O Centro de Ciências Matemáticas Aplicadas à Indústria (CeMEAI), um dos Centros de Pesquisa, Inovação e Difusão (CEPIDs) da FAPESP, firmou convênio com a Petrobras que prevê o desenvolvimento de novos métodos computacionais para a simulação da produção de petróleo nos campos do pré-sal brasileiro.

O coordenador do projeto, Fabrício Simeoni de Sousa, explicou à Assessoria de Comunicação do Centro que os campos do pré-sal brasileiro são bastante profundos. “A simulação computacional de escoamentos multifásicos em reservatórios irá permitir aos engenheiros e geocientistas definir 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”, disse.

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 1 quilômetro de espessura.

Nesse tipo de reservatório, óleo, água e gás estão presos nos poros (espaço vazio) da rocha, o que dificulta a extração. Para que sejam extraídos, é necessário “despressurizar” o sistema reservatório e esperar que os fluidos sejam deslocados até os poços produtores. Como segunda opção, utiliza-se muitas vezes injeção de água para pressurizar e deslocar o óleo num sistema “pistão” e, por último, injetam-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.

A simulação computacional eficiente do escoamento multifásico nos reservatórios do pré-sal apresenta desafios que não são resolvidos adequadamente por simuladores comerciais disponíveis no mercado, voltados a reservatórios consideravelmente menores que os encontrados no pré-sal.

As dimensões dos reservatórios do pré-sal exigem 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 pelo CeMEAI com o apoio da FAPESP. “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”, afirmou Sousa.

Um dos desafios da pesquisa é avançar em métodos numéricos especializados para lidar com diferentes escalas de grandeza como acontece no problema da simulação de reservatórios de petróleo. “Para 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.

As negociações começaram em 2014 e o convênio foi assinado em dezembro de 2016, no mesmo mês em que teve início o projeto. O convênio estipula prazo de quatro anos para que os resultados sejam apresentados. Participam do projeto pesquisadores da Universidade de São Paulo (USP) e da Universidade Estadual de Campinas (Unicamp), em colaboração internacional com a Universidade do Texas em Dallas.