controle e automação do processamento primário de petróleo

5/10/2018 Controle e Automa o do Processamento Prim rio de Petr leo - slidepdf.com

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UNIVERSIDADE SALVADOR – UNIFACS

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E ARQUITETURA

ENGENHARIA QUÍMICA

MAYER FERNANDES DOS SANTOS SILVA



MAYER FERNANDES DOS SANTOS SILVA

SIMULAÇÃO DO INTERTRAVAMENTO, CONTROLE E CLP DE UMA

PLANTA DE PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO



RESUMO

Os processos industriais, em geral, são dinâmicos e instáveis por natureza,

necessitando de sistemas de controle para a minimização deste problema. Este

estudo tem o objetivo de estudar e simular estratégias de controle e intertravamento

para uma planta de processamento primário de petróleo, determinando os parâmetros

que mais influencia na especificação do óleo. A metodologia utilizada foi o estudo de

fluxogramas de processo e o levantamento bibliográfico de controle, intertravamento e

formação de emulsões. Serão realizadas simulações estática e dinâmica para analisar

estruturas de controle básico que possibilitem maior estabilidade ao processo. Após a

modelagem dinâmica do controle e intertravamento, a simulação da automação do CLP

permite estudar e consolidar a lógica do programa.

Palavras-chave – Petróleo, simulação, controle, automação.



Lista de Figuras

Figura 01 – Segmentos da indústria do petróleo ............................................................... 8

Figura 02 – Tipos de ações de controle........................................................................... 12

Figura 03 – Esquema de controle com realimentação negativa ...................................... 13 Figura 04 – Ações básicas do controle PID ..................................................................... 14

Figura 05 – Ilustração da ocorrência do off-set ................................................................ 15

Figura 06 – Efeito da inclusão do controle integral .......................................................... 16

Figura 07 – Esquema geral do processamento primário de fluidos ................................. 20Figura 08 – Fluxograma simplificado do processamento primário de petróleo................. 21

Figura 09 – Controle do sistema de separação líquido-gás ............................................. 22

Figura 10 – Controle do tratador termoquímico vertical ................................................... 24

Figura 11 – Simulação estática do processo .................................................................... 28



Figura 26 – Modelagem do intertravamento do scrubber................................................. 42

Figura 27 – Modelagem do intertravamento da transferência de óleo ............................. 43

Figura 28 – Modelagem do intertravamento das bombas de adução .............................. 45

Figura 29 – Exemplo de entrada e saída em um programa de CLP em ladder................ 46

Figura 30 – Lógica do programa com bloco set-reset ...................................................... 47

Figura 31 – Programa de intertravamento das XV’s 01 e 02 ........................................... 48

Figura 32 – Intertravamento do scrubber ......................................................................... 48

Figura 33 – Intertravamento das bombas de adução....................................................... 49

Figura 34 – Transferência automática do óleo................................................................. 49



Sumário

1 INTRODUÇÃO.................................................................................................................. 5

2 OBJETIVOS...................................................................................................................... 6

2.1 GERAIS ..................................................................................................................... 6

2.2 ESPECÍFICOS ........................................................................................................... 6

3 JUSTIFICATIVA ............................................................................................................... 7

4 REVISÃO DE LITERATURA ............................................................................................ 7

4.1 A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO .................................................................................. 7

4.2 OCORRÊNCIA E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO ........................................................ 8

4.3 EMULSÕES E ÁGUA PRODUZIDA ........................................................................... 9

4.4 SIMULAÇÃO E CONTROLE DE PROCESSOS ....................................................... 11

4.4.1 Simulação Dinâmica De Processos ...................................................................... 12

2 C l PID



8.1 SINTONIA DO TIC ................................................................................................... 32

8.2 SINTONIA DO PIC ................................................................................................... 35

8 INFLUÊNCIA DO ARRASTE NO CONTROLE DE NÍVEL DO VASO SCRUBBER........ 37

9 SIMULAÇÃO DO SISTEMA DE AUTOMAÇÃO E INTERTRAVAMENTO...................... 38

10 MODELAGEM DO INTERTRAVAMENTO...................................................................... 41

11 PROGRAMAÇÃO E SIMULAÇÃO DO CLP ................................................................... 46

12 CONCLUSÃO ................................................................................................................. 50

REFERÊNCIAS ......................................................................................................... 51



5

1 INTRODUÇÃO

Entre os diversos segmentos da indústria do petróleo, o processamento

primário de fluidos é a área da E&P (exploração e produção) mais voltada à

engenharia de processos, importante campo de estudo e atuação de engenheiros

químicos. Este projeto visa realizar uma simulação dinâmica do processamento

primário de petróleo e estudar a implantação de sistemas de controle e automação

para este processo.

