Optimiser les systèmes de contrôle pour plateformes multi-puits : une approche modulaire et évolutive

Les données et les exigences de contrôle poussent le besoin d'une architecture de contrôle modulaire et évolutive.

Les avancées du forage ont stimulé l'évolution des opérations pétrolières et gazières, passant de champs à plateforme simple (single-well pad) simplistes à des plateformes multi-puits plus complexes.

Aujourd'hui, de nombreux producteurs utilisent des techniques de fracturation et de forage latéral pour placer 10 puits ou plus sur une seule plateforme. Certains opérateurs poussent même leurs opérations jusqu'à 52 puits sur une seule plateforme.
Ces avancées n'ont pas seulement augmenté les récupérations de production des puits, mais ont aussi créé des opportunités de production entièrement nouvelles dans des zones non conventionnelles. Elles ont aussi permis aux producteurs de pétrole et de gaz de réduire leur empreinte opérationnelle.

Pour tous les avantages des plateformes multi-puits, cependant, leur augmentation majeure de taille et de portée a créé un nouveau défi. La densité plus élevée de plusieurs puits sur une seule plateforme augmente l'équipement requis sur site et entraîne des exigences de données et de contrôle beaucoup plus grandes.

Les architectures de contrôle traditionnelles utilisées depuis des décennies sont poussées à leurs limites et ne sont peut-être plus durables. Au lieu de cela, des systèmes de contrôle plus avancés sont nécessaires pour gérer les architectures évolutives requises par les plateformes de puits modernes.

Par conséquent, les opérateurs et les constructeurs d'équipement qui les soutiennent doivent maintenant modifier — sinon radicalement changer — leur approche des systèmes de contrôle pour ces plateformes multi-puits.

Évolution de la technologie RTU

Les producteurs amont de pétrole et de gaz se sont fiés à la technologie d'unité terminale distante (RTU - Remote Terminal Unit) pour le contrôle de site de puits pendant des décennies. Initialement, le coût de mise en œuvre des RTU et les défis de leur programmation limitaient les appareils à l'acquisition de données et au contrôle simples.

Au fil du temps, cependant, les RTU ont incorporé plus de fonctionnalités, y compris E/S, communications et programmation IEC-61131. Ces capacités ont permis aux opérateurs pétroliers et gaziers de surveiller plus de points de données, d'enregistrer l'historique et les alarmes, et d'ajouter des calculs plus complexes dans les RTU. Les constructeurs d'équipement et les bureaux d'études ont aussi commencé à développer des applications spécialisées pour les contrôles de relevage artificiel de tête de puits avec des contrôleurs à microprocesseur propriétaires.

Finalement, pratiquement chaque fabricant de relevage artificiel avait développé sa propre RTU pour contrôler et optimiser ses solutions respectives. Les bureaux d'études ont aussi développé leurs propres méthodes avec des applications RTU légèrement différentes, tandis que les fabricants d'instrumentation introduisaient de nouveaux instruments pour mesurer à peu près n'importe quel point de processus requis.

Récemment, cependant, les exigences accrues associées aux opérations de plateformes multi-puits ont commencé à dépasser les capacités de la technologie RTU.

Appareils poussés à leurs limites

Chaque puits dans une plateforme multi-puits nécessite un relevage artificiel, une mesure de débit, un contrôle d'équipement et une mesure de niveau. Cela crée plus de demandes en E/S et en contrôle qu'une seule RTU ne peut gérer. En conséquence, les producteurs de pétrole et de gaz sont obligés d'acheter des RTU supplémentaires et de répartir l'application et le contrôle du site sur plusieurs unités.

Les producteurs de pétrole et de gaz ont mis en œuvre avec succès plusieurs contrôleurs RTU sur une plateforme de puits, mais ils rencontrent certains problèmes communs avec ces architectures. Certains de ces problèmes incluent :

• Gestion du changement de multiples configurations ou programmes sur chaque plateforme de puits.
• Gestion de la communication des nombreuses RTU sur site (ex: communications pair-à-pair).
• Communications SCADA vers du matériel de multiples fournisseurs.
• Exécution peu fiable des programmes personnalisés dans les RTU.

La demande ultime sur les appareils RTU survient quand un contrôle de plateforme multi-puits beaucoup plus grand est nécessaire. Cela peut inclure une opération avec 10 ou même plusieurs dizaines de puits sur une seule plateforme. La densité plus élevée de puits sur une plateforme augmente aussi l'équipement requis sur site. Par exemple, beaucoup de ces plateformes ont leur propre séparateur.

