CUPRINS - Petroleum Clubpetroleumclub.ro/downloads/links/Raport_CENTGAS_nov_2013.pdf ·...

RESURSE DE GAZE NATURALE DIN ZĂCĂMINTE NECONVENȚIONALE - POTENȚIAL ȘI VALORIFICARE

-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

1

INTRODUCERE........................................................................................................................................................2

1. SCURT ISTORIC AL INDUSTRIEI DE PETROL ŞI GAZE DIN ROMÂNIA........................................5

2. RESURSE ENERGETICE NECONVENTIONALE – POTENTIAL SI VALORIFICARE..............................................................................................................6

3. UTILAJE, TEHNICI ŞI TEHNOLOGII SPECIFICE PRIVIND FORAJUL, COMPLETAREA ŞI EXPLOATAREA SONDELOR DESTINATE FORMAŢIUNILOR NECONVENŢIONALE DE GAZE.........................................................................................................................................................14

4. OPERAŢIUNILE PETROLIERE ASOCIATE GAZELOR NECONVENŢIONALE ŞI POTENŢIALUL IMPACT ASUPRA MEDIULUI......................................18

5. IMPACTUL ECONOMIC AL RESURSELOR DE GAZE NATURALE NECONVENTIONALE IN ROMANIA, LA NIVEL NATIONAL SI LOCAL..................................................................................................................................27

6. CADRUL LEGISLATIV APLICABIL ÎN VALORIFICAREA RESURSELOR DE GAZE DIN ZĂCĂMINTE NECONVENȚIONALE...........................................................................31

7. CONCLUZII SI RECOMANDARI..............................................................................................................34

ANEXA - LISTA AUTORILOR .......................................................................................................................39

CUPRINS


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

2

Pentru cititorii acestui material mai putin familiarizati cu rolul Comitetului National Roman al Consiliului Mondial al Energiei ( CNR – CME) în sectorul energetic din România, precizăm următoarele: - CNR – CME, prin intermediul celor peste 150 de entitati membre si 40 membrii onorifici, personalitati marcante din domeniul energetic, este implicată activ în elaborarea unor strategii si politici în domeniul energetic, inclusiv cel al resurselor minerale combustibile, care sunt puse la dispozitia decidentilor politici in scop de sprijin profesionist, pentru elaborarea cadrului legal de implementare si anume: - analizarea în cadrul sedintelor Consiliului Director al CNR – CME, organizate lunar a problemelor globale - implicarea activa în elaborarea strategiilor în domeniul energetic - important for international implicat in dezvoltarea sectorului energetic si crearea unui cadru propice schimbului activ de informatii si opinii în cadrul unor simpozioane, conferinte, expozitii, a unor probleme stringente din domeniul energetic - publicarea în ”Mesagerul Energetic”, buletin informativ cu aparitie lunară, a unor articole stiintifice originale si a unor traduceri, prezentând noutăti apărute pe plan mondial in domeniu energie- mediu;

Un element important in elaborarea strategiilor in domeniul energetic este evaluarea situatiei actuale. O concluzie importanta a specialistilor din domeniul resurselor energetice (combustibili fosili) este aceea că rezervele actuale de titei si gaze naturale ale României se vor epuiza în următorii 25-30 de ani ( Fig. 1), daca se mentine nivelul actual de extractie si consum. Numai ca, in această perioadă, productia (extractia de resurse minerale combustibile) va cunoaste o scădere continuă, factor ce va determina cresterea dependentei de importuri si in mod inerent cresterea preturilor.

O prima constatare este ca evaluarea potentialului tarii pentru descoperirea unor noi resurse de combustibili fosili care sa inlocuiasca rezervele de gaze naturale, in curs de epuizare este necesitatea si obligatia pe care generatia actuala o are la momentul actual pentru a asigura resurse energetice pentru generatiile viitoare.

Aparitia pe plan mondial a unor noi oportunităti, fie ele si controversate, reprezentate de valorificarea gazelor neconventionale, în general, si a gazelor de sist, în special, nu putea să nu facă obiectul atentiei CNR-CME, organizatie implicata activ în analiza unor strategii de dezvoltare pe termen mediu si lung a sectorului energie-mediu din Romania, incluzând, implicit si necesar si resursele minerale combustibile.Sub aceste auspicii CNR – CME a decis elaborarea unui raport privind potentialul si posibilitătile de valorificare a resurselor de gaze naturale din zăcăminte neconventionale ale României, avand în vedere: - Romania prezintă perspective favorabile de evidentiere a unor resurse de gaze neconventionale, asociate cu formatiuni argiloase cunoscute pentru potentialul lor de generare a hidrocarburilor (gaze de sist), din stratele de cărbune (CBM) sau din gresii cu capacitate redusă de cedare fără aplicarea unor metode de stimulare, prin fracturare hidraulică (tight gas). - nivelurile atinse de exploatarea gazelor neconventionale, în special a gazelor de sist în SUA, pionier al acestei activităti, care au ajuns să acopere peste 30% din consumul intern, a transformat SUA din importator în exportator de gaze naturale si a determinat o scădere a pretului cu peste 50% în 10 ani (!);

INTRODUCERE


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

3

Oportunitatea evaluării acestei noi resurse este dată de perspectivele geologice favorabile oferite de bazinele petroliere si gazeifere ale tării noastre, coroborate cu experienta de peste 150 de ani a sectorului petrolier din România si de dezvoltarea pe plan mondial a unor tehnologii care asigură desfăsurarea activitătilor aferente extragerii gazelor neconventionale în conditii de risc redus la niveluri acceptabile.

Necesitatea evaluării potentialului acestei noi surse capabilă să înlocuiască rezervele de gaze naturale care se vor epuiza prin exploatare în următorii 20- 25 de ani, este dată si de: a) necesitatea reducerii dependentei României de gazele importate; b) reducerea efectelor sociale rezultate atât ca urmare a cresterii pretului gazelor peste niveluri accepabile în comparatie cu venitul mediu al populatiei, dar si de cresterea somajului în rîndul personalului calificat în domeniul petrolier, prin închiderea treptată a exploatărilor existente.

Dorim în acest capitol introductiv să răspundem la o întrebare pusă frecvent de persoanele mai putin familiarizate cu domeniul petrolier: ”Ce sunt gazele de sist?”

Gazele de sist sunt gazele naturale aflate in argile gazeifere, care fac parte din categoria zacamintelor neconventionale de hidrocarburi si au compozitia chimica identica cu cea a gazelor naturale din zacaminte conventionale, respectiv gazul metan.

Pornind de la importanta pe “plan mondial” a valorificarii hidrocarburilor (gaze naturale si titei) din zacaminte neconventionale, CNR-CME a infiintat in anul 2012 Centrul European pentru Excelenta in domeniul gazelor naturale din argile gazeifere – CENTGAS. Acesta a avut ca obiect principal formarea unei echipe complexe de specialisti, cu reputatie nationala si internationala, care sa intocmeasca un studiu complet privind gazele naturale din argile gazeifere din Romania in context european si international.

Fig. 1


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

4

De asemenea, CENTGAS are ca obiective: • Iniţierea de parteneriate internaţionale între CENTGAS şi entităţi echivalente sau relevante din întreaga lume • Dezvoltarea şi actualizarea în mod continuu, în comun cu partenerii internaţionali, a unui centru de resurse de informare, reprezentative pentru Europa, în domeniile condiţiilor geologice generale şi specifice, tehnologiilor disponibile şi a celor mai bune practici, managementul impactului social si de mediu, modelele economice care se aplică la dezvoltarea de gaze naturale din argile gazeifere, legislaţie generala sau specifică.

Pentru realizarea raportului CENTGAS a fost constituit un colectiv format din 43 specialisti, nominalizati în Anexa A din mediul academic, universitar, din institute de cercetare si personalităti cu o activitate îndelungată în domeniile petrolier si al geostiintelor.

În sedinta de initiere a procesului de elaborare a raportului organizată în perioada 12 – 14 octombrie 2012, la care a participat în majoritate colectivul selectat, s-a decis ca acesta să fie structurat în 5 module, acoperind aspectele principale ale evaluării potentialului si valorificării gazelor de sist. Obiectul de activitate al acestor colective este redat mai jos: - evaluarea perspectivelor geologice, în care se analizează potentialul de generare a gazelor neconventionale, în diversele lor forme de prezentare, ca gaze de sist, CBM, tight gas si gaz hidratii, în principalele bazine petroliere ale României din zona continentală si maritimă a tării; - prezentarea tehnologiilor existente cu accent pe noile tehnologii a căror aplicare reduce riscul de producere a unor accidente tehnice la nivele acceptabile, inferioare celor date de tehnologiile clasice aplicate în exploatarea hidrocarburilor conventionale; - evaluarea obiectivă a posibilului impact asupra diferitilor factori de mediu (apă, sol, aer, seismicitate indusă, zgomot, etc) cu prezentarea posibilitătii reducerii impactului la cote acceptabile prin măsuri tehnice si de monitorizare a activitătilor; - prezentarea principalelor avantaje economice, sociale si politice, cele din urma ca urmare a asigurarii independentei energetice a tării fată de gazele importate; - prezentarea legislatiei petroliere si de mediu primare aplicabile, a compatibilitătii cu legislatia europeană si accentuarea necesitătii de a completa legislatia secundară (instructiuni tehnice, norme, reglementări privind monitorizarea si controlul activitătilor, implementarea unor reguli de bună practică instituite în practica internatională din domeniul exploatării gazelor neconventionale).

Activitatea de cca 9 luni a colectivelor, constituite pentru fiecare modul, s-a concretizat prin elaborarea unui raport comprehensiv, de cca 400 de pagini, elaborat în terminologie de specialitate, destinat cu precădere specialistilor petrolisti si în geostiinte. Lucrarea nu are caracter confidential, va putea fi consultată la sediul CNR-CME si va fi transmisă la cerere, în format digital sau pe suport hartie (cu plata costurilor de multiplicare) persoanelor juridice interesate.

În baza raportului comprehensiv a fost elaborat un rezumat, de cca 100 de pagini, cu o adresabilitate mai largă, care este postat pe site-ul CNR- CME www.cnr-cme.ro si care va fi transmis autoritătilor centrale si locale interesate.

Ca formă de maximă adresabilitate si usurintă mai mare de parcurgere si întelegere a fost elaborat si acest abstract de 40 de pagini, postat pe sit-ul CNR-CME, publicat partial în ”Mesagerul Energetic” si popularizat cu ocazia unor evenimente stiintifice organizate de sau in parteneriat cu CNR-CME.

