MPC COM CONTROLE DAS SAÍDAS POR FAIXAS DE UM PROCESSO DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO "OFFSHORE"

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1 Anais do XIX Congresso Brasileiro de Automática, CBA MPC COM CONTROLE DAS SAÍDAS POR FAIXAS DE UM PROCESSO DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO "OFFSHORE" RODRIGO R. SANTOS, OSCAR A. Z. SOTOMAYOR Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica (PROEE), Universidade Federal de Sergipe (UFS) Cidade Universitária Prof. Aloísio de Campos, Av. Marechal Rondon s/n, Jardim Rosa Elze CEP , São Cristóvão-SE, Brasil s: Abstract In the oil production process in offshore platforms, the separation unit is responsible for performing the separation of the multiphase fluid from the wells and also absorb the slugging flow production. This paper proposes a model predictive control scheme (MPC) with zone control for application in an oil separation unit. According to the numerical simulation results, the proposed MPC control shows a good performance, keeping the oscillations of the operational variables of the system within predetermined ranges, in order to maintain the operation of the separation and safety of the production process. Keywords Slug control, MPC with zone control, oil production process Resumo No processo de produção de petróleo em plataformas offshore, a unidade de separação é responsável por realizar a separação do fluído multifásico proveniente dos poços de produção e também absorver as golfadas do fluxo de alimentação. Neste trabalho é proposto um sistema de controle preditivo (MPC), com estratégia de controle das saídas por faixas, para aplicação em uma unidade de separação de petróleo. Os resultados de simulações numéricas mostram o bom desempenho do controle proposto, mantendo as oscilações das variáveis operacionais do sistema dentro de faixas pré-estabelecidas, visando, desta forma, preservar a operação da separação e segurança do processo de produção. Palavras-chave Controle de golfadas, controle MPC por faixas, produção de petróleo. 1 Introdução Nos últimos anos, a exploração e a produção de petróleo têm apresentado grandes desafios tecnológicos para as áreas de automação e controle. Um dos pontos críticos para superar estes desafios é a implantação de técnicas de controle ativo de poços, bem como de sistemas de controle avançado e otimização em tempo real (RTO), de maneira de estabilizar e otimizar a produção (Campos e Teixeira, 2011). As operações de produção de petróleo "offshore" são principalmente realizadas em plataformas FPSO (unidades flutuantes de produção, armazenamento e descarga), com a ajuda de equipamentos básicos tais como vasos separadores, tratadores eletrostáticos, hidrociclones, desgaseificadores, compressores, trocadores de calor etc, como mostrados na Figura 1. Em termos de controle, o objetivo é manter os níveis nos separadores estáveis (Campos et al., 2008 ). No separador de produção, devem-se manter os níveis da interface óleo-água e do óleo. No tratador eletrostático deve-se manter o nível da interface óleoágua. E no separador atmosférico, deve-se manter o nível de óleo. Uma das perturbações decorrentes em processos de produção "offshore" são as flutuações (golfadas) da corrente de alimentação, i.e. severas oscilações de líquido (óleo e água) seguidas de grandes ondas de gás. As consequências deste escoamento com golfadas são oscilações nas pressões e nas vazões do processo que podem causar severos problemas para a operação da plataforma (Azevedo Jr. e Sotomayor, 2010): (i) dificuldade de separação da água e do óleo, comprometendo o desempenho de equipamentos à jusante, e (ii) possível parada de emergência da plataforma por nível muito alto ou baixo dos vasos separadores. Figura 1 Fluxograma básico de operação de uma plataforma FPSO Técnicas de controle têm sido aplicadas para conter os efeitos indesejáveis das golfadas, algumas delas atuando no riser (Santos et al., 2011) e outras diretamente no separador de produção. Neste último caso, Filgueiras (2005) e Figueiredo e Sotomayor (2010) controlam o nível da interface água-óleo, nível de óleo e pressão no separador usando um sistema de controle PI (Proporcional-Integrativo) multi-malha, enquanto que Silveira (2006) e Ribeiro (2009) usam controle MPC (Model Predictive Control) multivariável. Porém, dado que o objetivo 5074

