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Automação debate desafios do setor de Petróleo e Gás Mais que ser um simples encontro de profissionais do setor, o seminário Rio Automação buscou discutir os principais pontos que rondam as expectativas dos fornecedores de automação, instrumentação e sistemas para petróleo e gás – para a Petrobras em especial. Não que as perguntas importantes tenham sido respondidas a contento – por ambas as partes: como e a quem se dirigir para apresentar proposta de desenvolvimento de instrumento? Por que a responsabilidade pela parte de Telecom fica sempre a cargo do usuário? São dois exemplos. Carlos Henrique Wildhagen Moura, consultor da Petrobras, falou sobre as expectativas e desafios da companhia na exploração do pré-sal no que diz respeito às áreas de automação e instrumentação. E, sim, a equipe está atenta às necessidades que serão muitas, principalmente levando em consideração que, segundo o planejamento estratégico da empresa, a Petrobras deve produzir 3,9 milhões de boe/d em 2014! E nem 10% disso vai vir do pré-sal... A Petrobras anunciou investimentos de US$224 bilhões para o período de 2010 a 2014. Levando-se em consideração que 53% desse montante são destinados a E&P e que se considera que o custo da automação seja de 3% a 5% de todo projeto, o setor pode vender muito. Esses valores se referem tanto aos projetos do pré-sal quanto do pós-sal – que consomem a maior parte dos investimentos. Mas será que os fornecedores têm o que o cliente quer comprar? “A produção naturalmente decresce se não fizermos nada. Hoje, estamos crescendo 4,9% ao ano, mas queremos crescer à uma taxa de 9,4% ao ano até 2014, e da ordem de 7,1% ao ano se considerado o período até 2020. E a tecnologia faz parte da solução. Temos hoje mais de 16 projetos de novas unidades de produção offshore em andamento nos mais variados estágios de desenvolvimento”, pontuou Carlos Henrique, que lembrou alguns direcionadores estratégicos da Petrobras como a simplificação das UEPs – Unidade Estacionária de Produção, com padronização; diminuição do peso e do número de pessoas embarcadas; com aumento da eficiência energética que inclua minimização de emissões e descartes; aumento da receita – considerando a possibilidade de expansão

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das instalações utilizando modularização de sistemas e viabilizando unidades de maior capacidade; diminuição do custo global – minimizando Capex, Opex e tempo de construção e comissionamento; e estímulo a nacionalização de equipamentos críticos envolvendo fornecedores no início do projeto. Para dar suporte remoto à operação das Unidades de Produção foi adotada a estratégia de centros colaborativos denominados GIOP – Gestão Integrada de Operações que busca compartilhar o conhecimento para otimizar o trabalho. Aí se encontram também desafios para os responsáveis pela automação que devem criar os meios para que as informações estejam disponíveis as pessoas certas em tempo hábil. Outro desafio diz respeito à robustez dos sistemas de automação que estão sendo concebidos, associada ao uso de tecnologias como gerenciamento de alarme, gerenciamento de ativos de instrumentação, aplicativos para sintonia de malhas e gerenciamento de malhas de controle. A arquitetura básica de automação e controle para o pessoal de E&P da Petrobras está baseada em CLP, com redundância de processamento e encaminhamento do sinal: a equipe opta sempre por tecnologias já testadas e aprovadas, tanto para os sistemas voltados para o casco (utilidades e sistemas navais) quanto para os topsides e com o maior conteúdo local possível. E aí, como ficam os SDCDs? Segundo Carlos Henrique, existe até um programa para nacionalização deles. E há uma lista de programas interessantes como o que trata dos atuadores hidráulicos para suportar as pressões do pré-sal: para uma válvula shutdown de 34” o atuador precisaria ter 16 toneladas! Como entrar num deles? Os filtros tradicionais – e outros - valem aí também, bem como as restrições a fornecedores estrangeiros. “Os indicadores de conteúdo local têm se tornado mais exigentes e multas previstas por não atendimento fazem parte de todos os contratos”, lembra Carlos Henrique. Novos projetos têm conteúdo local elevado. Foram citados exemplos de processos recentes de aquisição de sistemas de automação com 100% nos serviços e de 10% a 80% em hardware, contemplando ainda 70% de todo

