Об авторах about authors:

А.Н. Дмитриевский1,2, академик РАН, д.г.-м.н., проф.,  Н.А. Еремин1,2, д.т.н., проф., И.К. Басниева1, И.А. Еремина1, З.Т. Краус1, к.э.н. /1 ФГБУН «Институт проблем нефти и газа Российской академии наук» (ИПНГ РАН), г. Москва, 2 ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), г. Москва/

A.N. Dmitrievsky1,2, Academician of the Russian Academy of Sciences, DSc, Prof., N.A. Eremin1,2, DSc, Prof., I.K. Basnieva1, I.A. Eremina1, Z.T. Kraus1, PhD /1 IPNG RAS, Moscow 2 Gubkin Russian State University of Oil and Gas (NIU), Moscow/

Аннотация:

Статья посвящена системному анализу внешних условий развития и цифровой модернизации нефтегазового комплекса России. Отмечены естественные конкурентные преимущества России в связи с большим наличием запасов нефти и природного газа. Беспрецедентное падение цен на нефть весной 2020 г. из-за пандемии COVID-19 привело к падению добычи сланцевой нефти в США. Выявлены основные факторы, которые будут сдерживать восстановление добычи нефти в США до уровня, предшествующего пандемии. Дефицит нефти на волатильном нефтяном мировом рынке в ближайшие годы будут вынуждены покрывать страны ОПЕК+, включая Саудовскую Аравию и Россию. Цифровая модернизация нефтегазовой отрасли станет одним из ключевых факторов, обеспечивающих рост фондо - и нефтеотдачи в высокотехнологичных нефтегазовых компаниях в условиях пандемии COVID-19.*

Ключевые слова:

цифровая модернизация нефтегазового комплекса России, добыча нефти в пандемию коронавируса COVID-19, беспрецедентное падение цен на нефть, отрицательная стоимость нефти, прогноз добычи жидких углеводородов, налог на выброс углекислого газа, сланцевая нефть

Abstract:

The article is devoted to a systematic analysis of the external conditions of digital modern ization of the oil and gas complex of Russia. The natural competitive advantages of Russia in connection with the large availability of oil and natural gas reserves are noted. An unprecedented drop in oil prices in the spring of 2020 due to the COVID-19 pandemic has led to a drop in shale oil production in the United States.The main factors that will restrain the recovery of oil production in the United States to the pre-pandemic level of oil production are identified. The OPEC + countries, including Saudi Arabia and Russia, will have to cover the shortage of oil on the volatile oil world market in the coming years. Digital modernization of the oil and gas industry will be one of the key factors driving the growth of capital and oil recovery in high-tech oil and gas com panies in the context of the COVID-19 pandemic.

Key words:

digital upgrading of Russian oil and gas complex, oil production in conditions of COVID-19 pandemic, unprecedented drop in oil prices, negative oil price, forecast for the production of liquid hydrocarbons, carbon dioxide emission tax, shale oil

Об авторах about authors:

А.Н. Дмитриевский 1,2, академик РАН, д.г.- м.н., проф., Н.А. Еремин 1,2, д.т.н.,проф., И.К. Басниева1, И.А. Еремина1, З.Т. Краус1, к.э.н./ 1 ФГБУН «Институт проблем нефти и газа Российской академии наук» (ИПНГ РАН), г. Москва 2 ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), г. Москва

A.N. Dmitrievsky1,2, Academician of the Russian Academy of Sciences, DSc, Prof., N.A. Eremin1,2, DSc, Prof., I.K. Basnieva1, I.A. Eremina1, Z.T. Kraus1, PhD /1 IPNG RAS,Moscow, 2 Gubkin Russian State University of Oil and Gas (NIU), Moscow/

Аннотация:

Статья посвящена глобальной цифровой декарбонизации зрелых нефтяных и газовых месторождений. Выявлены основные системные проблемы в сфере реализация цифровой модернизации, а именно: подготовка кадров для цифровизации производства нефти и газа, включая специалистов по кибербезопасности и петророботизации; правовые и гуманитарные аспекты применения автоматизированных систем и использования петроробототехники. Отмечено, что в условиях глобальной цифровой декарбонизации нефтегазовые компании планируют использование элементов цифровой модернизации с опорой на масштабную автоматизацию бизнес-процессов, информационные технологии, сенсоры, цифровые двойники, искусственный интеллект.*

