEMENTARI, INSTRUCTIUNI TEHNICE, CODURI DE BUNA PRACTICĂ EXPLOATARE

REGLEMENTĂRI PRIVIND CONROLUL I MONITOREIZAREA OPERATIUNILOR PETROLIERE

ABANDONARE

Avize, aprobari ANRM

Aviize, acorduri ANPM

Autoriza ii de

Licen e ANRE

COMPLETAREA LEGISLAȚIEI SECUNDARE CU REGLEMENTARI , INSTRUCȚIUNI TEHNICE, CODURI

DE BUNĂ PRACTICĂ

ÎNTĂRIREA CAPACITĂȚII DE MONITORIZARE ȘI CONTROL AL

OPERAȚIUNILOR PETROLIERE DE CĂTRE AUTORITĂȚILE

COMPETENTE


CNR-CME


-

85

unei anumite activităţi, cum este cel al explorării şi exploatării resurselor din zăcăminte neconvenţionale, care necesită o abordare separată, mult mai detaliată. În lucrarea Fact-Based Regulation for Environmental Protection in Shale Gas Development (Charles Groat, Thomas Grimshaw et al, 2012 subliniază că ”... Reglementările referitoare la gazul de şist se realizează într-un cadru solid de legi şi regulamente, care a fost dezvoltat pentru hidrocarburile convenţionale de-a lungul mai multor decenii….., deplin aplicabile”. Reglementările au menirea de a creea un cadru optim pentru operaţiunile petroliere de explorare şi exploatare a zăcămintelor neconvenţionale de gaze naturale, astfel încât să se realizeze o îmbinare acceptabilă între avantajele economice şi dezavantajele legate de riscurile potenţiale pe care orice activitate umană le poate avea asupra mediului şi habitatului şi de a reduce potenţialele riscuri până la nivele acceptabile, prin creşterea disciplinei operatorilor. Reglementările au totodată rolul să ridice cota de încredere a opiniei publice, a factorilor de decizie şi a comunicatorilor media, în siguranţa tehnologiilor şi procedurilor, care se aplică. Menţiunea făcută la capitolul privind legislaţia petrolieră primară că România nu are prevederi specifice pentru gazele neconvenţionale este valabilă şi în ceea ce priveste reglementările şi instrucţiunile tehnice aplicabile în explorarea şi exploatarea acestor resurse. Autoritatea competentă abilitată prin Legea petrolului nr 238/2004 cu emiterea reglementărilor din sectorul petrolier este Agentia Naţională pentru Resurse Minerale (ANRM), care impune aceste măsuri prin instrucţiuni tehnice, aprobate prin ordine ale preşedintelui ANRM. Domeniile reglementate până în prezent de ANRM privesc:

evaluarea, clasificarea, confirmarea resurselor geologice şi rezervelor de petrol şi continutul cadru al studiilor de evaluare a resurselor geologice şi rezervelor de petrol (Ordinul 101/1997);

gestionarea fondului naţional de resurse geologice şi rezerve de petrol ( Ordinul 102/1997)

activitatea titularilor de acorduri în domeniul petrolier (Ordinul 41/1998) ; modalitătile de raportare si termenele de transmitere a datelor, informaţiilor si

documentaţiilor obţinute în derularea acordurilor petroliere şi măsurarea şi evidenţa producţiei brute de petrol (Ordinul 41/1998)

instituirea perimetrelor de dezvoltare-exploatare pentru petrol (Ordinul 43/1998) ; conţinutul dee detaliu al Cărţii petroliere ( Ordinul 150/2005) modificarea regimului sondelor şi avizarea execuţiei de operaţiuni petroliere de

exploatare experimentală (Ordinul 1/2006) avizarea operaţiunilor petroliere de conservare, abandonare şi, respectiv, de ridicare a

abandonării/conservării sondelor de petrol (Ordinul 8/2011) La nivelul statelor membre ale Uniunii Europene, situaţia este diferită de la ţară la ţară. Diferenţele sunt datorate experienţei şi importanţei diferite pe care domeniul petrolier l-a avut în fiecare ţară. Astfel, în timp ce în Marea Britanie, a fost adoptat in februarie 2013 un set de reglementări cu aplicabilitate pentru exploatarea gazelor de şist, în alte state sunt în curs de elaborare studii, care vor veni în sprijinul decidenţilor politici şi ai autorităţilor de reglementare din ţările respective, în timp ce în altă categorie sunt state care descurajeajă acestă activitate prin introducerea unor moratorii restrictive . Pe plan mondial, Statele Unite ale Americii, promotorul mondial al noii tehnologii a elaborat în paralel cu dezvoltarea tehnologică în domeniul exploatării gazelor de şist şi reglementări ale


CNR-CME


-

86

acestui domeniu de activitate, caracterizate printr-o abordare diferită, determinată atât de condiţiile geologice caracteristice fiecărei zone, de experienţa fiecarui stat în acest domeniu, dar şi de unele particularităţi sociale, economice, geografice şi de protecţie a mediului. Dintre principalele aspecte reglementate în Statele Unite ale Americii, cu precizarea că acestea au aplicabilitate locală, la nivel de stat sau bazin geografic, menţionăm:

impunerea unor distanţe minime ale operaţiunilor petroliere faţă de zone rezidenţiale, de zone natural protejate sau obiective sociale, pentru a asigura protecţia acestora;

impunerea unor condiţii tehnice de tubare, cimentare, de control al cimentării şi de prevenire a erupţiilor la sonde;

controlul emisiilor de gaze în atmosferă, cu specificatii pentru captarea, arderea sau, după caz, stocarea unor compusi ca H2S si CO2 şi solicitarea unor premise în situaţia în care sunt depăsite anumite limite;

rocurarea apei necesare pregătirii fluidului de fracturare, cu precizarea condiţiilor de eliberare a permiselor şi a modului de raportare;

fracturarea hidraulică cu precizarea obligaţiei de a face publică compoziţia fluidului de fracturare în site-ul FracFocus cu precizarea compusilor chimici folosiţi, concentraţia şi toxicitatea acestora;

prevenirea, controlul, remedierea efectelor si raportarea scurgerilor accidentale care prevăd comunicarea imediată a scurgerilor şi înlăturarea efectelor în cel mai scurt timp;

monitorizarea calităţii apei, dreptul de a face o evaluare a stării iniţiale a acesteia şi evaluari periodice;

construirea batalelor pentru fluidele de fracturare prevăd etanşarea acestora păstrarea şi tratarea apei rezultate în urma fracturării (apa de retur); refacerea locaţiilor post-abandonare.

Din analiza reglementărilor aplicate în prezent în procesul de exploatare a gazelor neconvenţionale şi în special a gazelor de şist, se constată:

reglementarea activităţilor este în strânsă corelaţie cu nivelul atins de activităţile de explorare si exploatare în diferite ţări, state sau provincii. În timp ce SUA si Canada aplică reglementări specifice în domeniul gazellor de şist, în Europa, unde aceste activitaţi sunt în stadiu incipient, doar Marea Britanie a adoptat astfel de reglementări, pentru celelalte ţări europene aplicându-se reglementările generale pentru sectorul petrolier;

România nu face excepţie de la acestă regulă, practic neexistând reglementări specifice explorării si exploatării gazelor din zăcăminte neconvenţionale;

reglementările au o aplicabilitate locală şi ţin cont de situaţia geologică, economică şi socială a fiecărui areal aflat sub incidenţa respectivei reglementări si sunt elaborate în baza unor studii stiinţifice, observaţii acumulate din activitatăţile reglementate, dar uneori şi din incidente nedorite;

procesul de reglementare este unul interactiv, remarcîndu-se în ultimii ani o tendinţă de introducere a unor noi reglementări, determinată în mare măsură de presiunea exercitată de opinia publică, ONG-uri şi mijloacele de comunicare;

în baza experienţei acumulate într-un secol şi jumătate în industria petrolieră din România şi ţinînd cont de bunele practici instituite pe plan mondial în domeniul gazelor neconvenţionale, sugerăm autorităţilor de reglementare să elaboreze şi să impună un set de reglementări specific acesti domeniu, util, în egală măsură,


CNR-CME


-

87

companiilor petroliere, factorilor de decizie, organismelor neguvernamentale si populaţiei

în paralel cu activitatea de reglementare, dar în sprijinul acesteia, recomandăm factorilor de decizie să ia măsurile necesare pentru a creste capacitatea de reglementare, monitorizare şi control a autorităţilor competente din domeniu.

