Бурение скважин является дорогостоящим процессом, который существенно влияет на себестоимость добычи нефти. По мере истощения легкодоступных запасов, бурение становится всё более сложным и дорогим. Для эффективной разработки трудноизвлекаемых ресурсов требуются высокотехнологичные и сложные скважины. Технологии Индустрии 4.0, такие как анализ больших данных, интернет вещей и искусственный интеллект, способствуют повышению эффективности бурения. В блоке разведки и добычи «Газпром нефти» реализуется ряд соответствующих цифровых проектов. Повышение эффективности бурения является одним из ключевых факторов для поддержания конкурентоспособности на современном рынке нефти. Только так можно оптимизировать затраты на разработку трудноизвлекаемых запасов и значительно повысить рентабельность строительства высокотехнологичных скважин.
В 2017 году «Газпром нефть» запустила проект «Цифровая буровая», направленный на повышение производительности буровых установок посредством автоматизации и внедрения различных цифровых технологий. В настоящее время компания подводит итоги первой фазы опытно-промышленных испытаний, результаты которых весьма актуальны в условиях рыночной нестабильности.
Ранее большинство нефтяных скважин имели простую конструкцию и для их строительства достаточно было обычных буровых установок. Однако с ухудшением качества запасов количество высокотехнологичных скважин — горизонтальных, многоствольных — неуклонно растет. Этот тренд наблюдается во всем мире. В «Газпром нефти» такие скважины уже составляют около 80%.
Сложные скважины гораздо дороже обычных наклонно-направленных, и ошибки при их строительстве обходятся недешево. А потому вполне ожидаемо, что на рынке нефтесервисных услуг должны появиться «умные» буровые, то есть максимально автоматизированные и работающие под присмотром не только человека, но и компьютера. Пока в России таких предложений немного, но они появляются, в том числе благодаря активной позиции самих нефтяников.
В 2017 году «Газпром нефть» инициировала проект по модернизации классической буровой установки в партнерстве с нефтесервисной компанией «НСХ АЗИЯ ДРИЛЛИНГ». Сегодня рабочая группа объединяет специалистов офиса операционной поддержки бизнеса (ООПБ) «Газпромнефть-Нефтесервиса», «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза», «Научно-Технического Центра» и «Славнефть-Мегионнефтегаза». Задача, которая стояла перед партнерами, — отобрать несколько технологий, максимально влияющих на производительность классической буровой установки. Поиск шел по двум направлениям: непосредственное повышение эффективности технологического процесса бурения скважины и улучшение уровня производственной безопасности.
Из общего пула технологий были выбраны шесть, которые показали максимальный синергетический эффект от применения. Они и вошли в портфель проекта. В феврале 2019 года на активах «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» стартовали опытно-промышленные работы по строительству шести скважин с помощью «Цифровой буровой». Уже к пятой скважине удалось выйти на целевые ориентиры повышения эффективности. В итоге срок строительства скважины был сокращен на шесть суток от принятых показателей без удорожания стоимости.
Быстро значит дешево
На стоимость скважины влияет целый ряд факторов, среди которых основные — это скорость проходки и длина скважины, а значит, точность траектории. Для их оптимизации были выбраны три технологических продукта — программно-аппаратных комплекса, которые контролируют параметры бурения, автоматизируют подачу нагрузки на долото и регулируют траекторию бурения. Комплексы позволяют проводить операции без участия человека, основываясь на заданных алгоритмах и данных с датчиков на буровом оборудовании. Благодаря этому увеличивается скорость метражных операций (то есть непосредственно способствующих проходке скважины) и ресурс долот. В свою очередь, предусмотрено решение и для безметражных операций, таких как свинчивание бурильных труб, — это автоматизированный гидравлический ключ. Использование ключа в опытно-промышленных испытаниях позволило снизить время свинчивания на 3,7%. Роботизация процесса также уменьшает износ муфт и резьбовых соединений, продлевает срок службы бурового инструмента.
