Vasculhar a olho um reservatório no fundo da terra em busca de hidrocarbonetos, acompanhar em tempo real o avanço da broca poço adentro debaixo do oceano e o passo a passo da produção num campo remoto tornaram se procedimentos de rotina para os profissionais de Exploração e Produção da Petrobras. A realidade virtual ” face mais visível das modernas tecnologias de informação e de computação gráfica aplicadas às operações em mar e terra ” está otimizando o conhecimento e a experiência de engenheiros, geólogos e geofísicos da área de E&P. O saldo final é mais eficiência, segurança e resultados, vitais para a meta da companhia de dobrar a produção de óleo e gás natural na próxima década.
O Centro de Realidade Virtual (CRV) da área de E&P, no edifício–sede da Petrobras, Centro do Rio de Janeiro, é a grande referência das inovações que permitem “ver” de perto o que sequer pode ser visto no mundo real, como novos prospectos exploratórios, reservatórios de campos descobertos, poços, linhas de produção com o petróleo e o gás subindo às plataformas. “Quantificar essa contribuição tecnológica não é fácil, mas, nos últimos anos, estamos tendo aumento considerável da produção e do fator de recuperação dos nossos campos, com impacto na acumulação de reservas. Sem essas tecnologias, provavelmente não teríamos tantas descobertas”, afirma o gerente-geral de Reservas e Reservatórios da Engenharia de Produção (ENGP), Carlos Eugênio Melro Silva da Ressurreição.
No CRV e nas muitas outras salas colaborativas de visualização, simulação e monitoramento em tempo real espalhadas pelas unidades de negócio (UNs) da companhia, o compartilhamento de imagens e gráficos entre muitos profissionais está fortalecendo cultura operacional da cooperação. “A ideia é que, nas plataformas, decisões no dia a dia, como fechar um poço, ou abrir uma zona de produção, não sejam mais tomadas de forma isolada”, diz o gerente-geral de Tecnologia de Processos e Produção da ENGP, Tuerte Amaral Rolim. “Num ambiente colaborativo, as decisões ficam mais robustas e agregam mais valor aos processos”.
A contribuição dos recursos de realidade virtual para as atividades da Petrobras começa nas salas colaborativas de visualização 3D. No CRV e em ambientes semelhantes das Ns, geólogos, geofísicos e engenheiros se valem de modelos eletrônicos de simulação para analisar e interpretar dados adquiridos no levantamento e no processamento sísmico dos blocos exploratórios no mar e em terra. Os modelos, desenvolvidos em computador com o uso de operações matemáticas, proporcionam a visão das várias camadas ecológicas do campo, como se estivessem sendo vistos em cortes verticais, visão tridimensional (3D), do subsolo do continente ou do fundo do oceano.
O uso dos recursos 3D não se restringe à fase de exploração, quando os geofísicos e geólogos estudam de maneira exaustiva o potencial petrolífero das bacias sedimentares e dos blocos exploratórios, definindo os prospectos com possibilidade de apresentar indícios geológicos de reservatórios de óleo e gás natural. Além de reduzir o tempo entre a aquisição e o processamento de dados sísmicos e a perfuração de poços exploratórios, a integração interdisciplinar nas salas de visualização permite mais precisão e rapidez no desenvolvimento da produção. Também graças à simulação dos fluxos de óleo, gás e água nos reservatórios, os engenheiros de reservatórios podem rever o comportamento do campo de petróleo ao longo da sua vida. Munidos de óculos especiais ou, nas novas salas 3D, a olho nu, é como se geólogos, geofísicos e engenheiros estivessem dentro do campo de petróleo.
