Uma nova tecnologia vem transformando a forma de estudar os processos de extração de petróleo no Brasil. Utilizando dispositivos microfluídicos e impressão 3D, pesquisadores estão criando simulações em laboratório que reproduzem, em escala reduzida, as complexas condições dos reservatórios de petróleo. O projeto, financiado pela Petrobras, desenrola-se no âmbito do Centro de Estudos de Energia e Petróleo (Cepetro) da Unicamp, sob a coordenação técnica do Instituto de Química (IQ) e da startup Polaris, sediada no Parque Científico e Tecnológico da Unicamp, uma estrutura que conta com o apoio da Agência de Inovação da Unicamp (Inova Unicamp).
A grande novidade está na miniaturização dos testes, permitindo simular em laboratório, de forma rápida e representativa, os processos de interação e partição de ácidos orgânicos em sistemas multifásicos de água, óleo, rocha e CO₂. Enquanto os métodos convencionais de simulação de reservatório exigem grandes volumes desses materiais, a nova tecnologia permite realizar os testes com quantidades centenas de vezes menores. “Nosso objetivo é entender como a presença de CO₂ e a composição química dos reservatórios influenciam a distribuição dos ácidos orgânicos, além de investigar o impacto desses processos na produtividade dos poços”, afirma Leandro Wang Hantao, coordenador da pesquisa e professor do IQ.
Vantagens econômicas
Com a tecnologia de dispositivos microfluídicos desenvolvida pela Polaris, os custos operacionais para simular a interação entre fluidos e rochas em condições de reservatório reduziram-se bastante. Ao contrário dos testes convencionais, a microfluídica permite o uso de quantidades mínimas de amostras. Além disso, a tecnologia demanda menos energia para manter as condições experimentais, tornando o processo mais eficiente, econômico e sustentável.
A abordagem inovadora utiliza dispositivos que operam com microlitros de amostras e podem ser produzidos rapidamente a partir de resinas específicas desenvolvidas pela startup. “Nossa abordagem permite reduzir significativamente o consumo de reagentes e materiais, além de minimizar a geração de resíduos durante os experimentos,” explica Reverson Fernandes Quero, CEO da Polaris. “Isso resulta em uma economia expressiva, permitindo que os estudos sejam realizados com mais agilidade e com um menor impacto ambiental.”
Reprodução precisa
Um dos grandes diferenciais do projeto é reproduzir com precisão as características físicas e químicas das rochas dos reservatórios de petróleo. Os dispositivos impressos em 3D pela Polaris conseguem simular propriedades encontradas em formações geológicas reais como porosidade e permeabilidade. “Conseguimos criar dispositivos que mimetizam as características de rochas específicas, como a composição mineralógica presente em reservatórios, permitindo que os testes em laboratório sejam o mais próximos possível das condições reais dos reservatórios”, explica Quero.
Essa capacidade de simulação detalhada não só contribui para uma melhor compreensão dos processos de extração de petróleo como também oferece uma alternativa ágil para testar diferentes condições de injeção de CO₂ e água. “Antes de levar qualquer intervenção para campo, podemos testar em laboratório como mudanças na composição de fluidos, como a água de reinjeção, impactam a exploração de petróleo”, complementa Hantao.
Tecnologia pioneira
A tecnologia desenvolvida no projeto é a primeira do gênero no Brasil e se destaca globalmente pela criação de resinas personalizadas para simular reservatórios em microescala.
“As resinas e chips disponíveis comercialmente não conseguem atender às especificidades dos nossos projetos, que envolvem condições severas de pressão, temperatura e exposição a solventes durante os experimentos. Diante disso, vimos uma oportunidade de desenvolver materiais personalizados, capazes de suportar esses desafios e garantir a precisão necessária em nossos testes”, explica Quero. “Desenvolvemos dispositivos microfluídicos feitos com resinas especiais, que não apenas suportam essas condições, mas que são personalizados para cada aplicação, algo único no mundo.”
Sinergia entre macro e micro
Outro diferencial importante do projeto dá-se na colaboração entre os pesquisadores. Além do professor Hantao, que coordena a parte de análises químicas e cromatográficas, e da Polaris, que desenvolve os dispositivos microfluídicos, o projeto também conta com o professor do IQ Paulo de Tarso Vieira e Rosa, vice-coordenador do projeto e especialista em tecnologias supercríticas. Rosa realiza experimentos em escala macro.
Juntos, os cientistas pretendem comparar os resultados dos dispositivos miniaturizados com os testes em amostras maiores, identificando como os fenômenos observados em escala micro podem ser aplicados para otimizar os processos em grande escala. “A sinergia entre as abordagens macro e micro nos permite explorar detalhes dos fenômenos de produção de petróleo antes invisíveis para os métodos tradicionais”, destaca Hantao.
Impactos e potencial de mercado
Com duração de dois anos, o projeto visa aprimorar a análise dos processos de interação e partição de ácidos orgânicos em sistemas multifásicos (água/óleo/rocha/CO₂), estudando como diversas variáveis, entre as quais a concentração de CO₂, a alcalinidade e a temperatura, afetam a produção de petróleo.
Além de garantir avanços científicos, essa tecnologia tem potencial de otimizar operações de extração e diminuir custos operacionais, beneficiando diretamente o setor de energia. “Estamos diante de uma tecnologia capaz de revolucionar a forma como compreendemos os fenômenos que ocorrem nos estudos de petróleo, reduzindo custos e o impacto ambiental, enquanto traz ganhos significativos tanto para a pesquisa quanto para a aplicação prática no setor”, concluem os pesquisadores.