Сергей Доктор, руководитель дирекции по добыче «Газпром нефти»:
— Проект «Цифровая буровая» демонстрирует реальный эффект от внедрения цифровых технологий. Выбранные решения напрямую влияют на несколько ключевых показателей, снижая операционные затраты и повышая эффективность и безопасность. Отмечу, что успешная реализация проекта стала результатом работы кросс-функциональной команды во взаимодействии с одним из наших ключевых нефтесервисных партнеров. Это подчеркивает открытость компании к совместному созданию и внедрению инновационных продуктов и технологических процессов со всеми игроками отрасли.
«Современные буровые установки — это довольно сложное оборудование. Бурильщику приходится следить за большим количеством показателей и процессов. Автоматизация не заменяет человека, а дополняет его, позволяет не отвлекаться от первоочередных задач. То есть у специалиста остается больше времени на принятие решения, если нужно вмешаться в работу машины, — отмечает главный специалист по тиражированию проектов и решений ООПБ Рамиль Бариев. — Если говорить об эффекте в цифрах, то при испытании проекта мы запланировали рост ключевых показателей на 15%, а добились гораздо большего. Применение автоматики и цифровых технологий позволило в среднем увеличить скорость метражных операций на 28,5%, а безметражных на 16,3%».
Влияет на сокращение сроков строительства скважины и снижение непроизводительного времени, затрачиваемого на ремонт бурового оборудования. Избежать серьезных поломок и длительных ремонтов также позволяет цифровое решение: на этот раз в области интернета вещей. Оно предполагает установку датчиков IoT на основные узлы и агрегаты буровой установки. Сбор и анализ данных о работе оборудования ведутся в режиме реального времени, что дает возможность специалистам буровой бригады превентивно проводить техническое обслуживание. Система отображает текущее состояние оборудования, а при выходе любого параметра за границы корректной работы оповещает об отклонении. Так, в ходе испытаний на одной из буровых установок сработал датчик, зафиксировавший низкую температуру в системе смазки насоса. Запуск бурового насоса «на холодную» мог привести к повышенному износу деталей в неблагоприятных условиях эксплуатации и, как следствие, поломке дорогостоящего оборудования.
Экономический эффект от сокращения сроков бурения посчитать довольно легко, но есть технологии, применение которых сложно измерить в миллионах рублей. Их цена — сохраненное здоровье, а иногда и жизнь людей.
Экономика безопасности
В практике мировых лидеров нефтяного рынка производственная безопасность уже давно стала таким же важным показателем, влияющим на экономику компании, как производительность труда или капитальные затраты. В России пока не все компании осознали, что из-за аварий и происшествий на производстве можно потерять намного больше, чем даст экономия на промбезопасности. В «Газпром нефти» отношение к вопросам, связанным с HSE, однозначное. Компания поставила задачу добиться полного отсутствия серьезных происшествий. Поэтому в проекте «Цифровая буровая» не могли не появиться технологии, нацеленные на повышение производственной безопасности.
Одна из них — упомянутый выше автоматизированный гидравлический ключ, с помощью которого осуществляются операции свинчивания и развинчивания резьбовых соединений бурильных труб. Ключ с выносным пультом и выдвижным манипулятором исключает нахождение персонала в зоне повышенной опасности в момент движения и работы оборудования. «В новом оборудовании есть специальные датчики, которые просто не дают ключу проводить любые операции, если между ним и трубой находится человек. Даже если оператор нажмет на кнопку, автоматика не воспримет такой сигнал. Это резко повышает уровень безопасности работ. „Железный помбур“ позволяет оптимизировать количество персонала и исключить человеческий фактор при возникновении нештатной ситуации, освобождает оператора для выполнения других задач, — отмечает главный технолог „НСХ АЗИЯ ДРИЛЛИНГ“ Андрей Бажин. — Применение гидравлического ключа снижает время наращивания труб. На одной из скважин нам удалось превысить нормативные показатели на 40%, то есть машина делает все операции в два раза быстрее человека».
