eduardo cesarImagen tridimensional en la Poli-USP: anteojos especiales para ver los fenómenos estudiadoseduardo cesar
Dos tanques de pruebas, uno virtual y el otro físico, robustecerán la posición de Brasil como líder tecnológico en la explotación de petróleo en alta mar. La Escuela Politécnica (Poli) de la Universidad de São Paulo (USP) inauguró, a fines de febrero, un sofisticado laboratorio, denominado Tanque de Pruebas Numérico (TPN), que hará factible la explotación de pozos submarinos situados a más de 2.000 metros de profundidad -actualmente, el campo de Roncador, en la cuenca de Campos, Río de Janeiro, a 1.800 metros de la superficie del marina, es el más profundo operado por Petrobras. Y, en la Universidad Federal de Río de Janeiro (UFRJ), investigadores de la Coordinación de los Programas de Posgrado e Investigación en Ingeniería (Coppe) están terminando un tanque oceánico que se asemeja a un mar artificial, con 22 millones de litros de agua, con previsión para que esté listo en junio.
Instalado en las márgenes de la bahía de Guanabara, en el campus de UFRJ, el tanque oceánico tiene alrededor de 1,5 mil metros cuadrados, 40 metros de largo por 30 de ancho y una profundidad promedio de 15 metros y máxima de 25 metros. Supera a tanques del mismo tipo existentes en Estados Unidos, con 5,8 metros, en Holanda, con 10,5 metros, y en Noruega, con 10 metros de profundidad. Los dos proyectos fueron financiados con recursos del Fondo Sectorial de Petróleo y Gas Natural (CT-Petro), del Ministerio de Ciencia y Tecnología (MCT). Adquirir know-how para la exploración y explotación de petróleo y gas en grandes profundidades tiene una importancia decisiva para Brasil, pues un 75% de las reservas de Petrobras, estimadas en 9.800 millones de barriles, se encuentra en aguas profundas (400 a 1.000 metros) o ultraprofundas (a más de 1.000 metros).
Ensayos virtuales
“El TPN efectuará la simulación del comportamiento de plataformas marítimas de petróleo en alta mar, para permitir que Petrobras avance así con mayor seguridad en la explotación en aguas muy profundas”, cuenta Kazuo Nishimoto, profesor de Ingeniería Naval y Oceánica de la Poli y coordinador del recién inaugurado laboratorio. El ingeniero André Paiva Leite, consultor técnico del Departamento de Exploración y Producción de Petrobras, confirma la importancia del TPN: “La confiabilidad en los sistemas flotantes será mucho mayor con los ensayos que se realizarán en el nuevo tanque virtual de pruebas”.
El TPN es, en verdad, un sistema computacional compuesto por un grupo de 60 computadoras operando en paralelo. A fines de este año, otras 60 microcomputadoras serán incorporadas a la red, que tiene capacidad para recibir hasta 300 aparatos. “Ampliaremosla capacidad en la medida en que la demanda justifique dicha inversión”, dice Nishimoto. La ventaja del grupo con relación a computadoras aisladas reside en la ejecución de cálculos mucho más complejos en poco tiempo. “Simulaciones que llevarían días para ejecutarse en una estación aislada son realizadas en pocos minutos en la red”, explica el investigador.
Imagen tridimensional
Además de las computadoras, el laboratorio tendrá también una sala de realidad virtual, que empleará tecnología de animación Silicon Graphics. Esa sala será utilizada para la proyección de la imagen tridimensional de la simulación numérica procesada por las computadoras. “Decidimos incorporar al proyecto del TPN una sala estereográfica con recursos de computación gráfica 3-D para visualizar, de la manera más real posible, todos los fenómenos estudiados”, cuenta Nishimoto. Ese recurso permitirá que el análisis numérico de cada ensayo sea acompañado, simultáneamente, por el análisis visual, facilitando su comprensión y auxiliando en la evaluación de los resultados.
Las simulaciones de modelos hidrodinámicos y estructurales hechas en el TPN tendrán como resultado informaciones sobre el comportamiento de las plataformas semisumergibles y de los buques tanque fondeados, conocidos por FPSOs -sigla de Floating, Production, Storage and Offloading, o sistema flotante de producción, almacenamiento y descarga-, estructuras responsables por la explotación de petróleo en alta mar. Los ensayos también mostrarán como se comportan los cables de anclaje, que sujetan la plataforma o el buque tanque al fondo del mar, y las tuberías que llevan el petróleo del pozo hasta la plataforma en la superficie. Todos esos elementos están sujetos continuamente a factores ambientales, como la acción de los vientos, las olas y las corrientes, que pueden provocar averías y desestabilizar la plataforma o el barco, perjudicando la producción. Saber cómo mantenerlos con la mayor estabilidad posible es un factor decisivo para el éxito de la explotación.
