Ещё недавно буровая установка, которая работает без участия человека, казалась проектом далекого будущего. Однако развитие современных технологий и цифровизация процессов сделали это возможным если не сегодня, то завтра.

Такая установка будет автоматически принимать решения на основе анализа большого массива данных и оперативно адаптироваться к изменяющимся условиям. Каковы перспективы технологии в нашей стране? И когда мы увидим на российских месторождениях цифровую буровую?

Цифровая буровая — что это такое?

Чтобы оценить преимущества и перспективы данной технологии, стоит для начала определиться с понятиями. В широком понимании она представляет собой комплексную платформу, которая использует цифровые инструменты для управления всеми аспектами процесса бурения, отметил генеральный директор ООО «Кенера» Олег Федоровских. Сбор, анализ и визуализация данных в режиме реального времени открывают возможности для предиктивной диагностики и оптимизации всех процессов.

«Основная цель цифровой буровой — создать „умную” среду, где все процессы автоматизированы, а данные используются для прогнозирования и предотвращения потенциальных проблем. Это позволяет сократить время простоя, снизить затраты на бурение и повысить безопасность персонала», ― подчеркнул г-н Федоровских.

О том, что у технологии хорошие перспективы, говорил и генеральный директор ООО «Цифровое бурение» Рустем Мухаметзянов. По его словам, сегодня на буровой установке можно автоматизировать следующие операции:

• выход на заданный расход буровых
  насосов;
• получение данных от ТМС;
• фиксация параметров холостого хода с сигнализацией о значительных изменениях данных параметров по сравнению с ранее измеренными;
• роторное бурение;
• выработка по нагрузке/перепаду/времени;
• направленное бурение в заданном секторе;
• подъём / прямая / обратная проработка заданное количество раз;
• запись статического замера ТМС;
• выключение буровых насосов.

«Данный функционал позволяет всем участникам процесса быть в одном цифровом пространстве. За счёт этого улучшается контроль за эксплуатационными параметрами, сокращаются риски НПВ, возрастает точность процессов и, как результат, эффективность и качество работ в целом», — отметил Рустем Мухаметзянов.

Кроме этого, по его словам, активно внедряются технологии автоматизации сопутствующих сервисов с минимизацией ручного труда:

• автоматическая станция геолого-­технических исследований (АГТИ), где весь процесс фиксации
  параметров бурения происходит без оператора;
• система мониторинга бурового раствора (СМБР), позволяющая определять его параметры в реальном времени без участия оператора.

Чего нефтегазовые компании ждут от «цифровой буровой»?

Понятно, что речь идёт о недешёвой технологии. Однако нефтегазовые компании, вкладываясь в её внедрение, руководствуются, прежде всего, экономическими причинами.

«15 лет назад на буровой площадке находилось не более 25–30 человек. Сейчас с увеличение сложности скважин, требований к заказчику численность персонала может доходить до 50 человек и более.

В то же время выросло количество технологических комплексов, различных систем слежения, мониторинга; систем, помогающих принимать решения», ― перечислил предпосылки цифровизации бурения в своём выступлении на Промышленно-­энергетическом форуме TNF руководитель проектов Центра компетенций технологического развития ТЭК при Минэнерго России Константин Фролов.

Чего же ждут нефтегазовые компании от внедрения новой технологии?

«Основные задачи, решаемые цифровыми буровыми, связаны с повышением эффективности работ, снижением операционных затрат и минимизацией аварийных ситуаций. Автоматизированные системы позволяют оптимизировать режим работы оборудования, сократить количество простоев и повысить качество выполнения операций. Это, в свою очередь, ведёт к снижению затрат на эксплуатацию и ремонт техники, повышению производительности труда и улучшению качества конечного продукта.

Экономические выгоды от внедрения этой системы заключаются в снижении себестоимости бурения. У Umbrella IT есть опыт совместной разработки с крупной нефтегазовой компанией ряда цифровых инструментов. Это дашборд производственной сводки, система для планирования ремонтных работ скважин и оценки их эффективности, а также инструменты для предиктивного анализа поломок оборудования и голосовые помощники на производстве.

