A Unidade Operacional da Petrobras do Rio Grande do Norte-Ceará (UO-RNCE) é a maior produtora de óleo em campo terrestre (onshore) do Brasil, com mais de 4.000 poços de petróleo, em sua grande maioria equipados com o método de bombeio mecânico. Considerando a grande diversidade entre os poços, espalhados em áreas geográficas distintas nos estados de Rio Grande do Norte e Ceará, observamos no histórico destes poços de petróleo que os mesmos foram automatizados em períodos distintos, e por consequência por projetos, recursos, tecnologias e equipamentos diferentes.
Foto de uma instalação típica de um poço de bombeio mecânico
Nesse cenário, é comum encontrarmos em campo de automação com diversos modelos de controladores instalados nos poços de bombeio mecânico. Dependendo da época da aquisição, alguns dos controladores tornaram-se obsoletos, dificultando a sua manutenção, seja devido à inexistência de peças de reposição, seja pela carência de uma assistência técnica no Brasil, seja pela própria obsolescência dos componentes eletrônicos, ou pelo custo elevado da manutenção.
Foto de um poço de bombeio mecânico com o painel de automação
Uma solução seria substituir todo o armário de comando obsoleto por um armário de comando mais “atualizado”, que estivesse em linha de produção pelo fabricante. Porém essa solução envolve custos elevados, pois além da troca do armário de comando, também exige a atualização de toda a infraestrutura de comunicação remota, e em grande parte a troca de outros instrumentos utilizados para monitoramento do poço de petróleo.
Um típico sensor a ser substituído nesse processo seria a célula de carga, utilizada para medir a coluna de óleo sendo elevada a cada ciclo de bombeio, seja de 4 ou 6 fios, ou com uma resolução e calibração específica do fabricante, ou o sensor de posição do ciclo da unidade de bombeio que em alguns controladores operam com tipo PNP, outros com NPN, outros com sensor Hall, além do modelo de rádio para acesso remoto, alguns com modelos seriais com controle de fluxo, outros com controle de fluxo automático, bauds rate não suportados, frequência paga ou frequência livre.
Um caso típico são os armários de comando modelo CAC M2000, atualmente obsoletos e sem peças de reposição quando o controlador é danificado, além de seu firmware necessitar de melhorias e possuir problemas conhecidos, seu desenvolvimento está descontinuado.
Foto de um painel de automação com o módulo eletrônico obsoleto
Considerando o cenário para utilizarmos os mesmos sensores instalados em campo, assim como a mesma infraestrutura de rádio e o próprio armário de comando, a HI Tecnologia desenvolveu um KIT NEON SCUB-LT para substituir apenas o controlador obsoleto, reutilizando todos os recursos do armário de comando já instalados em campo.
KIT NEON SCUB-LT desenvolvido pela HI Tecnologia
O KIT NEON SCUB-LT é baseado no controlador NEON da HI Tecnologia, possui firmware customizado para bombeio mecânico, e interfaceia com relés de comando, a célula de carga e o sensor de posição já instalados no poço de bombeio mecânico, além de ter bases de dados drasticamente compactadas e recursos de comunicação serial para interfacear com os rádio serial modelo DataRadio. operando a taxas de comunicação baixas até 4800 bauds, também já instalado no poço.
Nesse sentido, o “retrofit” do armário consiste em substituir apenas o controlador obsoleto pelo controlador NEON SCUB-LT no interior do próprio armário de comando, e refazer as conexões com os mesmos sensores e o rádio, deixando o painel original pronto para a operação de campo. A substituição do controlador pode ser realizada no local onde está instalado em campo, sem a necessidade de retirar e transportar o armário de comando para o galpão de instrumentação.
Armário de comando CAC M2000 operando com o KIT NEON SCUB-LT
No sistema de supervisão remota, basta atualizar o cadastro do modelo de controlador do poço para o NEON SCUB-LT correspondente, configurar a comunicação conforme o enlace de rádio, configurar remotamente o controlador com as informações de operação do poço, e assim retomar a sua supervisão a operação remota. A solução reduz drasticamente o desperdício de equipamentos antigos, o gasto com equipamentos novos, e o tempo de indisponibilidade dos poços, que por sua vez minimiza as perdas de produção de petróleo.
Gostaríamos de agradecer a colaboração para este artigo do Sr. Allison Crístian da Cunha, Técnico de Operações Pleno, Petrobras UO – RNCE / ATP-MO / OP – CAM.
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