BR112021009735A2 - Sistema e método para operação autônoma de sistemas de pipeline e de instalações de midstream - Google Patents

Abstract

sistema e método para operação autônoma de sistemas de pipeline e de instalações de midstream. em um sistema e método para gerenciamento de supervisão de pipeline/planta de lng/planta de gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás, que permite a execução simultânea de comandos em todos os pontos de controle, aumenta significativamente a velocidade em que um ponto de ajuste ideal pode ser alcançado em comparação com a entrada manual de comandos. o sistema de controle de pipeline/planta de lng/planta de gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás tem uma configuração de controle em cascata que pode operar em conjunto com sistemas existentes de pipeline/planta de lng/planta de gás/refinaria/ plataforma offshore e sistemas de proteção de petróleo e gás. o operador da sala de controle pode ativar a operação automática por meio do sistema de gerenciamento de supervisão e, posteriormente, ordenar que o sistema volte para o controle manual instantaneamente. os modelos dinâmicos preveem as condições operacionais de processos de pipeline/planta de lng/planta de gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás, sujeitos a restrições de pressão e outros parâmetros operacionais. uma camada de otimização de estado estacionário, operando em conjunto com o controle em tempo real, determina os estados ideais sem a intervenção do operador.

Description

"SISTEMA E MÉTODO PARA OPERAÇÃO AUTÔNOMA DE SISTEMAS DE PIPELINE E DE INSTALAÇÕES DE MIDSTREAM" CAMPO TÉCNICO

[001] A presente divulgação se refere, geralmente, ao gerenciamento de supervisão de sistemas de pipelines de fluido em instalações midstream de petróleo e gás, no que se refere a operações de sala de controle e, mais particularmente, aos sistemas e métodos para operação automática, fornecendo orientação para operadores de sala de controle, incluindo substituição manual, de processos de pipelines de fluido em sistemas de transporte e coleta.

ANTECEDENTES

[002] Os pipelines de líquido (oleodutos) das instalações midstream de petróleo e gás transportam várias commodities, tais como, petróleo bruto pesado, médio ou leve, condensados, líquidos de gás natural, produtos refinados e água. Os pipelines de gás (gasodutos) transportam gás natural (pobre ou rico), vapor e CO2. Em qualquer uma das categorias de pipelines, o fluido é movido por bombas ou compressores situados no início e em locais estratégicos ao longo do comprimento do sistema de pipeline. Pipelines de transporte podem variar de um a vários milhares de quilômetros de comprimento e podem incluir de uma bomba/compressor a mais de cinquenta estações de bombeamento/compressão. Os sistemas de pipelines de coleta podem conectar vários poços, cada um com sua própria bomba/compressor, em um único pipeline, que pode então alimentar as plantas de processamento ou outro pipeline de transporte. Os sistemas de distribuição de pipelines geralmente começam com um único pipeline ramificando-se em várias linhas, instalações de midstream de planta de processamento de LNG facilitam a separação de líquidos e impurezas do gás natural e permitem a liquefação do produto para um transporte eficiente. As instalações midstream de processamento de Planta de Gás facilitam a separação de produtos de gás natural de produtos líquidos de alto valor para transporte em sistemas de pipeline. As refinarias processam petróleo bruto em produtos petrolíferos de alto valor para uso comercial. As plataformas offshore de petróleo e gás coletam e processam produtos de petróleo e gás de poços offshore e separam os produtos em produtos líquidos e gasosos para transporte em navios ou pipelines, as instalações de midstream de planta de processamento de LNG facilitam a separação de líquidos e impurezas do gás natural e permitem a liquefação do produto para um transporte eficiente. As instalações midstream de processamento de Planta de Gás facilitam a separação de produtos de gás natural de produtos líquidos de alto valor para transporte em sistemas de pipelines. As refinarias processam petróleo bruto em produtos petrolíferos de alto valor para uso comercial. As plataformas offshore de petróleo e gás coletam e processam produtos de petróleo e gás de poços offshore e separam os produtos em produtos líquidos e gasosos para transporte em navios ou pipelines.

[003] Na operação convencional de pipelines, Planta de LNG, Planta de Gás, refinaria e instalações de plataforma offshore de petróleo e gás, várias condições operacionais do equipamento na instalação são definidas pelo operador da sala de controle usando um Sistema de Supervisão de Controle e Aquisição de Dados (SCADA). Por exemplo,

instalações de pipeline incluem estações de bombeamento/compressão que requerem monitoramento e controle das pressões de saída.

As instalações de LNG incluem compressores/trocadores de calor/colunas de destilação.

As instalações da Planta de Gás incluem compressores/bombas/trocadores de calor/tambores de separação/colunas de destilação.

As instalações de refinaria incluem compressores/trocadores de calor/colunas de destilação, craqueadores catalíticos de fluidos, coqueria e outros equipamentos de processamento de petróleo bruto.

Plataformas offshore de petróleo e gás incluem compressores/bombas/trocadores de calor/tambores de separação/colunas de destilação e redes de amarração de pipelines submarinos conectando poços de petróleo e gás submarinos à plataforma.

O operador de pipeline define uma vazão geral do pipeline por meio do sistema de controle de pipeline, definindo pontos de ajuste de pressão e determinando o número de bombas e compressores que estão em operação em determinadas estações de bombeamento/compressão.

O operador da sala de controle da Planta de LNG define uma vazão geral para a instalação por meio do sistema de controle da Planta de LNG, definindo pressão, fluxo, pontos de ajuste de temperatura e determinando o tempo e a sequência dos comandos de partida para peças individuais do equipamento na planta.

O operador da sala de controle da Planta de Gás define uma vazão geral para a instalação por meio do sistema de controle da Planta de Gás, definindo pressão, fluxo, pontos de ajuste de temperatura e determinando o tempo e a sequência dos comandos de partida para peças individuais do equipamento na planta. O operador da sala de controle da refinaria define uma vazão geral para a instalação por meio do sistema de controle da refinaria, definindo os pontos de ajuste de pressão, fluxo, temperatura e determinando o tempo e a sequência dos comandos de partida para peças individuais do equipamento na refinaria. O operador da sala de controle para a plataforma offshore de petróleo e gás define uma vazão geral para a instalação, por meio do sistema de controle da plataforma de petróleo e gás offshore, definindo os pontos de ajuste de pressão, fluxo, temperatura e determinando o tempo e sequenciamento de comandos de início para peças individuais de equipamento na plataforma offshore de petróleo e gás e rede de amarração de pipeline submarino associada.

[004] Um único operador de pipeline controla um ou mais pipelines e deve garantir que cada pipeline seja operado dentro de limites seguros em todos os momentos. Garantir uma operação segura e eficaz envolve inúmeras funções, como controlar a inicialização e interrupção do fluxo, ajustar as vazões quando o pipeline está funcionando, tomar ações em resposta a problemas operacionais inesperados e comunicar-se com o pessoal de campo sobre eventos operacionais planejados e não planejados. Um operador de sala de controle único ou múltiplo em uma Planta de LNG controla uma ou mais peças do equipamento na instalação simultaneamente e espera-se garantir que cada peça do equipamento seja operada dentro de limites seguros em todos os momentos. Garantir uma operação segura e eficaz envolve inúmeras funções, como controlar a inicialização e interrupção do fluxo, ajustar as vazões/temperaturas/pressões quando a instalação está funcionando, realizando ações em resposta a problemas operacionais inesperados e comunicando-se com o pessoal de campo sobre eventos operacionais planejados e não planejados.

Um operador de sala de controle único ou múltiplo em uma Planta de Gás controla uma ou mais peças do equipamento na instalação simultaneamente e deve garantir que cada peça do equipamento seja operada dentro de limites seguros em todos os momentos.

Garantir uma operação segura e eficaz envolve inúmeras funções, como controlar a inicialização e interrupção do fluxo, ajustar as vazões/temperaturas/pressões quando a instalação está funcionando, realizando ações em resposta a problemas operacionais inesperados e comunicação com o pessoal de campo sobre eventos operacionais planejados e não planejados.

Um operador de sala de controle único ou múltiplo em uma refinaria controla uma ou mais peças do equipamento na instalação simultaneamente e deve garantir que cada peça do equipamento seja operada dentro de limites seguros em todos os momentos.

Garantir uma operação segura e eficaz envolve inúmeras funções, como controlar a inicialização e interrupção do fluxo, ajuste de vazões/temperaturas/pressões quando a instalação está funcionando, realização de ações em resposta a problemas operacionais inesperados e comunicação com o pessoal de campo sobre eventos operacionais planejados e não planejados.

Um operador de sala de controle único ou múltiplo em uma plataforma offshore de petróleo e gás controla uma ou mais peças do equipamento na instalação simultaneamente e deve garantir que cada peça do equipamento seja operada dentro de limites seguros em todos os momentos. Garantir uma operação segura e eficaz envolve inúmeras funções, como controlar a inicialização e interrupção do fluxo, ajuste das vazões/temperaturas/pressões quando a instalação está funcionando, tomar medidas em resposta a problemas operacionais inesperados e comunicar-se com o pessoal de campo em relação à operação planejada e não planejada de eventos.

