Revista Controle & Instrumentação – Edição nº 180 – 2012



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Smart Fields

 

Os campos digitais de petróleo já são uma realidade e podem ter vários nomes como Smart Fields, i-field, Field of the Future, Gedig/ Giop, dependendo da empresa – Shell, Chevron, Statoil, BP ou Petrobras. A tecnologia está ajudando as petroleiras a buscar petróleo mais longe, mais fundo. A tecnologia está tornando possível acessar os campos de difícil acesso e desenvolvimento caro. Seja no Mar do Norte, no Texas ou no Rio de Janeiro, os campos digitais estão em estudo e em pilotos que provam que o mundo não vai mudar tão cedo de matriz energética, mas que vai usar a tecnologia para tirar o máximo de cada reservatório – desde a prospecção até a distribuição.

O setor de petróleo se utiliza cada vez mais de sensores e controles, comunicação ultra rápida, softwares dedicados e muita informação para tomar decisões – cada vez mais apertadas por leis ambientais e posições políticas. O tempo é de usar tecnologia para otimizar todas as etapas dos processos não apenas para facilitar a tomada de decisão, mas também para suportar a mão de obra – que oscila entre quase inexperiente e quase se aposentando – ou prescindir dela – não dá para negar que plataformas não habitadas estão nesses planos.





Imposto da tecnologia da informação no fluxo de caixa do ciclo de vida dos projetos de exploração e produção de petróleo

 

O fato é que o campo digital veio para ficar e parece já dar sinais de ser um bom negócio: recentemente a Chevron publicou que estima 8% na elevação da produção e maior recuperação total de 6% de um campo digital totalmente otimizado. A empresa deve manter oito centros globais no programa digital, cada um estudando um viés específico como a utilização de dados em tempo real para decisões em sistemas colaborativos nas operações de perfuração, gerenciamento de poços, etc. E espera economizar um bilhão de dólares por ano com os resultados! Não são valores para se desprezar – ainda mais que a projeção de demanda global deve crescer até 2035, segundo dados da Agência Internacional de Energia. Nesse cenário, quase 20 trilhões de dólares estão sendo investidos para atender essa demanda! O primeiro teste do campo digital da Chevron foi num campo centenário da Califórnia / EUA usando tecnologia térmica avançada para analisar o reservatório; o campo foi otimizado com sensores e monitoramento remoto, recebendo pessoal apenas para reparos, quando necessários. É bom que se diga que esse programa da Chevron vai ajudar a prevenir acidentes e melhora desde já a segurança. Os campos digitais prometem integrar operações baseadas em medições e controles para que as decisões sejam mais acertadas e rápidas, mas precisam de tecnologia.

Quase 90% dos poços mundo já passaram do limite em que a própria pressão do reservatório faz escoar o óleo precisando de injeção de água ou gás para que ele seja extraído e muito do parque instalado em E&P mundo afora possui instrumentos de 20 anos atrás, o que significa que deve haver uma modernização massiva no setor! Se poços e equipamentos estão precisando de um revamp, a quantidade de dados requer maior capacidade de armazenamento, processadores mais poderosos e rápidos, maior segurança e gente ainda mais qualificada! Para se ter uma ideia, um poço com uma bomba elétrica submersível tem mais de 20 dados importantes associados, sendo atualizados a cada minuto: os algoritmos que rodam em cada poço devem estar ligados e suportar sistemas operacionais e decisórios em tempo real.

Os novos sistemas de gerenciamento de campo estão interligados com vários campos e recebendo dados o tempo todo, sempre com metas a serem atingidas; com tudo isso, os novos sistemas são capazes de ajustar automaticamente as operações, otimizando-as com segurança. Ou seja, se as condições de um poço ou de um campo todo mudarem, os novos sistemas as ajustam, calculando e compensando cada variável envolvida. O acesso remoto através de uma infraestrutura de Telecom segura possibilita ao setor controlar cada poço a partir de qualquer lugar que se determine. E se a Chevron está investindo firme nessa direção, que dizer da veterana BP, cujo programa de campos digitais já completou uma década? O programa "Field of the Future" da BP já suporta 80% dos poços mais produtivos da companhia, algo em torno de um milhão de barris equivalentes. Esse programa teve uma primeira fase, de 2000 a 2005, que demonstrou a validade e o potencial do conceito, desenvolveu e integrou várias ferramentas. A fase 2, que está em seu final, implementou em escala o que havia sido proposto. De acordo com um paper recentemente apresentado em evento da Society of Petroleum Engineers, o foco da BP era gerar uma solução de monitoramento remoto em tempo real, vigilância por evento e não por rotina, confiabilidade de equipamentos e otimização da produção. Aparentemente a companhia gerou mais de 70 mil barris além de outros benefícios com o programa.