Legislaţia petrolieră este esenţială în valorificarea resurselor din zăcăminte neconvenţionale, dar nu şi suficientă. In desfăşurarea operaţiunilor petroliere se aplică prevederi din legislaţia privind protecţia mediului, accesul la terenuri şi obţinerea autorizaţiilor de construcţie, accesul la resurse şi infrastructură, protecţia sănătăţii populaţiei, fiscalitate, etc. Deoarece unul dintre principalele aspect pentru care valorificarea gazelor naturale din zăcăminte neconvenţionale este privită cu rezerve de o parte a opiniei publice, în general fără cunoştinţe aprofundate în domeniul petrolier studiul CENTGAS cuprinde şi o trecere în revistă a legislaţiei aplicabile în acest domeniu. Domeniul protecţiei mediului a constituit pentru România unul dintre principalele capitole pre-aderare şi post-aderare de transpunere a reglementărilor comunitare în legislaţia internă. La nivelul Uniunii Europene, protecţia mediului este unul dintre domeniile bine reglementate prin directive si regulamente a căror transpunere in legislaţiile naţionale este impusă sub presiunea unor sancţiuni. Una din explicaţii este că orice prejudiciu adus mediului este transfrontalier, iar urmările, deseori observabile cu mare întîrziere, sunt foarte greu de înlăturat, fiind în multe cazuri, ireversibile. Pornind de la constatarea că legislaţia europeană este transpusă în quasi-totalitate în legislaţia internă, în forma extinsă a raportului CENTGAS sunt menţionate un numar de 26 de directive europene referitoare la protecţia mediului, care au aplicabilitate şi în domeniul gazelor naturale din zăcăminte neconvenţionale şi este precizată legislaţia internă prin care sunt transpuse. Ca urmare o serie de ambiguităţi remarcate în legislaţia europeană referitoare la acest domeniu nou de activitate pe plan continental, sunt prezente şi în legislaţia internă. Dintre aspectele considerate nerezolvate şi controversate pe plan european sunt cele referitoare la situaţiile în care sunt solicitate evaluări strategice de mediu pentru planuri şi programe şi evaluări ale impactului asupra mediului, nefiind clar dacă aceste cerinţe au aplicabilitate asupra exploatării gazelor de şist. Tototată se consideră necesară impunerea obligaţiei ca substanţele chimice folosite în fluidul de fracturare să fie făcute publice, conform metodologiei stabilite prin practica ”FracFocus”, cu bune rezultate în SUA. 6.3 Propuneri de completare a cadrului legislativ şi de reglementare Experienţa bogată a României în domeniul petrolier, efecuarea unor operaţiuni petroliere de fracturare hidraulică şi foraj orizontal pentru valorificarea hidrocarburilor convenţionale, facilitează elaborarea unui set de noi reglementări, menite să constituie coduri de bună practică pentru tehnicieni, dar în acelaşi timp să dea încredere decidenţilor politici, administraţiilor locale, ONG-urilor şi populaţiei că riscurile inerente oricărei activităţi umane sunt menţinute la un nivel acceptabil în cazul exploatării gazelor de şist, nedepăţind riscurile aferente exploatării hidrocarburilor convenţionale.


CNR-CME


-

88

Costurile necesare elaborării si implementării unor proceduri, reglementări şi coduri de bună practică, legate în primul rând de studiile necesare pentru o argumentare ştiinţifică a aspectelor vizate sunt minore în raport cu avantajele economice, sociale şi de protecţie a mediului obţinute. Avînd în vedere aspectele geologice, tehnice şi de protecţia mediului examinate în capitolele anterioare ale raportului considerăm că elaborarea unor reglementări care să vizeze diferite aspecte din derularea acordului petrolier începând cu faza de explorare si continuând cu dezvoltarea, exploatarea şi abandonarea zăcămintelor ar fi utile atat operatorilor, autorităţilor competente de reglementare si control, decidenţilor politici, mijloacelor de mediatizare si populaţiei. Analiza legislaţiei primare şi secundare aplicabile în România, directivele Uniunii Europene, compararea cu situaţia din alte state avansate din punct de vedere al exploatarii gazelor neconvenţionale, coroborată cu datele furnizate de celelalte module ale studiului au constituit elementele care au stat la baza următoarelor propuneri de completare a cadrului legislativ: Aspecte referitoare la legislaţia de mediu Este necesar să se decidă dacă perimetrele petroliere oferite pentru concesionare fac

obiectul procesului de evaluare strategică de mediu, conform prevederilor HG 1076/2004 privind stabilirea procedurii de realizare a evaluării de mediu pentru planuri şi programe. În caz afirmativ este necesară precizarea prin lege a acestei obligaţii şi întărirea capacităţii logistice si financiare a autoritatii concedente pentru elaborarea rapoartelor de evaluare strategica.

Este necesar să se precizeze pentru ce operaţiuni petroliere se solicită evaluarea impactului asupra mediului şi mai ales momentul în care se solicită această evaluare. Conform actualelor prevederi ale Directivei privind evaluarea impactului asupra mediului (2011/92/EC) transpusă prin HG 918/ 2002 privind stabilirea procedurii cadru pentru evaluarea impactului asupra mediului şi pentru aprobarea listei proiectelor publice sau private supuse acestei proceduri evaluarea impactului este obligatorie pentru: sonde de gaze naturale care produc peste 500 000 mc/zi, cantitate considerată de

unii specialisti ca fiind prea mare pentru sondele care produc gaze de şist, propunîndu-se cumulul producţiilor sondelor săpate din aceeaşi locaţie (”well pad”);

sonde adânci, fără însă a fi precizată notiunea de ”sondă adâncă”; ”instalaţii industriale de suprafaţă pentru extractia gazelor naturale”, care însă nu

sunt enumerate explicit, lăsând loc pentru interpretări diferite. În ceea ce priveste momentul în care se solicită o astfel de evaluare trebuie precizat că aceasta se poate face doar în situatia în care prin lucrările de explorare obţinem un volum suficient de informaţii pentru a decide dacă ne încadrăm, sau nu, în situaţiile în care evaluarea impactului este obligatorie. Menţionăm că aceste aspecte (existenta unui zăcământ, debite, adîncimea sondei, tipul instalaţiilor de suprafaţă) sunt precizate doar pe parcursul sau la încheierea fazei de explorare.

Completarea legislatiei cu prevederi prin care sa se impuna obligaţia ca titularii de acorduri petroliere să realizeze un studiu al parametrilor inţiali de mediu, care să evalueze starea mediului la momentul începerii operaţiunilor petroliere şi să constituie date de comparare în aprecierea impactului lucrărilor proprii.

Impunerea unor reguli de monitorizare a parametrilor de mediu, a valorilor admisibile raportate la cele iniţiale şi stabilirea unor periodicităţi şi reguli de raportare şi control.

Stabilirea unor măsuri şi termene de remediere a daunelor aduse mediului şi a responsabilitătilor titularilor de acord petrolier.


CNR-CME


-

89

Impunerea obligativităţii de a face publice substantele chimice utilizate în compoziţia fluidului de fracturare.