[005] Pipeline SCADA convencional, Planta de LNG, Planta de Gás, refinaria, sistemas de controle de plataforma offshore de petróleo e gás têm limitações que podem causar dificuldades substanciais para pipeline, Planta de LNG, Planta de Gás, refinaria, petróleo offshore e operadores de plataforma de gás. Mudanças feitas nos pontos de ajuste de pressão/temperatura/fluxo e operações de bomba/compressor/trocador de calor/coluna de destilação/válvula em um ponto do pipeline, Planta de LNG, Planta de Gás, refinaria ou plataforma offshore de petróleo e gás afetam todos os outros pontos da linha. Podem ocorrer longos atrasos entre as ações de controle em um ponto e os efeitos em outros pontos do sistema. Esses atrasos podem exigir que o pipeline/LNG/Planta de Gás/refinaria/operador da plataforma offshore de petróleo e gás espere para observar o efeito da ação de controle atual antes de tomar as ações subsequentes e pode exigir procedimentos de controle laboriosos e graduais. Outro problema são os processos manuais usados por operadores de pipelines/LNG/Planta de Gás/refinaria/plataformas offshore de petróleo e gás na definição de pontos de ajuste de pressão/fluxo/temperatura e emissão de comandos de partida/parada de bomba/compressor. Um pipeline longo ou uma rede de pipeline complexa pode exigir que o operador do pipeline realize mais de 1.000 dessas ações. Um complexo de LNG, Planta de Gás, refinaria ou plataforma offshore de petróleo e gás pode exigir que o operador da sala de controle execute também 1.000 dessas ações. Eventos inesperados podem causar grandes perturbações de pressão/fluxo/temperatura, exigindo uma resposta rápida do operador de pipeline/LNG/Planta de Gás/refinaria/ plataforma offshore de petróleo e gás. Neste contexto, a carga manual sobre os operadores do centro de controle na emissão de pontos de ajuste e comandos de partida de bomba/compressor reduz a capacidade dos operadores de monitorar o desempenho geral e a segurança do pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás. Esses fatores aumentam a probabilidade de entradas erradas, por exemplo, devido à inexperiência ou fadiga do operador, e podem afetar adversamente o tempo de atividade e segurança de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás.

[006] Vários sistemas de controle de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás anteriores procuraram amenizar esses problemas. No entanto, o operador do pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás ainda deve determinar manualmente uma sequência de ações de controle para obter as entradas aconselhadas.

SUMÁRIO

[007] A presente divulgação fornece melhorias para sistemas de controle de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataformas offshore de petróleo e gás que aumentam a operação autônoma de tais sistemas, aumentam a eficiência das operações de tais sistemas e aumentam a segurança de tais sistemas. Uma melhoria relacionada está na capacidade dos sistemas de controle de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás de estabelecer configurações de equipamentos, tais como, pontos de ajuste de pressão/temperatura/fluxo em uma porção do pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás, de modo a antecipar os efeitos operacionais em outros pontos do sistema. Outra melhoria é a redução no número de operações manuais dos operadores de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás, como pontos de ajuste manuais de pressão/temperatura/fluxo e comandos de partida de bomba/compressor. Outra melhoria é fornecer pontos de ajuste de equipamentos calculados para o operador de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás em uma base consultiva de até três horas no futuro, enquanto elimina a necessidade de que o operador de pipeline/Planta LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás determine uma sequência de ações de controle para obter informações de consultoria.

[008] As modalidades descritas no presente documento podem calcular automaticamente as ações de controle ideais para atingir uma vazão alvo desejada em sistemas de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás e pode implementar comandos em nome do operador de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás para realizar as ações de controle. O sistema e o método da presente divulgação são capazes de manter as condições operacionais ideais na vazão alvo, incluindo em pipelines em bateladas. Este sistema e o método também podem ser usados como um serviço de consultoria para operadores de pipelines/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/ plataformas offshore de petróleo e gás, para permitir que operem de forma mais eficaz se preferirem em vez de operação autônoma.

[009] O sistema da presente divulgação permite a execução simultânea de comandos em todos os pontos de controle. Devido à natureza multivariável e interativa dos sistemas de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás, esta execução simultânea aumenta significativamente a velocidade em que um ponto de ajuste ideal desejado pode ser alcançado em comparação com a entrada manual de comandos em uma base de um por vez. O controle de transição automática reduz a carga do operador de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás, eliminando a necessidade de inserir manualmente os pontos de ajuste, que podem mudar com frequência. Essa carga reduzida permite que os operadores monitorem o pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás mais de perto, em busca de eventos inesperados que afetem o sistema como um todo e realizem ações responsivas mais rapidamente.

[0010] Em várias modalidades, o sistema da presente divulgação inclui uma configuração de controle em cascata que pode operar em conjunto com sistemas de proteção de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás e que imita ações de operador de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás.

[0011] O sistema e o método da presente divulgação melhoram a segurança das operações de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/operações de plataforma offshore de petróleo e gás ao implementar ações preventivas nos procedimentos de controle automático. Essas ações preventivas corrigem cenários de falhas frequentes, como um disparo da estação de bombeamento, mais rápido do que um operador humano pode responder. Em várias modalidades, o presente sistema e o método incorporam modelos totalmente dinâmicos que levam em consideração o estado dinâmico dos processos de pipeline. Esses modelos dinâmicos predizem as condições operacionais dos processos de pipeline como parte dos procedimentos de controle. As restrições de pressão e operação são explicitamente incorporadas em uma solução dinâmica ideal. Esses modelos totalmente dinâmicos representam uma melhoria em relação aos sistemas anteriores, que utilizavam previsões de estado estacionário que não levam em consideração as trajetórias passadas e futuras dos processos de pipeline.

[0012] Em várias modalidades, o presente sistema e método incorporam modelos totalmente dinâmicos, que levam em consideração o estado dinâmico dos processos de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás. Esses modelos dinâmicos predizem as condições operacionais dos processos de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás como parte dos procedimentos de controle. Restrições de pressão/fluxo/temperatura e operacionais são explicitamente incorporadas em uma solução dinâmica ideal. Esses modelos totalmente dinâmicos representam uma melhoria em relação aos sistemas anteriores que utilizavam previsões de estado estacionário que não levam em conta as trajetórias passadas e futuras de processos de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás, através de várias bombas/estações de compressão ou peças de equipamentos em toda a planta.

[0013] Os modelos totalmente dinâmicos da presente divulgação incluem modelos transitórios, hidráulicos, físicos que fornecem cálculos de controle com base na mudança de ambientes hidráulicos, incluindo pipelines em bateladas. A modelagem transitória, físico-hidráulica representa uma melhoria em relação aos sistemas convencionais que comparam as condições operacionais atuais com um banco de dados armazenados de possíveis cenários. Esse tipo de banco de dados requer um desenvolvimento demorado e pode não cobrir toda a gama de operações desejadas, uma vez que o desenvolvimento de um determinado projeto tenha sido concluído.

[0014] Em várias modalidades, o presente sistema e método incorporam uma camada de otimização de estado estacionário, em conjunto com controle em tempo real. A camada de otimização de estado estacionário busca atingir estados otimizados sem intervenção do operador. Esse recurso reduz o tempo entre os cálculos de otimização e melhora a capacidade do sistema de manter um estado otimizado o tempo todo.

[0015] Em várias modalidades, o método inclui receber em um processador, os primeiros dados relativos a uma primeira pressão em uma primeira porção de um pipeline, em que uma primeira válvula é acoplada à primeira porção; receber, no processador, um segundo dado relacionado a uma segunda pressão em uma segunda porção do pipeline, em que uma segunda válvula é acoplada à segunda porção; receber, no processador, um terceiro dado relacionado a um primeiro status de uma primeira bomba acoplada ao pipeline; receber, no processador, um quarto dado relacionado a um segundo status de uma segunda bomba acoplada ao pipeline; ajustar automaticamente, por meio do processador, pelo menos duas dentre a primeira bomba, a segunda bomba, a primeira válvula ou a segunda válvula, para pelo menos, manter ou estabilizar uma pressão do pipeline.

[0016] Em várias modalidades, o método inclui um em que a pressão do pipeline é mantida dentro de uma faixa de pressão segura. Em várias modalidades, o método compreende, adicionalmente, monitorar um primeiro sensor acoplado à primeira porção e um segundo sensor acoplado à segunda porção. Em várias modalidades, o método inclui um, em que, o ajuste é controlado com base, pelo menos, em uma primeira saída do primeiro sensor e uma segunda saída do segundo sensor. Em várias modalidades, o método compreende, adicionalmente, receber no processador, um quinto dado relacionado a uma primeira temperatura em uma quinta porção do pipeline. Em várias modalidades, o método compreende, adicionalmente, receber no processador, um sexto dado relativo a uma segunda temperatura em uma sexta porção do pipeline. Em várias modalidades, o método compreende, adicionalmente, receber no processador, um sétimo dado relacionado a uma primeira vazão em uma sétima porção do pipeline. Em várias modalidades, o método compreende, adicionalmente, receber, no processador, um oitavo dado relacionado a uma segunda vazão em uma oitava porção do pipeline. Em várias modalidades, o método compreende, adicionalmente, receber, no processador, um nono dado relacionado a um vazamento no pipeline.

