Revista Controle & Instrumentação – Edição nº 157– 2010
¤ Artigos

Gerenciamento digital integrado (GeDIg)
do campo de petróleo de Carapeba
José Mazucato Junior, Cláudio Benevenuto de Campos Lima Petrobras

Resumo
Gerenciamento Digital Integrado – GeDIg – é uma inicia tiva corporativa da Petrobras de implantação da tecnologia de campos inteligentes de petróleo para alcançar a otimização da produção e dos custos com consequente aumento da recu peração da reserva de óleo e gás. O campo de Carapeba é o primeiro piloto, está localizado na Bacia de Campos e possui três plataformas fixas de produção com 43 poços produto res (produzindo com uso de bombeio centrífugo submerso - BCS) e cinco poços injetores. O objetivo do projeto em Carapeba é utilizar o GeDIg para aumentar a eficiência operacional, reduzir custos e aumentar o volume recuperado do reservatório de petróleo através do aumento da automação, integração e otimização dos proces sos utilizando um modelo de ambiente colaborativo onde dentro de um portal o usuário tem informações de processo, reservatórios, simulação e financeira onde o GeDIg consegue prover dados para embasar as complexas decisões que envol vem o processo de produção de petróleo. Este artigo descreve a implementação do GeDIg no cam po de Carapeba desde sua concepção até sua implementação, integrando as pessoas com um nível balanceado de tecnologia passando por seus modelos de fluxo, integradores de proces sos, sistemas customizados e exemplos práticos.


Boas práticas na implantação de controle multivariável
em uma unidade de desasfaltação da Petrobras
Regina L. A. Santos Engenheira de Processo, M.Sc. – Chemtech a Simens Company
Antônio C. Zanin Engenheiro de Processo, D.Sc. – Petrobras – EDISE
Valmir J. Camolesi Engenheiro de Processo, M.Sc. – Petrobras – REVAP


Resumo
No atual mercado competitivo, as empresas são obrigadas a melhorar continuamente a produtividade de suas plantas industriais e consequente rentabilidade Neste aspecto, a aplicação de técnicas de controle preditivo tem se consolidado dentro da indústria de refino de petróleo e petroquímica como uma ferramenta para maximizar o rendimento de produtos de alto valor agregado, manter estabilidade operacional e antecipar ações para evitar produto fora de especificação. Com esta finalidade, este trabalho descreve os passos para a implantação de controle preditivo multivariável (MPC) em uma unidade de desasfaltação a propano (UDASF) da Refinaria Henrique Lage (REVAP-Petrobras) e as boas práticas utilizadas neste processo.



Soluções de medição de nível para produção de petróleo
Donald Koeneman Gerente de Produtos de
Tecnologia de Medição de Nível – AMETEK Drexelbrook


Introdução
A medição precisa e confiável de nível de fluido é crítica para uma operação segura, bem-sucedida e econômica em vários pontos do processo de produção de petróleo. Algumas aplicações são relativamente simples, enquanto outras envolvem condições operacionais rigorosas, além de temperaturas e pressões elevadas. O setor de medição de nível respondeu com aparelhos que dispensam manutenção, oferecem alto desempenho e resistem a ambientes operacionais rigorosos. Em virtude da variedade de aplicações e diferenças operacionais entre processos, não há uma tecnologia individual que seja ade- quada para tudo. Este artigo apresenta um guia das tecnologias de medição de nível mais apropriadas para as várias aplicações encontradas no setor de produção de petróleo. O objetivo é oferecer uma explicação breve das opções e recomendar as melhores soluções disponíveis para cada situação.


A Automação e Campo de Petróleo do Futuro
Claudio Fayad Diretor de Sistemas Emerson Process Management Brasil
Ricardo Turazzi Arquiteto de Soluções Offshore
Emerson Process Management Bras