Всё это помогло автоматизировать поиск информации по буровым работам, увеличить скорость реагирования на возникающие нештатные ситуации, а также позволило сократить время простоя при бурении», ― перечислил руководитель экспертного отдела ООО «Амбрелла Альянс» (Umbrella IT) Артур Гатауллин.

В свою очередь, Олег Федоровских выделяет следующие преимущества цифровой буровой.

1. Повышение эффективности.
   Цифровые технологии позволяют сократить время бурения, оптимизировать использование ресурсов и снизить затраты на эксплуатацию.
2. Улучшение безопасности.
   Автоматизация процессов и прогнозирование аварийных ситуаций снижают риски для персонала и оборудования.
3. Снижение экологического воздействия.
   Оптимизация процессов бурения помогает минимизировать выбросы и снизить влияние на окружающую среду.
4. Удалённое управление.
   Цифровые технологии позволяют руководить буровыми операциями из любой точки мира, что особенно актуально для труднодоступных месторождений.
5. Прогнозирование и предотвращение проблем.
   Анализ данных в реальном времени помогает выявлять потенциальные препятствия до их возникновения, что снижает вероятность аварий и простоев.

Рустем Мухаметзянов в качестве главного преимущества выделяет минимизацию человеческого фактора.

«АКБ (автоматический комплекс бурения) позволяет автоматизировать ключевые технологические операции, такие как управление лебёдкой, силовым верхним приводом (СВП) и буровыми насосами. Благодаря этому повышаются точность и синхронность выполнения действий, сокращается время на выполнение метражных и безметражных операций.

Это достигается за счёт работы на максимальных допустимых режимах и исключения непроизводительного времени. Таким образов вырастает скорость строительства скважины в целом», — рассказал глава компании «Цифровое бурение».

Фото редакции PromoGroup Media

Дорога к цифровой буровой: от неудач к успеху

По большому счёту необходимый уровень технологий для реализации автономного месторождения в отрасли был достигнут совсем недавно. И то пока речь идёт скорее о пилотных проектах. Но, по словам Артура Гатауллина, основные идеи, заложенные в концепцию цифровых буровых, берут своё начало ещё в 2000‑х годах.

«В тот момент перед отраслью встали задачи повышения безопасности, снижения рисков и оптимизации производственных процессов. Одним из первых шагов было внедрение автоматизированных систем измерения и контроля, обеспечивающих постоянный мониторинг состояния оборудования и параметров бурения», ― рассказал представитель Umbrella IT.
Одной из первых попыталась реализовать подобный проект Schlumberger.

«Компания поставила себе цель интегрировать в единое целое скважинное оборудование и буровой комплекс с высокой степенью автоматизации. А затем связать всё это в систему управления на базе промышленного АСУ ТП с возможностью принятия решений одним человеком. Довести эту работу до конца не получилось в силу разных технологических, организационных, финансовых обстоятельств. Но флаг Schlumberger подхватили другие компании в США и в настоящий момент реализуют такие проекты с достаточно успешными результатами», ― отметил Константин Фролов.

«„Буровая будущего” Schlumberger ― один из самых известных проектов. И это не просто концепция или красиво нарисованная презентация. В него вкладывались серьёзные инвестиции. Под этот проект Schlumberger создала совместное предприятие с производителем бурового оборудования. Но на тот момент это казалось малореалистичным, ещё не было понимания того, как будут развиваться „цифра”, „автоматика”», ― добавил ещё один спикер форума в Тюмени, менеджер программы «Цифровая буровая» ПАО «Газпром нефть» Руслан Калманов.

Тем не менее можно считать, что именно в 2017 году произошёл перелом в развитии технологии. С этого момента можно говорить уже не о трендах, а конкретных бизнес-­моделях. За рубежом накопилось достаточно успешных кейсов по цифровизации бурения.

«Можно вспомнить проект Smart Fields от Shell, платформу Digital Twin разработки British Petroleum, систему iField от Chevron, проекты по автоматизации бурения Equinor, интеллектуальные буровые установки Saudi Aramco», ― перечислил Олег Федоровских.

