{"id":84166,"date":"2008-10-01T00:00:00","date_gmt":"2008-10-01T00:00:00","guid":{"rendered":"http:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/2008\/10\/01\/nuevos-desafios-marinos-2\/"},"modified":"2017-07-10T14:37:02","modified_gmt":"2017-07-10T17:37:02","slug":"nuevos-desafios-marinos-2","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/nuevos-desafios-marinos-2\/","title":{"rendered":"Nuevos desaf\u00edos marinos"},"content":{"rendered":"

\"\"PETROBRAS<\/span><\/a>Del interior de un conjunto de salones, en el edificio de Ingenier\u00eda Mec\u00e1nica de la Escuela Polit\u00e9cnica (Poli) de la Universidad de S\u00e3o Paulo, ubicado en la capital paulista, est\u00e1 fluyendo parte de las soluciones que permitir\u00e1n el transporte del gas natural extra\u00eddo de las profundidades de la capa “presal” de la cuenca de Santos, en las nuevas reservas petrol\u00edferas confirmadas por Petrobras hacia fines de 2007. El equipo del profesor Kazuo Nishimoto, coordinador del Tanque de pruebas Num\u00e9rico (TPN), un laboratorio especializado en hidrodin\u00e1mica formado por aglomerados o clusters de computadoras, desarrolla sistemas para simular el futuro transporte del gas natural desde las plataformas a los buques, una de las alternativas consideradas por Petrobras para transportar este tipo de recurso mineral. La otra opci\u00f3n ser\u00eda construir grandes tuber\u00edas en el lecho del mar, aunque esa es una soluci\u00f3n cara y de dif\u00edcil ejecuci\u00f3n, por la necesidad de ductos con di\u00e1metro muy grande y de las largas distancias por cubrir en ambiente marino. El producto, que est\u00e1 asociado al petr\u00f3leo, deber\u00e1 ser transformado del estado gaseoso al l\u00edquido en plena plataforma petrolera, para facilitar su transporte en un nav\u00edo especializado en gas licuado. Un sistema emplazado para funcionar en plena alta mar, distante m\u00e1s de 300 kil\u00f3metros de la costa, en un ambiente hostil rodeado de oleaje y fuertes vientos, y en una profundidad, desde la superficie hasta el lecho marino, entre los 2.200 y 3000 metros, la denominada “l\u00e1mina de agua”, un factor que dificulta el anclaje y la estabilidad de los risers, que son las tuber\u00edas conectadas con el equipamiento en el fondo del oc\u00e9ano y que transportan petr\u00f3leo y gas hacia la plataforma en la superficie.<\/p>\n

“No existe en el mundo un sistema en funcionamiento en alta mar para transformar el gas al estado l\u00edquido. Sucede que en ese estado, el gas natural l\u00edquido (GNL) debe preservarse a bajas temperaturas, en un ambiente criog\u00e9nico y con baja presi\u00f3n. Todo el sistema y el ducto de transferencia de la plataforma que har\u00e1 el transbordo hacia el buque tendr\u00e1n que hallarse a una temperatura de entre -120\u00ba C y -160\u00ba C. El tanque tambi\u00e9n deber\u00e1 estar refrigerado. El problema es que el metal, cuando se enfr\u00eda demasiado, se torna fr\u00e1gil, y puede estallar”, dice Nishimoto, del Departamento de Ingenier\u00eda Naval y Oce\u00e1nica de la Poli. Otro desaf\u00edo es el de realizar el transbordo en condiciones cr\u00edticas, a merced del oleaje y del movimiento de las plataformas, que pueden ser del tipo de las semi-sumergibles o buques cisterna fondeados, conocidos como FPSOs, sigla por Floating, Production, Storage and Offloading, esto es, traducido, sistema flotante de producci\u00f3n, almacenamiento y descarga, y del buque de GNL, el cual tendr\u00e1 un comportamiento diferente para el caso de actuar con los tanques llenos o vac\u00edos.<\/p>\n