2 destes trabalhos é manter as variáveis controladas o mais próximo possível de um setpoint fixo, as oscilações na alimentação são repassadas para as saídas do processo, o que pode provocar a degradação do desempenho do separador e sistemas subsequentes. Para contornar este problema, Nunes (2004) propõe o uso da estratégia de controle por bandas, cuja idéia básica consiste em permitir variações do nível no vaso separador dentro de certos limites de modo a manter o desempenho do processo. Em Nunes (2004), um controlador PI é configurado inicialmente com ganhos proporcional e integrativo que acarretam em uma ação de controle branda sobre o processo, neste caso a variável manipulada varia pouco e a variável controlada acaba se afastando do valor de setpoint. Porém, quando a variável controlada extrapola os limites de uma banda (ou faixa) estipulada na configuração, é ligado outro controlador PI com ganhos que proporcionam uma ação de controle mais vigorosa. Isto força a variável controlada a voltar para dentro da banda e quando isto ocorre é chaveado novamente para o controlador mais brando. Estratégias equivalentes ao controle por bandas, onde um controlador PI nãolinear muda seus ganhos em função da região na qual se encontra operando, i.e., dentro ou fora da banda, foram apresentadas por Campos et al. (2006) e Junior et al. (2010). O objetivo do presente trabalho é o desenvolvimento de um sistema de controle MPC para um subsistema importante do processo de produção petróleo, especificamente a unidade de separação, onde as variáveis de saídas são controladas por faixas de operação ao invés de setpoint fixo. O MPC proposto é implementado como parte de uma estrutura de controle hierárquica, em cascata com uma camada de controle regulatório, composta por controladores PI, que regulam as variáveis de saída do processo. Resultados de simulações numéricas mostram o bom desempenho do processo sob controle MPC, perante perturbações no fluxo de alimentação em padrão de golfadas, quando comparado com o desempenho do processo operando sob controle PI regulatório. 2 Processo de Produção de Petróleo No processo de produção de petróleo, o tratamento primário consiste, em linhas gerais, em separar o fluido multifásico extraído dos poços em suas diferentes fases, no condicionamento do óleo e do gás para que possam ser transferidos para as refinarias e para as unidades de processamento de gás natural (UPGN), respectivamente, e no tratamento da água para reinjeção ou descarte no mar. Nas plataformas de produção offshore estas operações iniciam-se na unidade de separação. Devido à importância nas operações de uma plataforma, o presente estudo estará focalizado na unidade de separação, neste caso composto por um separador de produção trifásico associado com uma bateria de três hidrociclones em série, conforme apresentado na Figura 2. Figura 2 Unidade de Separação (adaptado de Silveira, 2006) 2.1 Separador de Produção O separador de produção, ou vaso separador, é responsável por promover a separação adequada das fases aquosa, oleosa e gasosa, além de exercer a função de tanque pulmão, absorvendo as golfadas da corrente de alimentação. Dessa forma, os equipamentos subsequentes ao separador recebem uma vazão mais estável para não comprometer a operação do sistema de produção. O separador de produção trifásico possui formato cilíndrico horizontal e é composto por duas seções denominadas câmara de separação e câmara de óleo, ambas separadas por um vertedouro. Na entrada do equipamento, uma placa defletora promove a fragmentação das fases, facilitando assim a saída do gás e ao mesmo tempo aumentando ainda mais o grau de dispersão das diversas fases. A força gravitacional promove a segregação das fases na câmara de separação formando-se uma fase rica em água (fase aquosa), uma fase rica em óleo (fase oleosa) e uma interface entre ambas as fases. A fase oleosa transborda sobre o vertedouro para a câmara de óleo, sendo em seguida transferida até os tratadores, que retiram sais e resíduos da água. O gás, já separado do óleo e da água, é canalizado para compressores sendo, então, direcionado a uma planta de tratamento, onde a umidade é retirada. A fase aquosa é encaminhada à unidade de tratamento, neste caso os hidrociclones, para redução de resíduos de óleo nos padrões especificados. 5075