Цифровая буровая в России: этапы пути

А что же в России? По словам Руслана Калманова, главным центром инноваций здесь являются всё‑таки США. Поэтому при создании цифровой буровой отечественные компании изначально пошли по пути творческого заимствования.

Однако сегодня уже можно говорить о появлении собственных проектов.

«Разработку цифровых буровых активно ведут как сами нефтесервисные компании, так и сторонние ИТ-разработчики. Варианты реализации включают интеграцию с уже существующими системами АСУ ТП, создание специализированных облачных платформ для обработки больших объёмов данных и использование алгоритмов машинного обучения для прогнозирования поведения скважины», ― рассказал Артур Гатауллин.

Рустем Мухаметзянов считает, что отставание от западных компаний удалось если не преодолеть, то серьёзно сократить.

«На сегодняшний день функционал зарубежных разработок в области цифровизации бурения находится на аналогичном уровне, но при этом более активно используют машинное обучение и анализ данных в реальном времени с включением искусственного интеллекта. В России эти технологии активно внедряют и они уже вышли на уровень массового применения.

Уже сейчас можно говорить о том, что цифровизация перестала быть просто концептом и становится реально работающим инструментом, особенно в крупных нефтегазовых корпорациях. А по мере развития технологий и увеличения конкуренции на рынке стоимость решений будет снижаться, что сделает их доступными и для небольших компаний», — прокомментировал положение вещей г-н Мухаметзянов.

Каковы же этапы реализации цифровых буровых систем? По словам руководителя экспертного отдела Umbrella IT, работа начинается с установки на оборудование сенсоров и датчиков, которые затем подключаются к системам мониторинга для сбора данных.

«Эта информация передаётся на платформы, где происходит её обработка и анализ, что позволяет формировать отчёты и рекомендации для операторов и управленческого персонала. На их основе внедряют изменения, направленные на оптимизацию производственных процессов. Значимыми этапами являются также постоянный мониторинг и поддержка системы, что включает в себя её постоянное обновление и улучшение на основе новых данных и опыта эксплуатации.

Всё это требует тесного взаимодействия между техническими специалистами, разработчиками программного обеспечения и операционным персоналом. Важно обеспечить плавный переход от традиционных методов работы к новым технологиям, чтобы минимизировать риски и обеспечить успешное внедрение», ― отметил Артур Гатауллин.

Следующий этап, на котором отрасль находится сегодня, ― создание полностью автоматизированных комплексов.

«Такие системы будут способны работать без постоянного участия человека, что позволит значительно повысить безопасность и эффективность бурения. Автономные установки смогут адаптироваться к изменяющимся условиям и принимать решения на основе анализа данных в реальном времени, минимизируя человеческий фактор и снижая вероятность ошибок.

Для дальнейшего управления внутрискважинным ремонтом можно внедрять единую ИТ-систему, которая позволит централизованно планировать, экономически обосновывать, мониторить ход ремонта и сравнивать прогнозируемые эффекты с фактическими результатами. Однако, несмотря на значительные успехи, их внедрение пока носит локальный характер и всё ещё требует контроля и участия человека», ― пояснил Артур Гатауллин.

Фото от пресс-службы Промышленно-энергетическогофорума TNF 2024/Автор/ТАСС

Олег Федоровских также считает, что сейчас развитие цифровой буровой в России находится на этапе пилотных проектов.

«„Роснефть” в рамках проекта „Цифровое месторождение” использует цифровые двой­ники, IoT и Big Data для мониторинга и управления буровыми операциями. В результате удалось снизить время бурения на 15–20%, повысить точность геологоразведки и сократить затраты на эксплуатацию. „Газпром нефть” разработала платформу „Цифровой керн”, которая позволяет анализировать свой­ства горных пород на основе цифровых моделей. Она помогает увеличить скорость бурения на 10%, снизить количество аварийных ситуаций и повысить точность прогнозов.