El TPN, que forma parte del grupo de desarrollo de sistema de Petrobras, realiza c\u00e1lculos y simula situaciones relativas a esos futuros eventos considerando las diversas variables del ambiente marino y de los equipamientos empe\u00f1ados. Fue montado con recursos de Petrobras y de la Financiadora de Estudios y Proyectos (Finep), del ministerio de Ciencia y Tecnolog\u00eda, en 2002. Tambi\u00e9n forman parte del proyecto los investigadores de la Coordinadora de Programas de Posgrado en Ingenier\u00edas (Coppe), de la Universidad Federal de R\u00edo de Janeiro (UFRJ), el Grupo de Tecnolog\u00eda y Computaci\u00f3n Gr\u00e1fica (Tecgraf), de la Pontificia Universidad Cat\u00f3lica de R\u00edo de Janeiro, la Universidad Estadual de Campinas (Unicamp), la Universidad Federal de Alagoas (Ufal) y el Instituto de Investigaciones Tecnol\u00f3gicas (IPT).<\/p>\n

\"\"<\/a>El aprovechamiento del gas natural es uno de los desaf\u00edos tecnol\u00f3gicos que se le presenta a Petrobras y otras empresas del proceso de explotaci\u00f3n, adem\u00e1s de las colaboraciones con la academia o con proveedores. Ellos buscan soluciones para la producci\u00f3n, extracci\u00f3n y transporte de petr\u00f3leo y gas en situaciones hasta ahora in\u00e9ditas, con reservorios ubicados debajo de los estratos de sal, un conjunto de rocas s\u00f3lidas de alrededor de dos kil\u00f3metros de espesor. El estrato salino funciona como un sellador natural para el petr\u00f3leo y el gas que se forman debajo, en las denominadas “rocas carbon\u00e1ticas”, en profundidades ubicadas entre los 5 y 7 mil metros.<\/p>\n

Aunque es l\u00edder en la explotaci\u00f3n de petr\u00f3leo en alta mar, con pozos comerciales en profundidades de 1.800 metros de l\u00e1mina de agua, Petrobras atraviesa un per\u00edodo de evaluaci\u00f3n de las reservas en los nuevos pozos y la cantidad que ser\u00e1 aprovechada comercialmente en la regi\u00f3n que se extiende desde la costa del estado de Esp\u00edrito Santo hasta Santa Catarina. Tambi\u00e9n eval\u00faa la tecnolog\u00eda para extraer gas y petr\u00f3leo en condiciones extremas y el traslado de esos productos hasta refiner\u00edas y distribuidoras de gas. Para ese proceso, la empresa cre\u00f3 el Programa Tecnol\u00f3gico para el Desarrollo de la Producci\u00f3n de los Reservorios Presal (Prosal). Con 23 proyectos en distintas \u00e1reas, tales como ingenier\u00eda de pozos, ingenier\u00eda de reservorios y garant\u00eda de flujo de gas y petr\u00f3leo, la empresa divulga las informaciones con bastante reserva y misterio. “Muchos de los detalles a\u00fan se guardan ‘bajo siete llaves'”, expresa Osvair Trevisan, director del Centro de Estudios del Petr\u00f3leo (Cepetro) de la Unicamp. “La empresa se encuentra abocada en la definici\u00f3n del tratamiento, los patrones y par\u00e1metros de ingenier\u00eda y de la producci\u00f3n, pero estimamos que no existir\u00e1n grandes barreras tecnol\u00f3gicas para la explotaci\u00f3n de los estratos presal”, dice Trevisan, ex superintendente de explotaci\u00f3n de la Agencia Nacional del Petr\u00f3leo (ANP).<\/p>\n