Сергей Сучок, генеральный директор «НСХ АЗИЯ ДРИЛЛИНГ»:
— Учитывая современные вызовы и векторы развития, одним из основных направлений трансформации бизнеса является цифровизация и автоматизация технологических процессов строительства скважин. «Цифровая буровая» — это проект модернизации буровой установки с применением передовых механизмов и цифровых продуктов, которые позволяют своевременно получать информацию от систем и механизмов буровой установки в реальном времени и добиваться не только повышения эффективности технологических процессов бурения скважин, но и высокого уровня производственной безопасности. Возможности цифровой буровой позволяют интегрировать полученные данные в единое информационное пространство кросс-платформенных решений заказчика и подрядчика для создания сквозных процессов управления активами на всех горизонтах планирования в режиме реального времени.
Резко снижает риски возникновения аварийных ситуаций и использование автоматизированного дефектоскопа российского производства ИНТРОС-АВТО. Дефектоскоп применяют для обнаружения внутренних разрывов талевого каната, на котором спускают и поднимают многотонное буровое оборудование. Обрыв талевого каната ведет к падению талевых блоков на буровую площадку, что может повлечь за собой не только потерю временных и финансовых ресурсов, но и привести к несчастным случаям.
Работа дефектоскопа основывается на принципе регистрации магнитных полей рассеяния, возникающих над дефектами талевого каната. Дефектоскоп определяет потери в сечении каната, коррозию, обрывы прядей и другие показатели. «По действующим регламентам периодичность проверки целостности талевого каната определяется по наработке в зависимости от требований, установленных в инструкциях буровой компании. Это сотни километров на тонны веса при выполнении технологических операций. Понять, насколько талевый канат работоспособен, специалист может только визуально, с помощью штангенциркуля и по норме наработки. Дефектоскоп позволяет нам автоматизировать этот процесс, сделать его постоянным, исключить возможные человеческие факторы и риски, связанные с поставкой некондиционного каната, — рассказывает руководитель Центра управления бурением „Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза“ Тагир Калимуллин. — Совместно мы выбрали российского производителя дефектоскопов, который вывел на рынок образец оборудования, не уступающий иностранным аналогам по всем характеристикам. Стоимость применения дефектоскопа несоизмерима со степенью снижения рисков, и главное, с возможностью предупреждения негативных последствий от инцидентов, связанных с эксплуатацией талевой системы».
Во время опытных работ буровая бригада «НСХ АЗИЯ ДРИЛЛИНГ» использовала дефектоскоп для планового осмотра талевого каната. В ходе мониторинга сработал индикатор, оповестивший об аварийном состоянии. Из каната был вырезан фрагмент, а его расплетение показало внутренние обрывы проволоки. Определить дефект без прибора было бы невозможно, при этом наработка каната составила всего 1245 тонн на километр, что меньше плановых показателей вдвое.
Цифровая перспектива
«Эффективность использования цифровой буровой кратно вырастает при строительстве высокотехнологичных сложных скважин с протяженным горизонтальным стволом, — отмечает руководитель офиса операционной поддержки бизнеса „Газпромнефть-Нефтесервиса“ Айрат Садыков. — По итогам опытно-промышленных работ удалось сократить срок строительства таких скважин относительно нормативов на 17,5%. При этом не применялись дорогостоящие роторно-управляемые системы и специальные смазки для буровых растворов, что повысило экономическую эффективность проекта. Отдельно надо отметить, что снизить стоимость внедрения цифровой буровой также позволило использование отечественных разработок и оборудования».