Os processos industriais em geral são dinâmicos e instáveis por natureza,

apresentando variáveis, que quando não controladas, podem colocar em risco a

qualidade, produção e segurança da operação da planta. Para minimizar os desvios

ocorridos em cada operação do processo é necessária a utilização de sistemas de

controle e automatização que mantenham as variáveis sob as condições desejadas.

Constatando a escassez de estudos e projetos reais nesta área, aplicados ao

processamento primário de petróleo, confirmou-se a necessidade e importância do

estudo proposto.



6

shore , propiciando não só um ambiente favorável ao estudo, como certa expectativa

por seus resultados.

A primeira parte do projeto contempla a revisão bibliográfica do processo e

das principais estruturas de controle, embasando o estudo. Após o referencial

teórico, é feita uma descrição mais acurada do processo e dos equipamentos, para

visualizar as operações com maior necessidade de controle e automação. Por fim,

depois da análise dos processos mais carentes de automação, será descrito o

estudo mais técnico em si, compostos por mais de um tópico, o desenvolvimento da

simulação e das estruturas de controle.

2 OBJETIVOS

2.1 GERAIS

Realizar uma simulação dinâmica do processo de tratamento primário do



7

3 JUSTIFICATIVA

Os produtos derivados do petróleo são essenciais para a manutenção do

desenvolvimento global e de tecnologias que mantém o conforto da vida moderna.

Com a descoberta de novos poços de petróleo na costa do Brasil, sobretudo na

camada pré-sal, cresce a necessidade por estudos e descoberta de novas

tecnologias na área, para viabilizar ou diminuir custos dos processos de produção do

petróleo.

Além do interesse econômico do processo, que está voltado em separar as

frações constituídas por hidrocarbonetos, o tratamento primário do petróleo é

importante, também, do ponto de vista operacional, pois a remoção da água e de

frações ácidas da corrente de hidrocarbonetos evita o superdimensionamento do

sistema de bombeio e transferência, bem como danos com incrustações e corrosão

em equipamentos e dutos.

Mesmo com as expectativas de crescimento no volume de produção de

petróleo no país, há poucos estudos na área de processamento primário de petróleo,



8

Devido ao crescimento econômico do país e às recentes descobertas de

reservatórios na costa do Brasil, a indústria do petróleo vem liderando em

faturamento e volumes de investimentos. É composta de vários segmentos como

exploração, produção, processamento primário, refino, petroquímica e distribuição.

Os produtos derivados do petróleo seguem, necessariamente, todas essas etapas

até chegarem ao acesso dos consumidores.

Figura 01 – Segmentos da indústria do petróleo.

Os processos de exploração e produção são os responsáveis por extrair o

petróleo dos reservatórios. Das estações de produção, o petróleo é enviado aos



9

Dependendo da formação rochosa e da pressão em que o petróleo é

acumulado, é comum encontrar gás, óleo e água no mesmo reservatório. Devido à

imiscibilidade e a diferença de densidade entre essas fases, o reservatório é dividido

em três camadas: o gás ocupa a parte superior e o óleo e a água salgada ocupam

as partes inferiores, sendo que entre uma camada e outra existe uma película de

emulsão separando as fases.

Devido à configuração citada dos reservatórios, as três fases existentes no

reservatório são produzidas simultaneamente, junto com sedimentos como areia,

impurezas e materiais de corrosão e incrustação. Devem-se considerar também

outras substâncias provenientes da decomposição de materiais orgânicos como H2S

e CO2 presente no reservatório. Esses componentes tornam o fluido corrosivo e

erosivo, sendo necessária a remoção mais breve possível destes componentes.

Além das impurezas presentes na mistura trifásica que sai do poço, outros

fatores prejudiciais à especificação do óleo e do gás são as interações entre as

fases, onde óleo e água, além de formarem emulsões estáveis, podem ser

arrastados pela corrente gasosa. Diante das razões que levam à dificuldade na



10

água livre, por sua vez, é separada por simples processo de decantação,

possibilitada pela diferença de densidade entre água e óleo.

