Optimizando Sistemas de Control para Plataformas Multi-Pozo: Un Enfoque Modular y Escalable

Los datos y requisitos de control impulsan la necesidad de una arquitectura de control modular y escalable.

Los avances en perforación han impulsado la evolución de las operaciones de petróleo y gas desde campos de plataformas de pozo único simplistas a plataformas multi-pozo más complejas.

Hoy, muchos productores usan técnicas de fracking y perforación lateral para colocar 10 o más pozos en una plataforma. Algunos operadores incluso están empujando sus operaciones hasta 52 pozos en una sola plataforma. Estos avances no solo han aumentado las recuperaciones de producción de los pozos, sino que también han creado oportunidades de producción totalmente nuevas en áreas no convencionales. También han permitido a los productores de petróleo y gas reducir su huella operativa.

Por todos los beneficios de las plataformas multi-pozo, sin embargo, su mayor aumento en tamaño y alcance ha creado un nuevo desafío. La mayor densidad de múltiples pozos en una sola plataforma aumenta el equipo requerido in-situ y resulta en requisitos de datos y control mucho mayores.

Las arquitecturas de control tradicionales que se han usado durante décadas están siendo empujadas a sus límites y simplemente ya no pueden ser sostenibles. En su lugar, se necesitan sistemas de control más avanzados para manejar las arquitecturas escalables requeridas por las plataformas de pozos modernas.

Como resultado, tanto los operadores como los constructores de equipos que los apoyan deben ahora modificar — si no cambiar radicalmente — su enfoque de sistemas de control para estas plataformas multi-pozo.

Evolución de la Tecnología RTU

Los productores de petróleo y gas upstream han confiado en la tecnología de unidad terminal remota (RTU) para control de sitio de pozo durante décadas. Inicialmente, el costo de implementar RTUs y los desafíos en programarlos limitaron los dispositivos a adquisición de datos y control simples.

Con el tiempo, sin embargo, las RTUs incorporaron más características, incluyendo E/S, comunicaciones y programación IEC-61131. Estas capacidades permitieron a los operadores de petróleo y gas monitorear más puntos de datos, registrar historial y alarmas, y agregar cálculos más complejos en las RTUs. Constructores de equipos y firmas de ingeniería también comenzaron a desarrollar aplicaciones especializadas para controles de elevación artificial de cabeza de pozo con controladores microprocesadores propietarios.

Eventualmente, virtualmente cada fabricante de elevación artificial había desarrollado su propia RTU para controlar y optimizar sus respectivas soluciones. Las firmas de ingeniería también desarrollaron sus propios métodos con aplicaciones RTU ligeramente diferentes, mientras que los fabricantes de instrumentación introdujeron nuevos instrumentos para medir casi cualquier punto de proceso requerido.

Recientemente, sin embargo, los requisitos aumentados asociados con operaciones de plataformas multi-pozo han comenzado a exceder las capacidades de la tecnología RTU.

Dispositivos Llevados al Límite

Cada pozo en una plataforma multi-pozo requiere elevación artificial, medición de flujo, control de equipo y medición de nivel. Esto crea más demanda de E/S y control de lo que una sola RTU puede manejar. Como resultado, los productores de petróleo y gas se ven obligados a comprar RTUs adicionales y distribuir la aplicación y control del sitio a través de múltiples unidades.

Los productores de petróleo y gas han implementado exitosamente múltiples controladores RTU en una plataforma de pozo, pero se encuentran con algunos problemas comunes con estas arquitecturas. Algunos de estos problemas incluyen:

• Gestión de cambios de múltiples configuraciones o programas en cada plataforma de pozo.
• Gestión de comunicaciones de las muchas RTUs in-situ (p. ej., comunicaciones peer-to-peer).
• Comunicaciones SCADA a hardware de múltiples proveedores.
• Ejecución poco fiable de programas personalizados en las RTUs.

La demanda final en dispositivos RTU viene cuando se necesita control de plataformas multi-pozo mucho más grandes. Esto puede incluir una operación con 10 o incluso varias docenas de pozos en una sola plataforma de pozo. La mayor densidad de pozos en una plataforma también aumenta el equipo requerido in-situ. Por ejemplo, muchas de estas plataformas de pozo tienen su propio separador.

También se vuelve más económico instalar compresión de tubería, unidades de recuperación de vapor (VRU) y torres VRU debido a la alta tasa de gas natural producido desde la plataforma. Unidades de transferencia automática de custodia de arrendamiento (LACT), transferencia de agua y máquinas de inyección química también se ven comúnmente en estas plataformas de pozo.

