RN tem maior reserva de calcário do Brasil

Nos últimas duas décadas, pelo menos oito grandes grupos que trabalham com extração de calcário e beneficiamento de calcário demonstraram interesse de instalar unidades industriais no Rio Grande do Norte, especificamente nas regiões de Mato Grande, Vale do Açu, Mossoró, Chapada do Apodi e parte do Vale do Jaguaribe, no Ceará.


A razão é simples. Estas regiões têm aflorando mais de 20 mil quilômetros quadrados de rocha calcária (com espessura que vai de 50 a 400 metros), que é matéria-prima para inúmeros produtos da construção civil, indústria química, açucareira, entre vários outros segmentos industriais. Esta estimativa, que já foi comprovada e está pronta para ser explorada, é do Departamento Nacional de Produção Mineral.


O geólogo Otacílio Carvalho, da Secretaria Estadual de Desenvolvimento Econômico, disse que  Rio Grande do Norte tem a maior reserva de calcário (de boa qualidade) do País. “É rocha calcária suficiente para ser extraída a vida toda e mais três dias”, brinca o geólogo, lembrando que há muitos anos o Grupo do Empresário João Santos (Itapetinga) já fabrica cimento em Mossoró, duas unidades estão iniciando a construção de suas fábricas (Votorantin e Poti) e outros cinco grandes grupos estão querendo se instalar na região.Para se ter uma ideia do potencial e o interesse dos grandes grupos, basta registrar que somente na região de Mossoró,   que está literalmente em cima de uma rocha de calcário, existe mais de 200 áreas requeridas para exploração. Mossoró, segundo o DNPM, tem a maior reserva tecnicamente comprovada de rocha calcária. Governador Dix-sept Rosado vem logo em seguida. O geólogo Otacílio Carvalho, que se formou no início da década de oitenta e desde então procura uma maneira de desenvolver o Estado a partir de investimentos na extração calcário no Estado, que pode ser usado na fabricação de cimento, brita, calcário moído para galinha, calcário para cargas industriais, carbonato de cálcio precipitado, cal hidratada e até no artesanato. Grandes empreendimentos não oferecem risco de desastre ambiental. O geólogo Otacílio Carvalho não concorda que possa existir risco de desastre ambiental com a exploração da reserva de calcário no Estado por grandes grupos financeiros. Pelo contrário, segundo ele, cada unidade de extração e beneficiamento de calcário, como por exemplo, o Grupo Votorantim, trabalha com uma grande preocupação ambiental.


Segundo ele, para se instalar uma unidade de grande porte de fabricação de cimento, por exemplo, “primeiro é realizado um amplo estudo científico, mostrando todos os riscos e já apontando todos os investimentos possíveis de compensação ambiental e também social”, destaca o geólogo da Secretaria Estadual de Desenvolvimento Econômico.


O que preocupa o especialista é exatamente o pequeno produtor, pois seguimento extrai e processa a pedra como se fazia há dois mil anos atrás. “É inaceitável do ponto de vista ambiental (extrai pedra usando ainda dinamite) e até desumano (trabalhadores sem ferramentas adequadas trabalhando nos fornos) o trabalho que observamos nas caieiras das regiões de Mossoró, Governado Dix-sept Rosado, Felipe Guerra e Apodi” destaca Otacílio. O especialista espera que este problema seja resolvido ao longo dos próximos anos, com a instituição de planos de manejo não só da lenha, mas também da rocha, bem como da humanização do trabalho nos fornos. “É uma luta longa, mas necessária”, finaliza Otacílio Carvalho.


Fonte: Infomine Brasil

A Antártica

O que a Antártica nos ensina Por Ethevaldo Siqueira

Cerca de 98% da superfície continente Antártica são cobertos de gelo. Apenas 2% são de terra descoberta. O geólogo e professor da Universidade de Minnesota-Duluth, John Goodge, tem visitado a região desde 1985, para estudar suas rochas e buscar ligações ou vínculos desses 2% do continente com seu passado. O estudo das rochas pode contar um pouco da história desse continente desolado, de sua formação e de suas transformações ao longo do tempo.

No final de 2010 e começo de 2011, ele passou diversas semanas no campo, juntamente com outros cientistas, visitando uma dúzia de locais, espalhados ao longo de 2 mil quilômetros de montanhas. “Nosso trabalho tem sido a busca de locais adequados nas montanhas Transantárticas e colher amostras de rochas que possam, eventualmente, nos dar alguns exemplos do que existe por baixo da camada de gelo desse continente “ – diz o prof. Goodge. Ele e seus colegas são financiados pelo Programa da Antártica norte americano, administrado pela Fundação Nacional de Ciências (NSF, sigla da National Science Foundation dos Estados Unidos).

A equipe passou inicialmente cerca de três semanas preparando-se para o trabalho de campo na Estação MacMurdo, que é a principal instalação norte-americana de pesquisa na Antártica. Segundo o prof. Goodge, o projeto de pesquisa sobre as rochas da Antártica combina a dureza do terreno com a boa vontade e a camaradagem dos trabalhadores que escavam a terra.

Uma das experiências pessoais mais interessantes do prof. Goodge nessa pesquisa nada tem a ver com as rochas desse continente gelado. Ele diz que, na Antártica, mais do que em qualquer outro lugar, a gente aprende a trabalhar ao lado de colaboradores de todos os tipos e socializar-se, a fazer amigos, como em nenhum outro lugar. “Lá eu encontro pessoas que estão trabalhando na área de meteorologia, soltando balões de pesquisa, e pessoas que estudam os peixes da Antártica que criam seus próprios anticongelantes, e outras coisas tão boas e interessantes.”

Um bom tempo antes de aterrissar no gelo, os cientistas passam meses localizando os pontos que parecem mais produtivos e interessantes para a pesquisa. Eles usam a combinação de imagens de satélite e mapas topográficos. Para facilitar o trabalho, os pesquisadores usam, entre outras imagens, fotos do Serviço Geológico dos EUA feitas nos anos 1950 e 1960, recentemente digitalizadas. Um dos desafios para o prof. Goodge é selecionar corretamente os especialistas para o trabalho de pesquisa com rochas na Antártica. “Eu aprendi há muito tempo – diz o professor – que é gratificante escolher uma equipe de gente que traz diferentes especialidades e conhecimentos àquilo que estamos fazendo. E assim eu me vejo como o centro de uma roda que se beneficia do trabalho de toda essa gente que faz coisas diferentes”.

Sua equipe inclui um guia professional e um montanhista, um estudante de pós-graduação da África do Sul, um geoquímico de isótopos e o geocronologista. Eles viajaram de helicópteros para chegar a locais situados a algumas centenas de quilômetros da Estação de MacMurdo, de aviões que os levam a lugares ainda mais distantes.

As rochas que eles colhem nos dão a possível resposta sobre como era nosso planeta antes da formação dos sete continentes que conhecemos hoje. “Quando pensamos acerca da história e da tectônica da Terra, passamos a entender que existiram diversos períodos da história em que supomos ter havido supercontinentes; muitos se juntaram, se não todos os continentes que conhecemos hoje. Pangea é o último deles, há cerca de 250 milhões de anos. Antes de Pangea se formar, havia outro supercontinente, Gondwana, que muitos acreditam já existia há cerca de 500 milhões de anos” – explica Goodge.

E outra parte da tão antiga história: “Pelo que temos visto – completa o professor – existem rochas e depósitos glaciais que nos parecem confirmar a ideia de que a Antarctica e a América do Norte tenham sido continentes vizinhos ou formaram um só bloco.” A equipe coletou mais de 1,5 tonelada de material rochoso, que encheram 30 imensas caixas de madeira. Abrir essas caixas para analisá-las, brinca o pesquisador, “é ter o Natal de volta aqui”. Exibindo uma pedra mais complexa, ele diz: “Esta rocha é um granito, está impregnado de zircônio mineral, que é muito valioso para nós por causa de uma propriedade de sua estrutura de conter pequenas quantidades de urânio, que decaem ou se transformam naturalmente em isótopos do estanho. Esse fenômeno pode, por sua vez, ser usado como relógio capaz de medir a idade das rochas. Assim, podemos analisar o zircônio e saber quando esta rocha se formou. Além disso, a análise da composição do isótopo nos informa sobre o passado do próprio granito”.

