USP e Petrobras desenvolvem novas tecnologias para pré-sal

Fabrício Simeoni fala da parceria com Petrobras e que estudos começaram dada a extensão e heterogeneidade dos campos do pré-sal

Pesquisadores de várias instituições se reuniram no workshop Métodos multiescala para simulação numérica de reservatórios de petróleo para apresentarem a evolução dos trabalhos desenvolvidos na área. O evento é anual e foi realizado no Instituto de Ciências Matemáticas e de Computação (ICMC) da USP em São Carlos. As atividades fazem parte de um convênio entre o Centro de Ciências Matemáticas Aplicadas à Indústria (CeMEAI) e a Petrobras. A parceria é voltada para o desenvolvimento de novos métodos computacionais para a simulação da produção de petróleo nos campos do pré-sal brasileiro.

“Nossos estudos começaram em razão de uma demanda única do Brasil. Os campos do pré-sal, diferente das outras minas brasileiras, são muito extensos. Têm de 600 km a 800 km de comprimento, entre 150 km e 200 km de largura, podendo chegar a mil metros de profundidade. Na contramão disso, o petróleo está preso em poros na escala dos mícrons (a milionésima parte do metro)”, conta o professor Fabrício Simeoni de Sousa, pesquisador do CeMEAI e coordenador do projeto, ao Jornal da USP no AR. A parceria foi instaurada em dezembro de 2016 e venceria ao fim deste ano, mas sua renovação caminha a passos largos, segundo o matemático.

Essa disparidade de proporções foi o grande desafio tanto para cientistas como para os engenheiros. Segundo Simeoni, a solução inicial foi a aplicação do método computacional multiescala. “Essa análise é diferente porque tenta capturar a heterogeneidade do meio. Assim, é possível fazer uma simulação mais precisa do escoamento do petróleo”, aponta o especialista. A Petrobras recorreu aos cientistas do ICMC, em razão da ineficiência dos softwares disponíveis no mercado.

“Então, no começo, o desenvolvimento se deu sobre conhecimentos que já existiam na literatura. Mas, depois, o grupo de pesquisa desenvolveu um novo método que foi publicado agora em 2018”, diz o professor. As pesquisas evoluíram em conjunto com professores da Unicamp e da Universidade do Texas. O diferencial da invenção do CeMEAI foi a aplicação dos processos multiescala em novas superfícies, para maior precisão. Além disso, o software é executado em uma boa velocidade em computadores de alta performance, conforme Simeoni.

Os usuários do programa são engenheiros de petróleo. A produção de combustível fóssil e a vida útil de certo reservatório dependem do posicionamento dos poços. Assim, há uma melhora nos processos de extração, de acordo com o docente. “São necessárias milhares de simulações para entender como é a estrutura geológica de um campo do pré-sal, já que a gente não consegue ter uma visão direta dessa morfologia da rocha que está armazenando o petróleo”, esclarece.

Simeoni explica que os fenômenos físicos são modelados por equações diferenciais. “Se há outras características da natureza que têm modelagens parecidas, elas também podem ser beneficiadas por modelos multiescala. É possível se aplicar essa tecnologia em outras áreas, onde há necessidade de simulações de grande porte”, expõe. As ferramentas computacionais multiescala são desenvolvidas também na Universidade do Texas, em Stanford, e na Universidade de Delft, na Holanda. No Brasil, o Laboratório Nacional de Computação Científica (LNCC), do Ministério da Ciência, Tecnologia, Inovações e Comunicações, avança no conhecimento do campo.


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