Brasil Energia, nº 504, 30 de junho de 2026 17 calar soluções digitais em ambientes operacionais complexos. Na engenharia de reservatórios, a petroleira brasileira busca aplicar métodos avançados de recuperação, como a injeção de polímeros, nitrogênio e biotecnologia, para extrair o óleo remanescente de forma eficiente. “Na frente operacional, o foco está em integrar o imenso volume de dados gerados por IA, drones e gêmeos digitais em sistemas unificados que permitam tomadas de decisão preditivas”, explicou a Brava via assessoria de imprensa. No Campo de Papa-Terra, a empresa implementou uma solução digital que integra drones, gêmeos digitais e IA para automatizar a detecção e priorização de pontos de corrosão em FPSOs. A tecnologia reduziu o tempo de inspeção a bordo em 73% - de 170 para 45 dias -, diminuindo consideravelmente a necessidade de pessoal embarcado. Referência internacional em aumento do fator de recuperação, a norueguesa Equinor emprega, no Brasil, tecnologias avançadas de modelagem e simulação de reservatórios, uso intensivo de dados e digitalização, além de novos desenhos de poços e estratégias otimizadas de drenagem, tanto para produção quanto para injeção. Um de seus casos de sucesso no país é a experiência no campo de Roncador, em parceria com a operadora do ativo, Petrobras, com a aplicação do modelo de Increased Oil Recovery (IOR), aplicado ao longo de décadas no Mar do Norte. A iniciativa inclui a perfuração de novos poços mais eficientes, otimização do gerenciamento de reservatórios utilizando tecnologias como a sísmica 4D e ações integradas de extensão da vida útil do campo. A produção dos primeiros poços de IOR teve início em 2022 e, hoje, representa 30% o volume extraído no ativo “A expectativa é aumentar o volume final recuperável no campo, além de reduzir emissões e aumentar a eficiência operacional,” contou Letícia Andrade, vice-presidente de gestão de ativos e operações comerciais da Equinor. A Equinor realiza, atualmente, 40 projetos de pesquisa e desenvolvimento (P&D) no país, em parceria com a Fapesp, Unicamp e PUC-Rio. Em foco estão soluções em gestão e modelagem de reservatórios, monitoramento sísmico, caracterização geológica, garantia de escoamento e estudos integrados de produção, conectando simulação avançada, digitalização e novos modelos de engenharia. Para Marcelo Castro, diretor do Centro de Estudos de Energia e Petróleo da Unicamp (Cepetro), os principais desafios tecnológicos ainda estão relacionados com a compreensão, modelagem e simulação adequadas de reservatórios e sistemas de produção, especialmente no cenário do pré-sal. “Os reservatórios carbonáticos possuem elevada heterogeneidade, sistemas de fraturas e geometrias de poros difíceis de representar, e essa incerteza limita a previsão do comportamento dos fluidos e reduz a eficiência das estratégias de desenvolvimento e recuperação,” explicou.
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