El proyecto del Tanque de Pruebas Numérico contó con la participación de cuatro instituciones de investigación, además de la USP: Instituto de Investigaciones Tecnológicas del Estado de São Paulo (IPT), Coppe, Grupo de Tecnología en Computación Gráfica (Tecgraf), de la Pontificia Universidad Católica (PUC) de Río de Janeiro, y el Centro de Investigaciones de Petrobras (Cenpes). La inversión total en el proyecto, que integró la primera licitación el CT-Petro, realizada a fines de 2000, fue de casi 3 millones de reales. De ese total, 2,56 millones de reales fueron repasados por la Financiadora de Estudios y Proyectos (Finep), órgano que ejerce la Secretaría Ejecutiva de los Fondos Sectoriales del MCT, y los otros 400 mil reales quedaron por cuenta de Petrobras.
Los recursos comenzaron a ser inyectados en enero del año pasado, y el laboratorio fue montado en apenas un año. Según Nishimoto, el TPN les suministrará datos preciosos a los proyectistas e ingenieros involucrados en los proyectos de construcción de estructuras flotantes. “Simularemos, principalmente, parámetros básicos, como los movimientos y las aceleraciones de la plataforma y las tensiones en las líneas de amarre y en los tubos.”
Escala reducida
El TPN complementa y extiende las aplicaciones de los tanques de pruebas físicos, que realizan ensayos con modelos reducidos. A su vez, el mismo depende de resultados obtenidos en los tanques de prueba físicos, para evaluar y calibrar los modelos numéricos utilizados en el modo virtual. Los tanques físicos son eficientes pero sufren restricciones en las simulacionesen aguas muy profundas por causa del efecto escala. Restricciones que pueden ser atenuadas en la integración con estudios realizados en el TPN. Actualmente, la profundidad máxima posible para la realización de simulaciones es de 1.000 metros. Cuando el tanque de Coppe esté listo, podrán ser simuladas operaciones en hasta 2.500 metros de profundidad. Para extrapolar esos límites, estudios complementarios basados en ensayos en los tanques virtuales representan una contribución efectiva.
Una ventaja del TPN es el costo de sus ensayos, bien inferior al de los realizados en el tanque de pruebas físico. La economía de costos vale también en el ámbito del tanque físico -sus pruebas son imprescindibles en proyectos pioneros y concepciones originales e innovadoras- citada por los investigadores de Coppe. La tasa diaria de utilización del tanque oceánico no llegará a 15 mil dólares, mientras que en los tanques localizados en el exterior se cobran valores superiores a 20 mil dólares. Petrobras, según Coppe, desembolsa hasta 400 mil dólares por 15 días de ensayos en el exterior.
Equipado para producir olas, vientos y corrientes, el tanque oceánico, de 25 metros de profundidad máxima, posibilitará ensayos de modelos de estructuras y equipos para actividades de producción de petróleo y gas offshore (en alta mar), en grandes profundidades, investigaciones en el área de ingeniería naval, además de estudios asociados a nuevas estructuras oceánicas y a operaciones submarinas. “Los ensayos de modelos en las condiciones que tendremos en el tanque oceánico son fundamentales para prever qué se va a encontrar en el mar en la extracción de petróleo. Y, cuanto más profundo es el tanque, mejores serán los resultados”, dice el ingeniero civil Ricardo Franciss, de la Gerencia de Tecnología Submarina del Cenpes de Petrobras.
“En el tanque, podremos observar con mayor eficiencia, confiabilidad y menores riesgos, factores tales como fatiga, colapso, vibración, variación de tensión y vórtice (remolino) de las líneas de tuberías, por ejemplo, además de probar equipos involucrados en operaciones marítimas. Tendremos el comportamiento de todo lo que está flotando o sumergido casi en las mismas condiciones que encontramos, por ejemplo, en la cuenca de Campos”, completa él.
Según los investigadores, varios tipos de equipos y estructuras vinculados a la explotación de petróleo podrán pasar por los ensayos en el tanque: plataformas, navíos de explotación y almacenaje de petróleo, cables de fijación de plataformas en el fondo del mar y líneas de transmisión, entre otros. El tanque posee mecanismos para provocar la formación de olas de hasta medio metro, a intervalos que pueden variar de 0,3 a cinco segundos. Las olas son producidas por 75 paneles batidores colocados en uno de los bordes del tanque. Cada panel tiene un motor independiente y puede crear ondulaciones con diferentes movimientos y direcciones de propagación.
Corrientes submarinas
Los vientos que azotarán ese “mar artificial” serán programados por ventiladores que pueden ser situados en cualquier punto cercano al espejo del agua. Los aparatos pueden generar vientos con velocidades de hasta 12 metros por segundo y dirección y variación en el tiempo pre-programadas. El tanque tendrá un fondo móvil, que puede subir y bajar, graduando la profundidad entre 1,4 y 15 metros, dependiendo del tipo de ensayo realizado. La construcción, que costó 13,6 millones de reales, fue realizada con recursos del CT-Petro.En la segunda etapa, prevista para estar concluida en un año, será montado el sistema de corrientes submarinas. Bombas despejarán agua en el tanque a partir de galerías sumergidas instaladas en uno de los lados de la obra, formando las corrientes.
