O trabalho conjunto de pesquisadores do Instituto de Física de São Carlos (IFSC) da USP e do Centro de Pesquisas Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes), da Petrobras, deu origem a uma técnica computacional que auxiliará na avaliação da produtividade de poços de petróleo. A pesquisa do Laboratório de Espectroscopia de Alta Resolução por RMN (Lear) do IFSC utilizou conceitos de física computacional para simular o comportamento de fluidos presentes em reservatórios subterrâneos de petróleo (por exemplo, pré-sal), a partir de dados adquiridos por Ressonância Magnética Nuclear (RMN) e Microtomografia Tridimensional por Raios-X (microCT). O estudo resultou em uma ferramenta computacional que integra dados de RMN e microCT e permite analisar as jazidas de petróleo no computador, sem necessidade de reproduzir em laboratório as altas temperaturas e pressões do reservatório.
O projeto foi desenvolvido por Éverton Lucas de Oliveira, dentro do Programa de Doutorado Acadêmico-Industrial do IFSC, apoiado pelo Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq). Os reservatórios de petróleo, como os do pré-sal, são constituídos de rochas porosas, com poros e canais microscópicos. “As superfícies dos poros apresentam grande complexidade geo-físico-química, com as quais o petróleo, água do mar e gás liquefeito interagem, e que afetam drasticamente as medidas de RMN”, afirma o professor Tito José Bonagamba, que orientou a pesquisa de doutorado. “As condições para as medidas das características geo-físico-químicas das rochas em condição de reservatório são severas, com grandes profundidades, temperaturas de até 100 graus Celsius e pressões de 10.000 libras por polegada quadrada, muito superiores, por exemplo, à pressão do pneu de um carro, que é de 30 libras por polegada quadrada”.
O professor aponta que as principais técnicas empregadas na pesquisa foram a RMN, microCT e física computacional. “A RMN é uma das técnicas mais importantes para perfilagem de poços, sendo de fundamental importância para a estimativa da permeabilidade do reservatório”, aponta. “Por essa razão, a técnica vem sendo empregada e desenvolvida há décadas pelas grandes empresas prestadoras de serviços de petróleo. A RMN foi determinante, por exemplo, para avaliar a produtividade e viabilidade econômica dos reservatórios de petróleo do pré-sal, em seus primeiros momentos de prospecção”.
A microCT é uma técnica semelhante à tomografia por raios-X, empregada na medicina para a geração de imagens tridimensionais detalhadas do corpo humano. “No caso da microCT, as imagens tridimensionais obtidas, chamadas de Rochas Digitais, têm maior resolução, da ordem de micrometros, necessária para a observação dos poros e canais das rochas”, explica Oliveira. “As técnicas de física computacional permitem, além da determinação de vários parâmetros associados às rochas reservatório, tais como porosidade e conectividade entre os poros, simular experimentos de RMN dedicados a perfilagem de poço, com alto grau de complexidade”.
Ferramenta de simulação
De acordo com Oliveira, a ferramenta desenvolvida na pesquisa, diferentemente de outras encontradas na literatura, permite a simulação direta dos sinais obtidos pelas diversas técnicas de RMN empregadas no estudo de rochas reservatório. “Ela reproduz as informações de RMN associadas com a dinâmica das moléculas do fluido imerso nas rochas e fornece dados preciosos para a indústria do petróleo, em especial a relaxatividade superficial magnética, propriedade diretamente relacionada com a interação do fluido com a superfície dos poros e a permeabilidade das rochas reservatório”, destaca. “O método também permite a validação de novas técnicas avançadas de RMN que estão sendo propostas pelo LEAR e outros grupos de pesquisa”.
O desenvolvimento da ferramenta é o primeiro passo para, por meio de simulações em computador, analisar e aprimorar as técnicas empregadas e os dados produzidos em condições de reservatório, ressalta Oliveira. “Isso é importante porque a RMN é empregada durante o processo de perfilagem dos poços de petróleo”, relata, “feita com equipamentos complexos, em condições físicas que em geral são difíceis de serem reproduzidas em laboratório, como altas temperaturas e pressões do reservatório”.
A pesquisa é descrita na tese de doutorado defendida por Oliveira no IFSC em 2 de outubro. O estudo faz parte do programa de Doutorado Acadêmico Industrial do IFSC, criado em 2015, apoiado pelo Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq). “Os projetos devem ser exclusivamente dedicados ao desenvolvimento de temas associados à transformação da ciência e tecnologia, em parceria com empresas do setor industrial com fins lucrativos, conforme os conceitos apresentados pelo CNPq”, diz o professor Bonagamba. “Além disso, a proposta visa atender demandas industriais aliadas à formação e capacitação dos alunos de Pós-Graduação em Física do IFSC”.
O projeto foi desenvolvido em parceria com o Cenpes/Petrobras, através do Gerente Vinícius de França Machado (supervisor do aluno) e Willian Andrighetto Trevizan, que fez doutorado no Lear. O estudo contou adicionalmente com a colaboração de pesquisadores do Instituto de Astronomia, Geofísica e Ciências Atmosféricas (IAG), liderados pelo professor Ricardo Ivan Ferreira da Trindade, e da Escola de Engenharia de São Carlos (EESC) da USP, por meio do professor Carlos Alberto Fortulan.
No IFSC integraram a iniciativa o engenheiro Edson Luiz Géa Vidoto, e o técnico do Lear, Aparecido Donizeti Fernandes de Amorim. Atualmente, Oliveira participa do projeto de desenvolvimento de um equipamento de RMN simulador de ferramenta de perfilagem de poço e de sondas que permitam o estudo de rochas em condições de reservatório no ambiente de laboratório, além de realizar o aprimoramento do simulador computacional desenvolvido durante o doutorado.
Mais informações: e-mail [email protected], com o professor Tito José Bonagamba
