Об авторе about author:

Д.В. Ефимов /ООО «РН-БашНИПИнефть», г. Уфа/

D.V. Efimov /"RN-BashNIPIneft" LLC, Ufa/

Аннотация:

Представлены результаты систематизации и анализа опыта применения интегрированного моделирования при решении различных проектных и производственных задач, начиная от этапа проектирования до оперативного управления месторождением. Приведено сопоставление интегрированного моделирования с традиционным последовательным подходом к моделированию, определены ключевые особенности и достоинства интегрированного моделирования. Выполнен анализ этапов рабочего процесса интегрированного моделирования и возникающих вопросов, которые требуют решения при создании интегрированной модели. По результатам анализа практического опыта применения интегрированного моделирования дана оценка необходимости применения такого рода моделей. Представлен спектр наиболее используемых типов расчетных моделей для различных технологических блоков. Определен жизненный цикл интегрированной модели, начиная с ее создания, в частности, на этапе проектирования, с продолжением ее использования при проектировании и оперативном управлении цифровым месторождением с последующими итерационными этапами ее актуализации. Затронуты моменты формирования соответствующей ИТ - и технической инфраструктуры для обеспечения жизнедеятельности цифрового месторождения на базе интегрированной модели.

Ключевые слова:

интегрированное моделирование, интегрированная модель, интегрированная цифровая информационная модель (ИЦИМ), проектирование месторождения, оперативное управление месторождением, цифровое месторождение, инфраструктура цифрового месторождения, управление цифровым месторождением

Abstract:

The results of systematization and analysis of the experience of using complex modeling in solving various design and production problems, solved from the design stage to operational management of the field, are presented. The comparison of integrated modeling with the traditional sequential approach to modeling is given, the key features and advantages of inte grated modeling are identified. An analysis of the stages of the integrated modeling workflow and emerging issues that need to be addressed when creating an integrated model was carried out. Based on the results of the analysis of prac tical experience in the application of complex modeling, an assessment is made of the need to use such models. The spectrum of the most used types of computational models for various tech nological blocks is presented. The life cycle of an integrated model is determined, starting from its creation, in particular at the design stage, continuing its use in the design and oper ational management of the digital field, with subsequent iterative stages of its actualization. The moments of the formation of the appropriate IT and technical infrastructure to ensure the life of the digital field on the basis of an integrated model are touched upon.

Key words:

integrated modeling, integrated model, integrated digital information model (IDIM), field design, operational field management, digital field, digital field infrastructure, digi tal field management

Об авторе about author:

Т.Н. Дрынкина /АО «Гипровостокнефть», г. Самара /

T.N. Drynkina /"Giprovostokneft" JSC, Samara/

Аннотация:

Особенности обустройства месторождений нефти и газа в нашей стране, связанные с суровым климатом, отсутствием инфраструктуры, сложными геологическими условиями, предъявляют особые требования к способам обустройства, методам защиты от производственных опасностей, а также методам сбора и обработки информации о производственных процессах Этим обусловлена необходимость увеличения объема информации для нефтегазовых компаний, эксплуатирующих одно или несколько крупных месторождений, в состав которых входят не только кустовые площадки, но и установки по подготовке нефти и газа, а также сооружения для внешнего транспорта готовой продукции.

Ключевые слова:

цифровое месторождение, проектирование цифрового месторождения, функции цифрового месторождения, мониторинг режимов работы скважин, мониторинг состояния оборудования на кустовой площадке, система мониторинга на трубопроводах системы сбора, система мониторинга на пункте сбора и подготовки нефти и газа, управление процессами добычи нефти и газа

Abstract:

The peculiarities of the development of oil and gas fields in our country, associated with the harsh climate, lack of infrastructure, difficult geological conditions, impose special require ments on the methods of arrangement, methods of protection from industrial hazards, as well as methods of collecting and processing information about production processes. These challenges are consistent with increased requirements for the amount of information that is needed by oil and gas companies operating one or more large fields, which include not only cluster sites, but also oil and gas treatment plants, as well as facilities for external transportation of finished products.