El secreto alrededor de los detalles m\u00e1s t\u00e9cnicos, incluso para los sectores de la comunidad cient\u00edfica que colaboran con Petrobras, probablemente se encuentra relacionado con las decisiones acerca del rumbo de la explotaci\u00f3n del presal dentro del contexto econ\u00f3mico, ya que el pa\u00eds podr\u00e1 contar con un crecimiento en sus reservas de petr\u00f3leo desde los actuales 14 mil millones de barriles, hasta 50 millones o m\u00e1s. Los pozos, tal como en el caso de los de Tupi e Iara, en la cuenca de Santos, ya garantizar\u00e1n un estimado entre 9 y 12 mil millones de barriles de reserva. Los yacimientos descubiertos, que proporcionaron los primeros indicios confirmados de petr\u00f3leo de excelente calidad, capaces de ofrecer productos m\u00e1s nobles para la petroqu\u00edmica, a\u00fan necesitan ser cuantificados con mayor exactitud. De todos modos, los mismos pueden elevar a Brasil a la condici\u00f3n de uno de los diez grandes productores de petr\u00f3leo del planeta. Actualmente, el pa\u00eds se encuentra en el puesto 24\u00ba. Las perspectivas respecto del gas natural anunciadas por la empresa, solamente en el campo de Tup\u00ed, en la cuenca de Santos, dentro del \u00e1rea presal, son de entre 176 y 256 mil millones de metros c\u00fabicos (m3), casi la misma cantidad que las reservas actuales, de 330 mil millones de m3, gran parte a\u00fan de pozos que no se encuentran en etapa de producci\u00f3n. Brasil todav\u00eda importa 60 millones de m3 de gas, siendo la mitad proveniente de Bolivia.<\/p>\n

La factibilidad de su explotaci\u00f3n comercial y las reservas reales reci\u00e9n ser\u00e1n delineadas con los test de larga duraci\u00f3n (TLD), que han de realizarse durante un a\u00f1o y medio, a partir de marzo de 2009, en el pozo de Tup\u00ed. Reci\u00e9n entonces comenzar\u00e1n a actuar los sistemas piloto de producci\u00f3n, con inicio previsto para el segundo semestre de 2010. Luego, si todo estuviera comprobado y ajustado, sobrevendr\u00e1 la fase de producci\u00f3n, la cual contar\u00e1 con nuevas plataformas que estar\u00e1n funcionando hacia 2013 \u00f3 2014, produciendo inicialmente, cada una, 100 mil barriles de petr\u00f3leo y 5 millones de metros c\u00fabicos de gas diariamente.<\/p>\n

\"\"<\/a>“Entre los desaf\u00edos de explotar los nuevos yacimientos, se encuentra el de perforar la capa de sal, porque \u00e9sta sufre deformaciones y puede hacer colapsar la columna de perforaci\u00f3n. Es necesario monitorearla a cada hora”, dice Nishimoto. “Por eso cada pozo debe contar con un modelo num\u00e9rico experimental realizado por programas computados que reproduzcan las condiciones del mar, del suelo, y calculen la din\u00e1mica de los buques y las plataformas”. \u00c9sa es una de las funciones de los profesionales del \u00e1rea de perforaci\u00f3n de Petrobras, que son auxiliados por instituciones de investigaci\u00f3n tales como el IPT y la USP.<\/p>\n

“Las instituciones reciben muchas veces e-mails de los profesionales que se hallan en las plataformas perforadoras en la cuenca de Santos para la elaboraci\u00f3n de previsiones de c\u00e1lculo”. Todo se realiza con sumo cuidado, porque adem\u00e1s del hecho de que la sal es sumamente quebradiza, es necesario preservar y perpetuar el pozo evitando el atascamiento del tr\u00e9pano. “Perforar la sal no es dif\u00edcil, el problema son los desplazamientos que puedan ocurrir, cerrando el pozo”, expresa el profesor Giuseppe Bacoccoli, del \u00e1rea de petr\u00f3leo y gas de la Coppe-UFRJ y ex empleado de Petrobras. Contener el desmoronamiento es una misi\u00f3n particularmente dif\u00edcil en un tipo de roca salina denominada taquidrita. Las otras dos son la halita y la carnalita, que son m\u00e1s resistentes. Para eso, los equipos de trabajo deben ser r\u00e1pidos, para preservar el pozo y recuperar los tr\u00e9panos, piezas muchas veces perdidas durante la perforaci\u00f3n de los estratos de sal en la cuenca de Santos.<\/p>\n

