Rio de Janeiro - O sistema Octopus (Otimização Conjunta da Trajetória e Localização de Poços Utilizando Simulação de Reservatórios), desenvolvido pelo Laboratório de Inteligência Computacional Aplicada (ICA) da Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-Rio) para a Petrobras, vai agregar aperfeiçoamentos, para utilização nas descobertas de petróleo na camada pré-sal.

A tecnologia já é usada pelo Centro de Estudos e Pesquisas da estatal (Cenpes) para a identificação precisa do local de perfuração de poços de petróleo. E pode ser muito útil para o pré-sal, segundo o coordenador do ICA, Marco Aurélio C. Pacheco.

A nova versão do sistema usa o método denominado ‘proxy’ (aproximador). Trata-se de  um programa que imita os simuladores de reservatórios. O ‘proxy’ dará à Petrobrás condições de obter respostas nos simuladores dos reservatórios com maior velocidade. O tempo de resposta  para os estudos dos especialistas da Petrobrás passará de uma hora para cerca de um segundo.

“Isso oferece eficiência, que é o  que a Petrobrás precisa para poder em 2010 declarar a comercialidade dos poços do pré-sal. Ela tem pressa de avaliar, de colocar em produção. E todos os estudos que são feitos precisam ser feitos no menor tempo possível”, afirmou Pacheco. Além disso,  a plataforma tecnológica que está em desenvolvimento  no ICA  vai implicar na redução de custos para a estatal.

O laboratório da PUC-Rio  está desenvolvendo uma plataforma de apoio à decisão, com vários módulos ou ‘softwares’ (programas de computador), onde se destaca o Octopus, que auxiliam os técnicos da Petrobrás no processo de exploração e produção de reservatórios. “É um otimizador da localização dos poços”, acrescenta o coordenador do ICA.

O Octopus mostra onde devem ser feitas as perfurações. O sistema indica também se o poço deve ser injetor ou produtor, além das dimensões que ele deverá possuir, para extrair a maior quantidade de óleo dentro do período de exploração. “Ou seja, faz o projeto completo, sempre com a interferência  do especialista.  Apenas facilita o trabalho dele. Confirma as suas expectativas ou ajuda a alterar as suas propostas de exploração”., diz Pacheco.

Outro ponto que o ICA  desenvolve  para a Petrobrás se refere ao conceito de campos inteligentes ou gerenciamento digital. Essa tecnologia moderna e em processo de desenvolvimento envolve  sensores de vários tipos  que transmitem informações sobre o que está acontecendo na plataforma, no poço e no seu entorno em termos de temperatura,  pressão, viscosidade, entre outros dados. “São métodos inteligentes  de programação que oferecem a possibilidade de atuar sobre o campo”., garante o especialista.

Isso significa que  o campo pode ser controlado quase em tempo real, “abrindo e fechando válvulas, deixando o óleo passar ou não, em busca de maior eficiência na produção”, detalha o especialista. O técnico da Petrobrás revela que a otimização da produção  é feita em nível global, planejando a operação de todos os poços produtores  e reservatórios e também dos injetores.

Os aperfeiçoamentos deverão ser  incorporados ao Octopus ao longo dos próximos 24 meses, de acordo com Marco Aurélio Pacheco. O ICA está investigando também um fator importante para os campos de petróleo nas camadas pré-sal, que é  a injeção do gás produzido no campo.

Marco Aurélio Pacheco  diz ainda que a tendência é  aproveitar o gás que é expelido junto com o petróleo, porque os reservatórios do pré-sal se encontram muito distantes, a cerca de 200 quilômetros da costa,  o que torna mais complexo, e até inviável em termos de gasoduto,  o transporte do gás extraído. “Então"- segundo ele -"a tendência é re-injetar o gás. Ele não se perde, ele produz pressão no óleo e, eventualmente, pode ser extraído de novo. Essa é uma  das características peculiares que o sistema pretende incorporar para a parte do pré-sal”.