A importância da visão tridimensional nas salas colaborativas é destacada pelo gerente-geral de Reservas e Reservatórios. “Sem isso, poderíamos não estar ‘enxergando’ alguns aspectos dos reservatórios, tendo mais riscos e gastando mais. Quando se ‘enxerga’ menos, é preciso perfurar mais poços”, observa. Carlos Eugênio faz uma analogia entre os recursos 3D e a nova geração de televisores: “Numa tela LCD full HD, veem-se coisas que não vemos numa TV convencional”. Às salas 3D da área de E&P somam se a do Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello (CENPES) a sala da Unidade de Negócio da Bacia de Campos (UN-BC).
A atividade colaborativa nas salas de visualização reforça a sinergia entre os vários especialistas. Depois de desenvolverem, em duas dimensões, interpretações dos dados geológicos e sísmicos em seus computadores, geólogos e geofísicos põem à prova, em 3D, as suas conclusões. Em muitos casos, o conhecimento e a experiência de colegas de profissão e de engenheiros de reservatório e poço levam ao aprimoramento dos modelos geológicos. Isso aumenta o grau de certeza sobre a ocorrência de óleo e gás ou sobre a melhor localização e a oportunidade de perfuração de poços de exploração, produção e injeção. Desde a segunda metade dos anos 1990, todos os campos descobertos pela Petrobras tiveram seus modelos geológicos visualizados em 3D, inclusive os do pré sal ” entre eles, Tupi, na Bacia de Santos, e, no litoral capixaba, a zona de produção de Jubarte abaixo da camada de sal.
“A simulação 3D nos fez perceber melhor os modelos desses reservatórios”, assinala Carlos Eugênio. Para a exploração e o acompanhamento da produção no pré sal, a Petrobras faz simulações em equipamentos de última geração desde março. Num potente computador IBM 595″Power 6, com 64 processadores, 5 GHZ de potência e 512 GB de memória, especialistas da ENGP monitoram passo a passo o fluxo do reservatório do projeto piloto de Tupi, ativado em 1º de maio. Os dados e simulações vão permitir aos geólogos, geofísicos e engenheiros estabelecer a curva de produção e o modelo de explotação do campo, que inclui itens como o número adequado de poços, a plataforma mais indicada e os volumes de água a serem injetados para manter a pressão nos reservatórios.
Um recurso tecnológico complementar ao CRV é a sala de sísmica 4D, onde a superposição de dados sísmicos adquiridos e processados em épocas diferentes agrega uma nova dimensão (tempo) às outras três (altura, largura e profundidade). Os retratos (imagens sísmicas) do mesmo reservatório em momentos diferentes permitem aos especialistas comparar dados sobre evolução do fluxo de óleo e gás a fim de subsidiar a tomada de decisões, como a abertura ou o fechamento de poços, a perfuração de novos poços em áreas com óleo nos reservatórios ainda não drenados, com consequente aumento do fator de recuperação dos campos. Um dos campos estudados com a sísmica 4D foi Marlim, um dos gigantes da Bacia de Campos: com a perfuração de poços de adensamento de malha de drenagem, a Petrobras obteve significativo aumento no fator de recuperação do campo.
O ambiente tridimensional também tem sido de grande valia para o planejamento de ações destinadas a reduzir o declínio da produção nos campos maduros incluídos no Programa de Revitalização de Campos com Alto Grau de Explotação (Recage70). Suporte em tempo real Outro ambiente colaborativo da área de E&P são os Centros de Suporte à Decisão (CSDs), que, da perfuração à avaliação final, proporcionaram um salto de qualidade na construção de poços. Desde agosto de 2006, quando o primeiro centro foi criado na UN-Rio, que responde por parte da Bacia de Campos, os engenheiros de poços, geólogos e outros profissionais passaram a dispor de recursos tecnológicos de ponta para acompanhar em tempo real o serviço das sondas. Outros três estão em funcionamento: na Bacia de Campos, na de Santos e no edifício-sede. Mais nove serão ativados até 2010.