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o escopo nacional. Em alguns casos recentes, como o anteriormente citado, a automação já não é escopo de EPCista e sim de um Contrato Global de Automação, que não é um MAC- Main Automation Contrator. “Vamos ganhar economia de escala e conhecimento com a primeira licitação nesse novo método. Os sistemas de automação foram separados dos cascos e dos topsides para ganharmos velocidade de construção, uniformidade, tempo e segurança. Nós precisamos de sistemas simples, testados em campo e comprovados como seguros. E temos ainda que ser aderentes aos requerimentos governamentais de conteúdo local, o que é atendido pela arquitetura adotada”, afirma Carlos Henrique. O consultor sênior da Gerência de Engenharia e Produção de Processamento e Medição de Fluidos da Petrobras, José Alberto Pinheiro, apontou as tecnologias empregadas pela companhia na medição de petróleo em linha (medidores de deslocamento positivo, turbina, medidores Coriolis e ultrassônicos), na medição de gás natural (medidores tipo pressão diferencial – placa de orifífio, Venturi, V-Cone – ultrassônico, turbina e Coriolis) e também na automação dos dados de medição, como as estações IHM da ANP, os sistemas supervisórios das plataformas e as redes Ethernet. Pinheiro lembrou que, se a medição é on line em tempo real, o envio dos dados de produção à ANP não o é, já que a informação tem que ser transformada em arquivos XML e criptografada. E que cada instrumento tem seu cadastro na ANP para ser reconhecido nesse envio. O que gera uma demanda por tratamento de dados e transmissão automática com gerador de arquivos XML na própria IHM – que tenha assinatura digital reconhecida pela ANP –, arquivos com HASH. Tudo indica que, no futuro, serão instalados servidores da ANP nas instalações de produção dos concessionários. “É preciso lembrar que o pré-sal é composto de reservatórios não convencionais, heterogêneos, situados em águas ultraprofundas, sob altas pressões, apresentando fluidos contaminantes. São muitos desafios para as medições como, por exemplo, o gás ter mais CO2 – há que se fazer a remoção dele e sua injeção de volta aos reservatórios, ajudando a sequestrar o carbono que seria lançado na atmosfera.”. De fato, o pré-sal traz aumento da complexidade no processamento de fluidos que vai além da necessidade de unidades de remoção do CO2 e de turbocompressores. Serão necessários também motocompressores diversos para a exportação e injeção do gás, unidades de flare, trocadores de calor especiais, entre outros sistemas. A remoção do CO2 (e outros gases contaminantes)

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deve ser feita por membranas – que tomam muito espaço e fazem cair a pressão drasticamente, o que gera desafios para a medição, em especial na sua injeção em altíssima pressão (cerca de 550 bar). A medição de grandes volumes transferidos impõe o desafio de calibrar in loco, que leva a verificações com fluidos alternativos. Um estudo, com base volumétrica, da PUC-Rio mostra que é possível fazer esse trabalho com altas vazões e rastreabilidade utilizando o fluido água. A medição analítica em linha ganha importância devido aos contaminantes, mas Pinheiro lembra que esses analisadores são difíceis de se controlar e manter porque precisam de pessoal especializado para acompanhá-los e também para realizar as análises comparativas em laboratório. Como desafios adicionais, o acompanhamento rigoroso do sistema de dessulfurização do gás natural e acompanhamento do sistema de tratamento para descarte ou reinjeção. “Utilizar cromatógrafos em linha será uma experiência nova para a equipe. Já estamos utilizando medidores multifásicos, que simplificam a instalação, além de disponibilizar on lineos dados de vazões e propriedades dos fluidos diretamente dos poços”, comentou Pinheiro exemplificando a variedade de tecnologias a que as diversas equipes da Petrobras estão expostas no momento. Os medidores multifásicos e de gás úmido serão necessários no pré-sal e sua utilização em nível internacional já está consolidada – estima-se um número de entre 25 a 200, dependendo das configurações a serem adotadas nos arranjos submarinos. A mistura de contaminantes esperada no pré-sal leva também a estudos que incluem pressões e temperaturas superiores aos valores críticos estabelecidos, com a geração de regiões supercríticas onde o fluido na fase vapor se transforma em fluido denso – fluido com massa específica que tende a se aproximar da fase líquida. A Petrobras estuda essa região supercrítica para misturas ricas em CO2 onde a utilização dos medidores do tipo Venturi ou V-Cone se apresentou como a mais adequada, dada a menor perda de carga total e menores trechos retos. A equipe utilizou a equação o AGA-8 para uma mistura rica em CO2 onde se estimou a incerteza da medição do gás rico em CO2 em ± 2,45%, valor inferior ao previsto pelo Regulamento ANP-Inmetro (±3%) e que, em base mássica, tem incerteza reduzida para ±1,40%. Pinheiro falou também sobre a medição de gás de tocha – onde o medidor mais usado é o ultrassônico de 1 feixe -, que tem como características os amplos ranges de vazão e velocidades, variações bruscas na pressão, gran-