A remoção da água é o problema mais relevante do processamento primário

de petróleo, seja pela quantidade ou pela formação de emulsão com o óleo. A água

produzida pode ter duas origens, sendo proveniente do próprio reservatório ou

devido à utilização de processos de recuperação e elevação de óleo por injeção de

água. O teor de água produzida no início da produção do reservatório é baixo e

tende a aumentar com a continuidade da operação, se aproximando dos 100% à

medida que o poço vai chegando ao fim de sua vida produtiva.

Além de não apresentar valor econômico, a água produzida apresenta sais,

sulfatos, carbonatos e várias outras espécies químicas que podem provocar

corrosão e incrustação nas instalações de produção, transporte e refino. Para

minimizar estes problemas devem ser utilizados materiais adequados para a

construção dos equipamentos e tubulação (comumente revestida internamente de

material anti-corrosivo), bem como a injeção de inibidores de corrosão e incrustação.

Cunha (2007) aborda, em tópicos, os principais problemas que a água



11

4.4 SIMULAÇÃO E CONTROLE DE PROCESSOS

A simulação é um método muito utilizado para a representação computacional

de processos. Os softwares utilizados para este fim possuem ferramentas

computacionais baseadas em uma grande variedade de modelos termodinâmicos

que representam os diversos tipos de processos. É através da simulação do

processo e das lógicas de automação que serão estudados os comportamentos das

principais operações e variáveis do tratamento primário do óleo2.

Araújo (2003) define processo como sendo o conjunto de equipamentos e

procedimentos interligados para transformar alguma matéria prima em um ou mais

produtos. Aborda também que cada processo apresenta variáveis (como pressão,

temperatura, vazão e composição, entre outras) que indicam o estado do processo,

em cada instante (comportamento dinâmico). É devido a esse comportamento

dinâmico do processo que se faz necessário a utilização de sistemas de controle,

projetados para minimizar os efeitos das perturbações que o processo sofre ao

longo de sua operação.



12

A figura a seguir mostra a ação dos dois tipos de controle em uma variável de

processo (PID, On-off e sem controle):

Figura 02: Tipos de Ações de Controle.

4.4.1 Simulação Dinâmica De Processos

A corrente de petróleo que chega ao separador apresenta regime turbulento e

escoamento multifásico polidisperso. A simulação desta mistura (gás, óleo, água e

emulsões) deve levar em consideração o arraste e a formação de emulsões

água/óleo, além das outras propriedades físico-químicas como pressão de vapor,



13

dinâmica pode ser utilizada para checar sistemas básicos de controle e determinar a

amplitude ótima de variação das variáveis durante o teste de planta, possibilitando

ganho de conhecimento operacional, que ás vezes só se obtém com anos de

experiência (Aspentech, 2004). Entre os principais benefícios da modelagem

dinâmica de processos podemos citar:

Minimizar o impacto de variações no processo.

Determinar os modelos que menos requerem testes reais.

Teste de controle para grande range de operação.

A execução de projetos de sistemas de controle e instrumentação não

depende da instalação da planta, podem ser pré-determinados.

Estudo de revamps 4 ou mudanças de condições de processo.

4.4.2 Controle PID



14

Para uma melhor compreensão e visualização das ações de controle citadas,

é necessário definir alguns dos termos e variáveis mais utilizados5.

PV: variável de processo, controlada;

SV ou SP: set-point. Valor desejado da variável de processo;

MV: variável manipulada. Variável em que o controlador atua para

controlar o processo;

Erro ou Desvio: Diferença entre SV e PV;

Ação de Controle: Define a atuação aplicada à MV na ocorrência de

variações da PV, podendo ser reversa ou direta;

Ação reversa: Se PV aumenta, MV diminui;

Ação direta: Se PV aumenta, MV aumenta;

PB: Banda Proporcional (igual a 100/ganho do controlador).



15

4.4.3 Controle Proporcional

No controle proporcional a ação é instantânea e proporcional à amplitude do

erro, atuando na variável manipulada para obter o controle da PV. O objetivo da

ação proporcional é estabilizar a variável pela realimentação negativa, minimizando

o erro, de forma que o valor final pode assumir uma posição estável que nem

sempre é o próprio set-point 6 . Quando a diminuição do erro deixa a variável fora do

set-point, diz-se que há um erro permanente ou off-set, o sistema foi estabilizado,

mas a variável não necessariamente está no seu valor de origem desejado. O off-set

depende da variação da carga e é proporcional ao ponto de ajuste do controlador

(Petrobras, 2008).



