Optimierung von Steuerungssystemen für Multi-Well-Pads: Ein modularer, skalierbarer Ansatz

Daten- und Steuerungsanforderungen treiben Bedarf an modularer, skalierbarer Steuerungsarchitektur

Bohrfortschritte haben die Evolution von Öl- und Gasoperationen von simplen Single-Well-Pad-Feldern zu komplexeren Multi-Well-Pads vorangetrieben.

Heute nutzen viele Produzenten Fracking- und Horizontalbohrtechniken, um 10 oder mehr Bohrungen auf einem Pad zu platzieren. Einige Betreiber treiben ihre Operationen sogar auf bis zu 52 Bohrungen auf einem einzelnen Pad voran. Diese Fortschritte haben nicht nur die Produktionsausbeute aus Bohrungen erhöht, sondern auch völlig neue Produktionsmöglichkeiten in unkonventionellen Gebieten geschaffen. Sie haben es Öl- und Gasproduzenten auch ermöglicht, ihren operativen Fußabdruck zu reduzieren.

Für all die Vorteile von Multi-Well-Pads hat ihre massive Zunahme an Größe und Umfang jedoch eine neue Herausforderung geschaffen. Die höhere Dichte mehrerer Bohrungen auf einem einzelnen Pad erhöht die vor Ort erforderliche Ausrüstung und führt zu viel größeren Daten- und Steuerungsanforderungen.

Die traditionellen Steuerungsarchitekturen, die seit Jahrzehnten verwendet werden, werden an ihre Grenzen gedrängt und sind möglicherweise nicht mehr nachhaltig. Stattdessen werden fortschrittlichere Steuerungssysteme benötigt, um die skalierbaren Architekturen zu bewältigen, die moderne Well Pads erfordern.

Daher müssen sowohl Betreiber als auch die Anlagenbauer, die sie unterstützen, nun ihre Steuerungssysteme für diese Multi-Well-Pads modifizieren – wenn nicht radikal ändern.

Evolution der RTU-Technologie

Upstream-Öl- und Gasproduzenten verlassen sich seit Jahrzehnten auf Remote Terminal Unit (RTU)-Technologie für die Bohrlochsteuerung. Anfangs begrenzten die Kosten der RTU-Implementierung und die Herausforderungen bei ihrer Programmierung die Geräte auf einfache Datenerfassung und Steuerung.

Im Laufe der Zeit integrierten RTUs mehr Funktionen, einschließlich I/O, Kommunikation und IEC-61131-Programmierung. Diese Fähigkeiten ermöglichten es Öl- und Gasbetreibern, mehr Datenpunkte zu überwachen, Historie und Alarme zu protokollieren und komplexere Berechnungen in die RTUs einzubauen. Anlagenbauer und Ingenieurbüros begannen auch, Spezialanwendungen für Bohrloch-Kunstfördersteuerungen mit proprietären Mikroprozessor-Controllern zu entwickeln.

Schließlich hatte praktisch jeder Kunstförderhersteller seine eigene RTU entwickelt, um seine jeweiligen Lösungen zu steuern und zu optimieren. Ingenieurbüros entwickelten auch ihre eigenen Methoden mit leicht unterschiedlichen RTU-Anwendungen, während Instrumentenhersteller neue Instrumente einführten, um praktisch jeden benötigten Prozesspunkt zu messen.

Kürzlich jedoch haben die gestiegenen Anforderungen im Zusammenhang mit Multi-Well-Pad-Operationen begonnen, die Fähigkeiten der RTU-Technologie zu übersteigen.

Geräte an ihre Grenzen gedrängt

Jede Bohrung in einem Multi-Well-Pad erfordert Kunstförderung, Durchflussmessung, Anlagesteuerung und Füllstandmessung. Das schafft mehr I/O- und Steuerungsbedarf, als eine einzelne RTU bewältigen kann. Daher sind Öl- und Gasproduzenten gezwungen, zusätzliche RTUs zu kaufen und Applikations- und Standortsteuerung auf mehrere Einheiten zu verteilen.