Key words:

digital field, digital field design, digital field functions, monitoring of well opera tion modes, monitoring of cluster pad equipment status, monitoring system at well product pipeline gathering system, monitoring system at oil and gas gathering and treatment station, management of oil and gas production processes

Об авторах about authors:

Н.А. Еремин, д.т.н., проф., В.Е. Столяров, н.с., член НТС ПАО «Газпром» Е.А. Сафарова, н.с. /ФГБУН «Институт проблем нефти и газа Российской

академии наук» (ИПНГ РАН), г. Москва/

N.A. Eremin, DSc, Prof., V.E. Stolyarov, Researcher, Member of the Scientific and Technical Council of "Gazprom" PJSC, E.A. Safarova, Researcher /FSBI Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences, Moscow/

Аннотация:

Описана технология построения модели цифрового месторождения на основе информации с волоконно-оптических линий на нефтегазовых месторождениях и объектах инфраструктуры. Приведенные материалы показывают, что в настоящее время имеется реальная возможность обеспечить переход к цифровым технологиям для создания высокопроизводительной интеллектуальной системы управления фондом скважин. Особенно эффективны технологии в условиях заключительной стадии эксплуатации и наличия технологических и геологических ограничений. Широкое внедрение сенсорных технологий в нефтегазодобыче позволяет сформировать основы цифрового и технологического лидерства нефтегазовой отрасли, создать фонд высокоэффективных эксплуатационных скважин, обеспечить ежегодный прирост запасов углеводородов.

Ключевые слова:

цифровая скважина, волоконно-оптическая линия связи (ВОЛС), скважинная оптоволоконная система измерения, обустройство высокотехнологичной цифровой скважины, единая геолого-цифровая модель месторождения, интегрированная модель нефтегазового месторождения, гибридные внутрискважинные и геофизические оптические кабели, эмиссионная сейсмическая томография, цифровая секционная донная сейсмокоса, шельфовая сейсмическая разведка, волоконно-оптические кабели на магистральных трубопроводах, оптиковолоконная система на газопроводе, мониторинг несанкционированного доступа к объектам инфраструктуры месторождения

Abstract:

The theses describe the technology of construct ing field model based on information from fiber-optic lines at oil and gas fields and infra structure facilities. These materials show that there is currently a real opportunity to ensure the transition to digital technologies to create a high-performance intelligent well fund manage ment system. Technologies are especially effec tive in the conditions of the final stage of opera tion and the presence of technological and geo logical limitations. The widespread introduction of sensor technologies in oil and gas production makes it possible to form the foundations of dig ital and technological leadership in the oil and gas industry, create a fund of high- production wells, and ensure an annual increase in hydro carbon reserves.

Key words:

digital well, fiber-optic communica tion line, downhole fiber-optic measurement system, high-tech digital well con struction, unified geological and digital field model, integrated oil and gas field model, hybrid down hole and geophysical optical cables, emission seismic tomogra phy, digital sectional bottom seis mic streamer, offshore seismic exploration, fiber optic cables on main pipelines, fiber-optic system on a gas pipeline, monitoring of unauthorized access to field infra structure facilities

Об авторах about authors:

Н.А. Еремин, д.т.н., проф., В.Е. Столяров, н.с., член НТС ПАО «Газпром» /ФГБУН «Институт проблем нефти и газа Российской академии наук» (ИПНГ РАН), г. Москва/

N.A. Eremin, DSc, Prof., V.E. Stolyarov, Researcher, Member of the Scientific and Technical Council of "Gazprom" PJSC /FSBI Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences, Moscow/

Аннотация:

Наличие единой унифицированной программно-аппаратной платформы и информационного пространства позволяет обеспечить основные решения по созданию высокорентабельных роботизированных производств, а также предусмотреть поэтапное развитие технологического комплекса до уровня цифрового нефтегазового месторождения. Комплексное применение цифровых технологий и алгоритмов эффективного управления как основы оптимизации затрат обеспечивает возможность удаленного управления объектами нефтегазового производства. Приведенные решения особенно эффективны в регионах со сложными природно-климатическими условиями или неразвитой инфраструктурой, при обустройстве шельфовых и морских месторождений. В случае ограниченных финансовых ресурсов приоритетным направлением является поэтапное внедрение элементов цифрового месторождения, что обеспечивает существенное сокращение временных и финансовых затрат по внедрению цифровых технологий управления и регулирования от момента постановки задачи до ее полной реализации.