16

do controle integral consiste em fornecer uma resposta proporcional à amplitude do

erro e à duração do desvio na saída do controlador, somando os desvios SV-PV ao

valor de MV, obtendo a correção no valor da MV e consequentemente na PV (uma

constante, tempo integral, define a força de atuação desta ação de controle).

Embora possua a capacidade de eliminar o off-set, o controle integral piora a

estabilidade do processo devido à sua realimentação positiva atrasada, aumentando

o período de oscilação da malha (MATIAS, 2002). A correção do off-set é realizada

através de deslocamentos da banda proporcional que o deixa sempre

simetricamente em torno do ponto de ajuste. O efeito da adição da ação do controle

integral ao proporcional (Controle PI) pode ser visualizado pela figura a seguir (nota-

se que a ação da banda integral devolve o valor da variável ao set-point):



17

Tanto o controle integral quanto o controle diferencial não são utilizados

isoladamente, estão geralmente associados a ações de controle proporcional,

embora ajam referências de utilização sem a ação proporcional (Petrobras, 2008).

4.4.6 Simulação da Lógica de Automação

A simulação dinâmica do processo utilizando o Aspen Hysys® é muito útil para

representar os resultados do controle e do intertravamento do ponto de vista do

processo (dinâmica, estabilidade, resposta, entre outros). Uma vez definida a matriz

de causa e efeito do processo e simulado o intertravamento, a lógica de automação

da unidade pode, também, ser simulada.

A Siemens é um dos maiores fabricantes de CLPs do mundo e possui o seu

próprio programa e simulador de hardware. O Simatic Manager é o programa onde a

lógica de automação é realizada e simulada, sendo aqui utilizado para a

programação do CLP do intertravamento da unidade.



18

O processo estudado contém hidrocarbonetos polares e apolares que

apresentam de uma molécula de carbono a mais de 45, bem como água e gases

ácidos e inertes. O modelo termodinâmico deve ser escolhido para representar bem

o equilíbrio dos equipamentos operando com emulsão, arraste e mistura de

componentes com polaridades diferentes.

5 DESCRIÇÃO DO PROCESSO

O processamento primário do petróleo visa promover a separação e

especificação das três fases existentes na corrente de fluidos extraídas dos poços,

bem como o aproveitamento da água e do gás por métodos de elevação de óleo.

Para tal, podem existir plantas mais simples ou complexas, dependendo do nível de

condicionamento desejado para cada fase. As principais especificações necessárias

aos produtos do processo estão dispostas No quadro a seguir:

Tabela 01 – Principais especificações dos fluidos após o Processamento Primário.



19

A corrente de gás que sai de cada separador é enviada a um vaso scrubber,

onde os condensados e os líquidos arrastados pelo gás são retirados pelo fundo e o

gás, com baixo teor de líquidos, é retirado pela parte superior do vaso. Parte do gás

produzido é utilizado internamente, como alimentação para os queimadores das

caldeiras e dos tratadores termoquímicos, e outra parte é direcionada à estação de

compressores. Da estação de Compressores o gás pode ser injetado nos poços,

realizando recuperação do reservatório por sistema gás-lift ou ser enviado à Unidade

de Processamento de Gás Natural (UPGN), onde o gás é adoçado e desidratado,

entre outros processos.

Como o gás injetado não é previamente processado para a remoção de

componentes que tornam o gás ácido, é necessária a utilização de anticorrosivos e

sequestrantes de H2S para evitar problemas de corrosão em tubulações eequipamentos.

A corrente de fundo de cada separador bifásico, água e óleo com partículas

de gás, é direcionada aos tratadores termoquímicos, que tem como principal função

separar e especificar o óleo. Os tratadores termoquímicos utilizados no



20



21

Figura 08 – Fluxograma simplificado do processamento primário de petróleo.