3 2.2 Hidrociclone O hidrociclone é um equipamento formado por um tubo composto de trechos cilíndricos e cônicos justapostos que efetua a separação da fase dispersa pela ação de um campo centrífugo resultante, pela configuração do equipamento e pelo modo com que a suspensão o alimenta. O princípio de operação deste equipamento consiste na entrada tangencial de água oleosa, sob pressão, no trecho de maior diâmetro, sendo direcionada internamente, em fluxo espiral, em direção ao trecho de menor diâmetro. O decréscimo de diâmetro faz com que este fluxo seja acelerado, gerando uma força centrífuga que força o componente mais pesado (água) contra as paredes. 2.3 Simulador da Unidade de Separação O simulador da unidade de separação utilizado neste trabalho foi implementado na plataforma Simulink/Matlab. Este simulador é baseado em modelos fenomenológicos disponíveis na literatura. Para o separador de produção usa-se um modelo dinâmico simplificado com sete estados de conservação de massa, desenvolvido por Nunes (2007), que descrevem balanço de massa global na câmara de separação, balanço de massa da fase aquosa na câmara de separação, balanço de massa da fase oleosa na câmara de óleo, balanço de massa da fase gasosa, balanço de massa da água dispersa na fase oleosa na câmara de separação, balanço de massa de óleo disperso na fase aquosa na câmara de separação e balanço de massa de água dispersa na fase oleosa na câmara de óleo. Com relação ao hidrociclone, utilizou-se o modelo hidrodinâmico proposto por Filgueiras (2005), que descreve a perda de carga das linhas de topo e de fundo deste equipamento. Este modelo adota o diferencial de pressão entre a corrente de alimentação e a corrente de descarga superior do hidrociclone e o diferencial de pressão entre a corrente de alimentação e a corrente de descarga inferior do hidrociclone. Para simular o escoamento em regime de golfadas utilizou-se o modelo de um poço operando por injeção contínua de gás (gas lift), conforme descrito em Santos et al. (2011). Trata-se de um modelo dinâmico com três estados que descreve o balanço de massa de gás no tubo anular, balanço de massa de gás no tubo de produção e balanço de líquido (óleo + água) no tubo de produção. Segundo Figueiredo e Sotomayor (2010), a dinâmica da unidade de separação é governada por uma mistura complexa de sistemas estáveis e integradores. Para a operação estável do processo, o simulador inclui um sistema de controle regulatório, baseado em quatro controladores PI (ver Figura 2). Neste esquema, a pressão no separador (P), o nível da fase oleosa na câmera de óleo (h l ) e o nível da interface água-óleo na câmera de separação (h w ) é realizada pela manipulação das aberturas da válvula de gás (S g ), válvula de óleo (S l ) e válvula de água (S u3 ), respectivamente. Além disso, a unidade de separação inclui um controle de razão que é um tipo especial de controle feedforward, onde duas perturbações são medidas e é mantida uma relação constante entre elas. Assim, para o último hidrociclone, usa-se um controlador PI para manter constante a relação entre as quedas de pressão da corrente de topo e de fundo (R) pela manipulação da abertura da válvula de topo (S o3 ), garantindo, desta forma, uma melhor eficiência de separação. Note-se, no esquema de controle da Figura 2, que as aberturas das válvulas S o1, S o2 e S u3 obedecem o mesmo sinal de comando. Maiores detalhes sobre os modelos usados podem ser encontrados nas referências mencionadas. Alguns dos parâmetros de simulação correspondem a uma plataforma real em operação na Bacia de Campos, enquanto que outros dados foram arbitrados para reproduzir uma operação normal do sistema. 3 Sistema de Controle MPC O sistema de controle proposto é implementado com parte de uma estrutura hierárquica, atuando sobre a camada de controle regulatório, conforme apresentado na Figura 3. Figura 3 Sistema de Controle MPC No esquema apresentado, o controlador MPC manipula os setpoints dos controladores PI, enviando para estes o melhor setpoint possível para estabilizar o sistema dentro de uma faixa de operação permissível, de forma a atenuar as perturbações que possam prejudicar o processo de produção. Assim, as e controladas do MPC são os setpoints e as variáveis controladas dos PI s, respectivamente. 5076