Aspecte referitoare la utilizarea apei şi gestionarea deşeurilor Fiind o componentă de maximă importanţă pentru activitatea de foraj, atat ca factor de mediu, dar şi ca parte a fluidelor folosite in procesul de foraj este necesar a se respecta minim urmatoarele: întocmirea unui studiu hidrologic şi hidrogeologic pentru evaluarea potenţialului

bazinelor şi a corpurilor de apă; elaborarea unui studiu de impact asupra acviferelor, a utilizarii unor volume şi de

determinare a volumelor limită care pot fi extrase fără a fi afectate comunităţile locale; realizarea unei reteţe de monitorizare a formaţiunilor acvifere din arealul pe care se

desfăsoară lucrările de foraj pentru explorarea/exploatarea gazelor neconvenţionale; monitorizarea trebuie începută înainte de executarea lucrarilor de foraj de explorare şi se va încheia întru-un interval de timp (ce va rezulta în urma unei modelari a curgerii apelor subterane în zona de interes) după încheirea etapei de abandonare;

obligaţia înlocuirii de către titulari a surselor de apă deteriorate prin activitatea proprie; elaborarea de reguli şi proceduri privind gestionarea deşeurilor lichide si solide.

Reglementări tehnice privind operaţiunile petroliere

Amplasamentul sondelor La alegerea amplasamentelor sondelor în care se vor efectua operaţiuni petroliere specifice pentru gazele neconvenţionale, în special fracturare hidraulică de mare volum se consideră necesară reglementarea: distanţei faţă de locuinţe, scoli, spitale, cursuri de apă, zone inundabile, surse de

alimentare cu apă potabilă, monumente, drumuri, reţele elecrice, conducte, etc.; suprafeţei maxime alocate pentru locaţiile sondelor; distanţei minimă faţă de faliile detectate prin prospecţiunea seismică; măsurilor de protecţie a solului la eroziune. Construcţia sondelor reguli minime de cimentare si tubare; adancimea de tubare în raport cu acviferele cu apă potabilă, impunerea unor anumite

tipuri de oţeluri pentru coloane si tipuri de ciment; controlul cimentării; tipul prevenitoarelor; verificarea coloanelor la presiuni superioare celor care vor fi folosite în operaţia de

fracturare; stabilirea unor presiuni maxim admisibile în operaţia de fisurare; investigarea sondelor. Monitorizarea si controlul operaţiunilor petroliere monitorizare microseismică a fracturării hidraulice; monitorizarea prin sonde a impactului calitativ si cantitativ asupra acviferelor (numar de

sonde, parametrii monitorizati, frecvenţa determinărilor); supervizarea operaţinilor de fracturare hidraulică de catre experţi atestaţi de ANRM,

similar cu procedura aplicata la operatiunile de abandonare a sondelor, stabilită prin Ordinul Preşedintelui ANRM nr. 8/2011;

monitorizarea post-abandonare (durată, parametri, etc.);


CNR-CME


-

90

controale periodice ale specialiştilor autorităţii competente la operaţiunile petroliere; monitorizarea seismicităţii provocate de activitatea de fracturare hidraulică de mare

volum.

REFERINTE BIBLIOGRAFICE AEA – Climate Impact of Potential Shale Gas Production in the EU ( 2012) – European Commission – DG Clima AEA – Support to the identification of potential risks for the environment and human arising from hydrocarbon operations involving hydrauluic fracturing in Europe (2012) – European Commission DG Environment Baker & McKenzie – Shale Gas – Environmental Law and regulation ( 2012) – SG-ELR Charles G. Groat, Thomas W. Grimshaw et. al. (2012) – Fact- Based Regulation for Environmental Protection in Shale Gas Development ( 2012) – The Energy Institute – The University of Texas at Austin Charles G. Groat et. al. - Separating Fact to Fiction in Shale gas Development (2012) -The Energy Institute – The University of Texas at Austin George E. King – Hydraulic Fracturing: What Every Representative, Environmentalist, Regulator, Reporter, Investor, University Resrarcher, Neighbor and Engineer Should Know About Estimating Frac Risk and Inproving Frac Performance in Unconventional Gas Wells ( 2012) – Society of Petroleum Engineers International Energy Agency - Golden Rules for a Golden Age – World Energy Outlook – Special Report on Uncomventional Gas (2012) – IEA Publications, France The Pennsylvania State University – Marcellus Shale Gas Well Drilling: Regulations to Protect Water Supplies in Pennsylvania (2011) AUTORI Coordonator: Mihai Silviu GERMAN Mihai BARAC Constantin CHERA Mihai Silviu GERMAN Traian MOCUTA Nicolae PAVLOVSCHI Alexandru PĂTRUŢI Varinia RADU SERBAN

7. CONCLUZII SI PROPUNERI

7.1 CONCLUZII

Evoluţia conceptelor si noile standarde la nivel european privind resursele naturale energetice-neconventionale, lansarea strategiilor economice, depinde de buna cunoaştere a potenţialului în astfel de resurse, respectiv, de argile gazeifere, de evaluarea rezervelor şi a calităţii lor, de distribuţia lor in teritoriu vizat, şi, in final, de modalităţile de valorificare a acestora (in foarte diverse domenii economice). Studiul realizează o cunoastere unitară, echilibrată a tuturor tipurilor de resurse energetice neconventionale si, respectiv, a argilelor gazeifere, a distribuţiei lor regionale si locale si a calităţilor lor utilitare.

Resursele energetice neconvenţionale, constituie o formă alternativă de energie; ele sunt localizate în formaţiuni sedimentare de diferite vârste şi, de regulă, la adâncimi mari în scoarţa terestră: shale şi tight gas, heavy oil şi oil shale, coal seam gas şi în zonele reci, în mări şi oceane - gaz hidraţii În condiţiile declinului productiei de hidrocarburi din zacamintele aflate in productie România trebuie să exploreze şi exploateze noi zăcăminte de ţiţei şi gaze naturale, atât de tip


CNR-CME


-

91

convenţional cât şi, mai ales, neconvenţionale, pentru a-şi asigura necesarul de consum intern şi eventual o cantitate suplimentară pentru export. Studiul multidisciplinar CENTGAS relevă modul în care aspecte de natura geologică, tehnică, de impact asupra mediului, impact economic şi cadru legislativ concură la valorificarea resurselor de gaze din zăcăminte neconvenţional şi evidenţiază modul în care aceste domenii se conditioneaza reciproc în realizarea acestui obiectiv.

7.1.1. Concluzii cu privire la „Scurt istoric al industriei de petrol şi gaze din România”

România are o tradiţie de peste 200 ani în exploatarea petrolului şi de peste 100 ani în exploatarea gazelor naturale. România a fost una dintre principalele ţări producătoare de ţiţei şi gaze din Europa (locul doi) şi din lume (locurile 3-10).

1857 este considerat anul de naştere al industriei de petrol iar anul 1909 anul de naştere al industriei de gaze naturale din România [1.2, 1.3, 1.4 ş.a.].

În perioada 1950-1990, industria românească de petrol şi gaze a cunoscut o dezvoltare de excepţie în toate domeniile de activitate ale acesteia, fiind printre primele din Europa şi din lume.

După 1990, industria românească de petrol şi gaze, în principalele domenii de activitate, a suferit un declin accentuat şi, ca urmare, o scădere severă a producţiei de ţiţei (circa 4 mil. t) respectiv de gaze (circa 10 mld. m.c.) în 2012. Ca urmare, explorarea şi exploatarea unor noi zăcăminte, convenţionale sau neconvenţionale, trebuie să înceapă de

POTEN IAL GEOLOGIC

CADRU LEGISLATIV

IMPACT

ECIONOMIC

IMPACT ASUPRA

MEDIULUI

CONDI II TEHNICE

GAZE DIN

ZACAMINTE NECONVENTIONALE


CNR-CME


-

92

urgenţă pentru a asigura, pe termen scurt, mediu şi lung, consumul intern şi un excedent pentru export.

