As recentes descobertas de óleo leve e gás anunciadas pela Petrobras não ocorreram por acaso – aliás nada no mundo do petróleo ocorre por acaso. Mas, nesse caso em especial, muito esforço foi despendido pelos exploracionistas da Petrobras, alguns deles vinculados ao Programa Tecnológico em Fronteiras Exploratórias – Profex.

“No passado recente foram descobertas grandes reservas de óleo pesado. Algumas localizadas em águas profundas, onde os desafios de produção são maiores do que aqueles das reservas localizadas em águas rasas ou em terra. Então a Petrobras, através do Programa, passou a desenvolver tecnologias para entender a degradação do óleo”, conta o coordenador do Profex, Ciro Appi.

Um dos principais desafios do óleo pesado encontra-se ainda na fase de produção: primeiro porque não se consegue extrair do reservatório o mesmo percentual de óleo quando comparamos com os campos de óleo leve. E depois porque se gasta muito mais energia para transportar óleo viscoso até as plataformas.

O primeiro passo foi estudar a degradação do óleo – e quais as variáveis ligadas ao comportamento geológico da área. E a partir daí tentar evitar as áreas onde esse comportamento pode estar presente.
Uma das linhas de pesquisa nessa área será entender melhor o processo de biodegradação por bactérias presentes nos reservatórios. Algumas espécies desses microorganismos chamam a atenção dos pesquisadores porque vivem em condições inóspitas e se alimentam dos compostos mais leves do petróleo – e não de oxigênio, como a maioria dos seres vivos.

Um trabalho conjunto envolvendo a UFRJ, UFRN, Fiocruz e pesquisadores das áreas de biotecnologia e geoquímica do Cenpes, quer identificar os fragmentos de DNA das bactérias responsáveis pela degradação do petróleo. “Tentando isolá-las para estudar o seu DNA e entender sua função”, conta o coordenador do Profex.

Batizado por Genopetro, o trabalho está na fase de leitura do código genético de alguns microorganismos já isolados. Na seqüência, os pesquisadores tentarão reproduzir as bactérias e colocá-las em contato com o óleo para identificar quais são responsáveis pela biodegradação. Os primeiros resultados dessa fase são esperados para o final deste ano.

A segunda parte desse projeto, no entanto, está condicionada a esses primeiros resultados. Se os pesquisadores conseguirem isolar um tipo de organismo que se alimente com a “parte boa” do petróleo, o trabalho será tentar reverter essa função – e então aumentar os índices de recuperação desses reservatórios.

Carteira de projetos

Esse, no entanto, não é o único projeto desenvolvido no âmbito do Profex: uma carteira de seis grandes projetos estuda desde a predição de ocorrência e qualidade de reservatórios até sísmica 4C – tudo para dar suporte ao processo exploratório da companhia.

Criado em 1996, o Profex já acumula algumas conquistas desde então – com destaque para os projetos de predição da acumulação de hidrocarbonetos em corpos turbidíticos, e de reexploração de áreas produtoras. “A Petrobras trabalha com o que existe de mais moderno em exploração – existem até tecnologias que as outras companhias não estão desenvolvendo”, conta Ciro Appi.

Nos últimos dois anos, foram investidos R$ 9 milhões no desenvolvimento de tecnologias e know how – valor que poderá ser maior a partir deste ano, quando a carteira deverá ser ampliada. Os ganhos, no entanto, nem sempre são facilmente mensuráveis. “Se for considerar o que a metodologia desenvolvida acrescenta a uma descoberta, os ganhos são múltiplos”, comenta o coordenador do Profex.

Outro ganho, mais indireto, é a interação com a comunidade acadêmica – com a criação de redes reunindo universidades e centros de pesquisas.

Predição de ocorrência e qualidade

Dos projetos em andamento, um deles tem foco na construção de um modelo geológico voltado para a predição da ocorrência e da distribuição de reservatórios de boa qualidade.

Tentar predizer a ocorrência e a qualidade de reservatórios não é um assunto novo. A evolução está na utilização de ferramentas de predição.

Para isso, os pesquisadores recorrem a técnicas sofisticadas, como geocronologia e traço de fissão – o material coletado da rocha é submetido a uma irradiação que mostrará os traços que informam os esforços e temperaturas a que essa rocha foi submetida.

Atualmente os pesquisadores vêm estudando a ocorrência e a qualidade na margem equatorial do Brasil – um grande desafio para a Petrobras, por representar uma imensa área onde até agora os resultados apresentados são modestos em comparação com os da margem leste.

Em função desse trabalho, está sendo criada uma rede de estudos geodinâmicos entre várias universidades brasileiras, que receberão equipamentos de datações geocronológicas.

O laboratório mais sofisticado será montado na Universidade de São Paulo – onde será instalada uma micros-sonda iônica de alta resolução. Inédita no Brasil, esse equipamento conhecido como Shrimp irá ler a parte sólida.

Outros três laboratórios serão montados com espectrômetros de massa com plasma induzido e laser ablation – ICP-MS, na Universidade de Brasília, e nas Universidades Federais do Rio Grande do Sul e do Pará, para ler a parte líquida e gasosa.