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Cover Page des diâmetros utilizados, necessidade de baixa manutenção e baixa intrusividade, dificuldade de garantir longos trechos retos e impossibilidade de condicionadores de fluxo. A possibilidade de processar o gás natural em alto mar com a geração de GNL é forte e gera necessidades específicas como as unidades de liquefação de gás natural embarcadas e a medição do fluido em condições criogênicas e sob altas pressões. O Painel “Desafios de automação para operação remota dos campos do pré-sal” só pôde mostrar experiências internacionais de aplicações offshore, já que o Gedig da Petrobras não foi abordado. Paulo Garcia, da Invensys, resumiu os desafios da operação remota: reengenharia de segurança e confiabilidade; soluções de telecom; ergonomia das salas de controle; reengenharia de procedimentos operacionais como a transferência de controle entre satélites e centros de controle e as sequências de shutdown e startup remotos; a integração entre processos e negócios; o suporte a decisão; e as pessoas envolvidas. Mas Paulo citou um modelo de gerenciamento remoto onshore bem sucedido: o sistema Scada Geo distribuído da TBG – que completou 12 anos e possui vários níveis de segurança. Claudio Fayad, da Emerson, focou numa aplicação offshore de sucesso da empresa, em conjunto com a parceira Soldberg & Andersen (S&A), no Mar do Norte para mostrar soluções já existentes para alguns desafios do présal como distância da costa, características ambientais, falta de mão de obra, saúde, segurança, meio ambiente, tempo para a exploração e alto investimento de desenvolvimento. Fayad utilizou a definição da consultoria Cera para o campo de petróleo digital do futuro: a visão do campo de petróleo digital é de operadores, parceiros e

empresas de serviços procurando utilizar as vantagens de dados melhores e gerenciamento de conhecimento, ferramentas analíticas avançadas, sistemas em tempo real e processos de negócios mais eficientes. “A comunidade que se reúne aqui no Rio Automação é que vai fazer isso acontecer, vai tornar o campo digital real. O tempo para isso é curto e a chave é a Operação Integrada, multidisciplinar, o que envolve tecnologias do poço à gestão”, afirmou Fayad, que mostrou a solução que a Emerson da Noruega e a Soldberg & Andersen realizaram em um bem sucedido projeto de monitoração remota de válvulas de vários clientes, onshore e offshore no Mar do Norte. Operação segura é fundamental e o diagnóstico e manutenção apropriados das válvulas são palavras chave – esse diagnóstico agora é executado remotamente. Posicionadores inteligentes geram muita informação sobre a saúde e o desempenho das válvulas, informação esta enviada através do protocolo Hart. As válvulas capturam informação no local e enviam-na a uma única sala remota nos escritórios da S&A em Bergen, Noruega, onde os peritos podem verificar a saúde das válvulas. Mas esta é uma comunicação em dois sentidos, pois também é possível da sala remota, testar o desempenho de uma válvula. Durante a parada programada, ou se uma válvula for retirada, as válvulas podem ser testadas de maneira completa e dar informação também sobre o desempenho do atuador, etc. A partir daí, é feita a comparação do desempenho atual da válvula com o registro histórico do desempenho das válvulas. No controle, além das ferramentas de diagnóstico avançado, há um grupo de expertises que executam, além das atividades do dia-a-dia, a identificação de pro-

