do Instituto Hidrográfico

APLICAÇÃO DE UM SISTEMA DE CLASSIFICAÇÃO DOS PETRÓLEOS À IDENTIFICAÇÃO DE DERRAMES NO MAR 35
tra esquematicamente a formação do petróleo e do gás
natural desde a sedimentação até à fase final. O gás
natural é um subproduto da formação do petróleo ou
resulta da alteração degradativa do petróleo quando este
é submetido a temperaturas e pressões superiores às
desejáveis. A formação do petróleo dá-se em duas fases –
a Diagénese em que o sedimento biológico foi sujeito à
acção de microrganismos e a Catagénese em que actua
a pressão e temperatura depois do sedimento atingir
maiores profundidades. Algum do petróleo formado foi
destruído e transformado em gás e resíduo carbonoso
por efeito da pressão e temperaturas demasiado elevadas
durante uma terceira fase chamada Metagénese.
O período de formação dos petróleos é muito variável
considerando-se, por exemplo, que o petróleo do
Saara Oriental é do Devónico superior (cerca de 350
milhões de anos), o da Bacia de Paris do Jurássico (180
milhões de anos) e os da África Ocidental e da bacia de
Los Angeles do Terciário (entre 35 e 10 milhões de
anos). Com esta diferença de tempo também a biomassa
tem de ser necessariamente diferente dada a evolução
das espécies. Assim durante o Cambrico e até ao Devónico
a biomassa era constituída sobretudo por bactérias
e fitoplâncton e mais raramente por algas bentónicas e
zooplâncton, enquanto que nos petróleos mais recentes
já pode haver a contribuição de plantas terrestres que se
começaram a desenvolver no fim do Silúrico e se generalizaram
no Devónico.
Quanto ao local de formação os petróleos originados
nos estuários ou nas bacias de grandes rios têm
certamente uma maior contribuição de plantas
terrestres que são arrastadas sob a forma de detritos. O
18a(H)-oleanano é geralmente relacionado com a
contribuição de plantas superiores e aparece em grande
concentração em petróleos da Nigéria, da Ilha Formosa
(Taiwan), da Indonésia e da Nova Zelândia.
O estado de oxigenação do meio aquático em que se
deu a deposição é muito importante dado que por um
lado a grande abundância de oxigénio pode contribuir
para a degradação quase imediata da biomassa impedindo
a formação de petróleo e, por outro lado, pode
influenciar a composição. Por exemplo, um dos grandes
componentes da biomassa é o Fitol, cadeia lateral da
clorofila que se separa, e que em meio oxidante dá
origem ao Pristano (2,6,10,14 tetrametilpentadecano) e
em meio redutor dá origem ao Fitano (2,6,10,14 tetrametilhexadecano).
Isto pode ser a razão da grande
variedade de valores encontrados para as relações Pristano/Fitano
(P/F), Pristano/Heptadecano (P/C17) e
Fitano/Octadecano (F/C18) que constam do Quadro 2.
Metodologia
A Classificação poderia assentar apenas em biomarcadores,
compostos mais resistentes cuja estrutura permite
saber a que compostos correspondiam no reino animal ou
vegetal. É o caso do perfil de Hopanos (Terpanos pentacíclicos)
– fig. 4 e do perfil de Alcanos e Isoalcanos – fig. 5.
Sample Name:
BRENT-424
Sample Name:
NIGERIAN-445
Fig. 4 – Perfis de Hopanos de
duas amostras – Brent (Mar do
Norte) e Nigerian (Nigéria).
De notar, no petróleo Brent a
existência de H3, 17 (H),18
(H),21 (H)-28,30-bisnorhopano,
e no petróleo Nigerian a
existência de OL, 18a
(H)-oleanano. Comparando os
dois perfis sobressai também a
maior percentagem de H4,
17 (H),21 (H)-30-norhopano
no petróleo Nigerian e a
relação entre H1 e H2 que se
apresentam mais semelhantes
entre si no Nigerian que no
Brent.