Desenvolvimento de um sistema supervisório para planta didática de vazão e utilização do método do relé para sintonia e controle PID

André O. A. Dantas, Amanda D. O. Silva, Daniel G. V. F André L. Maitelli, Fábio A. Lima
Laboratório de Automação em Petróleo,
Departamento de Engenharia Elétrica e Computação
Universidade Federal do Rio Grande do Norte


Resumo
Este trabalho apresenta o desenvolvimento de um sistema supervisório para um processo de vazão presente na planta didática da Amatrol. A bancada experimental é composta, além da planta, por uma Interface Homem-Máquina, proporcionada pelo supervisório, possibilitando ao operador um meio facilitado para monitorar as variáveis da planta. Um Controlador Lógico Programável também foi utilizado, sendo responsável pela comunicação com a planta, através da leitura e escrita dos sinais analógicos, e pelo controle do processo de vazão. Um controlador PID foi implementado na lógica interna deste equipamento e sintonizado a partir do método do relé.

Implantação do controle avançado na unidade de hidrotratamento de instáveis da Revap

Regina L. A. Santos - Coordenadora Projetos, MSc., PMP – RADIX ENGENHARIA
Renato. N. Pitta - Engenheiro Processamento, MSc. – UN-REVAP-PETROBRAS S.A
Alessandra. M.B. Fróes - Engenheira Processamento. – UN-REVAP PETROBRAS S.A


Resumo
Neste trabalho será descrita a implantação do controle avançado da unidade de hidrotratamento de instáveis da Revap. O controle foi desenvolvido usando o software Sicon10, da Petrobras. Além das variáveis controladas medidas, foram programadas três inferências: concentrações de enxofre e H2S e ponto de Fulgor do diesel produto. Além de otimizar a unidade, o controle avançado buscar manter as variáveis mais importantes dentro das faixas de operação consideradas seguras. Serão descritas as variáveis manipuladas, controladas, principais restrições de processo, desempenho das inferências e primeiros resultados obtidos com o controle em operação. Por fim, serão abordados os trabalhos futuros e expectativas de ganhos operacionais com o trabalho desenvolvido.

Case study of applying the canopen communication protocol on sensoring in subsea equipments for oil and gas production

Marcos Schwab - Product Engineer AkerSolutions
Marcelo Awane - Product Engineer AkerSolutions
Juliano Pimentel - Product Engineering Manager AkerSolutions


Introdução
The Brasilian oil and gas exploration market is greatly expanding due to a discovery of pre-salt oil reserves. As the reserves are great in depth and cover quite large area, new challenges for the oil and gas market will be faced, especially for subsea exploration.

Huge investments are being made to meet the new demands which include more complex and robust subsea equipment that is able to monitor the exploration in an integrated and intelligent way. In addition, investments are being made in subsea factories and eField which hold a lot of opportunities for subsea oil exploration industry.

The complexity inserted by new equipment and new trends made it possible to use digital protocols to reach the necessary levels of reliability and robustness in the acquisition, monitoring and data transmission. Looking for successful experiences in the industrial market, SIIS (Subsea Instrumentation Interface Standardization) chose the CANopen protocol as an alternative to standardize the communication interfaces.

Data management, fault tolerance communication, optimization of structure, reliability and flexibility are the main features that the CANopen protocol will provide as benefits to subsea monitoring.

Predição não-linear de curvas de produção de petróleo via redes neurais recursivas

Aldayr Dantas de Araújo Júnior - Instituto Federal do Rio Grande do Norte – IFRN
Adrião Duarte Dória Neto, Wilson da Mata e Jorge Dantas de Melo - Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN


Resumo
Uma das atividades essenciais na engenharia de petróleo é a estimativa de produção de óleo existente nas reservas petrolíferas. O cálculo dessas reservas é crucial para a determinação da viabilidade econômica de sua explotação. Atualmente, a indústria do petróleo tem se deparado com problemas para analisar a produção enquanto facilidades operacionais disponibilizam um volume de informações que crescem exponencialmente. Técnicas convencionais de modelagem de reservatórios como simulação matemática e visualização estão bem desenvolvidas e disponíveis. A proposta deste trabalho é o uso de técnicas inteligentes, como as redes neurais artificiais, para a predição de produção de petróleo e comparar seus resultados com os obtidos pela simulação numérica, método bastante utilizado na prática para a realização de predição do comportamento da produção de petróleo. As redes neurais artificiais serão usadas devido a sua capacidade de aprendizado, adaptação e interpolação.

Implantação de controle multivariável na unidade de coque de petróleo da Revap-Petrobras

Regina . L. A. Santos Coordenadora Projetos, MSc., PMP – Radix Engenharia
Renato. N. Pitta Engenheira Processamento UN-Revap Petrobras S.A
Alessandra. M.B. Fróes Engenheiro Processamento, MSc. UN-Revap-Petrobras S.A


Resumo
No atual mercado competitivo, as empresas são obrigadas a melhorar continuamente a produtividade de suas plantas industriais. Umas das áreas tecnológicas fundamentais para o aumento da rentabilidade é a de controle avançado e otimização de processo. Neste aspecto, a aplicação de técnicas de controle preditivo multivariável (MPC) 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 no sentido de evitar produto fora de especificação. Aliado a este conceito, a Unidade de Coque de Petróleo (UCP) é um processo estratégico para implantação de lógicas de controle avançado, pois converte frações pesadas de petróleo em produtos leves de maior valor agregado no mercado, com destaque para aqueles que irão compor o pool de diesel, sendo este atualmente o derivado de maior demanda no Brasil. Este trabalho descreve as etapas para a implantação de um controle avançado baseado em MPC na Unidade de Coque de Petróleo da Refinaria Henrique Lage (Revap-Petrobras) e os resultados no sentido de aumentar a estabilidade do processo frente aos distúrbios comuns a essa unidade, maximizando a produção de frações mais rentáveis que são incorporados ao pool de diesel da refinaria.

Drilling seeking automatic control solutions

John-Morten Godhavn Statoil Research Center Trondheim, Norway
Alexey Pavlov Statoil Research Center Porsgrunn, Norway
Glenn-Ole Kaasa Statoil Research Center Porsgrunn, Norway
Nils Lennart Rolland Statoil Research Center Trondheim, Norway


Resumo
Automation is an enabling technology to drill challenging wells in previous non-drillable formations and to improve drilling efficiency and safety overall. Therefore, automation is gaining a lot of interest within drilling in the oil and gas industry. People from the control community both from universities, oil companies and service companies are all building up activities and products to take advantage of using automation. Drilling systems have traditionally been operated manually. The economic potential is great for the introduction of automatic control providing increased oil recovery, reduced drilling time, increased regularity, and improved performance. One example of automated drilling is automatic control of the downhole pressure by topside choking in managed pressure drilling (MPD) operations. Pressure control with MPD technology allows drilling wells undrillable with conventional pressure control based on mud density manipulation. Results on MPD control systems can be found in several recent publications covering such aspects as observers and adaptive pressure controller design, implementation and experimental results. In the last three years Statoil has been developing a control system for MPD. The main two components of the control system - downhole pressure estimator and choke pressure controller - are based on a simple, yet accurate, nonlinear hydraulic model of the well with only 3 states. Such a simple model-based controller can provide better performance compared to conventional controllers. This control system was recently implemented and successfully tested on a full scale drilling rig. The tests demonstrated excellent performance of the control system and provided valuable data for further research and development. In the first part of the paper we present an overview of this control system and selected experimental results.