O Brasil produz 1,1 milhão de barris de petróleo, em média, por dia. São toneladas desse óleo negro e valioso retiradas diariamente do subsolo. Para executar essa operação gigantesca, a Petrobras necessita obter o controle e o conhecimento de vários fatores que influenciam na produção de petróleo. A extração é complexa, seja na terra ou no fundo do mar, e envolta em incertezas, principalmente, na caracterização dos reservatórios. É preciso saber as propriedades das rochas e dos fluidos, que devem ser bem determinados para otimizar a produção. São informações que incluem, por exemplo, o tamanho do poço, a viscosidade do óleo e o tamanho do aquífero (a água existente numa camada inferior ao óleo).
O volume de informações é enorme e acaba deixando os sistemas pesados, acarretando problemas no processamento computacional, por envolver um número muito grande de cálculos. Com isso, as operações e as simulações para otimizar a produção de um campo de petróleo tornam-se lentas. Para dinamizar e agilizar o processamento de informações nas operações de extração, a Petrobras propôs um estudo conjunto a um grupo de pesquisadores da Universidade Estadual de Campinas (Unicamp). Iniciado em maio de 1996, o projeto foi aprovado pela FAPESP para integrar o programa Parceria para Inovação Tecnológica (PITE).
A coordenação do projeto, chamado de Paralelização de ajuste do histórico de produção em rede de estações usando PVM (Parallel Virtual Machine ou Máquina Paralela Virtual), foi entregue ao professor Denis José Schiozer, também coordenador do Centro de Estudos de Petróleo (Cepetro) e professor da Faculdade de Engenharia Mecânica (FEM) da Unicamp.
A solução encontrada pelo grupo foi o desenvolvimento de um software que distribui as tarefas computacionais pesadas para o processamento em uma rede de computadores ligados em paralelo. Essa solução já finalizada e incorporada pela Petrobras permitiu uma economia de até 85% do tempo para a elaboração das informações. A computação paralela montada, por exemplo, em uma estação de trabalho com cinco a dez máquinas, da Petrobras ou da Unicamp, executa, em algumas horas, o processamento de informações que levaria alguns dias. Conta, para essa maior eficiência, com a adoção de processos automáticos que permitem processar informações mesmo durante a noite e nos fins de semana.
Produção confiável
A nova ferramenta possibilita integrar as memórias e os processadores de vários computadores para que funcionem de forma virtual. Trata-se, segundo Schiozer, de uma metodologia de trabalho em que prevalece a automação de várias etapas de um processo chamado de “ajuste do histórico”. Ele é usado para caracterizar reservatórios e obter previsões de produção confiáveis no menor tempo possível, utilizando técnicas de computação paralela e distribuída. A caracterização exige, na prática, muitas simulações até que o processo de extração esteja definido. Além disso, a constante revisão do modelo geológico e a aquisição de mais dados de produção tornam o processo contínuo.
Os pesquisadores desenvolveram o novo software com base no sistema PVM criado no ORNL (Oak Ridge National Laboratory), de Tennessee, nos Estados Unidos. O PVM permite que uma rede heterogênea de computadores funcione como uma máquina única com processadores e memórias distribuídos entre eles. As maiores vantagens do PVM estão no fato de ele ser um sistema de domínio público, ter grande aceitação e ser utilizado por um grande número de usuários. “Ele funciona como uma rede que pode incluir computadores paralelos convencionais, estações de trabalho, microprocessadores e mainframes“, explica Schiozer.
Melhor distribuição
A utilização de máquinas com vários processadores paralelos não é uma novidade. A diferença introduzida pela equipe liderada por Schiozer foi distribuir, de forma eficiente, a pesada carga de infomações. Outro fator importante é que o processo permite um melhor uso dos computadores disponíveis, sem grandes investimentos. O novo software recebeu o nome de Módulo de Paralelização de Simuladores (MPS) e se transformou na parte central do programa UNIPAR (aglutinação das siglas iniciais de Unicamp e de paralelo), que vem a ser o pacote responsável pela automatização de várias etapas da extração e da produção de petróleo.
A primeira versão do software foi entregue para a Petrobras em 1997. Inicialmente, ele apenas testava o paralelismo. Depois, o software foi sendo aperfeiçoado e, hoje, inclui vários módulos com diferentes aplicativos como computação paralela, ajuste do histórico, produção e gerenciamento de campo de petróleo.
Várias etapas
Para Schiozer, a maior dificuldade técnica com a qual sua equipe teve de se confrontar (e contornar) foi integrar todo o processo, desde a eficiente distribuição de tarefas numa rede de computadores até convencer os engenheiros dos benefícios dos novos procedimentos automáticos utilizados na simulação dos reservatórios de petróleo.
O projeto já foi finalizado no âmbito da FAPESP. O aporte financeiro da fundação foi de R$ 1,3 mil e US$ 160 mil e, da empresa, R$ 261 mil. Além da FEM e do Cepetro, o UNIPAR conta com os laboratórios da Faculdade de Engenharia Elétrica, do Instituto de Geociências, além da colaboração de alunos de pós-graduação em Engenharia de Petróleoe estagiários da Faculdade de Engenharia de Computação, todos da Unicamp. Agora, o projeto está em uma nova fase com financiamento da Petrobras e da Finep (Financiadora de Estudos e Projetos), que, para este ano, liberaram R$ 30 mil e R$ 70 mil, respectivamente.
Segundo Schiozer, o projeto passa por estudos de manutenção, aprimoramento e desenvolvimento de novas ferramentas. Ele acredita que, futuramente, outras empresas e a Agência Nacional de Petróleo (ANP) poderão vir a se beneficiar dos resultados desse projeto. Na área acadêmica, o UNIPAR foi uma oportunidade tanto para alunos de pós-graduação tomarem conhecimento de problemas práticos de engenharia de petróleo quanto para os alunos de graduação na área de ciências da computação. Além disso, a parte relativa à computação paralela não se restringe aos problemas da extração de petróleo, mas vale também para outras áreas, que utilizam processos computacionais pesados e não têm recursos para investimentos, igualmente pesados, em máquinas de grande porte.
Denis José Schiozer, 36 anos, formado em engenharia aeronáutica no Instituto Tecnológico de Aeronáutica (ITA). Fez mestrado na Unicamp e doutorado na Universidade de Stanford, nos Estados Unidos. Atualmente, é professor da Faculdade de Engenharia Mecânica e coordenador do Centro de Estudos de Petróleo (Ceperto) da Unicamp.
Projeto
Paralelização de ajuste do histórico de produção em rede de estações usando PVM (nº 95/03942-7); Modalidade Parceria para Inovação Tecnológica (PITE); Coordenador Denis José Schiozer; Investimento O aporte financeiro da fundação foi de R$ 1,3 mil e US$ 160 mil, da empresa, R$ 261 mil