[0017] Em várias modalidades, o método inclui receber no processador, os primeiros dados relativos a uma primeira pressão em uma primeira porção de uma planta, em que uma bomba é acoplada à primeira porção; receber, no processador, um segundo dado relacionado a uma segunda pressão em uma segunda porção da planta, em que um compressor é acoplado à segunda porção; receber, no processador, um terceiro dado relacionado a um primeiro status de um trocador de calor acoplado à planta; receber, no processador, um quarto dado relacionado a um primeiro status de uma coluna de destilação acoplada à planta; ajustar automaticamente, através do processador, pelo menos dois dentre a bomba, o compressor, o trocador de calor ou a coluna de destilação, simultaneamente, de modo que, pelo menos um mantenha ou estabilize uma pressão da planta.

[0018] Em várias modalidades, o método compreende, adicionalmente, uma unidade de queima acoplada à planta. Em várias modalidades, o método inclui um em que a pressão da planta é mantida dentro de uma faixa de pressão segura. Em várias modalidades, o método compreende, adicionalmente, monitorar um primeiro sensor acoplado à primeira porção e um segundo sensor acoplado à segunda porção. Em várias modalidades, o método inclui um, em que, o ajuste é controlado com base em pelo menos uma de uma primeira saída do primeiro sensor e uma segunda saída do segundo sensor. Em várias modalidades, o método compreende, adicionalmente, receber, no processador, um quinto dado relacionado a uma primeira temperatura em uma quinta porção da planta.

[0019] Em várias modalidades, o método inclui receber no processador, os primeiros dados relativos a uma primeira pressão em uma primeira porção de uma plataforma offshore, em que uma bomba é acoplada à primeira porção; receber, no processador, um segundo dado relacionado a uma segunda pressão em uma segunda porção da plataforma offshore, em que um sistema de amarração submarino é acoplado à segunda porção; receber, no processador, um terceiro dado relacionado a um primeiro status de um equipamento de separação do lado superior acoplado à plataforma offshore; receber, no processador, um quarto dado relacionado a um primeiro status de uma válvula acoplada à plataforma offshore; ajustar automaticamente, por meio do processador, pelo menos dois dentre a bomba, o sistema de amarração submarina, o equipamento de separação do lado superior ou a válvula, simultaneamente, para pelo menos um deles manter ou estabilizar uma pressão da plataforma offshore.

[0020] Em várias modalidades, o método compreende, adicionalmente, uma unidade de queima acoplada à plataforma offshore. Em várias modalidades, o método inclui um em que a pressão da plataforma offshore é mantida dentro de uma faixa de pressão segura. Em várias modalidades, o método compreende, adicionalmente, monitorar um primeiro sensor acoplado à primeira porção e um segundo sensor acoplado à segunda porção. Em várias modalidades, o método inclui um em que o ajuste é controlado com base, pelo menos, em uma de uma primeira saída do primeiro sensor e uma segunda saída do segundo sensor. Em várias modalidades, o método compreende, adicionalmente, receber, no processador, um quinto dado relacionado a uma primeira temperatura em uma quinta porção da plataforma offshore.

[0021] Outros objetivos, características e vantagens da presente divulgação se tornarão aparentes com referência aos desenhos e à descrição detalhada das modalidades ilustrativas que se seguem.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0022] Modalidades não limitativas da presente divulgação são descritas a título de exemplo, com referência às figuras anexas que são esquemáticas e não se destinam a ser desenhadas em escala. A menos que indicado como representando a técnica anterior, as figuras representam aspectos da divulgação.

[0023] A Figura 1 mostra uma arquitetura de sistema de um sistema de pipeline exemplar, que incorpora o sistema de controle da presente divulgação, de acordo com uma modalidade que também se aplica a Plantas de LNG, Plantas de gás, refinarias e plataformas offshore de petróleo e gás e qualquer outra instalação de processamento complexa com um sistema SCADA central e operadores de sala de controle.

[0024] A Figura 2 mostra um diagrama esquemático de blocos funcionais e fluxo de sinal em cálculos de saída de controlador para o software de sistema de controle, de acordo com uma modalidade.

[0025] A Figura 3 mostra um fluxograma esquemático de um método para calcular o Controle Preditivo de Modelo (MPC), de acordo com uma modalidade.

[0026] Figura 4 mostra um gráfico de uma comparação de teste de impacto de um modelo de simulação transitório de um pipeline de petróleo bruto controlado usando o sistema de controle FlowBOT, em comparação com um simulador Synergi™ SPS, de acordo com uma modalidade.

[0027] A Figura 5 mostra gráficos de um cenário de desligamento automático (disparo da estação de bombeamento), de acordo com uma modalidade.

[0028] A Figura 6 mostra uma imagem estática de vídeo de apresentação de linha exibindo mudança de vazão de 4.000 - 5.000 m³/h, de acordo com uma modalidade.

[0029] A Figura 7 mostra uma imagem estática de vídeo de apresentação da tubulação exibindo a inicialização da tubulação de 0-4.200 m³/h, de acordo com uma modalidade.

[0030] A Figura 8 é uma arquitetura de sistema de um sistema de Planta de LNG exemplar, que incorpora o sistema de controle da presente divulgação, de acordo com uma modalidade que também se aplica a Plantas de gás, refinarias e plataformas offshore de petróleo e gás e qualquer outra instalação de processamento complexa com um sistema SCADA central e operadores da sala de controle.

[0031] A Figura 9 é uma arquitetura de sistema de um sistema de Planta de Gás exemplar que incorpora o sistema de controle da presente divulgação, de acordo com uma modalidade.

[0032] A Figura 10 é uma arquitetura de sistema de um sistema de refinaria exemplar incorporando o sistema de controle da presente divulgação, de acordo com uma modalidade.

[0033] A Figura 11 é uma arquitetura de sistema de um sistema de plataforma offshore de petróleo e gás exemplar que incorpora o sistema de controle da presente divulgação, de acordo com uma modalidade.

[0034] A Figura 8 é uma imagem estática de vídeo de uma inicialização da unidade de rejeição de nitrogênio de uma Planta de LNG exibindo uma inicialização autônoma de 0 a 50 t/hr de produção.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0035] Na descrição detalhada que se segue, é feita referência aos desenhos anexos, que representam modalidades ilustrativas não limitativas da presente divulgação. Outras modalidades podem ser utilizadas e variações lógicas, por exemplo, estruturais e/ou mecânicas, podem ser implementadas, sem com isso se afastar do escopo da presente divulgação. Para evitar detalhes desnecessários, determinadas informações, itens ou detalhes conhecidos pelos versados na técnica podem ser omitidos do que se segue.

[0036] Métodos de controle de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás ilustrativos da presente divulgação, descritos neste documento e os sistemas que incorporam esses métodos podem calcular automaticamente ações de controle otimizadas para atingir uma vazão alvo desejada, em um sistema de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás e pode implementar comandos em nome do operador do operador de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás para realizar as ações de controle. Esses métodos e sistemas são capazes de manter condições operacionais otimizadas na vazão alvo, incluindo em pipelines em bateladas. Esses métodos e sistemas têm uma gama de aplicações, como sistemas de transporte de pipeline para petróleo e gás, sistemas de pipeline de coleta, plantas de processamento, refino, plataformas offshore de petróleo e gás, outras indústrias de processamento com complexidade suficiente exigindo um operador de sala de controle e sistema de controle estilo SCADA complexo.

[0037] Os sistemas de pipeline de líquido transportam várias commodities, tais como, petróleo bruto pesado, médio ou leve, condensados, líquidos de gás natural, produtos refinados ou água. Os pipelines transportam gás natural, vapor e CO2. O gás natural pode incluir misturas de gases secos ou pobres e misturas de gases úmidos ou ricos. Os sistemas de pipeline incluem pipeline de transporte, que podem variar de um a vários milhares de quilômetros de comprimento e ter uma ou mais estações de bombeamento/compressão, até mesmo mais de 50 dessas estações. Os sistemas de pipeline também incluem pipelines de coleta, que conectam vários poços, cada um com sua própria bomba/compressor, em um único pipeline. Tal único pipeline pode alimentar plantas de processamento ou outro pipeline de transporte. Os sistemas de distribuição de pipeline geralmente começam com um único pipeline se ramificando em várias tubulações. As plantas de LNG processam o fornecimento de gás natural em produtos líquidos e de gás e, em seguida, permitem a liquefação do produto de gás para facilitar o transporte para outros mercados. As plantas de gás permitem a separação de produtos líquidos e gasosos do fluxo de fornecimento de gás natural, possibilitando a criação de produtos de valor agregado adequados para transporte. As refinarias permitem a separação de vários produtos de petróleo líquido e gasoso do fluxo de fornecimento de petróleo bruto, permitindo a criação de produtos de valor agregado que são adequados para uso comercial. As plataformas offshore de petróleo e gás permitem a coleta e separação de produtos de petróleo líquido e gasoso de poços submarinos de petróleo e gás, por meio de uma rede de amarração de pipeline submarino e instalação de processamento de petróleo e gás na porção superior da plataforma, permitindo a criação de produtos de valor agregado que são adequados para transporte por pipelines ou navio.