As salas de colaboração do CSD reúnem lado a lado, nas telas, imagens do projeto do poço e, palmo a palmo, da perfuração. Os aplicativos de informática permitem a visualização, em gráficos e curvas, de uma série de informações remetidas pela sonda da localização exata da broca à sua rotação, da angulação do poço à direção percorrida, das condições de pressão e temperatura ao grau de resistência do terreno. As imagens também exibem dados relacionados a ocorrências na superfície, como vazão de fluidos, pressão de circulação e peso da coluna metálica descida no poço. Diante das telas, podendo recorrer a videoconferências com especialistas em locais remotos, profissionais de diferentes especialidades, principalmente nas áreas de engenharia de poços e geologia, apoiam a tomada de decisões frente a imprevistos relacionados ao projeto.
“Na hora do problema, CSD coloca no meio do oceano, na boca do poço, a inteligência de pessoas experientes que estão distantes da operação. Isso é um grande ganho”, afirma o gerente-geral de Engenharia de Poços, Bráulio Luís Bastos, destacando a alta produtividade das reuniões. Com os centros e outras iniciativas da companhia, o tempo perdido na perfuração de poços caiu 5% nos últimos anos. Os especialistas se reúnem sempre que o alarme sobre imprevistos é dado por um dos engenheiros ou geólogos de suporte técnico do CSD. Instalados num ambiente contíguo, separado por vidro da sala colaborativa, esses profissionais acompanham de forma permanente a construção dos poços de sua unidade de negócio. Se algum procedimento sai do padrão prescrito no projeto, entra em cena o conhecimento dos técnicos e especialistas mais experientes, envolvendo várias áreas além de engenharia de poços e geologia, como as de reservatório, geofísica e engenharia submarina. “A ideia é ter sempre discussão multidisciplinar”, sublinha Bráulio.
Os CSDs estão abrindo para especialistas localizados em qualquer ponto remoto a possibilidade de contribuírem, em tempo real, com soluções requeridas durante a construção dos poços. “Podemos fazer uma reunião virtual envolvendo a sonda, a sala colaborativa da unidade de negócio, a ENGP, o CENPES e até profissionais de alguma companhia contratada, por videoconferência e por conexão de dados”, explica o gerente- geral de Engenharia de Poços. A abertura de videoconferências simultâneas permite, também, que outros técnicos possam participar das reuniões por meio de seus computadores nas mesas de trabalho. Com mais de 35 sondas em operação no país, a Petrobras dispõe de recursos para o monitoramento simultâneo de até cinco perfurações em cada um dos quatro CSDs hoje em atividade. Graças ao acompanhamento em tempo real, a solução de problemas vem ganhando rapidez nos casos relacionados a controle de pressão, perda de fluidos e navegação direcional (direcionamento da broca no reservatório).
Um dos próximos passos no programa dos CSDs é intensificar o seu uso na fase de complementação dos poços, quando são instalados a coluna de produção e os conjuntos de válvulas de superfície (árvores de natal), concluindo os três a quatro meses de trabalho requeridos para perfuração e complementação do poço. Entre os ganhos do acompanhamento em tempo real está o aumento da segurança na perfuração de poços de alta pressão e alta temperatura. Um exemplo ocorreu no Campo de Mexilhão, na Bacia de Santos, no começo do ano, graças ao monitoramento dos dados remetidos pela sonda durante a perfuração do poço MXL-12, com 6.100 metros, em lâmina d’água de 470 metros. O acompanhamento da pressão durante as operações mostrou valores reais abaixo dos previstos, permitindo ajustes na operação com redução de riscos de prisão da coluna ou de perda de fluidos, com consequente aumento de segurança e eficiência.