Vă multumim pentru interesul dumneavoastră în legătură cu problematica gazelor neconventionale.

Secretariatul Executiv CNR-CME si colectivul CENTGAS


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

5

1. SCURT ISTORIC AL INDUSTRIEI DE PETROL ŞI GAZE DIN ROMÂNIA

România are o experienţă , oficial recunoscută, de peste 150 de ani în industria de petrol şi de peste 100 de ani în industria gazelor naturale, în toate domeniile de activitate specifice precum şi complementare / de sprijin. Conform unor dovezi, istorice şi arheologice, directe şi indirecte, petrolul a fost utilizat, pe teritoriul actual al ţării, încă din secolul I D.C. pentru diverse scopuri (medicament, lubrifiant, etanşarea bărcilor din lemn, combustibil, construcţia caselor şi zidurilor etc.). În schimb, începând cu secolele XV-XVI şi până la mijlocul secolului XIX sunt relativ multe dovezi şi informaţii privind existenţa, prelucrarea, utilizarea şi exportul ţiţeiului (denumit păcură de către localnici), atât în Moldova cât şi în Muntenia ş.a. Perioada 1857-1918 corespunde formării şi afirmării industriei de petrol din România . Anul 1857 este considerat ca dată oficială de naştere a industriei româneşti de petrol deoarece România (Principatele Unite) a marcat, în premieră mondială, trei evenimente de excepţie şi anume: prima ţară din lume înregistrată oficial cu producţie de 275 tone de ţiţei, începerea activităţii a primei rafinării propriu-zise de petrol din lume la Râfov- Ploieşti, orasul Bucureşti devine primul oraş din lume iluminat public cu petrol lampant. În această perioadă, au fost obţinute o serie de realizări/rezultate deosebite, în toate domeniile acestei industrii, respectiv geologie, forarea sondelor, exploatarea zăcămintelor de ţiţei, transportul şi prelucrarea petrolului, scule şi utilaje, formarea specialiştilor, legislaţie ş.a. Ca urmare, producţia de ţiţei a crescut continuu ajungând la un record de 1883619 t (1913) şi o capacitate de rafinare de peste 1800000t/an (1916), România fiind al şaselea producător de ţiţei din lume. În ce priveşte gazele naturale, în anul 1909 s-a descoperit primul zăcământ de pe teritoriul actual al României, la Sărmăşel judeţul Sibiu, fapt pentru care 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 extrăgea ţiţeiul. În această perioadă, în domeniul gazelor naturale, au fost obţinute numeroase realizări importante, unele în premieră europeană sau mondială. În timpul primului război mondial industria românească de petrol a suferit mari pierderi prin distrugerea/autodistrugerea a numeroase sonde, rafinării, rezervoare, conducte, produse petroliere, clădiri, uzine ş.a. Perioada 1918-1943 corespunde maturizării industriei de petrol şi gaze din România . După război, procesul de refacere/redresare al industriei de petrol din România a durat circa 6 ani (până în 1924), iar redresarea s-a produs începând cu anii 1925-1926, ca urmare a “Legii Minelor” din 1924. Trebuie remarcat că producţia generală de ţiţei a crescut de la 2. 316.304 tone în 1925 la 8.706.000 tone in 1936 , producţia maximă interbelică (locul 2 in Europa şi 6 in lume), iar capacitatea de rafinare a crescut foarte mult , de la cca. 1.650.000 t în 1924 la peste 10.600.000t în 1939-1940. În ce priveşte gazele naturale, după desăvârşirea unităţii statului Român, societăţile pentru exploatarea gazului metan din Transilvania au intrat sub sechestru judiciar şi, ulterior au trecut integral în proprietatea statului român. Zăcămintele de gaze din România au fost apreciate ca fiind cele mai importante din Europa atât datorită volumului producţiei cât şi purităţii acestora (99,5%). În 1938 România ocupa locul 3 în lume în ceea ce priveşte producţia de gaze naturale având o pondere de 17% din producţia mondială. În perioada 1939-1945 a avut loc cel de-al doilea Război Mondial care a implicat foarte multe ţări , inclusiv România. Trebuie menţionat că, petrolul extras şi/sau prelucrat în perioada 1940-1944 a constituit principala sursă de combustibil pentru puterile Axei, precum şi faptul că Ploieştiul şi zona Prahovei au suferit mari pagube/distrugeri ale industriei de petrol, ca urmare a bombardamentelor aliaţilor din anii 1943-44. Perioada 1945-1989 corespunde celei mai mari dezvoltări a industriei de petrol şi gaze din România, în toate sectoarele specifice de activitate şi de sprijin/suport. Perioada a avut două etape principale şi anume 1945-65 în care s-a realizat refacerea, reorganizarea, restructurarea şi diversificarea tuturor activităţilor specifice şi suport respectiv 1965-1989 corespunzătoare unei dezvoltări intensive şi extensive a acestei industrii. Ca o consecinţă a creşterii substanţiale a lucrărilor de foraj, inclusiv cel dedicat cercetărilor geologice, au fost decoperite şi puse în exploatare numeroase zăcăminte noi, de ţiţei şi gaze, atât pe uscat cât şi pe platforma continentală a Mării Negre. Ca urmare, a exploatării intensive a vechilor şi noilor zăcăminte, a imbunătăţirii tehnologiilor de extracţie şi stimulării sondelor, producţia de ţiţei a crescut atingând maximul istoric , în anul 1977, de 14.630.000 tone, iar cea de gaze naturale în anul 1986, de 36,3 miliarde m.c. În această perioadă, a fost construită o vastă reţea de conducte pentru transportul ţiţeiului, produselor petroliere şi, în special, al gazelor naturale, a crescut capacitatea de rafinare la peste 32 milioane t/an, s-a dezvoltat o puternică industrie petrochimică şi a fost creată una dintre cele mai puternice industrii de utilaj petrolier din lume, România fiind al treilea producător mondial (după SUA şi URSS) şi al doilea exportator (după SUA).


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

6

Un rol esenţial în reconstrucţia, dezvoltarea şi modernizarea industriei de petrol şi gaze l-a avut personalul calificat, la toate nivelurile, format atât prin sistemul naţional de învăţământ cât şi prin instituţii de învăţământ specifice, precum şi numeroasele şi importantele institute de proiectare-cercetare specifice înfiinţate în acest domeniu. După anul 1989, economia în general şi industria de petrol şi gaze în particular, au înregistrat o cădere dramatică, din diverse cauze obiective şi subiective (declinul natural al zăcămintelor, reducerea drastică a lucrărilor de explorare, investiţii reduse în utilaje, scule şi tehnologii avansate, management şi legislaţie deficitare ş.a.). Ca urmare, în anul 2012, producţia de ţiţei a scăzut la circa 4 mil. tone, iar cea de gaze naturale la circa 10 miliarde m.c. De asemenea, capacitatea operaţională de rafinare a scăzut la circa 50%, iar cea petrochimică la circa 20% faţă de 1989. Ca o consecinţă a acestei situaţii şi industria de utilaj petrolier a scăzut substanţial, atingând un volum de 20-30% din cel existent în 1989. În ce priveşte ţiţeiul, este important să se mărească, cât mai mult posibil, factorul final de recuperare din zăcămintele aflate în exploatare, şi să înceapă de urgenţă explorarea şi exploatarea unor zăcăminte de ţiţei situate la adâncimi mari (peste 3-4000m). Pentru gazele naturale, perspectiva României, pe termen scurt, mediu şi lung, pentru creşterea producţiei acestora, este mult mai bună datorită unor zăcăminte convenţionale situate în special în Marea Neagră cât şi a unor zăcăminte neconvenţionale cum sunt cele din argile (shale gas), zăcăminte de cuarţ dure (tight gas), straturi de cărbune (coal bed methan) şi eventual hidraţi de metan. În concluzie, putem afirma că, dacă pentru ţiţei previziunile de creştere sunt limitate, pentru gazele naturale acestea sunt dintre cele mai optimiste şi sigure pe termen scurt, mediu şi lung.

2. RESURSE ENERGETICE NECONVENTIONALE – POTENTIAL SI VALORIFICARE

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 neconvenționale, constituie o formă alternativă de energie; ele sunt localizate în formațiuni sedimentare de diferite vârste și, de regulă, la adâncimi mari în scoarța terestră: shale și tight gas, heavy oil și oil shale, coal seam gas și în zonele reci, în mări și oceane - gaz hidrații . România mai are rezerve dovedite de gaze naturale pentru 10-15 ani, iar potrivit celui mai recent raport US Energy Information Agency (EIA), făcut public în iunie 2013, gazul de şist majorează cu 47% rezervele potenţiale de gaze naturale recuperabile la nivel mondial. La nivel mondial, rezervele de gaz de şist reprezintă 32% din rezervele totale de gaze naturale. România, cu o rezervă recuperabilă estimată la 1444 Md.mc se situează pe locul 3 în Europa, după Polonia ( 4190 Mdmc),Franța (2879 Mdmc) și înaintea Danemarcei (906 Mdmc) (Cf. EIA-2013).

Formațiuni geologice cu potențial în gaze de șist (shale gas-SG)

În România, formatiuni argiloase cu potential gazeifer, de tipul, gas shales sunt localizate în unităti de orogen, în structuri cutate (care aflorează la suprafată, dar care se extind si în zonele adânci din Carpatii Orientali), precum si în unităti de platformă (din fața Carpaților), la adâncimi ce depăsesc 2500-3000 m (Platforma Moesică-Câmpia Română, cu extinderea sa în Dobrogea de Sud, Platforma Scitică (Depresiunea Bârladului), sudul Platformei Moldovenesti). De asemenea, sunt îndeplinite conditii potentiale de existentă, în Depresiunea Getică, Depresiunea Pannonică si Bazinul Transilvaniei.

• Vârsta formatiunilor de interes acoperă un interval de timp de la Paleozoic inferior (Silurian – 425 mil. ani) la Neozoic (Paleogen- 30 mil. ani). Cele paleozoice, foarte vechi, 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. • În studiu sunt prezentate criteriile si standardele de evaluare a potentialului gazeifer al argilelor cu un


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

7

continut de materie organică. Continutul de Carbon Organic Total (TOC-wt%) poate avea valori între 0 si 12 pe măsură ce maturitatea substantei organice creste; reflectanta vitrinitului (Ro%) poate stabili gradul de maturitate al rocilor bituminoase, daca acestea au intrat sau nu in fereastra de petrol (respectiv,de gaze): 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 (rocile bogate în substanțe organice) – precizate prin sinteza datelor aflate in publicatiile stiintifice – sugerează, pentru formatiunile urmărite: o Productivitate mare de materie organica; o evolutie diagenetica (termică) a sedimentelor primare influentată atât de istoria ingroparii cât si de evoluția 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 influențate 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 esubțieri laterale, intrerupte, frecvent, de un sistem de fracturi majore. 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.