Il devient aussi plus économique d'installer de la compression de pipeline, des unités de récupération de vapeurs (VRU) et des tours VRU en raison du taux élevé de gaz naturel produit par la plateforme. Des unités de transfert de garde automatique (LACT), de transfert d'eau et d'injection chimique sont aussi couramment vues sur ces plateformes.

De plus, de nombreux producteurs de pétrole et de gaz investissent dans des bâtiments électriques connus sous le nom de E-houses. Ces bâtiments abritent la distribution principale d'énergie, les centres de contrôle moteurs (MCC), les commutateurs réseau et les alimentations sans interruption (UPS), et sont souvent à environnement contrôlé.

Tous ces augmentations — en équipement, instrumentation de terrain et applications — ne font qu'aggraver les problèmes communs avec les architectures RTU.

Elles créent aussi de nouveaux défis de service et support. L'utilisation de plusieurs RTU a conduit à de multiples configurations d'application et programmes à maintenir. Cela a aussi forcé les opérateurs à travailler avec plusieurs fournisseurs.

De plus, avoir plusieurs appareils de plusieurs fournisseurs exige aussi que les travailleurs aient plus de formation et d'expérience pour les supporter. Alors que certains producteurs sont pleinement dotés en personnel formé suffisant pour gérer la maintenance des systèmes de contrôle de puits, beaucoup ne le sont pas. Ces producteurs doivent compter sur le support du fabricant ou le support d'ingénierie contractuel pour maintenir leurs systèmes de contrôle.

Passer à des systèmes de contrôle modulaires et évolutifs

Les RTU ont rempli leur rôle pendant des décennies en gérant des exigences de contrôle simples, une interaction simple avec les appareils de terrain et des communications simples. Mais elles ne suffisent plus dans les environnements d'exploitation plus complexes d'aujourd'hui.

De nombreux producteurs de pétrole et de gaz qui ont connu des problèmes RTU communs ont trouvé une solution alternative viable sous la forme d'un contrôleur logique programmable (PLC) modulaire et évolutif. La technologie PLC a été affinée pendant des années dans des environnements de contrôle de processus industriels tout aussi robustes que la production amont de pétrole et de gaz.

Les PLC offrent plusieurs avantages par rapport aux RTU :

• Modularité : Certaines RTU prennent en charge du matériel modulaire. Mais équilibrer les exigences des modules avec les exigences d'application et de contrôle dans une RTU est beaucoup plus difficile que dans un PLC. De plus, les modules tiers pour RTU ne sont généralement pas disponibles car les RTU ne sont pas des architectures ouvertes, alors que les PLC le sont.
  
  Une grande variété de modules sont disponibles pour les PLC qui permettent la surveillance et le contrôle d'une grande variété d'instruments de terrain. Le support de communication pour de nombreux types de réseaux différents est aussi pris en charge par configuration modulaire.
  
  
• Évolutivité : C'est important quand on considère comment une plateforme multi-puits est assemblée. Un seul puits sera souvent installé sur un site multi-puits, et ce n'est que des mois ou même des années plus tard que des puits et équipements supplémentaires entreront en service.
  
  Dans ces cas, les constructeurs d'équipement veulent pouvoir construire des patins d'équipement hors site et simplement les brancher et les configurer sur la plateforme de puits. Ils veulent réduire le besoin de tranchées, tirage de câbles, terminaisons, installation de tableaux et d'instruments sur le terrain pour réduire les coûts. L'évolutivité en programmation et en matériel est requise dans ce cas, et c'est exactement ce que la technologie PLC offre.
  
  
• Facilité de programmation : Historiquement, les PLC étaient vus comme une toile vierge pour l'automatisation et le contrôle. Seules les sociétés d'ingénierie ou programmeurs expérimentés savaient comment partir de zéro et développer le contrôle requis dans un PLC.
  
  Cependant, les PLC modernes ont des bibliothèques de code pré-développé et documenté qui peuvent être ajoutées rapidement de manière quasi glisser-déposer. Certains fournisseurs de PLC ont aussi des bibliothèques pré-développées pour l'amont pétrolier et gazier qui peuvent être configurées sur site. Les producteurs de pétrole et de gaz n'ont qu'à activer et configurer les données requises depuis l'IHM pour démarrer un PLC, ou pour ajouter du matériel de patin dans un système existant.
  
  Cela peut éliminer le besoin pour quelqu'un comme un technicien de puits avec une expertise spécialisée de connaître l'environnement de programmation et d'écrire du nouveau code lors de l'ajout de matériel.
  
  De plus, les changements de programme et de configuration peuvent être faits en ligne dans un PLC sans arrêter le processus. Les RTU traditionnellement ne peuvent pas accepter de tels changements sans être mises hors ligne et téléchargées. C'est un différenciateur critique dans un environnement de plateforme multi-puits moderne car arrêter le système de contrôle entraîne une perte de production.
  
