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Edição 283 – Abril de 2006 |
| Para não chorar o petróleo derramado |
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| Nacionalização de sistemas para detecção de vazamentos em dutos oferece novas alternativas para o mercado de petróleo |
| Anteriormente importadas, as tecnologias de detecção
de vazamentos já possuem modelos nacionalizados e estudo de
projetos 100% brasileiros. Tecnologia on-line, desenvolvida nos Estados Unidos, o Sistema ALDS recebeu, de 2001 até hoje, investimentos de R$ 2 milhões para ser 100% nacionalizada pela Aselco. Cientificamente, outros dois sistemas de detecção de vazamentos estão em estágio avançado de estudos. Um software é desenvolvido pela Escola de Engenharia de São Carlos, da Universidade de São Paulo. O outro, testado em laboratório, foi tese de mestrado no Cepetro, de Campinas – ambos demandam observações em campo antes do lançamento comercial. “A nacionalização de tecnologias é muito interessante. Ter o suporte técnico mais próximo é essencial”, resume o engenheiro Renan Baptista, do Centro de Pesquisas da Petrobras. Investimentos de US$ 7 bilhões devem oferecer mais alternativas ao transporte de óleos, gás, derivados e etanol no Brasil. A Transpetro, braço logístico da Petrobras, planeja aplicar o volume de recursos para construir seis mil quilômetros de dutos até 2010 – serão 34 mil quilômetros novos no mundo em quatro anos. O mercado global de novos equipamentos e manutenção de dutos movimentam US$ 50 bilhões por ano. Embora inclusa no quarto maior programa de construção de dutos no mundo, a malha dutoviária brasileira apresenta extensão pequena, 20 mil quilômetros. Os Estados Unidos transportam produtos por 440 mil quilômetros de dutos. A Argentina tem 28 mil quilômetros. “A nossa malha é pequena para as dimensões do Brasil”, diz o diretor de Dutos e Terminais da Transpetro, Marcelino Guedes. Os recursos anunciados não abrangem apenas obras e construção dos novos dutos: a instalação de sistemas capazes de evitar desastres com hidrocarbonetos também está contemplada nos investimentos. “Não existe lei que obrigue este procedimento, mas por iniciativa própria da Petrobras todos os dutos da empresa já nascem equipados com sistemas de detecção de vazamentos”, comenta o engenheiro Renan Baptista. Segundo o professor Celso Kazuyuki Morooka, coordenador do curso de ciências e engenharia de Petróleo da Unicamp, acidentes com dutos derivam principalmente de furos causados pela corrosão do material de revestimento da tubulação. No mundo todo há registros, além de desgaste, de outros fatores. Choque com embarcações, falhas operacionais, variações geológicas, e erro humano também podem desencadear derramamentos. Para Baptista, a preocupação da Petrobras em evitar vazamentos no Brasil é grande e já se manifesta há muitos anos. Mas ganhou força após a criação de um programa para o desenvolvimento e provisão de tecnologia de dutos iniciado pelo Cenpes em 1997. Desde então, relata Baptista, as principais posturas pró-ativas vêm sendo engendradas, seja em dutos existentes, ou mesmo nos projetos de novos dutos. “A ênfase se dá na causa do vazamento, especialmente nos domínios de corrosão, integridade do duto como um todo (aqui incluídas as técnicas de reabilitação), tecnologias de pigging, além dos sistemas de detecção, localização e quantificação de vazamentos e da automação operacional de dutos como um todo”. O Brasil não dispõe de estatísticas precisas sobre causas de acidentes com dutos. De acordo com a estatística anual divulgada pelo “Office of Pipeline Safety”, do departamento de transporte dos Estados Unidos, a maior causa de vazamentos em operações norte-americanas oscila nos últimos cinco anos entre duas opções: intervenção externa de terceiros, seja de forma desautorizada (para furto de combustível, por exemplo), ou mesmo autorizada (escavações em que não se conhece a posição do duto); e corrosão, interna ou externa ao duto. Baptista acredita que este levantamento de dados oferece informações semelhantes a outras fontes européias e pode, respeitadas algumas particularidades, ser extrapolado