Um convênio firmado entre o Centro de Ciências Matemáticas Aplicadas à Indústria (Cepid CeMEAI) e a Petrobras irá resultar no desenvolvimento de novos métodos computacionais para a simulação da produção de petróleo nos campos do pré-sal brasileiro.
Segundo o coordenador do projeto, Fabrício Simeoni de Sousa, os campos do pré-sal brasileiro são bem profundos. As reservas de petróleo descobertas na região do litoral de Santa Catarina ao litoral do Espírito Santo, por exemplo, podem estar em camadas de 5 a 7 mil metros de profundidade abaixo do nível do mar, com aproximadamente 700-800 quilômetros de extensão por 150-200 quilômetros de largura, podendo alcançar mais de um quilômetro de espessura.
Sousa explica que nesse tipo de reservatório, óleo, água e gás estão presos nos poros (espaço vazio) da rocha, o que dificulta a extração. Para extraí-los, é necessário “despressurizar” o sistema reservatório e esperar que os fluidos sejam deslocados até os poços produtores. Uma segunda opção é utilizar injeção de água para pressurizar e deslocar o óleo num sistema “pistão”. Ou, por último, injeta-se compostos químicos ou mesmo polímeros para aumentar a mobilidade dos fluidos dentro do sistema poroso e facilitar sua extração nos poços.
Ao primeiro procedimento, dá-se o nome de recuperação primária ou natural; ao segundo, recuperação secundária ou improvisada e, ao último, recuperação terciária ou melhorada. Independentemente do mecanismo de recuperação, a resposta dinâmica do sistema reservatório sobre os vários componentes envolvidos (água, óleo e gás) ante a variação de pressão é chamada de escoamento multifásico.
“Assim, a simulação computacional de escoamentos multifásicos em reservatórios irá permitir aos engenheiros e geocientistas definirem as melhores estratégias para otimizar em espaço e tempo a alocação de poços, as vazões de produção e injeção e o dimensionamento do sistema submarino e de plataformas ao longo do tempo de vida do campo”, explicou.
O problema
A simulação computacional eficiente – rápida e precisa – do escoamento multifásico nos reservatórios do pré-sal apresenta novos desafios, ligados aos problemas computacionais de grande porte, que não são resolvidos adequadamente por simuladores comerciais disponíveis no mercado.
Esses equipamentos, desenvolvidos com o objetivo de realizar simulações numéricas de modelos 3D de reservatórios consideravelmente menores, são muito lentos quando utilizados em modelos de reservatório do pré-sal. As dimensões desses reservatórios levam a modelos computacionais muito maiores, escalonando a quantidade de incógnitas a serem resolvidas, de centenas de milhares para bilhões.
Problemas dessa ordem de magnitude só podem ser resolvidos em paralelo em equipamentos de computação de alto desempenho, como o cluster Euler, adquirido via Fapesp pelo Cepid CeMEAI. “Os novos simuladores devem fazer uso de métodos numéricos inovadores, capazes de tirar proveito de arquiteturas computacionais de última geração, permitindo a simulação eficiente de problemas de recuperação de petróleo de grande porte.”
Desafios
Um dos desafios da pesquisa é avançar com a fronteira do conhecimento científico em métodos numéricos especializados para lidar com fenômenos que envolvem diferentes escalas de grandeza como acontece no problema da simulação de reservatórios de petróleo.
“Para se ter uma ideia da diferença dessas escalas, enquanto os reservatórios de petróleo do pré-sal possuem centenas de quilômetros de extensão, os poros de rochas, onde o petróleo é normalmente encontrado, possuem diâmetros que podem chegar a poucos micrômetros (milésimos de milímetro). Essa diferença brutal de escalas de comprimento leva a uma série de desafios na modelagem matemática e computacional do problema, que devem ser atacados durante o desenvolvimento deste projeto”, explica o pesquisador.
Resultados
As negociações começaram em 2014 e o projeto foi iniciado em dezembro de 2016. O convênio estipula prazo de quatro anos para que os resultados sejam apresentados. Há participação dos pesquisadores Roberto Ausas e Gustavo Buscaglia, do Instituto de Ciências Matemáticas e de Computacão (ICMC) da USP em São Carlos; Eduardo Abreu, do IMECC/Unicamp, além de uma colaboração internacional com o professor Felipe Pereira, da University of Texas at Dallas – especialista em métodos numéricos multiescala para escoamentos em meios porosos.
“Temos uma equipe de pesquisadores altamente qualificados e já possuímos alunos alocados ao projeto. A expectativa é de uma boa interação com a equipe técnica da Petrobras hoje atuando no Centro de Pesquisa da Petrobras (Cenpes). Esta será uma excelente oportunidade de interação com problemas industriais atuais e relevantes para o desenvolvimento do País. Acredito que essa realização só vem trazer benefícios para o CeMEAI e ICMC, e os resultados são muito promissores para o aprimoramento das técnicas de produção praticadas atualmente pela Petrobras”, concluiu o coordenador do projeto Fabrício Simeoni de Sousa.
Sobre o CeMEAI
O Centro de Ciências Matemáticas Aplicadas à Indústria (CeMEAI), com sede no Instituto de Ciências Matemáticas e de Computação (ICMC) da USP em São Carlos é um dos Centros de Pesquisa, Inovação e Difusão (Cepids) financiados pela Fapesp.
O CeMEAI é estruturado para promover o uso de ciências matemáticas como um recurso industrial em quatro áreas básicas: Otimização Aplicada e Pesquisa Operacional, Mecânica de Fluidos Computacional, Modelagem de Risco, Inteligência Computacional e Engenharia de Software.
Além do ICMC, CCET-UFSCar, IMECC-Unicamp, Ibilce-Unesp, FCT-Unesp, IAE e Instituto de Matemática e Estatística (IME) da USP compõem o CeMEAI como instituições associadas.
Raquel Vieira/ Comunicação CeMEAI
Mais informações: (16) 3373-6609, e-mail: contatocemeai@icmc.usp.br