Para Goodge, a Antártica, embora não dê a impressão de ser muito ativa, é, na verdade, um ambiente bastante dinâmico. E ela é um lugar importante para se estudar a saúde do planeta – inclusive o impacto da mudança climática global sobre as mudanças de estabilidade da cobertura de gelo. “E, se nós pudermos entender o que aconteceu no passado, teremos pelo menos um meio ou indicação para prever o que poderá acontecer no futuro e então, é claro, no tocante à mudança climática. A questão central é esta: qual poderá ser o papel adicional exercido pelo homem e por sua ação de modo a proteger os sistemas naturais de eventuais ciclos que já podem estar em curso?"

Na avaliação de Goodge, que tem viajado com frequência à Antártica, o ambiente desse continente ainda guarda características misteriosas, fascinantes e imprevisíveis. Na avaliação do professor norte-americano, uma das coisas mais interessantes sobre a Antártica é que a gente perde o senso de escala. Se sai a caminhar pelas montanhas do oeste dos Estados Unidos, você pode ver árvores e estradas, e assim ter uma noção da distância em que se encontra ou do tamanho das coisas que vê. Já na Antártica, tudo é uma extensão do branco e misturado. O que você vê pode mesmo ser uma paisagem montanhosa ou uma porção de geleiras. É um belo cenário e as distâncias ainda são enganadoras. Você se sente pequeno e cada vez mais curioso em testemunhar as coisas que se passam ao seu redor. Esta paisagem gelada está cheia de antigas pistas para esclarecer mil mistérios. Cabe a você decifrá-las ou interpretá-las.




(O texto é da Fundação Nacional de Ciência (National Science Foundation), dos Estados Unidos, uma entidade semelhante ao CNPq brasileiro. O rico material informativo dessa entidade está à disposição de quem se cadastrar (no site www.nsf.gov) da entidade.)
Fonte: o Estadão

Asteróide se aproxima da Terra

Na próxima terça-feira, dia 8/11, o objeto denominado provisoriamente de 2005YU55 passará a cerca de 324 mil km - 85% da distância entre a Terra e a Lua. Identificado em 2005, o asteroide tem 400 m de diâmetro e está no nível zero da "Escala de Torino" - uma escala que vai até 10 na classificação de periculosdade de asteroides e cometas em órbitas próximas da Terra.


O asteroide 2005YU55 leva cerca de um ano e dois meses para completar sua evolução em torno do Sol, mas não havia passado tão perto da Terra anteriormente. Apesar do tamanho e da distância, o objeto não é visível a olho nu, não oferece riscos de colisão, nem qualquer efeito sobre o Planeta, explica a pesquisadora Daniela Lazzaro, do Observatório Nacional.


Lazzaro informa que essa proximidade não é razão para preocupações e que em 28 de outubro um outro asteroide de menor porte esteve ainda mais próximo, a 153 mil km ou 40% da distância entre Terra e Lua.


Os asteroides são pequenos corpos rochosos e metálicos espalhados pela região interna do Sistema Solar, situados entre 1 e 5 Unidades Astronômicas - cada UA equivale a 150 milhões de km, que representa a distância média entre o Sol e a Terra. São chamados de objetos primordiais porque preservam materiais dos estágios finais da formação do Sistema Solar. Atualmente, estão catalogados mais de 500 mil deles, mas há um elevado número de asteroides que ainda não foram descobertos, inclusive em órbitas que chegam a cruzar ou se aproximar muito da Terra.


Fonte: Observatório Nacional

Escassez de geólogos

Com escassez de geólogos, maioria das cidades não tem mapas de áreas de risco

A menos de dois meses do verão e da temporada de chuvas - que, este ano, produziu a maior catástrofe ambiental da história do país, na Região Serrana -, o Brasil sofre com a falta de profissionais especializados no mapeamento de regiões suscetíveis a riscos. Segundo a Associação Brasileira de Geologia de Engenharia e Ambiental (ABGE), aproximadamente 200 pessoas trabalham no setor em todo o país. Para a entidade, o ideal seria somar "100 a 200" especialistas a esta área. Enquanto isso, de acordo com o governo federal, o país acumula 1.386 municípios com áreas sujeitas a deslizamentos, e 1.417 passíveis de inundações bruscas de alta intensidade.

A carência de geólogos já foi admitida publicamente pelo ministro de Ciência, Tecnologia e Inovação, Aloizio Mercadante, pelo menos duas vezes este ano - a última delas em rádio nacional, 15 dias atrás. Sua pasta não divulgou que contingente de profissionais considera desejável, mas diz que o levantamento da ABGE "quantifica a percepção" do governo. "Seria muito bom contar com pelo menos um geólogo em cada cidade, ao menos naquelas onde há risco médio", avalia Fernando Kertzman, presidente da ABGE.

"Há vinte profissionais na prefeitura de São Paulo, e ainda assim não conseguimos dar conta de todas as medições. O problema é que quase ninguém se forma neste setor, porque ele só voltou a ter mais importância nos últimos cinco anos, quando o país voltou a ter grandes obras. Estes investimentos em infraestrutura praticamente não ocorreram nos anos 80 e 90."

O vácuo de profissionais, portanto, atingiu uma geração inteira, o que dificulta até a contratação de professores e a abertura de novos cursos de geologia.

Na semana passada, o Centro Nacional de Monitoramento e Alertas de Desastres Naturais (Cemaden), criado por decreto presidencial em julho e subordinado a Mercadante, realizou uma prova para contratar dez geólogos que observarão áreas sujeitas a catástrofes ambientais. E amanhã a ABGE organizará um seminário cuja pauta abrange a carência de especialistas no setor.

"Os geólogos preferem os setores tradicionais, petróleo e mineração, que pagam salários mais altos", explica Kertzman. "Queremos organizar, junto ao Cemaden, cursos de capacitação em todo o país para que estes profissionais possam trabalhar também em áreas suscetíveis a escorregamento."

Nomeado diretor do Cemaden há dois meses, Reinhardt Fuck, que ainda monta a estrutura do órgão recém-criado, reconhece a dificuldade para atrair colegas. "Se houvesse cem pessoas treinadas em geologia da engenharia, elas conseguiriam emprego na hora", assegura. "Agrava essa carência o fato de que há uma grande demanda por parte daPetrobras, que está empregando centenas de profissionais da área em exploração petrolífera e de gás. E também temos commodities em alta no mundo inteiro, particularmente o ouro, o que faz as empresas de exploração mineral também procurá-los. Esta convergência de buscas está tirando nossos estudantes das salas de aula. Os poucos cursos sequer dispõem de docentes. A USP, por exemplo, pelejou meses até conseguir um professor para esta área."

Outro obstáculo para a chamada geologia de engenharia era a falta de interesse contínuo no setor. Geralmente o poder público só olha para as encostas às vésperas do verão. Por isso, não valeria a pena pagar alguém dar expediente ali o ano inteiro.

A economia é visível país afora. Entre os 735 municípios onde há, pelo menos, cinco áreas suscetíveis a deslizamentos, só 25 (3,4% do total) dispõem de carta geotécnica. Trata-se do mapeamento de áreas de risco, fundamental para evitar as consequências de deslizamentos e enchentes. A ABGE calcula que a elaboração desta peça custa, em média, R$ 250 mil - embora o valor cresça significativamente conforme o tamanho da cidade.

O Cemaden procura seus primeiros geólogos de engenharia para monitorar áreas de risco potencial no país. E, com base em parâmetros críticos - como chuvas e características particulares da encostas -, será possível prever eventuais desastres.

Na lista de afazeres de Fuck não consta a elaboração de cartas geotécnicas para municípios - esta função cabe a outros órgãos públicos, inclusive serviços geológicos estaduais, cuja procura aumentou nos últimos anos. Seu Cemaden atuará na previsão de curto prazo, emitindo alertas para outras instâncias.

