Otimizando Sistemas de Controle para Plataformas Multi-Poço: Abordagem Modular e Escalável

Dados e requisitos de controle impulsionam necessidade de arquitetura de controle modular e escalável.

Avanços na perfuração impulsionaram a evolução das operações de petróleo e gás de campos de plataforma de poço único simplistas para plataformas multi-poço mais complexas.

Hoje, muitos produtores estão usando técnicas de fraturamento e perfuração lateral para colocar 10 ou mais poços em uma plataforma. Alguns operadores estão até empurrando suas operações para até 52 poços em uma única plataforma.
Esses avanços não apenas aumentaram as recuperações de produção dos poços, mas também criaram oportunidades de produção totalmente novas em áreas não convencionais. Eles também permitiram que produtores de petróleo e gás reduzissem sua pegada operacional.

Por todos os benefícios das plataformas multi-poço, no entanto, seu grande aumento em tamanho e escopo criou um novo desafio. A maior densidade de múltiplos poços em uma única plataforma aumenta o equipamento necessário no local e resulta em requisitos de dados e controle muito maiores.

As arquiteturas de controle tradicionais usadas há décadas estão sendo levadas aos seus limites e simplesmente podem não ser mais sustentáveis. Em vez disso, sistemas de controle mais avançados são necessários para lidar com as arquiteturas escaláveis requeridas por plataformas de poço modernas.

Como resultado, tanto operadores quanto os construtores de equipamentos que os apoiam devem agora modificar — se não mudar radicalmente — sua abordagem de sistemas de controle para essas plataformas multi-poço.

Evolução da Tecnologia RTU

Produtores de petróleo e gás upstream confiaram na tecnologia de unidade terminal remota (RTU) para controle de local de poço por décadas. Inicialmente, o custo de implementação de RTUs e os desafios em programá-las limitavam os dispositivos a simples aquisição de dados e controle.

Com o tempo, no entanto, as RTUs incorporaram mais recursos, incluindo E/S, comunicações e programação IEC-61131. Essas capacidades permitiram que operadores de petróleo e gás monitorassem mais pontos de dados, registrassem histórico e alarmes, e adicionassem cálculos mais complexos nas RTUs. Construtores de equipamentos e empresas de engenharia também começaram a desenvolver aplicações especializadas para controles de elevação artificial de cabeçote de poço com controladores de microprocessador proprietários.

Eventualmente, virtualmente todo fabricante de elevação artificial desenvolveu sua própria RTU para controlar e otimizar suas respectivas soluções. Empresas de engenharia também desenvolveram seus próprios métodos com aplicações RTU ligeiramente diferentes, enquanto fabricantes de instrumentação introduziram novos instrumentos para medir praticamente qualquer ponto de processo necessário.

Recentemente, no entanto, os requisitos aumentados associados às operações de plataformas multi-poço começaram a exceder as capacidades da tecnologia RTU.

Dispositivos Levados aos Limites

Cada poço em uma plataforma multi-poço requer elevação artificial, medição de vazão, controle de equipamento e medição de nível. Isso cria mais demanda de E/S e controle do que uma única RTU pode lidar. Como resultado, produtores de petróleo e gás são forçados a comprar RTUs adicionais e espalhar controle de aplicação e local em múltiplas unidades.

Produtores de petróleo e gás implementaram com sucesso múltiplos controladores RTU em uma plataforma de poço, mas eles enfrentam alguns problemas comuns com essas arquiteturas. Alguns desses problemas incluem:

• Gerenciamento de mudanças de múltiplas configurações ou programas em cada plataforma de poço.
• Gerenciamento de comunicação das muitas RTUs no local (ex: comunicações peer-to-peer).
• Comunicações SCADA para hardware de múltiplos fornecedores.
• Execução não confiável de programas personalizados nas RTUs.

A demanda final em dispositivos RTU vem quando controle de plataforma multi-poço muito maior é necessário. Isso pode incluir uma operação com 10 ou até várias dezenas de poços em uma única plataforma de poço. A maior densidade de poços em uma plataforma também aumenta o equipamento necessário no local. Por exemplo, muitas dessas plataformas de poço têm seu próprio separador.

Também se torna mais econômico instalar compressão de linha, unidades de recuperação de vapor (VRUs) e torres VRU devido à alta taxa de gás natural produzido da plataforma. Unidades de transferência automática de custódia de arrendamento (LACT), transferência de água e máquinas de injeção química também são comumente vistas nessas plataformas de poço.