El agua, saldrá del embalse por aberturas situadas en la extremidad opuesta del tanque, siguiendo por tuberías hasta que vuelva a ser inyectada nuevamente en el tanque. Será posible generar corrientes en diferentes intensidades y profundidades. Para instalar ese sistema el grupo está captando recursos complementarios de 8,2 millones de reales. La Fundación Carlos Chagas Filho de Apoyo a la Investigación del Estado de Río de Janeiro (Faperj) ya ha destinado un millón de reales.
Alrededor de 15 profesionales, entre investigadores, técnicos, buzos y personal de apoyo, trabajarán en el tanque. Sensores conectados a los modelos reducidos de plataformas, tanqueros, cables o robots submarinos registrarán las respuestas de los equipos probados. Un sistema de video grabará imágenes fuera y dentro del agua. A través de escotillas localizadas abajo de la línea de flotación, también será posible acompañar visualmente los ensayos.
Pero las aplicaciones del emprendimiento van más allá de los ensayos con modelos de equipos vinculados principalmente a la explotación de petróleo y gas. Para el profesor de Ingeniería Oceánica Segen Estefen, uno de los coordinadores del proyecto del tanque oceánico, la robótica submarina será otra área que se beneficiará con el nuevo tanque. “Hoy en día un buzo no puede sobrepasar los 400 metros de profundidad. Por eso, equipos robotizados serán cada vez más necesarios a medida en que la exploración de los recursos del mar vaya a profundidades cada vez mayores”, dice.
El área ambiental también tendrá su cuota de ventajas. Simulando olas, corrientes y vientos, es posible estudiar el comportamiento de una mancha de petróleo en el agua. “Al analizar un derramamiento de petróleo en el mar, podemos hacer disponibles datos para el uso en la acción de combate al problema”, dice el profesor de Ingeniería Oceánica Carlos Levi, otro coordinador del proyecto del tanque.
Alianzas importantes
El grupo de Coppe generó cuatro tesis de doctorado, ocho disertaciones de maestría y 15 trabajos de iniciación científica con temas referentes al tanque. Todas las etapas del proyecto fueron acompañadas por un comité técnico formado por investigadores del IPT, de la USP, de Coppe y de Petrobras. Las asociaciones son muy valoradas por los dos grupos. “Vamos a intercambiar muchas informaciones a partir de los datos generados en los nuevos campos de pruebas”, completa Levi. “Se trata de herramientas de gran importancia para el área de ensayos vinculados al sector de explotación de petróleo”, dice Franciss, de Petrobras.
Profundidad estratégica
Una porción significativa de las reservas brasileñas de petróleo, que llega al 23%, está localizada en el rango de zona acuática entre 1.000 y 2.000 metros de profundidad. Petrobras estima que un 50% de las reservas que se hallan estarán situadas en aguas profundas y ultraprofundas. “Actualmente las tecnologías e innovaciones están especialmente volcadas a la producción en aguas profundas por la importancia estratégica que dicha área adquirió”, dice Ricardo Franciss, del Cenpes de Petrobras.
La empresa es líder en la carrera por la explotación de petróleo y gas en aguas profundas. En el campo de Roncador, hallado en 1996 y ubicado en la cuenca de Campos, litoral norte de Río de Janeiro, se extrae petróleo a una profundidad de más de 1.800 metros, récord mundial de explotación en el mar. En las cuencas de Santos y de Espírito Santo también ya se han hallado pozos en grandes profundidades. En el exterior, el ritmo de los hallazgos es menor. “Con excepción de un pozo en el golfo de México, explotado por Shell y localizado a 1.800 metros, los pozos en el exterior no pasan de 1.200 metros de profundidad”, revela Franciss.
La producción de la empresa en aguas profundas ha aumentado significativamente. En 1987, el petróleo y el gas extraídos de pozos localizados a grandes profundidades representaban apenas un 1,7% de la producción total de la compañía. En 2000, ese porcentual saltó a un 55%. Petrobras tiene como meta alcanzar, en 2005, el rango de producción de 1 millón 850 mil barriles de petróleo por día. Alrededor del 75% de esa producción será retirada de pozos localizados en zonas acuáticas profundas y ultraprofundas.
Desde mediados de la década de los 80, Petrobras realiza investigaciones para hacer factible la extracción de petróleo en profundidades mayores. El Programa de Capacitación Tecnológica en Aguas Profundas (Procap) fue creado en 1986 para impulsar esa actividad. El programa está en su tercera edición, el Procap-3000, que, entre otras metas, pretende hacer factible nuevos hallazgos en zonas acuáticas de hasta 3.000 metros de profundidad.
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