Ключевые слова:

глобальная цифровая декарбонизация зрелых нефтяных и газовых месторождений, системы искусственного интеллекта (ИИ) в сложных условиях глобальной декарбонизации, автоматизированная система предупреждения осложнений и аварийных ситуаций при бурении и эксплуатации скважин, системы электрических погружных насосов, строительство скважин, цифровые двойники нефтегазовых объектов

Abstract:

The article is devoted to the global digital decarbonization of mature oil and gas fields. The main systemic problems in the implementation of digital modernization are identified, namely, training of personnel for the digitalization of oil and gas production, including specialists in cybersecurity and petro-robotics; legal and humanitarian aspects of the use of automated systems and the use of petro-robotics. It is noted that oil and gas companies plan to use elements of digital modernization based on large-scale automation of business processes, information technologies, sensors, digital twins, artificial intelligence in the context of global digital decarbonization.

Key words:

Global digital decarbonization at mature oil and gas fields, artificial intelligence (AI)systems in challenging conditions of global decarbonization, automated system to prevent complications and emergencies while drilling and operating the wells, systems of electric submersible pumps, well construction, digital twins with oil and gas objects

Об авторах about authors:

А.В. Маржухина, В.А. Казанцев /АО «Хоневелл», г. Москва/

A.V. Marzhukhina, V.A. Kazantsev /Honeywell JSC, Moscow/

Аннотация:

Проанализированы основные этапы перехода нефтегазодобывающего предприятия в цифровой формат. Представлены решения Honeywell Forge для цифровой трансформации.

Ключевые слова:

комплексное управление эффективностью нефтегазодобывающего предприятия, программный пакет Honeywell Forge for Industrial, управление запасами и оптимизация нефтегазодобычи, интегрированные модели месторождений нефти и газа, трансформация нефтегазовых месторождений в цифровой формат

Abstract:

The main stages of the transition of oil and gas production companies to digital format are analyzed. Honeywell Forge solutions for digital transformation are presented.

Key words:

integrated efficiency management of oil and gas production company, "Honeywell Forge for Industrial" software package, inventory management and optimization of oil and gas production, integrated models of oil and gas fields, transformation of oil and gas fields into digital format

Об авторах about authors:

О.В. Елишева, к.г.-м.н., К.А. Сосновских /ООО «Тюменский нефтяной научный

центр», г. Тюмень/

O.V. Elisheva, PhD, K.A. Sosnovskikh/"Tyumen Petroleum Research Centre" LLC,Tyumen/

Аннотация:

Приведены материалы по результатам разработки методики для снижения рисков «незаполнения» ловушек углеводородами на территории ЛУ Уватского регионаТюменской области на основе использования объективно-количественного показателя – фрактальной размерности Минковского. Суть методики заключается в том, что геометрию контура ловушки можно использовать для расчета фрактальной размерности Минковского. На основе выявленной связи фрактальной размерности и насыщения ловушек в разбуренных структурах и открытых залежах УВ можно проводить предварительную оценку насыщения ловушек неразбуренных поднятий. Предложенный алгоритм дополнительной оценки геологических рисков с помощью критериев фрактальной размерности теоретически может быть применен к любой территории при условии отработанной статистики.

Ключевые слова:

нефтегазовая геология, нефтеносность, ловушки углеводородов (УВ), оценка насыщения ловушек УВ, методики на основе теории фракталов в нефтяной геологии, оценка неопределенностей заполнения ловушек углеводородами, нефтегазоматеринские породы (НГМП), баженовская свита, коллекторы тюменской свиты, оценка риска «незаполнения» ловушек УВ на основе фрактального анализа, фрактальное моделирование флюидонасыщенных систем, критерии фрактальной размерности

Abstract:

The paper describes the results of developing an express method to reduce the «HC charge risks» of traps on the territory of Uvat license blocks in the Tyumen Region based on an objective and quantitative indicator, i.e. the Minkowski fractal dimension. The essence of the method is that the trap contour geometry can be used to calculate the Minkowski fractal dimension. The resulting correlation between the fractal dimension and the trap charge in drilled structures and existing discoveries can be used for a preliminary assessment of HC charge of the uplifts not yet covered by drilling. The proposed algorithm for additional assessment of geological risks using fractal dimension criteria can theoretically be applied to any territory provided the developed statistics is available.

