重新思考多井平台的控制系统

数据、控制要求推动了对模块化、可扩展控制架构的需求。

钻井技术的进步推动了油气作业从简单的单井平台向更复杂的多井平台发展。

今天，许多生产商正在使用压裂和横向钻井技术在一个平台上放置 10 口或更多口井。一些运营商甚至在一个平台上将他们的作业推向多达 52 口井。
这些进步不仅提高了油井的采收率，而且还在非常规领域创造了全新的生产机会。它们还使石油和天然气生产商能够减少其运营足迹。

然而，尽管多孔垫具有所有优点，但其尺寸和范围的大幅增加带来了新的挑战。单个平台上的多口井密度更高，增加了现场所需的设备，导致对数据和控制的要求更高。

已经使用了几十年的传统控制架构正被推到极限，可能不再可持续。相反，需要更先进的控制系统来处理现代井场所需的可扩展架构。

因此，运营商和支持他们的设备制造商现在都必须修改（如果不是彻底改变）他们用于这些多井平台的控制系统方法。

RTU 技术的演进

几十年来，上游石油和天然气生产商一直依赖远程终端单元 (RTU) 技术进行井场控制。最初，实现 RTU 的成本和对其编程的挑战将设备限制为简单的数据采集和控制。

然而，随着时间的推移，RTU 集成了更多功能，包括 I/O、通信和 IEC-61131 编程。这些功能使石油和天然气运营商能够监控更多数据点、记录历史记录和警报，并将更复杂的计算添加到 RTU 中。设备制造商和工程公司也开始使用专有的微处理器控制器开发井口人工举升控制的特殊应用。

最终，几乎每个人工升降机制造商都开发了自己的 RTU 来控制和优化各自的解决方案。工程公司还开发了自己的方法，其 RTU 应用略有不同，而仪器制造商则推出了新仪器来测量几乎任何所需的过程点。

然而，最近与多井垫操作相关的不断增加的要求已经开始超出 RTU 技术的能力。

设备达到极限

多井平台中的每口井都需要人工举升、流量测量、设备控制和液位测量。这会产生比单个 RTU 所能处理的更多的 I/O 和控制需求。因此，石油和天然气生产商被迫购买额外的 RTU，并将应用程序和站点控制分散到多个单元中。

石油和天然气生产商已经成功地在一个井台上实施了多个 RTU 控制器，但他们确实遇到了这些架构的一些常见问题。其中一些问题包括：

• 在每个井台更改管理多个配置或程序。
• 现场许多 RTU 的通信管理（例如点对点通信）。
• 与多个供应商的硬件进行 SCADA 通信。
• RTU 中自定义程序的执行不可靠。

当需要更大的多孔垫控制时，对 RTU 设备的最终需求就出现了。这可以包括在一个井垫上进行 10 甚至几十口井的操作。垫上更高密度的井也增加了现场所需的设备。例如，许多这些井垫都有自己的分隔符。

安装管道压缩、蒸汽回收装置 (VRU) 和 VRU 塔也变得更经济，因为从垫层产生的天然气率很高。租赁自动贸易交接 (LACT) 装置、输水机和化学注入机在这些井台上也很常见。

此外，许多石油和天然气生产商正在投资被称为 E-houses 的电气建筑。这些建筑物包含主要的公用事业配电、电机控制中心 (MCC)、网络交换机和不间断电源 (UPS)，而且它们通常是环境控制的。

所有这些在设备、现场仪器和应用方面的增加只会加剧 RTU 架构的常见问题。

它们还创造了新的服务和支持挑战。多个 RTU 的使用导致了多个应用程序配置和程序来维护它们。这也迫使石油和天然气运营商与多家供应商合作。

此外，拥有来自多个供应商的多台设备还需要员工有更多的培训和经验来支持他们。虽然一些生产商配备了足够的训练有素的人员来处理井控系统的维护，但许多生产商却没有。这些生产商必须依靠制造商支持或合同工程支持来维护他们的控制系统。

转向模块化、可扩展的控制系统

几十年来，RTU 在处理简单的控制要求、简单的现场设备交互和简单的通信方面发挥了作用。但它们已不再适用于当今更复杂的操作环境。

许多经历过常见 RTU 问题的石油和天然气生产商已经找到了一种可行的替代解决方案，即模块化和可扩展的可编程逻辑控制器 (PLC)。多年来，PLC 技术一直在与上游石油和天然气生产一样恶劣的工业过程控制环境中进行微调。

与 RTU 相比，PLC 提供了许多好处：

• 模块化： 一些 RTU 确实支持模块化硬件。但是，在 RTU 中平衡模块要求与应用和控制要求比在 PLC 中要困难得多。此外，用于 RTU 的第三方模块通常不可用，因为 RTU 不是开放式架构，而 PLC 是。
  