[0038] Em ambos os sistemas de pipelines de gás ou líquido, o fluido é movido por equipamentos situados no início e em locais estratégicos ao longo do comprimento do sistema de pipelines. O equipamento inclui uma estação de abastecimento ou entrada, a estação de injeção inicial representando o início do sistema onde o fluido é injetado na tubulação. As estações de compressão/bombeamento são bombas para pipelines de líquido e compressores para pipelines de gás, que estão localizados ao longo da tubulação para mover o fluido através do pipeline. As estações de válvula de bloqueio são uma forma primária de proteção para pipelines.

Usando essas válvulas, um operador de pipeline pode isolar um segmento da tubulação para trabalho de manutenção ou isolar uma ruptura ou vazamento.

Uma estação reguladora é um tipo especial de estação de válvula, onde o operador pode liberar alguma da pressão da tubulação.

Uma estação de liberação parcial, também conhecida como estação intermediária, permite que o operador do pipeline libere a porção do fluido que está sendo transportada.

Por último, na estação de liberação final, também conhecida como estação de saída ou terminal, o fluido é distribuído para uma instalação de armazenamento ou distribuição de operações de consumo.

Uma estação de saída poderia ser, por exemplo, um terminal de tanque para pipelines ou uma conexão a uma rede de distribuição de pipelines.

As Plantas de LNG consistem em compressores, bombas, recipientes de separação, colunas de destilação, trocadores de calor, tudo em sequência para permitir a liquefação do produto de gás natural.

As plantas de LNG podem descarregar em um pipeline ou o produto é carregado em navios para transporte.

As Plantas de gás consistem em compressores, bombas, recipientes de separação, colunas de destilação, trocadores de calor, todos em sequências para permitir a separação de produtos de petróleo líquido de produtos de gás para transporte em pipelines ou por caminhão.

As refinarias são compostas por compressores, bombas, recipientes de separação, colunas de destilação, trocadores de calor, craqueadores catalíticos fluidos, coqueria, todos em sequência para permitir a produção de derivados de petróleo de alto valor para venda comercial.

As plataformas offshore de petróleo e gás consistem em compressores, bombas, recipientes de separação, colunas de destilação, trocadores de calor, poços de petróleo e gás submarinos e redes de amarração de pipelines submarinos, todos em sequência para permitir a separação de produtos de petróleo e gás a partir do transporte por meio de navios ou pipelines.

[0039] Cada estação de bombeamento/compressão em um sistema de pipeline pode ter uma ou várias bombas, dispostas em série ou em paralelo, junto com uma válvula de controle na saída da estação. As pressões são normalmente medidas na entrada (sucção) e na saída (descarga) de cada estação de bombeamento/compressão. O controle da pressão é realizado por meio de ajustes na abertura da válvula de controle e/ou velocidade de rotação das bombas/compressor.

[0040] Em várias modalidades, o sistema da presente divulgação tem uma configuração de controle em cascata com o sistema SCADA (Supervisão de Controle e Aquisição de Dados) de uma instalação de pipeline e também é aplicável às Plantas de LNG, Planta de Gás, refinarias e plataformas offshore de petróleo e gás. SCADA é um sistema de controle industrial: um sistema de computador para monitorar e controlar processos de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás, processos de refinarias/plataformas offshore de petróleo e gás. Com o emprego do sistema SCADA, os operadores da sala de controle podem monitorar as condições da instalação e enviar comandos operacionais para o campo. Normalmente, o sistema SCADA está localizado em um centro de controle, recebe todos os dados de campo e os apresenta ao operador da sala de controle, por meio de um conjunto de telas ou outra interface de usuário mostrando as condições operacionais do pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás. Na presente divulgação, os operadores de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore são às vezes chamados de operadores do centro de controle; o sistema da presente divulgação em uma configuração de controle em cascata com um sistema SCADA é às vezes chamado de sistema de controle de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás; e o sistema e o software da presente divulgação às vezes são chamados de sistema e software FlowBOT.

[0041] A Figura 1 é um diagrama esquemático do sistema de um sistema de pipeline exemplar 100 incorporando o sistema de controle da presente divulgação. O sistema 100 inclui a arquitetura de sistema de pipeline de subestrutura 108, mostrada abaixo da linha horizontal e a arquitetura de superestrutura 104 mostrada acima da linha. A arquitetura de superestrutura 104 inclui o sistema de controle da presente divulgação, mostrado na figura 1 como Software FlowBOT 110. Em várias modalidades, a arquitetura da subestrutura 108 inclui componentes principais típicos de um sistema de controle de tubulação 100, como, por exemplo, de estação de bombeamento inicial 102, de estação de bombeamento intermediária 106 e válvula de controle de liberação 112. Em uma modalidade, o FlowBOT 110 é um programa de software que reside em um servidor conectado a um sistema de Supervisão de Controle e Aquisição de Dados (SCADA) 130 existente de um pipeline.

[0042] Em uma ou mais modalidades, por exemplo, como mostrado na Figura 8, o sistema 800 inclui a arquitetura de sistema de Planta de LNG 808 mostrada abaixo da linha horizontal e a arquitetura de superestrutura 804 mostrada acima da linha. A arquitetura da superestrutura 804 inclui o sistema de controle da presente divulgação, mostrado na Figura 8 como Software FlowBOT 110. Em várias modalidades, a arquitetura da subestrutura 808 inclui componentes principais típicos de um sistema de controle de Planta de LNG 800, como, por exemplo, compressores 802, trocadores de calor 806, colunas de destilação 810 e unidades de queima

812. Em uma modalidade, o FlowBOT 110 é um programa de software que reside em um servidor conectado a um sistema de Supervisão de Controle e Aquisição de Dados (SCADA) 130 existente na Planta de LNG. O sistema de controle de Planta de LNG 800 opera de uma maneira muito semelhante à operação do sistema de controle de pipeline 100 da Figura 1, conforme estabelecido abaixo.

[0043] Em uma ou mais modalidades, por exemplo, como mostrado na Figura 9, o sistema 900 inclui a arquitetura de sistema de Planta de Gás de subestrutura 908 mostrada abaixo da linha horizontal e a arquitetura de superestrutura 904 mostrada acima da linha. A arquitetura da superestrutura 904 inclui o sistema de controle da presente divulgação, mostrado na Figura 9 como Software FlowBOT 110. Em várias modalidades, a arquitetura da subestrutura 908 inclui componentes principais típicos de um sistema de controle de Planta de Gás 900, como, por exemplo, compressores 902, trocadores de calor 906, colunas de destilação 910 e unidades de queima 912. Em uma modalidade, o FlowBOT 110 é um programa de software que reside em um servidor conectado a um sistema de Supervisão de Controle e Aquisição de Dados (SCADA) 130 existente de uma Planta de Gás. O sistema de controle da Planta de Gás 900 opera de uma maneira muito semelhante à operação do sistema de controle de pipeline 100 da Figura 1, conforme estabelecido abaixo.

[0044] Em uma ou mais modalidades, por exemplo, como mostrado na Figura 10, o sistema 1000 inclui a arquitetura de sistema de refinaria de subestrutura 1008 mostrada abaixo da linha horizontal e a arquitetura de superestrutura 1004 mostrada acima da linha. A arquitetura da superestrutura 1004 inclui o sistema de controle da presente divulgação, mostrado na Figura 10 como Software FlowBOT 110. Em várias modalidades, a arquitetura da subestrutura 1008 inclui componentes principais típicos de um sistema de controle de refinaria 1000, como, por exemplo, compressores 1002, trocadores de calor 1006, colunas de destilação, coqueria ou craqueadores 1010 e unidades de queima 1012. Em uma modalidade, o FlowBOT 110 é um programa de software que reside em um servidor conectado a um sistema de Supervisão de Controle e Aquisição de Dados (SCADA) 130 existente de uma refinaria. O sistema de controle de refinaria 1000 opera de uma maneira muito semelhante à operação do sistema de controle de pipeline 100 da Figura 1, conforme estabelecido abaixo.

[0045] Em uma ou mais modalidades, por exemplo, como mostrado na Figura 11, o sistema 1100 inclui arquitetura de sistema de plataforma offshore de petróleo e gás de subestrutura 1108, mostrada abaixo da linha horizontal e arquitetura de superestrutura 1104 mostrada acima da linha.