Sageti galbene - gaze de sist Sageti rosii - gaz conventional Sageti verzi - petrol


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

8

• 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. • Rezultatele analizelor indică un potential ridicat pentru formatiunile siluriene din Platforma Moesică, Platforma Scitică si Platforma Moldovenească.

Fig. 4


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

9

• 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 .

In Unitățile de orogen (Fold Belt Basin): Carpații 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 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 turbiditice cu formatiuni cutate (folded basin). Extinderile lor, pe directie Vest-Est, sunt mult mai reduse (km) în raport cu extinderile Nord-Sud (sute de km). 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). 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...

In Carpații Meridionali, Bazinul Reșița-Moldova Nouă,

Formatiuni geologice cu potential gazeifer ( de tipul gas shales sau argillite bituminoase denumite si Șisturi 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 cunoaștere mai bună o au următoarele: Formatiunea de Uteris de vârstă Jurasic 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 câmpuri miniere, structurile geologice de suprafata nu corespund structurilor din adâncimea exploatarilor miniere (ce puteau ajunge la Anina la 1300m adincime). 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).


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

10

Unități intracarpatice (Tertiary Backarc Basin). In Bazinul TransilvanieiFormatiunile 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. Aceste formațiuni au fost interceptate și prin foraje. Sinteza datelor de foraj indică existența 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: , COrg 0.5% în medie, and TOC > 1~2%, Kerogen is type II and III , imatur din punct de vedere termic (Tmax = 423 - 436oC). 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.

In Depresiunea Getică,

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. 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. Continutul in materie organica: Formatiunea de Olănești 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 Brăduleț are continut cuprins intre 4-8% cu maxime de 27%. Valorile medii calculate sunt de 7,37%, iar valoarea TOC dedusă este de 1,92%.

Fig. 6


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

11

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

In Platforma Moesică, Principalele formațiuni cu potențial 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 și cu nivele de cărbuni cu stratificaţie încrucişată depusă în facies deltaic tidal.


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

12

In Platforma Scitică (Platforma Bârladului),Formatiuni de interes se găsesc la nivelul Ciclului I – Silurian-Devonian cu roci reprezentate prin argile (20-30%0 calcare (30-50%) și gresii (30%). Ele au fost interceptate la adâncimi cuprinse între 900 și 3800 m și au o grosime de 25-30 m. Parametri organogenetici au valori medii cuprinse între 1-0 și 2,4 pentru TOC (%) și între 0,60 și 3,5 pentru Ro (%-reflectanța vitrinitului).

In Platforma Moldovenească, Fm. Argilelor negre din Silurianul mediu și superior pot avea un potențial notabil. Se gasesc la adâncimi variabile (400-2300m) și ating grosimi care depășesc 30-40 m. Petrografic reprezintă argile în alternanță cu siltite și gresii fine.Valorile TOC oscileaza între 0,7 și 1,15, iar reflectanța vitrinitului (Ro) între 0, 35 și 1,6. In Platforma continentală a Mării Negre, O sinteză a rezultatelor cercetării și a analizei carotelor provenite de la forajele efectuate în Platforma continentală a Mării Negre reține următoarele formațiuni și vârste care pot avea un potențial în argile gazeifere:• Formatiunea sisturilor cu Graptoliti. Silurian. Șisturile cu graptoliți (argilite bituminoase) cu o grosime de 400 m; Este formațiunea 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. • 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 formațiunea cu potențialul cel mai bun.Sistemul petrolifer Histria este un sistem petrolifer identificat , 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 potențial legat de prezența argilelor termo-gazeifere (TOC=0,95-3,93).

Formaţiuni geologice cu potenţial în zăcăminte compacte, cu permeabilitate redusă (tight gas – TG) In România, în Bazinul Transilvaniei formațiunile geologice care îndeplinesc condițiile pentru a fi definite ca purtatoare de tight gas au vârste geologice corespunzătoare Badenianului și Sarmațianului. 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 formaţiuni grezoase - calcaroase mai vechi, mult mai puţin permeabile decât cele din Miocenul mediu – aspect total ignorat în activitatea de explorare anterioară.

Gaz metan asociat stratelor de carbune ( MASC, CBM) din Romania

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, din Bazinul Resiței 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. Rezervele de MASC sunt apreciabile, luandu-se în considerare istoricul exploatarilor miniere din zona ce atestă o generare masiva si permanentă de MASC în lucrarile subterane. Infrastructura zonei centrale a Bazînului Resita este de tip îndustrial (minier) si permite echiparea corespunzatoare a forajelor de extractie.


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

13

Gaz hidratii din Platforma continentala a Marii Negre

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.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, arata ca gazele sunt prezente în sedimente la adâncimi mai mari de 1300 m, ceea ce sugerează un aport de origine termogenă.

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. 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.

• 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 în 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.

Fig. 9


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

14

La ora actuală, pentru exploatarea gazelor de şist se folosesc eficient, cel mai adesea, forajele orizontale, combinate cu operaţia de fisurare hidraulică. Este vorba mai ales de foraje cu acţiune extinsă ERD (Extended Reach Drilling), cu lungimi ale porţiunilor orizontale de mii de metri. 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. Sonde dirijate şi orizontale a realizat, cu precădere, SC Foraj Sonde Tg. Mureş. Astfel, numai în perioada 2008 - 2012, această întreprindere a realizat un număr 34 de astfel de sonde. În figura 11 prezentam programul de constructie al unor astfel de sonde realizate în România.

3. UTILAJE, TEHNICI ŞI TEHNOLOGII SPECIFICE PRIVIND FORAJUL, COMPLETAREA ŞI EXPLOATAREA SONDELOR DESTINATE FORMAŢIUNILOR NECONVENŢIONALE DE GAZE

Volumul mondial actual de resurse de gaze din formaţiuni neconvenţionale depăşeşte 32,560 tcf (trilioane de picioare cubice) şi nu există nicio îndoială că, pe măsura ce tehnologiile specifice vor progresa, aceste estimări vor fi revizuite (în sens pozitiv). Dintre acestea, 16,112 tcf sunt gaze de şist (shale gas). Specificul acestor zăcăminte constă în faptul că gazele sunt absorbite în matricea argiloasă, cantonate în sistemul vacuolar sau de microfisuri al rocilor şistoase şi se întind pe suprafeţe relativ mari în planuri aproximativ orizontale. Acest specific impune, în vederea exploatării lor, o interfaţă de contact sondă – zăcământ foarte mare. În figura 10 este prezentată o schemă generală aferentă celor trei tipuri de zăcăminte neconventionale de gaze (gaze de şist - shale gas, gaze din rezervoare etanşe – tight gas şi gaze de cărbune – coalbed methane).


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

15

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). În astfel de sonde, garniturile de foraj trebuie să facă faţă unor solicitări extrem de mari de tracţiune – compresiune, de torsiune, de 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 folosite pentru realizarea acestor sonde trebuie să răspundă unor cerinţe specifice precum: prevenirea inducerii fenomenelor de blocaj al stratului, evacuarea detritusului din intervalele orizontale foarte lungi în condiţiile unor gradienţi de fisurare foarte mici, stabilitatea peretelui sondei pe perioade foarte lungi, evitarea prinderii garniturii de foraj sau coloanelor de tubaj etc. Accentul se pune îndeosebi pe fluidele foarte 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 straturilor 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 sondei în intervalele ce urmează a fi consolidate, ca urmare a timpului îndelungat necesar realizării operaţiilor de tubare; prevenirii problemelor ridicate la introducerea coloanelor în porţiunile curbe, datorate rigidităţii şi lungimii lor; prevenirii prinderii coloanelor în intervalele foarte înclinate şi orizontale provocate de forţele normale şi de frecare foarte mari; asigurarea realizării unor cimentări reuşite prin centrarea coloanelor, folosirea unor fluide tampon, respectiv a unor volume şi debite de pastă de ciment adecvate; folosirea unor reţete de paste care să asigure realizarea unor pietre de ciment rezistente la operaţiile de punere în producţie şi exploatare ulterioară a sondelor. Prima coloană, cea de ancoraj (întotdeauna verticală), va fi tubată şi cimentată pe toată suprafaţa. Ea trebuie să realizeze izolarea formaţiunilor geologice neconsolidate şi, în special, izolarea apelor freatice. În următoarea etapă se realizează tubarea şi cimentarea unei coloane intermediare. În funcţie de condiţiile din zăcământ, de echipamentele tehnice şi de stimulare etc., este posibil să se renunţe la această coloană şi să se realizeze tubarea şi cimentarea coloanei de exploatare. Dacă este posibil, în funcţie de gradul de compactare şi de compoziţia rocilor din stratul productiv, putem avea, pe porţiunea orizontală, o gaură de sondă liberă. Desigur că, în acest caz, nu există nicio contaminare a stratului productiv cu lapte de ciment, iar operaţiile de exploatare a gazelor din şisturi vor fi optimizate. 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. Pentru realizarea unor sonde eficiente din punct de vedere al exploatării acestor resurse şi pentru evitarea problemelor de mediu, se impune forarea acestor sonde prin utilizarea unor proceduri bine puse la punct în ultimele decade, cum ar fi forajul în sistem închis. Acesta se bazează, în principal, pe completarea instalaţiei