В „Лукойле” внедряют системы автоматизации бурения, включая использование роботизированных установок и AI для управления процессом. Это позволило повысить точность выполнения операций и снизить затраты на бурение на 12%. Компания „Татнефть” активно использует технологии IoT и AI для создания интеллектуальных скважин, которые самостоятельно адаптируются к изменяющимся условиям. В результате удалось увеличить добычу на 5–7% и снизить энергозатраты», ― перечислил успешные кейсы в России Олег Федоровских.

«Мы видим, что получение данных в режиме реального времени возможно. Это уже реализовано. Следующий шаг ― совместить с системами автобурения, где мы можем давать команды на изменение режима работы насоса, вращения, передавать команды на РУС, телеметрическую систему», ― добавил генеральный директор ООО «Герс Инжиниринг» Илья Разумов.
Об опыте «Газпром нефти» участникам Промышленно-­энергетического форуме TNF рассказал Руслан Калманов.

«С 2019 года мы начали испытания. Большая часть решений была всё‑таки зарубежной. Мы протестировали физические, экономические эффекты и выделили пул обязательных требований. Если говорить о результатах, то в пилоте мы добились ускорения на 10% сроков строительства скважины. С 2021 года началось тиражирование.

Сначала у нас был взрывной рост. Конечно, вскрылись и определённые организационные проблемы: те процессы, которые хорошо показали себя во время пилота, не всегда работали на этапе тиражирования. Полгода у нас ушло на настройку бизнес-­моделей, формирование типовых условий договора и т. д. Устойчивое развитие у нас началось в 2023 году, запустили ряд важных проектов», ― рассказал менеджер «Газпром нефти».

На первом уровне развития системы отсутствовала связь с инженером. То есть автоматика выполняла задачи, но человек не видел, как это происходит. На втором этапе добавили систему мониторинга. Сейчас в компании идёт переход на третий уровень.

«Человек нажимает кнопку, автоматика сама выходит на режим, выполняет весь цикл, кроме работы с бурильным инструментом. Это максимальный уровень, который можно достичь без привлечения дополнительных инструментов и оборудования.

Далее, чтобы работать с трубой, уже нужны роботы. На четвёртом уровне идёт речь про автоматизацию труда инженера, а пятый уровень ― это уже роботизация, когда мы автоматизировали все процессы. Тогда пиковая нагрузка бригады будет приходиться на спуско-­подъёмные операции», ― перечислил Руслан Калманов.

В перспективе это позволит экономить на зарплате сотрудникам, ведь большую часть работы будут выполнять роботы. Впрочем, прямо сейчас на этом пути существует несколько препятствий.

«Если пиковая нагрузка исчезает, мы должны пересмотреть состав бригады, её функционал. С помощью автоматики значительно уменьшаем функционал каждого инженера, человека. Но полностью их убрать не можем по двум причинам. Во-первых, есть договор, в котором прописано количество людей.

Во-вторых, у них всё же остаётся определённый набор обязанностей. Чтобы получить рост производительности и сократить количество сотрудников на кустовой площадке, необходимо серьёзно пересматривать бизнес-­модели, перераспределять обязательства между сервисами. Это проблематика отраслевого уровня, которой мы в числе прочего занимаемся», ― объяснил г-н Калманов.

Чтобы убрать людей с буровой, нужно преодолеть недоверие к «умным» системам, которое сейчас существует в отрасли. Кроме этого, пока в законодательстве нет чёткого ответа, кто будет нести юридическую ответственность в случае аварий и других ЧП.

Важно, что с ростом уровня автоматизации будут меняться и требования к цифровой буровой. Пока главный индикатор ― это ускорение проходки, сокращение времени на определённые операции.

«Но чем дальше мы идём, тем больше вовлекаемся в автоматизацию инжиниринга. И здесь важны уже скорость, точность принятие решений. Сейчас мы стоим на пороге третьего уровня в реализации цифровой буровой. Он ещё позволяет нам достичь экономических эффектов за счёт ускорения, но основной потенциал лежит в области новых бизнес-­моделей и сокращения количества людей, задействованных в этих операциях. В этом направлении мы сейчас очень активно работаем», ― резюмировал Руслан Калманов.