Adicionalmente, muchos productores de petróleo y gas están invirtiendo en edificios eléctricos conocidos como E-houses. Estos edificios albergan distribución principal de energía de utilidad, centros de control de motores (MCC), conmutadores de red y fuentes de alimentación ininterrumpida (UPS), y a menudo están controlados ambientalmente.

Todos estos aumentos — en equipo, instrumentación de campo y aplicaciones — solo agravan los problemas comunes con arquitecturas RTU.

También crean nuevos desafíos de servicio y soporte. El uso de múltiples RTUs ha llevado a múltiples configuraciones de aplicaciones y programas para mantenerlos. También ha forzado a los operadores de petróleo y gas a trabajar con múltiples proveedores.

Además, tener varios dispositivos de múltiples proveedores también requiere que los trabajadores tengan más capacitación y experiencia para soportarlos. Mientras que algunos productores están completamente dotados con suficiente personal capacitado para manejar el mantenimiento de los sistemas de control de pozo, muchos no lo están. Estos productores deben confiar en el soporte del fabricante o soporte de ingeniería por contrato para mantener sus sistemas de control.

Moviéndose a Sistemas de Control Modulares y Escalables

Las RTUs han cumplido su papel durante décadas en el manejo de requisitos de control simples, interacción simple con dispositivos de campo y comunicaciones simples. Pero ya no bastan en los entornos operativos más complejos de hoy.

Muchos productores de petróleo y gas que han experimentado problemas comunes de RTU han encontrado una alternativa viable en forma de un controlador lógico programable (PLC) modular y escalable. La tecnología PLC ha sido afinada durante años en entornos de control de procesos industriales que son igual de rudos que la producción upstream de petróleo y gas.

Los PLCs ofrecan una serie de beneficios comparados con las RTUs:

• Modularidad: Algunas RTUs sí soportan hardware modular. Pero equilibrar los requisitos de módulos con requisitos de aplicación y control en una RTU es mucho más difícil que en un PLC. Además, los módulos de terceros para RTUs no están típicamente disponibles porque las RTUs no son arquitecturas abiertas, mientras que los PLCs sí lo son.
  
  Una amplia variedad de módulos están disponibles para PLCs que permiten monitoreo y control de una amplia variedad de instrumentos de campo. El soporte de comunicación para muchos tipos de redes diferentes también se soporta a través de configuración modular.
  
  
• Escalabilidad: Esto es importante al considerar cómo se arma una plataforma multi-pozo. Un solo pozo a menudo se instala en un sitio multi-pozo, y no es hasta meses o incluso años después que pozos y equipos adicionales entrarán en línea.
  
  En estas instancias, los constructores de equipos quieren poder construir patines de equipo fuera del sitio y luego simplemente enchufarlos y configurarlos en la plataforma de pozo. Quieren reducir la necesidad de zanjas, tendido de cables, terminación de cables, instalación de paneles e instrumentos en el campo para ayudar a reducir costos. Escalabilidad tanto en programación como en hardware se requiere en este caso, y eso es exactamente lo que ofrece la tecnología PLC.
  
  
• Facilidad de Programación: Históricamente, los PLCs se veían como un lienzo en blanco para automatización y control. Solo firmas de ingeniería o programadores experimentados sabían cómo empezar desde cero y desarrollar el control requerido en un PLC.
  
  Sin embargo, los PLCs modernos tienen bibliotecas de código pre-desarrollado y documentado que se puede agregar rápidamente en una moda casi de arrastrar-y-soltar. Algunos proveedores de PLC también tienen bibliotecas pre-desarrolladas de upstream de petróleo y gas que se pueden configurar in-situ. Los productores de petróleo y gas solo necesitan habilitar y configurar los datos requeridos desde la HMI para arrancar un PLC, o para agregar hardware de patín en un sistema existente.
  
  Esto puede eliminar la necesidad de alguien como un técnico de pozo con experiencia especializada para conocer el entorno de programación y escribir nuevo código al agregar hardware.
  
  Además, los cambios de programa y configuración se pueden hacer en línea en un PLC sin apagar el proceso. Las RTUs tradicionalmente no pueden aceptar tales cambios sin ser desconectadas y descargadas. Este es un diferenciador crítico en un entorno moderno de plataforma multi-pozo porque apagar el sistema de control resulta en producción perdida.
  
