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Poli ganha novo Tanque de Provas Numérico

Projeto contou com investimentos de R$ 10 milhões e visa auxiliar a Petrobras a solucionar os desafios tecnológicos na exploração de petróleo e gás na camada do pré-sal.

O Departamento de Engenharia Naval e Oceânica da Escola Politécnica da Universidade de São Paulo (Poli/USP) acaba de ganhar um novo Tanque de Provas Numérico (TPN) com o objetivo de auxiliar a Petrobras a solucionar os desafios tecnológicos na exploração de petróleo e gás na camada do pré-sal.

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Tal como seu antecessor, de 100 m2, o novo TPN simulará o comportamento de plataformas de produção e exploração de petróleo e gás, sob os efeitos do vento, de correntes, marés e outros agentes físicos. “A diferença é que este tanque possui 1,6 mil metros quadrados de área e a capacidade de processamento de seus computadores é imensamente maior”, conta o coordenador do laboratório, o professor Kazuo Nishimoto.

O novo TPN, que exigiu investimentos da ordem de R$ 10 milhões da Petrobras, é controlado por um grupo de computadores com velocidade de processamento de 55 teraflops, capazes de realizar 55 trilhões de operações por segundo. Interligados aos computadores dos laboratórios de outras quatro instituições de pesquisa brasileiras na área, a velocidade de processamento chega a 180 teraflops – ou 180 trilhões de operações por segundo. “Trata-se da maior e mais veloz rede de computadores do mundo para o processamento de dados na área de petróleo e gás”, ressalta Nishimoto.

Tamanha capacidade de processamento é essencial para resolver os complexos problemas de engenharia envolvidos no projeto do pré-sal, assim como um trabalho em equipe. Desde 2007, a Poli integra a Rede Temática de Computação Científica e Visualização (Rede Galileu), da qual participam mais quatro instituições: Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ); Universidade Federal do Alagoas (Ufal); Instituto Tecnológico de Aeronáutica (ITA) e Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-Rio). “A Rede foi criada pela Petrobras para somar competências e infraestrutura diante dos desafios tecnológicos do projeto do pré-sal. E foi dela que partiu a necessidade de se investir no novo TPN”, conta Nishimoto.

Reunindo pesquisadores de diversas áreas, cabe a eles encontrarem soluções tecnológicas que possibilitem a exploração do petróleo e do gás nesta camada do solo marinho. “As características dos reservatórios do pré-sal são muito diferentes daquelas que a Petrobras está acostumada a explorar”, explica Nishimoto. Daí a importância dessas simulações.

Para ajudar os pesquisadores nessa tarefa, os dados das simulações podem ainda ser visualizados em três dimensões. “Quando se faz uma simulação, normalmente se tem uma dificuldade de interpretar os dados. Em vez de ficar olhando gráficos, é mais prático montar uma plataforma em realidade virtual e navegar dentro dela, para verificar os resultados efetivos”, diz Nishimoto.

As informações geradas pelo TPN podem ainda ser calibradas e validadas com a ajuda de um Tanque de Provas Físico, mais conhecido como calibrador hidrodinâmico. Semelhante a uma piscina, o tanque possui 20 metros de largura por 20 metros de comprimento e quatro metros de profundidade, e necessita de 900 mil litros de água para ser abastecido. Em suas margens funciona um inédito sistema gerador e absorvedor de ondas que possibilita verificar o comportamento de uma maquete de uma plataforma em condições extremas, como ondas gigantes e correntezas marítimas.

{slide=Perfuração do solo marinho representa um dos maiores desafios do pré-sal}

Um dos maiores desafios da exploração de petróleo e gás na camada do pré-sal é a perfuração do solo marinho. O professor Kazuo Nishimoto explica que, neste tipo de terreno, há camadas que chegam a ter até dois quilômetros de rocha salina e são muito fluentes. “Depois de serem perfurados, os buracos da camada começam a se fechar rapidamente, prendendo as brocas e fechando o poço”, explica. Por isso, o grande desafio na perfuração é colocar o colar de proteção da broca e fazer a cimentação e preparação poço, antes que a camada de sal tampe o buraco. “É uma tecnologia que precisa ser aprimorada e se tornar economicamente viável”, conta.

Outro problema, aponta Nishimoto, é a quantidade enxofre e CO2 do petróleo do pré-sal. “Apesar de ser um petróleo de boa qualidade, será necessário um tratamento específico para a retirada desses dois compostos, extremamente corrosivos, da composição do óleo, ou substituir os materiais utilizados atualmente na produção e processamento de petróleo e gás”, finaliza.

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