7.1.2 Concluzii cu privire la potenţialului de generare a gazelor neconvenţionale în principalele unităţi geologice ale României

În România, formatiuni argiloase cu potential gazeifer, de tipul, gas shales sunt loclaizate în unităti de orogen, în structuri cutate (Fold Belt) (care aflorează la suprafată, dar care se extind si în zonele adânci din Carpatii Orientali) , precum si în unităti de platformă (din foreland-ul carpatic), la adâncimi ce depăsesc 2500-3000 m (Platforma Moesică cu extinderea sa în Dobrogea de Sud, Platforma Scitică (Depresiunea Bârladului), sudul Platformei Moldovenesti- (East European Platform). De asemenea, sunt îndeplinite conditii potentiale de existentă, în

Depresiunea Getică (a Foreland Basin Dacic Basin for young age) , and Tertiary Backarc Basin: Depresiunea Pannonică si Bazinul Transilvaniei.


CNR-CME


-

93

Vârsta formatiunilor de interes acoperă un interval de timp de la Paleozoic inferior

(Silurian – 425 mil. ani) la Cainozoic (Paleogen- 30 mil. ani). Cele paleozoice însumează parametri cu valori optime, apropiate de standardele internationale.

Potentialul termogazeifer al formatiunilor argilitice a fost testat în Unităti geologice carpatice, extracarpatice, intracarpatice si în Platforma continentală a Mării Negre. Rezultatele analizelor indică un potential ridicat pentru formatiunile siluriene din Platforma Moesică, Platforma Scitică si Platforma Moldovenească.

În Carpatii Orientali si Depresiunea Getică, formatiunile oligocene au un potential mediu.Pentru formatiunile permiene si jurasice din Carpatii Meridionali (Zona Resita- Moldova Nouă), pentru formatiunile carbonifere si jurasice din Platorma Moesică si pentru cele cretacice si miocene din Bazinul Transilvaniei potentialul este slab.

În Depresiunea Pannonică si Platforma continetală a Mării Negre informatiile avute la dispozitie nu permit o astfel de evaluare (datele existente în arhive nu specifică conditiile de efectuare a analizelor si nu precizează pozitia lor stratigrafică).

În studiu sunt prezentate criteriile si standardele de evaluare a potentialului gazeifer al argilelor cu un continut de materie organică. Continutul de Carbon Organic Total (TOC-wt%) poate avea valori între 0 si 12 pe măsură ce maturitatea (gradul de maturare ) a substantei organice creste; reflectanta vitrinitului poate stabili gradul de maturitate al petrotipurilor bituminoase, daca acestea au intrat sau nu in fereastra de petrol (respectiv,de gaze) si, implicit temperatura maximă din cadrul treptei respective. La valori ale lui Ro mai mici de 0,6 ne aflăm intr-un stadiu de imaturitate. Sistemele mature au Ro între 0,6 si 1, 35.

Organofaciesurile – precizate prin sinteza datelor aflate in publicatiile stiintifice – sugereaza, pentru formatiunile urmarite:

o Productivitate mare de materie organica; O evolutie diagenetica (termica) a sedimentelor primare influentata atat de istoria ingroparii cat si de evolutia tectonica a bazinului (istoria sariajelor care s-au succedat); Maturitatea substantei organice nu s-a produs in mod uniform, nici in timp (in stiva de sedimente), nici in spatiu (de la nord la sud, in lungul bazinului).

Se consideră formatiuni cu un bun potential acelea în care valorile TOC sunt mai mari de 2-4%, ale reflectantei vitrinitului-Ro:1,5%, cu un kerogen de tipII-III si au avut o temperatură de maturare mai mare de 430oC. Astfel de formatiuni pot fi explorate.

Grosimea formatiunilor este variabilă (100-2000 m), iar valorile ei sunt influentate

de cadrul tectonic, paleorelieful bazinului în timpul acumulării acestora si de frecventa forajelor care au interceptat aceste formatiuni. in PMol si PSc ea creste de la est (cca 100 m) catre vest (la peste 1000-1500m), iar in PMo, difera de la un bazin (Calarasi, Alexandria), la altul (Bailesti), crescand de la sud catre nord si, spre centrul Platformei Formatiunile argiloase imbraca geometrii stratale, tabulare, cu efilari laterale, intrerupte, frecvent, de un sistem de fracturi majore.


CNR-CME


-

94

o Pentru faza de exploatare trebuiesc avute în vedere formatiuni cu grosimi mai mari de 50m în conditiile unei omogenităti litologice.

Neomogenitatea litologică (granulometrică, petrografică si structurală) face dificilă

evaluarea grosimii secventelor argiloase, în sens strict, iar această neomogenitate este specifică pentru foarte multe din formatiunile descrise.

Principalele petrotipuri sunt reprezentate prin argile, argilite, disodile, menilite,

marne în alternantă cu nivele subtiri de gresii, iar gradul de dilutie a argilelor si argilitelor poate ajunge la 50% sau poate depăsii această valoare. Coloanele litologice ridicate, pe baza datelor din aflorimente sau din foraje, trebuiesc finalizate prin analize secventiale.

Pentru formatiunile interceptate de foraje, la adâncimi care variază între 2000 si 5000

m, nu sunt păstrate carote care să permit o probare sistematică, iar accesul la datele de carotaj geofizic (PS, GR, permeabilitate, porozitate etc) este extrem de limitat (la informatii de la ROMGAZ-Medias si Tg.Mures). Un studiu separat al acestor date ar fi necesar.

În faza de explorare fiecare unitate geologică trebuie examinată si considerată separat, pentru că trăsăturile lor geologice (stratigrafice, sedimentologice, organogenetice, tectonice) sunt foarte diferite, prezintă conditii specifice de stocare si eliberare a gazului natural si, implicit, solicită tehnologii separate de exploatare.

Evaluarea rezervelor de shale gas (gaz de sist?) se poate face numai după

proiectarea unor foraje de explorare care să stabilească, printr-o abordare 3D- geometria (arhitectura) corpurilor de rocă, grosimea lor, extinderea laterală, omogenitatea litologică, permeabilitatea formatiunii, în ansamblul ei.

Actualizarea criteriilor de prezentare si punerea bazelor pentru organizarea unor bănci de

date privind aceste tipuri de resurse din România, cu toate proprietăţile lor, răspunde si cerinţelor Comisiei Europene de centralizare a unor astfel de informaţii.

7.1.3 Concluzii cu privire la utilajele, tehnicile şi tehnologiile specifice privind forajul, completarea şi exploatarea sondelor destinate formaţiunilor neconvenţionale de gaze –

La ora actuală, pentru exploatarea gazelor de şist se folosesc eficient, cel mai adesea,

forajele orizontale, combinate cu operaţia de fisurare hidraulică. În prezent sunt consacrate câteva tehnologii de orientare moderne care pot răspunde acestor probleme: metoda de foraj navigant (geosteering), Automation Technology for Directional Drilling, Rotary Steerable System, Reel Well Drilling - care folosesc motoare de fund şi dispozitive de măsurare în timpul forajului (MWD). La noi în ţară au fost săpate sonde orizontale începând din anul 1995, cu sonda 1 Clejani. La ora actuală sunt întrunite toate condiţiile care privesc realizarea forajelor dirijate şi orizontale pentru explorarea şi exploatarea gazelor de şist.


CNR-CME


-

95

La sondele cu înclinări mari şi la cele orizontale, apăsarea pe sapă se reduce din cauza frecărilor dintre garnitură şi peretele inferior al găurii de sondă. În astfel de sonde, garniturile de foraj trebuie să facă faţă unor solicitări extrem de mari de tracţiune–compresiune, torsiune, încovoiere, ciclice (de oboseală) ş.a. Pentru alcătuirea lor sunt folosite prăjini speciale (cu pereţi groşi, din aliaje cu rezistenţe foarte mari, cu îmbinări cu umăr dublu etc.), prăjini destinate lucrului în compresie axială (Compressive Service), prăjini duale (cazul aplicării metodei Reelwell) etc.