"Estamos uma correria maluca para estabelecer um sistema razoavelmente confiável para operar, ainda que de forma inicial, em novembro", revela. "Teremos uma sala de situação, que repassará dados ligados à previsão de desastres para as defesas civis. Mas esta sala nos será nos entregue apenas em dezembro, e vai demorar um tempo até que os aparelhos funcionem à toda."

Os especialistas baseados na sala trabalharão com imagens captadas por diversos radares, da Força Aérea aos de governos estaduais. Com elas, é possível, segundo Fuck, fazer previsões confiáveis de duas a seis horas antes de eventos climáticos extremos, como tempestades e enchentes.

A sala será montada no campus de Cachoeira Paulista (SP) do Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais. A princípio, o foco do novo sistema será apenas as regiões Sul e Sudeste. No início do ano que vem, será expandido para o Nordeste.


Fonte: Jornal de londrina

É ou não é rio?

Geólogos divulgam carta aberta em que criticam e colocam em dúvida as conclusões de recente pesquisa brasileira que aponta a descoberta de um rio subterrâneo debaixo do Amazonas.

"Descoberto rio subterrâneo de 6 mil km debaixo do rio Amazonas”. Ao se deparar comessa notícia, muita gente logo imaginou um caudaloso fluxo de água correndo por um túnel abaixo da terra. No entanto, o suposto rio, anunciado por pesquisadores brasileiros do Observatório Nacional, nada tem a ver com essa imagem.

Não é à toa que o estudo tem causado rebuliço no meio científico, levando um grupo depesquisadores da Federação Brasileira de Geólogos (Febrageo) a elaborar uma carta aberta à sociedade criticando as conclusões do trabalho e o uso do termo ‘rio’.

O ‘rio’ subterrâneo, batizado de Hamza em homenagem a um dos seus descobridores, o geofísico Valiya Hamza, foi anunciado no final de agosto no 12º Congresso Internacional da Sociedade Brasileira de Geofísica, chamando a atenção da mídia internacional e conquistando até um verbete na Wikipédia. 

Hamza e sua orientanda de doutorado Elizabeth Pimentel, da Universidade Federal do Amazonas, analisaram dados de temperatura da água e das rochas de 241 poços depetróleo desativados perfurados pela Petrobrás na região amazônica e encontraram indícios de que existe um fluxo de água subterrâneo, de 6 mil km de extensão e até 400 km de largura, que corre por entre os sedimentos rochosos a 4 mil metros deprofundidade.

Segundo os pesquisadores, o ‘rio’, formado pela infiltração da água da chuva e deoutros rios, teria início no Acre e seguiria do oeste para o leste, passando pelas bacias dos rios Solimões, Marajó e Amazonas, até alcançar o mar.

No entanto, geólogos dizem que, mesmo que exista esse fluxo de água, ele não poderia ser chamado de rio, pois se move por dentro deuma camada permeável de rochas, como o calcário e o arenito.

De acordo com o geólogo José Luiz Galvão deMendonça do Centro Universitário deAraraquara (Uniara) – autor do artigo ‘Rios subterrâneos: mito ou realidade’ publicado na revista CH –, o fluxo de água descrito seassemelha mais a uma esponja molhada do que a um rio.

“Tratar essa água como um rio está errado”, afirma. “Um rio subterrâneo é um conceito popular; na verdade, o que foi descoberto foi um aquífero, rochas porosas que retêm água.”

Hamza conta que foi difícil definir a descoberta, mas que não seria possível chamá-la deaquífero porque o fluxo de água encontrado não fica reservado, mas segue curso edeságua do mar.

“Encontramos movimento de água que corre em área muito extensa e achamos que o melhor seria chamar de rio”, diz.

Passos de formiga

O estudo de Hamza indica que o fluxo de água subterrâneo é lento, com uma velocidadede 10 a 100 metros por ano, bem menor que a do rio Amazonas, que avança cerca dedois metros por segundo. Mas, de acordo com o pesquisador, isso não é motivo paranão chamá-lo de rio.

“Não há definição na ciência para a velocidade mínima ou máxima de um rio”, diz. “Inclusive, no Brasil, existem rios com velocidade inferior a que encontramos, como o Rio do Sono, no Tocantins. Além disso, o nosso rio tem um fluxo de 3.900 m3/s, muito grande se comparado ao do Rio São Francisco, por exemplo.”

Na avaliação do pesquisador, o uso do termo rio é adequado, pois, além do rio a queestamos acostumados, que corre na superfície, existem outros dois tipos conhecidos: o atmosférico e o subterrâneo. 

Celso Dal Ré Carneiro, da UniversidadeEstadual de Campinas (Unicamp), um dos geólogos que assinam a carta aberta decrítica ao estudo, confronta a análise de Hamza. Ele afirma que ‘rio atmosférico’ não éum termo científico e que o conceito de ‘rio subterrâneo’ é usado apenas para as situações em que águas fluem dentro de cavernas.

“Chamar de rio o fluxo de água indicado no estudo é o mesmo que dizer que uma caneta que tem forma de lápis é um lápis e não uma caneta. Esse estudo fere conceitos arraigados nas geociências.”

Carneiro e os demais geólogos que assinam a carta destacam que fluxos de água lentos como o indicado por Hamza “são comuns na região do rio Amazonas eestudados há tempos pelos geólogos brasileiros”.

Conclusões precipitadas

De acordo com Hamza, uma das principais implicações da descoberta do ‘rio subterrâneo’ é a explicação que ele traz para a presença de bolsões de baixa salinidadena zona oceânica em torno da foz do Rio Amazonas. 

Segundo o pesquisador, a baixa salinidade dessa região, que resulta em uma fauna única, não poderia ser causada somente pelas águas doces do Amazonas.

Essa tese é confrontada pelos geólogos da Febrageo. Segundo eles, a descarga do Amazonas é sim suficiente para formar os bolsões de água doce no Atlântico e não há como afirmar que o fluxo de água descoberto chega ao oceano e nem mesmo se ele é defato doce.

“É muita suposição dizer que esse fluxo deságua no mar, bem como especular sobresua velocidade, vazão e dimensão”, defendeCarneiro. “O trabalho como um todo não éabsurdo, mas as suas conclusões são precipitadas, baseadas apenas em dados indiretos de temperaturas que não foram avaliados por pesquisadores independentes.”

Fonte: Ciência Hoje On-line

Energia Solar para extrair petróleo

Até as fontes de energias consideradas “sujas” estão se rendendo aos benefícios de fontes renováveis. A petrolífera Chevron Corp. está alistando o sol para ajudá-la a extrair de um antigo campo petrolífero restos de petróleo grossos como lama.

Historicamente, petrolíferas têm usado gás natural para obter a energia necessária para criar vapor que amoleça sedimentos de petróleo para extração, mas em Coalinga, no Estado da Califórnia, uma área explorada desde 1887 e onde os sedimentos de óleo bruto estão praticamente sólidos em temperatura ambiente, a energia utilizada vem agora de uma vasta área de painéis solares.

Essa combinação de uma tecnologia de energia dita “limpa” com uma das formas mais poluentes de extração de petróleo diz bastante sobre o estado atual da indústria global de energia.

Empresas de energia solar, geralmente voltadas à geração de eletricidade, estão procurando se diversificar para competirem num mercado apertado. A Chevron e sua parceira BrightSource Energy Inc, começaram em agosto a produzir vapor originado da luz do sol que inunda o Vale de San Joaquin, a maior instalação do gênero no mundo.

A petrolífera tem divulgado a exótica combinação como um modelo que vai ajudar as empresas que exploram petróleo a economizar e as empresas de energia solar a lucrar, sem necessidade de subsídios governamentais e ainda por cima minimizando a emissão de carbono na atmosfera.

Custos altos

Mas o projeto em Coalinga é ainda uma experiência para ver se o modelo pode ser implementado em larga escala. Até agora, os resultados têm sido mistos.