Фото: gazprom.ru

Из чего состоит цифровая буровая?

Если обычная буровая установка ― это прежде всего «железо», то приставка «цифровая» означает рост роли программного обеспечения. Олег Федоровских в числе ключевых технологий здесь назвал интернет вещей (IoT), искусственный интеллект (AI) и машинное обучение (ML, большие данные (Big Data), цифровые двой­ники (Digital Twins), роботизированные системы и облачные вычисления.

Как именно эти продукты помогают бурить эффективнее?

«Искусственный интеллект и „облака” открывают новые перспективы для глубокого анализа данных и принятия взвешенных решений. ИИ обрабатывает огромные массивы информации в режиме реального времени, позволяя быстро реагировать на изменения и улучшать бурение.

Благодаря установке большого количества IoT-датчиков на оборудовании и вокруг него, можно собирать и анализировать данные о состоянии техники и условиях бурения. Это обеспечивает точный мониторинг и своевременное выявление возможных неполадок, что сокращает риск аварий и простоев.

Моделирование буровых процессов в виртуальной среде открывает возможности для тестирования и оптимизации операций. В то время как цифровые двой­ники позволяют проводить симуляции различных сценариев, что помогает разрабатывать более эффективные и безопасные методы бурения», ― объяснил Артур Гатауллин.

Всё это технологии «верхнего» уровня. Однако в процессе реализации проектов у компаний появились конкретные запросы на оптимизирующее ПО. Руслан Калманов перечислил элементы цифровой буровой, которые он считает обязательным для успешного внедрения технологии.

«Для систем верхнего привода это демпфер (он уменьшает вибрационные нагрузки на бурильную колонну при роторном бурении (РУС) и осцилятор, который снижает коэффициент трения в режиме наклонно направленного бурения с применением винтового забойного двигателя. Для буровой лебёдки ― это автобурильщик.

Он нужен для управления технологическими процессами бурения, спуско-­подъёмных операций, проработок в автоматическом режиме по ключевым параметрам: скорости проходки, перепада давления, нагрузки на долото, крутящего момента», ― перечислил менеджер «Газпром нефти».

Кроме этого, у компании есть «опциональные» требования, добавил г-н Калманов. К ним относятся система мониторинга бурового оборудования,дефектоскоп талевого каната, автоматизированный гидравлический ключ и единая цифровая платформа. В результате ВИНК рассчитывает получить аккуратность и точность выполнения операций, возросшую скорость реагирования на изменения, повторяемость и прогнозируемость результатов, прозрачность процессов.

Российские компании готовы дорабатывать свои продукты, расширяя их функционал, заверил Рустем Мухаметзянов.

«Возьмём такой дополнительный модуль АКБ (автоматического комплекса бурения), как „конструктор бурения” (АКБ+). Он предоставляет собой чёткий план заранее спланированных операций, выполняемый в полностью автоматизированном режиме без необходимости „ручного” вмешательства в процессе бурения интервала одной „свечи”.

Автоматизация сегмента наклонно направленного бурения позволяет точно следовать заданной траектории, что особенно важно для горизонтальных и многозабойных скважин. С помощью модуля мониторинга оборудования (СМБО) и предиктивной аналитики можно прогнозировать износ оборудования и планировать ремонты, что снижает внеплановые простои, связанные с ремонтом и техническим обслуживанием оборудования. Всё это обеспечивает комплексный подход к оптимизации процессов бурения», — перечислил г-н Мухаметзянов.

Фото: gazprom.ru

Что нам мешает и что нам поможет

Итак, цифровые буровые открывают целый ряд преимуществ для компаний. Однако их внедрение сталкивается с рядом вызовов. Олег Федоровских среди них назвал зависимость отрасли от зарубежных технологий, высокую стоимость внедрения, дефицит подготовки квалифицированного персонала, вопросы кибербезопасности.