Na UFRGS, está sendo construído um tanque simulador de fluxos gravitacionais de Alta Densidade, para simular as condições de formação dos depósitos turbidíticos. Um primeiro protótipo desse tanque simulador foi construído na Universidade há dois anos.

Até mesmo a atividade de perfuração tem sido tema do Profex. Porque a Petrobras já perdeu poços em águas profundas ao atravessar grandes espessuras de sal, onde o fluído de perfuração hidratou a rocha, que migrou, comprimindo o revestimento de aço e fechando o poço. “Foi montado no Instituto de Pesquisas Tecnológicas – IPT um laboratório onde as propriedades da rocha salina são usadas para simular a perfuração em grandes espessuras de sal. Resultados desse projeto foram de premiação em avaliação de projetos tecnológicos no Estado de São Paulo”.

Estudo sobre pressões também é um tema fundamental para a exploração, não só para predizer problemas de perfuração e acidentes – como kick de gás e blow out de óleo – mas também para descobrir as rotas de migração do óleo.

Modelagem de bacias

Um outro tema desenvolvido pelos pesquisadores ligados ao Profex é a modelagem de bacias – técnica que utiliza sofisticadas ferramentas de software e hardware para reproduzir os processos de formação, preenchimento e deformação a que foi submetida uma bacia sedimentar ao longo do tempo geológico.

O objetivo, nesse caso, é desenvolver tecnologias para a reconstituição do comportamento de uma bacia sedimentar ao longo do tempo geológico (como se deu a geração e em qual momento ocorreu a migração, quais foram as rotas seguidas e onde estão as armadilhas que aprisionaram o óleo), remodelando todo o passado de uma bacia sedimentar, para descobrir exatamente onde poderiam estar as acumulações.

Um projeto em parceria com a IBM desenvolveu um software que permitiu criar uma malha de densidade infinita de pontos, onde são reconstruídos todos os detalhes da morfologia – com os hardwares disponíveis até então, as malhas eram abertas demais para reproduzir esses detalhes. “Uma bacia tem uma grande densidade de falhamentos. Se você fizer uma malha muito aberta, não consegue traduzir a geometria correta dessas falhas”.

Para tal foi desenvolvido um cluster com 72 CPUs, que agora está sendo ampliado.

A própria evolução da sísmica 3D e o desenvolvimento de salas de visualização – e mais recentemente de imersão – permitiu avanços na modelagem. Por falar em imersão, o Cenpes terá uma sala própria, que permitirá aos engenheiros e pesquisadores “caminharem” dentro da imagem.

Sísmica 4C e 4D

A carteira se estende a projetos que tratam de imageamento de sub-superfície – desde a aquisição até o processamento de dados geofísicos.

Um exemplo nessa área são as tecnologias relacionadas à sísmica multicomponente – aí desenvolvidas em conjunto com outro programa do Cenpes, o Programa de Recuperação Avançada de Petróleo – Pravap.

A sísmica 4C consiste na obtenção de informações não apenas da onda principal (P), mas também a onda cisalhante (S). Essa onda S é o quarto componente da sísmica 4C. Mas como essa onda não se propaga em meio a água, numa aquisição sísmica offshore é necessário implantar hidrofones no fundo do mar ligados à embarcação. A combinação dessas informações permite aos pesquisadores saber não só o tipo de rocha, mas também sua porosidade.

Já a sísmica 4D consiste em levantamentos simultâneos em uma determinada área, para monitorar a evolução da recuperação. “Fazendo levantamentos várias vezes ao longo do tempo, observamos a migração do óleo”.

O primeiro levantamento sísmico 4D no Brasil está previsto para ser realizado no segundo semestre deste ano, nos campos de Marlim e Voador, abrangendo uma área total de 580 km².

Adquirir sísmica 4D, aliás, não é problema: já existem tecnologias disponíveis comercialmente – a própria Petrobras participou de um projeto multicliente, que reuniu 15 empresas na primeira aquisição 4C, há cerca de cinco anos. O que ainda encarece esse tipo de aquisição é a profundidade da lâmina d’água.

Mas o grande desafio é processar a quantidade de informações – para isso, a Petrobras precisa recorrer ao cluster desenvolvido pela Área Tecnológica de Geologia e Geofísica do Cenpes, que permite o processamento de uma enorme quantidade de dados com grande rapidez.

Além do hardware o sucesso está no desenvolvimento do algoritmo de processamento paralelo: todas as funções matemáticas que precisam ser resolvidas são distribuídas paralelamente para cada um dos micros da rede – que funcionam como “nós” desse cluster – que recebem a tarefa, realizam a operação matemática, e devolvem a informação para um computador central. Isso diminui exponencialmente o tempo gasto em processamento – tarefas que levariam mais de oito dias são realizadas em 1 hora.

A construção desse hardware permite que a Petrobras utilize varias novas tecnologias de processamento de dados sísmicos, como a Post stack depth Migration – PSDM e Wave Common Deep Point – WCDP. A primeira delas – a Migração Pré-Empilhamento – consiste em migrar cerca de 4.800 traços antes de empilhá-los, corrigir desvios de posição.

Já a WCDP imagea o subsolo 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. Alguns testes com o WCDP já acenam com boas perspectivas para a técnica.