Ключевые слова:

цифровизация нефтегазовой отрасли, удаленное управление объектами нефтегазового производства, Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), газовый промысел (ГП), интегрированная модель месторождения, управление территориально разнесенными объектами добычи на основании цифровых двойников, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора газового промысла, интегрированная автоматизированная система управления технологическим процессом (ИАСУ ТП), комплексная автоматизация газового промысла, создание цифрового двойника нефтегазового объекта в режиме реального времени, алгоритм реализации цифрового месторождения

Abstract:

The presence of a single unified software and hardware platform and information space allows us to provide basic solutions for the creation of highly profitable robotic produc tions, as well as to provide for the gradual development of the technological complex to the level of an digital oil and gas field. The integrated application of digital technologies and effective management algorithms as the basis for cost optimization provides the pos sibility of remote management of oil and gas production facilities. These solutions are especially effective in regions with difficult climatic conditions or undeveloped infra structure, the development of offshore and offshore fields. In the case of limited finan cial resources, the priority areas are the phased introduction of elements of an digital field, which provides a significant reduction in time and financial costs for the introduc tion of digital management and regulation technologies from the moment of setting the task to its full implementation.

Key words:

digitalization of the oil and gas industry, remote con trol of oil and gas production facilities, Bovanenkovo oil and gas condensate field, gas field, integrated field model, manage ment of geographically dispersed production facilities based on digital twins, automated work station of a gas field operator, integrated automated system process control, complex auto mation of gas production, creation of a digital twin of an oil and gas facility in real time, algorithm for the implementation of a digital field

Об авторах about authors:

С.Г. Мухаметдинова1,2, А.И. Коршунов2,3,4, д.т.н., проф.,Н.О. Вахрушева1, к.т.н.,  Т.Н. Иванова3,2,5, д.т.н., проф5./1 ЗАО «ИННЦ», г. Ижевск, 2 УдмФИЦ Уро РАН, г. Ижевск, 3 Институт механики, г. Ижевск, 4 Воткинский филиал УдГУ, г. Воткинск, 5 Чайковский филиал ФГАОУ ВО «Пермский национальный исследовательский политехнический университет», г. Чайковский/

S.G. Mukhametdinova1,2, A.I. Korshunov2,3,4, DSc, Prof., N.O. Vakhrusheva1, PhD, T.N. Ivanova3,2,5, DSc, Prof./ 1 "INNTs" СJSС, Izhevsk, 2 Udmurt federal researсh сenter of the Ural branсh of the Russian Aсademy of Sсienсes, Izhevsk, 3 Institute of Meсhaniсs, Izhevsk, 4 Votkinsk branch of Udmurt State University, Votkinsk, 5 Tchaikovsky branch of the Federal State Autonomous Educational Institution of Higher Education "Perm National Research Polytechnic University", Tchaikovsky/

Аннотация:

Рассматривается проблема цифровизации нефтегазодобывающих предприятий в Российской Федерации и в ряде других стран мира. Описаны цифровые и интеллектуальные месторождения. В статье показана степень выработанности разведанных запасов нефти и газового конденсата в Российской Федерации на 2021 г. При этом в залежах остаются огромные объемы трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ). Одним из направлений повышения эффективности эксплуатации существующих и перспективных нефтегазовых месторождений является их цифровизация и интеллектуализация. В статье приводится информация о запуске пилотного проекта «Цифровое месторождение» на базе Илишевского месторождения АО «Башнефть» ПАО «НК «Роснефть». Описан «интеллектуальный промысел», приведена классификация месторождений. Пред ставлена концепция интеллектуального месторождения с дополнительным циклом сбора, обработки и управления в блоке интеллектуализации нижнего уровня скважины (БИНУС). Следующим этапом развития процесса цифровизации добывающих месторождений является их интеллектуализация путем внедрения технологий машинного обучения, нейронных сетей и искусственного интеллекта, в том числе с целью автоматизации процессов принятия решений в критических ситуациях.

Ключевые слова:

трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ), месторождения на поздней стадии разработки, цифровые технологии в нефтегазодобыче, цифровые информационные системы (ЦИС), ЦИС «Мехфонд», управление механизированным фондом скважин, цифровое месторождение (ЦМ), интеллектуальное месторождение, технологии строительства цифровых нагнетательных и добывающих скважин, «Интеллектуальный промысел» (ИП), пилотный проект «Цифровое месторождение» на Илишевском месторождении, интеллектуальная система мониторинга трубопроводов, блок интеллектуализации нижнего уровня скважины (БИНУС), концепция интеллектуального месторождения с блоком БИНУС, технологии машинного обучения, нейросетевые технологии, нефтегазовое месторождение с элементами искусственного интеллекта

Abstract:

The article examines the digitalization of oil and gas producing enterprises in the Russian Federation and in the world. Digital and intelligent fields are described. The article shows the degree of deple tion of proven oil and gas condensate reserves in the Russian Federation for 2020. At the same time, huge volumes of hard-to-recover reserves (HtoRR) remain in the deposits. Оne of the ways to improve the efficiency of existing and promising oil and gas fields is their digitalization and intellectualization. The article provides information about the launch of the pilot project «Digital Field» based on the Ilishevskoye field of JSC Bashneft by PJSC NK Rosneft. The «intellectual fishery» is described, the classification of deposits is given. The concept of an intelligent field with an additional cycle of col lection, processing and control cycle in the Intellectualization Unit of Lower Level Well (IU of LLW) is described. The next stage in the develop ment of the digitalization process of producing fields is their intellectualization by introducing machine learning technologies, neural networks and artificial intelligence, including with the aim ofautomating decision-making processes in critical situations

Key words:

hard-to-recover reserves (HRR), fields at a late stage of their development, digital technologies in oil and gas production, digital information systems (DIS), DIS "Mekhfond", monitoring over the operation of smart field, technologies to construct digital injection and production wells, "Smart field" (SF), “Digital Field” pilot project at Ilishevskoye field, smart pipeline monitoring system, smart block for the bottom section of a well (BINUS), the concept of smart field equipped with BINUS block, machine learning technologies, neuro-network technologies, oil and gas field with elements of artificial intellect

Об авторах about authors:

А.В. Шпильман, И.Ю. Погорельцева /ООО «СибГеоПроект», г. Тюмень/

A.V. Shpilman, I.Yu. Pogoreltseva /"SibGeoProject" LLC, Tyumen/

Аннотация:

Главной идеей интеллектуального месторождения является интеграция технологий, производственных процессов и управленческих решений в едином информационном пространстве. Система мониторинга недропользования является одним из важных Широкий спектр инструментов сопровождает пользователей при выполнении повседневных задач и принятии управленческих решений на всех стадиях жизненного цикла месторождения.

Ключевые слова:

интеллектуальное месторождение, жизненный цикл месторождений, технология геоинформационных систем (ГИС), система мониторинга недропользования (СМН), геоинформационная платформа НАШа ГИС, принятие управленческих решений на всех стадиях жизненного цикла месторождения

Abstract:

The main idea of digital field concept is integration of technologies, production process and management solutions in common information space. Subsoil Management System is essential component of digital field. Wide range of pro gram instruments provides the customer with options convenient in everyday activity and man agement decision making during lifecycle of field.

Key words:

smart fields, life cycle of the fields, technology of geoinformation systems (Well Survey System), subsurface operation monitoring system (SMS), NASHA GIS geoinformation plat form, management decision-making at all stages of field life cycle

Об авторах about authors:

А.Г. Жуков /ООО «Иркутская нефтяная компания», г. Иркутск/

Д.В. Масленников /ООО «Моделирование и прогноз», г. Самара/

A.G. Zhukov /Irkutsk Oil Company LLC, Irkutsk/

D.V. Maslennikov /"Modeling And Prediction" LLC, Samara/

Аннотация:

Раскрывается вопрос использования цифрового двойника актива как одного из подходов управления нефтегазовым активом на основе данных. Рассматривается отличие цифрового двойника от интегрированной модели и акцентируется внимание на важности подготовки данных.

Ключевые слова:

большие данные, роботизация рутинных операций, алгоритмы искусственного интеллекта, Индустрия 4.0, робот-обходчик, мониторинг работы оборудования на опасных производственных объектах, построение цифровых двойников актива, цифровой двойник месторождения, машинное обучение, интегрированная модель месторождения

Abstract:

The article reveals the issue of using the digi tal twin of an asset as one of the approaches to managing an oil and gas asset based on data. The difference between the Digital Twin and the integrated model is considered and attention is focused on the importance of data preparation.

Key words:

big data, robotization of rou tine operations, algorithms of artificial intelligence, Industry 4.0, equipment inspection robot, monitoring of equipment operation at hazardous production facili ties, construction of digital asset twins, digital twin-field, machine learning, inte grated field model

Об авторах about authors:

С.Г. Мухаметдинова1,2, А.И. Коршунов2,3,4, д.т.н., проф., Н.О. Вахрушева1, к.т.н. /1 ЗАО «ИННЦ», г. Ижевск,2 УдмФИЦ Уро РАН, г. Ижевск, 3 Институт механики, г. Ижевск, 4 Воткинский филиал УдГУ, г. Воткинск/

S.G. Mukhametdinova1,2, A.I. Korshunov2,3,4, DSc, Prof., N.O. Vakhrusheva1, PhD /1 "INNTs" СJSС, Izhevsk, 2 Udmurt federal researсh сenter of the Ural branсh of the Russian Aсademy of Sсienсes, Izhevsk, 3 Institute of Meсhaniсs, Izhevsk, 4 Votkinsk branch of Udmurt State University, Votkinsk/