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

16

de prevenire cu dispozitive de etanşare rotative, respectiv a derivaţiei cu sisteme de control a presiunii de ieşire din sondă şi de vehiculare a fluidelor în sistem închis, presurizat. Acest sistem permite realizarea forajelor la subechilibru pentru evitarea, în principal, a blocării straturilor productive, respectiv realizarea forajelor cu presiune controlată (cu gradient dual, cu circulaţie continuă, cu microflux) pentru asigurarea realizării unor programe de construcţie cu un număr mai redus de coloane, ca şi realizarea în deplină siguranţă a sondelor. Pentru realizarea în siguranţă a acestor sonde complexe se impune folosirea unor instalaţii de foraj puternice, cu grad înalt de monitorizare. Mai mult, acestea trebuie echipate cu dispozitive de manevră performante pentru reducerea timpilor necesari diferitelor operaţii, cum sunt marşurile sau introducerea coloanelor. În acest sens se pot aminti sistemele de tip top driver, cleştii de tubaj automaţi, cabinele de monitorizare a forajului etc. Pentru realizarea sondei care va fi ulterior completată în vederea exploatării zăcămintelor cu gaze de şist, se utilizează o instalaţie de foraj care nu diferă, în principiu, de instalaţia folosită pentru forajul în formaţiunile convenţionale de hidrocarburi. 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 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. Acest tip de completare se recomandă a fi aplicat la sondele orizontale destinate exploatării zăcămintelor de gaze de şişt de la noi din ţară unde, periodic, sunt necesare operaţii de stimulare prin fisurare. 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. 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 clasic. Resursele de apă care pot fi utilizate în activităţile de foraj pot proveni din apele de suprafaţă şi/sau din apele subterane. În cazul forajului pentru exploatarea gazelor neconvenţionale, la necesarul de apă calculat în mod similar cu cel pentru sondele săpate pentru exploatarea gazelor se adaugă apa necesară realizării fracturării hidraulice. Dacă, în primul caz, cantitatea de apă utilizată este relativ mică (în funcţie de programul de construcţie al sondei - prevăzut în proiectul de foraj - cantităţile de apă pot fi de ordinul sutelor sau miilor de m3), în cazul forajelor care utilizează fracturarea hidraulică este posibil să avem un consum de apă de ordinul a 15 000 - 30 000 m3 de apă. 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 formaţia 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 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. Oricum, orientarea optimă a fracturilor trebuie să fie pe direcţia efortului principal minim şi/sau pe direcţie transversală în raport cu sistemele de fisuri sau fracturi primare. Problema poate fi uneori mai complicată datorită posibilei geometrii complexe a fracturării. Dezvoltarea fracturării poate fi urmărită şi apoi dirijată prin monitorizare microseismică. Reprezentările 2D sau 3D ale evenimentelor microseismice induse, poate fi utilizată 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). Preocupările specialiştilor din ultimii ani vizează găsirea unor soluţii tehnologice de stimulare a formaţiunilor compacte şi a şisturilor purtătoare de gaze naturale care să reducă din inconvenientele ”clasice”: diminuarea 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. Ca metode alternative de stimulare se


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

17

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. Metodele de analiză a datelor colectate trebuie să asigure înţelegerea dimensiunilor volumului de rocă suspusă stimulării şi proprietăţile de curgere ale fluidelor prin aceasta. O condiţionare importantă o reprezintă utilizarea acestor date pentru calibrarea modelelor de tip efort-deformare. 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. Principalele concluzii obţinute pe baza monitorizării operaţiilor prin înregistrarea microseismică sunt următoarele: în general, fracturile create sunt verticale în limitele zonei definite pentru şisturile argiloase de pe structura cu şisturi argiloase Marcellus, dar sunt şi unele cazuri în care acestea depăşesc în mică măsură limita superioară a formaţiunii; în general, fracturile se extind până la 150 în lateral şi intersectează sondele orizontale vecine; procesul de fracturare este neuniform în prima parte a operaţiunii după cum rezultă din variaţia numărului de evenimente microseismice; anomaliile observate în valorile presiunilor de pompare indică existenţa unor ,,roiuri,, de fracturi naturale în jurul unor fracturi induse artificial, fapt confirmat de datele de producţie ale acestor zone; analiza datelor de presiune şi investigaţiile cu trasori indică unele comunicaţii între fracturi ca şi între sonde vecine; volumul de zăcământ stimulat asigură o bună acoperire, deşi nu se poate face distincţie între semnalele acustice ale fracturilor umplute cu agent de susţinere şi zonele din vecinătate. Problema trebuie elucidată în faza de simulare de zăcământ şi în baza datelor de producţie. În figura 12 este prezentată o schemă a fracturării multi-stage [3.128].


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

18

Pentru realizarea operaţiei de fracturare hidraulică sunt necesare mai multe tipuri de unităţi/ echipamente, care îndeplinesc funcţii diferite. Le menţionăm pe cele mai importante: unităţi de transport al fluidelor (UTpF) (fluid transport units) (apă, aditivi chimici) la locaţia de fracturare hidraulică; tancuri de depozitare a fluidelor (TDF) (fluid storage tanks); unităţi de transport al materialului de susţinere a fisurilor (nisipului de cuarţ)/ unităţi de transport al materialului în vrac (UTMV) (bulk transport units) de la silozuri la locaţia de fracturare hidraulică; unităţi de transfer al fluidelor (UTfF) (transfer units); conducte de transfer (CTf) (transfer lines), care sunt conducte de joasă presiune, pentru transferul fluidelor de la tancurile de depozitare la tancurile de lucru, cu ajutorul unităţilor de transfer; tancuri de lucru (TL) (work tanks); unităţi de amestecare şi presurizare (UAP) (pressurizing units), cu amestecător şi pompe de presurizare (pompe centrifuge) de debit mare şi presiune joasă, de transport al fluidului de fisurare de la tancurile de lucru la manifold; conducte de joasă presiune (CJP) (low pressure lines), pentru pomparea fluidului de fisurare hidraulică în manifold (partea de joasă presiune), cu ajutorul pompelor de presurizare ale unităţilor de amestecare şi presurizare; unitatea de manifold (UM), cu partea de joasă presiune, de unde se alimentează agregatele de fisurare hidraulică (cu pompe de joasă presiune) şi în care pompează (în partea de presiune înaltă) aceste agregate fluidul de fisurare (cu pompe de înaltă presiune); agregate de fisurare hidraulică (AFH); conducte de înaltă presiune (CÎP) (high pressure lines) pentru transportul fluidului de la unitatea-manifold la capul de sondă; conductă de descărcare a presiunii mari (high pressure discharge line); agregat de pompare de mare presiune pentru crearea unei contrapresiuni (back-side pump) şi menţinerea ei în spaţiul inelar în timpul operaţiei de fisurare, prevenind spargerea tubingului; centru de comandă (CC) (control center, în lb. en.); unităţi de transport cu agregate de vacuum (vacuum trucks). 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. Considerăm însă că decizia de trecere la exploatarea comercială a unui zăcământ de gaze de şist presupune atingerea unui punct culminant abia după câţiva ani de cercetări, experimente, colectări de date etc. În acest sens propunem, în cele ce urmează, o schemă cu cinci etape pentru exploatarea unui zăcământ de gaze de şist (primele două le putem considera aproape efectuate). • Prima etapă, cu o durată de la 1 la 3 ani, constă în identificarea resurselor de gaze de şist; • A doua etapă, cu o durată de la 1 la 3 ani, este aceea a evaluării preliminare care include evaluarea extinderii suprafeţei de acumulare a gazelor de şist; • A treia etapă este aceea a proiectului pilot de foraj; • A patra etapă corespunde testării-pilot a producţiei; • A cincea etapă, şi ultima, este reprezentată de exploatarea comercială. Ea constă în luarea deciziei de a se trece la exploatarea zăcământului şi obţinerea aprobărilor guvernamentale pentru construirea staţiilor de gaze, a conductelor şi realizarea forajului. După punerea în exploatare a primei sonde, cu certe performanţe economice, se pot pregăti documentele de raportare a descoperirii gazelor de şist, pentru a delimita clar domeniul de aplicare şi a pregăti planul de dezvoltare.

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. Cel mai mare efect potenţial asupra mediului din ansamblul operaţiunilor petroliere executate pe întreaga durată a concesiunii se regăseşte în faza de dezvoltare datorită următoarelor motive: • se efectuează cel mai mare volum de operaţiuni petroliere: zeci de foraje şi sute de operaţii de fracturare hidraulică efectuate în 4 - 5 ani;


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

19

• 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 suprafeţele ocupate de drumuri, conducte, etc.; • 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 geologică, hidrogeologică, tectonică şi seismicitatea acestor zone de amplasare a sondelor etc., informații care nu sunt disponibile decât după finalizarea etapei de explorare.

APANecesarul de apă pentru foraj şi fracturarea hidraulică Desfăşurarea activităţilor de foraj în bune condiţii presupune un consum permanent de apă industrială. Dintre aceste activități le menţionăm pe cele mai importante: • prepararea şi condiţionarea fluidului de foraj; • prepararea pastelor de ciment. În cazul forajului pentru exploatarea gazelor neconvenţionale, la necesarul de apă calculat în mod similar cu cel pentru sondele săpate pentru exploatarea gazelor convenționale se adaugă apa necesară realizării fracturării hidraulice. Dacă în cazul sondelor săpate pentru exploatarea gazelor convenționale cantitatea de apă utilizată este relativ mică (în funcţie de programul de construcţie al sondei - prevăzut 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).Evident, consumul de apă pe fiecare sondă este proporţional cu lungimea sondei, numărul şi 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, după obţinerea Avizului de gospodărire a apelor de la autoritatea competentă.

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 igienizarea 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. 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. 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. 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 sulfaţi, cloruri, fosfor, etc.


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

20

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%, rezultă 6000÷7000m3 apă uzată. 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 tehnică constând din instalaţii de colectare, stocare şi tratare a acestor ape. După efectuarea acestor proceduri apele uzate sunt reutilizate în procesul de forare. Fluidele utilizate la fracturarea hidraulică sunt asemănătoare fluidelor utilizate la foraj, dar aditivii utilizaţi şi concentraţia acestora diferă. Toate tehnologiile actuale utilizează fluide de fracturare hidraulică formate din peste 98% apă şi mai puțin 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 considerate cu un anumit grad de periculozitate, dar în mod curent sunt folosite cca. 30 substanţe. Prezența acestor aditivi în compoziţia fluidului de fracturare are funcții multiple, dintre cele mai importante sunt reducerea viscozităţii, asigurarea caracterului tensioactiv, menţinera fisurilor în rocile cu zăcământ, etc. Ca urmare a unor erori de aplicare a tehnologilor de foraj sau fracturare hidraulică, ori a unor accidente, apar scurgeri necontrolate de ape uzate care pot polua: • stratele acvifere din subteran, prin fluidul care rămâne în subteran şi migrează în diferite direcţii; • 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 datorată următorilor factori: - deversarea noroiului de foraj, a lichidului de refulare şi a fluidului sărat din bazine sau din rezervoarele de reziduurii; - scurgeri cauzate de cimentarea incorectă a puţurilor; - scurgeri prin structurile geologice, prin fisurile sau pasajele naturale sau artificiale. Practicile actuale arată că între 20 - 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 recuperează. O problemă aparte care poate să apară numai în faza de dezvoltare 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.