Key words:

oil and gas geology, oil-bearing capacity, hydrocarbon (HC) traps, evaluation of HC trap saturation, methods based on fractal theory in petroleum geology, evaluation of uncertainties in trap filling by hydrocarbons, oil and gas source rocks (OGSR), Bazhenov suite, reservoirs of Tyumen suite, risk assessment of hydrocarbon trap "filling" at the basis of fractal analysis, fractal simulation of fluid-saturated systems, criteria of fractal dimensions

Об авторах about authors:

А.Г. Казанин1, к.т.н., С.О. Базилевич1, Д.Г. Куома1, А.В. Зиборов2, И.Н. Долотказин2, к.т.н., Е.А. Кошелев2,Ю.Г. Ерофеев3, В.М. Агафонов4, к.ф-м.н., доцент, А.В. Гладилин5, д.т.н., Б.Е. Петров5 /1 АО «МАГЭ», г. Москва,2 ООО «МТЦ», г. Санкт-Петербург,3 ООО «МГК», г. Мурманск,4 ООО «Р-сенсорс», Московская область, г. Долгопрудный,5 АО «АКИН», г. Москва/

A.G. Kazanin, PhD, S.O. Bazilevich, D.G. Kuoma/"MAGE" JSC, Moscow/, A.V. Ziborov,I.N. Dolotkazin, PhD, E.A. Koshelev /"MTC" LLC,St. Petersburg/, Yu.G. Erofeev /"MGK" LLC,Murmansk/ V.M. Agafonov, PhD, Associate Prof./"R-sensors" LLC, Moscow region, Dolgoprudny/A.V. Gladilin, DSc, B.E. Petrov /"Akin" JSC, Moscow/

Аннотация:

В результате кооперации ряд научно-производственных предприятий в России создали инновационный морской геофизический комплекс на базе автономных донных четырехкомпонентных регистраторов «Краб». История создания комплекса началась в 2016 г. с опытно-конструкторских работ, в которых участвовали ООО «Моргеокомплекс» и АО НПП «АМЭ» (впоследствии – ООО «МТЦ») при поддержке АО «МАГЭ» как производственного консультанта. За основу были взяты хорошо зарекомендовавшие себя на тот момент донные сейсморазведочные станции семейства «Черепаха»(Turtle-500, Turtle-S) с последующей модернизацией, исходя из накопленного опыта эксплуатации. В этом же году АО «АКИН» приступило к разработке системы акустического позиционирования донных станций «Пикет». Испытание и сравнение с имеющими-ся зарубежными аналогами было проведено ОАО «МАГЭ» в 2017 г., а в 2018–2019 гг. выпущено оборудование в количестве 3 000 комплексов донных регистраторов и маяков-ответчиков, образующих промышленную систему. В 2019–2021 гг. с применением этой системы проведены успешные сейсморазведочные работы МОГТ 3D (4С) в промышленных масштабах, результаты которых показали высокую производительность полевых работ и качество получаемых материалов на уровне или даже выше мировых стандартовлидирующих компаний Fairfield и Geospace. Созданный и успешно эксплуатируемый сейсмический комплекс донной регистрации «Краб» является основой для дальнейшего развития цифровых технологий в изучении российского шельфа. В частности, проведены доработка и испытания уникальных сейсмических датчиков (молекулярно-электронных геофонов, разработанных МФТИ с участием технологической компании ООО «Р-сенсорс», патент № RU2703488C1), превосходящих по своим параметрам отечественные и зарубежные аналоги. На базе промышленной партии «Краб» уже созданы и успешно тестируются следующие поколения инновационных донных регистраторов.