4 O MPC usado neste trabalho é o algoritmo QDMC (Quadratic Dynamic Matrix Control) de García e Morshedi (1986), amplamente usado na indústria de petróleo (Qin e Badgwell, 2003). Basicamente, o QDMC usa um modelo de resposta ao degrau do processo para predição, através do qual calcula os valores das (ações de controle) que minimizam a diferença entre os valores preditos e desejados das variáveis controladas, sujeitas a restrições nas variáveis manipuladas. Em geral, um QDMC minimiza a seguinte função objetivo linear-quadrático: Sujeito às restrições: , = 1,, # + 1, = 1,, (2) Sendo + o valor predito da saída, y sp o setpoint, u(k+j-1)=u(k+j-1)-u(k+j-2) o incremento nas entradas, p o horizonte de predição, m o horizonte de controle, u max e u min são os limites máximos e mínimos das entradas, u max é o limite máximo de incremento nas entradas, Q e R são matrizes diagonais de ponderação positiva definida e positiva semi-definida, respectivamente. O problema de otimização (1) sujeito às restrições (2) é resolvido usando programação quadrática (QP). Note-se que só a primeira ação de controle do vetor u(k) é aplicada na planta. Em grande parte das aplicações industriais, as variáveis de saída são controladas por faixas de operação ao invés de setpoints fixos. Esta estratégia é usualmente adotada com a intenção de obter alguns graus de liberdade que permitam levar o processo a seu target ótimo e suavizar a resposta do sistema perante perturbações. Para levar em conta o controle por faixas das saídas, a equação (1) é modificada da seguinte forma (Sotomayor et al., 2009): + $ + + $ A estratégia de controle por faixas das saídas é implementada da seguinte forma. Para cada saída j observa-se a respectiva predição no instante k + i: Se,# +,, a saída y j deve ser ignorada (liberada ou removida dos cálculos de controle) no instante k + i. Portanto, o parâmetro da matriz Q correspondente a essa saída deve ser zero. y ( k + i) pode ser qualquer valor dentro da faixa. b j Se yˆ j ( k + i) > y j,max, a saída y j deve ser trazida para seu limite superior. Portanto, fazemos b y j ( k + i) = y j,max. O parâmetro da matriz Q correspondente a essa saída é um parâmetro de sintonia do controlador. Se yˆ j ( k + i) < y j,min, a saída y j deve ser trazida para seu limite inferior. Portanto, fazemos y ( k + i) = y. O parâmetro da matriz Q b j j,min correspondente a essa saída é o mesmo do caso anterior. 4 O Modelo do Processo A implementação do controlador QDMC requer um modelo linear estável do processo. Para o levantamento deste modelo considerou-se os controladores PI como parte integrante do processo. Assim, assumindo um escoamento de alimentação constante, o tradicional teste de resposta ao degrau foi aplicado individualmente nos setpoints dos controladores PI, obtendo-se 16 curvas de resposta entrada-saída. Estas respostas, mostradas na Figura 4, foram usadas na construção da matriz com as características dinâmicas do processo para o MPC. Figura 4 Curvas de Resposta ao Degrau 5077

5 5 Resultados e Discussões A sintonia fina de controladores MPC tem um caráter iterativo. No presente caso, os parâmetros de sintonia do controlador foram definidos após extensivas simulações, usando algumas regras heurísticas e o procedimento da tentativa e erro, visando alcançar um bom desempenho do controle. Na Tabela 1 encontram-se os valores dos parâmetros de sintonia selecionados na implementação do MPC. Tabela 1 - Parâmetros de sintonia do MPC com controle das saídas por faixas. Descrição Valor Nas Figuras 6 e 7, mostram-se os efeitos da sequência de golfadas na unidade de separação operando sob controle regulatório. Como pode ser observado na Figura 6, os controladores PI não conseguiram manter as variáveis controladas em torno dos seus setpoints, prejudicando a eficiência