Öl- und Gasproduzenten haben mehrere RTU-Controller auf einem Well Pad erfolgreich implementiert, stoßen aber auf einige häufige Probleme mit diesen Architekturen. Zu diesen Problemen gehören:

• Change Management mehrerer Konfigurationen oder Programme an jedem Well Pad.
• Kommunikationsmanagement der vielen RTUs vor Ort (z. B. Peer-to-Peer-Kommunikation).
• SCADA-Kommunikation zu Hardware mehrerer Anbieter.
• Unzuverlässige Ausführung benutzerdefinierter Programme in den RTUs.

Die ultimative Anforderung an RTU-Geräte kommt, wenn viel größere Multi-Well-Pad-Steuerung benötigt wird. Dies kann einen Betrieb mit 10 oder sogar mehreren Dutzend Bohrungen auf einem einzelnen Well Pad umfassen. Die höhere Dichte von Bohrungen auf einem Pad erhöht auch die vor Ort erforderliche Ausrüstung. Viele dieser Well Pads haben zum Beispiel ihren eigenen Separator.

Es wird auch wirtschaftlicher, Pipeline-Kompression, Dampfrückgewinnungseinheiten (VRUs) und VRU-Türme zu installieren, wegen der hohen Erdgasförderrate vom Pad. Lease Automatic Custody Transfer (LACT)-Einheiten, Wassertransfer und Chemikalieneinspritzmaschinen sind auf diesen Well Pads ebenfalls häufig zu sehen.

Zusätzlich investieren viele Öl- und Gasproduzenten in elektrische Gebäude, bekannt als E-Häuser. Diese Gebäude beherbergen Hauptstromverteilung, Motorsteuerzentralen (MCC), Netzwerkswitches und unterbrechungsfreie Stromversorgungen (USV), und sie sind oft umweltkontrolliert.

All diese Zunahmen – an Ausrüstung, Feldinstrumentierung und Applikationen – verschärfen nur die häufigen Probleme mit RTU-Architekturen.

Sie schaffen auch neue Service- und Support-Herausforderungen. Die Nutzung mehrerer RTUs hat zu mehreren Applikationskonfigurationen und Programmen geführt, sie zu warten. Es hat auch Öl- und Gasbetreiber gezwungen, mit mehreren Anbietern zu arbeiten.

Zusätzlich erfordern mehrere Geräte von mehreren Anbietern, dass Arbeiter mehr Schulung und Erfahrung haben, um sie zu unterstützen. Während einige Produzenten voll besetzt sind mit genug geschultem Personal, um die Wartung der Bohrlochsteuerungssysteme zu bewältigen, sind viele es nicht. Diese Produzenten müssen auf Herstellersupport oder Vertragsingenieur-Support zurückgreifen, um ihre Steuerungssysteme zu warten.

Wechsel zu modularen, skalierbaren Steuerungssystemen

RTUs haben ihre Rolle seit Jahrzehnten erfüllt bei der Bewältigung einfacher Steuerungsanforderungen, einfacher Feldgeräte-Interaktion und einfacher Kommunikation. Aber sie reichen in den heutigen komplexeren Betriebsumgebungen nicht mehr aus.

Viele Öl- und Gasproduzenten, die häufige RTU-Probleme erlebt haben, haben eine tragfähige Alternative in Form eines modularen und skalierbaren programmierbaren Logikcontrollers (PLC) gefunden. PLC-Technologie wurde jahrelang in industriellen Prozesssteuerungsumgebungen verfeinert, die genauso rauh sind wie die Upstream-Öl- und Gasproduktion.

PLCs bieten eine Reihe von Vorteilen gegenüber RTUs:

• Modularität: Einige RTUs unterstützen modulare Hardware. Aber das Ausbalancieren der Modulanforderungen mit Applikations- und Steuerungsanforderungen in einer RTU ist viel schwieriger als in einer PLC. Zudem sind Drittanbieter-Module für RTUs typischerweise nicht verfügbar, weil RTUs keine offenen Architekturen sind, während PLCs es sind.
  
