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| No limiar das novas tecnologias |
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| Petrobras adota inovações tecnológicas em sísmica para melhor resolução dos reservatórios de petróleo nas bacias marítimas. |
| Sísmica 4D, OBC, 3D VSP e uma série de outras metodologias
para aquisição e processamento já são
utilizadas pela Petrobras – uma forma que a companhia encontrou
para aumentar a confiabilidade dos dados que serão utilizados
nas atividades de exploração e de caracterização
de reservatórios. Metodologias essas que estão trazendo
bons resultados às companhias que operam no Mar do Norte e
no Golfo do México e que agora podem proporcionar à
Petrobras informações adicionais e necessárias
que a sísmica tradicional não permitiria. “O histórico mostra que a Petrobras é uma companhia que tradicionalmente optou pela utilização das melhores tecnologias, tanto de aquisição quanto de processamento. Até porque isso é um meio de otimizar os custos: o dinheiro investido em aquisição de dados de melhor qualidade e em tecnologia de processamento diminui os riscos da exploração”, explica o gerente de Suporte Técnico da Área de E&P, Celso Martins. Tome como exemplo a delimitação exploratória da descoberta do Campo de Roncador: com um levantamento sísmico 3D, a companhia perfurou cerca de oito poços para conhecer os reservatórios do Campo e avaliar o volume de hidrocarbonetos da descoberta. Caso não utilizasse a sísmica 3D, seriam necessários, no mínimo, o dobro de perfurações – os investimentos, nesta fase do projeto, foram extremamente otimizados. O primeiro desafio é adquirir informações com maior confiabilidade – ou que supere alguma restrição operacional. Caso da tecnologia de Ocean Bottom Cable – OBC – ou sísmica com cabo de fundo: os sensores, em vez de serem rebocados próximos à superfície do mar por navios, como ocorre em levantamentos sísmicos convencionais, são dispostos no assoalho oceânico. Dessa forma é possível captar, além da onda P (Principal), a onda S (Cisalhante), o que significa um imageamento mais rico em informações. Só que um levantamento OBC chega a custar dez vezes mais do que uma aquisição convencional. “O principal objetivo é ter uma informação com maior confiabilidade. Em algumas áreas a companhia paga por esse tipo de levantamento porque os métodos tradicionais não trariam uma resposta satisfatória”, explica Celso. A sísmica 4D – que considera o tempo entre os levantamentos como mais uma variável – vem ganhando espaço na indústria do petróleo, como forma de monitoramento dos reservatórios. Isso porque, como admitem os especialistas, em alguns casos grande quantidade de óleo existente no subsolo pode ser produzida sem que a modelagem do reservatório inicialmente possa prever. Com diversos levantamentos 3D na mesma área, realizados em determinados intervalos, as informações podem ser comparadas para acompanhamento da evolução da produção do reservatório. “São realizadas imagens, utilizando dados de diferentes aquisições, para ver o comportamento do campo, identificando zonas com hidrocarbonetos residuais”, explica consultor técnico Marcos Antonio Gallotti. Processamento O dado que chega à sala de visualização para ser interpretado hoje em dia era impossível de ser considerado, de maneira realista, dez anos atrás. Não por falta de capacitação humana, mas por limitações em hardware e software de processamento. “A densidade de informação que manipulamos atualmente e que podemos extrair, era impossível de ser obtida algum tempo atrás, porque não tínhamos capacidade de computadores nem de algoritmos para manusear grande volume de dados, com tamanho grau de complexidade”, explicam os consultores técnicos da área de exploração. Hoje já é possível trabalhar com técnicas como a migração pré-empilhamento – tanto em tempo (PSTM) quanto em profundidade (PSDM) – e algoritmos avançados de filtragem e de inversão como estágios do fluxograma convencional de processamento. No primeiro caso, os traços são migrados antes de empilhar – ao contrário do que acontecia num processamento convencional – como uma forma de corrigir desvios de posição registrados na aquisição, quando acontece uma série de distorções causadas pelas heterogeneidades nas camadas rochosas. O processamento faz uma análise de todas as divergências no percurso da onda e tenta corrigir para uma posição mais correta – entretanto, isso aumenta exponencialmente o uso da capacidade computacional. “Conforme os equipamentos vão proporcionando maior fidelidade e os computadores tendo maior capacidade para processar os dados, podendo adensar a resolução, menores contrastes nos parâmetros físicos das rochas vão ser mais perceptíveis”, ressalta Gallotti. |
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