Según técnicos e investigadores del sector del petróleo y gas, la medida es esencial para agilizar la identificación de los responsables de accidentes. "Las características básicas de la formación de un depósito de óleo (tipos de roca, sedimento, materia orgánica, además de condiciones climatológicas, temperatura y presión) son tan particulares como una impresión digital o el ADN", afirma el coordinador del Laboratorio de Métodos Computacionales en Ingeniería (Lamce) de la Universidad Federeal de Río de Janeiro (UFRJ), Luiz Landau. Así, es posible determinar si una muestra procede del campo de una petrolera o de otra, con lo que la empresa responsable de la fuga puede ser avisada más rápido para tomar medidas de contención del derramamiento y recogida del óleo.

"Así se acabaría con el misterio sobre las llamadas manchas huérfanas", apunta Landau, refiriéndose a la clasificación dada por el sector a las manchas provocadas por fugas de petróleo sin una autoría comprobada. El debate ha vuelto a aparecer entre la prensa y los expertos del país tras los vertidos que tuvo la norteamericana Chevron en el litoral de Río de Janeiro. La fuga fue identificada por Petrobras en noviembre, e inicialmente, se consideró como una mancha huérfana. Hasta dos días después del inicio de la fuga (el 9 de noviembre) la empresa no expresó oficialmente su responsabilidad e inició los protocolos de seguridad. En marzo, otro vertido en un punto muy cercano al anterior por parte de la misma Chevron hizo saltar de nuevo las alarmas, aunque la petrolera estadounidense afirmó que el crudo no procedía del mismo pozo del accidente ocurrido a finales del año pasado.

En base a eso la empresa alegó que un análisis realizado por un laboratorio y revisado por sus propios técnicos, demostraba que el origen de las muestras era diferente. Sin embargo, y remitiéndose a un contrato de confidencialidad de Chevron, el laboratorio no dio informaciones sobre el material analizado para la petrolera ni quiso explicar los parámetros y procedimientos que adopta para los análisis. El geógrafo y coordinador del Laboratorio de Estratigrafía Química y Geoquímica Orgánica de la Universidad Estatal de Río de Janeiro, Egiberto Pereira, dice que un banco de datos exhaustivo y más accesible a la sociedad que los actuales (restringidos a las empresas petroleras) también es fundamental para determinar la culpa o inocencia de una compañía.

"Si un navío permite que se produzca la fuga de una cantidad de petróleo y no se mezcla con el de ningún campo, tendremos la seguridad de que no se trata de óleo extraído de Brasil. Puede ser de la costa de Africa, del Golfo de México o cualquier otro lugar", ejemplifica. El análisis del óleo producido en los pozos del país se elabora, básicamente, siguiendo tres métodos, con crecientes grados de complejidad y confiabilidad: análisis isotópica (donde se evalúa la presencia de carbono 12 y carbono 13, que son variaciones naturales y estables del elemento), cromatografía (se hace un análisis general de las sustancias presentes en la muestra) y análisis de biomarcadores (compuestos orgánicos que se encuentran en el petróleo, extractos de rocas o sedimentos).

Según Pereira, los aparatos necesarios cuestan entre medio millón y un millón de dólares cada uno, y en la mayoría de veces, dice, tienen que importarse: "Nada que quede fuera del alcance de los académicos, considerando los actuales presupuestos de fomento de la investigación", resume. Al mismo tiempo que puede determinarse de dónde procede una muestra de petróleo, el análisis de su perfil químico ofrece indicios importantes sobre el posible valor de material en el depósito, el tiempo de maduración del óleo, si es más ligero o más pesado. Por eso, son informaciones estratégicas para la exploración sobre las cuales las concesionarias mantienen derechos de sigilo de hasta diez años, dependiendo del tipo, lo cual está previsto en la ordenanza 188 de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP), que establece reglas para la recopilación de informaciones.

"En la industria del petróleo, quien quiere tener datos relevantes para trabajar, sea en lo que sea, tiene que rascarse el bolsillo", afirma el ingeniero químico Marcos Lima, con más de veinte años de experiencia en el sector del petróleo y el gas. Normalmente, las empresas disponen de bancos de análisis de los óleos de los pozos en que opera, que pueden ser requeridos por la ANP. Desde el año 2000, la agencia, que regula el sector y heredó las informaciones de PetroBank Master Data Store, de Petrobras, obtenidas a lo largo de su periodo de monopolio, opera el Banco de Datos de Exploración y Producción (BDEP). En él, las empresas que operan en el país vuelcan datos diferentes sobre los depósitos. Hoy, el BDEP acumula 3,12 petabytes de informaciones. Los datos se venden en paquetes a clientes habituales, que van de los 15.000 dólares, con datos de 46 pozos, a los 215.000 dólares, con trescientos pozos, por año. Existe también una lista con otros servicios de datos adicionales para estos paquetes.

El Superintendente de Datos Técnicos de la ANP y coordinador del BDEP, Sergio Henrique Almeida, dice que el sistema no se centra en las utilizaciones. En la página web del BDEP, la misión descrita en el inicio es la de "recibir, almacenar, gestionar y dar disponibilidad a los datos e informaciones velando por el fomento de las actividades de E&P (energía y petróleo) en el país". Así mismo, Almeida dice, "Hay datos sobre los perfiles geoquímicos de los óleos de algunos pozos, pero el BDEP congrega principalmente informaciones sobre las cuencas sedimentarias". De acuerdo con la ANP, la creación de un sistema de ese tipo tendría que evaluarse por el gobierno federal, vía el Ministerio de Minas y Energía (MME). Y hasta ahora, el Ministerio aún no ha respondido si tiene intención de crear un banco de datos bajo estos parámetros.

Fuente: China.org

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