Cemento y acero
\n<\/strong>Al perforar un terreno es necesario colocar un revestimiento de acero y rellenar el espacio entre esa capa y la roca con un cemento especial. Incluso con esas precauciones, la presi\u00f3n de la sal puede deformar el acero. Para evitar eso, la empresa est\u00e1 estudiando materiales m\u00e1s resistentes. “Si el acero o el revestimiento fueran muy pesados, ello influir\u00e1 en la capacidad de la sonda para descender con esos materiales por el pozo. Es preciso encontrar un equilibrio”, inform\u00f3 el ge\u00f3logo Cristiano Sombra, coordinador del Prosal. Debido a lo in\u00e9dito del emprendimiento, como as\u00ed tambi\u00e9n por los cuidados necesarios que incluyen varios estudios de ingenier\u00eda y la coordinaci\u00f3n del Centro de Investigaciones de Petrobras (Cenpes) y del \u00e1rea de prospecci\u00f3n y producci\u00f3n, ambos de la empresa; el costo de la perforaci\u00f3n del primer pozo fue de 240 millones de d\u00f3lares. En total, Petrobras invirti\u00f3 1.700 millones de d\u00f3lares en 15 pozos. Las\u00a0 pr\u00f3ximas perforaciones costar\u00e1n 60 millones de d\u00f3lares. “En Campos, en los pozos de pos-sal, el costo alcanza un m\u00e1ximo de 15 millones de d\u00f3lares”, dice el profesor Bococcoli.<\/p>\n

Uno de los desaf\u00edos que parecen hallarse parcialmente resueltos para la explotaci\u00f3n en aguas ultra profundas son los risers, las tuber\u00edas flexibles que conducen petr\u00f3leo y gas desde el pozo hacia las plataformas. “Los risers para operaci\u00f3n en profundidades superiores a 2.500 metros se encuentran en fase de desarrollo final y homologaci\u00f3n”, dice el profesor Celso Pesce, del Departamento de Ingenier\u00eda Mec\u00e1nica de la Poli. “Los nuevos ser\u00e1n \u00fatiles, independientemente de que la explotaci\u00f3n ocurra en el presal o no”, dice. Junto con otros investigadores de la Poli, Pesce desarrolla estudios con el objetivo de analizar el comportamiento estructural y mec\u00e1nico de los risers, en proyectos cooperativos con Petrobras y las empresas fabricantes de esos artefactos, y financiados por la FAPESP,\u00a0 la Finep y el Consejo Nacional de Desarrollo Cient\u00edfico y Tecnol\u00f3gico (CNPq), incluso los que se fabrican para grandes profundidades. Los estudios comprenden la relaci\u00f3n del movimiento de las unidades flotantes sujetas a la acci\u00f3n de los vientos y las olas, adem\u00e1s de la transmisi\u00f3n de los esfuerzos a las tuber\u00edas que vibran bajo el influjo de las corrientes marinas. El modo para mantener esas estructuras en operatividad, en l\u00e1mina de agua de 3 mil metros, y lograr anular la fatiga mec\u00e1nica, son algunos de los factores estudiados en la Poli.<\/p>\n

\"\"petrobras<\/span><\/a>Pesce remarca otro desaf\u00edo para los risers que operar\u00e1n en el presal. “La temperatura del petr\u00f3leo que ser\u00e1 extra\u00eddo se halla en torno de los 60 a 70\u00ba C y sometido a una presi\u00f3n externa considerable. La capa externa del tubo en contacto con el agua del fondo del oc\u00e9ano es mucho m\u00e1s fr\u00eda, con temperaturas de alrededor de los 4\u00ba C, y la p\u00e9rdida de calor favorece la formaci\u00f3n de parafinas que obstruyen el ducto. Eso sucede tambi\u00e9n en los pozos de pos-sal”. La soluci\u00f3n implementada actualmente consiste en remover la parafina del interior del tubo con un equipamiento denominado PIG, que funciona como un destapador de ca\u00f1er\u00edas. “Es necesario desarrollar nuevas concepciones en cuanto a tuber\u00edas, pero que cuenten con aislamiento o control t\u00e9rmico evitando la formaci\u00f3n de parafinas”, dice Pesce, quien participa de la Red de Estructuras Submarinas, una de las 40 redes que Petrobras mantiene con decenas de instituciones de investigaci\u00f3n en el pa\u00eds (lea en Pesquisa FAPESP<\/em>, edici\u00f3n n\u00ba 127<\/a>).<\/p>\n