A Chevron já gastou pouco mais do que os US$ 28 milhões de seu contrato, mas a BrightSource já perdeu pelo menos US$ 40 millhões no projeto e já revelou que vai perder bem mais.

As empresas, que podem ainda se beneficiar de um crédito do governo pelo uso de energia solar, não quiseram revelar exatamente quanto gastaram até agora.

A energia solar em Coalinga é capturada por 7.000 espelhos instalados perto do sobe-e-desce de velhas bombas de petróleo. Os espelhos computadorizados, com2 metrospor 3 cada, acompanham o sol e refletem seus raios para uma torre de90 metros, gerando vapor que é desviado para o campo de petróleo.

O custo desse sistema é mais alto no início, mas se os espelhos acompanham o sol de maneira adequada, no longo prazo o investimento pode superar o custo de usar um gerador movido a gás natural. A tecnologia não substitui o gás natural, mas o complementa.

Fonte: Dasol

Brasil abre novas frentes para explorar diamante

Empresa canadense prepara na Bahia método inédito de extração das pedras e governo vasculha indícios do mineral no fundo do mar

O Brasil já foi um dos maiores produtores mundiais de diamante, mas nos tempos de colônia, quando a exploração das grandes reservas africanas ainda não tinha começado. É improvável que o País volte a figurar novamente como um grande produtor mundial, o que não é empecilho para esforços extras nessa seara: no momento, o Brasil está tentando abrir frentes inéditas de extração do mineral precioso, que movimenta imponentes US$ 12 bilhões (R$ 20 bilhões) no mundo por ano.

A canadense Vaaldiam Resources está na fase de preparativos para começar a extrair na área de Braúna, na Bahia, diamantes diretamente do kimberlito, a rocha vulcânica e ancestral nas quais as pedras ficaram acondicionadas por milhões de anos, desde antes da era pré-glacial. Pode parecer uma mudança sutil, mas é uma alteração completa na maneira como se explorou o mercado de diamantes no País: até hoje, a extração ocorre apenas nos depósitos aluviais, aqueles em que as pedras são carregadas pela água de rios e chuvas.

Segundo análises prévias já feitas em material extraído pela Vaaldiam na área, o valor dos diamantes brutos (antes da lapidação, fase em que eles ficam prontos para ornamentar joias, quando o custo do mineral multiplica-se dezenas de vezes) chega a US$ 338 por quilate. A cifra é equivalente à do diamante bruto da Namíbia, um dos países com o preço médio do quilate mais elevado do mundo.

A empresa, que tem projetos no Peru, Quênia e também em Catalão (GO), já investiu US$ 6,5 milhões (R$ 11 milhões, em valores atuais; nem todo o desembolso já foi feito) no projeto. Os recursos foram usados para elevar de 20% para 51% sua participação na área de Braúna.

No fundo do mar
Também o governo debruça-se sobre a tarefa de abrir novas frentes para o mercado de diamantes. O Projeto Diamante Brasil, em andamento desde 2009, pretende apresentar no ano que vem os resultados do mapeamento desse mineral no País. “A ideia é criar uma base de dados específicos sobre diamantes. Queremos fazer o diagnóstico do potencial brasileiro”, afirma Reinaldo Brito, chefe do Departamento de Recursos Minerais da Companhia de Pesquisa de Recursos Minerais (CPRM), empresa ligada ao Ministério de Minas e Energia. Ela está encarregada da tarefa.

É com base no trabalho da CPRM que o Brasil também procura a ocorrência de diamantes embaixo do mar. Ainda não foram feitas expedições marinhas, mas já foi mapeada a estrutura submarina da foz dos rios Pardo e Jequitinhonha, no litoral baiano. Ambos nascem em Minas Gerais e passam pelas regiões Lavras e Salobro, ambas com ocorrência de diamantes. Um alerta, portanto, para o potencial de haver diamantes na área em que os dois desembocam no Oceano Atlântico.

“O governo tem muita informação sobre onde tem ferro, ouro, cobre, mas pouca sobre os diamantes”, diz Brito. Os levantamentos da CPRM já apuraram ocorrências do mineral, sobre as quais quase nada se sabia, em Canguçu (RS) e em Roraima.

Mato Grosso, Minas Gerais, Bahia, Paraná e Roraima são os principais estados produtores brasileiros. No mundo, a participação brasileira é irrisória. Em 2010, a produção nacional somou 25,4 mil quilates (cada quilate de diamante equivale a 200 miligramas), volume que correspondeu a US$ 1,4 milhão e que deixou o País na 18ª posição no ranking mundial. Em volume, a Rússia foi a maior produtora, com 34,8 milhões de quilates, mas Botswana, com produção menor, de 22 milhões, conseguiu receita de US$ 2,6 bilhões por ter diamantes mais bem avaliados no mercado.

Fonte: IG

Diamantes achados em MT confirmam teoria geológica

Crosta oceânica penetra a Terra até o manto inferior. Pesquisa foi publicada pela revista 'Science'.


Diamantes achados na região da cidade de Juína (MT) comprovam que a crosta oceânica entra na Terra – como é chamada a crosta terrestre sob os oceanos, onde ela é mais fina – até o manto inferior. A confirmação veio da análise química desses diamantes e foi publicada nesta quinta-feira (15) num artigo da revista “Science”.


Já havia uma teoria bem aceita de que esse fenômeno ocorria, baseada na tomografia sísmica, uma análise combinada de movimentos da Terra, que permite o mapeamento do interior do planeta. Porém, faltava uma prova mais concreta. “É a primeira vez que a gente tem uma evidência mineral de que a crosta oceânica penetra o manto inferior”, disse ao G1 Débora Passos de Araújo, professora do Instituto de Geociências da Universidade de Brasília (UnB), uma das autoras do estudo.


Para que um diamante seja formado, é preciso a temperatura seja alta. Por isso eles são formados no interior da Terra. No manto superior, a uma profundidade de entre 150 e 200 km, a temperatura varia entre 1.000 e 1.200 graus Celsius. No manto inferior, com profundidades superiores a 660 km, ela ultrapassa os 2.000 graus Celsius.


Diamantes profundos, como são chamados os que vêm do manto inferior, já eram conhecidos. Em Juína mesmo, há registros desde 1991. As pedras analisadas no atual estudo, no entanto, são as primeiras desse tipo a apresentar composição química típica da crosta oceânica.


A geóloga disse ainda que a descoberta deve proporcionar avanços nos estudos da formação dos minerais. “Se nós fizermos análises químicas desses minerais inclusos nos diamantes, podemos conhecer melhor as características do manto inferior”, afirmou a cientista.


Nick Wigginton, que faz parte da equipe de editores da Science, destacou que a descoberta mostra a amplitude do ciclo de carbono, que é essencial à vida. “Resultados como esse oferecem uma perspectiva mais ampla da Terra como um sistema dinâmico e integrado”, concluiu.

Um dos diamantes profundos de Juína (MT) (Foto: AAAS / Science)

Fonte: G1 

Geologia no Parque

Olá geologada!

Sei que ando meio sumido por aqui mas é que a vida de geólogo é muito corrida...

Hoje venho divulgar um projeto de iniciativa massa da empresa júnior de geologia Geologus Jr, o Geologia no Parque. Esse projeto busca difundir os conhecimentos da geologia para a sociedade. Acontece todo segundo domingo de cada mês no Parque das Dunas, de 08h30 às 17h00. Esse encontro conta com painéis itinerantes dos Monumentos geológicos do RN e um acervo de rochas e minerais, além de que o pessoal está sempre à postos lá para um bate-papo geológico a quem interessar.

Amanhã 11/09 tem mais um Geologia no Parque. Participem!

Rio de 6 mil km é descoberto embaixo do Rio Amazonas

Pesquisadores do Observatório Nacional (ON) encontraram evidências de um rio subterrâneo de 6 mil quilômetros de extensão que corre embaixo do Rio Amazonas, a uma profundidade de 4 mil metros. Os dois cursos d’água têm o mesmo sentido de fluxo - de oeste para leste -, mas se comportam de forma diferente.