  
• Funcionalidad de E/S Remota: Las RTUs tradicionalmente no tienen funcionalidad nativa de E/S remota, pero los PLCs sí. Esto puede reducir costos de instalación. Además, cuando se agregan patines de equipo a un sitio, pueden venir con E/S e instrumentos pre-montados y cableados. El arranque de estos patines es tan simple como enchufar un cable Ethernet a un conmutador y configurar la E/S en el controlador.

Mejorando la Gestión del Ciclo de Vida

La gestión del ciclo de vida de la plataforma de pozo puede ser un gran dolor de cabeza para los equipos de operaciones. Los pozos pueden pasar por muchos estados de flujo diferentes, incluyendo flujo natural, bomba sumergible eléctrica (ESP) o bomba de cavidad progresiva (PCP), y bomba de varilla. Y el tipo de flujo y ciclo de vida pueden variar por pozo.

Múltiples RTUs a menudo se usan solo para controlar los diversos ciclos de vida del pozo. Cambiar la RTU significa cambiar controladores de comunicación al sistema SCADA porque la RTU física en el pozo es hardware de un nuevo proveedor. Y configurar la RTU para controlar la aplicación y configurar ese hardware en el sistema es a menudo un proceso minucioso.

Una plataforma de pozo basada en PLC puede proporcionar alivio significativo en esta área, entregando beneficios de eficiencia y optimización que los operadores quizás nunca pensaron posibles.

Al usar las arquitecturas de hardware de E/S modulares y escalables que un PLC ofrece, los operadores pueden instalar módulos de E/S justo donde está la instrumentación y enviar esos datos al PLC. Y sin importar qué enfoque de diseño de E/S use un productor de petróleo o gas, el hardware en el sistema de control permanecerá constante, las comunicaciones al sistema SCADA usarán los mismos controladores, y el sistema permanecerá en línea y en control de todas las aplicaciones mientras se hacen actualizaciones. Todo el tiempo, queda solo un programa PLC que mantener.

También está el asunto del soporte de aplicaciones de proveedores. Como ya se mencionó, muchos proveedores hacen sus propias aplicaciones para una variedad de necesidades de producción upstream, y cada proveedor típicamente usa un tipo diferente de RTU. Como resultado, los proveedores usualmente solo pueden soportar unas pocas aplicaciones específicas, no todas.

El soporte de proveedores de PLC en diseños de plataformas multi-pozo crece diariamente. Esto incluye soporte para aplicaciones de control de equipo, elevación artificial y medición de flujo. La automatización de equipos se maneja fácilmente a través de entornos de programación ricos y una amplia variedad de módulos de E/S y comunicación. La medición de flujo también es soportada con medición de flujo conforme a AGA y API, soporte de calibración y reporte de transferencia de custodia a sistemas SCADA. Las aplicaciones de elevación artificial, aunque no tan prevalentes en PLCs, también se están desarrollando rápidamente para soportar todos los tipos de elevaciones artificiales.

Por último, muchos productores de petróleo y gas han expresado frustración con aplicaciones RTU siendo "caja negra". Esto significa que el sistema está diseñado con entradas específicas que están destinadas a solo controlar salidas específicas.

Un enfoque de caja negra impide la flexibilidad ya que no permite a los productores de petróleo y gas cambiar la forma en que funciona el sistema. Como resultado, o necesitan cambiar de proveedores para soportar sus necesidades o simplemente vivir con la tecnología que tienen, sabiendo que no funciona tan eficientemente como requieren.

Un sistema basado en PLC, por otro lado, puede modificarse en el campo con herramientas industriales comunes (IEC-61131), entregando mucha mayor flexibilidad.

Abrazando la Nueva Normalidad

El PLC ha sido visto durante mucho tiempo como una solución más adecuada para instalaciones de manufactura que para control de plataforma de pozo. Pero las plataformas de pozo modernas de hoy, en esencia, son pequeñas fábricas. Tienen edificios controlados ambientalmente, energía de utilidad o generador, y requisitos de datos y control mucho mayores.

Esto los hace un ajuste ideal para un PLC. Un sistema de control de plataforma multi-pozo que utiliza las capacidades modulares y escalables de un PLC puede reducir costos y tiempos de instalación, mejorar el tiempo de actividad de producción y facilitar la gestión del ciclo de vida.

Zack Munk es gerente de desarrollo de negocio onshore upstream de petróleo y gas para Rockwell Automation.