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 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 din pânza freatică 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 reutilizării. Probabilitatea unui impact negativ dat de apele uzate asupra factorilor de mediu, inclusiv a apelor de suprafaţă sau freatice, 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.


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

21

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 se poate prognoza un impact nesemnificativ. În condiţiile nerespectării tehnologiilor, 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). În faza actuală de dezvoltare a acestor tehnologii se poate prognoza un impact de nivel mediu.

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; • colectarea, stocarea şi tratarea apelor din precipitaţii şi din igienizarea/spălarea instalaţiilor, în vederea utilizării lor ca apă tehnologică; • utilizarea celor mai bune practici 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 majoră a apelor de suprafaţă sau subterane; • 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; • 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 gestionării apelor implică elaborarea unor proiecte detaliate, care să aibă la bază studii hidrologice, hidrogeologice şi hidrochimice amănunţite 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 să asigure premisele unei diminuări a riscului de poluare al surselor de apă.

AERUL

Prognozarea impactuluiExplorarea 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 atribuită motoarelor cu ardere internă ale utilajelor şi mijloacelor de transport. 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, inclusiv aer este


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

22

foarte mică.

Dezvoltarea şi exploatarea În faza de forare a sondelor de extracţie impactul este similar ca cel înregistrat la forajele convenţionale. Activitatea de exploatare a gazelor de şist încorporează operaţiuni de fracturare hidraulică şi operaţiuni de colectare, purificare şi stocare a zăcămintelor de gaze. Dezvoltarea în timp a mai multor proiecte în domeniu a făcut ca tehnologiile, atât pentru fracturarea hidraulică, cât şi pentru operaţiunile de colectare, purificare şi stocare, să 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

Măsuri de diminuare a impactuluiMăsurile care se impun pentru diminuarea impactului asupra factorului de mediu - aer, pentru fiecare etapă 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 celor mai bune practici 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 poluării 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; • monitorizarea permanentă atât a parametrilor tehnici de exploatare, pe fiecare etapă de dezvoltare, cât şi a factorului de mediu aer.

SOLUL ŞI SUBSOLUL

Explorarea 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 a impactului: • identificarea arealelor sensibile ce pot fi afectate de întregul proiect privind extracţia gazelor de şist; • achiziția de date seismice cu impact minim asupra solului şi subsolului. 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 efectuării studiului geotehnic). Vor fi evitate pentru amplasament: • poziţionarea în zone active tectonic; • zone în care pot apărea alunecări de teren; • zone carstice sau zone cu roci fisurate; • zone inundabile sau zone supuse viiturilor.

Dezvoltarea În etapa de dezvoltare impactul potenţial de poluare a solului şi subsolului este dat de: • sondele de foraj: materiale utilizate pentru amenajări, consolidări, etanşări; fluide de foraj; detritus


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

23

rezultat din foraj; tasari de terenuri, drumuri; utilizarea şi răspândirea de chimicale, produse petroliere utilizate ca lubrifianți şi/sau combustibili, erupții libere, etc; • sondele în producție: scăpări în mediul înconjurător ale fluidelor din sondă, emisii de gaze de sondă, produse uşoare, CO2, H2S, hidrocarburi aromatice, care se elimină în atmosferă; răspândirea pe sol de şlamuri şi/sau substanțe şi materiale cu care se execută operații de stimulare, injecție, consolidare nisipuri, fisurare hidraulică, etc.; • sondele de injecție: agentul de injecție (apa reziduală, gaze), infestând solul la suprafață şi/sau în adâncime prin spargerea coloanelor, prin fisurarea canalizării, etc.; • conductele: fenomene de coroziune, fisurare, spargere, deformare mecanică (acţiunea buldozerelor şi excavatoarelor, alunecărilor şi eroziunilor de teren, cutremurelor, efectelor condițiilor meteorologice deosebite), etc.; • scurgeri de aditivi chimici componenţi ai fluidelor de fracturare transportaţi în cisterne şi supuşi amestecării; Măsurile asociate reducerii impactului sunt: • observarea şi controlul tehnologic continuu al instalațiilor de extracţie, transport şi depozitare şi luarea măsurilor pentru evitarea oricăror scăpări/eşapări în mediu; • detectarea şi remedierea spărturilor şi a altor neetanşeități la conducte, utilaje dinamice şi statice, prin inspecţii şi verificări periodice; • combaterea efectelor coroziunii, uzurii şi abraziunii la instalațiile de adâncime şi de suprafață, precum şi la sistemele de conducte de transport fluide; • îndepărtarea vegetaţiei şi a stratului de sol poluat şi refacerea ecologică prin reaşternerea acestuia. Alte surse de poluare cu impact asupra solului: • 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. Deşi tehnologia de forare pentru resursele neconvenţionale este similară realizării sondelor de exploatare pentru resursele convenţionale, 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 a impactului: utilizarea unor tehnologii şi tehnici de forare care să reducă la maxim cantitatea de detritus dislocat şi a suprafeţelor scoase din circuitul agricol, corelat cu un control atent al gestionării acestor cantităţi considerabile de rocă excavată şi uneori contaminată; • 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 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. Măsuri de reducere a impactului: • dată fiind intensitatea activităţilor de transport auto şi gabaritul camioanelor implicate se limitează la strictul necesar, numărul de vehicule, de curse, încărcătura şi viteza de rulare; se recomandă vehicule uşoare, cu nivel scăzut de gaze poluante şi consum redus de carburanţi, utilizându-se cu precădere combustibil diesel; • optimizarea activităţilor 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.

Exploatarea și conservareaImpactul 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.


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

24

ZGOMOTUL ŞI VIBRAŢIILE Principalele surse de zgomot şi vibraţii sunt reprezentate de mijloacele de transport, operaţiunile de foraj şi utilajele anexe şi de grupul de compresoare.În etapa de explorare principalele surse de zgomot şi vibraţii rezultă de la operaţiunile de foraj şi a utilajelor anexe dar şi de la mijloacele de transport. 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 utilaje dinamice vor funcţiona doar un numar limitat de ore zilnic, cu excepţia instalaţiilor de foraj.

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 semnificativă de poluare.

SEISMICITATEA INDUSĂ 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. 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


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

25

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. 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. Coroborarea informațiilor geologice și geofizice furnizate de gravimetrie, magnetism, seismică 2-D și 3-D, sau alte metode, permite 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 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.

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 și ele pot fi mobilizate in timpul proceselor de foraj și fisurare hidraulică. Posibilitatea ca lichidele de fracturare injectate să ajungă la surse de apă subterane este scăzută atunci


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

26

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, posibil radioactive 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 forajele traversează formațiuni geologice cu radioactivitate ridicată, deşeurile produse în urma forajelor pot conține radionuclizii de Ra şi Rn. Radonul, fiind gaz, se dispersează în atmosferă, în timp ce apa de proces şi noroiul, ce conţin elemente radioactive, sunt colectate, după caz, în bazine 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 exploatare poate concentra 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).

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 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.

MEDIUL SOCIAL ŞI ECONOMIC 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. 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. În faza de explorare, reţinem o serie de aspecte relevante pentru evaluarea impactului social, privitoare la utilizarea terenurilor şi a infrastructurii locale. 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. 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. 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


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

27

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. 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. 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.

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.

5. IMPACTUL ECONOMIC AL RESURSELOR DE GAZE NATURALE NECONVENTIONALE IN ROMANIA, LA NIVEL NATIONAL SI LOCAL

Trilema energiei – De ce sunt necesare resurse primare de energie

Elementul esențial în ceea ce privește utilizarea de gaz din surse neconvenționale este impactul potențial asupra securității aprovizionării României cu energie primară, accesibilitatea crescută a energiei pentru consumatori și de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră. Importanța asigurării securității aprovizionării cu energie a unei țări constă în impactul asupra stabilității economice (nici o economie sănătoasă nu poate exista fără posibilitatea de a avea alimentare cu energie neîntreruptă, în cantitatea necesară și având calitatea necesară), stabilitatea socială (lipsa de energie la prețuri accesibile afectează fundamental nivelului de trai, viața culturală, sănătatea și dezvoltarea unui popor), și stabilitatea chiar politică a țării (o țară este vulnerabilă atunci când aceasta depinde de o singură sursă de energie care vine din exterior, care poate avea un impact final asupra în viața politică, și chiar independența). În multe cazuri, dependența de importurile de energie este considerată a fi o măsură a insecurității energetice.


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

28

Cu toate acestea, acest lucru nu ar trebui să fie generalizat, iar această chestiune ar trebui nuanțată: soluția este un amestec convenabil de surse, iar importul nu este așa de rău, atâta timp cât există conexiuni fizice viabile, și accesibilitate comercială. Datorită faptului că importurile depind de dimensiunea resurselor proprii ale unei țări, strategia energetică ar trebui să conducă la acel mix de surse primare, care este cel mai convenabil pentru această țară, aplicând principiul simplu al diversitatii cea mai mare posibilă. Cu toate acestea, în cazul în care sursele interne pot fi extinse, problema este, în esență simplificată, prin reducerea nevoii de importuri. Prin urmare, gazul natural este esențial pentru sustenabilitatea oricărui sector energetic, iar posibilitatea de a descoperi noi surse este benefică atât pentru buna funcționare a acestui sector, precum și în scopul de a reduce impactul asupra mediului. În absența unor noi surse de gaze naturale, într-un interval de aproximativ 15 ani am putea ajunge în mare măsură dependenți de importurile de gaze naturale. Evident, această situație 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 România, și poate fi, în esență îmbunătățită prin extinderea surselor de gaze naturale ale țării și diversificarea interconexiunilor cu țările vecine. • Fără intervenția de noi surse de gaze naturale, inclusiv gaze de șist, dependența de importuri ar putea deveni în curând o povară. Experiența celor două crize de iarnă din cauza închiderii sau reducerii importurilor de gaz este relevantă din acest punct a vedere. • Fără sursele de gaze economice asigurate, România nu este în măsură să își 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 soluționarea problemei privind funcționarea echilibrată a sistemului național de electricitate, unde gazele naturale joacă un rol esențial în soluția acestei probleme. • În esență, dezvoltarea acțiunilor de recuperare a gazelor neconvenționale - în conformitate cu toate cerințele de mediu - poate genera avantaje critice la nivel de țară și de regiune.

