控制世界石油供应

在石油和天然气行业，一切都在发生变化，那种只靠钻井赚钱的旧标准正在迅速消失。页岩勘探的发展——在一个盆地中有大量的井，严重依赖仪器的水平钻井，以及更远的偏远地区的油田——本身就改变了行业的面貌。此外，井场消耗很快，因此准确的监测至关重要。

行业的其他方面也在发生变化。深海作业正在向更深更远的海域推进。仪器和通信技术不断进步。现场承包服务已经成为常态。石油价格继续下跌。2015年底，油价跌至每桶35美元，为2008年以来的最低水平，预计还会进一步下跌。2015年，能源行业是美国裁员最多的行业，裁员近9.4万人。

所有这些都促使油气勘探公司需要更加集中的控制，利用技术进步将专业知识集中在更人性化的中央环境中，减少作业的“挡风玻璃时间”。

在过去的10年里，越来越多的并购活动也影响着自动化战略。“整合趋势已经持续了好几年。壳牌全球天然气营销主管兰迪•米勒(Randy Miller)表示:“购买租约的先行者现在正在出售租约，许多租约正被大型石油运营商、国际石油公司收购。霍尼韦尔国际．“所以，在过去的五年里，我们看到了更多的统一控制室。”

超级巨头正在推动标准化，试图整合不同的控制平台。“坦率地说，油气行业已经过时了。这些系统不会出现故障，公司依赖于大量的现场总线协议，我指的不是基金会现场总线，”Thomas Nuth说艾．“很多传统的控制都是通过硬件完成的，在资本设备方面非常昂贵。”公司正在实现开放协议，智能设备为更集中的控制提供了路线图。

替代的方法

旗下有46家不同的公司，雪佛龙公司对不同的平台和集成挑战非常了解。该公司通过其不同的应用，如煤炭开采、石油和天然气勘探以及炼油，跨越了能源领域。

拜伦(的手段)Wallace是雪佛龙公司的网络安全PCN漏洞评估员，他一直是该公司自动化领域的领导者，致力于为其传统集成挑战寻找持续过程控制替代方案。我们在三年前首次报道了华莱士的试点项目(http://awgo.to/601)，当时雪佛龙实施了瘦客户端硬件和服务器软件来监控西德克萨斯州的偏远油气田。

这些天然气站点包括对泵、阀门和流量计的远程监控，但雪佛龙在2014年转向了对一个油田的纯集中控制。这个SCADA应用程序通过使用瘦客户机(没有操作系统)和SCADA工作站的数量和许可，降低了PC硬件成本。“我们的内部价格标签是每台电脑5000美元，”华莱士说。“我们拿出了13台机器，安装了两台服务器和5台PC机。”

控制室距离现场约5英里，冗余系统距离现场90分钟路程。现场和控制室使用多种网络通信方式，整个系统依靠光纤、T1线路和微波无线。“一切都是远程控制的，”华莱士说。“我们正在启动和停止泵，打开和关闭井阀，并调整容器的液位。在这种情况下，如果你失去了控制室，你就无法操作。”

雪佛龙在这个地方有4台虚拟服务器，在这个项目中取消了11台。华莱士说:“我们把虚拟环境和数据管理安装在一起，以帮助证明成本是合理的。”

虚拟升级消除了现场HMI工作站的传统SCADA标注报警组件，基本上将其转移到控制室。“控制室技术之外的传统报警标注功能正在迅速消失，”华莱士说。“每个人都在转移到这种集中的24/7控制室类型的环境中。”

坚持到底

随着集中控制的出现，人们对信息如何在这些距离上传递有了新的认识。一些公司正在考虑更多的无线网络控制。Terra Ferma美国石油和天然气勘探公司最近在落基山脉中部的20个井场部署了无线网络，采用中央控制室的方式。这种传统的SCADA应用程序需要通过中央控制室进行资产管理、数据记录、远程监视和警报通知。

该应用程序的基本要求是与中央服务器进行多链路蜂窝连接，以监督流量计、温度传感器、电源、图像文件和视频的控制和监控。每个油井都有一个工业网关，并将数字控制值发送回中央控制室。

墨西哥国有石油公司墨西哥石油公司正在与更多的人合作，为韦拉克鲁斯地区的1000多口油井开发无线网络，并使用支持wirelesshart的设备进行通信。

尽管油井多年来一直在使用无线传感和测量，但远程应用的数据回传对IT自动化工程师来说是一个主要的设计挑战。“标准化远程接口是至关重要的，因为它减少了设计问题的维度，”Harry Forbes说，分布式控制系统(DCS)市场的首席分析师ARC咨询小组．