Аннотация:

Рассмотрена задача автоматизации типового куста нефтегазодобывающих скважин. При огромном количестве нефтегазодобывающих скважин, эксплуатируемых в России и в мире в целом, данная задача является актуальной и имеет под собой необходимое экономическое обоснование. В статье приведена карта функционирующих перспективных цифровых месторождений, расположенных в РФ. Проанализированы сигналы системы телемеханики, поступающие с добывающих скважин, оснащенных штанговыми глубинными насосами (ШГН) и электроприводными центробежными (ЭЦН). Предложен объем автоматизации для цифровых добывающих скважин. Показано, что предложенный объем автоматизации позволяет заменить функционал оператора по сбору данных с добывающих скважин (параметры: затрубное давление, динамометрирование) работой системы телемеханики в автоматическом режиме, что является экономически целесообразным.

Ключевые слова:

механизированный способ эксплуатации, цифровое месторождение, усовершенствование системы автоматизации типового куста нефтегазодобывающих скважин, создание цифрового куста скважин, мониторинг и управление цифровым кустом скважин, автоматизация и телемеханизация нефтяных скважин с ШГН и ЭЦН, анализ сигналов телемеханики от автоматизированных добывающих скважин, система телемеханики на цифровом кусте нефтегазодобывающих скважин

Abstract:

The article considers the task of automating a typical cluster of oil and gas wells. With a huge number of oil and gas wells operating in Russia and in the world as a whole, this task is relevant and has the necessary eco nomic justification. The article provides a map of func tioning promising digital fields located in the Russian Federation. The article analyzes the signals of the tele mechanics system coming from production wells equipped with sucker rod pumps and electric centrifugal pumps. The volume of automation for digital production wells is proposed. It is shown that the proposed scope of automation makes it possible to replace the function ality of the operator for collecting data (annulus pres sure, dynamometer) from production wells with the operation of the telemechanics system in automatic mode, which is economically feasible.

Key words:

artificial lift production method, digital field, automation system improvement for a typical pad with oil and gas production wells, designing digital well pad, monitoring and control at digital well pad, automa tion and telemetry of oil wells equipped with sucker rod and electric centrifugal pumps, analysis of telemetry signals incoming from automated production wells, telemetry system at a digital pad with oil and gas production wells

Об авторах about authors:

Д.В. Масленников /ООО «Моделирование и прогноз», г. Самара/

В.В. Баушин /ООО «Импел», г. Казань/

Р.Г. Рамазанов, к.т.н. /ООО «Нефтегазовый НИЦ МГУ имени М.В. Ломоносова», г. Москва/

А.Д. Рыков/г. Москва/

D.V. Maslennikov /"Modeling And Prediction" LLC,

Samara/, V.V. Baushin /"Impel" LLC, Kazan/

R.G. Ramazanov, PhD /"Oil And Gas Research Center Lomonosov Moscow State University" LLC, Moscow/

A.D. Rykov /Moscow/

Аннотация:

Представлен авторский подход к прогнозу вероятности успешности гидроразрыва пласта (ГРП) методами машинного обучения. Решены задачи по анализу и предобработке данных, отбору значимых признаков и их генерации с учетом онтологических знаний о физических процессах в нефтегазовой отрасли. Проведен факторный анализ успешности мероприятия, результатом которого стала интерпретируемая модель дерева решений, позволяющая наглядно оценить результат. Дополнительно построена неинтерпретируемая модель на основе градиентного бустинга, имеющая более высокую прогностическую способность. Решение может быть масштабировано и интегрировано в ландшафт предприятия, что позволит в онлайн-режиме прогнозировать успешность ГРП с точностью порядка 85 %. Прототип протестирован на исторических промысловых и технологических данных месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Ключевые слова:

успешность гидроразрыва пласта (ГРП), модель машинного обучения для прогнозирования вероятности успешности ГРП, алгоритм для интерпретации моделей машинного обучения, алгоритм машинного обучения бинарное дерево решений, алгоритм машинного обучения градиентный бустинг, факторный анализ, оценка точности модели машинного обучения, кросс-валидация

Abstract:

The article presents the author's approach to predicting the probability of success of hydraulic fracturing (HF) using machine learning methods. The tasks of analyzing and prepro cessing data, selecting significant features and generating new ones have been solved, taking into account ontological knowledge about physical processes in the oil and gas indus try. The factor analysis of the success of the event has been carried out, the result of which is an interpretable decision tree model that allows the specialist to visually assess the likelihood of the result. In addition, a non-interpretable grad ent boosting model has been built. The solution can be scaled and integrated into the landscape of the enterprise, which will allow online prediction with an accuracy of about 85 % without model maintenance. The prototype was tested on the historical production and technological data of the fields located in the West Siberian oil and gas province.