Ключевые слова:

освоение месторождений нефти и газа, геофизическое оборудование для геологоразведочных работ на шельфе, сейсморазведка 3D (4C), инновационные донные сейсмические регистраторы «Краб», импортозамещение сейсморазведочного и гидроакустического оборудования, молекулярно-электронный сейсмоприемник (МЭС), гидроакустическая навигационная система «Пикет», определение местоположения донного сейсмического оборудования

Abstract:

As a result of the cooperation, a number of research and production company in Russia created an innovative marine geophysical complex based on autonomous bottom four-component recorders "Krab". The history of the creation of the complex began in 2016 with the development work in which LLC "Morgeocomplex" and JSC NPP "AME" (later –LLC "MTC") participated, with the support of JSC "MAGE", as production consultant. The bottom seismic survey stations of the Turtle family (Turtle-500, Turtle-S), which had proven themselves at that time, were taken as a basis, with subsequent modernization based on the accumulated operating experience. In the same year, JSC "AKIN" began to develop an acoustic positioning system for bottom stations "Picket". Testing and comparison with existing foreign analogues was carried out by "MAGE" JSC in 2017. In 2018-2019 seismic equipment was produced in the amount of 3000 items of bottom recorders and responder beacons, forming an industrial system. This system has successfully carried out 3D (4C) CDP seismic surveys on an industrial scale in 2019-2021, the results of which have shown high productivity of field work and the quality of the obtained materials at the level or even higher than the world standards of the leading companies Fairfield and Geospace. The created and successfully operated seismic complex of bottom registration "Krab" is the basis for the further development of digital technologies in the study of the Russian shelf. In particular, the refinement and testing of unique seismic sensors (molecular-electronic geophones, developed by the Moscow Institute of Physics and Technology with the participation of the technology company "R-sensors" LLC, patent No. RU2703488C1), which are superior in their parameters to domestic and foreign analogues, were carried out. On the basis of the industrial batch «Crab», the next generations of innovative bottom recorders have already been created and are being successfully tested.

Key words:

development of oil and gas fields, geophysical equipment for off-shore geological exploration, 3D (4C) seismic exploration, "Crab" innovative bottom sea seismic recorders, import substitution of seismic and hydroacoustic equipment, molecular electronic seismic receiver (MESR), "Picket" hydroacoustic navigation system, defining the location of bottom sea seismic equipment

Об авторах about authors:

К.Н. Майоров, Д.С. Чебкасов, Н.О. Вахрушева, к.т.н./ЗАО «ИННЦ», г. Ижевск/

Н.Т. Карачурин, к.ф.-м.н./ПАО «НК «Роснефть», г. Москва/

K.N. Mayorov, D.S. Chebkasov,N.O. Vakhrusheva, PhD /"INNC" CJSC, Izhevsk/N.T. Karachurin, PhD /OC "Rosneft" PJSC, Moscow/

Аннотация:

Рассматривается проблема выбора оптимальной системы разработки месторождения, для ее решения предлагается использовать алгоритмы глубокого обучения с подкреплением. В качестве исходного алгоритма был взят AlphaZero – алгоритм глубокого обучения с подкреплением, который хорошо зарекомендовал себя в качестве искусственного интеллекта для игр и для решения задач оптимизации в квантовой теории оптимального управления. Предполагается, что он может быть не менее эффективен при решении задачи оптимального размещения в нерегулярной сетке скважин. Для определения размещения следующей скважины проводится ограниченное число симуляций по дереву Монте-Карло, корнем дерева является текущий сектор месторождения, на котором происходит выбор местоположения скважины. Нейронная сеть дает оценку NPV для неисследованных ветвей дерева – вариантов размещений и априорные вероятности следующих действий. Состояния представляют собой сектора фиксированного размера, взятые из гидродинамической модели (ГДМ), рассчитанной для всего месторождения. Каждый сектор характеризуется картами свойств ГДМ. Представлены результаты работы прототипа системы поддержки принятия решений по разработанному алгоритму. Разработанный прототип показал корректную работу для синтетических моделей и модели реального месторождения. Предложенный алгоритм размещения скважин показал свою работоспособность, сопоставимую с результатами гидродинамического симулятора.