Introdução
As operadoras offshore como Petrobras, British Petroleum, Chevron, Shell, ConocoPhillips, Statoil, ExxonMobil e outras vêm ao longo dos últimos anos estudando e montando a definição do campo de petróleo do futuro. Batizado com diferentes nomes: DOFF (Digital Oil Field of the Future), Integrated Operations, i-Field, e-Field, field of the future, Smart Field, eOperations e Remote Operations, este conceito ainda está em desenvolvimento, mas já se sabe que "a visão para os campos de petróleo do futuro passa pelas empresas operadoras, parceiros, e companhias de serviço, buscando tirar vantagens dos dados de processo, gerenciamento do conhecimento, ferramentas analíticas aprimoradas, sistemas em tempo real e processos de negócios mais eficientes."1 A motivação para este novo modelo de operação vem dos atuais desafios da indústria, dentre os quais podemos citar: • Petróleo sendo encontrado em áreas cada vez mais remotas e profundas.
• Alto preço de commodities e serviços
• Logística para áreas remotas
• Erros de contabilidade e alocação
• Redução e Falta de profissionais capacitados e experientes
• Necessidade de redução no custo de capital das plataformas
• Redução do tempo para o primeiro óleo Os campos do Pré-Sal sem dúvida se encaixam nesta categoria, seja pela distância em que se encontram do continente, seja pelo desafio da perfuração e exploração em águas profundas. É em busca de superar estes desafios que vem se buscando o modelo do campo de petróleo do futuro visando os seguintes aspectos:
• Otimização na logística.
• Redução do número de pessoas a bordo
• Redução do número de embarques e desembarques.
• Otimização da Produção
• Maximização da Recuperação de Reservatório
• Melhoria das políticas de Saúde, Meio-Ambiente e Segurança
• Colaboração e Operação Remota


Sistema de Controle e Supervisório de Motor de Indução Linear
Tubular para a Extração de Petróleo em Terra
Wagner M. Rossini Escola Politécnica da Universidade de São Paulo

Resumo
Descreve-se a caracterização da bancada de testes para um novo sistema de extração de petróleo denominado MATÆOS — Motor Assíncrono Tubular para Aplicação na Extração de Óleo Subterrâneo. A principal função do motor é acionar uma bomba de sucção instalada no fundo de um poço em terra. Todo o sistema de testes de bancada foi controlado e supervisionado pelo software de desenvolvimento da National Instruments o LABVIEW, apresentando boa flexibilidade nas análises dos resultados.



A nova fronteira da tecnologia: movendo a produção
de óleo e gás para o fundo do mar
Allan Rentcome Rockwell Automation

Mudanças têm sido uma constante na indústria de óleo e gás, entretanto, atualmente, especialistas têm observado algumas tendências importantes que, acreditam eles, impactarão drasticamente no avanço dessa indústria. Embora políticas relacionadas às mudanças climáticas, assim como uma série de desafios econômicos globais tenham um papel importante, espera-se que a globalização da demanda domine os mercados nos próximos anos. Entre 2000 e 2007, quase 85 % do crescimento de óleo e de gás ocorreu nos mercados emergentes da China, Índia e Oriente Médio. Em uma análise do futuro da indústria publicado recentemente no Wall Street Journal, Daniel Yergin, Presidente da IHS Cambridge Energy Research Associates (IHS CERA) e da CERAWeek observou que, à medida que milhões de cidadãos emergem da pobreza e compram eletrodomésticos e carros, haverá "uma inevitável redefinição do cenário global de óleo e gás." "O negócio de energia tem sido sempre um negócio tecnológico," escreveu Yergin. "Porém, o foco atual em tecnologia – em todo o espectro energético – é de uma intensidade sem precedentes."
 

Integração refinada no Brasil - Integração elétrica de última geração para uma refinaria usando Sistema 800xA e IEC 61850 da ABB
Antonio Carvalho Process Automation, ABB Brasil
Johan Hansson Process Automation, ABB Suécia


A integração elétrica não é um conceito novo. Dispositivos de baixa, média e alta tensão têm sido integrados em sistemas de controle de processo (PCS - Process Control Systems) há vários anos. Tradicionalmente, os sistemas que fornecem automação de processo e distribuição de energia dentro da mesma planta são separados, com os dispositivos sendo integrados através de interfaces hardwired ou proprietárias. Devido aos custos de cabeamento e engenharia, a ineficiência de transmissão os custos desta abordagem é bastante limitada. A introdução de dispositivos elétricos inteligentes (IED - Intelligent Eletrical Device) e de interfaces seriais permitiu a utilização de muito mais informação do sistema elétrico. Esta abordagem, em geral, é usada atualmente em aplicações industriais e de geração de energia. Uma grande variedade de protocolos e padrões é usada na au- tomação de subestação, incluindo IEC60870-5-10x, DNP 3.0, ModBus e vários protocolos outros legados. O grande número de interfaces necessárias acarreta uma ampla variedade de ferramentas de engenharia, conversores de protocolo e gateways e, consequentemente, hardware e manutenção adicionais e maiores custos de engenharia. Isso pode resultar na necessidade de implementar soluções projeto por projeto ou mesmo dispositivo por dispositivo. A Figura 1 ilustra um cenário que tem protocolos seriais diferentes para comunicação com os IEDs, assim como uma interface conectada entre os sistemas de controle de processo e elétrico.

 
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