22

6.2 SISTEMA DE SEPARAÇÃO GÁS-LÍQUIDO

Este sistema visa separar a corrente de produção em líquido (emulsão) e gás,

embora cada fase ainda arraste fração da outra. Os principais problemas

operacionais do separador de produção são causados por não conformidades de

vazão, nível e pressão. Cada variável afeta de forma diferente na eficiência e

segurança do processo. A figura abaixo ilustra o controle do sistema de separação:



23

o Conseqüência: diminuição do nível nos tratadores e de sua

capacidade de processamento (gás ocupando espaço no lugar

do líquido).

o Controle: fechamento da LCV de saída de líquido.

Pressão alta nos vasos separador e scrubber .

o Problema: segurança, no entanto nada crítico até a pressão

máxima de operação (PMTP).

o Controle: Abertura da PCV na saída do vaso scrubber . Se a

válvula PCV e sua tubulação não comportarem a vazão de gás

e a pressão continuar alta, ativa-se a PSV de alívio.

Pressão baixa nos vasos separador e scrubber .

o Conseqüência: o processo dispensa bombas e compressores,

pois as perdas de carga das linhas e equipamentos não



24

6.3 TRATADOR TERMOQUÍMICO DE EMULSÃO (TRIFÁSICO)

O tratador termoquímico separa a emulsão óleo/água por fenômenos

favorecidos com o aumento da temperatura. Na estação de tratamento, o petróleo

recebe injeção de desemulsificantes, antes mesmo de chegarem aos separadores

bifásicos. Esses desemulsificantes vão agindo e se misturando na emulsão até

chegarem aos tratadores, onde o aumento da temperatura diminui a viscosidade eaumenta as interações entre as fases, melhorando a ação do produto químico

utilizado. A figura a seguir contempla os principais controles do equipamento:



25

Nível baixo no tratador (perda de controle da interface).

o Problema: contato do óleo com a fornalha, perda de

capacidade, saída de especificação da altura do flange de saída

de óleo.

o Conseqüência: Segurança (explosão), perda de capacidade de

processamento, saída de água oleosa.

o Controle: válvula LCV de saída de água.

Temperatura baixa no tratador.

o Problema: aumento da viscosidade.

o Conseqüência: Perda de capacidade de separar a emulsão,

causando a perda de especificação do óleo (teor de água e sal

acima do permitido).

o Controle: aumento na abertura da válvula de entrada de gás na



26

Pressão baixa no tratador.

o Conseqüência: Problemas com transporte (por pressão) de

fluido.

o Controle: Alinhamento de poços com maior pressão e

diminuição da abertura da válvula PCV.

Além dos sistemas de controle, é importante lembrar da necessidade de

sistemas de alarme e intertravamento para situações críticas de pressão,

temperatura e nível, garantindo a segurança da unidade.

7 SIMULAÇÃO DO PROCESSO

7.1 Simulação Estática do Processo



27

temperatura e o produto químico injetado proporcionam, especificando o óleo, não é

possível de ser modelado no simulador, portanto apenas o arraste terá alguma

representação na simulação.

Para a representação do arraste, foi inserido um mixer na entrada do

separador bifásico, que divide a corrente, que entraria no vaso, em dois. A divisão

na simulação estática é feita através da determinação de quanto da corrente que

entra irá “by-passar” o vaso, de modo que o scrubber apresente alguma vazão de

líquido. O tratador de emulsão (vaso tri fásico) terá sua fornalha representada através

de um reator estequiométrico que representa a combustão. A conversão no reator

não depende da temperatura de entrada do ar ou gás (ignição e processo

espontâneo) e a energia absorvida no trocador de calor (falso) é inserida no tratador.

A corrente de entrada no processo é composta por gás, óleo e água. Para a

simplificação da modelagem, foi adotada a seguinte corrente de entrada para a

simulação (onde o petróleo é representado através da mistura de 5

hidrocarbonetos):



28

Figura 11 – Simulação estática do processo.

7.1 Simulação Dinâmica do Processo

Transitar da simulação estática para a dinâmica pode requerer alguns ajustes,



29

determinar a vazão arrastada em função desta vazão importada. O resultado da

vazão de líquido a ser arrastada é exportado para o set-point do falso controlador,

representando o arraste no vaso.

Figura 12 – Modelagem do arraste nos vasos bifásicos.

A modelagem estática da fornalha do tratador (câmara de combustão em U)



30

Figura 13 – Simulação do tratador termoquímico (com fornalha interna).