Ключевые слова:

оптимальное размещение скважин, алгоритм глубокого обучения с подкреплением AlphaZero, обучение нейронной сети, гидродинамическая модель (ГДМ), оценка NPV (Net Present Value)

Abstract:

The authors of the article discuss the problem of choosing an optimal field development system and propose to use deep reinforcement training algorithms to resolve it. AlphaZero, a deep reinforcement training algorithm that has proven to be as good as an artificial intelligence for games and forresolving optimization problems in quantum optimal control theory, was taken as the initial algorithm.It is assumed that it can be no less effectivein resolving the problem of optimal placement in an irregular well grids. To determine the location of the next well, a limited number of simulations are carried out as per Monte Carlo tree; the root of which is the current sector of the field where such well selection is made. The neural network gives an evaluation of NPV for unexplored tree branches – placement options and a priori probabilities of the following actions. States are the sectors of fixed size taken from a hydrodynamic model (hereinafter HDM) calculated for the entire field. Each sector is characterized by maps with HDM properties. The paper contains the results of system prototype operation to support decision making process according to the designed algorithm. The developed prototype illustrated adequate operation of synthetic models and a model of a real field.The proposed well placement algorithm hasshown its performance, comparable to the results of hydrodynamic simulator.

Key words:

optimum placement of wells, deep learning algorithms with AlphaZero reinforcement, neural network training, hydrodynamic model (HDM), NPV (Net Present Value) evaluation

Об авторах about authors:

П.А. Лютоев1, И.А. Никишин2, И.А. Платонов2М.Т. Нухаев3, В.А. Кабанов,Р.А. Минахметов2, К.Т. Величко2/1 ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», г. Усинск, 2 ООО «Планима Трассерс», г. Самара, 3 Сибирский федеральный университет, г. Красноярск,4 АО НПФ «СИАНТ», г. Новосибирск/

P.A. Lutoev /"LUKOIL-Komi" LLC, Usinsk/

I.A. Nikishin, I.A. Platonov, T.K. Velichko, R.A. Minnakhmetov /"Planima Tracers", Samara/,

M.T. Nukhayev /Siberian Federal University, Krasnoyarsk/,

V.A. Kabanov /NPF "SIANT" JSC, Novosibirsk/,

Аннотация:

Представлена новая технология определения профиля притока при разработке нефтяных оторочек с помощью хромато-десорбционных систем, позволяющая решить одну из критических задач при использовании горизонтальных и многозабойных скважин – определение интервалов прорыва воды и газа.

Ключевые слова:

Ярейюское месторождение, разработка нефтяных оторочек, определение и мониторинг интервалов прорыва газа и воды в скважину, технология мониторинга интервалов прорыва газа и воды с помощью хромато-десорбционных систем (ХДС), технология интеллектуальных индикаторов притока, исследования горизонтальной скважины, системы интеллектуальных маркеров на скважине

Abstract:

This paper presents a new technology for determining the inflow profile during the development of oil rims using chromate desorption systems, which makes it possible to solve one of the critical problems when using horizontal and multilateral wells – determining the intervals of water and gas breakthrough.

Key words:

the Yareyuyskoye field, development of oil rims, defining and monitoring of gas and water breakthrough intervals into a well, procedure to monitor gas and water breakthrough intervals using chromato-desorption systems (CDS), procedure of smart inflow indicators, horizontal well survey, smart marker systems in a well

Об авторе about author:

И.П. Бабушкин

/АО НПП «ВНИИГИС», г. Октябрьский/

I.P. Babushkin /NPP "VNIIGIS" JSC, Oktyabursky/

Аннотация:

Описаны телеметрические системы для гидродинамических исследований скважин в процессе их эксплуатации – ТМС ГДИС «Арлан» с передачей данных по кабелю и ТМС АСИК ГДИС «Арлан» с передачей данных по беспроводному электромагнитному каналу связи для скважин, оборудованных ШГН с автономным питанием.

Ключевые слова:

телеметрические системы для гидродинамических исследований скважин ТМС ГДИС «Арлан», системы геофизического контроля процесса добычи нефти, геофизический модуль «Пласт-85-485», беспроводной электромагнитный канал связи для скважин, контроль выработки запасов скважины в режиме реального времени

Abstract:

The author describes the telemetry systems for hydrodynamic well studies during their operation, i.e. TMS GDIS "Arlan" with wireline data transmission and TMS ASIC GDIS "Arlan" with wireless data transmission via electromagnetic communication channel for wells equipped with sucker rod pumps having autonomous power supply.