A descoberta foi possível graças aos dados de temperatura de 241 poços profundos perfurados pela Petrobras nas décadas de 1970 e 1980, na região amazônica. A estatal procurava petróleo.

Fluidos que se movimentam por meios porosos - como a água que corre por dentro dos sedimentos sob a Bacia Amazônica - costumam produzir sutis variações de temperatura. Com a informação térmica fornecida pela Petrobras, os cientistas Valiya Hamza, da Coordenação de Geofísica do Observatório Nacional, e a professora Elizabeth Tavares Pimentel, da Universidade Federal do Amazonas, identificaram a movimentação de águas subterrâneas em profundidades de até 4 mil metros.

O dados do doutorado de Elizabeth, sob orientação de Hamza, foram apresentados na semana passada no 12.º Congresso Internacional da Sociedade Brasileira de Geofísica, no Rio. Em homenagem ao orientador, um pesquisador indiano que vive no Brasil desde 1974, os cientistas batizaram o fluxo subterrâneo de Rio Hamza.

Características
A vazão média do Rio Amazonas é estimada em 133 mil metros cúbicos de água por segundo (m3/s). O fluxo subterrâneo contém apenas 2% desse volume com uma vazão de 3 mil m3/s - maior que a do Rio São Francisco, que corta Minas e o Nordeste e beneficia 13 milhões de pessoas, de 2,7 mil m3/s. Para se ter uma ideia da força do Hamza, quando a calha do Rio Tietê, em São Paulo, está cheia, a vazão alcança pouco mais de 1 mil m3/s.

As diferenças entre o Amazonas e o Hamza também são significativas quando se compara a largura e a velocidade do curso d’água dos dois rios. Enquanto as margens do Amazonas distam de 1 a 100 quilômetros, a largura do rio subterrâneo varia de 200 a 400 quilômetros. Por outro lado, a s águas do Amazonas correm de 0,1 a 2 metros por segundo, dependendo do local. Embaixo da terra, a velocidade é muito menor: de 10 a 100 metros por ano.

Há uma explicação simples para a lentidão subterrânea. Na superfície, a água movimenta-se sobre a calha do rio, como um líquido que escorre sobre a superfície. Nas profundezas, não há um túnel por onde a água possa correr. Ela vence pouco a pouco a resistência de sedimentos que atuam como uma gigantesca esponja: o líquido caminha pelos poros da rocha rumo ao mar.

Fonte: ultimosegundo.ig.com.br

O início do petróleo no Brasil

Quando falamos sobre o petróleo, existe uma impressão equivocada de que essa substância surgiu na história somente com o advento da Revolução Industrial. Contudo, desde a Antiguidade, temos relatos que nos contam sobre a existência desse material em algumas civilizações. Os egípcios utilizavam esse material para embalsamar os seus mortos, já entre os povos pré-colombianos esse mesmo produto era pioneiramente empregado na pavimentação de estradas.

No Brasil, a existência do petróleo já era computada durante os tempos do regime imperial. Nessa época, o Marquês de Olinda cedeu o direito a José Barros de Pimentel de realizar a extração de betume nas margens do rio Marau, na Bahia. Até as primeiras décadas do século XX, alguns estudiosos e exploradores anônimos tentaram perfurar alguns poços de petróleo sem obter êxito. Contudo, em 1930, o engenheiro agrônomo Manoel Inácio de Basto mudou essa situação.

Com base no relato de populares, ele teve a informação de que os moradores de Lobato, bairro suburbano de Salvador, utilizavam uma “lama preta” como combustível de suas lamparinas. Instigado por tal notícia, realizou testes e experimentos que atestavam a existência de petróleo nessa localidade. Contudo, não possuía contatos influentes que poderiam investir em sua descoberta. Persistente, em 1932 conseguiu entregar ao presidente Getúlio Vargas um laudo técnico que atestava o seu achado.

Nessa mesma década, a descoberta de importante riqueza foi cercada por uma série de medidas institucionais do governo brasileiro. Em 1938, a discussão sobre o uso e a exploração dos recursos do subsolo brasileiro viabilizou a criação do CNP - Conselho Nacional do Petróleo. Em suas primeiras ações, o conselho determinou várias diretrizes com respeito ao petróleo e determinou que as jazidas pertencessem à União. No ano seguinte, o primeiro poço de petróleo foi encontrado no bairro de Lobato.

Logo em seguida, novas prospecções governamentais saíram em busca de outros campos de petróleo ao longo do território brasileiro. No ano de 1941, o governo brasileiro anunciou o estabelecimento do campo de exploração petrolífera de Candeias, Bahia. Apesar das descobertas em pequena escala, o surgimento dessa nova riqueza incentivou, em 1953, a oficialização do monopólio estatal sobre a atividade petrolífera e a criação da empresa estatal “Petróleo Brasileiro S.A.”, mais conhecida como Petrobras.

