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| Uma solução caseira está permitindo à Petrobras trabalhar com tecnologias
de vanguarda em estudos geofísicos e geológicos: um cluster montado
a partir de 80 PC’s forma um hardware com capacidade de processamento
similar às potentes – e caras – workstations. Com uma enorme quantidade de dados, um computador comum levaria pelo menos um mês para processar toda a informação necessária para o trabalho dos geólogos da empresa. Por outro lado, uma workstation não custa menos de US$ 50 mil. “Para viabilizar o processamento dessas informações, foi necessário disponibilizar um hardware compatível. Com isso, conseguimos uma capacidade de processamento infinitamente maior do que as máquinas convencionais, e a um preço relativamente barato, porque 80 computadores não custam tão caro quanto as máquinas normalmente utilizadas para esse trabalho”, conta o responsável pela área de estudos geofísicos e geológicos da Petrobras, João Claudio Conceição. O segredo está no algorítimo de processamento paralelo: todas as funções matemáticas que precisam ser resolvidas são distribuídas paralelamente para cada um dos micros da rede – denominados “nós” – que recebem a tarefa, realizam a operação matemática, e devolvem a informação para um computador central registrar. Isso diminui exponencialmente o tempo gasto com o processamento. “Tarefas que levariam mais de oito dias são realizadas em uma hora. É uma diminuição substancial”, avalia João Claudio. Caso algum dos 80 nós “travar”, ela é automaticamente desativada, e as tarefas a ela atribuídas são distribuídas pelas outras máquinas. As memórias utilizadas no cluster são do tipo Error Correction Code – ECC que fazem correção de erro automaticamente. A construção desse hardware permite que a Petrobras utilize novas tecnologias de processamento de dados geofísicos e geológicos, como a PSDM, WCDP e a Filtragem Prony. “A companhia domina uma série de rotinas de processamento e interpretação de dados. A missão do Cenpes é buscar novas tecnologias, desenvolver e disponibilizar para a área de Exploração e Produção”, explica Breno Wolff, gerente geral de P&D de Exploração da Petrobras. Da equipe gerenciada por Breno, 40 pessoas – sendo 31 técnicos – cerca de oito geofísicos estão dedicados à pesquisa de técnicas para processamento de dados sísmicos. Só esse ano, a área de geofísica tem um orçamento de R$ 2 milhões. O valor pode ser considerado quase irrisório quando comparado aos benefícios que pode trazer: uma perfuração errada custa US$ 20 milhões à companhia. Mais sinal e menos ruído João Claudio explica que o estudo sísmico é feito através de emissão e obtenção de uma onda sísmica. “O navio emite uma onda de choque, que atravessa a água, e penetra no subsolo se distribuindo até grandes profundidades. Ao chocar-se com as interfaces entre as várias camadas, parte dessa onda vai sendo refletida, e capturada pelos hidrofones na superfície do mar”. Em terra, o processo não se diferencia muito: dinamites enterradas em perfurações de dois metros emitem essa onda de choque, que são capturadas por geofones instalados na área – com uma perda de produtividade, devido a problemas com topografia e logística. O problema, tanto para a coleta de dados onshore quanto para offshore, é que junto com o sinal, é capturado um ruído – frações das ondas sísmicas dentro destes complexos horizontes. Todo o trabalho se resume a aumentar a chamada relação sinal / ruído – eliminar ao máximo os ruídos e aumentar o ganho dos sinais. A pesquisa realizada no Cenpes está focada na área de processamento – a transformação do dado coletado pelos geofones em uma imagem. “Só atuamos em aquisição e interpretação quando é necessário para dar suporte ao nosso foco”, conta. Uma das técnicas trabalhadas pela equipe é a Migração Pré- Empilhamento – PSDM: antes de empilhar, cerca de 4.800 traços são migrados, para corrigir desvios de posição. “Essa técnica, chamada Pré-Streck Deep Migration, é muito perseguida pela indústria do petróleo. Investimos e desenvolvemos nosso próprio algorítimo, e atualmente estamos aperfeiçoando a técnica de determinação da velocidade, para obter um produto final ainda mais confiável”. Na coleta de dados, o registro do tempo que a onda sísmica demora entre a emissão na fonte, a reflexão em uma determinada camada, e a captura no hidrofone, teoricamente se daria em linha reta. Na prática, acontecem uma série de divergências causadas por heterogeneidades na velocidade das camadas (denominadas anisotropias) bem como devido à estruturas complexas. A impedância acústica (a multiplicação da densidade da camada pela sua velocidade, para a onda sísmica) em cada interface é que vai definir a energia que será refletida e capturada pelos geofones – quanto maior a impedância, maior a reflexão da onda. Ao longo desse caminho, a onda sofre uma série de atrasos e desvios, e o hidrofone acaba não registrando o refletor na sua localização real, daí a necessidade de migrar a informação. “O display que traz as informações coletadas pode apontar uma interface de grande impedância acústica, onde cada traço sísmico dê um sinal forte o suficiente, de forma a conseguir mapear o refletor com facilidade. Quando isso ainda for um dado bruto, as técnicas de migração ajustam a localização do refletor para uma posição real. O processamento faz uma análise de todas as distorções no percurso da onda, e tenta corrigir para uma posição mais correta”. Normalmente essa migração é realizada após o empilhamento dos dados. Cada ponto do subsolo é amostrado pelo menos 2.400 vezes – a função dessa superposição de imagens é acentuar os sinais e anular os ruídos. A técnica da migração pré-empilhamento proporciona uma imagem mais evidente do subsolo. “Isso aumenta exponencialmente o uso do