Key words:

TMS GDIS "Arlan" telemetry systems for hydrodynamic well studies, geophysical controlsystems over the oil production process, "Plast-85-485" geophysical module,wireless electromagnetic communication channel for wells, on-line well monitoring over the depletion of oil reserves

Об авторах about authors:

Ю.Ф. Антонов, С.А. Лопин, А.Г. Камалутдинов, /АО «Предприятие В-1336», г. Пермь/

Д.В. Масленников/ООО «Моделирование и Прогноз»,

г. Самара/

Y.F. Antonov, S.А. Lopin, A.G. Kamalutdinov/"Company B-1336" JSC, Perm/

D.V. Maslennikov /"Model Pro" LLC, Samara/

Аннотация:

Представлены примеры практического применения алгоритмов адаптивного управления добычей. Данное EDGE-решение обеспечивает роботизацию рутинных операций по поддержанию режима работы оборудования в пределах существующих геологических и технологических ограничений и приоритетов.

Ключевые слова:

адаптивное управление фондом добывающих скважин, глубинное насосное оборудование (ГНО), дополнительный временный потенциал скважин, система «пласт – скважина – ГНО», подбор скважин-доноров, система оперативного управления фондом скважин путем автоматического регулирования добычи, интеллектуальные скважинные контроллеры (ИСК), программное решение APPROWELL, технологии «ИНДУСТРИИ 4.0», алгоритм адаптивного управления на уровне скважины и уровне куста, адаптивное управление УШГН, адаптивное управление УЭВН, адаптивное управление УЭЦН, адаптивное управление в рамках кустовой площадки

Abstract:

The article describes examples of practical application of adaptive mining control algorithms implemented at the hardware level. These EDGE solutions ensure the automation of routine operations to maintain the operating mode of the equipment, within the existing geological and technological constraints and priorities.

Key words:

adaptive management of production well stock, downhole pumping equipment (DPE), additional temporary well potential, "Formation – Well DPE" system, selection of donor wells, system of operational well fund management by automatic production regulation, smart well controllers (SWC), APPOWELL software solution, "INDUSTRY 4.0" procedures, adaptive control algorithm at the level of well and well cluster, sucker rod pumping unit adaptive control, adaptive EPC pump control, adaptive ESP control, adaptive control within the well cluster site

Об авторах about authors:

С.Г. Мухаметдинова /УдмФИЦ Уро РАН, ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр» (ИННЦ), г. Ижевск/

А.И. Коршунов, д.т.н., проф.,/Институт механики, ФГБУН «Удмуртский федеральный исследовательский центр Уральского отделения Российской Академии наук» (УдмФИЦ УрО РАН), Воткинский филиал УдГУ/

Н.О. Вахрушева, к.т.н./ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр» (ИННЦ), г. Ижевск/

S.G. Mukhametdinova /Udmurt federal researсh сenter of the Ural branсh of the Russian Aсademy of Sсienсes, "INNTs" JSС, Izhevsk/

A.I. Korshunov, DSc, Prof. Institute of Meсhaniсs, Udmurt federal researсh сenter of the Ural branсh of the Russian Aсademy of Sсienсes, Votkinsk branch of Udmurt State University N.O. Vakhrusheva, PhD /"INNTs" JSС, Izhevsk/

Аннотация:

Поднимается проблема высокой степени выработанности разведанных запасов нефти и газового конденсата в Российской Федерации. В качестве одного из способов роста эффективности добычи углеводородного сырья предлагается повышение уровня автоматизации нефтегазовых промыслов. Рассматривается классификация промыслов: типовой, цифрой и интеллектуальный. Представлена структура автоматизированной системы управления технологическими процессами нефтегазодобычи. Рассмотрены преимущества и недостатки технологий беспроводной связи WiMAX и WiFi. На примерах нефтегазовых месторождений ПАО «Удмуртнефть» имени В.И. Кудинова показано применение технологий радиодоступа WiMAX и WiFi как основы для обеспечения их автоматизации.