Por: Professor Alexandre Guimarães.
Fonte: euleionn.com.br

"O RN não está fora do mapa de grandes projetos" A Petrobras aprovou e esmiuçou nos últimos dias o plano de negócios que pretende executar no período de 2011 a 2015 no Brasil e no exterior, prevendo mais investimentos na área de exploração e produção, com foco principalmente no pré-sal, que concentra grandes reservas de petróleo. O plano também aponta a postergação do início da operação de outros projetos, como as refinarias premium previstas para o Maranhão e o Ceará, no Nordeste. Para o Rio Grande do Norte, nada foi citado, mas isso não quer dizer, porém, que o RN - maior produtor de petróleo em terra do Brasil - tenha ficado de fora do mapa da companhia. Pelo menos é isso o que garante o gerente geral, Joelson Falcão Mendes. Nesta entrevista à Tribuna do Norte, ele diz que projetos como a exploração em águas profundas, que deve começar ainda neste segundo semestre, estão mantidos. A expectativa é que a investida - se bem-sucedida - ajude a reforçar a produção de petróleo e gás, em declínio nos últimos. Por outro lado, o executivo também reforça que, para mudar de patamar, como outras áreas do país, o Estado vai precisar de novas áreas para trabalhar, dado o declínio natural das que estão em mãos. Confira os principais trechos da entrevista: O plano de negócios prevê redução nos investimentos da companhia para 2011. Isso de alguma maneira afeta projetos no Rio Grande do Norte? A princípio não. Os investimentos da Petrobras são constituídos através de carteiras de projetos de suas diversas unidades. Os nossos projetos são de médio e longo prazo. Então não faz sentido empresarial que eles sejam paralisados. Na realidade nós estamos ao longo deste ano conseguindo manter tudo aquilo que vinhamos planejando no ano passado, os níveis de produção, inclusive, estão um pouco acima do que a tínhamos oficialmente nos comprometido com a alta administração e os projetos também. Os projetos estão em curso. Uma coisa que é importante pontuar é que na nossa atividade, na produção de campos maduros, nós temos um declínio natural da produção, e a gente conseguiu estabilizar esta produção, através da contínua implantação de projetos. Então não me parece que na nossa atividade aqui a gente vá ter qualquer tipo de paralisação. As sondas estão contratadas, fazendo perfuração de poços, os nossos contratos de construção e montagem de engenharia estão em curso. Então não me parece que teremos qualquer dificuldade de curso prazo. Pelo contrário, a gente espera conseguir realizar todos os projetos previstos para este ano. O presidente da companhia, (José Sérgio Gabrielli) falou sobre a postergação de alguns projetos. Ele não citou especificamente o Rio Grande do Norte, mas algum projeto do estado vai ter também de esperar mais? No que se refere a nossa atividade aqui, não me parece que teremos qualquer tipo de dificuldade para o período de 2011 até 2015. Acredito que conseguiremos manter. Na realidade todo ano a Petrobras renova o seu plano pelo dinamismo da atividade. Nós estamos constantemente fazendo atividades de exploração. Então sucessos ou insucessos na área geram ajustes no plano de exploração e produção. Exatamente pelo sucesso que a área de produção e exploração teve nos últimos anos os investimentos na área foram revisados para cima. Para o Rio Grande do Norte muda alguma coisa com esse "ajuste para cima"? Vai ter mais dinheiro disponível? Nós temos um quantitativo de blocos tanto em exploração quanto em produção hoje nas nossas mãos. Para esses blocos nós já temos um planejamento de trabalho. Nos blocos que estão em produção, nós já temos projetos que chamamos de desenvolvimento da produção, tentando aumentar, revitalizar a produção desses campos. Isso não deve mudar em nada porque é uma questão técnica. O que a gente vislumbra em termos de possibilidade técnica e econômica de produção desses blocos. Nos blocos exploratórios, nós estamos evidentemente fazendo trabalhos exploratórios, que são trabalhos de risco, e que podem levar a descobertas que levem também a precisar ser desenvolvidas. É possível que nós tenhamos mais necessidade de recursos do que está previsto hoje, se nós tivermos sucessos exploratórios. Nós estamos fazendo poços terrestres, poços marítimos em águas rasas e já começamos uma grande campanha, que vai chegar na bacia potiguar este ano, uma exploração na chamada margem equatorial, em águas profundas. A partir do dinamismo da nossa atividade, é possível que a gente tenha necessidade de mais recursos. Hoje os projetos que temos na mãos estão com recursos assegurados. Temos um orçamento para este ano, assegurado, em investimentos, de R$ 1,8 bilhão, da unidade de operação do Rio Grande do Norte. É da mesma ordem de grandeza do orçamento que realizamos no ano passado. Para o futuro, isso vai depender de vários fatores. O que a gente tem conseguido, a cada ano que passa, é ter mais recursos disponíveis para exploração e produção pelo sucesso que a atividade tem tido no país. Sobre essa campanha em águas profundas, a expectativa era que fosse inciada no segundo semestre... Está mantido. Mas o que está faltando para começar? Temos um cronograma de sondas e de logística. Vamos receber uma sonda para fazer um poço no ceará e outro na Bacia potiguar. Evidentemente ficamos ansiosos pelos resultados, por tudo o que vem acontecendo no país. Ficamos bastante ansiosos com o que venha a acontecer. Mas está dentro do cronograma. Vai acontecer agora no segundo semestre, uma sonda está fazendo um poço, quando terminar vem para cá. Mas é só equipamento que está faltando? Só. Já temos licença, isso já está equacionado. É um investimento que a Petrobras faz com expectativa de conseguir que resultados? Incrementar, por exemplo, em quanto a produção? Não temos a mínima condição de fazer esse tipo de avaliação. Investimento exploratório é investimento de risco. Tem áreas com mais ou menos possibilidades. Águas profundas na margem equatorial são situações que nós chamamos de novas fronteiras. A quantidade de informações práticas que nós temos ainda são muito pequenas. Elas vão sendo adquiridas a medida que os poços vão sendo perfurados. Então não temos como fazer qualquer prognóstico. A Petrobras levou anos fazendo exploração em águas profundas até por exemplo ter o sucesso que está tendo no pré-sal agora. O senhor havia comentado que a Petrobras tem conseguido se não reverter pelo menos segurar a queda que vem sendo registrada na produção do Rio Grande do Norte nos últimos anos. Mas em junho deste ano, por exemplo, houve queda, em relação ao mesmo período do ano passado. É apenas o declínio natural, como já foi justificado, ou há algo mais atrapalhando? Você foi muito pontual. E na ralidade na nossa atividade não tem como ser muito pontual assim. Mas o primeiro semestre deste ano foi melhor que o primeiro semestre do ano passado. A gente está esperando este ano uma produção média anual igual a produção média anual do ano passado. O que é uma vitória dos nossos projetos. Fechamos o semestre com uma produção acima do previsto e no mesmo patamar do ano passado (com 62 mil barris de petróleo por dia no Rio Grande do Norte). Qual é o entrave para que a produção em vez apenas de se manter cresça? Nós precisamos de mais áreas para trabalhar. A Agência Nacional de Petróleo, Gás, Natural e Biocombustíveis já anunciou que deve ter este ano uma nova rodada de licitações onde ela vai oferecer mais blocos. Nós estaremos participando. Nós estamos fazendo os trabalhos dentro daquilo que imaginamos que tem de ser feito. Investimentos em áreas maduras, tentando projetos de revitalização. Se nós não estivéssemos fazendo determinados investimentos a produção estaria caindo na faixa de 10% ao ano. Por exemplo, o nosso projeto de injeção contínua de vapor. A gente levou vários anos planejando o projeto, iniciou a injeção de vapor em janeiro do ano passado e este ano este projeto está produzindo 5 mil barris de petróleo. Estaríamos produzindo 5 mil barris a menos se não tivesse esse projeto. Então são as dificuldades naturais mesmo do processo e de uma bacia já bastante explotada, onde já se produziu bastante. Agora, para que a produção aumente de fato e de forma consistente, a gente vai precisar ter sucesso exploratório. Se nós ficarmos convivendo só com as áreas que já temos em mãos, o máximo que a gente vai conseguir é estabilizar a produção, ter pequenos crescimentos pontuais. Para que nós mudemos de patamar, como o país tem feito, é preciso haver descoberta de novos campos. Se não houver sucesso exploratório o Rio Grande do Norte não deixará de ser um negócio interessante para a Petrobras? Não porque quando nós pensamos num projeto nós pensamos num projeto no médio prazo. A gente faz os cálculos do retorno que esse investimento vai ter em 15, 20 anos. E a gente entende que a gente vai ter sucesso exploratório. É só uma questão de tempo. No médio prazo não vislumbramos qualquer dificuldade de interesse da companhia quanto à permanência aqui. Isso é muito fácil de a gente perceber de forma concreta. Por exemplo, este ano nós aprovamos na diretoria da companhia e estamos indo fazer licitação de um oleoduto saindo de Mossoró até Guamaré. Um investimento de 200 milhões de dólares. Já compramos as tubulações e estamos indo à rua contratar o serviço de instalação disso. Nós estamos fazendo isso com uma perspectiva de 20 anos. Também acabamos de aprovar a perfuração de poços no campo de serra. Um investimento de 170 milhões de dólares. A perfuração será iniciada agora no mês de agosto. É projeto modesto, entre aspas, porque ele vai estar, no pico de produção dele, contribuindo com 3 mil barris para nossa produção. Então a nossa atividade vive desses pequenos projetos entre aspas. E a gente pensa num horizonte de 20 anos. No detalhamento do Plano de Negócios, Gabrielli falou sobre o foco que será dado ao pré-sal, sobre a necessidade de investimentos em refino, falou sobre grandes projetos que vão ser realizados em outros estados. O Rio Grande do Norte ficou de fora do mapa dos grandes projetos da Petrobras? Não, por conta da exploração da margem equatorial. Os projetos que a gente faz aqui, normais, entre aspas, como os que citei, também não foram citados pelo Gabrielli. São os projetos que fazem parte do dia-a-dia. Ele citou o macro. Grandes refinarias. O grande boom do pré-sal. O dia a dia dos estados ele não citou. Eu posso dizer que os investimentos que temos previstos no plano de negócios são extremamente significativos. Não há outra empresa, não há outro segmento investindo aqui no Rio Grande do Norte o que nós estamos investindo. Há então algum novo projeto que possa ser citado para o estado nesse horizonte até 2015? Não. Hoje o que a gente tem são os projetos de injeção de água, de injeção de vapor, revitalização da produção do campo de serra e investimentos em infraestrutura (implantação de oleodutos, por exemplo). A nossa grande expectativa é ter uma coisa mais significativa nas nossas atividades exploratórias tanto em águas rasas quanto em águas profundas. Tribuna do Norte - Renata Moura - 31/07/2011