  可用于 PLC 的各种模块可以监视和控制各种现场仪器。通过模块化配置还支持对许多不同网络类型的通信支持。
  
  
• 可扩展性： 在考虑如何将多孔垫组合在一起时，这一点很重要。单井通常会安装在多井现场，直到几个月甚至几年后才会有更多的井和设备上线。
  
  在这些情况下，设备制造商希望能够在场外构建设备滑轨，然后简单地将它们插入并在井场进行配置。他们希望减少现场挖沟、拉线、电线端接、面板和仪器安装的需求，以帮助降低成本。在这种情况下，需要编程和硬件的可扩展性，而这正是 PLC 技术所提供的。
  
  
• 易于编程： 从历史上看，PLC 被视为自动化和控制的空白画布。只有工程公司或经验丰富的程序员才知道如何从头开始开发 PLC 所需的控制。
  
  但是，现代 PLC 具有预先开发和记录的代码库，几乎可以在短时间内快速添加拖放时尚。一些 PLC 供应商还预先开发了可以现场配置的上游石油和天然气库。石油和天然气生产商只需要从 HMI 启用和配置所需的数据即可启动 PLC，或将撬装硬件添加到现有系统中。
  
  这可以消除对像井这样的人的需求具有专业知识的技术人员在添加硬件时了解编程环境并编写新代码。
  
  此外，可以在 PLC 中在线更改程序和配置，而无需关闭过程。 RTU 传统上不能在不脱机和下载的情况下接受此类更改。这是现代多井平台环境中的关键差异化因素，因为关闭控制系统会导致生产损失。
  
  
• 远程 I/O 功能： RTU 传统上没有本地远程 I/O 功能，但 PLC 有。这可以降低安装成本。此外，当设备滑轨添加到站点时，它们可以带有预安装和有线 I/O 和仪器。只需将以太网电缆插入交换机并在控制器中配置 I/O，即可启动这些滑轨。

改进生命周期管理

井垫生命周期管理可能是运营团队最头疼的问题。油井可以经历许多不同的流动状态，包括自然流动、电子潜水泵（ESP）或螺杆泵（PCP）和有杆泵。并且流类型和生命周期可以很好地变化。

多个 RTU 通常仅用于控制油井的各种生命周期。更改 RTU 意味着更改 SCADA 系统的通信驱动程序，因为井中的物理 RTU 是来自新供应商的硬件。而配置 RTU 以控制应用程序并在系统中设置硬件通常是一个艰苦的过程。

基于 PLC 的井场可以显着缓解这一区域，提供运营商可能从未想过的效率和优化优势。

通过使用 PLC 提供的模块化和可扩展 I/O 硬件架构，操作员可以在仪器所在的位置安装 I/O 模块并将数据发送到 PLC。无论石油或天然气生产商使用何种 I/O 设计方法，控制系统中的硬件将保持不变，与 SCADA 系统的通信将使用相同的驱动程序，并且系统将保持在线并控制所有应用程序进行了更新。一直以来，只需要维护一个 PLC 程序。

还有供应商应用程序支持的问题。如前所述，许多供应商针对各种上游生产需求制作自己的应用程序，并且每个供应商通常使用不同类型的 RTU。因此，供应商通常只能支持少数特定的应用程序，而不是全部。

PLC 供应商对多孔焊盘设计的支持每天都在增长。这包括对设备控制、人工举升和流量测量应用的支持。通过丰富的编程环境和种类繁多的 I/O 和通信模块，可以轻松处理设备自动化。流量测量还支持符合 AGA 和 API 的流量测量、校准支持和向 SCADA 系统的贸易交接报告。人工举升应用虽然在 PLC 中不那么普遍，但也正在迅速开发以支持所有类型的人工举升。

最后，许多石油和天然气生产商对 RTU 应用程序是“黑匣子”表示失望。这意味着系统设计有特定的输入，仅用于控制特定的输出。

黑盒方法阻碍了灵活性，因为它不允许石油和天然气生产商改变系统的运作方式。因此，他们要么需要更换供应商来支持他们的需求，要么只是使用他们拥有的技术，因为他们知道它的运行效率不如他们要求的那样。

另一方面，基于 PLC 的系统可以在现场使用通用工业工具 (IEC-61131) 进行修改，从而提供更大的灵活性。

拥抱新常态

长期以来，PLC 一直被视为一种更适合制造设施而不是井垫控制的解决方案。但今天的现代井场本质上是小工厂。他们拥有环境可控的建筑、公用事业或发电机，以及更高的数据和控制要求。

这使得它们非常适合 PLC。利用 PLC 的模块化和可扩展功能的多孔垫控制系统可以降低成本和安装时间，提高生产正常运行时间并简化生命周期管理。

Zack Munk 是罗克韦尔自动化的陆上上游石油和天然气业务开发经理。