Um supercomputador e 14 pesquisadores multiplicados por quatro anos de trabalho. A conta resume o convênio firmado entre a Petrobras e o Centro de Ciências Matemáticas Aplicadas à Indústria (CeMEAI), em São Carlos (SP), para gerar métodos capazes de simular a produção no pré-sal brasileiro e aumentar a eficiência da extração de petróleo.
“É um projeto desafiador, pois os métodos que pretendemos desenvolver ainda não existem na literatura científica”, afirmou Fabrício Simeoni de Sousa, coordenador do programa e professor do Instituto de Ciências Matemáticas e de Computação (ICMC) da Universidade de São Paulo (USP).
Com uma área equivalente à do Ceará e localizado 5 km abaixo do nível do mar, o pré-sal é caracterizado por reservatórios em que óleo, água e gás estão presos nos poros das rochas. Para que eles sejam extraídos, é possível usar três métodos – despressurização, injeção de água ou injeção de compostos químicos –, e a proposta é apontar qual mecanismo é melhor em cada campo, levando em consideração as possíveis respostas da água, do gás e do óleo diante da variação de pressão.
Para isso, o projeto conta com o trabalho de “Euler”, supercomputador do CeMEAI que processa dados cerca de 4,7 mil vezes mais rápido do que uma máquina comum, e de 14 pesquisadores. O grupo reúne os professores Sousa, Roberto Ausas e Gustavo Buscaglia, do ICMC; três alunos de doutorado e dois pós-doutorandos do instituto; o professor Felipe Pereira, da Universidade do Texas; o professor Eduardo Abreu, do Instituto de Matemática, Estatística e Computação Científica (IMECC) e quatro estudantes da Universidade Estadual de Campinas (Unicamp).
Desafios – A principal dificuldade do projeto, segundo Sousa, é a escala dos reservatórios do pré-sal. “Os campos ocupam áreas de 700 a 800 km de comprimento por 150 a 200 km de largura e até 1 km de espessura. Os reservatórios simulados atualmente possuem alguns quilômetros de comprimento e largura, por dezenas ou poucas centenas de metros de espessura”, comparou.
O professor explicou que os reservatórios já analisados foram simulados com sistemas que consideravam alguns milhões de elementos, enquanto os campos do pré-sal exigirão modelos com mais de um bilhão, e os métodos computacionais existentes não conseguem lidar com tantas incógnitas.
O mesmo vale para os computadores usados no dia a dia, insuficientes para um trabalho como esse. “Resolver um problema desse porte em uma máquina equivalente a um laptop não seria possível devido a limitações de memória, e provavelmente demoraria dezenas ou até centenas de anos para terminar”, disse.
Resultados – A pesquisa começou a ser idealizada em 2014 e passou por diversas fases, incluindo a regulamentação pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), até o início deste ano, quando foi colocada em prática. A estimativa é de que o resultado seja apresentado em quatro anos, duração dos projetos de doutorado, mas algumas etapas já foram cumpridas.
“Desenvolvemos um método numérico multiescala que generaliza outros métodos presentes na literatura científica. Esse novo método permitirá maior flexibilidade na escolha de certos parâmetros, resultando em simulações mais precisas”, afirmou o coordenador.
No fim do projeto, toda tecnologia desenvolvida será transferida para a Petrobras, que em troca financiará as bolsas dos alunos participantes e viagens relacionadas à colaboração entre as três instituições de ensino envolvidas, além de oferecer uma remuneração aos membros da equipe. O valor total não foi divulgado.
“Simulações rápidas e eficientes na área de extração de petróleo permitem que os engenheiros e geocientistas definam 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. É mais uma ferramenta à disposição dos engenheiros, que certamente trabalham para a redução dos custos e maximização da produção de petróleo. Nosso objetivo é o desenvolvimento dessa ferramenta”. (Fonte: G1)
