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Especialistas afirmam que medida é essencial para agilizar a identificação dos responsáveis.
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As características básicas da formação de um reservatório de óleo — tipos de rocha, sedimento, matéria orgânica, além de condições de tempo, temperatura e pressão — são tão particulares quanto uma impressão digital ou o DNA, afirma o coordenador do Laboratório de Métodos Computacionais em Engenharia (Lamce) da Coppe/UFRJ, o engenheiro Luiz Landau. Assim, é possível determinar se uma amostra veio do campo de uma petrolífera ou de outra, fazendo com que a empresa responsável pelo vazamento seja acionada mais rapidamente para tomar medidas de contenção do derramamento e recolhimento do óleo.
— Com isso, acabaria o mistério sobre as chamadas manchas órfãs — diz ele, referindo-se à classificação dada pelo setor às manchas provocadas por vazamentos de óleo sem autoria comprovada.
O vazamento da Chevron de novembro, inicialmente, foi considerado mancha órfã, identificada pela Petrobras entre os campos de Frade e Roncador. Só dois dias após o início do derramamento, no dia 9, a empresa comunicou oficialmente sua responsabilidade e iniciou procedimentos de segurança.
A Chevron afirma que o petróleo que tem vazado, este mês, nas águas da Bacia de Campos não veio do mesmo poço do acidente do fim do ano passado. Para embasar isso, segundo comunicado emitido na quarta-feira, a empresa alegou que uma análise feita pelo Ipex, laboratório do grupo HRT Oil & Gas, e revisada por seus próprios técnicos, atestava que as origens das amostras são diferentes.
Mas invocando um contrato de confidencialidade com a Chevron, o Ipex não deu informações sobre o material analisado para a petrolífera nem quis explicar os procedimentos e parâmetros que adota para as análises. A Chevron alegou que o estudo está na fase final de elaboração e não pode fornecer detalhes.
Nova medida pode culpar petroleira
Para Luiz Landau, da Coppe-UFRJ, o banco de dados brasileiro deve ser centralizado e conter a “assinatura química” do óleo de cada poço:
— As companhias possuem bancos de dados porque interessa comercialmente. A informação sobre a composição de petróleo e sua relação com outras tem um valor estratégico para a definição de atividades de exploração.
Geólogo e coordenador do Laboratório de Estratigrafia Química e Geoquímica Orgânica da Uerj, Egberto Pereira diz que um banco de dados abrangente e mais acessível à sociedade do que os atuais — restritos às empresas de petróleo — também é fundamental para culpar ou inocentar uma companhia.
— Se um navio deixa vazar uma quantidade de petróleo e ela não bate com o de nenhum campo, teremos a certeza de que não se trata de óleo extraído do Brasil. Pode ser da Costa da África, do Golfo do México — exemplifica.
A análise do óleo produzido nos poços do país é feita, basicamente, por três métodos, com crescentes graus de complexidade e confiabilidade: análise isotópica (em que se avalia a presença de carbono-12 e carbono-13, que são as variações naturais e estáveis do elemento), cromatografia (em que se faz uma análise geral das substâncias presentes na amostra) e análise de biomarcadores (compostos orgânicos que ocorrem em petróleo, extratos de rochas ou sedimentos).
Informações sigilosas por até dez anos
Os aparelhos necessários, segundo Pereira, professor da Uerj, custam entre US$ 500 mil e US$ 1,5 milhão cada. Na maioria das vez, diz ele, precisam ser importados:
— Nada que esteja fora do alcance dos acadêmicos, considerando as atuais verbas de fomento à pesquisa.
Ao mesmo tempo em que pode determinar de onde veio uma amostra de óleo, a análise do seu perfil químico oferece indícios importantes sobre o possível valor do material no reservatório — o tempo de maturação do óleo, se é mais leve ou mais pesado. Por isso, são informações estratégicas para a exploração, sobre as quais as concessionárias mantêm direitos de sigilo de até dez anos, dependendo do tipo — o que é previsto na portaria 188 da Agência Nacional do Petróleo (ANP), que estabelece regras para a coleta das informações.
— Na indústria do petróleo, quem quer ter dados relevantes para trabalhar, seja no que for, tem que colocar a mão no bolso — afirma um engenheiro químico com mais de 20 anos de experiência no setor de petróleo e gás. — Para os pesquisadores e pessoas em geral, são liberados gratuitamente dados pouco relevantes ou ultrapassados, que certamente não se aplicam a avaliar, por exemplo, responsabilidades em vazamentos.
As empresas normalmente possuem bancos de análises dos óleos dos poços em que operam, que podem ser requisitados pela ANP. Desde 2000, a agência, que regula o setor e herdou as informações do PetroBank Master Data Store, da Petrobras, obtidas ao longo de seu período de monopólio, opera o Banco de Dados de Exploração e Produção (BDEP). Nele as empresas que operam no país depositam diferentes dados sobre os reservatórios. Hoje, o BDEP acumula 3,12 petabytes de informações.
Os dados são vendidos em pacotes para clientes regulares, que vão de R$ 30 mil (dados de 46 poços) a R$ 430 mil (300 poços) por ano. Há ainda uma listagem com oito serviços de dados adicionais para estes pacotes, variando de R$ 320 a R$ 1.150, e de 12 serviços para clientes eventuais, de R$ 580 a R$ 1.550. O site lista 39 clientes, incluindo muitas das principais empresas nacionais e internacionais do setor — exceto a Chevron.
Superintendente de Dados Técnicos da ANP e coordenador do BDEP, Sérgio Henrique Almeida diz que o sistema não foca em utilizações. No site do BDEP, no entanto, a missão descrita na página de abertura é “receber, armazenar, gerenciar e disponibilizar dados e informações visando o fomento das atividades de E&P (Exploração e Produção) no país”.
— Há dados sobre os perfis geoquímicos dos óleos de alguns poços, mas o BDEP congrega principalmente informações sobre as bacias sedimentares — diz Almeida.
De acordo com a ANP, a criação de um sistema desse tipo teria de ser avaliada pelo governo federal, via Ministério das Minas e Energia (MME). Até o fechamento da edição, o ministério não havia respondido se tem intenção de criar um banco de dados nestes moldes.
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