do separador de produção e do hidrociclone, que por ser sensível a flutuações na vazão de entrada exige do separador uma vazão mais estável. As variáveis controladas apresentaram grande variabilidade nas suas amplitudes, com picos muito acentuados que podem comprometer a operação da unidade. Tempo de amostragem T s = 10s Horizonte do modelo N = 300 Horizonte de predição p = 20 Horizonte de controle m = 2 Matriz de ponderação das variáveis controladas Matriz de supressão das Limite máximo das variáveis controladas. Limite mínimo das variáveis controladas Limite máximo das Limite mínimo das Variação máxima das Q = diag(100,10,5,5) R = diag(2,4,4,2) y max = [ ] T y max = [ ] T u max = [ ] T u max = [ ] T u max = [ ] T Para avaliar o desempenho do sistema de controle, considerou-se um escoamento em padrão de golfadas conforme mostrado na Figura 5, que ilustra as vazões das fases aquosa (W in ), oleosa (L in ) e gasosa (G in ) da alimentação geradas por um poço operando por gás-lift contínuo, e que ingressam à unidade de separação. Figura 6 Resposta do sistema com controle regulatório PI Figura 5 Escoamento em Regime de Golfadas Geradas pelo Sistema Gás-lift Figura 7 Frações de abertura das válvulas com controle PI 5078

6 No caso do nível de óleo, esta variação chegou próximo a 0.45m de pico a pico, o que representa uma variação de 90% em relação a seu ponto de operação nominal. Já no caso da interface água-óleo, esta variação chegou a quase 25% em relação a seu ponto de operação nominal. As Figuras 8 e 9 apresentam o desempenho do processo operando sob controle MPC. Como pode ser visualizado na Figura 8, o MPC com estratégia de controle das saídas por faixas conseguiu atenuar grande parte das oscilações causadas pelas golfadas, principalmente com relação aos níveis de óleo e interface água-óleo e pressão no separador. Com o controle MPC proposto, as variáveis controladas permaneceram dentro das faixas prédefinidas durante a maior parte do tempo, apresentando picos de amplitude moderadas com pequenas violações dos limites operacionais, mas que não chegam a representar algum risco para a operação da unidade de separação e do processo de produção em geral. 5 Conclusões Na comparação dos resultados obtidos nas simulações, o processo operando sob MPC com controle das saídas por faixas apresentou melhor desempenho em relação ao processo operando somente com controle regulatório. Na estratégia apresentada, com o controlador MPC manipulando os setpoints dos controladores PI, tornou o tratamento primário de petróleo mais robusto contra as oscilações do fluxo de entrada na unidade de separação. Os benefícios possíveis da utilização efetiva deste sistema de controle avançado principalmente para a produção de petróleo offshore são significativos, podendo gerar maiores ganhos econômicos, como o aumento de produção, assim como obter maior estabilidade, confiabilidade e segurança das operações na plataforma. O esquema de controle proposto abre caminho para a implementação de outros níveis dentro da estrutura de controle hierárquica, tais como otimização econômica para geração de targets para as entradas manipuladas e RTO. Agradecimentos Os autores agradecem o auxílio financeiro do projeto UFS-UFRN-Petrobras AIPetro e do programa de recursos humanos PRH/ANP/UFS-45. Figura 8 Resposta do sistema com o controle MPC Referências Bibliográficas Azevedo Jr, D.O. and Sotomayor, O.A.Z (2010). Controle de escoamentos no regime de golfadas em processos de produção de petróleo. Mecánica Computacional, XXIX(1): Campos, M.C.M., Loureiro, P. and Filho, A.B. (2006). Novas estratégias de controle para a plataforma de petróleo P-55. Rio Oil & Gas 2006 Expo and Conference, Rio de Janeiro-RJ. Campos, M.C.M., Costa, L.A., Torres, A.E. and Schmidt, D.C. (2008). Controle avançado dos níveis dos separadores de plataformas de produção. 1 Congresso de Instrumentação, Controle e Automação da Petrobras (1 CICAP), Rio de Janeiro-RJ. Figura 9 - Frações de abertura das válvulas com controle MPC Campos, M.C.M. and Teixeira, A.F. (2011). Os benefícios da aplicação de técnicas de controle avançado e otimização em tempo real em 5079

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