Ao inserir outro sistema de separação com arraste (em paralelo), vaso scrubber

á jusante desses vasos, para a remoção do líquido remanescente no gás, e o vaso

aquecido, a simulação dinâmica está concluída (restando apenas alguns ajustes

para aproximar a simulação com o processo real). A simulação apresentada na



31

8 CONTROLADORES

Com a simulação dinâmica realizada, deve-se inserir os controladores de cada

equipamento (já mostrado na figura acima) para análise dos parâmetros de controle.

Para que a simulação se aproxime ao máximo da realidade, foram inserido os cv’s

das válvulas e os deltas de pressão reais de uma estação de tratamento de óleo,

obtendo uma vazão compatível com o da planta real. O processo simuladoapresenta quatro controladores de nível, um controlador de pressão e um de

temperatura. A tabela à seguir lista os controles e seus equipamentos:

Tabela 03: Controladores da unidade.

TAG Equipamento SP UnidadeLIC-01 Separador 01 35 %LIC-02 Scrubber 20 %LIC-03 Separador 02 35 %LIC-04 Tratador 80 %PIC-01 Scrubber 7 kgf/cm²g

TIC-01 TratadorTermoquímico 70 °C



32

Figura 15 – Off-set dos controles proporcionais de pressão e temperatura.

A função de controladores é manter a variável em um valor desejado. Sendo

assim, a existência de off-set’s é, obviamente, inconveniente e indesejável. Na

indústria, uma mínima diferença entre PV e SP pode gerar prejuízos e insegurança,

por isso a preocupação com a eliminação do off-set. O responsável por devolver o

valor da PV ao SP é a ação integral, que é acionada ao inserir o tempo integral no

controlador.



33

razoavelmente longo, 40 minutos. Ao realizar o teste em malha aberta, o gráfico foi

transportado para o software Excel, onde foram observados e calculados principaisparâmetros como mostra a figura à seguir:

Figura 16 – Teste do TIC-01 em malha aberta para sintonia.

A linha em azul representa a MV e a linha de verde representa a PV. Ao

colocarmos o controle no modo manual e fornecermos uma variação do tipo degrau



34

A estimativa dos parâmetros do controle PI de temperatura através os dois

métodos analisados foram parecidos, diferindo nas casas decimais. Ao aplicar osparâmetros estimados no controlador, foi possível perceber o ganho de velocidade

de resposta do controlador e a inexistência do off-set. Promovendo uma variação de

65°C para 75°C, em malha fechada:

Figura 17 – TIC-01 sem sintonia (P puro) e TIC-01 com sintonia (PI), respectivamente.

Sem uma sintonia adequada, o controle demora aproximadamente 20 minutos



35

Figura 18 – Sintonia do TIC utilizando o Autotuner do Hysys.

8.2 SINTONIA DO PIC

O controlador de pressão foi sintonizado também em malha aberta, dando uma

variação de 30% na abertura da válvula, variável manipulada, observando que a

pressão caiu de 905,4 kPa para 640,5 kPa. A estimativa dos parâmetros do cálculo

do tempo integral e do ganho é mostrada na figura e tabela à seguir:



36

requerendo forte ação integral. Como a resposta deste controle é rápida, a

consideração que o tempo morto não existe ou é mínimo, obtém-se a seguinteresposta do controlador (com Ti e Kc por Z&N):

Figura 20 – PIC Sem sintonia (P) e com sintonia (PI), respectivamente.

A sintonia deste controlador apresenta grande importância mais pela

ocorrência do off-set e da rapidez com que este erro permanente deve ser zerado,

do que pelo tempo de resposta do controlador, já que mesmo em malha aberta a

resposta foi rápida. Com a sintonia, a PV levou aproximadamente 1 minuto para



37

8 INFLUÊNCIA DO ARRASTE NO CONTROLE DE NÍVEL DO VASO

SCRUBBER

Devido à complexibilidade da representação matemática do escoamento

multifásico dentro de vasos, não há equações9 ou correlações que possam

representar o arraste dentro destes equipamentos. Com uma equação conhecida,

esta poderia ser inserida no spreadsheet da simulação, enviando o valor do set-point

ao falso controlador de vazão. Devido à inexistência de tal equação, o estudo que

pode ser feito em relação ao arraste é a avaliação do controle de nível de vasos

scrubbers em situações onde esse fenômeno é mais ou menos agressivo.