Promovarea de beneficii sociale și economice Industria de petrol și gaze generează venituri importante pentru economia națională. Gestionarea macroeconomică sănătoasă și guvernanța sunt necesare pentru a se asigura că banii generați de aceste proiecte sunt investiți în comunitățile locale, prin politici care conduc la dezvoltarea economică și reducerea sărăciei. Mai mult decât atât, cunoașterea impactului social și economic atât pozitiv cât și la risc este esențial 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 activități de cercetare și dezvoltare, precum și la crearea locurilor de muncă și dezvoltarea bunăstării sociale care crește puterea de cumpărare și, cu ea, siguranța și stabilitatea mediului economic pentru beneficiul afacerilor în general.

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 privește evoluția consumului de gaze naturale, din studiile recente ale UE în ceea ce privește resursele de gaze neconvenționale și a impactului acestora, precum și studii privind crearea de locuri de muncă în industria gazului, inclusiv cele directe și 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 șist. Avem în vedere intervalul de timp care începe în 2011 și se încheie în 2030. Trebuie remarcat faptul că, în această perioadă: (i) nu toate resursele sunt consumate și (ii) că extracția va începe în 2019 (anii anteriori sunt folosiți pentru activități de explorare), cu creștere lentă dată de limitarea puțurilor de foraj și capabilități de operare (numărul de puțuri pe an este limitat de valoarea rezultată din considerente tehnologice în rapoarte recente ale UE). Evoluția producției de gaze neconvenționale este dată în figura de mai jos:


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

29

Această cantitate de gaz este legată de întreaga producție de gaz așa cum se vede în figura următoare:

Un impact imediat este faptul că după anul 2023 (conform scenariului) România va avea disponibile de gaz pentru export. Acest lucru rezultă din faptul că evoluția producției a fost aleasă pentru a corespunde cu cea a consumului și pierderilor. Coeficienții de creștere a consumului sunt egali cu evoluția PIB-ului.

Având în vedere prețurile de piață 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 fiecare an. Trebuie să se rețină că veniturile din exporturi, sunt date ca negative (intrări), în economie, în timp ce cheltuielile pentru exporturi sunt date ca procente pozitive ale PIB-ului.

Fig. 13

Fig. 14

Fig. 15


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

30

Capacitatea noilor resurse de gaze de a elimina importurile, cel puțin pentru un număr de ani, creează o nevoie puternică de a începe extracția lor. Noi subliniem deci din nou că, în interval de timp considerat cantitățile de gaze noi produse nu epuizează rezervelele. Este de observat că tendința de creștere a importurilor ca urmare a (i) epuizării gazelor convenționale și (ii) creșterii consumului, se modifică astfel încât costurile de aproape 1,5% din PIB se schimbă o dată cu folosirea gazelor neconvenționale. Creșterea producției 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 producție de gaze a fost considerată a intra pe piață la prețul intern al gazelor (abordare mai conservatoare, deoarece exporturile au fost de asemenea luate în considerare la această valoare).

În figura care urmează evoluția prețurilor este prezentată pentru perioada de timp de referință. Creșterea prețurilor ca urmare a creșterii cantităților importate este inversată o dată ce gazele neconvenționale ajung pe piață. Scenariul nostru indică o scădere potențială a prețului de aproximativ 30% la sfârșitul perioadei. Această scădere păstrează gazele la cost plus suficient pentru a include investiții, impozite și profituri considerabile.

Un alt impact este crearea de locuri de muncă: directe și indirecte. Diverse surse dau valori diferite de locuri de muncă indirecte pentru fiecare loc de muncă direct creat, care variază de la 3 (cel mai conservator dat de datele din industria gazelor din SUA la 5 cel mai puțin 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 4517 directe și 13552 indirecte la nivel național, astfel, un total de 18069.

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

Fig. 16

Fig. 17


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

31

O evaluare efectuată în fiecare regiune a parametrilor specifici asociați 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 proporțională cu suprafețele respective ale perimetrelor din fiecare județ). Astfel, numărul de locuri de muncă directe create la nivel local este dat în figura următoare.

6. CADRUL LEGISLATIV APLICABIL ÎN VALORIFICAREA RESURSELOR DE GAZE DIN ZĂCĂMINTE NECONVENȚIONALE

Cadrul legal care definește modul de desfășurare al oricărei activități umane este în zilele noastre un sistem complex, cuprinzînd reguli fundamentale de natură constituțională, detaliate în legislații primare, care la rândul lor sunt explicitate în legislații secundare de natura unor ordine, decizii, reglementări, instrucțiuni, coduri de bună practică, etc., menite în ansamblul lor să asigure bunul mers al societății umane. Domeniul petrolier, incluzînd subdomeniul resurselor neconvenționale, nu fac excepție.În raportul comprehensiv și în rezumatul acestuia sunt analizate aspecte referitoare la legislația petrolieră și de mediu, modul de armonizare a acesteia cu legistația europeană, reglementările aplicabile domeniului petrolier din Romania, exemple de reglementări din țări avansate în valorificarea resurselor neconvenționale și propuneri de completare a cadrului de reglementare aplicabil în țara noastră. Principiile 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; • în afară de principiile generale de valorificare a resurselor petroliere, nivelul redevenţelor, drepturile şi obligaţiile titularului, legislaţia petrolieră primară consacră două principii importante: tratamentul nediscriminatoriu aplicat titularilor şi stabilitatea termenilor contractuali.

Prin adoptarea Legii petrolului nr. 238/ 2004, legislaţia românească din domeniul petrolier a devenit compatibilă cu prevederile legislaţiei europeane, reprezentata doar de “Directiva privind autorizarea pentru hidrocarburi” (94/22/

Fig. 18


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

32

EC), care îşi propune să garanteze accesul nediscriminatoriu la activităţile de prospectare, explorare si exploatare a hidrocarburilor.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. Legislația secundară este rezultatul interacțiunii dintre legislația petrolieră primară, care tratează problematicile majore, cu aplicabilitate generală asupra domeniului petrolier și particularitățile unei anumite activități, cum este cel al explorării și exploatării resurselor din zăcăminte neconvenționale, care necesită o abordare separată, mult mai detaliată. Reglementările au menirea de a creea un cadru optim pentru operațiunile petroliere de explorare și exploatare a zăcămintelor neconvenționale de gaze naturale, astfel încât să se realizeze o îmbinare acceptabilă între avantajele economice și dezavantajele legate de riscurile potențiale pe care orice activitate umană le poate avea asupra mediului și habitatului și de a reduce potențialele riscuri până la nivele acceptabile, prin creșterea disciplinei operatorilor. Reglementările au totodată rolul să ridice cota de încredere a opiniei publice, a factorilor de decizie și a comunicatorilor media, în siguranța tehnologiilor și procedurilor, care se aplică. Mențiunea făcută la capitolul privind legislația petrolieră primară că România nu are prevederi specifice pentru gazele neconvenționale este valabilă și în ceea ce priveste reglementările și instrucțiunile tehnice aplicabile în explorarea și exploatarea acestor resurse. Din analiza reglementărilor aplicate în prezent în procesul de exploatare a gazelor neconvenționale și în special a gazelor de șist, se constată: • reglementarea activităților este în strânsă corelație cu nivelul atins de activitățile de explorare si exploatare în diferite țări, state sau provincii a gzelor neconvenționale, lider mondial și din acest punct de vedere fiind SUA. Raportul comprehensiv enumereaza aspectele reglementate în domeniul exploatării gazelor în diverse state; • România nu face excepție de la acestă regulă, activitățile în acest domeniu fiind în stadiu incipient, practic nu există reglementări specifice explorării si exploatării gazelor din zăcăminte neconvenționale; • reglementările au o aplicabilitate locală și țin cont de situația geologică, economică și socială a fiecărui areal aflat sub incidența respectivei reglementări si sunt elaborate în baza unor studii stiințifice, observații acumulate din activitățile reglementate, dar uneori și din incidente nedorite; • în baza experienței acumulate într-un secol și jumătate în industria petrolieră din România și ținînd cont de bunele practici instituite pe plan mondial în domeniul gazelor neconvenționale, sugerăm autorităților de reglementare să elaboreze și să impună un set de reglementări specific acestui domeniu, util, în egală măsură, companiilor petroliere, factorilor de decizie, organismelor neguvernamentale si populațieiLegislația petrolieră este esențială în valorificarea resurselor din zăcăminte neconvenționale, dar nu și suficientă. In desfășurarea operațiunilor petroliere se aplică prevederi din legislația privind protecția mediului, accesul la terenuri și obținerea autorizațiilor de construcție, accesul la resurse și infrastructură, protecția sănătății populației, fiscalitate, etc. Deoarece unul dintre principalele aspecte pentru care valorificarea gazelor naturale din zăcăminte neconvenționale este privită cu rezerve de o parte a opiniei publice, în general fără cunoștințe aprofundate în domeniul petrolier raportul comprehensiv CENTGAS cuprinde și o trecere în revistă a legislației aplicabile în acest domeniu. Pornind de la constatarea că legislaţia europeană este transpusă în quasi-totalitate în legislaţia internă, în forma extinsă a raportului CENTGAS sunt menționate un numar de 26 de directive europene referitoare la protecția mediului, care au aplicabilitate și în domeniul gazelor naturale din zăcăminte neconvenționale și este precizată legislația internă prin care sunt transpuse. Propuneri de completare a cadrului legislativ și de reglementareExperienţa 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, nedepăşind riscurile aferente exploatării


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

33

hidrocarburilor convenţionale.Analiza legislației primare și secundare aplicabile în România, directivele Uniunii Europene, compararea cu situația din alte state avansate din punct de vedere al exploatarii gazelor neconvenționale, 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 legislația 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 și programe. • Este necesar să se precizeze pentru ce operațiuni petroliere se solicită evaluarea impactului asupra mediului și mai ales momentul în care se solicită această evaluare. • Este necesară completarea legislatiei cu prevederi prin care sa se impuna obligația ca titularii de acorduri petroliere să realizeze un studiu al parametrilor ințiali de mediu, care să evalueze starea acestuia la momentul începerii operațiunilor petroliere și 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 inițiale și stabilirea unor periodicități și reguli de raportare și control. • Stabilirea unor măsuri și termene de remediere a daunelor aduse mediului și a responsabilitătilor titularilor de acord petrolier. • Impunerea obligativității de a face publice substantele chimice utilizate în compoziția fluidului de fracturare.