  
• Fonctionnalité E/S distante : Les RTU traditionnellement n'ont pas de fonctionnalité E/S distante native, mais les PLC en ont. Cela peut réduire les coûts d'installation. Aussi, quand des patins d'équipement sont ajoutés à un site, ils peuvent venir avec E/S et instruments pré-montés et câblés. Le démarrage de ces patins est aussi simple que de brancher un câble Ethernet dans un commutateur et de configurer les E/S dans le contrôleur.

Améliorer la gestion du cycle de vie

La gestion du cycle de vie de la plateforme de puits peut être un casse-tête majeur pour les équipes d'exploitation. Les puits peuvent passer par de nombreux états d'écoulement différents, y compris écoulement naturel, pompe submersible électrique (ESP) ou pompe à cavité progressive (PCP), et pompe à tiges. Et le type d'écoulement et le cycle de vie peuvent varier selon le puits.

Plusieurs RTU sont souvent utilisées juste pour contrôler les différents cycles de vie du puits. Changer la RTU signifie changer les pilotes de communication vers le système SCADA car la RTU physique au puits est du matériel d'un nouveau fournisseur. Et configurer la RTU pour contrôler l'application et installer ce matériel au système est souvent un processus fastidieux.

Une plateforme de puits basée sur PLC peut fournir un soulagement significatif dans ce domaine, offrant des avantages d'efficacité et d'optimisation que les opérateurs n'auraient peut-être jamais cru possibles.

En utilisant les architectures matérielles d'E/S modulaires et évolutives qu'un PLC offre, les opérateurs peuvent installer des modules E/S juste là où l'instrumentation est située et envoyer ces données au PLC. Et quel que soit l'approche de conception E/S qu'un producteur de pétrole ou de gaz utilise, le matériel dans le système de contrôle restera constant, les communications vers le système SCADA utiliseront les mêmes pilotes, et le système restera en ligne et en contrôle de toutes les applications pendant les mises à jour. Tout en ne gardant qu'un seul programme PLC à maintenir.

Il y a aussi la question du support d'application des fournisseurs. Comme déjà mentionné, de nombreux fournisseurs font leurs propres applications pour une variété de besoins de production amont, et chaque fournisseur utilise généralement un type différent de RTU. En conséquence, les fournisseurs peuvent généralement ne supporter que quelques applications spécifiques, pas toutes.

Le support des fournisseurs de PLC sur les conceptions de plateformes multi-puits croît quotidiennement. Cela inclut le support pour les applications de contrôle d'équipement, de relevage artificiel et de mesure de débit. L'automatisation d'équipement est facilement gérée grâce à des environnements de programmation riches et une grande variété de modules E/S et de communication. La mesure de débit est aussi supportée avec mesure de débit conforme AGA et API, support d'étalonnage et rapport de transfert de garde aux systèmes SCADA. Les applications de relevage artificiel, bien que moins répandues dans les PLC, sont aussi en développement rapide pour supporter tous les types de relevages artificiels.

Enfin, de nombreux producteurs de pétrole et de gaz ont exprimé leur frustration avec les applications RTU étant des « boîtes noires ». Cela signifie que le système est conçu avec des entrées spécifiques censées ne contrôler que des sorties spécifiques.

Une approche boîte noire empêche la flexibilité car elle ne permet pas aux producteurs de changer la façon dont le système fonctionne. En conséquence, ils doivent soit changer de fournisseur pour supporter leurs besoins, soit simplement vivre avec la technologie qu'ils ont, sachant qu'elle ne fonctionne pas aussi efficacement qu'ils l'exigent.

Un système basé sur PLC, en revanche, peut être modifié sur le terrain avec des outils industriels courants (IEC-61131), offrant une flexibilité bien plus grande.

Adopter la nouvelle normale

Le PLC a longtemps été vu comme une solution plus adaptée aux installations de fabrication qu'au contrôle de plateforme de puits. Mais les plateformes de puits modernes d'aujourd'hui sont, en essence, de petites usines. Elles ont des bâtiments à environnement contrôlé, énergie utility ou générateur, et des exigences de données et de contrôle bien plus grandes.

Cela en fait un ajustement idéal pour un PLC. Un système de contrôle de plateforme multi-puits utilisant les capacités modulaires et évolutives d'un PLC peut réduire les coûts et les temps d'installation, améliorer le temps de production et faciliter la gestion du cycle de vie.

Zack Munk est responsable du développement commercial amont onshore pétrole & gaz pour Rockwell Automation.