Para as condições do processo estudado (vazão de aprox. 110 m³/h),estimando um arraste de 5% no vaso separador (a montante do scrubber), a válvula

de controle de nível deve ter cv de 2 USGPM, por onde flui 1,66 t/h de emulsão,

estando 56% aberta. Pode-se perceber que vazão e cv possuem valores baixos se

comparados com outras etapas do processo, sendo assim, uma diminuição do



38

situações de baixo arraste de líquido pode ocorrer, principalmente, devido à uma

queda no nível do vaso separador à montante ou baixa vazão do sistema. Situaçõesonde o arraste previsto a vazão e o arraste previsto é baixo, é aconselhável a

utilização de drenos automáticos devido à possibilidade de problemas em válvulas

de controle operando fora da faixa recomendável, quase fechada.

9 SIMULAÇÃO DO SISTEMA DE AUTOMAÇÃO E INTERTRAVAMENTO

Para proteger a planta e evitar situações de risco, como líquido na corrente de

entrada de um compressor, vapor na entrada de uma bomba, pressão de uma

corrente acima da classe de pressão do sistema, entre outros, deve-se elaborar umalógica de intertravamento que interrompa o funcionamento de equipamentos ou até

da própria planta.

As principais ações de proteção (ou de processo, quando a lógica faz parte de

uma manobra de processo, como a transferência periódica automática de um fluido



39

Tabela 05: Matriz de causa e efeito simplificada do sistema de automação e intertravamento da planta.



40

As ações com mais de uma causa (como é o caso do intertravamento das

bombas de adução, descrito na matriz de causa e efeito) devem passar por umbloco de lógica booleana do tipo OR10, que ativa o intertravamento se qualquer uma

das entradas for verdadeira. As tabelas a seguir ilustram este tipo de lógica e a sua

representação no Hysys (0 quando a informação é falsa e 1 quando a informação é

verdadeira):

Tabela 07: Lógica do bloco OR quando todas as entradas são falsas.Situação Condição

Bloco

OR

Resposta Ação

A 0

0 NenhumaB 0

C 0

Tabela 08: Lógica do bloco OR quando uma ou mais das entradas é verdadeira.Situação Condição

Bloco

OR

Resposta Ação

A 1

1 AtivadaB 0

C 0



41

Figura 24 - Esquema do bloco Set/Reset no Aspen Hysys®.

A figura acima mostra como funciona um sistema de intertravamento no caso

de uma das condições (1, 2 ou 3) serem verdadeiras. Mesmo que a condição que

ocasionou o acionamento volte ao normal, a atuação na válvula só é interrompida ao

fornecer um pulso na função reset.

10 MODELAGEM DO INTERTRAVAMENTO DA PLANTA

As XV’s 01 e 02 são as primeiras válvulas de proteção do sistema e têm

acionamento ativado por pressão muito alta na chegada à estação. Pressão alta



42

ocasionar líquido nos compressores e nível baixo pode mandar gás para os

tratadores (vasos de baixa pressão), devendo ser interrompida a sua alimentação eo funcionamento dos compressores em qualquer uma destas duas condições.

Figura 26 - Modelagem do intertravamento do scrubber.

Ao sair dos tratadores, o óleo especificado é direcionado (por pressão) aos

tanques de armazenamento. A transferência do óleo é feito de modo periódico, a

cada vez que este atinge o nível de 80%, as válvulas 112 e 115 abrem e, 30



43

Figura 27 - Modelagem do intertravamento da transferência de óleo.



44

A água oleosa segue para os tanques flotadores, onde a pequena parte de óleo

presente forma uma pequena capa de óleo na parte superior do tanque. Apóspassar os tanques flotadores, a água chega aos tanques de produção, onde é

aduzida para uma estação de injeção de água através de duas bombas centrífugas.

O funcionamento destas bombas é interrompido por condição de nível muito baixo

no tanque, pressão muito baixa na descarga e pressão muito alta na descarga. Uma

terceira bomba é ligada quando a chave de nível muito alta no tanque é acionada. Afigura a seguir mostra a modelagem deste intertravamento.



45

Figura 28 - Modelagem do intertravamento das bombas de adução.