Особняком стоят географические и климатические особенности. Многие месторождения в нашей стране расположены в труднодоступных регионах с суровыми климатическими условиями, что затрудняет использование новых технологий.

«Для полноценной работы цифровой буровой необходима развитая ИТ-инфраструктура, включая высокоскоростной интернет, облачные платформы и системы хранения данных. В России эти элементы активно развиваются, но в удалённых регионах (например, на арктических месторождениях) их внедрение затруднено.

Сейчас компании работают над интеграцией различных технологий (IoT, AI, Big Data) в единую экосистему. Однако этот процесс требует времени и значительных инвестиций. Наконец, в России пока отсутствуют чёткие стандарты и нормативы для цифровых технологий в нефтегазовой отрасли. Это создаёт определённые барьеры для их массового внедрения», ― перечислил генеральный директор завода «Кенера».

Впрочем, есть и хорошие новости. По мере развития технологий будет снижаться и их стоимость. А значит, цифровые буровые станут более доступными для компаний по всему миру, отметил Олег Федоровских.

Безусловно, на внедрение технологии в России сильно влияют санкции, наложенные недружественными странами.

«Многие передовые решения в области IoT, AI, Big Data и облачных вычислений разрабатывают за рубежом. Санкции ограничили доступ российских компаний к этим технологиям, что замедлило их внедрение. Кроме этого, цифровая буровая требует специализированного оборудования, такого как датчики, сенсоры, системы автоматизации и роботизированные установки. Сейчас купить их стало намного сложнее.

Не стоит забывать, что многие проекты по цифровизации в России реализовывались совместно с международными компаниями (например, Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes). Наконец, санкции повлияли на доступ российских компаний к глобальным финансовым рынкам, что затруднило привлечение инвестиций», ― перечислил Олег Федоровских.

Конечно, российские нефтегазовые компании ищут выход из сложившейся ситуации. По словам генерального директора завода «Кенера», развивается собственное производство. Параллельно идёт поиск альтернативных поставщиков, в первую очередь в Китае и Индии. Также российские компании активизировали сотрудничество с местными ИТ-разработчиками и научными институтами.

Если говорить о финансовых ограничениях, то здесь представители отрасли рассчитывают на государственную поддержку: как на прямое финансирование через различные гранты, так и через создание благоприятных условий для внедрения новых технологий. В частности, речь идёт об инвестициях в систему образования.

В свою очередь, Рустем Мухаметзянов не считает санкции главным «тормозом» процессов цифровизации бурения в России.

«Введённые ограничения, безусловно, оказали влияние на внедрение новых технологий, но их эффект не является катастрофическим. Российские компании адаптировались к новым условиям, активно развивая собственные решения и переориентируясь на альтернативные источники технологий, и начали активно сотрудничать с азиатскими поставщиками.

При этом нужно понимать, что санкции — это лишь один из факторов, влияющих на успех начинания. Также необходимо обучение и вовлечение персонала, что может занять время. Новые технологии требуют интеграции с уже существующими системами управления и контроля, что усложняет процесс. Наконец, можно столкнуться с бюрократическими препятствиями, такими как необходимость согласования новых стандартов и процедур», — отметил руководитель компании «Цифровое бурение».

Фото: gazprom.ru

Тем не менее эксперты положительно оценивают перспективы технологии в РФ.

«Несмотря на вызовы, у нашей страны есть значительный потенциал для успешной цифровизации нефтегазовой отрасли. При поддержке государства, развитии отечественных технологий и международного сотрудничества российские компании имеют все шансы на успех. И это, безусловно, повысит конкурентоспособность нашей нефтегазовой отрасли на мировом рынке», — сказал Рустем Мухаметзянов.

«В будущем цифровые буровые могут стать стандартом для нефтегазовой отрасли, обеспечивая более устойчивое и эффективное освоение ресурсов. Они также открывают новые возможности для освоения сложных месторождений, таких как глубоководные или арктические, где традиционные методы бурения оказываются недостаточно эффективными. Санкции замедлили внедрение технологии в нашей стране, но не остановили его.