Key words:

success in hydraulic fracturing (HF), model of machine learning to predict the probability of hydraulic frac turing success, algorithm to interpret machine learning mod els, machine learning algorithm, binary decision-making tree, machine learning algorithm, gradient boosting, factor analy sis to evaluate the accuracy of machine learning model, cross-validation.

Об авторах about authors:

А.Н. Грызлов, PhD, C.C. Сафонов, /ООО «Арамко Инновейшнз», г. Москва/

М. Арсалан /Сауди Арамко, Дахран, Саудовская Аравия/

A.N. Gryzlov, PhD, S.S. Safonov /Aramco Innovations, Moscow/, M. Arsalan /Saudi Aramco, Dhahran, Saudi Arabia/

Аннотация:

Обеспечение точных измерений расходов флюидов, добываемых из скважины, всегда вызывало практический интерес в нефтегазовой отрасли. За последние десятилетия подход, основанный на использовании сепараторов, сместился в сторону применения устройств многофазной расходометрии, когда измерения проводятся непрерывно без физического разделения потока на составляющие фазы. В настоящее время известно несколько типов многофазных расходомеров, но в целом такие устройства не в состоянии обеспечить требуемую точность во всем диапазоне свойств флюидов и рабочих условий, и кроме того, они достаточно дороги в эксплуатации. Это стало главной причиной поиска альтернативных измерительных решений. В частности, развитие цифровых технологий, а также появление доступных датчиков с их широким применением в системах добычи нефти и газа привело к экспоненциальному росту доступных данных, получаемых со скважины. Такие данные, объединенные особым образом со специализированным вычислительным алгоритмом, могут способствовать получению информации о многофазных расходах. Этот метод, также известный как виртуальная расходометрия (ВР), является перспективным направлением, способным устранить недостатки традиционных измерений и обеспечить дополнительную функциональность, например, непрямую оценку расходов на забое. В работе демонстрируются основные проблемы классической многофазной расходометрии, а также рассматриваются основные подходы к цифровизации таких измерений.

Ключевые слова:

определение количества добываемой нефти, многофазный поток, многофазный расходомер, измерение необработанного многофазного потока, виртуальная расходометрия (ВР), алгоритм искусственного интеллекта для виртуальной расходометрии, методы виртуальной расходометрии

Abstract:

The accurate measurement of multiphase rates of pro duced oil, water and gas has always been a significant challenge to the oil and gas industry. Over the last few decades, the traditional approach of using test separa tors has gradually been replaced by multiphase flow meters, which offer continuous monitoring of multi phase rates in real-time, without separating phases. Currently, there are multiple technologies available on the market, but multiphase flow meters generally are uncapable to handle all range of fluid properties and operating conditions with satisfactory accuracy in addi tion to being expensive to purchase and maintain. The last point has motivated the oil and gas industry to seek other alternative metering technologies. In particular, the emergence of cheap sensors and their widespread installation in production systems has led to an expo nential increase in data availability obtained from a well. These data combined with a dedicated mathemat ical algorithm can facilitate the extraction of actionable information relevant to multiphase flow rates. This methodology, which is also known as a Virtual Flow Metering (VFM), is a promising tool which is capable to mitigate the disadvantages of conventional multiphase flow metering and provides the functionality which was not previously available, such as an estimation of downhole flow rates. The objective of this review paper is to outline the current challenges within multiphase flow measurements and to introduce the most promis ing digital techniques.

Key words:

determination of produced oil rate, multi phase flow, multiphase flow meter, measurement of unconditioned multiphase flow, virtual flow metering (VFM), artificial intelligence algorithm for virtual flow metering, virtual flow metering methods

Об авторе about author:

Е.А. Палагушкина /ООО «УралГео», г. Пермь/

E.A. Palagushkina /"UralGeo" LLC, Perm/

Аннотация:

В настоящее время большое внимание уделяется созданию цифровых информационных моделей объектов, а также оценке влияния дефектов на надежность резервуаров, позволяющей принимать оптимальные проектные решения при их капитальном ремонте. Метод наземного лазерного сканирования позволяет создать модель, реально отражающую геометрию и напряженно-деформированное состояние резервуара.