Otro problema\u00a0 que tendr\u00e1n que enfrentar los ingenieros al perforar pozos hasta 6 \u00f3 7 mil metros de profundidad es la corrosi\u00f3n. “El conjunto de tubos y v\u00e1lvulas instaladas en el fondo del mar, denominadas ‘\u00e1rboles de navidad’, deber\u00e1n ser m\u00e1s resistentes ya que en aquel ambiente existe mucha concentraci\u00f3n de di\u00f3xido de carbono (CO2) y azufre”, dice el profesor Nishimoto. “Estos componentes, sumados a la agresividad qu\u00edmica e inestabilidad estructural del agua del mar, no son usuales para Petrobras”, expresa el profesor Trevisan, de la Unicamp.<\/p>\n

Hay vacantes
\n<\/strong>Los m\u00faltiples desaf\u00edos involucrar\u00e1n a gran cantidad de profesionales. Los n\u00fameros a\u00fan son inciertos, pero las \u00e1reas ya se encuentran definidas. “Se necesitar\u00e1n profesionales en las \u00e1reas de la industria metalmec\u00e1nica, qu\u00edmica del petr\u00f3leo, log\u00edstica y servicios, por ejemplo”, dice Trevisan. Los estudiantes de universidades e institutos de investigaci\u00f3n ser\u00e1n muy requeridos por parte de la empresa. “En m\u00e1s de 20 a\u00f1os, el Cepetro gradu\u00f3 m\u00e1s de 300 m\u00e1steres y doctores que fueron contratados por Petrobras”. Cifras igualmente significativas aparecen en la Universidad Federal de R\u00edo Grande do Sul, en la UFRJ, en la USP y en la Universidad Estadual Paulista (Unesp), donde se inici\u00f3, dentro del campus de R\u00edo Claro, la construcci\u00f3n del Unespetro, un complejo dedicado para la investigaci\u00f3n y la ense\u00f1anza aplicadas en la industria del petr\u00f3leo, con \u00e9nfasis en la geolog\u00eda y el medio ambiente. La inversi\u00f3n inicial para la edificaci\u00f3n y compra de equipamiento es de 5 millones de reales, totalmente aportados por Petrobras. En un edificio de 1.600 m2 funcionar\u00e1 el Centro de Geolog\u00eda Sedimentaria (CGS) y el n\u00facleo de Excelencia en Petrolog\u00eda Carbon\u00e1tica (Nopec). “Petrobras tom\u00f3 contacto con la Unesp en el mes de mayo de 2007, luego de tomar la decisi\u00f3n de establecer en el pa\u00eds un centro de investigaciones en rocas carbon\u00e1ticas, que son aqu\u00e9llas que se encuentran en los estratos presal y que son el albergue del petr\u00f3leo y el gas recientemente descubiertos”, explica el profesor Dimas Dias Brito, del Departamento de Geolog\u00eda Aplicada del Instituto de Geociencias y Ciencias Exactas, y responsable del proyecto Unespetro. “La carrera de geolog\u00eda de R\u00edo Claro tiene casi 40 a\u00f1os y varios de nuestros docentes, entre los que me cuento, ya trabajamos en Petrobras”, cuenta Dias Brito. Las inversiones de Petrobras han permitido que 18 ge\u00f3logos de la empresa realizasen en la Unesp, durante \u00e9ste a\u00f1o, un curso sobre rocas carbon\u00e1ticas con una duraci\u00f3n de seis meses. “En el centro, nosotros estudiaremos todos los tipos de rocas calc\u00e1reas de la costa atl\u00e1ntica brasile\u00f1a, del presal y del pos-sal. Los desaf\u00edos que nos presenta la geolog\u00eda son enormes y espectaculares. Actualmente, los ge\u00f3logos brasile\u00f1os, representados por los colegas de Petrobras, vive un momento m\u00e1gico”, concluye Dias Brito.<\/p>\n