ao Brasil. Outras causas menores seriam: movimentação de terreno; falha na soldagem; falha na operação; e falha em equipamento ou sistema de alívio. Método de detecção A fiscalização governamental rigorosa e o aumento da consciência ecológica na opinião pública motivaram interesse mais intenso em métodos para detecção de vazamentos. “É uma demanda do mercado, mas não existe um método universal para detectar vazamentos em qualquer duto, transportando qualquer fluído, em qualquer condição”, explica o engenheiro Júlio Alonso, diretor da Aselco Automação. Segundo o engenheiro Renan Baptista, na maior parte das linhas de dutos brasileiras são utilizados atualmente sistemas baseados em balanços materiais, balanços materiais estatísticos ou em análise da dispersão de dados calculados de pressão e vazão contra dados medidos destas mesmas variáveis operacionais. Operam no mercado apenas duas tecnologias aplicadas para detectar e localizar on-line e em tempo real vazamentos em dutos: Detecção Acústica de Vazamento, com localização e técnicas de modelagem de simulação computadorizada conhecida como RTM (real time modeling); e técnicas de balanços materiais, como o de massa. Nos sistemas baseados em modelagem hidráulica (balanços materiais), o sistema “veste” a instrumentação convencional do duto. O processo observa dados em tempo real de pressão, vazão, temperatura, e, no caso de polidutos, densidade, a partir do sistema supervisório instalado na sala de operação. O engenheiro do Cenpes, explica que, neste caso, se busca um software, capaz de “ler” informações dos instrumentos em tempo real, e inferir acerca da existência, localização e quantificação de vazamentos. “Cada cenário requererá uma análise individualizada não havendo uma regra geral para seleção deste software”. Para Baptista, a tecnologia de Balanço de Massa é um dos sistemas aplicados pela Petrobras que apresentam melhor desempenho. “Mas para tal deve ser usada no cenário adequado”, sublinha. Sob o termo Balanço de Massa existem várias soluções baseadas em até três estimadores de estados muito diferentes entre si (RTM - “Real Time Model”, RTTM – “Real Time Transiente Model” e SRTM – “Statistical Real Time Model”. As tecnologias são desenvolvidas também de acordo com quatro algoritmos também distintos (VB – “Volume Balance”, CVB – “Compensated Volume Balance”, MCVB – “Modified Compensated Volume Balance” e SPRT “Sequential Probability Ratio Test”). Cada combinação de algoritmo com estimador de estados é adequada a um determinado cenário, variando de escoamento monofásico líquido com baixo espaçamento entre tomadas de medição. A Petrobras possui um exemplo de inadequação de cenário. A tecnologia (MCVB), inadequada a um cenário na Bacia de Campos, está sendo substituída por outra, baseada no mesmo princípio geral de modelagem hidráulica. No caso da tecnologia acústica, todos os equipamentos são proprietários, desde os sensores, até as estações de campo, que realizam um primeiro nível de tratamento de sinal, e mestra, responsável por detectar e localizar o vazamento – o sistema não oferece a funcionalidade de quantificação de vazamentos. “A virtude desta tecnologia está no fato de poder ser usada em escoamento multifásico, uma vez que não depende de medição de vazão”, diz Renan Baptista, da Petrobras. Existem cinco variantes de tecnologias acústicas para detecção de vazamentos em dutos conhecidas no mercado internacional. A Petrobras utiliza apenas uma, o Sistema Acústico de Detecção e Localização de Vazamentos para Dutos (ALDS), comercializada pela Aselco Automação. Nacionalização Tecnologia on-line, desenvolvida nos Estados Unidos, o Sistema ALDS recebeu, de 2001 até hoje, investimentos de R$ 2 milhões para ser 100% nacionalizada pela Aselco. Neste ano, a empresa inicia uma nova etapa do projeto, que prevê implementação de melhorias, de acordo com necessidades identificadas entre os usuários do sistema. “A nacionalização de tecnologias é muito interessante. Ter o suporte técnico mais próximo é essencial”, resume Baptista, da Petrobras. Segundo o engenheiro Miguel D’Avilla, do marketing da Aselco, mais R$ 1 milhão será aplicado