Ключевые слова:

наземное лазерное сканирование при капитальном ремонте резервуаров, влияние дефектов на надежность резервуаров, цифровая информационная модель резервуаров, резервуары с плавающей крышей, определение отклонений стенок резервуара от вертикали, сканирование для создания цифровой информационной модели резервуара

Abstract:

Currently, much attention is paid to the creation of digital information models of objects, and the assessment of the impact of defects on the reli ability of tanks, which allows making optimal project solution during their overhaul. The meth od of ground laser scanning allows creating a model that really reflects the geometry and stress-strain state of the tank.

Key words:

ground-based laser scanning during overhauling of tanks, the effect of defects on tanks reliability, digital information model of tanks, tanks with floating roof, determination of tanks wall deviations from vertical, scanning to create a tank digital information model

Об авторах about authors:

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

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

P.V. Chepur, PhD, Associate Prof., A.A. Tarasenko, I.S. Sukhachev, PhD, Associate Prof. /Tyumen Industrial University, Tyumen/

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

Аннотация:

Рассмотрен вопрос создания конечно-элементной модели резервуара РВС-20000 для его подъема гидродомкратами. Предложена расчетная схема для случая равномерного подъема резервуара. Смоделированы дополнительные усиливающие металлоконструкции РВС для подъема – вертикальные рамы жесткости, усиливающее кольцо жесткости, косынки и подкосы для предотвращения возникновения предельных деформаций. Определена величина усилия от одного гидродомкрата при равномерном подъеме РВС- 20000 на величину 100 мм. Выполнен расчет напряженно-деформированного состояния (НДС) резервуара при равномерном подъеме всего корпуса РВС. Установлены участки с максимальными напряжениями, проанализированы действующие эквивалентные напряжения в различных конструкциях РВС. Доказано, что полученная модель может быть использована в качестве расчетно - теоретической основы для создания методики оценки НДС резервуара при подъемных операциях.

Ключевые слова:

вертикальные стальные резервуары (РВС), неравномерная осадка РВС, способ подъема РВС с применением системы гидродомкратов, напряженно- деформированное состояние (НДС) резервуара, моделирование усиливающих конструкций для подъема резервуара

Abstract:

The article considers the issue of creating a finite element model of the RVS-20000 tank for lifting it with hydraulic jacks. A computational scheme for detecting an unexpected rise in a reservoir is pro posed. The reinforcing metal structures of the RVS for lifting are modeled: vertical stiffening frames, reinforcing stiffening ring, scarves and struts to prevent the occurrence of ultimate deformations. A certain amount of increase from 1 hydraulic jack with a quick rise of the RVS-20000 to 100 mm. Calculation of Stressed-Deformed State (SDS) of the tank was performed with the proportionate rise of VST body as a whole. Sections with maxi mum stresses are established, effective equiva lent stresses in various RVS designs are analyzed. It is proved that the model obtained can be used as a theoretical basis for creating a methodology for assessing the SDS of a reservoir during lifting operations.

Key words:

vertical steel tanks (VST), VST uneven setting down, method of rise VST using a system of hydraulic jacks, Stressed-Deformed State (SDS) of the tank, modeling of reinforcing structures for rise the tank

Об авторах about authors:

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

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

I.S. Sukhachev, PhD, Associate Prof., S.V. Sidorov, P.V. Chepur, PhD, Associate Prof. /Tyumen Industrial University, Tyumen/

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

Аннотация:

Работа посвящена совершенствованию системы заземления машинных залов нефтеперекачивающих станций, являющихся одними из главных элементов в системе трубопроводного транспорта нефти. Среди причин значительных непроизводственных потерь и снижения объема перекачки нефти – повреждение электродвигательных агрегатов, что приводит к значительным финансовым издержкам. В нормативной документации допустимое сопротивление системы заземления регламентируется по постоянному току без учета частотной зависимости электрических свойств грунта. Следовательно, актуальны исследования, направленные на оценку величины сопротивления системы заземления во всем частотном диапазоне грозового импульса. Цель работы заключается в оценке сопротивления системы заземления машинного зала нефтеперекачивающей станции в частотном диапазоне грозового импульса. В рамках исследования разработана имитационная модель системы заземления машинного зала нефтеперекачивающей станции в многослойном грунте. Получены амплитудно-частотные характеристики удельного сопротивления различных типов многослойных грунтов. Установлено, что учет указанных характеристик существенно влияет на эффективность системы заземления машинного зала при частотах грозового импульса выше 1 МГц.

