« Nous avons besoin de systèmes faciles à déployer et flexibles, car l'automatisation standard ne signifie pas des installations standardisées. » Alan Bryant d'Occidental a évoqué la volonté de l'entreprise de standardiser ses plateformes d'automatisation du bassin permien sur une poignée d'armoires Rockwell Automation assemblées en usine.
« Nous avons besoin de systèmes faciles à déployer et flexibles, car l'automatisation standard ne signifie pas des installations standardisées. » Alan Bryant d'Occidental a évoqué la volonté de l'entreprise de standardiser ses plateformes d'automatisation du bassin permien sur une poignée d'armoires Rockwell Automation assemblées en usine.
Un parc d'équipements anciens, toujours plus important et doté de systèmes de contrôle disparates et vieillissants, n'est peut-être pas le point de départ idéal pour une standardisation, mais il ne manque pas de la rendre attrayante. En 2000, les activités d'Occidental Petroleum dans le bassin permien se sont développées grâce à l'acquisition de puits existants auprès de Shell, Amoco et d'autres compagnies, ainsi que de leurs systèmes de contrôle.
« Nous avions probablement un exemplaire de chaque système jamais fabriqué, et de nombreux systèmes SCADA différents », a déclaré Alan Bryant, conseiller principal en ingénierie d'automatisation chez Occidental, qui a présenté avec son collègue Mauricio Castillo, conseiller en systèmes de contrôle industriel, lors du Forum Pétrole et Gaz du salon Automation Fair 2019 cette semaine à Chicago.
Occidental est une entreprise d'exploration et de production. « Nous extrayons le pétrole, séparons l'eau et le gaz du sous-sol, puis nous le vendons », a expliqué Bryant. Son bassin permien s'étend sur 75 000 miles carrés à cheval sur l'ouest du Texas et le Nouveau-Mexique. « Le gisement dont nous parlons couvre 90 miles carrés, une vaste zone à couvrir avec un système SCADA, et qui compte des milliers de puits », a-t-il précisé.
Bryant a rejoint l'entreprise en 2003 et sa première mission a consisté à développer un système SCADA d'automatisation ouvert pour interconnecter ces puits. En 2005, son équipe a établi une liste de fournisseurs agréés, « mais le matériel ancien impliquait aussi un personnel aux compétences obsolètes, et nous n'avons pu réduire le choix qu'à trois fournisseurs d'automates programmables », a-t-il expliqué. Malgré cela, ils ont standardisé le matériel, les protocoles et la programmation aux niveaux supérieurs.
« En 2011, nous avons opté pour Rockwell Automation, car ControlLogix 5000 offrait une plateforme unique pour l'ensemble de nos besoins. Cela nous a permis de standardiser la programmation au niveau opérationnel », a expliqué Bryant. « Le fait d'avoir regroupé à ce moment-là la fonction d'automatisation, avec 45 techniciens sous la responsabilité d'un seul responsable, a également facilité les choses. Ce responsable souhaitait un système unique pour la gestion de l'automatisation. »
À cette époque, l'entreprise a réorganisé son service d'automatisation en deux groupes : l'un pour la maintenance des plateformes pétrolières existantes (EOR), l'autre pour l'exploration, le forage et les applications spécifiques, appelé BU. Bryant a rejoint l'équipe EOR, tandis que Castillo travaille désormais chez BU. « L'équipe EOR disposait d'un petit budget annuel pour certains remplacements préventifs, mais principalement pour les remplacements en cas de panne », explique Bryant. « Nous avions des panneaux standardisés que nous pouvions déployer rapidement pour les mises à niveau et sur les nouveaux puits, montés sur des châssis. »
« Nous disposons d'un boîtier CPU standard, d'un boîtier d'alimentation et de boîtiers d'E/S distants pour les puits, les séparateurs et les tests. Aujourd'hui, Rockwell Automation nous livre des panneaux complets, pré-assemblés en usine. Nous pouvons déployer une programmation standard sur des CPU standard et nous sommes opérationnels. »
En 2017, le groupe BU souhaitait développer une approche standardisée pour les applications nouvelles et atypiques. « Nous réalisons également un nombre important de forages et de nouveaux puits avec des conduites et des installations spécifiques, qui ont leurs propres exigences », a déclaré Castillo. « Dans ce secteur, le temps, c'est de l'argent : un ou deux jours de retard coûtent bien plus cher que de simples pièces détachées pour les systèmes de terrain. Nous avons besoin de systèmes faciles à déployer et flexibles, car l'automatisation standard ne rime pas avec installations standard. »
Le groupe personnalisait excessivement certains panneaux. Il lui fallait des délais de livraison plus courts et la possibilité d'apporter rapidement des modifications de dernière minute. « Nous nous soucions du coût total de possession (CTP), et pas seulement du faible coût initial », a déclaré Castillo. « Nous devons pouvoir assurer la maintenance et ajouter des équipements, des mises à niveau et des E/S ultérieurement. Et disposer d'une chaîne d'approvisionnement fiable. »
Une unité de production typique comprend les puits, des séparateurs, une unité de traitement thermique, des réservoirs de pétrole, des réservoirs d'eau, une station de transfert d'eau, un épurateur de gaz, une torchère et un système de comptage du gaz et du pétrole, avec les pompes, vannes et instruments associés.
L'approche standardisée de BU identifie les besoins d'automatisation par équipement (PLC ou E/S distantes), taille du boîtier (très petit, petit ou moyen), type (configuration CPU et modules), configuration de base/extension (nombre de modules), version et nom dans l'inventaire (description). Il en résulte sept types d'équipements adaptés aux besoins. « Vous pouvez les combiner pour obtenir la solution idéale », explique Castillo. « Vous pouvez opter pour une version de base, prévoir une marge d'extension, personnaliser ou ajouter des équipements. »
Ils ont également standardisé 11 versions de faisceaux de câbles. « Le câblage prend quelques minutes au lieu de plusieurs heures pour un câblage point à point, avec un meilleur contrôle qualité et une maintenance facilitée », a déclaré Castillo. « Et en cas de problème de câblage, il suffit de changer le câble. »
Une fois la conception d'un train réalisée, si un second train est mis en service, il suffit de dupliquer le système. « Nous pouvons disposer de boîtiers standard préfabriqués en stock au lieu de fabriquer des panneaux sur mesure », explique Castillo. « Et au fil du temps, avec l'arrivée de nouvelles versions et de nouveaux processeurs, nous pouvons migrer vers ces derniers. Ainsi, lorsqu'un ancien système devient obsolète, nous savons déjà par quoi le remplacer. »
Ils ont optimisé les conceptions grâce à une meilleure documentation et à une procédure d'approvisionnement simplifiée. « Je peux appeler le fournisseur et lui dire que j'en veux 20 dans les six prochains mois », a déclaré Castillo. « Nous avons le matériel nécessaire sur place pour le déployer rapidement sur un chantier, ce qui permet aux équipes d'effectuer les branchements et de tout tester sans délai. »
Disposer du même équipement partout facilite la formation du personnel. De plus, si un problème est constaté sur le terrain avec un composant, comme un bornier, il est possible de le redéfinir et de mettre à jour l'inventaire.
« La normalisation peut fonctionner dans tous les secteurs, pas seulement dans celui du pétrole et du gaz », a déclaré Castillo. « Mais si vous avez 13 façons de faire les choses et que vous décidez de les normaliser, n'en finissez pas avec 14 normes. »
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Date de publication : 26 novembre 2019