no desenvolvimento da tecnologia em 2006 . “Com o novo investimento, adicionar mais recursos ao sistema com o objetivo de melhor atender as necessidades de operação dos usuários”. O sistema ALDS identifica e localiza escoamentos indesejados por meio da detecção de ondas acústicas causadas pela ocorrência do próprio vazamento. As ondas são captadas por sensores acústicos de alta sensibilidade instalados no duto que está sendo monitorado. A Aselco garante que o método pode ser aplicado a qualquer fluido, até aos multifásicos. Dutos aéreos, subterrâneos ou submarinos são capazes de receber instalações. Os sensores acústicos instalados em pontos pré-definidos no duto atuam como “microfones” e captam as ondas de som originadas de eventuais vazamentos. “Estas ondas acústicas são processadas via unidade eletrônica local que analisa os sinais recebidos, eliminando os ruídos espúrios normalmente existentes no duto e enviando dados sobre o vazamento para uma unidade central, na sala de controle”, explica o engenheiro Alonso. As freqüências auditivas captadas pelo homem estão na faixa de 20 Hz à 20 kHz. A tecnologia ALDS opera com freqüências subsônicas, abaixo de 1 (um) Hz. Segundo a Aselco, nessa faixa, as ondas de som são sentidas por dezenas e até centenas de quilômetros, por conterem muita energia. Através da determinação dos tempos para a chegada das ondas de pressão nos sensores, o sistema pode reconhecer a possibilidade de vazamento e determinar a localização. O sistema é equipado com um banco de dados de ruídos que sustenta uma espécie de rede de filtros digitais para qualquer ruído espúrio, característica que reduz a possibilidade de alarmes falsos. Alonso conta que a tecnologia permite também o fechamento automático de válvulas de bloqueio, assim que o vazamento for identificado. O sucesso de uma operação de detecção, porém, depende do tempo de observação do vazamento. “Quanto mais rápido detectamos o vazamento menor será o impacto ambiental e de riscos. O mais importante é o tempo de resposta, o que podemos assumir menos do que 60 segundos”. A Petrobras testou a tecnologia em linhas brasileiras apenas de espaçamento máximo de cerca de 20 km, e nível relativamente alto de pressão mínima da linha: a partir de 4 ou 5 kgf/cm². Segundo a empresa, o equipamento mostrou-se adequado para este cenário -testes em espaçamentos maiores ainda não foram concluídos. “A periodicidade de manutenção de seus sensores é semelhante àquela requerida por um transmissor de pressão convencional (PT), ou seja é relativamente pequena”, observa Renan Baptista. Cuidados na instalação Em alguns casos, como o clássico exemplo do projeto NorthStar, da BP, no Alaska, concluído em 2000, apenas uma tecnologia de detecção não é suficiente – houve necessidade de combinação de equipamentos. O rigor da autoridade ambiental impôs um requisito de desempenho do sistema que só pôde ser atendido com a composição de duas tecnologias: um balanço material acrescido de uma tecnologia de sensoriamento externo de dispersão mássica. Mas, para Renan Baptista, a combinação não é uma estratégia geralmente recomendável. É uma operação mais complexa. “Serão duas culturas a serem passadas ao operador, dois monitores na sala de controle ou próximo a esta, dois conjuntos distintos de diferentes alarmes, bem como duas formas distintas de identificação de alarmes espúrios, dentre diversas outras características”. Para os especialistas, entretanto, a profusão de projetos para detecção de vazamentos é salutar à atividade petrolífera, mas a instalação isolada de um sistema não é a única medida necessária. O sistema requisita implantação gradativa, com vários testes parciais de aceitação do equipamento, para garantir o sucesso na detecção e a operacionalidade do método. Outra necessidade é a administração de infra-estrutura permanente de testes de simulados, para garantir a continuidade operacional do equipamento. A empresa deverá considerar ainda o investimento em recursos financeiros e humanos para contínuos ajustes e melhorias do sistema. “Todo cuidado é pouco”, recomenda Baptista. |
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