Fluidele de foraj folosite pentru realizarea acestor sonde trebuie să răspundă unor cerinţe specifice. Accentul se pune îndeosebi pe fluidele foarte uşoare sau uşoare, cum sunt gazele, spumele, fluidele inhibitive (soluţiile limpezi), fluidele cu filtrat foarte mic, fluidele cu gel fragil, fluidele pe bază de petrol sintetic ş.a. În acelaşi timp, aceste sonde impun o mare siguranţă la realizarea porţiunilor verticale pentru evitarea contaminării stratelor cu ape potabile şi pentru prevenirea apariţiei oricăror probleme de mediu în timpul continuării realizării sondelor şi exploatării acestora.

Trebuie luate măsuri speciale pentru asigurarea realizării programului de construcţie şi echipare a sondelor în intervalele curbe, înclinate şi orizontale. Aceste măsuri sunt destinate, în principal: prevenirii pierderii stabilităţii peretelui în intervalele ce urmează a fi consolidate, prevenirii problemelor ridicate la introducerea coloanelor în porţiunile curbe, prevenirii prinderii coloanelor în intervalele foarte înclinate şi orizontale etc.

Monitorizarea traseului sondei se bazează, pe de o parte, pe folosirea unor module electronice de detecţie performante în cadrul sistemelor MWD şi LWD, iar pe de altă parte, pe o capacitate înaltă de prelucrare la suprafaţă a datelor culese din sondă (facies, temperaturi, presiuni, natura fluidelor etc.) în vederea stabilirii poziţiei sapei, păstrarea sau modificarea traseului etc. Între altele, forajul în sistem închis permite realizarea forajelor la subechilibru pentru evitarea, în principal, a blocării straturilor productive, respectiv realizarea forajelor cu presiune controlată pentru asigurarea realizării unor programe de construcţie cu un număr mai redus de coloane, ca şi realizarea în deplină siguranţă a sondelor.

Avându-se în vedere costurile mai mari necesare pentru efectuarea tuturor operaţiilor care se impun pentru exploatarea zăcămintelor cu gaze de şist, în comparaţie cu zăcămintele petrolifere convenţionale, şi, de asemenea, şi durata mai mare pentru efectuarea tuturor operaţiilor, este nevoie de instalaţii de foraj performante, fiabile, cu grad mare de automatizare a operaţiilor de manevră, care pot realiza o viteză mare de foraj, fără riscuri mari tehnologice şi tehnice, astfel încât să se evite producerea de accidente tehnice şi tehnologice şi, bineînţeles, ecologice.

Pentru completarea, în dreptul stratului productiv, a sondelor orizontale destinate exploatării gazelor de şist se recomandă, în general, sistemul cu packere exterioare şi valve de circulaţie laterală, care constă în utilizarea valvelor de circulaţie laterală cu trei poziţii şi element filtrant. Zonele din România programate pentru exploatarea prin fisurare hidraulică a zăcămintelor de gaze de şist sunt următoarele: Bârlad (Vaslui); Voivozi (Bihor); Tria (Bihor); Baile Felix (Bihor); Tulca (Bihor); Adea (Arad); Curtici (Arad); Periam (Timiş); Biled (Timiş); Paulis (Timiş); Para (Timiş); Buzia (Timiş); Crai (Timiş); Macin (Tulcea); Babadag (Tulcea); Capidava (Constanţa); Eforie (Constanţa); Costineşti (Constanţa); Vama Veche (Constanţa); Adamclisi (Constanţa).


CNR-CME


-

96

Realizarea activităţilor de foraj presupune un consum permanent şi în cantităţi apreciabile

de apă industrială necesară desfăşurării activităţilor de foraj în bune condiţii. Între acestea, le menţionăm pe cele mai importante: prepararea şi condiţionarea fluidului de foraj; prepararea pastelor de ciment; întreţinerea şi răcirea echipamentelor şi utilajelor de foraj, spălarea podului sondei etc.; rezerva intangibilă pentru incendii; fisurarea hidraulică a sondelor.

Procesul de stimulare, în integralitatea sa, presupune o proiectare care să asigure o conducere a operaţiunilor în timp real, alegerea celor mai potrivite fluide şi agenţi de susţinere a fracturilor, utilizarea acelor substanţe chimice pentru aditivare compatibile cu formaţiunea productivă. Dezvoltarea fracturării poate fi urmărită şi apoi dirijată prin monitorizare microseismică. Reprezentările 2D sau 3D ale evenimentelor microseismice induse, pot fi utilizate pentru localizarea şi dimensionarea spaţială a reţelei de fracturi.

Metodele utilizate pentru determinarea in situ a gradului de fracturare în masivele de roci pot fi directe (RQD, carotajul integral, TV de sondă) sau indirecte (testul Lugeon, diagrafia instantanee de foraj, carotajul seismic, carotajul acustic de atenuare, televiziunea acustică de sondă şi carotajul de potenţial spontan). Ca metode alternative de stimulare se pot menţiona: fracturarea prin pulsaţii (impulsuri) controlate; sistemul "Super Fracking" – Schlumberger; Sistemul "Rapid Frack" – Halliburton; sistemul de foraj sub formă de fantă; fracturarea cu geluri pe bază de gaze petroliere lichefiate (GPL);

Metodele de monitorizare pot fi implementate în timp real şi sunt folosite pentru urmărirea şi optimizarea operaţiunilor de stimulare. Principalele tehnici de urmărire şi de reglare în timp real a iniţierii şi propagării sistemelor de fracturi artificiale privesc procedeul de fracturare prin orientare selectivă dinamică cu jet („hydrofrack”, „Surgy Frack”) şi monitorizarea în timp real a fracturării hidraulice prin înregistrarea microundelor seismice.

Pentru realizarea operaţiei de fracturare hidraulică sunt necesare mai multe tipuri de unităţi/ echipamente, care îndeplinesc funcţii diferite. În România au fost construite, până la ora actuală, agregate de cimentare şi fisurare hidraulică de tipurile ACF 700, 2 AC 800, ACFA 1000 şi ACFA 1422, cu presiunea maximă de 700 bar, 800 bar, 1000 bar şi, respectiv, 1422 bar. Operaţiile de fisurare hidraulică pentru zăcămintele cu gaze de şist necesită realizarea unei presiuni cu măsuri mai mari de 1 000 bar.

Practicarea fracturării hidraulice/fisurării hidraulice în România, în scopul creşterii productivităţii sondelor care exploatează zăcămintele cantonate în formaţiuni geologice cu permeabilitate redusă (gresii, marne/argile nisipoase etc.), datează de peste 40 de ani, timp în care au fost executate cu succes sute de asemenea operaţii. În lucrarea extinsă este prezentat în detaliu un exemplu de fisurare hidraulică la Sonda X, cu fluid neutru cu susţinere de tip WGA-20 şi material de susţinere Carbo-lite 20/40 Mesh. Optiprop G2 – 16/30 Mesh.

7.1.4 Concluzii cu privire la impactul asupra mediului al operatiunilor petroliere asociate gazelor neconventionale


CNR-CME


-

97

Analiza punctualǎ a fiecǎrei surse potenţiale de poluare (operaţionalǎ sau accidentalǎ) conduce la formularea măsurilor de protecţie a factorilor de mediu, de conservare a biodiversitǎţii şi patrimoniului şi de reducere a impactului asupra mediului social şi economic. Aceste mǎsuri se constituite în seturi de restricţii legale, constrângeri tehnologice, indicaţii manageriale, strategice şi organizatorice.

În cadrul modulului “OPERAŢIUNILE PETROLIERE ASOCIATE GAZELOR NECONVENŢIONALE ŞI POTENŢIALUL IMPACT ASUPRA MEDIULUI” au fost prezentate sintetic prognoza impactului extracţiei gazelor de şist şi măsurile de diminuare a impactului pe operaţiuni, raportate la factorii de mediu.