  Eine Vielzahl von Modulen ist für PLCs verfügbar, die Überwachung und Steuerung einer Vielzahl von Feldinstrumenten ermöglichen. Kommunikationsunterstützung für viele verschiedene Netzwerktypen wird ebenfalls durch modulare Konfiguration unterstützt.
  
  
• Skalierbarkeit: Dies ist wichtig, wenn man bedenkt, wie ein Multi-Well-Pad zusammengesetzt wird. Oft wird eine einzelne Bohrung an einem Multi-Well-Standort installiert, und es dauert Monate oder sogar Jahre, bis zusätzliche Bohrungen und Ausrüstung online gehen.
  
  In diesen Fällen wollen Anlagenbauer Ausrüstungs-Skids außerhalb der Baustelle bauen und sie dann einfach am Well Pad einstecken und konfigurieren. Sie wollen den Bedarf an Grabenziehen, Kabelziehen, Kabelterminierung, Schalttafel- und Instrumenteninstallation im Feld reduzieren, um Kosten zu senken. Skalierbarkeit in sowohl Programmierung als auch Hardware ist in diesem Fall erforderlich, und genau das bietet PLC-Technologie.
  
  
• Programmierbarkeit: Historisch wurden PLCs als leere Leinwand für Automatisierung und Steuerung betrachtet. Nur Ingenieurbüros oder erfahrene Programmierer wussten, wie man von Grund auf die in einer PLC erforderliche Steuerung entwickelt.
  
  Moderne PLCs haben jedoch Bibliotheken mit vorentwickeltem und dokumentiertem Code, der schnell in einer Art Drag-and-Drop hinzugefügt werden kann. Einige PLC-Anbieter haben auch vorentwickelte Upstream-Öl- und Gas-Bibliotheken, die vor Ort konfiguriert werden können. Öl- und Gasproduzenten müssen nur die erforderlichen Daten vom HMI aktivieren und konfigurieren, um eine PLC zu starten, oder Skid-Hardware in ein bestehendes System einzufügen.
  
  Das kann die Notwendigkeit eliminieren, dass jemand wie ein Bohrtechniker mit spezialisierter Expertise die Programmierumgebung kennt und neuen Code schreibt, wenn Hardware hinzugefügt wird.
  
  Was mehr ist, können Programm- und Konfigurationsänderungen online in einer PLC vorgenommen werden, ohne den Prozess herunterzufahren. RTUs können traditionell solche Änderungen nicht akzeptieren, ohne offline genommen und heruntergeladen zu werden. Dies ist ein kritischer Differenzierer in einer modernen Multi-Well-Pad-Umgebung, weil das Herunterfahren des Steuerungssystems zu Produktionsverlust führt.
  
  
• Remote-I/O-Funktionalität: RTUs haben traditionell keine native Remote-I/O-Funktionalität, aber PLCs haben sie. Das kann Installationskosten reduzieren. Auch wenn Ausrüstungs-Skids zu einem Standort hinzugefügt werden, können sie mit vormontierter und verdrahteter I/O und Instrumenten geliefert werden. Der Start dieser Skids ist so einfach wie das Einstecken eines Ethernet-Kabels in einen Switch und das Konfigurieren der I/O im Controller.

Verbesserung des Lebenszyklusmanagements

Well-Pad-Lebenszyklusmanagement kann ein großes Ärgernis für Operationsteams sein. Bohrungen können viele verschiedene Förderzustände durchlaufen, einschließlich natürlicher Förderung, Elektrischer Tauchpumpe (ESP) oder Exzenterschneckenpumpe (PCP), und Saugstangenpumpe. Und der Fördertyp und Lebenszyklus kann je nach Bohrung variieren.