Una historia antigua<\/strong><\/p>\n

Una conjunci\u00f3n interesante de factores geol\u00f3gicos y clim\u00e1ticos prepar\u00f3 en forma aleatoria el petr\u00f3leo y el gas que se encuentran\u00a0 en el subsuelo mar\u00edtimo, debajo de una capa de sal, en el litoral sur-sudeste de Brasil, bajo aguas profundas y lejanas de la costa. El reservorio est\u00e1 compuesto por rocas carbon\u00e1ticas que se formaron por la acci\u00f3n de cianobacterias hace millones de a\u00f1os. Con el desmembramiento del supercontinente Gondwana, que result\u00f3 en Am\u00e9rica del Sur y \u00c1frica, hubo lagos que se formaron all\u00ed entre 145 y 113 millones de a\u00f1os atr\u00e1s. Seguidamente, comenz\u00f3 la invasi\u00f3n de agua salada del oc\u00e9ano. Entonces, las bacterias comenzaron a interactuar y a crecer en el ecosistema carbon\u00e1tico llano reci\u00e9n conformado, donde imperaban temperaturas y salinidades elevadas. Debido a esa acci\u00f3n microbiana se generaron conglomerados calc\u00e1reos, que m\u00e1s tarde fueron a “hospedar” el petr\u00f3leo generado por la transformaci\u00f3n de la materia org\u00e1nica del plancton microorganismos que viven en las aguas- acumulados en los antiguos lagos. De esta manera, en el transcurso de millones de a\u00f1os, la inmersi\u00f3n progresiva de las rocas lacustres calent\u00f3 y presion\u00f3 esa materia que se transformo en hidrocarburos (gas y petr\u00f3leo), luego expulsados en direcci\u00f3n a las rocas carbon\u00e1ticas donde quedaron confinados.<\/p>\n

“La espesa capa rocosa de sal, impermeable, con centenares de metros de espesor, que funcion\u00f3 como un escudo e impidi\u00f3 al petr\u00f3leo migrar hacia las rocas de pos-sal, se form\u00f3 en un lapso de tiempo geol\u00f3gico corto, en alrededor de 500 mil a\u00f1os, posiblemente, entre 113 y 112 millones de a\u00f1os atr\u00e1s, cuando aconteci\u00f3 una gran evaporaci\u00f3n del agua del oc\u00e9ano juvenil primitivo”, explica el profesor Dimas Dias Brito, de la Unesp. Esa capa de sal tambi\u00e9n existe en otras regiones, incluso en tierra, tal como por ejemplo, en el municipio de Carm\u00f3polis, en el estado de Sergipe, donde Petrobras extrae petr\u00f3leo de varios pozos. “Incluso el petr\u00f3leo de la cuenca de Campos (extra\u00eddo desde los a\u00f1os 1970) tiene origen en estratos ubicados debajo de lecho marino. Se trata de hidrocarburos que escaparon hacia las rocas superiores, calc\u00e1reas y arenitas, mediante rajaduras existentes en la capa de sal, en las \u00e1reas m\u00e1s planas del lecho marino, donde la capa es m\u00e1s fina. As\u00ed, la mayor parte del petr\u00f3leo extra\u00eddo en Brasil tiene su origen en los lagos antiguos que precedieron a la formaci\u00f3n del Atl\u00e1ntico Sur”. \u00c9l recuerda que los reservorios carbon\u00e1ticos del presal, al igual que otros, no son enormes cavidades repletas de petr\u00f3leo. Tanto el petr\u00f3leo como el gas se encuentran alojados en capas de rocas que presentan poros interconectados.<\/p>\n

Mientras no posea mayores detalles acerca de los nuevos yacimientos, Dias Brito recuerda que esas formaciones carbon\u00e1ticas con cianobacterias son \u00fanicas en el mundo, ya que las otras formaciones calc\u00e1reas existentes, tambi\u00e9n asociadas con el petr\u00f3leo, tienen otros or\u00edgenes.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"La explotaci\u00f3n de petr\u00f3leo y gas genera demanda de conocimientos y tecnolog\u00eda","protected":false},"author":10,"featured_media":0,"comment_status":"closed","ping_status":"closed","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"_acf_changed":false,"_exactmetrics_skip_tracking":false,"_exactmetrics_sitenote_active":false,"_exactmetrics_sitenote_note":"","_exactmetrics_sitenote_category":0,"footnotes":""},"categories":[192],"tags":[296,297],"coauthors":[97],"class_list":["post-84166","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-tecnologia-es","tag-energia-es","tag-ingenieria"],"acf":[],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/84166","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/users\/10"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=84166"}],"version-history":[{"count":0,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/84166\/revisions"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=84166"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=84166"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=84166"},{"taxonomy":"author","embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/es\/wp-json\/wp\/v2\/coauthors?post=84166"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}