Проведен анализ текущего состояния оптикализации месторождений нефти и газа в России. Обобщен опыт оптикализации скважинных сенсорных систем. Выявлены основные характеристики оптических скважинных сенсорных систем. Представлены сравнительные характеристики типовых, цифровых, оптических и интеллектуальных месторождений. Выявлены основные перспективные тренды в развитии оптикализации нефтегазовых месторождений.
В современных экономических условиях все большую значимость приобретает применение современных методов исследований в области технико-экономической оценки вариантов разработки месторождений нефти и газа. В связи с эим в статье рассматривается подход технико-экономической оценки Ольховского месторождения. Месторождение по величине начальных извлекаемых запасов относится к категории "средних" со сложным геологическим строением.
В декабре 2018 г. исполняется пять лет с начала арктической добычи нефти на Приразломном морском нефтяном месторождении. В статье рассмотрена история проектирования разработки месторождения Приразломного ведущими институтами ИПНГ РАН, ВНИИнефть и ВНИИгаз. Описаны основные инновационные решения по разработке Приразломного месторождения, где впервые в мире был осуществлен процесс заводнения с самого начала разработки, а также применена система приконтурного заводнения горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами.
Рассмотрены основные проблемы создания цифрового двойника в нефтегазовом производстве. Дана характеристика нефтегазового цифрового двойника. Перечислены возможные области применения цифровых двойников в нефтегазовом деле. Обоснована актуальность применения цифровых двойников в нефтегазовом производстве (цифровой двойник морской платформы и подводно-добычного комплекса, нефтепровода и газопровода).
Статья посвящена истории проектирования разработки Приразломного нефтяного месторождения, расположенного в юго-восточной части Печорского моря. 19 декабря 2018 г. исполняется пять лет с начала арктической добычи нефти на этом месторождении. Созданное по распоряжению Правительства РФ ЗАО Российская компания по освоению шельфа осуществляло функции оператора по Приразломному месторождению в 1992–2002 гг. По инициативе Е.П. Велихова к работам по проектированию разработки месторождения был привлечен коллектив Института проблем нефти и газа РАН. С 1998 г.
Рассмотрено применение одного из бесконтактных методов оценки целостности нефтепроводов — метода магнитной томографии (MTM), успешно апробированного для подземных объектов Каспийского Трубопроводного Консорциума, не подлежащих внутритрубному инспектированию. Дано описание датчиков и аппаратуры МТМ, оценка параметров прогнозирования работоспособности подводных трубопроводов по результатам обследований специальными модификациями МТМ для мелководных и глубоководных условий —“SMARTBAT” и “AQUA-MTM”.
Интерес нефтегазовых компаний к Арктическому региону возрастает с каждым годом, несмотря на труднодоступность к местам проведения геологоразведочных работ (ГРР) и удаленность от рынков сбыта добываемых углеводородов. Сибирская платформа характеризуется крупной концентрацией ресурсов нефти и газа. Нефтематеринские толщи в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции приурочены к рифейским, вендским, нижне-, среднекембрийским отложениям, в которых открыты крупные месторождения нефти и газа. Большой нефтегазовый потенциал – первый и главный фактор привлечения потенциальных инвесторов.
Основной целью статьи является повышение надежности внутрипромысловой трубопроводной инфраструктуры на базе раннего диагностирования критических стресс-коррозионных проявлений в металле труб уникальным отечественным методом магнитной томографии (МТМ). Метод магнитной томографии успешно внедрен в техническую практику диагностики ферримагнитных трубопроводов на суше и на море в 27-и странах мира. Общая протяженность внутрипромысловых трубопроводов в России превышает 0,35 миллионов км. Металл внутрипромысловой трубопроводной инфраструктуры контролируется либо по факту аварии или выборочно.
В статье рассмотрены вопросы создания цифровых месторождений как эффективного способа способствующего оптимизации эксплуатационных затрат и повышению рентабельности газодобывающего месторождения и хранилищ газа (ПХГ).
В статье отмечается, что цифровизация газовых технологий добычи позволяет продлить срок эффективной эксплуатации как новых, так и старых газовых месторождений. Использование цифровых технологий обеспечивает возможность дистанционного управления добычей газа.