computador. Em compensação, proporciona um resultado muito mais preciso”, conta João Claudio. Com a migração, a escala vertical pode ser dada em profundidade – antes era emitida em tempo. Só que isso pressupõe o conhecimento preciso do campo de velocidade admitida para a rocha e o tempo em que a onda sísmica demorou entre a explosão e a captura no hidrofone. “Um software derivado dessa tecnologia determina o campo de velocidade, o que era um processo crítico para o PSDM. O display convertido para profundidade torna mais exata a interpretação”. Outro programa derivado utiliza abordagens multi-focais, que entram no algoritmo e reduzem o tempo de processamento de uma linha de horas para alguns segundos. “O próximo passo agora é implementar o programa, com todos os seus derivados, para ser utilizado na rotina de processamento da área operacional”. WCDP e Filtragem Prony Paralela ao PSDM foi trabalhado o Wave Common Deep Point – WCDP, uma metodologia que se propõe a imagear sem a premissa da necessidade de um campo de velocidades preciso. Ainda embrionária, a técnica é desenvolvida pelo Cenpes em parceria com a Academia Russa de Ciências. “O WCDP também demanda uma grande capacidade de processamento, mas oferece produtos mais precisos em termos de imageamento”. Alguns testes com o WCDP já acenam boas perspectivas para a técnica. Mas ainda há muito trabalho a ser realizado: ainda não é possível, por exemplo, utilizar a técnica para levantamentos 3D. A Petrobras também vem trabalhando com a Filtragem Prony, um método alternativo para a detecção direta de hidrocarbonetos. “Existem diversas maneiras de tentar avistar uma assinatura da presença de hidrocarbonetos diretamente em um display sísmico. O método mais convencional é o chamado Amplitude Versus Offset – AVO, já utilizado pela Petrobras. A técnica Prony é outra metodologia matemática”. A Filtragem Prony não chega a ser uma novidade, mas não era aplicado devido a sua complexidade matemática – e conseqüente demanda de processamento. Com a disponibilidade do hardware de paralelismo, que permite realizar tarefas em tempo mais curto, a Petrobras começa a fazer os primeiros testes de detecção direta de hidrocarbonetos através da metodologia. “Testamos a técnica em alguns campos, e o resultado foi bastante animador. Recebemos dados sísmicos e mapeamos as ocorrências com altos índices de acerto”. A onda S Apesar de a Petrobras não possuir navios sísmicos, os técnicos do Cenpes também desenvolvem técnicas de aquisição, que são repassadas para as empresas – para que a coleta de dados obedeça a alguns parâmetros. É o caso da sísmica multicomponente, que considera não apenas a onda P (principal), mas também a onda S (cisalhante), que tem uma direção de vibração perpendicular à direção de movimento. Essa onda possui uma velocidade menor do que a onda P, mas um grande potencial para trazer informações. E o agrupamento dessas duas ondas em uma sessão única proporciona uma imagem mais rica. “O intérprete vai enxergar com muito mais clareza as estruturas e facies sedimentares”, conta João Claudio. O problema é que essa onda S só se propaga em meios sólidos – mas não na água. Nos levantamentos offshore, a onda provocada pelo navio até que é divida em P e S quando penetra o subsolo, como se houvesse uma fonte sísmica naquele ponto, mas essa informação não chega aos hidrofones porque a reflexão da onda também precisa atravessar a água durante o caminho de volta. Para aproveitar a onda S, a saída foi implantar hidrofones no fundo do mar – denominados geofones de cabo de fundo. No fundo do mar, os hidrofones funcionam com três bobinas, e são conectados, por cabo, a uma embarcação. Com duas bobinas horizontais, perpendiculares entre si é possível medir a onda S, enquanto a bobina vertical e o hidrofone mede a onda P. “Essa técnica é chamada de 4C: são quatro aquisições de uma vez só”. Para utilizar essa técnica de aquisição de cabo de fundo, os técnicos do Cenpes desenvolveram a metodologia própria de processamento dos componentes. “Participamos de um projeto multicliente no Golfo do México, de onde obtivemos os dados brutos. A partir desses dados foi desenvolvido o algorítimo para processamento, que também precisa ser diferenciado, devido aos quatro sinais”. No Brasil, os primeiros testes foram realizados em campos nas bacias do Rio Grande do Norte e de Sergipe, onde as lâminas d’água eram as mesmas que no Golfo do México. Para lâminas mais profundas, só agora estão prestes a ser feitos os levantamentos experimentais, no Campo de Marlim. “Para o processamento, não importa a profundidade, mas para a empresa que fará o levantamento sísmico, esse é uma variável importante”. Essa técnica de 4C vai de encontro à chamada sísmica 4D – que considera o tempo como componente. A empresa pode instalar seus cabos de fundo em uma área, e prendê-los a uma bóia na superfície, de onde, telemetricamente, poderá enviar os dados. Em determinados períodos, um navio passa pela área, emitindo novas ondas sísmicas. Os dados coletados entre um período e outro podem ser comparados, para acompanhamento da evolução do desenvolvimento do campo. “A sísmica 4C e a sísmica 4D estão interligadas. Caso a definição da imagem seja suficiente, é possível observar como está a drenagem do óleo e o deslocamento da água no reservatório, para orientar melhor no gerenciamento do desenvolvimento do campo”, conta João Claudio. No mundo inteiro, apenas algumas entidades, com as quais a Petrobras procura formar intercâmbios, trabalham com esses projetos. “São tecnologias de vanguarda, que o Cenpes tem por obrigação buscar e desenvolver em escala comercial, para uso da empresa”, finaliza Breno. |
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Edição 242 - Outubro / 2002
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