A Petrobras aprovou e esmiuçou nos últimos dias o plano de negócios que pretende executar no período de 2011 a 2015 no Brasil e no exterior, prevendo mais investimentos na área de exploração e produção, com foco principalmente no pré-sal, que concentra grandes reservas de petróleo. O plano também aponta a postergação do início da operação de outros projetos, como as refinarias premium previstas para o Maranhão e o Ceará, no Nordeste. Para o Rio Grande do Norte, nada foi citado, mas isso não quer dizer, porém, que o RN - maior produtor de petróleo em terra do Brasil - tenha ficado de fora do mapa da companhia. Pelo menos é isso o que garante o gerente geral, Joelson Falcão Mendes. Nesta entrevista à Tribuna do Norte, ele diz que projetos como a exploração em águas profundas, que deve começar ainda neste segundo semestre, estão mantidos. A expectativa é que a investida - se bem-sucedida - ajude a reforçar a produção de petróleo e gás, em declínio nos últimos. Por outro lado, o executivo também reforça que, para mudar de patamar, como outras áreas do país, o Estado vai precisar de novas áreas para trabalhar, dado o declínio natural das que estão em mãos. Confira os principais trechos da entrevista:
O plano de negócios prevê redução nos investimentos da companhia para 2011. Isso de alguma maneira afeta projetos no Rio Grande do Norte?
A princípio não. Os investimentos da Petrobras são constituídos através de carteiras de projetos de suas diversas unidades. Os nossos projetos são de médio e longo prazo. Então não faz sentido empresarial que eles sejam paralisados. Na realidade nós estamos ao longo deste ano conseguindo manter tudo aquilo que vinhamos planejando no ano passado, os níveis de produção, inclusive, estão um pouco acima do que a tínhamos oficialmente nos comprometido com a alta administração  e os projetos também. Os projetos estão em curso. Uma coisa que é importante pontuar é que na nossa atividade, na produção de campos maduros,  nós temos um declínio natural da produção, e a gente conseguiu estabilizar esta produção, através da contínua implantação de projetos. Então não me parece que na nossa atividade aqui a gente vá ter qualquer tipo de paralisação. As sondas estão contratadas, fazendo perfuração de poços, os nossos contratos de construção e montagem de engenharia estão em curso. Então não me parece que teremos qualquer dificuldade de curso prazo. Pelo contrário, a gente espera conseguir realizar todos os projetos previstos para este ano.

O presidente da companhia, (José Sérgio Gabrielli) falou sobre a  postergação de alguns projetos. Ele não citou especificamente o Rio Grande do Norte, mas algum projeto do estado vai ter também de esperar mais?

No que se refere a nossa atividade aqui, não me parece que teremos qualquer tipo de dificuldade para o período de 2011 até 2015. Acredito que conseguiremos manter. Na realidade todo ano a Petrobras renova o seu plano pelo dinamismo da atividade. Nós estamos constantemente fazendo atividades de exploração. Então sucessos ou insucessos na área geram ajustes no plano de exploração e produção. Exatamente pelo sucesso que a área de produção e exploração teve nos últimos anos os investimentos na área foram revisados para cima.

Para o Rio Grande do Norte muda alguma coisa com esse "ajuste para cima"? Vai ter mais dinheiro disponível?

Nós temos um quantitativo de blocos tanto em exploração quanto em produção hoje nas nossas mãos. Para esses blocos nós já temos um planejamento de trabalho. Nos blocos que estão em produção, nós já temos projetos que chamamos de desenvolvimento da produção, tentando aumentar, revitalizar a produção desses campos. Isso não deve mudar em nada porque é uma questão técnica. O que a gente vislumbra em termos de possibilidade técnica e econômica de produção desses blocos. Nos blocos exploratórios, nós estamos evidentemente fazendo trabalhos exploratórios, que são trabalhos de risco, e que podem levar a descobertas que levem também a precisar ser desenvolvidas. É possível que nós tenhamos mais necessidade de recursos do que está previsto hoje, se nós tivermos sucessos exploratórios. Nós estamos fazendo poços terrestres, poços marítimos em águas rasas e já começamos uma grande campanha, que vai chegar na bacia potiguar este ano, uma exploração na chamada margem equatorial, em águas profundas. A partir do dinamismo da nossa atividade, é possível que a gente tenha necessidade de mais recursos. Hoje os projetos que temos na mãos estão com recursos assegurados. Temos um orçamento para este ano, assegurado, em investimentos, de R$ 1,8 bilhão, da unidade de operação do Rio Grande do Norte. É da mesma ordem de grandeza do orçamento que realizamos no ano passado. Para o futuro, isso vai depender de vários fatores. O que a gente tem conseguido, a cada ano que passa, é ter mais recursos disponíveis para exploração e  produção pelo sucesso que a atividade tem tido no país.

Sobre essa campanha em águas profundas, a expectativa era que fosse inciada no segundo semestre...

Está mantido.

Mas o que está faltando para começar?

Temos um cronograma de sondas e de logística. Vamos receber uma sonda para fazer um poço no ceará e outro na Bacia potiguar. Evidentemente ficamos ansiosos pelos resultados, por tudo o que vem acontecendo no país. Ficamos bastante ansiosos com o que venha a acontecer. Mas está dentro do cronograma. Vai acontecer agora no segundo semestre, uma sonda está fazendo um poço, quando terminar vem para cá.

Mas é só equipamento que está faltando?

Só. Já temos licença, isso já está equacionado.

É um investimento que a Petrobras faz com expectativa de conseguir que resultados? Incrementar, por exemplo, em quanto a produção?

Não temos a mínima condição de fazer esse tipo de avaliação. Investimento exploratório é investimento de risco. Tem áreas com mais ou menos possibilidades. Águas profundas na margem equatorial são situações que nós chamamos de novas fronteiras. A quantidade de informações práticas que nós temos ainda são muito pequenas. Elas vão sendo adquiridas a medida que os poços vão sendo perfurados. Então não temos como fazer qualquer prognóstico. A Petrobras levou anos fazendo exploração em águas profundas até por exemplo ter o sucesso que está tendo no pré-sal agora.

O senhor havia comentado que a Petrobras tem conseguido se não reverter pelo menos segurar a queda que vem sendo registrada na produção do Rio Grande do Norte nos últimos anos. Mas em junho deste ano, por exemplo, houve queda, em relação ao mesmo período do ano passado. É apenas o declínio natural, como já foi justificado, ou há algo mais atrapalhando?

Você foi muito pontual. E na ralidade na nossa atividade não tem como ser muito pontual assim. Mas o primeiro semestre deste ano foi melhor que o primeiro semestre do ano passado. A gente está esperando este ano uma produção média anual igual a produção média anual do ano passado. O que é uma vitória dos nossos projetos. Fechamos o semestre com uma produção acima do previsto e no mesmo patamar do ano passado (com 62 mil barris de petróleo por dia no Rio Grande do Norte).

Qual é o entrave para que a produção em vez apenas de se manter cresça?

Nós precisamos de mais áreas para trabalhar. A Agência Nacional de Petróleo, Gás, Natural e Biocombustíveis já anunciou que deve ter este ano uma nova rodada de licitações onde ela vai oferecer mais blocos. Nós estaremos participando. Nós estamos fazendo os trabalhos dentro daquilo que imaginamos que tem de ser feito. Investimentos em áreas maduras, tentando projetos de revitalização. Se nós não estivéssemos fazendo determinados investimentos a produção estaria caindo na faixa de 10% ao ano.    Por exemplo, o nosso projeto de injeção contínua de vapor. A gente levou vários anos planejando o projeto, iniciou a  injeção de vapor em janeiro do ano passado e este ano este projeto está produzindo 5 mil barris de petróleo. Estaríamos produzindo 5 mil barris a menos se não tivesse esse projeto. Então são as dificuldades naturais mesmo do processo e de uma bacia já bastante explotada, onde já se produziu bastante. Agora, para que a produção aumente de fato e de forma consistente, a gente vai precisar ter sucesso exploratório. Se nós ficarmos convivendo só com as áreas que já temos em mãos, o máximo que a gente vai conseguir é estabilizar a produção, ter pequenos crescimentos pontuais. Para que nós mudemos de patamar, como o país tem feito, é preciso haver descoberta de novos campos.

Se não houver sucesso exploratório o Rio Grande do Norte não deixará de ser um negócio interessante para a Petrobras?

