Desde o início da exploração, em 2008, a produção de petróleo do pré-sal na costa brasileira vem crescendo aceleradamente: passou de 0,4% da produção nacional em 2008 para cerca de 30% em 2017, sendo responsável por aproximadamente 1 milhão de barris por dia. Mas, como os reservatórios estão localizados em regiões de alta profundidade – e, consequentemente, de alta pressão e temperatura –, o processo de extração traz grandes desafios para a indústria.

O Grupo de Pesquisa em Termofluidodinâmica Aplicada (GPTA), da Universidade Federal do Ceará, tem estudado o comportamento das fases do petróleo no pré-sal brasileiro para ajudar a encontrar soluções que otimizem seu escoamento em operações de exploração e produção.

Há dois problemas principais que estão no foco da pesquisa do GPTA, desenvolvida em parceria com a Petrobras e a Repsol Sinopec Brasil: a precipitação de asfaltenos e parafinas e a formação de gás carbônico líquido.

Esses problemas podem acontecer em qualquer poço de petróleo, mas, no caso do pré-sal, têm surgido com maior frequência. Isso se dá porque, à medida que o petróleo vai escoando dos poços para a superfície, a temperatura e a pressão vão diminuindo, provocando alterações na composição do óleo e, consequentemente, nas condições de garantia de escoamento.

“Conhecendo o comportamento de fases, conseguimos indicar quais são as condições de produção nos campos, determinando as condições pressão e temperatura em que os problemas podem se tornar relevantes”, explica o Prof. Filipe Feitosa, integrante do GPTA.

Para isso, a equipe tem utilizado um equipamento recentemente adquirido e altamente especializado, chamado de célula PVT, acoplado a um microscópio de alta pressão (HPM) e a um sistema de detecção de sólidos (SDS). A UFC é a única universidade brasileira a possuir esse conjunto de aparelhos com a configuração apresentada.

A célula PVT serve para reproduzir as condições de altíssima pressão e temperatura dos poços de pré-sal, além de possibilitar a análise de amostras bottomhole (óleos vivos), misturas variadas de hidrocarbonetos que podem sofrer grandes modificações ao serem submetidos a diferentes condições de temperatura e pressão.

“Normalmente, as análises PVT requerem equipamentos caros e de alta especificidade tecnológica e considerável tempo analítico. Por isso, há o interesse das empresas petrolíferas em estabelecer parcerias com universidades que detenham capacidade técnica de realizar tais experimentos, bem como desenvolver novas estratégias de produção e exploração”, explica o Prof. Hosiberto de Sant’Ana, coordenador do GPTA.

ADITIVOS

Uma das soluções encontradas pelas empresas para reduzir o aparecimento de problemas relacionados à garantia de escoamento consiste na utilização de aditivos durante as etapas de produção. No entanto, o uso desses aditivos exige mais estudos porque eles podem interagir com outros elementos do petróleo, acabando por provocar novos problemas “Há aditivos que evitam a formação de emulsão, mas podem acarretar precipitação de parafinas e asfaltenos”, exemplifica Hosiberto.

No trabalho de doutorado em Engenharia Química do Prof. Filipe, novos aditivos foram sintetizados na tentativa de abordagem múltipla de problemas de escoamento, mas os resultados obtidos mostraram que há um longo caminho a ser percorrido.

“Esse processo é sinérgico. Têm de ser balanceados o tipo, a concentração e a função do aditivo em cada reservatório específico”, diz o professor. Com a pesquisa atual, a ideia é conhecer o comportamento de fases de petróleos brasileiros do pré-sal, possibilitando a seleção dos melhores aditivos a serem utilizados em diferentes cenários.

SCREENING

Outro estudo sobre o comportamento do petróleo com relação ao acréscimo de aditivos para resolver problemas como a deposição de asfaltenos e parafinas é realizado no Laboratório de Visualização e Modelagem 3D, do Departamento de Engenharia Química da UFC. A ideia aqui também é fazer simulações que possam ajudar no trabalho em campo, mas tudo na tela do computador, tecnologia chamada de screening.

Uma das vantagens está no fator segurança. Na simulação em computador, é possível extrapolar os níveis tanto de temperatura quanto de pressão e mudar concentrações ou adicionar moléculas no intuito de encontrar aquela que melhor atenderá às necessidades da análise experimental.

Além disso, a utilização do meio digital para simulações pode auxiliar fortemente nos fatores tempo e gasto de material do trabalho experimental de laboratório. A possibilidade de fazer muitas simulações ao mesmo tempo em diferentes condições operacionais faz com que as operações realizadas sejam mais direcionadas, como explica o Prof. Pedro Felipe, responsável pela pesquisa no Laboratório de Visualização e Modelagem 3D.

Outro estudo sobre o comportamento do petróleo consiste em fazer simulações que possam ajudar no trabalho em campo, mas tudo na tela do computador, tecnologia chamada de screening
“Posso trazer centenas de condições (na simulação) e depois reduzir esse número. Em vez de enviar essas centenas de testes para serem feitas experiências, posso entregar uma faixa de valores para a concentração, a temperatura e a pressão”, explica o pesquisador, ressaltando que a tecnologia não visa substituir os dados experimentais, mas realizar um trabalho em conjunto.

Mesmo que a simulação por screening forneça muitas possibilidades, ela não pode ser dissociada da validação em laboratório ou em campo. Na interseção entre o trabalho realizado no computador e aquele feito pelo GPTA, ambas as metodologias têm vantagens. “Tanto nós podemos validar nossos modelos, como eles podem validar as teorias”, justifica Pedro Felipe.

A ideia do grupo agora é tentar aproximar ao máximo a simulação em computador das situações de campo. “Queremos chegar mais perto de uma aplicação para a indústria. Queremos ampliar a escala, para conseguir simulações mais rápidas, que gerem resultados passíveis de ser utilizados”, espera o pesquisador.