Aspecte referitoare la utilizarea apei și gestionarea deșeurilor Fiind o componentă de maximă importanță pentru activitatea de foraj, atat ca factor de mediu, dar și ca parte a fluidelor folosite in procesul de foraj este necesar a se respecta minim urmatoarele: • întocmirea unui studiu hidrologic și hidrogeologic pentru evaluarea potențialului bazinelor și a corpurilor de apă; • elaborarea unui studiu de impact asupra acviferelor, a utilizarii unor volume și de determinare a volumelor limită care pot fi extrase fără a fi afectate comunitățile locale; • realizarea unei scheme de monitorizare a formațiunilor acvifere din arealul pe care se desfăsoară lucrările de foraj pentru explorarea/exploatarea gazelor neconvenționale; monitorizarea trebuie începută înainte de executarea lucrarilor de foraj de explorare și 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; • obligația înlocuirii de către titulari a surselor de apă deteriorate prin activitatea proprie; • elaborarea de reguli și proceduri privind gestionarea deșeurilor lichide si solide.

Reglementări tehnice privind operațiunile petroliereAmplasamentul sondelorLa alegerea amplasamentelor sondelor în care se vor efectua operațiuni petroliere specifice pentru gazele neconvenționale, în special fracturare hidraulică de mare volum se consideră necesară reglementarea: • distanței față de locuințe, scoli, spitale, cursuri de apă, zone inundabile, surse de alimentare cu apă potabilă, monumente, drumuri, rețele elecrice, conducte, etc.; • suprafeței maxime alocate pentru locațiile sondelor; • distanței minime față de faliile detectate prin prospecțiunea seismică; • măsurilor de protecție a solului la eroziune.Construcția sondelor • reguli minime de cimentare si tubare; • adancimea de tubare în raport cu acviferele cu apă potabilă, impunerea unor anumite tipuri de oțeluri pentru coloane si tipuri de ciment; • controlul cimentării; • tipul prevenitoarelor; • verificarea coloanelor la presiuni superioare celor care vor fi folosite în operația de fracturare;


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

34

• stabilirea unor presiuni maxim admisibile în operația de fisurare; • investigarea sondelor. Monitorizarea si controlul operațiunilor petroliere • monitorizare microseismică a fracturării hidraulice; • monitorizarea prin sonde a impactului calitativ si cantitativ asupra acviferelor (numar de sonde, parametrii monitorizati, frecvența determinărilor); • supervizarea operaținilor de fracturare hidraulică de catre experți atestați de ANRM, similar cu procedura aplicata la operatiunile de abandonare a sondelor, stabilită prin Ordinul Președintelui ANRM nr. 8/2011; • monitorizarea post-abandonare (durată, parametri, etc.); • controale periodice ale specialiștilor autorității competente la operațiunile petroliere; • monitorizarea seismicității provocate de activitatea de fracturare hidraulică de mare volum.

7. CONCLUZII ŞI RECOMANDĂRI

CONCLUZII 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 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 și cadru legislativ concură la valorificarea resurselor de gaze din zăcăminte neconvențional și evidențiază modul în care aceste domenii se conditioneaza reciproc în realizarea acestui obiectiv. În urma studiului și sintezei unui material bibliografic bogat coroborat cu experiența bogată a autorilor în domeniul petrolier, au rezultat următoarele concluzii, cu mențiunea că versiunea comprehensivă ( 400 pagini) și rezumatul (100 pagini) raportului cuprind concluzii mult mai ample:

1. Potentialul geologic al Romaniei privind existenta unor resurse de gaze neconventionale • Cu toate ca pana in prezent gradul de cercetare geologica este insuficient pentru determinarea rezervelor de gaze neconventionale, subsolul Romaniei este creditat cu perspective favorabile • În România, formatiuni argiloase cu potential gazeifer (gaze de șist), de tipul, gas shales sunt localizate în unităti de orogen, în structuri cutate (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-Campia Romană cu extinderea sa în Dobrogea de Sud, Platforma Scitică (Depresiunea Bârladului), sudul Platformei Moldovenesti). De asemenea, sunt îndeplinite conditii potentiale de existentă, în Depresiunea Getică, Depresiunea Pannonică si Bazinul Transilvaniei. • 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 . • Vârsta formatiunilor de interes acoperă un interval de timp de la Paleozoic inferior (Silurian – 425 mil. ani) la Neozoic (Paleogen- 30 mil. ani). Cele paleozoice, foarte vechi, însumează parametri cu valori optime, apropiate de standardele internationale. • Grosimea formatiunilor este variabilă (100-2000 m), iar valorile ei sunt influențate de cadrul tectonic, paleorelieful bazinului în timpul acumulării acestora si de frecventa forajelor care au interceptat aceste formatiuni. Pentru faza de exploatare trebuiesc avute în vedere formatiuni cu grosimi mai mari de 50m în conditiile unei omogenităti litologice. • 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.


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

35

2. Utilaje, tehnici si tehnologii specifice operatiunilor petroliere de valorificare a gazelor neconventionale • Actualmente, pentru exploatarea gazelor naturale din argilele gazeifere (gazelor de şişt) se folosesc, în principal, sonde orizontale, combinat cu fracturarea hidraulică. • Pentru realizarea forajului sondelor orizontale, trebuiesc luate măsuri speciale pentru realizarea programului de construcţie şi echipare a sondelor în general şi în special în intervalele curbe, înclinate şi orizontale. Aceste măsuri privesc alcătuirea garniturii de prăjini, fluidele de foraj folosite, monitorizarea traseului sondei, prevenirea pierderii stabilităţii peretelui în intervalele ce trebuie să fie consolidate, prevenirea problemelor specifice la introducerea coloanelor de tubare în porţiunile curbe respectiv prevenirea prinderii acestora în intervalele curbe, foarte înclinate şi orizontale, evitarea blocării straturilor productive ş.a. • Având în vedere costurile mai mari pentru realizarea sondelor pentru exploatarea gazelor de şist, în comparaţie cu exploatarea zăcămintelor convenţionale de gaze, precum şi durata mai mare pentru efectuarea tuturor operaţiilor, este nevoie să se folosească instalaţii de foraj moderne respectiv performante, fiabile şi cu grad mare de automatizare a operaţiilor de manevră si foraj, care pot realiza o viteză mare de foraj, fără riscuri majore de operare respectiv să se prevină şi evita producerea unor accidente tehnice, tehnologice şi ecologice. • Realizarea activităţilor de foraj şi punere în producţie a sondelor necesită un consum permanent şi în cantităţi apreciabile de apă industrială pentru prepararea şi condiţionarea fluidelor de foraj, prepararea pastelor de ciment, întreţinerea şi răcirea unor utilaje şi scule de foraj, rezervă intangibilă pentru incendii ş.a. precum şi, în special pentru realizarea operaţiilor multiple de fracturare hidraulică a straturilor productive prin cele mai sigure şi eficiente metode de realizare a acesteia. • Pentru realizarea operaţiei de fracturare hidraulică sunt necesare mai multe unităţi specifice care îndeplinesc diferite funcţii. Pentru realizarea fracturării hidraulice la sondele pentru exploatarea gazelor de şist sunt necesare presiuni mai mari de 1000 bar, lucrare ce poate fi realizată şi cu agregatele de cimentare, fracturare şi aditivare realizate în România, de tipul ACFA 1000 respectiv ACFA 1422. • Trebuie precizat faptul că în România s-au forat extrem de multe sonde verticale, direcţionale şi chiar orizontale şi s-au realizat mii de fracturări hidraulice pentru creşterea producţiei de ţiţei şi gaze din zăcămintele convenţionale fără a avea vreun accident major tehnic, tehnologic sau ecologic. • În concluzie afirmăm cu toată convingerea şi certitudinea că în România avem condiţii optime pentru forarea sondelor orizontale în vederea exploatării gazelor de şist, respectiv instalaţii şi scule de foraj moderne şi performante, utilaje pentru efectuat fracturarea hidraulică, proiectanţi şi operatori foarte bine calificaţi şi cu bogată experienţă în industria de petrol şi gaze, legi şi norme complete şi în acord cu standardele europene şi mondiale privind protecţia mediului şi a comunităţilor de populaţie din zonele respective ş.a.

3. Impactul extracţiei gazelor neconventionale asupra apei, aerului, solului şi subsolului, biodiversității, patrimoniului şi a mediului social economic, cu menționarea măsurilor de reducere, până la generarea unui impact nesemnificativ (minim, reversibil sau temporar).

Apa Alimentarea cu apă se face fie din sursele de apă de suprafaţă, fie din cele subterane, sau, în funcţie de necesarul tehnologic de apă. Diminuarea impactului potential indus asupra apei de desfăşurarea activităților din extracția gazelor de şist se realizează printr-o serie de măsuri de protecție, specifice fiecărei etape a proiectului. Respectarea proiectului tehnic, aplicarea tehnologiilor moderne de fracturare hidraulică şi a măsurilor de protecție stabilite vor face ca impactul extracției gazelor de şist asupra factorului de mediu apa (de suprafata si subterana) să fie redus.În acelaşi timp nu vor exista evacuări de ape uzate în mediu, iar managementul propus pentru apele uzate va asigura eliminarea surselor potențiale de poluare a apelor.

AerulMăsurile care se impun pentru diminuarea impactului asupra factorului de mediu - aer, pentru fiecare etapă de lucru în parte, se referă, în principal la aplicarea celor mai bune practici la foraj şi la fisurare hidraulică astfel încât la traversarea zonelor sensibile din subteran să se evite poluarea cu gaz metan. Prin reducerea volumului de lucrări şi stabilirea unui grafic de execuție şi corelarea graficelor de lucru ale utilajelor din amplasamentele lucrării cu cele ale bazelor de producție, nu sunt de aşteptat depăşiri ale valorilor maxime admise.


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

36

Impactul potențial generat se apreciază că va fi redus.

Solul si subsolul. Seismicitatea Impactul asupra solului şi subsolului se poate manifesta, în special în faza de dezvoltare, prin potenţialul de poluare al activităţilor de forare, de transport al fluidelor prin conducte sau cisterne, prin gestionarea deşeurilor lichide şi solide rezultate şi prin traficul greu al utilajelor. Impactul poate fi prevenit sau redus la minim prin optimizarea şi controlul permanent al acestor activităţi.Riscul seismic determinat de exploatarea gazelor neconventionale 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.

Zgomotul si vibratiile Zgomotele şi vibraţiile ca emisii normale ale activităţilor de foraj au, în general, un 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.Amplasarea sondelor în zone nepopulate, la distanţă de receptorii protejaţi, justifică aprecierea că zgomotul şi vibraţiile nu sunt o sursă potenţial semnificativă de poluare.