Pemex在93英里的崎岖地形上提供了大约1000个井场的控制数据。依靠油井的网状网络设计，墨西哥国家石油公司使用伊顿的Elpro 945U-E以太网调制解调器具有预标准射频技术，用于数据回传到SCADA系统。根据ARC的一份报告，该操作使用IEEE 802.11媒体访问，但其RF层适用于在未经许可的ISM频段中的亚千兆赫操作。

安全通信

随着远程油气应用的新操作方法的出现，工业网络安全也越来越受到运营商的关注。先锋能源其移动烷烃气体分离器(MAGS)依赖于集中控制室业务模式。该移动系统为北美偏远的石油设施提供了井场燃除的替代方案。现场湿气处理由科罗拉多州的一个控制室通过3G蜂窝通信进行管理。

先锋能源公司的首席控制工程师安德鲁·杨说:“我们所有的数据都是加密的。”“如果有人坐在达拉斯或加拿大拦截我们的数据流，他们可能需要几十年的时间才能弄清楚。”

每个MAGS单元使用大约150个I/ o光电子22的SNAP-PAC控制器和Modbus串行通信为其处理系统的设备。杨说:“我们在任务控制室有多个工作站，操作员可以不断地从OPC服务器接收数据。”

这些气体处理装置配有两个机架式SNAP-PAC r系列控制器，以防其中一个出现故障。先锋在设计阶段就知道，为了实现其商业模式，最少的现场技术人员服务是必须的，因此它的方法依赖于硬件的复制和复制。Young说:“我们不可能为所有这些现场安装寻找和培训全天候的现场人才。“因此，在我们有任何技术可以促进它之前，我们实际上就把它作为我们基本运营模式的一部分。”

灵活的劳动力

自动化技术的进步有助于实现更灵活的劳动力，更多地依赖合同服务并扩大操作员的角色。尽管对集中控制室的投资可能会受到油气管理部门的抵制，但减少劳动力和维护成本使其变得更容易。

“随着维护成本的降低、现场人员的培训和产量的增加，在许多情况下，与中央控制体系结构相关的成本被抵消了，”项目管理总监Erik Syme说ProSoft技术．

集中控制室现在包括操作员，维护，生产，物流，安全和质量人员执行新的工作流程。

石油和天然气行业的业务发展经理Jeff Dymond表示，通过新的集中劳动力，石油和天然气行业也降低了成本，提高了产量艾默生过程管理．他说，不再只是指挥中心的操作员。操作员、维护人员、生产人员、物流人员、安全和质量人员执行新的工作流程。

尽管迁移到集中控制室可能会带来新的挑战，自动化供应商准备在这方面提供帮助。“运营商可以利用集成指挥中心与他们的供应商，”戴蒙德说。“我们可以通过一个集中控制室监控阀门、变送器和旋转设备。”

霍尼韦尔资产管理解决方案产品负责人Bart Winters表示，霍尼韦尔已经看到了过程和设备监控的增长趋势。这家自动化供应商的Asset Sentinel软件为过程和设备的健康状况提供实时监控。

壳牌例如，该公司正在使用该技术监测其在墨西哥湾的资产。温特斯说:“他们正在监测压缩机、泵、阀门、马达等。“主要驱动力是将业绩作为领先指标。”

Supermajor效率

挪威国家石油公司的最新的北海石油平台Valemon将是第一个从陆上远程控制的平台，并将在2017年钻井完成后成为该公司第一个“正常无人操作”的平台。

at I/O产品经理Charlie Norz表示:“我们看到了对极端自动化系统的需求，一种具有更多内存的强化控制器，一种可以在极端环境下运行的控制器。Wago．

挪威国家石油公司的绿地项目在石油行业是罕见的，但它提供了智能仪器安装基础的未来一瞥。

在过去的20年里，油气行业的多相流计量(MPFM)技术一直是一个备受争议的话题，有些人将其称为“圣杯”。ARC高级分析师Tim Shea表示:“目前，大多数MPFM解决方案采用多种传感器技术来提供真正的物理多相流测量，其中最流行的组合是文丘里压差和伽马射线衰减。

随着大型石油公司在海底应用中大规模部署MPFM，以连续测量混合油、气、凝析油和水流中的单个成分，该技术正得到越来越多的认可。