“O tema ‘Desafios da Instrumentação e Automação no pré-sal na Cadeia do Petróleo e Gás’  mexeu com a comunidade técnico-científica. Foram dois dias de intensas atividades,  com mais de 60 trabalhos técnicos, palestras, e debates, e 250 participantes que buscavam respostas a perguntas como: -Como vamos operar e manter de forma segura, plataformas a distâncias ainda inéditas? -Como vamos reduzir a população embarcada em plataformas com  configurações ainda mais complexas? -Como tirar vantagens de monitoração de variáveis novas, como corrosão, por exemplo? -Como conviver com o alto teor de CO2? -Vamos enfim aplicar controle avançado nas plataformas nas mesmas proporções do refino? -E os instrumentos wireless – vão funcionar no ambiente agressivo e ruidoso das plataformas? -E a indústria vai atender às exigências de Conteúdo Local? Mas o assunto mais polêmico e que deve suscitar novos debates reside sobre o Conteúdo Local”, comentou Cláudio Makarovsky.

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blemas e os resolvem com mais agilidade em conjunto com o pessoal embarcado. Uma vez que a equipe de especialistas determina que uma válvula precisa de reparo, o cliente é notificado, e é possível requisitar as peças para uma manutenção programada. Além a facilidade do diagnóstico remoto, a solução utiliza vídeo conferência. É uma maneira de combinar um especialista com pessoal próprio em cada uma das plataformas – manter um especialista em cada plataforma tem custo proibitivo. Essa solução está se transformando em padrão para os maiores produtores de óleo e gás na Noruega. players estão investindo em centros de pesquisa no Brasil A GE trabalha as soluções de automação para ope– por conta da obrigatoriedade de investir 1% em P&D ração remota no pré-sal baseada em três premissas: de – e grandes fornecedores também! que deve haver um sistema de telecomunicação de alta A GE anunciou investimentos vultosos na construção performance e confiabilidade implantado; de que o conde um centro de pesquisa no Brasil. Invensys e Emerson trole remoto de cada plataforma não é considerado protambém consideram o treinamento e a formação imporcedimento regular; e de que a operação tem recursos otitantes em novos moldes, através de convênios com unimizados. Tudo isso respeitando as normas e legislação, e versidades. Outro investimento imprescindível quando seguindo a ISA S95. se fala em treinamento deve ser feito em simuladores. A grande questão do gerenciamento remoto pareceu Não há tendência para plataformas completamente deser o tal single point of responsability, a garantia da integrisabitadas, mas para diminuição do número de pessoas dade da informação porembarcadas, com apoio que, apesar dos sistemas remoto de especialistas. de telecom e automação A questão da formação precisarem ser desenvolfoi debatida em particular vidos juntos para evitar pelo Senai – na pessoa da problemas, os fornecesupervisora do Senai/CTS dores de automação não automação e simulação, tocam nessa “área cinza” Leila Monteiro Reges por causa da expertise , o coordenador da Pós necessária em TI. Graduação em engenhaO conteúdo local ria de instrumentação do dos fornecimentos para o IBP, Paulo Dias, e Marcos pré-sal foi questionado, Peluso – internacionalainda que no debate se mente renomado e laureacordasse que 80% dos ado engenheiro brasileiro serviços e 20% dos equi- A formação de mão-de-obra foi debatida por Senai, IBP e Marcos Peluso contratado pela Emerson pamentos mesmo para no anos 90. esse segmento estejam garantidos. Em outros segmentos E a discussão sobre a mão de obra do setor passa nedo setor de óleo e gás, os serviços são 100% nacionais e cessariamente pelos anos 80 e 90, quando a maioria das isso pode acontecer para a área do pré-sal já que grandes empresas reduziu seus quadros o que, além de sobrecar-