Ключевые слова:

добыча углеводородного сырья, автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазодобычи, применение технологий радиодоступа WiMAX и WiFi на нефтегазовых месторождениях, организация высокоскоростных каналов связи, цифровое месторождение

Abstract:

This article raises the problem of a high  degree of depletion of proven oil and gas condensate reserves in the Russian Federation. As one of the ways to increase the efficiency of hydrocarbon production, it is proposed to increase the level of automation of oil and gas fields. The classification of trades is considered: typical, digital and intellectual. The structure of the automated control system for the technological processes of oil and gas production is shown. The advantages and disadvantages of WiMAX and WiFi wireless communication technologies are considered. On the examples of oil and gas fields of PJSC "Udmurtneft" named after V.I. Kudinov shows the use of WiMAX and WiFi radio access technologies as a basis for ensuring their automation.

Key words:

production of raw hydrocarbons, automated process control system (APCS) for oil and gas production, application of WiMAX and WiFi radio access procedures at oil and gas fields, provision of high-speed communication channels, digital field

Об авторах about authors:

А.В. Федоров, В.И. Ильющенко /ООО «Газпромнефть-Восток», г. Томск/

А.С. Овчинников, К.С. Щаников /ITPS, г. Москва, г. Пермь/

A.V. Fedorov, V.I. Ilyushchenko/ООО "Gazspromneft-Vostok", Tomsk/

A.S. Ovchinnikov, K.S. Shchanikov/ITPS, Moscow, Perm/

Аннотация:

Описан практический опыт внедрения и применения технологии интегрированного моделирования (цифровой двойник) на объектах Урмано-Арчинской группы месторождений. В настоящий момент реализованное решение является ключевым инструментом Центра управления добычей (ЦУД) ООО «Газпром-нефть-Восток», который позволяет максимально эффективно использовать существующий фонд скважин и оперативно управлять технологическими режимами и событиями, влияющими на объемы извлекаемого сырья. Проект реализован в условиях большой геологической неоднородности и ряда технических неопределенностей, ограничивающих разработку.

Ключевые слова:

цифровой двойник, интегрированная модель актива, цифровое нефтегазовое месторождение, интеллектуальное месторождение, центр управления добычей (ЦУД), цифровизация месторождений

Abstract:

The article describes the practical experience of introducing and applying integrated modeling technology (digital twin) at the facilities of the Urmano-Archinsky group of fields. At the moment, the implemented solution is a key tool of the Production Management Center (PMC) of Gazpromneft-Vostok LLC, which makes it possible to use the existing well stock as efficiently as possible and promptly manage technological modes and events that affect the volume of recovered raw materials. The project was implemented in conditions of large geological heterogeneity and a number of technical uncertainties that limit development.

Key words:

digital twin, integrated asset model (IAM), digital oilfield, smart field, production management center (PMC), digitization of fields

Об авторах about authors:

В.В. Рокотянский, В.А. Ноздренков/ООО «РИТЭК», г. Волгоград/

V.V. Rokotyanskiy, V.A. Nozdrenkov/RITEK LLC, Volgograd/

Аннотация:

Рассматривается интегрированное моделирование как современная тенденция в нефтегазодобывающей области. Авторами дается определение модели, рассказывается об особенностях работы с интегрированными моделями, их практическом применении в ООО «РИТЭК» и достигнутых результатах, перечисляются преимущества такого подхода в моделировании технологических процессов.

Ключевые слова:

добыча нефти, повышение нефтеотдачи, интеллектуальное месторождение, создание интегрированных моделей («цифровых двойников») приоритетных месторождений углеводородов (УВ)

Abstract:

The article considers integrated modeling as a modern trend in the oil and gas industry. The authors define the model, describe the features of working with integrated models, their practical application in RITEK LLC and the results achieved, list the advantages of this approach in process modeling.

Key words:

oil production, enhanced oil recovery (EOR), smart field, construction of integrated models ("digital twins") for strategic priority hydrocarbon (HC) fields

Об авторах about authors:

В.Г. Солдатов, Э.Р. Шафиков/АО «НК «Конданефть», г. Ханты-Мансийск/

V.G. Soldatov, E.R. Shafikov/NK "Kondaneft" JSC, Khanty-Mansiysk/

Аннотация:

Цель статьи заключается в изучении алгоритмов нейронной сети для прогнозирования и улучшения работы нефтяных скважин. В рамках проекта использован подход прогнозирования по временным рядам. Затронуты основные проблемы выбранного метода, а также описаны перспективы развития в данном направлении.