Principalele mǎsuri de reducere a impactului poluǎrii factorilor fizici de mediu datoritǎ extracţiei gazelor de şist includ:

identificarea arealelor sensibile ce pot fi afectate de întregul proiect privind extracţia gazelor de şist şi achiziţia de date seismice cu minim impact asupra solului şi subsolului; îndepărtarea vegetaţiei şi a stratului de sol fertil nu se realizeazǎ mai mult decât este necesar; se reface ecologic prin reaşternerea acestuia;

utilizarea celor mai noi şi sigure tehnologii de investigare geoseismicǎ şi fracturare hidraulicǎ (Best Available Technologies - BAT), ca rezultat al experienţei recente a companiilor americane şi canadiene în extracţia gazelor de şist;

crearea unei baze de date care sǎ includã, pe lângǎ date seismice, toate sursele de poluare şi agenţii specifici activitǎţilor de foraj-extracţie a gazelor de şist, cu stabilirea unor elemente de identificare reprezentative şi a limitelor admise. Crearea unei asemenea baze constǎ în stabilirea şi/sau identificarea factorilor ce determină entităţile cu acţiune în mediu şi pe gruparea entităţilor pe criterii de omogenitate pentru definirea structurii de informaţii necesare la caracterizarea acestora;

utilizarea unor tehnologii şi tehnici de forare care sǎ reducǎ la maxim cantitatea de detritus dislocat şi a suprafeţelor scoase din circuitul agricol, corelat cu un control atent al gestionǎrii acestor cantitǎţi considerabile de rocǎ excavatǎ şi uneori contaminatǎ;

corelarea şi optimizarea la maximum a numǎrului de puţuri de foraj cu infrastructura reprezentatǎ de reţeaua de conducte colectoare, de ape de injecţie, uzate, etc.;

observarea şi controlul tehnologic continuu al instalaţiilor de extracţie, transport şi depozitare şi luarea măsurilor pentru evitarea oricăror scăpări/eşapǎri în mediu;

tratarea/evacuarea şi gestionarea apelor reziduale provenite de la săparea şi reparaţia sondelor şi de la curăţarea rezervoarelor, ape ce pot conţine substanţe în suspensie, fracţii petroliere, nemiscibile cu apa. Evacuarea apelor reziduale din perimetrul platformelor de foraj/extracţie se poate realiza prin reinjecţie în sol, prin intermediul sondelor existente, după o epurare anterioară;

detectarea şi remedierea spărturilor şi a altor neetanşeităţi la conducte, utilaje dinamice şi statice, prin inspecţii şi verificări periodice;

combaterea efectelor coroziunii, uzurii şi abraziunii la instalaţiile de adâncime şi de suprafaţă şi la sistemele de conducte de transport fluide;

înlocuirea fluidelor de fracturare ce conţin substanţe toxice, alergene, mutagene şi cancerigene cu fluide mai puţin agresive, biodegradabile, atât aerob, cât şi în lipsa oxigenului;

optimizarea activitǎţilor de extracţie cu cele auxiliare (transport gaze, transport fluide foraj, etc. ) prin folosirea cu prioritate a drumurilor existente, a platformelor betonate şi asigurate împotriva scurgerilor;


CNR-CME


-

98

monitorizarea şi gestionarea corespunzǎtoare a reziduurilor solide potenţial radioactive, din rezervoare şi bazine;

evaluarea tehnico-economicǎ a exploatǎrii gazelor de şist avându-se în vedere eliminarea riscurilor privind poluarea solului, subsolului şi a pânzei freatice, pentru fiecare zonǎ/regiune potenţialǎ a fi exploatatǎ (Ex. formaţiunile de gaz de şist din zona Dobrogei vor avea particularitǎţi diferite faţǎ de zona Bihor, atât în ceea ce priveşte consumul specific de resurse şi energie, cât şi în ceea ce priveşte nivelul poluǎrii);

datǎ fiind intensitatea activitǎţilor de transport auto şi gabaritul camioanelor implicate se limitează la strictul necesar numǎrul de vehicule, de curse, încǎrcǎtura şi viteza de rulare; se recomandǎ vehicule uşoare, cu nivel scǎzut de gaze poluante şi consum redus de carburanţi, utilizându-se cu precădere combustibilul diesel;

prevederea unor lucrări de reconstrucţie ecologică prin măsuri care să asigure o minimalizare a impactului potenţial/accidental asupra mediului ambiant;

aplicarea şi adoptarea mǎsurilor legislative naţionale şi europene actuale şi viitoare astfel încât impactul produs de ansamblul activitǎţilor implicate în extracţia gazelor de şist asupra mediului ambiant, în general, şi a solului/subsolului, în special, sǎ aibǎ un caracter local, temporar şi reversibil, efectele sale dispărând odată cu încetarea activităţii de prospecţiune pe profilul respectiv;

extracţia gazelor de şist în România poate deveni viabilǎ, fǎrǎ un impact major asupra poluǎrii mediului;

aplicarea tehnologiilor moderne şi specifice BAT, cu respectarea legislaţiei privind protecţia mediului în toate etapele implicate (explorare, dezvoltare şi exploatare), va scǎdea riscul poluǎrii;

riscul seismic determinat de injectarea fluidelor de fracturare sau a apelor uzate este foarte redus. Riscul poate fi minimizat prin studierea şi planificarea adecvată în avans a operaţiunilor, monitorizarea seismică şi stabilirea anticipată a măsurilor necesare eliminării riscului în cazul producerii unor seisme. Seismele de magnitudini reduse asociate fracturării hidraulice (de exemplu cel de la Blackpool, cu magnitudinea 2,3) sunt evenimente foarte rare şi numai în legătură cu falii preexistente;

monitorizarea şi gestionarea corespunzǎtoare a fluidelor potenţial radioactive; dat fiind caracterul complex al posibilelor consecinţe şi riscuri ale extracţiei gazelor

de şist pentru mediu şi om este necesarǎ elaborarea unei legislaţii la nivel european adaptatǎ la particularitǎţile acestor activitǎţi;

riscurile privind mediului în cazul exploatǎrii gazelor de şist, prin aplicarea celor mai bune practici dobândite în cei 155 de ani de foraj-extracţie din România, asociate cu rezolvarea tehnico-juridicǎ a problemelor apǎrute în SUA, Canada etc., pot fi reduse semnificativ, iar exploatarea gazelor de şist în România sǎ aibǎ un impact social/economic benefic.

7.1.5 Concluzii cu privire la impactul economic al resurselor neconventionale de gaze naturale in Romania, la nivel national si local

5.4 Rezultate generale şi concluzii

În scenariul luat în considerare, un număr de concluzii importante au fost stabilite cu privire la impactul producţiei de gaze noi referitoare la: (i) import şi evoluţia exportului bazat pe creşterea


CNR-CME


-

99

producţiei; (ii) impactul în PIB, (iii) impactul asupra preţul pieţei de gaze; (iv) impactul asupra locurilor de muncă atât la nivel direct şi indirect la nivel naţional (bugetul de stat) şi locale.

Reluând aceste rezultate putem afirma următoarele:

(i) Import şi evoluţia exportului - creşterea producţiei de gaze neconvenţionale fiind mai mare decât evoluţia preconizată a consumului intern (dată de evoluţia PIB) poate conduce, la începutul deceniului următor, la posibilitatea exportului de gaze din România . Evident, există şi alte alternative pentru a gestiona excesul de gaze, cum ar fi de a umple depozitele subterane pentru utilizare ulterioară.

(ii) Impactul asupra PIB la preţurile de import curente de gaze impactul asupra PIB este semnificativ (aproximativ 1,5%). Având în vedere că producţia de gaz nou se substituie importurilor în economia românească, impactul asupra PIB este în continuă scădere şi se poate chiar inversa o dată exportul început, la valori în intervalul de la 0,5% din PIB. Trebuie remarcat că această situaţie scade puternic vulnerabilitatea economiei, dar, pe de altă parte, aceasta va necesita o creştere a reţelei de gaze cu o nevoie de mai multe investiţii cerute de export şi / sau de creşterea capacităţii de stocare a de gaze.