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Cover Page regar os remanescentes, desencorajou as novas gerações. para trobleshooting e novos anacronismos como EDDL, Peluso lembrou que, ainda que a oferta de vagas tenha FDT, DTM, etc. Hoje, ainda é preciso saber sobre instruaumentado nos últimos anos, a evasão nos cursos de enmentação wireless, Wi-Fi, computação, etc. genharia chega a 50% nos dois primeiros anos. Muito de“Não é pouca coisa. E é preciso, além do tempo, vido a baixa qualidade do ensino médio e um pouco pela interesse do próprio profissional em saber mais, para redistância entre grade curricular e aplicação imediata. forçar a base se achar que ela não é sólida, buscar cursos O apagão da mão de obra especializada no Brasil de extensão, querer saber os “por quês”. E os profissionais afeta de maneira mais profunda o setor de petróleo e gás. mais experientes precisam atuar como mentores, repasO Brasil tem seis engenheiros para cada mil trabalhadosar a experiência”, afirma Peluso, que não se esqueceu res quando deveria ter 25. E, com exceção do Promimp, de orientar os fornecedores de tecnologia para que buso país não tem política quem simplificar e padronizar para formar mais que a configuração, a instalação o isso, como Índia, China comissionamento e a operae Coréia. O que pode ção, e promovam uma interaalavancar essa formação ção perfeita entre as diversas é a economia de mercaferramentas de projeto e de do: com a procura por configuração. engenheiros, o salário de Às empresas usuárias recém formados brasileitambém deixou recado: é ro está em alta. Mas, sepreciso oferecer cursos e estágundo especialistas, são gios, promover programas de necessários sete anos de coaching, buscar aproximação experiência para que um com universidades e ampliar funcionário possa tomar a cooperação com as escolas Painel “Novas Formas de Contratação da Automação decisões críticas na área técnicas. de petróleo e gás. A formação é mesmo um processo dinâmico e consPeluso apresentou, de maneira resumida, o conhetante, em qualquer área. Tanto mais no setor de petróleo cimento necessário para o profissional de automação e e gás que tem visto se multiplicar as tecnologias, práticas instrumentação: na época da pneumática, era necessário e normas. E o painel “A nova fase da medição fiscal” mossaber física, matemática, mecânica dos fluidos – para cáltrou bem isso, não apenas do ponto de vista da tecnoloculos de placas de orifício, válvulas, etc -, termodinâmica, gia, mas também do da formação: no Brasil não existe mecânica, química – compatibilidade dos materiais – e uma certificação para garantir que o técnico está apto teoria de controle. Na época da instrumentação eletrôa fazer seu serviço, como existe no Mar do Norte, por nica analógica, a esse rol de conhecimento somava-se exemplo. a eletricidade e novas ferramentas, comportamento dos Todas essas colocações reforçaram o painel sobre sinais eletrônicos, interferência eletro magnética e insta“Novas formas de contratação da automação em grandes lação em áreas classificadas. Quando entramos na época empreendimentos”. Em análise, o MAC – main automadigital, mais alguns parâmetros de conhecimento foram tion contractor. A discussão é providencial porque 75% dos incluídos: era preciso saber também configuração através projetos da Petrobras estão em fase de conceituação, fase de computadores ou programadores portáteis, programaonde se pode aproveitar melhor o impacto das tecnologias ção de PLCs e SDCDs, comunicação digital – Hart, Fieldde automação na redução dos custos e do tempo de comisbus, Profibus, DeviNet e outros protocolos –, ferramentas sionamento. Então, o EPC dá lugar ao PEPC, ao MAC, ao Houve sorteio de brindes e premiação dos melhores trabalhos apresentados: 1° Lugar: Os Benefícios e Desafios da Aplicação de Técnicas de Controle Avançado e Otimização em Tempo Real em Unidades Marítimas de Produção – Petrobras – Cenpes / Mario Cesar Massa e Alex Furtado 2° Lugar: Estudo comparativo de desempenho de controladores PID, adaptativo e preditivo em planta industrial de nível e vazão – UFRN / Amanda D. O. Silva, André O. A. Dantas, André L. Maitelli, Daniel G. V. Fonseca, Fábio A. Lima 3° Lugar Restrições de arquitetura na IEC 61508 2010 - identificando algumas das principais mudanças e implicações para os usuários – DNV / Eduardo F. Carvalho, Luciana M. Chame, Patrícia O. Mussel, Tobias V. Alvarenga.