Biodiversitatea Impactul generat de activitățile implicate în extracția gazelor de şist asupra componentei biotice va fi unul redus ca importanță Astfel agricultura dintr-un perimetru redus ca întindere este înlocuită de o activitate industrială temporară, nefiind necesare măsuri suplimentare față de cele propuse pentru protectia apei, solului şi aerului.Mediul social şi economic

Lucrările de amenajare a platformei de lucru şi drumului de acces, cu infrastructura aferentă, vor influența în sens pozitiv viața comunitătii din zonă, dar pot introduce în acelaşi timp şi potențiali factori de disconfort pentru populație.Lucrările propuse a fi desfăşurate, dublate de o serie de măsuri de protecție, vor avea un impact preponderent pozitiv asupra populației din zonă, determinând o îmbunătățire a situației socio-economice locale şi zonale, atat pe termen scurt, cât şi pe termen lung.

Condițiile culturale, etnice si patrimoniale Impactul potential prognozat se va manifesta strict în zona de desfăşurare a lucrărilor, pe perioade scurte de timp. Impactul potential este reversibil, astfel încât va fi eliminat complet la finalizarea lucrărilor.Evitarea unor eventuale incongruenţe de ordin material se face prin întocmirea proiectelor astfel încât să nu fie afectat patrimoniul cultural naţional şi local, pe baza unui studiu de fezabilitate care să includă monumentele şi siturile de patrimoniu din aria ce va fi afectată de investiţia vizată.

4. Impactul economicÎn scenariul luat în considerare, un număr de concluzii importante au fost stabilite cu privire la impactul producției de gaze noi referitoare la: (i) Import și evoluția exportului - creșterea producției de gaze neconvenționale fiind mai mare decât evoluția preconizată a consumului intern (dată de evoluția PIB) poate conduce, la începutul deceniului următor, la posibilitatea exportului de gaze din România . Evident, există și alte alternative pentru a gestiona excesul de gaze, cum ar fi de a umple depozitele subterane pentru utilizare ulterioară. (ii) Impactul asupra PIB la prețurile de import curente de gaze impactul asupra PIB este semnificativ (aproximativ 1,5%). Având în vedere că producția de gaz nou se substituie importurilor în economia românească, impactul asupra PIB este în continuă scădere și se poate chiar inversa o dată exportul început, la valori în intervalul de la 0,5% din PIB. Trebuie remarcat că această situație scade puternic vulnerabilitatea economiei, dar, pe de altă parte, aceasta va necesita o creștere a rețelei de gaze cu o nevoie de mai multe investiții cerute de export și / sau de creșterea capacității de stocare a de gaze. (iii) Un alt rezultat important este reducerea semnificativă a prețului gazului în piață din cauza cantităților mari ale producției de gaze noi, care elimină importurile de gaze scumpe. Reducerea prețului la gaze imediat este de aproximativ 12%, în timp ce reducerea globală pentru perioada de timp dată este de așteptat să fie


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

37

de aproximativ 33%. De fapt, până în 2019 prețul va crește, deoarece importurile vor compensa reducerea producției interne de gaze clasice și apoi producția de gaz nou va începe scăderea prețurilor. (iv) Impactul asupra locurilor de muncă la nivel național se măsoară prin intrările fiscale la bugetul de stat (rezultat din impozitare de locuri de muncă), care _ ajung la valori substanțiale ( de zeci de milioane de dolari SUA). Prin comparație impozitul pe profit este mai mic - un rezultat , care subliniază importanța creării de locuri de muncă în producția de gaze noi. Numărul de locuri de muncă indirecte pentru fiecare loc de muncă direct a fost luat, în mod puțin conservator, a fi la un nivel mai scăzut, de 3. Chiar și așa impactul asupra bugetului este substanțial și în județele în care locurile de muncă directe sunt create, este de așteptat să asistăm la creșterea activității economice locală după ce producția 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 și 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 educație, dezvoltarea culturală, sau companii fondatoare, care necesită un studiu mai extins.

5 Legislaţia aplicabila domeniului gazelor neconventionale

Legislatia petroliera primara este perfect compatibilă cu legislaţia europeană, 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 , impune regulile de bază ale valorificării resurselor petroliere și consacră două principii importante: tratamentul nediscriminatoriu aplicat titularilor şi stabilitatea termenilor contractuali.Legislaţia petrolieră secundară reprezentată prin instrucţiuni tehnice, reglementări, coduri de bună practică, reguli de monitorizare şi control are un caracterul lacunar în țara noastră, fiind necesară completarea aceasteia, cu prevederile mentionate anterior

RECOMANDARI

In baza analizei multidisciplinare a unor aspecte geologice, tehnice, economice, de protecţie a mediului şi de legislaţie, cu impact semnificativ asupra explorării si exploatării gazelor naturale neconvenţionale autorii studiului fac urmatoarele recomandari: • Cercetarea geologică sistematică a bazinelor României cu potenţial de gaze neconvenţionale In vederea determinarii resurselor existente, atat prin programe de cercetare stiinţifică fundamentală, finanţate de bugetul de stat, cat şi prin concesionarea perimetrelor respective unor companii capabile să suporte costurile ridicate ale explorării geologice și geofizice şi prin foraje de mare adâncime (3000-4000 m); Formatiunile vechi, paleozoice si, in special siluriene, din spatiul forelandului 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. • Evaluarea rezervelor de shale gas (gaz 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; • Valorificarea experienței tehnice din România • Trebuie valorificată şi în România (nu numai în străinătate) pregătirea şi experiența specialiştilor implicați în activitățile de foraj cât şi a celor implicați în problemele ce țin de protecția mediului în explorarea si exploatarea gazelor de şist prin fracturare hidraulică în condiții de securitate tehnică şi ecologică. • Monitorizarea calității factorilor de mediu


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

38

• Pentru desfăşurarea activitățile complexe din extracția gazelor de şist este necesară elaborarea şi aplicarea unui plan de monitorizare a calității factorilor de mediu, cu identificarea efectelor pe care le au lucrările de reabilitare asupra mediului în perioada de construcție, precum şi dupa finalizarea lucrarilor. • Planul va conține punctele care vor fi monitorizate, parametrii monitorizați, frecvența de monitorizare. Sunt necesare consultații interactive şi permanente cu autoritățile pentru a se finaliza şi concretiza măsurile ce se vor implementa şi aplica (ex. oprirea lucrărilor, măsuri de diminuare a efectelor etc.) pentru fiecare tip de impact. • 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.

In opinia autorilor studiului elaborarea unei strategii naționale de valorificare a resurselor naturale pe termen mediu ( 2013 – 2020) și lung ( 2013 – 2050) trebuie să ia în considerație următoarele elemente: • România are o poziţie geografică favorabilă. • România dispune de resurse energetice de o mare diversitate. • Resursele minerale au o repartiție armonioasă, echilibrată în raport cu marile centre urbane, industriale sau în raport cu infrastructura. • România are o tradiţie indelungată de peste 150 de ani în domeniul petrolier, care poate fi utilizată în valorificarea resurselor neconvenționale • Descoperirea timpurie face ca majoritatea zacamintelor de titei si gaze naturale sa fie in stadiu avansat de exploatare, cu productia in declin, dar există premise de dezvoltare în adâncime și în extindere a acumularilor cunoscute. • Se conturează existența unor resurse neconventionale, cu posibiliate de utilizare într-un viitor apropiat, în condițiile unor investiții adecvate in cercetare fundamentala si in explorare. • Accesarea ajutoarelor de restructurare pentru modernizarea şi retehnologizarea operaţiunilor de exploatare (prin Proiecte UE). • Dezvoltarea bazei nationale de resurse minerale: prin programe anuale de cercetare geologica; finalizarea unei bănci centralizate de date privind resursele minerale, clasice si neconventionale. Agentia Nationala pentru Resurse Minerale are în lucru acest proiect. • Asigurarea stabilitatii conditiilor contractuale si acordarea unor facilitati fiscale adecvate, în baza unor analize elaborate a raportului costuri de producție/pretul țițeiului și gazelor natural, în vederea valorificării maximale a rezervelor țării. • Utilizarea unor rezerve de țiței și gaze natural pe plan local prin reactivarea exploatării unor zăcăminte a căror exploatare a încetat, element ce poate să contribuie la dezvoltare regională și la formarea personalului necesar acestor activități

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.


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

39

Nr. crt. Name Titlu Institutia Functia

1 Anastasiu NicolaeProf.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. CS II Universitatea Petrol Gaze

din Ploiesti Conferentiar

7 Branzila Mihai Dr. in geologie Universitatea "Al.I.Cuza" Iasi Profesor universitar8 Buliga Gheorghe Dr.ing. Asociatia SIPG Presedinte

9 Chera Constantin Dr. arheolog Museum for National History And Archaeology Arheolog

10 Ciocaniu Stefan Dr. arheolog 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 Profesor13 Dinu Corneliu Prof.dr.ing. Universitatea din Bucuresti Profesor onorific

LISTA AUTORILOR RAPORTULUI CENTGAS „ RESURSE DE GAZE NATURALE DIN ZACAMINTE NECONVENTIONALE – POTENTIAL SI VALORIFICARE

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.

Cercetator stiintific principal gr.1,dr.ing. 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 din Ploiesti Conferentiar

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


-ABSTRACT- CNR-CME

PROIECTUL CENTGAS

40

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. Consilier33 Pavlovschi Neculai Dr. ing. Profesor universitar34 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

DecanCercetator Stiintific

Secretariatul Executiv CNR-CME a asigurat suportul organizatoric pentru realizarea raportului CENTGAS „Resurse de gaze naturale din zacaminte neconventionale – Potential si valori�care” prin organizarea de sedinte lunare ale Consiliului Director, sedinte ale Consiliului Stiinti�c, sedinte saptamanale de lucru cu cei 5 coordonatori de module, deplasari in tara si strainatate, manifestari stiinti�ce care au promovat CENTGAS.

Secretariatul Executiv CNR- CME este format din:Dr. ing. Gheorghe Balan – Director General ExecutivIng. Silvia Prundianu – Sef Dep. Manifestari, Comunicare si Relatii Publice InterneVioleta Georgiana Pera - Sef Dep. Secretariat, Comunicare si Relatii Publice ExterneElena Pavel – Sef Dep. Financiar-Contabil, Marketing

CUPRINS - Petroleum Clubpetroleumclub.ro/downloads/links/Raport_CENTGAS_nov_2013.pdf ·...

Documents

Transcript of CUPRINS - Petroleum Clubpetroleumclub.ro/downloads/links/Raport_CENTGAS_nov_2013.pdf ·...