(iii) Un alt rezultat important este reducerea semnificativă a preţului gazului în piaţă din cauza cantităţilor mari ale producţiei de gaze noi, care elimină importurile de gaze scumpe. Reducerea preţului la gaze imediat este de aproximativ 12%, în timp ce reducerea globală pentru perioada de timp dată este de aşteptat să fie de aproximativ 33%. De fapt, până în 2019 preţul va creşte, deoarece importurile vor compensa reducerea producţiei interne de gaze clasice şi apoi producţia de gaz nou va începe scăderea preţurilor.

(iv) Impactul asupra locurilor de muncă la nivel naţional se măsoară prin intrările fiscale la bugetul de stat (rezultat din impozitare de locuri de muncă), care _ ajung la valori substanţiale ( de zeci de milioane de dolari SUA). Prin comparaţie impozitul pe profit este mai mic - un a rezultat , care subliniază importanţa creării de locuri de muncă în producţia de gaze noi. Numărul de locuri de muncă indirecte pentru fiecare loc de muncă direct a fost luat, în mod puţin conservator, a fi la un nivel mai scăzut, de 3. Chiar şi aşa impactul asupra bugetului este substanţial şi în judeţele în care locurile de muncă directe sunt create, este de aşteptat să asistăm la creşterea activităţii economice locală după ce producţia de gaz nou este începută Locurile de muncă directe sunt_ considerate la 2000 $ / loc de muncă / lună în timp ce pentru cele indirecte la 1500 $ / loc de muncă / lună şi impozitele la 50%, ceea ce permite să estimăm totalul veniturilor bugetare la 176,2 milioane $ / an. Nu s-au evaluat efectele asupra dezvoltării comunitare la nivelul de educaţie, dezvoltarea culturală, sau companii fondatoare, care necesită un studiu mai extins.

În cele din urmă, subliniem faptul că impactul considerabil economic şi social care rezultă din analiza de mai sus reprezintă doar o evaluare de bază, realizată pe baza unei ipoteze conservatoare. Un model a fost construit, care permite simularea de scenarii diferite pentru o , analiza de viitor, extinsă şi făcută mai în profunzime.


CNR-CME


-

100

7.1.6 Concluzii cu privire la cadrul legislativ aplicabil in valorificarea resurselor de gaze neconventionale

Cadrul legislativ aplicabil domeniului petrolier din România are la bază principiul constituţional conform căruia resursele minerale aparţin proprietăţii publice şi se valorifică prin concesionare.

Legislaţia petrolieră primară din România are aplicabilitate asupra tuturor tipurilor de

hidrocarburi indiferent de condiţiile de generare, caracteriasticile zăcămintelor, starea de agregare sau tehnologiile de explorare şi exploatare, sau cu alte cuvinte de caracterul ”convenţional” sau ”neconvenţional” al acestora şi impune regulile de bază ale valorificării resurselor petroliere prin concesionarea operaţiunilor petroliere de explorare, dezvoltare şi exploatare în baza unor acorduri petroliere de tip ”taxe-redevenţă”, similare cu cele aplicate quasi-totalitatea ţărilor europene.

În afară de principiile generale de valorifiicare a resurselor petroliere, nivelul

redevenţelor, drepturile şi obligaţiile titularului, legislaţia petrolieră primară consacră două principii importante: tratamentul nediscriminatoriu aplicat titularilor şi stabilitatea termenilor contractuali.

Legislaţia petrolieră primară din România este perfect compatibilă cu legislaţia

europeană, transpunerea integrală a directivelor în acest domeniu fiind finalizată din anul 2007 iar legislaţia de mediu a transpus integral legislaţia europeană, care nu are in prezent prevederi specifice cu privire la activiăţile de valorificare a gazelor naturale din zăcăminte neconvenţionale.

Legislaţia petrolieră secundară reprezentată prin instrucţiuni tehnice, reglementări,

coduri de bună practică, reguli de monitorizare şi control este diferită de la ţară la ţară şi de la un bazin petrolier la altul, funcţie de particularităţi geologice, tehnologice, economice, sociale sau de exigenţele în prezervarea mediului.

Caracterul de domeniu nou, pe plan european, al exploatării gazelor de şist prin fracturare

hidraulică de regăseşte şi în caracterul lacunar al legislaţiei secundară (instrucţiuni tehnice, reglementări, coduri de bună practică, reguli de monitorizare şi control). În prezent ţările europene interesate în această activitate au în curs de elaborare studii, care au ca scop stabilirea unor reguli de bună practică. Totodată sunt luate în considetraţie atât experienţa ţărilor respective în domeniul petrolier, cât şi exemplele de reglementare oferite de ţările avansate în exploatarea gazelor de şist, cum sunt SUA şi Canada.

7.2 PROPUNERI In baza analizei multidisciplinare a unor aspcte geologice, tehnice, economice, de protecţie a mediului şi de legislaţie, cu impact semnificativ asupra explorării si exploatării gazelor naturale neconvenţionale autorii studiului propun urmatoarele:

Cercetarea geologică sistematică a bazinelor României cu potenţial de gaze neconvenţionale în vederea determinarii resurselor existente, atat prin programe de cercetare stiinţifică fundamentală, finanţate de bugetul de stat, cat şi prin


CNR-CME


-

101

concesionarea perimetrelor respective unor companii capabile să suporte costurile ridicate ale explorării geofizice şi prin sonde; Formatiunile vechi, paleozoice si, in special siluriene, din spatiul foreland-ului carpatic pot fi de un maxim interes.

În faza de explorare fiecare unitate geologică trebuie examinată si considerată separat,

pentru că trăsăturile geologice (stratigrafice, sedimentologice, organogenetice, tectonice) sunt foarte diferite, prezintă conditii specifice de stocare si eliberare a gazului natural si, implicit, solicită tehnologii diferite de explorare si exploatare. Coloanele litologice elaborate pe baza datelor din aflorimente sau din foraje, trebuiesc finalizate prin analize secvenţiale.

Evaluarea rezervelor de gaze naturale din formatiuni argiloase ( gaze de sist) trebuie

sa se facă după proiectarea si forarea unor sonde de explorare care să stabilească, printr-o abordare 3D- geometria (arhitectura) corpurilor de rocă, grosimea lor, extinderea laterală, omogenitatea litologică, permeabilitatea formatiunii, în ansamblul ei. Trebuie să continue cercetarile pentru evaluarea rezervelor de tight gas (din Dep.Pannonica si Bazinul Transilvaniei), carbuni gazeiferi (din Bazinul Aninei si, in perspectiva, din Bazinul Dacic) si a gaz hidratilor din Marea Neagra.

Introducerea şi impunerea utilizării celor mai noi tehnologii şi reguli de bună practică în forajul şi exploatarea gazelor neconvenţionale, caracterizate printr-un grad ridicat de performanţă, siguranţă şi riscuri insignifiante de a produce daune populaţiei si mediului;

Evaluarea riscurilor de a aduce daune mediului, stabilirea unor proceduri de aprobare a proiectelor de valorificare a gazelor neconvenţionale transparente şi predictibile, informarea populaţiei asupra riscurilor reale, monitorizarea factorilor de mediu pe toată durata exploatarii unui zăcămant de gaze neconvenţionale, dar şi post-abandonare, precum şi impunerea unor masuri de înlăturare imediată a unor poluări accidentale;

Elaborarea impactului economic pentru scenarii diferite de dezvoltare a domeniului gazelor neconvenţionale, pentru a oferi decidentilor politici posibilitatea alegerii strategiei optime de valorificare a resurselor ţarii;

Introducerea unor noi reglementări tehnice referitoare la amplasamentul şi construcţia sondelor, monitorizarea şi controlul operaţiunilor petroliere, concomitant cu întărirea capacităţii operaţionale de reglementare, monitorizare si control a autorităţilor competente din domeniu.