A arquitetura da superestrutura 1104 inclui o sistema de controle da presente divulgação, mostrado na Figura 11 como Software FlowBOT 110. Em várias modalidades, a arquitetura da subestrutura 1108 inclui componentes principais típicos de um sistema de controle de plataforma offshore de petróleo e gás 1110, como, por exemplo, sistemas de amarração submarinos 1102, equipamento de separação do lado superior 1106, válvula de controle 1110 e unidades de unidades de queima 812. Em uma modalidade, o FlowBOT 110 é um programa de software que reside em um servidor conectado a um sistema de Supervisão de Controle e Aquisição de Dados (SCADA) 130 da plataforma de petróleo e gás existente. O sistema de controle de plataforma offshore de petróleo e gás 1110 opera de uma maneira muito semelhante à operação do sistema de controle de pipeline 100 da Figura 1, conforme estabelecido abaixo.

[0046] Em outra modalidade, o programa de software FlowBOT 110 é conectado a uma versão modificada do sistema de Supervisão de Controle e Aquisição de Dados (SCADA) 130 existente do pipeline, por exemplo, um sistema SCADA que inclui modificações em sua interface de usuário.

[0047] O Software FlowBOT 110 pode ser executado por um servidor, dispositivos de computação de clientes autorizados, smartphones, computadores desktop, laptops, tablets, PDAs e outros tipos de dispositivos controlados por processador que recebem, processam e/ou transmitem dados digitais. O FlowBOT 110 pode ser implementado usando um sistema de processador único incluindo um processador, ou um sistema de multiprocessadores incluindo qualquer número de processadores adequados que podem ser usados para fornecer execução paralela e/ou sequencial de uma ou mais porções das técnicas descritas no presente documento. O FlowBOT 110 realiza essas operações como resultado da unidade central de processamento executando instruções de software contidas em um meio legível por computador, como na memória. Em uma modalidade, as instruções de software do sistema são lidas na memória associada ao FlowBOT 110 a partir de outro local de memória, como a partir de um dispositivo de armazenamento ou de outro dispositivo de computação por meio de interface de comunicação. Nesta modalidade, as instruções de software contidas na memória instruem o processador a realizar os processos descritos abaixo. Alternativamente, os circuitos com fio podem ser usados no lugar ou em combinação com as instruções do software para implementar os processos descritos neste documento. Assim, as implementações aqui descritas não estão limitadas a quaisquer combinações específicas de circuitos de hardware e software.

[0048] Em uma modalidade, um servidor FlowBOT 110 está localizado em uma sala de controle central da instalação de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás e o servidor FlowBOT se comunica com o sistema SCADA 130 da instalação, por meio do protocolo OPC DA. O protocolo OPC DA (especificação de Acesso de Dados OPC) ou conexão de comunicação API especifica a comunicação entre dispositivos de aquisição de dados, como PLCs, para exibir e dispositivos de interface, como sistemas SCADA. Alternativamente, outro protocolo especificaria as comunicações entre o FlowBOT 110 e o sistema SCADA 130. Em outra modalidade não mostrada, o software FlowBOT 110 residiria em um servidor fora do local (por exemplo, a nuvem) e se conectaria ao sistema SCADA 130 da planta, por meio de uma conexão de comunicação de internet adequada, presumindo que este arranjo seja permitido por protocolos de segurança da empresa de operação do pipeline. Uma modalidade adicional não mostrada está utilizando a mesma configuração de um serviço de consultoria e não controla o equipamento final.

[0049] Os dados recebidos pelo FlowBOT 110 do sistema SCADA 130 incluem todas as informações necessárias para realizar cálculos de controle ideais, de modo a manter a vazão necessária e atender aos objetivos econômicos adicionais. Em várias modalidades, as informações recebidas pelo FlowBOT 110 do SCADA 130 incluem: (a) Vazão geral necessária do pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás, conforme definido pelo operador do centro de controle; (b) Medições atuais tomadas a partir de transmissores localizados no pipeline operacional, incluindo vazão, pressões e temperaturas; (c) Sinais que indicam a presença de perturbações comuns no pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás, incluindo status da bomba ou estação de bombeamento e status do passagem de fluxo, no caso de várias trajetórias de liberação: e (d) Taxas e locais de dosagem de agentes redutores de arrasto (DRA). Além disso, FlowBOT 110 pode receber informações de preenchimento de linha indicando a localização de vários produtos dentro do pipeline. Em várias modalidades, as informações de preenchimento de linha são recebidas do SCADA 130, sendo recebidas diretamente de um pacote de software de detecção de vazamento de terceiros 140 (por exemplo, em execução em um servidor separado) ou são recebidas de ambas as fontes.

[0050] Em várias modalidades, FlowBOT 110 inclui vários bancos de dados como coleções organizadas de dados, armazenadas em armazenamento não transitório legível por máquina. Em uma modalidade, os bancos de dados podem ser executados ou podem ser gerenciados por sistemas de gerenciamento de banco de dados (DBMS), que podem ser aplicativos de software de computador que interagem com usuários, outros aplicativos e o próprio banco de dados, para capturar (por exemplo, armazenar dados, atualizar dados) e analisar dados (por exemplo, consultar dados, executar algoritmos de análise de dados). Em alguns casos, o DBMS pode executar ou facilitar a definição, criação, consulta, atualização e/ou administração de bancos de dados. Os bancos de dados podem estar em conformidade com um modelo de representação estrutural bem conhecido, como bancos de dados relacionais, bancos de dados orientados a objetos e bancos de dados de rede. Sistemas de gerenciamento de banco de dados exemplares incluem MySQL, PostgreSQL, SQLite, Microsoft SQL Server, Microsoft Access, Oracle, SAP, dBASE, FoxPro, IBM DB2, LibreOffice Base e FileMaker Pro. Os sistemas de gerenciamento de banco de dados exemplares também incluem bancos de dados NoSQL, ou seja, bancos de dados não relacionais ou distribuídos que abrangem várias categorias: armazenamentos de valores- chave, bancos de dados de documentos, bancos de dados de colunas largas e bancos de dados de gráficos.

[0051] Com base nas informações enviadas pelo FlowBOT 110 para o SCADA 130, conforme as bateladas do produto fluem através do pipeline, os pontos de ajuste de pressão da estação de bombeamento são ajustados automaticamente para manter a vazão desejada, com base nas informações de feedback local da vazão. As informações enviadas pelo FlowBOT 110 para o SCADA 130 incluem os pontos de ajuste de pressão da estação de bombeamento e do local de liberação. O FlowBOT 110 também notifica os operadores sobre qualquer necessidade de ligar ou desligar as bombas em qualquer local no pipeline. Opcionalmente, o FlowBOT 110 pode iniciar as sequências de partida/parada da bomba, se essa função tiver sido configurada pelo operador de tubulação.

[0052] Em uma modalidade, o software FlowBOT 110 inclui uma função que permite ao operador de pipeline comutar instantaneamente entre o modo automático (pontos de ajuste de pressão emitidos pelo FlowBOT 160) e o modo manual (pontos de ajuste de pressão emitidos pelo operador 150). O operador pode reverter para o modo manual a qualquer momento por meio de um único botão liga/desliga programado nas telas existentes. Da mesma forma, o operador do pipeline pode acionar o FlowBOT 110 para assumir o controle do pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás, uma vez que as verificações de qualidade de dados e comunicações (vigilância) tenham sido realizadas. Em uma modalidade, as saídas do FlowBOT 110 são tratadas da mesma maneira que o operador de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma de offshore de petróleo e gás de saídas introduzidas quando em controle manual e passam pelas mesmas verificações de viabilidade, conforme construídas no sistema SCADA 130 existente e fornece o mesmo nível de segurança. As restrições do processo também são programadas no algoritmo 110 do FlowBOT para que as ações calculadas fiquem dentro dos limites operacionais seguros antes de entrar no SCADA.

[0053] Em um exemplo de uso, o operador do centro de controle ativa a operação automática do FlowBOT para realizar ações de controle em nome do operador. Uma vez que o modo automático do FlowBOT é ativado, as ações de controle são executadas somente após a qualidade dos dados e as verificações de comunicação (vigilância) terem sido realizadas pelo software. As informações enviadas do FlowBOT para o SCADA no modo automático incluem as principais configurações do ponto de controle que o operador do centro de controle emite atualmente, como os pontos de ajuste da válvula e da bomba. Muitas das operações de controle controladas e gerenciadas pelo sistema FlowBOT são implementadas simultaneamente através do sistema de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma de offshore de petróleo e gás e nas várias estações de bombeamento e válvulas de controle, incluindo, sem limitação, abertura de válvula e fechamento, ativação e desativação da bomba, análise e comunicação do sensor, emissão de pressão, pontos de ajuste da válvula e da bomba, sequências de partida/parada da bomba e muitas outras atividades. Posteriormente, o operador do centro de controle ativa uma função que comuta do modo automático para o modo manual. O software FlowBOT comuta instantaneamente para o controle manual (pontos de ajuste de pressão emitidos pelo operador) e o processo retorna às suas condições operacionais atuais.

