Edição 263 - AGOSTO/2004 - Revista Petro & Química

ARTIGOS TËCNICOS – Edição 263 - Agosto de 2004

Neste trabalho, é apresentado um estudo de um sistema de controle fuzzy para o nível de líquido e pressão de separação do VASPS (Vertical Annular Separation and Pumping System), bem como a simulação de seu funcionamento, visando avaliar o desempenho do controlador projetado. Para realização da simulação, inicialmente se obteve um modelo matemático da dinâmica da planta e dos atuadores do sistema. Através de um estudo apurado do problema, escolheram-se as variáveis de processo (entradas) e as variáveis de controle (saídas), além de se ter determinado o conjunto de regras de controle dos controladores fuzzy. De posse dos controladores e do simulador, realizou-se simulações do funcionamento do sistema para obter resultados que pudessem ser utilizados para determinar se o controlador projetado soluciona o problema e se o seu desempenho é satisfatório. Uma outra etapa consistiu no projeto de controladores PID visando confrontar os resultados obtidos pelos controladores fuzzy com os resultados de uma tecnologia de controle comprovada e de largo emprego na indústria.

MONOBR: Um Novo Desenvolvimento
para Águas Ultra-Profundas

Álvaro Maia da Costa, Isaías Masetti - Petrobras/Cenpes
Daniel Cueva, Kazuo Nishimoto, Marcos Cueva - USP

Quando a produção se dá em pequenas profundidades (até 200m) a solução adotada para a unidade de produção basicamente consiste de uma estrutura treliçada apoiada no fundo do mar, também chamada de jaqueta. Com o aumento da lamina d’água, porém, a utilização de estruturas vinculadas ao fundo do mar se tornou impossível, e novos desenvolvimentos foram realizados no sentido de desenvolver unidades de produção flutuantes, tais como as semi-submersíveis e navios FPSO. Durante os últimos 20 anos essas unidades se adaptaram muito bem às necessidades mundiais e atenderam satisfatoriamente empreendimentos realizados em até 2000m de profundidade.

A utilização destas unidades, porém, está muitas vezes vinculada à utilização dos chamados risers flexíveis. Este sistema, responsáveis pela elevação do petróleo do fundo do mar até a superfície, é caracterizado pela presença de dutos desenvolvidos com o auxilio de novos materiais, tornando-os bastante complacentes aos movimentos impostos pelas unidades flutuantes, devido à ação das ondas, vento e correnteza. Isso significa que, independentemente dos movimentos que ocorrem na unidade, os risers permanecem intactos.

Tais risers flexíveis, porém, apresentam desvantagem em relação ao custo e, principalmente, em relação à resistência estrutural quando submetido a grandes pressões. Apesar de já existirem desenvolvimentos nesse sentido, tais dutos podem apresentar problemas quando utilizados em profundidades superiores a 2000m, pois ficam sujeitos às grandes pressões existentes nessas profundidades. Como solução, surgem os chamados risers rígidos em catenária, ou SCRs (steel catenary risers). Tais dutos, construídos integralmente em aço, possuem a resistência necessária para a utilização em grandes profundidades a um preço mais atrativo que os concorrentes flexíveis. A desvantagem, porém, encontra-se na existência de problemas decorrentes aos movimentos impostos pelas unidades flutuantes, que promovem problemas de fadiga do material.
Em resumo, podemos dizer que a utilização de SCRs para águas profundas apresenta-se como uma solução ideal tanto em parâmetros técnicos quanto financeiros, mas para que isso aconteça, o desenvolvimento de unidades de produção adaptadas a esse sistema deve ocorrer simultaneamente.

Nesse sentido, a Petrobras, juntamente com a Universidade de São Paulo e o CEENO (Centro de Excelência em Engenharia Naval), vem desenvolvendo novas alternativas de unidades para a produção em águas brasileiras a mais de 2000m de profundidade. Um desses projetos, intitulado de MonoBR, consiste no desenvolvimento de uma unidade de produção com movimentos reduzidos, dotada de apenas um coluna.

Análise de Risco como Suporte à Tomada de Decisão em Desenvolvimento de Campos de Petróleo

Denis J. Schizer, Eliana L. Ligero e Alexandre M. Xavier
Unicamp/FEM/Cepetro

Os altos investimentos e o elevado número de incertezas com impacto no retorno financeiro demandam procedimentos probabilísticos no desenvolvimento de campos de petróleo, possibilitando assim quantificar riscos e melhorar o processo decisório, principalmente para projetos marítimos e de óleos pesados.
A análise de risco pode ser obtida através da estimativa de desempenho de vários modelos correspondentes aos vários cenários possíveis do reservatório. A confiabilidade necessária no processo de modelagem demanda simuladores numéricos para prever o desempenho dos campos.