Além disso, muitos produtores de petróleo e gás estão investindo em edifícios elétricos conhecidos como E-houses. Esses edifícios abrigam distribuição principal de energia de utilidade, centros de controle de motores (MCC), switches de rede e fontes de alimentação ininterrupta (UPS), e são frequentemente ambientalmente controlados.

Todos esses aumentos — em equipamento, instrumentação de campo e aplicações — apenas agravam os problemas comuns com arquiteturas RTU.

Eles também criam novos desafios de serviço e suporte. O uso de múltiplas RTUs levou a múltiplas configurações de aplicação e programas para mantê-las. Também forçou operadores de petróleo e gás a trabalhar com múltiplos fornecedores.

Além disso, ter vários dispositivos de múltiplos fornecedores também requer que trabalhadores tenham mais treinamento e experiência para suportá-los. Enquanto alguns produtores têm equipe totalmente treinada suficiente para lidar com a manutenção dos sistemas de controle de poço, muitos não têm. Esses produtores devem confiar no suporte do fabricante ou suporte de engenharia contratada para manter seus sistemas de controle.

Migrando para Sistemas de Controle Modulares e Escaláveis

RTUs cumpriram seu papel por décadas no manuseio de requisitos de controle simples, interação simples com dispositivos de campo e comunicações simples. Mas não bastam mais nos ambientes operacionais mais complexos de hoje.

Muitos produtores de petróleo e gás que experimentaram problemas comuns de RTU encontraram uma solução alternativa viável na forma de um controlador lógico programável (PLC) modular e escalável. A tecnologia PLC foi refinada por anos em ambientes de controle de processo industrial que são tão robustos quanto a produção upstream de petróleo e gás.

PLCs oferecem uma série de benefícios comparados a RTUs:

• Modularidade: Algumas RTUs suportam hardware modular. Mas equilibrar os requisitos de módulo com requisitos de aplicação e controle em uma RTU é muito mais difícil que em um PLC. Além disso, módulos de terceiros para RTUs não estão tipicamente disponíveis porque RTUs não são arquiteturas abertas, enquanto PLCs são.
  
  Uma ampla variedade de módulos está disponível para PLCs que permitem monitoramento e controle de uma ampla variedade de instrumentos de campo. Suporte de comunicação para muitos tipos diferentes de rede também é suportado através de configuração modular.
  
  
• Escalabilidade: Isso é importante ao considerar como uma plataforma multi-poço é montada. Um único poço será frequentemente instalado em um local multi-poço, e não é até meses ou até anos depois que poços e equipamentos adicionais entrarão online.
  
  Nessas instâncias, construtores de equipamentos querem poder construir skids de equipamentos fora do local e simplesmente ligá-los e configurá-los na plataforma de poço. Eles querem reduzir a necessidade de escavação, puxamento de fios, terminação de fios, instalação de painel e instrumentos no campo para ajudar a cortar custos. Escalabilidade tanto em programação quanto em hardware é necessária neste caso, e é exatamente o que a tecnologia PLC oferece.
  
  
• Facilidade de Programação: Historicamente, PLCs eram vistos como uma tela em branco para automação e controle. Apenas empresas de engenharia ou programadores experientes sabiam como começar do zero e desenvolver o controle necessário em um PLC.
  
  No entanto, PLCs modernos têm bibliotecas de código pré-desenvolvido e documentado que podem ser adicionados rapidamente de forma quase drag-and-drop. Alguns fornecedores de PLC também têm bibliotecas pré-desenvolvidas de petróleo e gás upstream que podem ser configuradas no local. Produtores de petróleo e gás só precisam habilitar e configurar os dados necessários da IHM para iniciar um PLC, ou para adicionar hardware de skid em um sistema existente.
  
  Isso pode eliminar a necessidade de alguém como um técnico de poço com expertise especializada para conhecer o ambiente de programação e escrever novo código ao adicionar hardware.
  
  Além disso, mudanças de programa e configuração podem ser feitas online em um PLC sem desligar o processo. RTUs tradicionalmente não podem aceitar tais mudanças sem serem tiradas offline e baixadas. Este é um diferencial crítico em um ambiente moderno de plataforma multi-poço porque desligar o sistema de controle resulta em produção perdida.
  