[0054] A Figura 2 mostra blocos funcionais e fluxo de sinal nos cálculos de saída de controlador 200 para o software FlowBOT. Este esquema de controle foi desenvolvido com base em um esquema de controle conhecido como Controle Preditivo de Modelo (MPC). O MPC é descrito em Dale E. Seborg, Edgar, Mellinchamp, Processo de Controle e Dinâmicas, 2ª Ed, 2004 (Process Dynamics and Control, 2nd Ed, 2004), que é incorporado ao presente documento como referência para todos os efeitos. Um modelo de processo linear é mais frequentemente usado para prever o efeito de ações de controle futuras e para corrigir a polarização do modelo, com base em uma comparação com as medições atuais. Os modelos podem ser expressos no formato ARX (Auto- Regressivo com Entrada Exógena) e podem ser derivados do teste de impacto ao longo do pipeline ou de modelos hidráulicos de primeiros princípios dinâmicos e são aprimorados com aprendizado de máquina.

[0055] Os cálculos de saída de controlador são realizados, em cada etapa de tempo, no bloco de cálculos de controle 250 da Figura 2, minimizando uma função de custo de controle sujeita a restrições nos pontos de ajuste de pressão da estação (u) e variáveis de vazão (y). A forma da função de custo quadrático MPC é: 1º Termo 2º Termo 3º Termo.

[0056] O primeiro termo da expressão acima é um termo de erro de ponto de ajuste. O erro de ponto de ajuste direciona as saídas do controlador para o ponto de ajuste de vazão desejado, com base nos erros/residuais preditos (et) usando uma lei de controle proporcional. Para o controle da vazão do pipeline, manter o fluxo equilibrado ao longo da tubulação é um objetivo operacional importante, de modo que as ponderações em P são normalmente uniformes. Para o controle da vazão da Planta de LNG e da Planta de Gás, manter o fluxo equilibrado em todos os equipamentos é um objetivo operacional importante, de modo que as ponderações em P são normalmente uniformes. A dimensão do vetor de erros/residuais preditos et é tipicamente > 100, pois é um produto do número de saídas do controlador (por exemplo, estações de bombeamento sob controle) e o horizonte de predição.

[0057] O horizonte de predição é determinado pelo tempo (em instantes de amostragem) que uma mudança na pressão na primeira bomba leva para afetar o fluxo na última estação de bombeamento.

[0058] O segundo termo desta expressão é um termo de movimento de atuação, que limita a taxa de mudança dos pontos de ajuste de pressão da estação (Δut). Os limites de taxa de ponto de ajuste estão comumente presentes nos sistemas SCADA da planta e a lei de controle MPC implementa esta taxa de elevação de ponto de ajuste para evitar a interrupção. A interrupção pode ocorrer em um sistema de controle que opera em uma ampla gama de condições operacionais quando a variável manipulada atinge os limites do atuador e o circuito de feedback é considerado interrompido. Neste caso, o sistema funciona em circuito aberto porque o atuador travará na saturação.

[0059] O terceiro termo da expressão permite que restrições de desigualdade sejam impostas à solução, direcionando os sinais (ft) em direção aos valores alvo. Essas são restrições "suaves" na solução, nas quais o valor pode não estar no alvo o tempo todo. Em contraste, o software FlowBOT impõe restrições rígidas em muitas variáveis, como valores altos e baixos de pressão da estação. Um objetivo comum de operação do pipeline de líquido é manter as pressões de sucção da estação de bombeamento em valores baixos ao longo do pipeline (“operação enxuta”). Este objetivo operacional pode ser alcançado especificando-se os limites atuais de baixa pressão de sucção como alvos, usados no terceiro termo da função J de custo quadrático de MPC para os pontos de ajuste da estação de bombeamento. Essa função ajusta a velocidade na qual a solução é direcionada para esses alvos, enquanto mantém a solução geral da vazão do pipeline desejada, por meio de pesos incorporados ao termo R.

[0060] A camada de otimização de estado estacionário 210 da Figura 2 é parte integrante do esquema MPC. Para a operação de pipeline de líquido, os objetivos deste componente são minimizar o uso de energia e agente de redução de arrasto (DRA), enquanto ainda atinge o ponto de ajuste alvo. As funções de objetivo de otimização linear ou quadrática são normalmente utilizadas. O bloco de cálculos de ponto de ajuste de estado estacionário 240 na camada de otimização permite que outros objetivos operacionais do sistema de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás sejam satisfeitos. Um dos objetivos é minimizar o consumo de energia e, ao mesmo tempo, atingir o ponto de ajuste desejado. Isso é obtido por meio da seleção ideal da mistura de pontos de ajuste de pressão/temperatura/fluxo e unidades de bombeamento/compressão ao longo dessa tubulação para a vazão desejada. Esta informação é usada como uma restrição de desigualdade na função J de objetivo de Cálculos de Controle.

[0061] A camada de controle 220 da Figura 2 inclui o Bloco de Predição 230, que usa as saídas do controlador atuais e futuras para prever as Saídas de Processo futuras ao longo de um horizonte de previsão predeterminado. As previsões são compensadas pela polarização (imprecisões) ajustando para a diferença entre as Saídas de Processo atualmente medidas 290 do bloco de Processo 270 e as Saídas de Modelo 285 do Bloco de Modelo 280.

[0062] O bloco de Cálculos de Controle 250 determina o próximo movimento de controle (por exemplo, pontos de ajuste de pressão de estação de bombeamento) que minimiza a função J de objetivo, conforme descrito na discussão da função de custo quadrático MPC acima. O Vazão Alvo 245 de entrada é definida pelo operador do centro de controle. As Saídas 260 no tempo t (ut) são enviadas para o Bloco de Predição 230 e Bloco de Modelo 280, bem como para o sistema (SCADA) de controle do pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás, afetando, em última análise, as vazões no sistema operacional de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás.

[0063] O bloco de processo 270 representa o sistema de pipeline operacional físico atual e sistemas de controle de subestrutura associados 108. O Bloco de Processo 270 representa a planta de LNG operacional física /Planta de Gás/refino/plataforma offshore de petróleo e gás e sistema de controle de subestrutura associado 808, 908, 1008 e 1108, respectivamente. As Saídas de Processo 290 do Bloco de Processo 270 do sistema operacional de pipeline ou sistema de Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/ plataforma offshore são medidas. Essas variáveis incluem vazões, pressões, temperaturas e status da unidade de bombeamento/compressão. O Bloco de Modelo 280 calcula as Saídas de Modelo 285, ou seja, os valores esperados das saídas do processo 290 usando o mesmo modelo usado no bloco de Predição 230. A Saída de Modelo 285 é comparada 295 com os valores de Saída de Processo 290 atuais e a diferença desses valores é usada para corrigir a polarização no bloco de Predição 230.

[0064] Perturbações medidas (MDs) 265 incluem efeitos que podem ser detectados, mas não controlados diretamente. Se projetado para acomodar esses tipos de perturbações, o bloco de Cálculos de Controle 250 realizará ações compensatórias (feed-forward) para mitigar o efeito dessas perturbações. Por exemplo, se uma bomba desligar inesperadamente em um pipeline de líquidos e for detectada por meio de um status de execução ou outro sinal, o bloco de Cálculo de Controle 250 pode conter lógica para ajustar os pontos de ajuste da estação de bombeamento a montante e a jusante. Este ajuste pode garantir que as restrições de pressão não sejam violadas devido à perturbação criada pelo disparo da bomba na estação adjacente.

[0065] Em uma modalidade, os MDs 265 são agrupados em dois tipos: a. Perturbações que exigem que as restrições sejam ajustadas na solução, de modo a neutralizar seus efeitos.

Um exemplo deste tipo é um disparo de bomba ou estação em que, após a detecção por meio do status da bomba ou outros sinais indicativos, o FlowBOT ajustaria a descarga da estação de bombeamento a montante e a jusante e as restrições de pressão de sucção para que a onda predita não causasse um alarme alto ou baixo, potencialmente derrubando todo o pipeline.

[0066] b. Perturbações que requerem comutar entre modelos para acomodar diferentes modos de operação. Um exemplo é um comutador de passagem de fluxo entre diferentes pernas a jusante do pipeline, em que o sistema hidráulico muda o suficiente para garantir o uso de um modelo diferente. Diferentes restrições de pipeline podem ser necessárias neste exemplo. O exemplo do disparo da estação de bombeamento para MDs tipo 'a' também exigiria que o modelo dinâmico e a solução de MPC fossem ajustados, devido ao fato de que nenhum controle pode ser exercido nessa estação de bombeamento e os comprimentos dos segmentos de pipeline são aumentados porque as estações são contornadas.

[0067] A Figura 3 é um fluxograma esquemático de um método 300 usado pelo software FlowBOT para calcular o Controle Preditivo de Modelo (MPC). Na etapa 310, o FlowBOT adquire novos dados do sistema SCADA para cálculos de controle. Em uma modalidade do software OPC que facilita a comunicação do FlowBOT com o sistema SCADA, e o próprio software FlowBOT, executa algoritmos de qualidade de dados. Se os dados ruins não puderem ser reconciliados, o controle é retornado 380 para o operador de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/ plataforma offshore de petróleo e gás após um período de espera suficiente, durante o qual, o FlowBOT mantém seu último valor de saída. Em uma modalidade, se o software de detecção de vazamento de terceiros 140 (Figura 3) identifica um vazamento em potencial, o controle retorna 380 para o operador, a menos que um protocolo alternativo para lidar com vazamentos em potencial tenha sido estabelecido pela empresa de operação do pipeline. O FlowBOT fornece serviços de consultoria para o operador da sala de controle.