Российские компании активно адаптируются к новым условиям, развивают собственные технологии и ищут альтернативные пути решения проблем. Успех цифровизации будет зависеть от способности преодолеть технологическую зависимость, развить кадровый потенциал и создать благоприятные условия для внедрения инноваций.

Уже сейчас можно говорить о том, что цифровая буровая становится реальностью, а в ближайшие годы она станет неотъемлемой частью нефтегазовой отрасли России», ― резюмировал Олег Федоровских.

Успешные кейсы по цифровизации бурения, реализованные в других странах (данные предоставлены ООО «Кенера»).

1. Shell и проект Smart Fields.
   Компания Shell одной из первых начала внедрять цифровые технологии в процесс бурения. В рамках проекта Smart Fields используются цифровые двой­ники, IoT и AI.
   Результаты: снижение затрат на бурение на 20%, увеличение добычи на 10%.
   
2. BP и платформа Digital Twin.
   BP активно использует цифровые двой­ники для моделирования и оптимизации буровых операций. Это позволяет тестировать различные сценарии и предотвращать аварии.
   Результаты: снижение времени простоя на 30%, повышение безопасности.
   
3. Chevron и система iField.
   Chevron разработала систему iField, которая объединяет данные с датчиков, AI и облачные вычисления для управления буровыми операциями в реальном времени.
   Результаты: увеличение эффективности бурения на 15%, снижение затрат на 10%.
   
4. Equinor и автоматизация бурения на месторождении Johan Sverdrup.
   Норвежская компания Equinor внедрила полностью автоматизированные системы бурения на одном из крупнейших месторождений в Северном море.
   Результаты: снижение выбросов CO2 на 25%, повышение точности бурения.
   
5. Saudi Aramco и интеллектуальные буровые установки.
   Saudi Aramco использует интеллектуальные буровые установки, оснащённые датчиками и AI, для работы в сложных геологических условиях.
   Результаты: снижение времени бурения на 20%, повышение безопасности.

Слово экспертам

Рустем Мухаметзянов, генеральный директор ООО «Цифровое бурение»

«Цифровая буровая представляет собой современный подход к организации процессов бурения нефтяных и газовых скважин, который основан на использовании новых технологий, автоматизации и аналитике данных. По сравнению с традиционными методами, здесь есть ряд значительных преимуществ, которые повышают эффективность, безопасность и рентабельность для заказчика.

При этом технология не только охватывает процесс управления буровой установкой, но и затрагивает сопутствующие сервисные услуги, такие как наклонно направленное бурение, геолого-­технические исследования, растворный сервис, удалённый мониторинг оборудования, организация сбора, передачи, хранения информации».

Артур Гатауллин, руководитель экспертного отдела ООО «Амбрелла Альянс» (Umbrella IT)

«Сегодня цифровая буровая представляет собой комплексное решение, включающее несколько уровней автоматизации и аналитики. Её основой является система сбора данных, которая объединяет сведения с датчиков, установленных на оборудовании, с информацией о геологическом разрезе и погодными условиями.

Всё это поступает на аналитические платформы, где происходят их обработка и формирование рекомендаций для оперативного персонала.

В целом можно сказать, что цифровые буровые системы — это перспективное направление, которое может кардинально изменить подход к бурению нефтяных и газовых скважин. Внедрение этих технологий сделает процесс бурения более безопасным, эффективным и экономически выгодным, открывая новые возможности для развития нефтегазовой промышленности».

Олег Федоровских, генеральный директор ООО «Кенера»

«Цифровая буровая — это не просто технологический тренд, а необходимость для современной нефтегазовой отрасли. Она позволяет компаниям оставаться конкурентоспособными в условиях растущих требований к эффективности, безопасности и экологичности.

С дальнейшим развитием технологий такие установки станут неотъемлемой частью энергетики будущего, способствуя устойчивому развитию отрасли и снижению её воздействия на окружающую среду. Компании, которые инвестируют в цифровые решения сегодня, завтра станут лидерами отрасли».

Текст: Андрей Халбашкеев