Bráulio Luís Bastos observa que, embora reais, os resultados potenciais proporcionados pelos CSDs por enquanto são intangíveis. “Ainda é difícil medir o ganho potencial, mas não há dúvida de que, no futuro, todos os poços vão ser acompanhados em tempo real. É para onde vamos”, aponta. Na estratégia de crescimento da companhia, os centros cumprem também o papel de transmissores de conhecimento, proporcionando aos novos empregados o apoio virtual dos mais experientes. “Os CSDs são fundamentais para garantir esse acesso às pessoas que estão chegando para trabalhar nas sondas de perfuração e complementação”, afirma o gerente- geral de Engenharia de Poços. Integração de processos Do monitoramento dos reservatórios entrega do óleo e do gás às áreas de Abastecimento e Gás e Energia, todas as operações produtivas de seis campos da Petrobras estão nas telas do programa de Gerenciamento Digital Integrado (GeDIg). Com aplicativos gráficos alimentados com informações em tempo real, o programa conta com 14 salas em sedes regionais, plataformas e outras áreas operacionais dos ativos de Carapeba- Marlim e Barracuda-Caratinga, na Bacia de Campos, e nos campos terrestres de Fazenda Alegre, no Espírito Santo, Fazenda Bálsamo, na Bahia, Carmópolis, em Sergipe, e Alto do Rodrigues, no Rio Grande do Norte.
O ambiente colaborativo de cada unidade do GeDIg exibe, em gráficos, dados sobre a elevação do óleo e do gás, o escoamento até a planta de processamento, a separação e a medição dos fluidos e a entrega da produção. O monitoramento diário nas salas a “missa”, como a rotina foi batizada ” permite aos engenheiros avaliar o desempenho dos processos de produção e detectar oportunidades de melhoria. “O programa veio para analisar os nossos processos, integrá-los cada vez mais e ajustá-los ao melhor uso das ferramentas de tecnologia implantadas pela companhia”, ressalta o gerente- geral de Tecnologia de Processos e Produção, Tuerte Amaral Rolim. A meta da Petrobras é, em pouco tempo, dotar de unidades do GeDIg todos os seus campos, conectando pelo sistema as plataformas às salas centrais dos ativos, em terra. As atuais seis unidades, instaladas desde janeiro de 2006, com investimento de US$ 50 milhões, superaram a fase de implantação de projetos piloto em dezembro de 2008, obtendo resultados que estão em fase de avaliação. “Já vimos que há ganhos de produção, eficiência e otimização de custos, além da tendência de aumento do fator de recuperação”, afirma Tuerte, referindo-se à fração de óleo e gás passível de ser retirada dos reservatórios. As seis unidades já fazem parte da rotina de gerenciamento dos campos.
Nos ambientes colaborativos, os gerentes de ativos se reúnem com suas equipes diante das telas, usando recursos de videoconferência, para avaliar a produção e debater os resultados da véspera, cotejando metas e volumes produzidos, detectando desvios e planejando ações corretivas. Tudo o que um operador de produção vê na tela de seu equipamento aparece na sala do GeDig, que também mostra as informações reunidas na sala de controle da plataforma, como a temperatura e a pressão no fundo e na cabeça dos poços e a produção de cada um deles. A primeira unidade do GeDIg a entrar em operação, em dezembro de 2006, foi a de Carapeba-Marlim. A outra unidade instalada na Bacia de Campos, em Barracuda-Caratinga, foi ativada em novembro de 2007. “Nesses ativos, as perdas de produção foram diminuídas de forma considerável, graças à estabilização dos processos”, afiança Tuerte. Parte dessa redução foi obtida com o aumento do grau de certeza e da rapidez na tomada de decisões a respeito de problemas como a formação de hidratos nas linhas de dutos entre os poços e as plataformas, em função das características do petróleo e do gás, da baixa temperatura no fundo do mar e das distâncias envolvidas. As atividades nos GeDIgs dispõem do suporte técnico da Gerência Geral de Processos de Produção, no edifício- sede da Petrobras. “Enquanto as unidades de negócio trabalham para cumprir suas metas, somos os apoiadores e auditores da produção. Olhamos cada um e zelamos pelo todo”, diz Rolim.
Fonte:
http://www.revistapetrobras.com.br/revistapetrobras/files/pdfs/Materia%20de%20Capa.pdf
acesso em outubro de 2009