[0068] Se quaisquer dados inválidos detectados puderem ser reconciliados em 310, então o controle segue para a etapa 320. Na etapa 320, o processo atualiza as previsões do modelo com as informações atualizadas recebidas do SCADA.

[0069] Na etapa 330, o método determina quais pontos estão disponíveis para os cálculos, levando em consideração estações de bombeamento ou sensores que não estão disponíveis e passagens de fluxo no pipeline. Em uma modalidade, os cálculos de MPC incluem verificações 340 para mau condicionamento dos cálculos de controle, como a estrutura destes cálculos pode mudar de uma etapa de tempo para a próxima. Se o FlowBOT estiver configurado para otimização de estado estacionário de energia de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás e/ou uso de DRA, o método realiza cálculos de ponto de ajuste na etapa 350. Na etapa 360, o método realiza cálculos de controle dinâmico para minimizar a função de custo quadrático, conforme descrito acima para a Figura 2. Os resultados desse cálculo são os movimentos de controle otimizados (pontos de ajuste da estação de bombeamento) para as próximas etapas de tempo M, com base nas informações atuais disponíveis. Na etapa 370, o método envia apenas o primeiro desses movimentos de controle M por meio de SCADA para as estações de bombeamento. O método 300 usa uma sequência de controle de horizonte recuado, na qual repete as etapas 310 a 370 em cada etapa de tempo.

[0070] O esquema de controle preditivo de modelo (MPC) 200, 300 combina controle preditivo com base em modelo multivariável com algoritmos com base na experiência de domínio operacional e aprendizado de máquina. Essas características permitem que o esquema de controle coordene e execute inicialização de pipeline e grandes mudanças de taxa envolvendo vários nós de controle e forneça controle estável em pontos de ajuste de estado estacionário otimizados.

[0071] Mudanças de vazão planejadas ou não planejadas ocorrem continuamente em sistemas de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás. Portanto, os operadores da sala de controle são obrigados a ajustar continuamente esses sistemas para manter os valores de vazão alvo. Em comparações de operação de modo manual e operação de modo automático da presente divulgação, o Requerente observou que para qualquer sistema com dois ou mais pontos de medição e controle, um operador humano não seria capaz de realizar cálculos de controle otimizados equivalentes ou semelhantes aos métodos descritos acima. Existem várias razões para esta observação: a. Para sistemas de pipeline com vários pontos de controle, existem grandes volumes de informações a ler e interpretar, a partir das quais a determinação subsequente das ações de controle necessárias é realizada. Um sistema de controle automático pode executar continuamente essas tarefas de monitoramento e cálculo sem fatores humanos negativos, como desatenção, erros de cálculo ou erros relacionados à fadiga.

[0072] b. As dimensões dos cálculos da matriz no esquema de controle ilustrado nas Figuras 2, 3 são grandes. Para os sistemas mais simples com dois ou mais pontos de controle, cálculos de matriz repetitivos com dimensões normalmente muito maiores do que dois são necessários, em frequências de apenas cinco segundos.

[0073] c. A cada intervalo de amostragem, o sistema de controle calcula e executa ações de controle ideais no SCADA simultaneamente para todos os pontos de controle. Em contraste, os operadores humanos determinam as ações de controle necessárias com base em procedimentos escritos e/ou baseados na experiência e inserem esses pontos de ajuste atualizados da estação no SCADA, por meio de cliques do mouse, um de cada vez. Essas ações manuais do operador são realizadas em uma frequência muito mais lenta do que o intervalo de amostragem usado para o esquema de controle descrito acima. Não é possível para o operador realizar os cálculos ou ativá-los no sistema SCADA em velocidades comparáveis.

[0074] d. Operadores de sala de controle experientes podem antecipar o efeito das ações de controle ou perturbações em um ponto no sistema de pipeline/Planta de LNG/Planta de Gás/refinaria/plataforma offshore de petróleo e gás em outros pontos. Esses julgamentos se tornam mais precisos à medida que a experiência do operador da sala de controle aumenta. Os modelos usados no algoritmo de controle descrito acima fornecem previsões quantitativas que são independentes dos níveis de experiência humana.

[0075] Em uma modalidade exemplar de verificação do sistema, o sistema FlowBOT foi testado em um modelo de simulação transitório hidráulico de primeiros princípios de um pipeline de petróleo bruto, incluindo cinco estações de bombeamento em uma tubulação de 300 km, 30" (0,762 m) de diâmetro. O modelo foi verificado em relação ao Simulador de Transitório DNV GL SPS Synergi™ padrão da indústria. O software Synergi™ Pipeline Simulator (fornecido pela DNV GL, Hovik, Noruega) é usado para definir limites operacionais de pipeline seguros e qualificação do operador para redes ou pipeline de gás ou líquido. O gráfico 400 da Figura 4 mostra a precisão de um modelo de simulação Matlab 420 com base no método FlowBOT da presente divulgação, em comparação com um simulador Synergi™ SPS 410, para um teste de impacto.

[0076] Os gráficos 500 da Figura 5 mostram um teste de um cenário do disparo da estação de bombeamento, isto é, um desligamento inesperado. Uma onda de pressão de aproximadamente 3.500 kPa de magnitude foi criada pelo disparo da estação de bombeamento 3 (gráfico 510), e viajou a jusante para Estação de bombeamento 4 em aproximadamente 60 segundos (gráfico 520). Se não atenuada, esta onda faria com que a Estação 4 desligasse devido a um alarme de baixa pressão de sucção e desligaria todo o pipeline. O software FlowBOT antecipou este cenário e tomou ações preventivas na estação de bombeamento 4 para evitar o desligamento da estação e permitir que o pipeline permanecesse operacional. Em contraste, os operadores do centro de controle que usam sistemas de controle convencionais muitas vezes não detectam um disparo da estação de bombeamento em tempo suficiente, nem podem calcular uma resposta adequada e oportuna nas estações de bombeamento adjacentes com base nas condições hidráulicas atuais. Como resultado, os operadores do centro de controle usando sistemas de controle convencionais podem não ser capazes de implementar uma resposta que impediria o desligamento total do pipeline em circunstâncias comparáveis.

[0077] Em uma modalidade exemplar, um vídeo de apresentação de tubulação gerado por simulação exibe dois cenários de operação de pipeline. A apresentação da linha exibe dois cenários operacionais simulados: (a) variação da vazão de 4.000 a 5.000 m³/h; e (b) inicialização da tubulação de 0-4.200 m³/h. Telas de simulação lado a lado incluem uma tela do lado esquerdo mostrando o controle manual do operador do pipeline e uma tela do lado direito mostrando a operação automática do FlowBOT, incluindo indicadores de tempo que mostram o tempo decorrido para cada uma das telas do lado esquerdo e direito. A Figura 6 é uma imagem estática de vídeo 600 do vídeo de apresentação de tubulação exibindo mudança de vazão de 4.000 - 5.000 m³/h, tirada em um momento em que a operação automática FlowBOT atingiu, pela primeira vez, a vazão total como visto nos indicadores de tempo decorrido 650, 660. Figura 7 é uma imagem estática de vídeo 700 do vídeo de apresentação de tubulação exibindo a inicialização da tubulação de 0 a

4.200 m³/h, tirada no momento da conclusão do controle manual do operador de pipeline, conforme visto nos indicadores de tempo decorrido 750, 760.

[0078] Os elementos gráficos das telas de vídeo de apresentação de linha incluem uma linha azul (610, 710) representando a cabeça de pressão do pipeline; uma linha verde (620, 720) indicando restrição de pressão mínima da tubulação; uma linha vermelha (630, 730) indicando restrição de pressão máxima da tubulação; e uma linha rosa (640, 740) indicando a vazão. Um círculo verde no lado esquerdo (650, 750) contém uma contagem do número de comandos emitidos pelo operador, enquanto um círculo verde no lado direito (660, 760) contém uma contagem do número de comandos emitidos pela operação automática de FlowBOT.

[0079] As telas de simulação mostraram várias comparações notáveis de operação manual versus operação automática. Durante a operação automática, a cabeça da pipeline (pressão) (610, 710) não excedeu as restrições de pressão mínima (620, 720) ou máxima (630, 730). A vazão (640, 740) foi aumentada e estabilizada no nível desejado pelo menos 40% mais rápido com FlowBOT, em comparação com os procedimentos operacionais de tubulação manual. Em comparação com o número de comandos emitidos pelo operador (650, 750), o número de comandos emitidos pela operação automática do FlowBOT (660, 760) foi reduzido em cerca de um fator de 10 ou mais.