Os campos de Valhall e de Skarv, no Mar do Norte, foram remodelados/desenvolvidos baseados nos princípios de campos digitais e a sala de controle de Skarv tem uma extensão onshore. Agora, é digerir todo o aprendizado e se preparar para novos desafios. A Shell também implementou um programa de campos digitais, seus Smart Fields, a partir de 2000, com monitoração e controle de instrumentos nos poços, depois ampliado para um completo gerenciamento de campos. A Shell sabe que chegar antes à Era da Tecnologia gera diferenciais importantes – ainda quando se está perto do momento em que tecnologia vai virar commodity. A próxima geração de tecnologias terá com certeza um cenário onde as interfaces entre os vários.

sistemas preencham as necessidades por integração de dados e informação de qualidade em ambiente colaborativo – não descartando o mundo corporativo mobile. Tudo em tempo real. Segundo o paper da BP, a escolha desta ou daquela tecnologia não foi o mais importante, mas toda a inovação da digitalização dos campos acontece graças aos fornecedores-parceiros das petroleiras. Então, quanto mais digital, mais dependente de tecnologia, de TI e softwares, o que gera preocupação porque esses sistemas estão cada vez mais complexos. Para ajudar nesse ponto, a DNV criou um sistema prático (ISDS) que mostra como rodar um projeto onde a integração de software seja crítica. Grandes fornecedores de automação/instrumentação e sistemas são a base dessas mudanças. A ABB, por exemplo, desenvolveu uma solução de operação integrada e segura para aumentar a produção e possibilitar o controle remoto e colaborativo de operações. Mas, e a Petrobras? Não há tanto tempo, mas de maneira firme, a nossa Petrobras já testou o conceito de campos digitais com o Gedig - Gerenciamento Digital Integrado, "uma iniciativa 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 recuperação da reserva de óleo e gás.

O campo de Carapeba, o primeiro piloto, está localizado na Bacia de Campos e possui três plataformas fixas de produção com 43 poços produtores (produzindo com uso de bombeio centrífugo submerso - BCS) e cinco poços injetores", como definiram os engenheiros José Mazucato Junior, Cláudio Benevenuto de Campos Lima, da Petrobras, em 2009. O GeDig foi incorporado, já em 2010, por uma nova filosofia de trabalho da Petrobras conhecida como GIOp - Gerenciamento Integrado de Operações. Além do GeDig, várias outras iniciativas implantadas nas últimas décadas relacionadas às atividades operacionais do E&P que envolvem aquisições de dados, monitoramento e controle de variáveis para suporte à decisão e melhor aproveitamento de especialistas foram incorporados ao GIOp. Os projetos foram implantados no período de 2006 a 2009 e suas conclusões deram ensejo a realização desse programa corporativo do departamento de E&P que está sendo implantado em todas as Unidades de Operações e Serviços de exploração e produção, inclusive no Pré Sal. Para entender melhor o Giop, tiremos o desenvolvimento do projeto na Bacia de Santos como referência: em um ano de trabalho, foram redesenhados mais de 50 processos!

O projeto foi desenvolvido em duas fases: conceitual e o design básico. Na primeira fase, foram identificadas oportunidades em cenários projetados para até 2030 através de mais de 170 entrevistas com pessoas de diferentes áreas e níveis hierárquicos do E&P. Depois, as oportunidades levantadas deram início ao desenho do que se espera vir a ser o projeto ideal, sempre com vistas aos valores da companhia e tendo o time central do Giop como suporte. As melhores práticas internas foram consolidadas, mas não se desprezou a experiência externa, buscando conhecer o benchmarking dos pontos levantados. Definir a estratégia de modelamento dos processos foi um passo importante nesse caminho, pois disso dependia a melhor alocação de tempo e recursos financeiros e humanos. Aqui foi definida a ferramenta ARIS.

Supervisão de reservatórios e poços, segurança de vazão, sistemas de supervisão, sistemas de armazenamento e descarga, tratamento de perdas e manutenção tiveram processos mapeados. A reorganização dos processos tinha em mente a maior segurança das operações; a otimização financeira, tecnológica e intelectual; antecipação de dificuldades, aperfeiçoamento dos processos e melhoria dos processos decisórios; tudo isso evitando duplicidade de esforços. Dessa forma, o que tornaria a idealização em realidade seriam tecnologias que permitissem o trabalho colaborativo e integrado, com interfaces que otimizassem o fluxo de informações e conhecimento; descentralização de decisões; uso de tecnologias desenvolvidas internamente ou com parceiros, pela indústria ou pela academia; uso de normas, padrões e processos simples. Esse campo dos sonhos, contudo precisa de profissionais bem preparados – esses atores também tiveram perfis gerados durante a fase de desenho básico. E as tecnologias escolhidas foram...

A estratégia adotada pelo Giop evitou desenvolver um projeto focado em tecnologia então não determinou se esta ou aquela seriam as melhores. Para cada atividade mapeada, foram estabelecidos requisitos que serão utilizados para dar suporte à escolha das tecnologias. Mas claro algumas soluções foram analisadas em níveis de visualização (para portais, workflows e painéis de controle), integração, dados (qualidade, gerenciamento, etc), serviços (simuladores, alertas, etc). Cada possibilidade mapeada foi analisada segundo o impacto que gera na organização, na tecnologia, nos procedimentos e no pessoal. E então um plano de mitigação foi estabelecido e tudo isso foi incorporado no plano de gerenciamento de mudanças para o Giop. O Giop amplia o controle e a supervisão das instalações e processos a partir de centros em terra, minimizando o deslocamento de pessoas e materiais e gerando uma visão ampla capaz de fornecer soluções endereçadas otimizando todos os recursos.