*

Ca o concluzie finală autorii raportului CENTGAS, elaborat din iniţiativa Comitetului Naţional Român al Consiliului Mondial al Energiei, consideră că precizarea potenţialului României de gaze din zăcăminte neconvenţionale, apreciat ca semnificativ, şi trecerea la explorarea sistematică si exploatarea acestora, este o oportunitate şi o necesitate a momentului în condiţiile aplicarii unor tehnologii moderne si adopătării unui cadru de reglementare adecvat, care sa reduca riscurile potenţiale la valori acceptabile.


CNR-CME


-

102

ANEXA

LISTA AUTORILOR RAPORTULUI CENTGAS „ RESURSE DE GAZE NATURALE DIN ZACAMINTE

NECONVENTIONALE – POTENTIAL SI VALORIFICARE

Nr crt Name Titlu Institutia Functia

1 Anastasiu Nicolae Prof.univ.dr, Membru corespondent al Academiei Romane

Universitatea din Bucuresti Prof. emerit, consultant si Cercet.pr.I.

2 Antonescu Niculae Napoleon Prof.dr.ing. Universitatea Petrol Gaze

din Ploiesti Rector onorific

3 Avram Lazar Prof. dr. ing Universitatea Petrol-Gaze din Ploiesti

Director al Departamentului de Foraj, Extractia si Transportul Hidrocarburilor (FETH).

4 Bandi Stefan Dr. ing. SIPG Campina - Centrul de pregatire si instruire "Grigore Ioachim"

Conferentiar

5 Barac Mihai Dr.ing. CS II

I.N.C.D.I.F. - "ISPIF" Bucuresti / Institutul National de Cercetare Dezvoltare pentru Imbunatatiri Funciare

Consilier

6 Batistatu Mihail Valentin Dr. ing. Universitatea Petrol Gaze

din Ploiesti Conferentiar

7 Branzila Mihai Dr. in geologie Universitatea "Al.I.Cuza" Iasi Profesor universitar

8 Buliga Gheorghe Dr.ing. Asociatia SIPG Presedinte

9 Chera Constantin Dr. arheolog Museum for National History And Archaeology Arheolog

10 Ciocaniu Stefan Doctor inginer in domeniul Mine, Petrol, Gaze

S.C. GEO TOTAL S.R.L Administrator

11 Coloja Mihai Pascu Profesor universitar Universitatea Petrol Gaze din Ploiesti Rector

12 Cosma Contantin Prof. Dr. Universitatea Babes-Bolyai Profesor 13 Dinu Corneliu Prof.dr.ing. Universitatea din Bucuresti Profesor onorific

14 Dinu Florinel Conf. dr. ing.

Universitatea Petrol-Gaze din Ploiești, Facultatea de Inginerie a Petrolului și Gazelor, Departamentul Forajul Sondelor, Extracția și Transportul Hidrocarburilor

Președintele Sindicatului Cadrelor Didactice din U.P.G. Ploiești

15 Dragota Carmen Sofia Doctor Institutul de Geografie al Academiei Romane

Cercetator stiintific Principal Grad I

16 Florea Maria Cercetator stiintific principal gr.1,dr.ing.

Univ.LUCIAN BLAGA Sibiu Cadru didactic asociat

17 German Silviu Mihai Inginer geolog Danubian Energy Consulting Expert superior

18 Gheorghitoiu Mihai Dr.ing. Universitatea Petrol-Gaze din Ploiesti Profesor colaborator

19 Ignat Ioan Inginer S.N.G.N. ROMGAZ S.A. Medias Consilier

20 Malureanu Ion Prof. univ. dr.ing. Universitatea Petrol Gaze din Ploiesti Presedintele Senatului UPG

21 Marcu Mariea Doctor inginer Universitatea Petrol-Gaze Conferentiar


CNR-CME


-

103

din Ploiesti

22 Marunteanu Cristian Dan Valentin Prof.dr.ing. Universitatea din Bucuresti Profesor universitar

23 Mocuta Traian Dr. in geologia petrolului Universitatea Petrol-Gaze din Ploiesti Cadru didactic asociat

24 Moldovan Mircea Claudiu Doctor in fizica nucleara Universitatea Babes Bolyai Asistent cercetare, tehnician

I 25 Munteanu Ioan Asist.dr.ing. Universitatea din Bucuresti Asistent

26 Musatescu Virgil Dr. ing. & Dr. ec Universitatea Tehnica Politehnica Bucuresti

Manager proiect POSDRU ID 52761, beneficiar UPB

27 Nemes Toderita Prof. Dr. Ing. Universitatea "Lucian Blaga" din Sibiu Profesor universitar

28 Nita Dan Constantin Dr. Universitatea Babes-Bolyai Asistent Cercetare

29 Oaie Gheorghe Doctor inginer geolog

Institutul National de Cercetare – Dezvoltare pentru Geologie si Geoecologie Marina

Director General

30 Onutu Ion Prof. dr. ing. Universitatea Petrol-Gaze din Ploiesti

Profesor universitar, Prodecan Facultatea Tehnologia Petrolului si Petrochimie

31 Parepa Simion Dr. ing. Universitatea Petrol-Gaze din Ploiesti

Sef lucrari, Departamentul de Inginerie Mecanica

32 Patruti Alexandru Dr.ing. Romaqua Group S.A. Consilier 33 Pavlovschi Neculai Dr. ing. - Profesor universitar 34 Popa Mihai Emilian Doctor Universitatea din Bucuresti Conferentiar universitar

35 Pruna Mihaela Florentina Conferentiar universitar Universitatea Romano-

Americana Decan

36 Purica Ionut Prof.dr.ing&dr.ec. IPE - INCE - Academia Romana Senior Researcher

37 Radu Gheorghe Dr.ing. S.N.G.N. ROMGAZ S.A. Medias

Director directia dezvoltare afaceri

38 Radu Varinia Raluca Avocat- LL.B, M.A, MBA Varinia Radu Law Office- Baroul Bucuresti Avocat Partener

39 Saramet Mihai Remus Prof.dr. ing. Universitatea ,,Al. I Cuza’’ Iasi Profesor asociat

40 Seghedi Antoneta Doctor in geologie

Institutul National de Cercetare – Dezvoltare pentru Geologie si Geoecologie Marina

Cercetator stiintific I

41 Tabara Daniel Dr. sef lucrari Universitatea "Al. I. Cuza" Iasi Sef lucrari

42 Tudor Darie Prof.dr.ing. Universitatea Martitima Constanta Profesor

43 Uzlau Marilena Carmen Conf.univ.dr.

Universitatea Hyperion, Fac. de Stiinte Economice IPE Academia Romana

Decan Cercetator Stiintific

Secretariatul Executiv CNR-CME a asigurat suportul organizatoric pentru realizarea raportului CENTGAS „Resurse de gaze naturale din zacaminte neconventionale – Potential si valorificare” prin organizarea de sedinte lunare ale Consiliului Director, sedinte ale Consiliului Stiintific, sedinte saptamanale de lucru cu cei 5 coordonatori de module, deplasari in tara si strainatate, manifestari stiintifice care au promovat CENTGAS

Secretariatul Executiv CNR- CME este format din: Dr. ing. Gheorghe Balan – Director General Executiv Ing. Silvia Prundianu – Sef Dep. Manifestari, Comunicare si Relatii Publice Interne Violeta Georgiana Pera - Sef Dep. Secretariat, Comunicare si Relatii Publice Externe Elena Pavel – Sef Dep. Financiar-Contabil, Marketing


CNR-CME


-

104


CNR-CME


-

105

COMITETUL NATIONAL ROMAN AL CONSILIULUI MONDIAL AL ENERGIEI AdresA: Bdul. Lacul Tei nr.1-3, cod 020371, Bucureşti sector 2 Tel.: 0372.821.475; 0372.821.476 E-mail: [email protected] Website: www.cnr-cme.ro

raport_centgas_100 pag.pdf

Documents