Edição 206 - Controle & Instrumentação

Revista Controle & Instrumentação – Edição nº 207 – 2015

¤ Artigos Técnicos

Leitor de grandezas físicas de ambientes

Douglas Messias de Carvalho, João Paulo Viry Barbosa Fundação Universitária Vida Cristã - Faculdade de Pindamonhangaba

Resumo

O parque industrial brasileiro, de modo geral, encontra-se em estado de má conservação, apresentando anomalias como má iluminação, poluição sonora, baixa umidade do ar, entre outras situações que prejudicam o rendimento dos colaboradores envolvidos com as operações. Projetos de melhoria e controle são recorrentes e seu primeiro passo é um diagnóstico realizado por meio de vários equipamentos distintos, como luxímetro, termopar e decibelímetro, que fornecem informações sobre as grandezas fí- sicas, normalmente um equipamento para cada grandeza presente no ambiente. Também existem equipamentos que fazem esse tipo de mapeamento por meio de uma malha de sensores controlados por um sistema supervisório que atua na correção das grandezas. No entanto, tais sistemas têm um alto custo. Diante do exposto, o objetivo deste projeto foi desenvolver um dispositivo portátil de baixo custo para a indústria que permita o mapeamento de quatro grandezas físicas ao mesmo tempo: temperatura, umidade, ruído e luminosidade. As informações coletadas serão apresentadas e/ou enviadas para um controlador ou uma interface de leitura, no qual os dados serão processados e armazenados para, posteriormente, serem utilizados em relatórios para eventuais melhorias. Neste trabalho todo o processamento de dados foi realizado por meio de um Arduino UNO R3, que apresenta vantagens e praticidades para o desenvolvimento de protótipos com baixo custo quando comparado aos controladores lógicos programáveis (CLP). O protótipo consiste em uma maleta metálica com quatro sensores embutidos com seus dados apresentados em uma IHM, especificamente com a linguagem de programação simples e pratica os dados são processados, armazenados e apresentados.

Medidores multifásicos água-óleo-gás: desenvolvimento,
princípios de medição, aplicações, especificações e
desafios

Carlos Eduardo Ribeiro de Barros Barateiro Engenheiro Mecânico, Doutor em Engenharia de Produção com especialização em Sistemas de Apoio à Decisão Universidade Estácio de Sá
Romulo Emerik Engenheiro de Produção, Consultor de Aplicações e Vendas do Grupo de Flow Emerson Process Management

Até o início dos anos 80, a indústria do petróleo convivia apenas com as medições monofásicas de óleo, água e gás natural, que eram suficientemente aceitáveis para as condições da época. No entanto, o esgotamento das reservas de petróleo conhecidas à época levou as grandes petrolíferas a operarem com maiores dificuldades tecnológicas, não somente nos campos maduros como nas novas áreas marginais que antes não eram economicamente viáveis (THORN, JOHANSEN e HJERTKERT, 2013).

Os primeiros medidores de vazão, que tinham essa capacidade de operação com a mistura água-óleo-gás, nasceram de pesquisas conduzidas no Mar do Norte. Esses trabalhos iniciais nos anos 80 foram conduzidos pelo Instituto Christian Michelsen (CMI), em Bergen (Noruega) exatamente quando a produção de petróleo nessa região começava a declinar e seu objetivo era encontrar formas de análise do aumento crescente de água e gás natural nos campos que antes eram extremamente produtivos (YODER, 2013).

As pesquisas feitas pelo CMI, com o apoio do National Engineering Laboratories (NEL) da Escócia, tiveram um impacto de longo prazo sobre o futuro de medidores de vazão multifásicos (YODER, 2013). No período de 1982 a 1986 esses trabalhos viabilizaram os primeiros MPFM (multiphase flow meter) fabricados pela empresa Fluenta, que efetuou os testes no campo de produção de Gullfaks, localizado na região continental da Noruega. Os medidores foram instalados em 1987 na plataforma de produção Gullfaks B que fazia o escoamento para a planta de processamento de Kårstø (FLUENTA, 2010). Hoje a Noruega é berço de várias outras companhias concorrentes desse tipo de equipamento: Framo Engineering (Bergen), Roxar (Stavenger), Multiphase Meter (MPM) (Stavenger) e Abbo (Rud) (YODER, 2013).

Apesar de mais de três décadas de pesquisa e desenvolvimentos intensos, o problema de como medir a taxa de fluxo de misturas óleo–gás–água em tubulações, continua sendo um dos principais desafios da indústria petrolífera (GRIFFIN, 2009). A tecnologia evoluiu e hoje os equipamentos existentes já são de terceira geração, acompanhando a mudança nas técnicas de produção que têm se tornado mais desafiadoras e assim, também os requisitos de medição tornaram-se mais exigentes, com a necessidade geral de maiores faixas de operação, incertezas reduzidas e maior confiabilidade a longo prazo (THORN, JOHANSEN e HJERTKERT, 2013).

O presente artigo discute por que a medição trifásica de vazão ainda é importante e por que continua a ser um problema de difícil solução. São descritas as principais aplicações, estratégias de medição e tecnologias de base utilizadas pelos fabricantes. Também são abordados o atual estágio do desenvolvimento desses medidores, seus limites de aplicação e discutidas algumas questões futuras que precisarão ser endereçadas. Enquanto o presente trabalho enfatiza especificamente medidores de vazão óleo-gás-água, há outros exemplos de medições de vazão bifásicas especializadas na indústria petrolífera, como as de gás úmido e água em óleo, que também são interessantes e com grande potencial de aplicações.

Este trabalho foi conduzido mediante uma ampla pesquisa bibliográfica com documentos acadêmicos e artigos técnicos especializados produzidos por usuários finais e alguns fabricantes e concluiu-se que trata-se de uma nova fronteira no conceito das medições fiscais e de transferência de custódia.

Como a tecnologia pode remediar as principais dores dos processos industriais: soluções Endress+Hauser Oil & Gas

Marcos Bruno Machado Chemical / Oil & Gas Industry Manager Endress+Hauser

Ultimamente observamos o aumento da complexidade em relação a otimização da produtividade com segurança e menor custo, os processos industriais relacionados ao mercado de Oil & Gas necessitam de constante monitoramento e atualização tecnológica. A importância desta demanda de mercado hoje é tratada não só como uma realidade mas também como a principal estratégia para otimização dos processos produtivos.

Anualmente alguns bilhões de dólares são investidos por alguns fabricantes no desenvolvimento de novas tecnologias para medição e controle desses processos. A Endress+Hauser, durante toda a sua história e presença no mercado de automação industrial, continuamente desenvolve soluções técnicas agregadas a instrumentação inteligente de campo.

Ajudaria se aquela medição de nível dos separadores não sofresse alteração em função da alteração de densidade ou presença de emulsão? E se a medição de pressão diferencial das torres de fracionamento não apresentasse aquele desvio em função da temperatura ambiente, sobre os capilares ou entupimento das tomadas de pressão? Essas e outras dores serão tratadas neste artigo, utilizando tecnologias agregadas a medição da variável em questão, com precisão e diagnósticos específicos.