A filosofia do gerenciamento tem como base malhas ou conjunto de tarefas focadas em fluxos de trabalho e existem três tipos delas no Giop: a malha rápida (conta com profissionais mais experientes, com capacidade de decisão, para monitoramento e otimização de trabalhos específicos); malhas médias e longas (requerem reuniões multidisciplinares de diagnóstico onde as estratégias são montadas nas malhas longas e decisões operacionais, nas médias). Durante a Rio Oil & Gás deste ano, pode-se saber um pouco mais sobre o desenho da parte elétrica no Giop – essas informações também estão disponibilizadas de forma remota, provenientes de três sistemas diferentes. O primeiro é o supervisório das unidades operacionais – o operador em terra pode navegar por ele, mas não atuar. Há também o ambiente PIMS que disponibiliza as variáveis elétricas de campo (tensão, frequência, corrente) de uma série de equipamentos. Nesse ambiente também está o histórico e nele existe a possibilidade de programar lógicas para parâmetros críticos, analisar tendências, etc. Um terceiro sistema, ainda em fase de implantação, dará acesso aos dados dos relés de proteção, registros de eventos, registros de grandezas elétricas analógicas e digitais armazenadas em relés de potência, etc. A arquitetura para disponibilização remota do banco de dados do sistema de proteção elétrica não compete com a rede de automação porque é independente.

O acesso pela estação local à rede de automação acontece por Telnet. As estações remotas acessam uma pasta compartilhada no servidor de arquivos – esse acesso está configurado apenas para leitura – que se encontra na zona "desmilitarizada" entre a rede de automação e a rede corporativa. A atualização de ajustes de relés é feita manualmente e segue uma rotina de manutenção e os arquivos de oscilografias são enviados automaticamente segundo uma rotina determinada previamente (polling). A gestão dos equipamentos críticos segue práticas estabelecidas pela ANP e, entre os elétricos, são considerados críticos os sistemas de geração e distribuição de emergência e suas respectivas cargas, compostos por geradores de emergência, sistemas de corrente contínua, UPS, painéis de distribuição, entre outros. As novas tecnologias estão presentes em cada etapa da vida de um poço e campo ajudando o setor petroleiro a atuar de forma mais segura para o meio ambiente e para o ser humano. Um exemplo prático é a nova segurança operacional do projeto SHAR - Sistema Hidroacústico de Acionamento Remoto que tem como objetivo inicial aumentar a segurança dos operadores.

Uma vez em funcionamento – na P-47 – o sistema reduz drasticamente a necessidade de operadores-mergulhadores. As válvulas manuais que controlam o fluxo dos poços, localizadas num manifold assentado no solo marinho a cerca de 130 m de profundidade, hoje são operadas por mergulhadores. Para o exercício da atividade, esses profissionais precisam permanecer em câmara hiperbárica para condicionar a pressão antes de mergulharem para atuar nas válvulas. Com o novo sistema, as válvulas – que passarão a ser dotadas de atuador motorizado - passarão a ser atuadas de forma remota, acionadas por comando acústico proveniente da plataforma de produção. Segundo o engenheiro de Processos Sênior da Chemtech, Gustavo Sandri, "no que tange aos aspectos de engenharia, o sistema, que não possui cabos entre plataforma e estrutura submarina, será suprido energeticamente por baterias postadas na estrutura submarina. Já as informações de comando/controle serão passadas da plataforma (sub-sistema de superfície) por um modem acústico submersível através de sinal hidroacústico, o qual será recebido no modem acústico submerso instalado na estrutura submarina e encaminhado para os acionadores por cabos de instrumentação submarinos.

A garantia de entendimento do sinal é feita através de uma assinatura que impede que sinais espúrios gerem ação no sistema. Durante a movimentação das válvulas, as variáveis velocidade, torque e posição são monitoradas com valores-limites previamente estabelecidos, garantindo a integridade do sistema e a correta operação". As tecnologias de controle são sempre importantes, e para o setor de oil & gas são ainda mais porque nele as emergências evoluem mais rapidamente do que o controle manual pode responder, e os sensores e desengates de segurança são operados em um ambiente muito hostil. Então, as respostas devem ser rápidas, os sensores redundantes, e os elementos finais do controle de qualidade e muito bem suportados. Até os recentes grandes acidentes, a indústria de petróleo em general tinha receio de utilizar mais a atuação automática – o que agora passa a ser visto como um risco menor. Utilizar apenas sistemas normatizados é uma prática da Petrobras, justamente para garantir a segurança. Mas as normas não se fazem sozinhas e a comprovação necessita de um campo de teste, de projetos-piloto – que precisam ter sustentação econômica, além de tecnológica. Parece que as petroleiras já fizeram suas contas.




 
 
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