Não porque quando nós pensamos num projeto nós pensamos num projeto no médio prazo. A gente faz os cálculos do retorno que esse investimento vai ter em 15, 20 anos. E a gente entende que a gente vai ter sucesso exploratório. É só uma questão de tempo. No médio prazo não vislumbramos qualquer dificuldade de interesse da companhia quanto à permanência aqui. Isso é muito fácil de a gente perceber de forma concreta. Por exemplo, este ano nós aprovamos na diretoria da companhia e estamos indo fazer licitação de um oleoduto saindo de Mossoró até Guamaré. Um investimento de 200 milhões de dólares. Já compramos as tubulações e estamos indo à rua contratar o serviço de instalação disso. Nós estamos fazendo isso com uma perspectiva de 20 anos. Também acabamos de aprovar a perfuração de poços no campo de serra. Um investimento de 170 milhões de dólares. A perfuração será iniciada agora no mês de agosto. É projeto modesto, entre aspas, porque ele vai estar, no pico de produção dele, contribuindo com 3 mil barris para nossa produção. Então a nossa atividade vive desses pequenos projetos entre aspas. E a gente pensa num horizonte de 20 anos.

No detalhamento do Plano de Negócios, Gabrielli falou sobre o foco que será dado ao pré-sal, sobre a necessidade de investimentos em refino, falou sobre grandes projetos que vão ser realizados em outros estados. O Rio Grande do Norte ficou de fora do mapa dos grandes projetos da Petrobras?

Não, por conta da exploração da margem equatorial. Os projetos que a gente faz aqui, normais, entre aspas, como os que citei, também não foram citados pelo Gabrielli.  São os projetos que fazem parte do dia-a-dia. Ele citou o macro. Grandes refinarias. O grande boom do pré-sal. O dia a dia dos estados ele não citou. Eu posso dizer que os investimentos que temos previstos no plano de negócios são extremamente significativos. Não há outra empresa, não há outro segmento investindo aqui no Rio Grande do Norte o que nós estamos investindo.

Há então algum novo projeto que possa ser citado para o estado nesse horizonte até 2015?

Não. Hoje o que a gente tem são os projetos de injeção de água, de injeção de vapor, revitalização da produção do campo de serra e investimentos em infraestrutura (implantação de oleodutos, por exemplo). A nossa grande expectativa é ter uma coisa mais significativa nas nossas atividades exploratórias tanto em águas rasas quanto em águas profundas.

Fonte: Tribuna do Norte Entrevista Por Renata Moura (editora de economia)

Programa Jovem Parceiro 2012

Construtora Odebrecht - Programa Jovem Parceiro 2012

O Programa Jovem Parceiro identifica, integra e desenvolve jovens profissionais (estagiários e trainees) em busca de realizações profissionais e pessoais, dispostos a vencer grandes desafios. Esta organização de origem brasileira, tem atuação global em diversos segmentos: Energia, Engenharia Industrial, Infeaestrutura, Óleo e Gás, Realizações imobiliárias, entre outros.

Estágio: universitários com formação prevista entre dezembro de 2012 e dezembro de 2013.

Trainee: profissionais graduados entre dezembro de 2009 e dezembro de 2011.

Inscrições pelo site: http://www.odebrech t.com.br/ jp2012/ no período de 01/07 até 31/08/2011.

A Petrofísica

Com as dificuldades físicas inerentes à prática da prospecção de recursos minerais subterrâneos, a petrofísica surge como uma ferramenta fundamental da exploração mineral moderna, sobretudo na exploração petrolífera.

Embora as propriedades físicas das rochas sejam o objeto de estudo da física das rochas e da petrofísica, diferenças esclarecedoras caracterizam esses importantes ramos da indústria de exploração mineral. A física das rochas é mais focada nas propriedades que estabelecem um link com os atributos sísmicos. Ao passo que a petrofísica se interessa particularmente pelas propriedades que permitem a determinação de porosidade, permeabilidade e saturação de fluidos em uma rocha-reservatório, fundamentais para caracterizar o armazenamento e a transmissão de fluidos na rocha, com a finalidade de gerenciar e prever a performance de um reservatório.

De acordo com o professor José Agnelo Soares, do Departamento de Mineração e Geologia da UFCG, a petrofísica investiga as propriedades físicas de minerais, rochas e fluidos nelas contidos, e como essas características se alteram em função das variáveis ambientais, como pressão, temperatura, saturação, salinidade e argilosidade; e condições instrumentais,como freqüência, potência, ganho, espaçamento, amostragem e sensibilidade. Segundo ele, a investigação petrofísica pode ocorrer na escala de campo, por meio da perfilagem geofísica, ou na escala de bancada, por meio da medição laboratorial das propriedades físicas de amostras de rochas e fluidos. “O conhecimento preciso das propriedades físicas das rochas é fundamental para uma interpretação realista dos dados geofísicos registrados em campo, explica o professor.

O principal benefício obtido com a realização de um estudo petrofísico é a melhoria no entendimento de como determinadas propriedades físicas das rochas afetam as medidas geofísicas. Na geofísica de reservatório, o monitoramento geofísico, realizado ao longo do processo de produção, gera imagens representativas da distribuição de fluidos dentro do reservatório. Umas das premissas desta metodologia, é que não ocorram alterações na matriz da rocha.

APLICAÇÃO

A petrofísica é considerada um campo amplo e interdisciplinar, e por essa razão, seu arcabouço aglutina conhecimentos provenientes de diferentes áreas, como geologia, geofísica, química, mecânica, engenharia do petróleo, e outras. Sua aplicação é vasta e abrange praticamente todas as atividades relacionadas à exploração e produção de recursos minerais subterrâneos. “É preciso traçar um paralelo com a vida cotidiana: a petrofísica está para as Geociências assim como os exames laboratoriais estão para a Medicina. Não há diagnóstico seguro sem ela” afirma o professor José Agnelo Soares.

PETRÓLEO

Estudos petrofísicos são intensamente empregados com o objetivo de adensar o conhecimento das heterogeneidades internas e a distribuição de fases fluidas no reservatório. Com isso, torna-se possível delimitar e estimar reservas, determinando, inclusive, a quantidade de ólei in place. De acordo com Carlos Beneduzi, geólogo e consultor da Petrobras, dentro do segmento da indústria do petróleo, a aplicação da petrofísica permeia diversos ramos e permite a caracterização de importantes atributos da rocha, além de ser essencial para identificação dos tipos de fluidos que a saturam.

EQUIPAMENTOS E MÉTODOS

Existem muitas variações de métodos e equipamentos empregados para investigar as propriedades físicas das rochas. Em destaque, o uso das técnicas de perfilagem geofísica permite estimar diferentes parâmetros petrofísicos, principalmente radioatividade natural e induzida, resistividade e condutividade elétrica, porosidade, densidade e velocidade de propagação do som nas rochas. Os equipamentos utilizados na perfilagem geofísica são construídos para suportar as adversas condições de temperatura e pressão de um poço. Essas ferramentas registram uma determinada propriedade física da rocha referenciada a uma profundidade do poço. Características da lama de perfuração, inclinação e tipo do poço, além da constituição das rochas devem ser levadas em conta para definição de quais sondas são mais apropriadas para uso. “As vantagens do emprego de técnicas de perfilagem são o registro das medidas ao longo de toda extensão do poço, e também a possibilidade de dispensar uma amostragem de rocha para obter diretamente os atributos. Fato que oneraria muito em termos financeiros e operacionais a perfuração de um poço” destaca Carlos Beneduzi.

Na maior parte dos casos, o emprego da pesquisa sobre as propriedades físicas das rochas corresponde a um percentual pequeno dos investimentos totais, sobretudo se for considerada a utilidade que as informações obtidas trazem para o projeto. “Uma aquisição de propriedades através da perfilagem de poços toma aproximadamente 10% do tempo de perfuração de um poço de petróleo na área do pré-sal. Em termos de custo financeiro, a proporção é aproximadamente a mesma. Poços de terra normalmente têm esse valor reduzido”, avalia Carlos Baneduzi.

Fonte: Boletim SBGf n1.2011