Ключевые слова:

трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ) нефти и газа, алгоритмы нейроной сети для прогнозирования работ нефтяных скважин, информационная система МРМ – Шахматка, оптимизация работы нефтяных скважин

Abstract:

The purpose of the article is to study neural network algorithms for predicting and improving the performance of oil wells. The project used a time series forecasting approach. The main problems of the chosen method are touched upon, and the prospects for development in this direction are described.

Key words:

hard-to-recover reserves (HRR) in oil and gas, neural network algorithms to predict oil well operations, MRM – Grid-Format (Checker) information system, optimization of oil well operation

Об авторах about authors:

П.В. Чепур, к.т.н./Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень/

А.А. Колядко, к.т.н./Сургутский институт нефти и газа (филиал ТИУ в г. Сургуте), г. Сургут/

И.С. Сухачев, к.т.н./Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень/

P.V. Chepur, PhD /Industrial University of Tyumen, Tyumen/, A.A. Kolyadko, PhD/Surgut Institute of Oil and Gas (TIU branch inSurgut), Surgut/, I.S. Sukhachev, PhD/Industrial University of Tyumen, Tyumen/

Аннотация:

Определены предельно возможные величины осадки основания РВСПК-50000 при наличии зоны неоднородности, обусловленные жесткостью металлоконструкции сооружения. Для моделирования зоны неоднородности в работе использована модель Друкера – Прагера – линейного упругопластического материала с реализацией в конечно-элементном программном комплексе ANSYS.

Ключевые слова:

товарные нефтехранилища, резервуар вертикальный стальной (РВС), напряженно-деформированное состояние (НДС) резервуаров, безаварийная эксплуатация РВС, моделирование осадки фундамента РВСПК-50000, диагностические обследования РВС, усиление конструкции фундаментного кольца РВС

Abstract:

The maximum possible settlement values of the RVSPK-50000 base have been determined in the presence of heterogeneity due to the rigidity of the metal structure of the structure. To simulate the zone of inhomogeneity in the work, the Drucker-Prager model is a linear elastoplastic material using the ANSYS finite element software package.

Key words:

commodity oil storage facilities, vertical steel tank, stress-strain state of tanks, accident-free operation, modeling of settlement of the foundation, diagnostic examinations, strengthening of the design of the foundation ring

Об авторах about authors:

И.С. Сухачев, к.т.н., П.В. Чепур, к.т.н./Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень/

А.А. Колядко, к.т.н./Сургутский институт нефти и газа (филиал ТИУ в г. Сургуте), г. Сургут/

I.S. Sukhachev, PhD, P.V. Chepur, PhD /Industrial University of Tyumen, Tyumen/

A.A. Kolyadko, PhD, /Surgut Institute of Oil and Gas (TIU branch in Surgut), Surgut/

Аннотация:

Представлены основы программы для расчета импульсных перенапряжений в схемах электропитания установок центробежных насосов, предназначенных для добычи нефти. Разработаны схема замещения системы «трансформатор – питающий кабель – погружной электродвигатель» и ее имитационная модель, на базе которой предложена методика расчета импульсных воздействий. Установлены частотные и временные характеристики входных перенапряжений электрооборудования.

Ключевые слова:

импульсные перенапряжения в системе электропитания погружного асинхронного электродвигателя (ПЭД), изменения напряженности магнитного поля трансформаторов установок электроцентробежных насосов добычи нефти, математическая модель и метод частотного расчета импульсных процессов системы электроснабжения, насыщение магнитных систем электрооборудования

Abstract:

The article presents the basics of a program for calculating pulse surge in power supply schemes of centrifugal oil production pumps is considered. A scheme of replacing the system "transformer-supply cable-immersion motor" and corresponding simulation model have been developed, on the basis of which a method for calculating pulse effects has been proposed. The obtained frequency and time-response characteristics of the input overvoltage of electrical equipment.

Key words:

impulse overvoltages in the power supply system of a submersible asynchronous electric motor, changes in the magnetic field strength of transformers of electric submersible pumps for oil production, mathematical model and method for frequency calculation of impulse processes of the power supply system, saturation of magnetic systems of electrical equipment.