A medida que aumenta la demanda de energía en los EE. UU., las compañías de oleoductos y gasoductos se sienten presionadas desde todos los ángulos. No solo tienen que impulsar una mayor producción, sino que están bajo el escrutinio de los reguladores que supervisan el cumplimiento y del público preocupado por los impactos ambientales y de seguridad. Por lo tanto, las compañías de petróleo y gas están redoblando sus esfuerzos y adoptando una nueva perspectiva de los sistemas que controlan todos los aspectos del negocio, desde la recolección y el procesamiento hasta la transmisión y la distribución.
Todos hemos visto cómo las fallas en los sistemas de distribución de petróleo y gas pueden ser catastróficas. Una antigua línea de gas cede y explota, lo que provoca la pérdida de vidas, la destrucción de propiedades y la ruina de la reputación de la empresa. Para evitar este tipo de desastres, las compañías de gas pueden emplear personal de campo para monitorear las tuberías de distribución y las estaciones de compuerta y responder si falla un sistema de control. Sin embargo, con cientos de puntos de monitoreo de presión, ese enfoque resulta costoso.
Las líneas de transmisión pueden enfrentarse a problemas similares. En un caso, una avería catastrófica en una estación de compresores provocó un incendio que costó a una empresa estadounidense más de 500 000 dólares en daños y pérdida de producto. Con estaciones a lo largo de miles de kilómetros de oleoductos remotos, muchas compañías de petróleo y gas creen que los sistemas de control confiables son la única forma práctica de prevenir este tipo de incidentes. Sin embargo, si sus sistemas SCADA, History o HMI dejan de funcionar, siguen en riesgo.
Las operaciones de recolección y tratamiento también presentan desafíos. Stratus trabajaba con una empresa que perdía cientos de miles de dólares al mes porque no podía supervisar con precisión los datos desde el punto de extracción hasta la distribución, lo que provocaba un desequilibrio en la contabilidad de la empresa. El problema era la recopilación manual inexacta de los datos de los pozos de gas y los sistemas SCADA antiguos. El deseo era lograr precisión en tiempo real sin ningún punto único de falla, incluso en el propio sistema SCADA.
Algunas empresas intentan resolver estos problemas añadiendo más servidores al problema. Sin embargo, la cantidad de servidores necesarios para cubrir la gama de aplicaciones en cada ubicación resulta extremadamente costosa. E incluso con una solución de clústeres compleja, que aumenta aún más los costos, es posible que el tiempo de inactividad persista.
En Stratus, nos hemos asociado con compañías de oleoductos y gasoductos durante más de una década para resolver problemas como estos.
Nuestro enfoque consiste en eliminar los «momentos ciegos», es decir, cualquier momento en el que un operador no pueda controlar o ver lo que sucede con los componentes clave de las estaciones de monitorización de presión y compresores, así como con otros puntos de control a lo largo de la tubería. Los momentos ciegos se deben al tiempo de inactividad en SCADA, Historian, HMI y otros sistemas críticos. Stratus hace que estos puntos ciegos desaparezcan de manera simple y eficiente con un sistema informático virtualizado y siempre activo en línea las 24 horas del día, los 7 días de la semana.
Columbia Pipeline Group (CPG) es un excelente ejemplo de cómo la tecnología siempre activa de Stratus permite a los operadores mantener las estaciones de compresores de la empresa en funcionamiento las 24 horas del día, los 7 días de la semana. CPG confía en Stratus para garantizar que no se pierdan datos para la aplicación de análisis corporativo de CPG que admite el pronóstico y el mantenimiento predictivo. Esto elimina la preocupación y reduce drásticamente el riesgo de una catástrofe. Puede ver un breve vídeo para obtener más información sobre nuestro papel en CPG y sobre cómo las soluciones siempre activas de Stratus pueden proteger y añadir valor a sus operaciones de petróleo y gas.
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