[0080] Mais detalhes sobre métodos, módulos, componentes, etapas, modalidades, aplicativos, recursos, plataformas e vantagens são apresentados no Anexo 1 contendo imagens estáticas de vídeo de apresentação de tubulação exibindo mudança de vazão de 4.000 - 5.000 m³/h, e imagens estáticas de vídeo de apresentação de tubulação exibindo inicialização da tubulação de 0 - 4.200 m³/h, o conteúdo do qual é incorporado ao presente documento em sua totalidade.

[0081] Embora vários aspectos e modalidades tenham sido divulgados, outros aspectos e modalidades são contemplados. Os vários aspectos e modalidades divulgados são para fins de ilustração e não se destinam a ser limitantes, com o verdadeiro escopo e espírito sendo indicados pelas reivindicações que se seguem.

[0082] As descrições do método anterior e a configuração da interface são fornecidas meramente como exemplos ilustrativos e não se destinam a exigir ou implicar que as etapas das várias modalidades devam ser realizadas na ordem apresentada. Como será apreciado por um versado na técnica, as etapas nas modalidades anteriores podem ser realizadas em qualquer ordem. Palavras como “então”, “próximo” etc. não têm a intenção de limitar a ordem das etapas; essas palavras são usadas simplesmente para guiar o leitor na descrição dos métodos. Embora os diagramas de fluxo do processo possam descrever as operações como um processo sequencial, muitas das operações podem ser realizadas em paralelo ou simultaneamente. Além disso, a ordem das operações pode ser reorganizada. Um processo pode corresponder a um método, uma função, um procedimento, uma sub-rotina, um subprograma, etc. Quando um processo corresponde a uma função, seu término pode corresponder a um retorno da função para a função de chamada ou a função principal.

[0083] Os vários blocos lógicos, módulos, circuitos e etapas de algoritmo ilustrativos descritos em conexão com as modalidades divulgadas no presente documento podem ser implementados como hardware eletrônico, software de computador ou combinações de ambos. Para ilustrar claramente essa intercambialidade de hardware e software, vários componentes, blocos, módulos, circuitos e etapas ilustrativos foram descritos acima, de modo geral, em termos de sua funcionalidade. Se essa funcionalidade é implementada como hardware ou software depende da aplicação particular e das restrições de projeto impostas ao sistema geral. Os versados na técnica podem implementar a funcionalidade descrita de várias maneiras para cada aplicação particular, porém, tais decisões de implementação não devem ser interpretadas como causando um desvio do escopo da presente invenção.

[0084] As modalidades implementadas em software de computador podem ser implementadas em software, firmware, middleware, microcódigo, linguagens de descrição de hardware ou qualquer combinação dos mesmos. Um segmento de código ou instruções executáveis por máquina pode representar um procedimento, uma função, um subprograma, um programa, uma rotina, uma sub-rotina, um módulo, um pacote de software, uma classe ou qualquer combinação de instruções, estruturas de dados ou declarações de programa. Um segmento de código pode ser acoplado a outro segmento de código ou um circuito de hardware, passando e/ou recebendo informações, dados, argumentos, parâmetros ou conteúdo de memória. Informações, argumentos, parâmetros, dados, etc. podem ser passados, encaminhados ou transmitidos por qualquer meio adequado, incluindo compartilhamento de memória, passagem de mensagem, passagem de token, transmissão de rede, etc.

[0085] O código de software atual ou hardware de controle especializado usado para implementar esses sistemas e métodos não é uma limitação da invenção. Assim, a operação e o comportamento dos sistemas e métodos foram descritos sem referência ao código de software específico, sendo entendido que o software e o hardware de controle podem ser projetados para implementar os sistemas e métodos com base na descrição divulgada no presente documento.

[0086] Quando implementadas em software, as funções podem ser armazenadas como uma ou mais instruções ou código em um meio de armazenamento não transitório legível por computador ou legível por processador. As etapas de um método ou algoritmo divulgado aqui podem ser incorporadas em um módulo de software executável por processador que pode residir em um meio de armazenamento legível por computador ou legível por processador. Um meio não transitório legível por computador ou legível por processador inclui meio de armazenamento de computador e meio de armazenamento tangível que facilita a transferência de um programa de computador de um lugar para outro. Um meio de armazenamento não transitório legível por processador pode ser qualquer meio disponível que pode ser acessado por um computador. A título de exemplo, e não como limitação, tal meio não transitório legível por processador pode compreender RAM, ROM, EEPROM, CD-ROM ou outro armazenamento de disco óptico, armazenamento de disco magnético ou outros dispositivos de armazenamento magnético, ou qualquer outro meio de armazenamento tangível que pode ser usado para armazenar o código de programa desejado na forma de instruções ou estruturas de dados e que pode ser acessado por um computador ou processador.

Disco (disk) e disco (disc), conforme usado no presente documento incluem disco compacto (CD), disco a laser, disco óptico, disco versátil digital (DVD), disquete e disco Blu- ray, onde os discos (disks) geralmente reproduzem dados magneticamente, enquanto os discos (discs) reproduzem dados opticamente com lasers.

As combinações dos itens acima também devem ser incluídas no escopo do meio legível por computador.

Além disso, as operações de um método ou algoritmo podem residir como uma ou qualquer combinação ou conjunto de códigos e/ou instruções em um meio não transitório legível por processador e/ou meio legível por computador, que pode ser incorporado em um produto de programa de computador.

Claims (16)

REIVINDICAÇÕES EMENDADAS

1. Método, caracterizado pelo fato de que compreende: receber, no processador, o primeiro dado relacionado a uma primeira pressão em uma primeira porção de um pipeline, em que uma primeira válvula é acoplada à primeira porção; receber, no processador, um segundo dado relacionado a uma segunda pressão em uma segunda porção do pipeline, em que uma segunda válvula é acoplada à segunda porção; receber, no processador, um terceiro dado relacionado a um primeiro status de uma primeira bomba acoplada ao pipeline; receber, no processador, um quarto dado relacionado a um segundo status de uma segunda bomba acoplada ao pipeline; ajustar automaticamente, por meio do processador, pelo menos duas dentre a primeira bomba, a segunda bomba, a primeira válvula ou a segunda válvula, para que pelo menos uma mantenha ou estabilize uma pressão do pipeline.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pressão do pipeline é mantida dentro de uma faixa de pressão segura.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda monitorar um primeiro sensor acoplado à primeira porção e um segundo sensor acoplado à segunda porção.

4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o ajuste é controlado com base em pelo menos uma de uma primeira saída do primeiro sensor e uma segunda saída do segundo sensor.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda receber, no processador,

um quinto dado relacionado a uma primeira temperatura em uma quinta porção do pipeline.

6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que compreende ainda receber, no processador, um sexto dado relacionado a uma segunda temperatura em uma sexta porção do pipeline.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda receber, no processador, um sétimo dado relacionado a uma primeira vazão em uma sétima porção do pipeline.

8. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que compreende ainda receber, no processador, um oitavo dado relacionado a uma segunda vazão em uma oitava porção do pipeline.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda receber, no processador, um nono dado relacionado a um vazamento no pipeline.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o ajuste automático, por meio do processador, de pelo menos duas dentre a primeira bomba, a segunda bomba, a primeira válvula ou a segunda válvula é realizado por meio de pelo menos um de uma sequência predeterminada , simultaneamente, calculando automaticamente uma pluralidade de ações de controle ideais para atingir uma vazão alvo desejada e implementar automaticamente comandos para melhorar as ações de controle.

11. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o ajuste automático é realizado pelo menos com base em um cálculo avançado de pontos de ajuste de equipamento, por meio de um modelo dinâmico com base em um estado dinâmico do pipeline, com base na implementação de ações preventivas, por meio de um modelo transitório hidráulico físico que fornece cálculos de controle com base em mudanças nos ambientes hidráulicos ou por meio de uma camada de otimização de estado estacionário em conjunto com controle em tempo real.

12. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a execução de comandos é realizada simultaneamente em todos os pontos de controle.

13. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o modelo dinâmico prevê as condições operacionais do pipeline, com base em trajetórias passadas e futuras de processos de pipeline que incluem pressão e restrições operacionais de pipeline.

14. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que as ações preventivas corrigem cenários de falhas frequentes mais rápido do que um operador humano pode responder.

15. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a camada de otimização de estado estacionário atinge estados otimizados sem intervenção do operador.

16. Método, caracterizado pelo fato de que compreende: receber, no processador, os primeiros dados relativos a uma primeira pressão em uma primeira porção de uma plataforma offshore, em que uma bomba é acoplada à primeira porção; receber, no processador, um segundo dado relacionado a uma segunda pressão em uma segunda porção da plataforma offshore, em que um sistema de amarração submarino é acoplado à segunda porção;

receber, no processador, um terceiro dado relacionado a um primeiro status de um equipamento de separação do lado superior acoplado à plataforma offshore; receber, no processador, um quarto dado relacionado a um segundo status de uma válvula acoplada à plataforma offshore; ajustar automaticamente, por meio do processador, pelo menos dois dentre a bomba, o sistema de amarração submarino, o equipamento de separação do lado superior ou a válvula, simultaneamente, para pelo menos um dentre manter ou estabilizar uma pressão da plataforma offshore.