Uma metodologia de análise de risco baseada na técnica da árvore de derivação pode ser utilizada para elaboração da curva de risco, normalmente em termos do Valor Presente Líquido (VPL). A curva de risco deve levar em conta todos os tipos de incertezas, tais como, geológicas, econômicas, tecnológicas, operacionais, etc.. Entretanto, para evitar demasiada complexidade e excessivo esforço computacional, pode-se fazer a análise em estágios, tentando-se separar o efeito dessas incertezas.

Além disso, a integração com a estratégia de produção também pode ser complexa, pois cada cenário pode resultar em diferentes estratégias para explotação dos campos. Deste modo, a análise de risco não pode se limitar à elaboração da curva de risco geológico, mas deve possibilitar a consideração de todos os tipos de incerteza e auxiliar o processo decisório de avaliação e desenvolvimento de campos de petróleo.

Neste trabalho, as outras fontes de incertezas e a integração com a estratégia de produção são consideradas no processo de tomada de decisão através dos modelos geológicos representativos (MGR) que são alguns modelos de reservatório escolhidos para representar as incertezas geológicas do campo, visando diminuir a exposição ao risco e aumentar a probabilidade de sucesso dos projetos.

Tecnologia de Hidrotratamento para
a Produção de Destilados Médios
de Alta Qualidade

Donizeti Aurélio Silva Belato, Jorge Roberto Duncan Lima, Carlos Alberto Ribeiro da Rosa,
Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo A. Miguez de Mello (CENPES) – Petrobras
Bruna Santiago Dias, Bianca Durand dos Reis Alt e Fundação Gorceix
Luís Carlos Gomes – Puc - RJ

O processo de hidrotramento tem sido amplamente utilizado para a adequação da qualidade de destilados médios. Dependendo das características da carga e da qualidade desejada dos produtos, processos de maior ou menor severidade são utilizados. A Petrobras possui várias unidades de hidrotratamento em estágio único de baixa, média e alta severidade para a adequação da qualidade de nafta, querosene, diesel e de óleos lubrificantes. Tendo em conta que as especificações para os destilados médios (diesel) estão se tornando cada vez mais rigorosas e a previsão de crescimento da demanda desse derivado nos próximos anos, tecnologias focadas na produção e no tratamento dessas correntes têm sido estudadas em maior profundidade.

Nesse artigo, vários esquemas de processo de hidrotratamento são apresentados. Uma comparação entre os esquemas em estágio único, operando em elevada severidade, e duplo estágio é realizada. Apesar do maior grau de complexidade de uma unidade em duplo estágio essa tecnologia de HDT se torna competitiva quando a diferença de qualidade de ignição entre carga e produto é elevada. Nesse caso, os investimentos ISBL do duplo estágio são inferiores aos do estágio único e o produto gerado possui melhor qualidade de ignição. Aumento de número de cetano de até 15 pontos e redução na densidade de até 0,050 pontos podem ser obtidos permitindo a incorporação, após hidrogenação, de correntes instáveis e com altos teores de compostos aromáticos, tais como o LCO e o gasóleo de coque, ao “pool” de diesel, aumentando assim a flexibilidade operacional da refinaria.

Alocação Ótima de Taxas de Injeção de Gas-Lift Utilizando Programação Linear Inteira Mista

Paulo H. R. Nakashima e Eduardo Camponogara
Departamento de Automação e Sistemas
Universidade Federal de Santa Catarina

A alocação de taxas de injeção de gás de elevação para um grupo de poços de petróleo é um problema de otimização combinatória de bastante relevância, pois a técnica de elevação artificial por injeção contínua de gás (gas-lift) é uma das mais utilizadas na recuperação de petróleo. Neste trabalho, é apresentada uma formulação linear inteira mista para o problema de maximizar o lucro obtido com a venda de hidrocarbonetos extraídos de um campo de petróleo via gas-lift sob múltiplas restrições nas instalações de superfície, tais como limites para a taxa disponível de injeção de gás e para capacidades de tratamento de água e gás, armazenamento de óleo, e separação de fluidos. Famílias de desigualdades válidas são identificadas e introduzidas na formulação e, através de experimentos numéricos, é demonstrado que este procedimento melhora consideravelmente o desempenho de algoritmos branch-and-bound comerciais e não comerciais. Além disso, comparações feitas com trabalhos já publicados mostram que o método desenvolvido neste trabalho fornece soluções que representam uma produção de óleo 2,67% maior. O método de solução apresentado é uma ferramenta de suporte à decisão de baixo custo e alta eficiência, podendo ser integrado a um simulador de reservatórios comerciais, substituindo as soluções ad-hoc que normalmente são fornecidas pelos pacotes de otimização contidos neste tipo de software.