Mehrere RTUs werden oft nur verwendet, um die verschiedenen Lebenszyklen der Bohrung zu steuern. Das Ändern der RTU bedeutet, Kommunikationstreiber zum SCADA-System zu ändern, weil die physische RTU an der Bohrung Hardware eines neuen Anbieters ist. Und das Konfigurieren der RTU zur Steuerung der Applikation und das Einrichten dieser Hardware am System ist oft ein mühsamer Prozess.

Ein PLC-basiertes Well Pad kann in diesem Bereich erhebliche Erleichterung bieten und Effizienz- und Optimierungsvorteile liefern, die Betreiber vielleicht nie für möglich gehalten haben.

Durch die Nutzung der modularen und skalierbaren I/O-Hardwarearchitekturen, die eine PLC bietet, können Betreiber I/O-Module genau dort installieren, wo die Instrumentierung sitzt, und diese Daten an die PLC senden. Und unabhängig davon, welchen I/O-Designansatz ein Öl- oder Gasproduzent verwendet, bleibt die Hardware im Steuerungssystem konstant, die Kommunikation zum SCADA-System nutzt die gleichen Treiber, und das System bleibt online und in Kontrolle aller Applikationen, während Updates gemacht werden. Dabei bleibt nur ein PLC-Programm zu warten.

Es gibt auch die Frage des Anbieter-Applikationssupports. Wie bereits erwähnt, erstellen viele Anbieter ihre eigenen Applikationen für eine Vielzahl von Upstream-Produktionsbedürfnissen, und jeder Anbieter nutzt typischerweise eine andere Art von RTU. Daher können Anbieter meist nur einige spezifische Applikationen unterstützen, nicht alle.

PLC-Anbieter-Support für Multi-Well-Pad-Designs wächst täglich. Dies umfasst Support für Anlagesteuerung, Kunstförderung und Durchflussmessungsapplikationen. Ausrüstungsautomatisierung wird leicht durch reichhaltige Programmierumgebungen und eine Vielzahl von I/O- und Kommunikationsmodulen bewältigt. Durchflussmessung wird ebenfalls mit AGA- und API-konformer Durchflussmessung, Kalibrierungsunterstützung und Custody-Transfer-Reporting an SCADA-Systeme unterstützt. Kunstförderapplikationen, obwohl nicht so prevalent in PLCs, werden ebenfalls schnell entwickelt, um alle Arten von Kunstförderung zu unterstützen.

Zuletzt haben viele Öl- und Gasproduzenten Frustration mit RTU-Applikationen als "Black Box" ausgedrückt. Das bedeutet, das System ist mit spezifischen Eingängen entworfen, die nur spezifische Ausgänge steuern sollen.

Ein Black-Box-Ansatz verhindert Flexibilität, da er Öl- und Gasproduzenten nicht erlaubt, die Funktionsweise des Systems zu ändern. Daher müssen sie entweder Anbieter wechseln, um ihre Bedürfnisse zu unterstützen, oder einfach mit der Technologie leben, die sie haben, wissend, dass sie nicht so effizient funktioniert, wie sie benötigen.

Ein PLC-basiertes System hingegen kann vor Ort mit gängigen industriellen Tools (IEC-61131) modifiziert werden, was viel größere Flexibilität liefert.

Das neue Normal annehmen

Die PLC wurde lange als Lösung betrachtet, die eher für Fertigungsanlagen als für Well-Pad-Steuerung geeignet ist. Aber moderne Well Pads sind im Wesentlichen kleine Fabriken. Sie haben umweltkontrollierte Gebäude, Netz- oder Generatorstrom und viel größere Daten- und Steuerungsanforderungen.

Das macht sie zu einer idealen Passform für eine PLC. Ein Multi-Well-Pad-Steuerungssystem, das die modularen und skalierbaren Fähigkeiten einer PLC nutzt, kann Kosten und Installationszeiten reduzieren, Produktionsverfügbarkeit verbessern und Lebenszyklusmanagement erleichtern.

Zack Munk ist Onshore Upstream Oil & Gas Business Development Manager für Rockwell Automation.