46

11 PROGRAMAÇÃO E SIMULAÇÃO DO CLP

O projeto do diagrama lógico em CLP é realizado com base em documentos

descritivos das malhas e lógicas controle, de processo, de instrumentos, de causa e

efeito, entre outros. A N-1883 da Petrobras Fornece uma lista dos documentos

necessários ao projeto, sendo que o estudo aqui representado tem base nos

instrumentos, equipamentos e ações mostrados no diagrama de causa e efeito da

Tabela 06.

O primeiro passo do projeto e simulação do CLP no Simatic Manager® é a

adição do hardware (o utilizado foi o CPU 315-2 DP, utilizado pelos CLP’s da

Petrobras/UO-BA), seguido do número de entradas e saídas do hardware. O

diagrama em ladder é uma das linguagens de programação mais utilizada em CLP’s,

tendo suas funções lógicas representadas através de contatos (entradas), bobinas

(saídas) e blocos funcionais diversos, sendo a linguagem aqui utilizada.

A Figura 29, à seguir, mostra um esquema simples do funcionamento de uma

programação em ladder. No funcionamento do programa, ao ativar um contato



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Figura 30 - Lógica do programa com bloco set-reset.

Pode-se observar que, ao ativar o I 0.0, tanto a saída Q 0.0 quanto a Q 0.1

foram ativadas e, só a saída Q 0.0 permaneceu ativada, sendo desativada somente



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onde nível alto ou baixo no scrubber desliga o compressor e fecha a XV-04 de

entrada de carga no vaso.

Figura 32 - Intertravamento do scrubber.

As bombas de adução são desligadas nos casos de nível muito baixo no

tanque ou pressão muito baixa na sucção e pressão muito alta na descarga, como

mostra o programa a seguir para o intertravamento da bomba p-100 (para as



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operação requereria uma mudança física das posições das chaves, enquanto com

sinal analógico seria apenas mudar o valor do sinal no PLC.

O PLC utilizado (Siemens 300), recebe sinal analógico (4-20 mA) e processa

como um intervalo de 0 à 27.648 (que é a quantidade de bits que uma Word do

programa armazena). Para converter este sinal de 0 à 27.648 para um range de 0 à

100 (nível), deve-se dividir o valor de 100 por 27.648, encontrando uma relação

entre a quantidade de bits do sinal e o nível.

Para converter o sinal para o range, é só multiplicar o valor encontrado pelo

intervalo (0 - 27.648) e um valor de 0 à 100 será encontrado. Após a conversão do

sinal, basta realizar uma comparação que substitua a presença de chaves.



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12 CONCLUSÃO

Com a elaboração de uma simulação dinâmica que represente tanto controle

quanto intertravamento, é possível obter grande ganho operacional em processos na

transiência, em batelada, alinhamento de válvulas divisão de correntes, entre outros

tipos de operação. Com a simulação do intertravamento e do CLP pôde-se testartanto a lógica do programa quanto as respostas da dinâmica do processo. Os

resultados da sintonia no Excel foram semelhantes, no entanto mais conservador, ao

realizado com o auto-sintonizador do Hysys.



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REFERÊNCIAS

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TRIGGIA, Attilio Alberto et al. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Petrobras, Editora Interciência. Rio de Janeiro, 2001.

CORRIPIO, Armando B.; SMITH, Carlos A. Principles and Pratice of Automatic

Process Control. John Wiley & Sons, Inc., New York, Second Edition.

CUNHA, Roberto E. P. Modelagem Matemática da Separação Gravitacional deEmulsões de Petróleo. Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Processos,Universidade Tiradentes – UNIT. Aracaju, SE – Brasil. Outubro de 2007.



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RIBEIRO, Cido H. P. Simulação E Avaliação De Controle Preditivo Aplicado ASistema De Tratamento Primário De Petróleo. Rio De Janeiro, RJ - Brasil. Abril de2009.

SANT’ANNA, Andréia A.; MEDEIROS, José Luiz de; ARAÚJO, Ofélia Q. F. de .Simulação de Processamento de Gás Natural em Plataforma Off-shore . 3ºCongresso Brasileiro de P&D em Petróleo e Gás, Salvador, Outubro de 2005.

SUA PESQUISA. Origem do Petróleo. Disponível em:http://www.suapesquisa.com/geografia/petroleo/. Acesso em: 23 abr. 2011.

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ANEXO 01 – CONTROLE E AUTOMAÇÃO DA PLANTA

controle e automação do processamento primário de petróleo

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