Precipitação de parafinas em sistemas
de produção de petróleo

H. A. Baldotto, LENEP/UENF

A precipitação de parafinas é um sério problema enfrentado pela indústria do petróleo ao longo de toda a sua cadeia produtiva gerando custo elevado para sua prevenção e tratamento. Essa fase sólida, formada pelos componentes com maior peso molecular, pode causar sérios problemas operacionais, podendo até mesmo impedir a produção do óleo. Os novos horizontes de produção, em águas profundas, por exemplo, levaram a indústria do petróleo a estudar e descobrir novas tecnologias para prevenir, controlar e remediar a precipitação. Ao longo dos anos, muitos estudos foram realizados e vários métodos foram obtidos para tentar amenizar ou mesmo contornar os problemas causados pela precipitação de parafinas. Esse artigo apresenta uma revisão geral, com o objetivo de munir de informações, novos pesquisadores e interessados no assunto.

Recuperação Avançada de Óleos Pesados Através do Aquecimento Eletromagnético

Manichand, R. N., Mata, A. L. M. L
UFRN, Departamento de Engenharia Química
Mata, W.
UFRN, Departamento de Engenharia Elétrica

Os métodos térmicos ocupam uma posição de destaque entre os métodos de recuperação avançada de petróleo devido a sua grande aplicabilidade em reservatórios de óleos pesados, ou seja, de alta viscosidade. Esses métodos consistem em fornecer calor ao óleo de modo a reduzir as forças viscosas, seja por injeção de um fluido quente, como vapor ou ar aquecido, ou pela ação de ondas eletromagnéticas sobre os fluidos da formação. O aquecimento eletromagnético é baseado na transformação de energia elétrica em térmica através da interação direta entre o campo eletromagnético de excitação e as partículas eletricamente sensíveis do meio. O escoamento é considerado trifásico (óleo, gás e água) e o modelo físico aplicado a um reservatório é baseado nos princípios de conservação de massa, energia e movimento em meios porosos, aplicados para as fases fluidas e sólida. Este trabalho visa avaliar o efeito do aquecimento eletromagnético com e sem a injeção associada de água sobre a recuperação de petróleo para dois casos estudados, a partir de simulações termofluidodinâmicas em escala de campo.

Comportamento de um Tubo de Aço Carbono Exposto à Incrustação de Óleo Pesado Durante Escoamento Anular Óleo-Água

Adriana Barbosa e Antonio C Bannwart
Universidade Estadual de Campinas – Faculdade de
Engenharia Mecânica

O uso de técnicas de escoamento de óleos viscosos, baseadas na injeção de água, tem sido proposto como alternativa atraente para a produção e transporte de óleos pesados em campos onshore e offshore. Usualmente, um escoamento anular com núcleo de óleo circundado por água (“core-flow”) pode ser criado através da injeção de uma vazão relativamente pequena de água distribuída lateralmente na tubulação, de forma que um fino anel de água se forma ao redor do óleo viscoso, o qual é bombeado através do centro do tubo. A redução de atrito obtida através da lubrificação com água é significativa, e a perda de pressão do escoamento se tornará comparável a bombear apenas água pelo duto. Para uma completa avaliação dessa técnica, devem ser investigados efeitos inesperados associados à adesão de óleo na parede do duto, visto que podem causar incrustações e conseqüente aumento da queda de pressão. Alguns estudos anteriores indicaram que a adesão de óleo em superfícies metálicas pode ocorrer para certos tipos de óleo cru e materiais metálicos oleofílicos. A fim de verificar a possível ocorrência dessas incrustações, realizamos experimentos de monitoramento da queda de pressão durante 35 horas de operação, para um escoamento anular óleo-água em um tubo de aço-carbono horizontal de diâmetro interno 26,1 mm. O óleo viscoso usado nesses testes é descrito em termos de seus principais componentes. Além desses experimentos de monitoramento em condições dinâmicas, apresentamos também os resultados dos testes de molhabilidade estática da mesma superfície metálica exposta ao mesmo sistema óleo-água, para fins de interpretação.

Equipamentos elétricos para a indústria
do petróleo: a certificação completa

Estellito Rangel Junior
Representante brasileiro no TC 31 da
IEC - International Electrotechnical Commission

Todos os equipamentos elétricos e eletrônicos – inclusive digitais - para uso em atmosferas potencialmente explosivas (as quais estão comumente presentes na indústria do petróleo), necessitam ser certificados (isto é: testados e aprovados) em organismos credenciados pelo Inmetro. Esta exigência de cunho legal, está amparada pela Portaria Inmetro 176/00.

A certificação compulsória para estes equipamentos foi instituída pela Portaria Inmetro 164 em 1991 – há treze anos portanto – porém ainda hoje notamos certa desinformação no mercado. A compulsoriedade foi a solução encontrada para defender os consumidores, de produtos de má qualidade e que não cumpriam com os requisitos de norma, comercializados à época.

Hoje, os equipamentos elétricos destinados ao uso em atmosferas potencialmente explosivas, necessitam ostentar o respectivo “Certificado de Conformidade”. Porém como a norma possibilita em certos casos a emissão de um certificado “de invólucro vazio”, vamos neste artigo esclarecer o que é e porque é necessária uma certificação completa nestes equipamentos.

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