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Cover Page IMAC. Carlos Barateiro, gerente da Emerson e mestre pela UFF, apresentou um pouco de sua dissertação onde mostra vantagens e desvantagens de fazer primeiro as parceiras estratégicas. Para Barateiro, o atual modelo de contratação, baseado no menor preço, acaba levando à entrega do mínimo necessário para atendimento às especificações. E a pouca importância orçamentária leva a baixo envolvimento do usuário final e contratistas com os fornecedores. Cláudio Makarovsky, presidente da Dresser no Brasil e coordenador do Seminário Rio Automação, frisa, contudo, que MAC pede conhecimento profundo de sistemas/automação/instrumentação e do processo do cliente. Com conhecimento do processo, não é necessário um projeto finalizado para saber o que será necessário. Por exemplo, conhecendo um FPSO e onde ele vai atuar e conhecendo a tecnologia disponível, pode-se delinear a automação, instrumentação e os sistemas. Na abordagem tradicional, a automação entra no terço final da execução porque é considerada commodity e caba vindo de múltiplos fornecedores, gerando tempo e custos adicionais para equalizar e integrar tudo, com grande retrabalho na pré-operação. Já na forma MAC, a automação é considerada estratégica e o único fornecedor é contratado antes da engenharia básica. A questão levantada no contexto do MAC é que, ao colocar o poder de contratação nas mãos de uma única empresa, ela irá colocar seus próprios produtos de maneira prioritária, transformando os “melhores preços” do que for necessário adquirir de terceiros em “meus preços”: a pressão sobre subfornecedores aumenta e os integradores sentem insegurança quanto a sua própria sobrevivência. A dissertação de Barateiro lembra que o atual modelo de contratação, baseado em vendor list e cadastro,

dificulta a formação de parcerias. Mas não as impede, ainda que o MAC deva considerar todo o escopo da automação, incluindo a parte de campo – com ressalvas para itens intrusivos – e sempre com integração com os pacotes elétricos. Mas Barateiro ressalta que, apesar dos ganhos das compras antecipadas, observam-se atrasos na entrega desses itens nos projetos em andamento no país. Na pesquisa realizada por ocasião da dissertação, Barateiro levantou que experiência/referências, capacidade do fornecedor e capacidade de suporte local são os principais fatores apontados para que o modelo de contratação maximize os ganhos de plantas digitais, muito à frente do fator preço. Barateiro explanou sobre os modelos de contratação e a escolha do fornecedor, sugerindo sistema de classificação de propostas. A discussão da forma de se contratar ganha relevância quando se nota que entre plataformas e embarcações de apoio, um estaleiro coreano faz 360 unidades por ano! No Brasil, a P-57 teve conversão feita em Cingapura em um ano e meio – e a integração dos módulos aconteceu em seis meses, sem contar o tempo de aprovação do projeto e de licitação; a P-55 está atrasada... O tempo médio é de 33 meses para fazer uma plataforma de grande porte na Ásia, enquanto no Brasil, isso leva de 44 a 48 meses. E tudo tem que ter Conteúdo Local maximizado! E as regras são pra valer. Tanto que a ANP, ainda que tenha a prerrogativa de aceitar “atenuantes” apontou que Petrobras, Petrogal, Petrosynergy e Shell precisam se explicar sobre 70 dos 749 contratos analisados sobre a 5ª e 6ª rodadas, que não alcançaram Conteúdo Local proposto. Desses, 44 são de responsabilidade da Petrobras – o que pode se traduzir em multas que chegam a R$ 28 milhões.

A divisão de automação de processos da Pepperl+Fuchs esteve presente no VI Congresso Rio Automação. Em face ao cenário do pré-sal, o setor de automação e instrumentação é desafiado, a Pepperl+Fuchs apresentou a tecnologia de purga e pressurização, sistema de alarmes e separadores, os protocolos Fieldbus Foundation e Profibus PA, as tecnologias DART e wireless. Augusto Pereira, diretor técnico e de marketing da empresa apresentou a palestra “Certificação de projetos de automação com redes”.

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