Ключевые слова:

системы заземления на нефтегазовых объектах, системы заземления молниезащиты машинного зала нефтеперекачивающей станции, заземляющее устройство, имитационная модель системы заземления машинного зала нефтеперекачивающей станции

Abstract:

The work is devoted to the improvement of ground ing system of machine rooms of oil pumping stations, which are one of the main elements in the system of oil pipeline transport. Among the reasons of significant non-productive losses and reduction of oil pumping volume is damage of electric motor units, which leads to significant financial costs. In the normative documentation the admissible resis tance of the grounding system is regulated by the direct current without taking into account the fre quency dependence of the electrical properties of the ground. Therefore, studies aimed at assessing the value of the grounding system resistance in the entire frequency range of the lightning impulse are relevant. The aim of the work is to assess the resis tance of the grounding system of the oil pumping station machine room in the frequency range of the lightning impulse. As part of the work, a simulation model of the grounding system of an oil pumping station machine room in a multilayer ground was developed. Amplitude-frequency characteristics of the resistivity of different types of multilayer ground were obtained. It was found that taking into account these characteristics significantly affects the effec tiveness of the grounding system of the machine room at lightning impulse frequencies above 1 MHz.

Key words:

earthing systems at oil and gas facili ties, lightning protection and earthing systems in mechanical equipment rooms of oil pumping station, earthing device, simulation model of earthing sys tem in mechanical equipment rooms of oil pumping station

Об авторе about author:

И.О. Разов, к.т.н., доцент /ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет», г. Тюмень/

I.O. Razov, PhD, Associate Prof. /Tyumen Industrial University, Tyumen/

Аннотация:

Проводится сравнение методов учета давления грунта на внешнюю поверхность магистрального тонкостенного трубопровода большого диаметра. Грунт представлен в виде двусвязной упругой модели Фусса-Винклера. Жесткость грунта определяется коэффициентом постели, в зависимости от значений исследуются пески свеженасыпанные и уплотненные. Первый метод учета внешнего давления основан на решении контактной задачи, где трубопровод представляет собой жесткий диск, вдавливаемый в грунт, давление грунта распределено по узкой полосе контакта, определяются сектор и глубина вдавливания, а само давление описывается импульсной функцией. Второй метод рассматривает внешнее давление грунта, распределенное в области от -90 до +90 градусов. В зависимости от угла и последующего интегрирования решения, полученная формула описывает давление грунта на стенку трубы при любом секторе вдавливания. Задачи решаются при помощи рядов Фурье. Полученные решения позволяют учесть влияние внешнего давления грунта на внешнюю поверхность трубопровода, а затем и на частоты свободных колебаний. Проведено сравнение методов и установлены границы применимости решений. Решения представлены в аналитическом виде, просты в применении и имеют возможность верификации.

Ключевые слова:

магистральные трубопроводы, наземный тип прокладки трубопровода, расчеты при наземной прокладке трубопроводов, решение контактной задачи трубопровода, ряды Фурье, расчетная модель трубопровода, вдавливание трубопровода в подстилающий слой грунта, давление грунта на контактной поверхности трубопровода

Abstract:

In the presented work, a comparison is made of methods for considering soil pressure on the outer surface of a large-diameter thin walled main pipeline. The soil is represented as a doubly connected elastic Fuss-Winkler model. The stiffness of the soil is determined by the coefficient of the bed, depending on the values, freshly poured and compacted sands are examined. The first method for accounting for external pressure is based on solving the contact problem, where the pipe line is a hard disk pressed into the soil, the soil pressure is distributed over a narrow contact band, the sector and depth of the indentation are determined, and the pressure itself is described by an impulse function. The second method describes the external earth pressure distributed in the area from -90 to +90 degrees. Depending on the angle and sub sequent integration of the solution, the result ing formula describes the soil pressure on the pipe wall for any indentation sector. Problems are solved using Fourier series. The obtainedsolutions make it possible to consider the influ ence of the external soil pressure on the outer surface of the pipeline, and then on the frequen cies of free vibrations. Methods are compared and limits of applicability of solutions are estab lished. The solutions are presented in an analyti cal form, are easy to use and have the possibility of verification.

Key words:

trunk pipelines, surface type of pipeline construction, calculations for surface type pipeline construction, solution of pipeline contact issue, Fourier series, pipeline design model, pipeline indentation into the underlying layer of soil, soil pressure upon the pipeline con tact surface