  
• Funcionalidade de E/S Remota: RTUs tradicionalmente não têm funcionalidade nativa de E/S remota, mas PLCs têm. Isso pode reduzir custos de instalação. Além disso, quando skids de equipamentos são adicionados a um local, eles podem vir com E/S e instrumentos pré-montados e cabeados. A inicialização desses skids é tão simples quanto conectar um cabo Ethernet em um switch e configurar a E/S no controlador.

Melhorando o Gerenciamento do Ciclo de Vida

O gerenciamento do ciclo de vida da plataforma de poço pode ser uma grande dor de cabeça para equipes de operações. Poços podem passar por muitos estados de fluxo diferentes, incluindo fluxo natural, bomba submersa eletrônica (ESP) ou bomba de cavidade progressiva (PCP), e bomba de haste sugadora. E o tipo de fluxo e ciclo de vida podem variar por poço.

Múltiplas RTUs são frequentemente usadas apenas para controlar os vários ciclos de vida do poço. Mudar a RTU significa mudar drivers de comunicação para o sistema SCADA porque a RTU física no poço é hardware de um novo fornecedor. E configurar a RTU para controlar a aplicação e configurar esse hardware no sistema é frequentemente um processo trabalhoso.

Uma plataforma de poço baseada em PLC pode fornecer alívio significativo nesta área, entregando benefícios de eficiência e otimização que operadores podem nunca ter pensado possíveis.

Ao usar as arquiteturas de hardware de E/S modulares e escaláveis que um PLC oferece, operadores podem instalar módulos de E/S exatamente onde a instrumentação está localizada e enviar esses dados para o PLC. E independentemente da abordagem de design de E/S que um produtor de petróleo ou gás use, o hardware no sistema de controle permanecerá constante, comunicações para o sistema SCADA usarão os mesmos drivers, e o sistema permanecerá online e no controle de todas as aplicações enquanto atualizações são feitas. Todo o tempo, permanece apenas um programa PLC para manter.

Há também a questão de suporte de aplicação do fornecedor. Como já mencionado, muitos fornecedores fazem suas próprias aplicações para uma variedade de necessidades de produção upstream, e cada fornecedor tipicamente usa um tipo diferente de RTU. Como resultado, fornecedores geralmente só podem suportar algumas aplicações específicas, não todas.

O suporte de fornecedores de PLC em designs de plataformas multi-poço está crescendo diariamente. Isso inclui suporte para aplicações de controle de equipamento, elevação artificial e medição de vazão. Automação de equipamento é facilmente manipulada através de ambientes de programação ricos e uma ampla variedade de módulos de E/S e comunicação. Medição de vazão também é suportada com medição de vazão compatível com AGA e API, suporte de calibração e relatório de transferência de custódia para sistemas SCADA. Aplicações de elevação artificial, embora não tão prevalentes em PLCs, também estão sendo rapidamente desenvolvidas para suportar todos os tipos de elevações artificiais.

Por fim, muitos produtores de petróleo e gás expressaram frustração com aplicações RTU sendo "caixa preta". Isso significa que o sistema é projetado com entradas específicas que destinam-se apenas a controlar saídas específicas.

Uma abordagem de caixa preta impede flexibilidade, pois não permite que produtores de petróleo e gás mudem a forma como o sistema funciona. Como resultado, eles precisam mudar de fornecedores para suportar suas necessidades ou simplesmente conviver com a tecnologia que têm, sabendo que não está funcionando tão eficientemente quanto requerem.

Um sistema baseado em PLC, por outro lado, pode ser modificado em campo com ferramentas industriais comuns (IEC-61131), entregando flexibilidade muito maior.

Abrace o Novo Normal

O PLC há muito é visto como uma solução mais adequada para instalações de manufatura do que para controle de plataforma de poço. Mas as plataformas de poço modernas de hoje são, em essência, pequenas fábricas. Elas têm edifícios ambientalmente controlados, energia de utilidade ou gerador, e requisitos de dados e controle muito maiores.

Isso as torna um ajuste ideal para um PLC. Um sistema de controle de plataforma multi-poço que utiliza as capacidades modulares e escaláveis de um PLC pode reduzir custos e tempos de instalação, melhorar tempo de atividade de produção e facilitar o gerenciamento do ciclo de vida.

Zack Munk é gerente de desenvolvimento de negócios de petróleo & gás upstream onshore para Rockwell Automation.