Александр Шушаков, генеральный директор «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза»:
— В сентябре в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» начал работу Центр управления бурением предприятия (ЦУБ). Объект объединил лучший опыт использования современных технологий в организации, планировании и контроле бурения и внутрискважинных работ. Цифровые буровые позволяют наиболее полно реализовать потенциал ЦУБа, закончив формирование digital-среды всего процесса строительства скважин. Такой подход обеспечит комплексную интеграцию IT даже в те элементы, которые традиционно считались аналоговыми или требовали непосредственного участия человека.
«Умной» буровой еще предстоит пройти вторую фазу опытно-промышленных испытаний. Специалисты планируют подтвердить полученные ранее результаты. Буровые бригады «НСХ АЗИЯ ДРИЛЛИНГ» будут использовать технологии на мобильных буровых установках и буровых эшелонного типа на месторождениях «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» и «Славнефть-Мегионнефтегаза». После подтверждения потенциала проект «Цифровая буровая» будет вынесен на обсуждение научно-технического совета «Газпром нефти» с последующим тиражированием силами офиса операционной поддержки бизнеса «Газпромнефть-Нефтесервиса».
«На основании реального полученного эффекта от проекта „Цифровая буровая“ в „Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе“ сформирован подход по тиражированию апробированных решений в активах компании „Газпром нефть“, — рассказал директор программ бурения департамента добычи нефти и газа „Газпром нефти“ Алексей Огородов. — На текущий момент разрабатывается концепция цифровизации буровых установок разного типа с дифференцированным набором опций и элементами роботизации, которая позволит оптимизировать сроки строительства скважин, минимизировать ошибки, выйти на более сложные цели и повысить уровень производственной безопасности».
Еще одним направлением работы станет интеграция автоматизированной системы анализа и сбора данных «умной» буровой в действующую систему ЦУБ «ГеоНавигатор», который управляет строительством высокотехнологичных скважин компании.
Как цифровые технологии повышают эффективность
«Газпром нефть» давно занимается вопросами эффективности бурения, реализуя организационные и технологические проекты, о которых уже не раз писала «Сибирская нефть»: проект «Технический предел», Центр управления бурением, создание высокотехнологичных буровых установок для российского рынка и др. Причины повышенного внимания к этой сфере в недостаточной развитости российского нефтесервисного рынка. Отсутствие серьезной конкуренции приводит к тому, что участники рынка не спешат вкладывать значительные ресурсы в развитие и брать на себя связанные с этим дополнительные риски. Поэтому нередко внедрение новых технологий — инициатива самих нефтедобывающих компаний.
В «Газпром нефти» процесс проектирования и строительства скважин оцифрован: их расположение, траектория и конструкция рассчитываются в компьютерных симуляторах
Потоки данных
В «Газпром нефти» процесс проектирования и строительства скважин сегодня уже во многом оцифрован. Расположение скважин, их траектория и конструкция, отдельные операции (спуск обсадных колонн, цементирование ствола и др.) рассчитываются в специальных компьютерных симуляторах. Программное обеспечение позволяет оценить ожидаемую отдачу от пласта и найти оптимальные способы ее достижения.
В процессе бурения со скважины поступает обильный поток данных. Это показания датчиков геолого-технологических исследований (ГТИ), данные каротажа в процессе бурения, показания телеметрии наклонно направленного бурения, реология бурового раствора и т. д. Большое количество разноплановой информации по каждой скважине поступает в Центр управления бурением (ЦУБ) «Геонавигатор», и основная задача центра — обеспечить максимально эффективное использование данных при сопровождении и контроле процесса строительства скважин.
Несмотря на то что объем этих данных огромен, сегодня их уже недостаточно, отмечает руководитель направления по бурению и автоматизации процессов Научно-Технического Центра «Газпром нефти» Максим Елфимов: «Сейчас мы практически не получаем информации о состоянии такого оборудования на буровой, как насосы, верхний силовой привод и др. В лучшем случае эти данные собирает буровой подрядчик. Датчики вибрации и температуры бурового насоса, датчики крутящего момента на верхних приводах, дополнительные газоанализаторы не являются стандартным оборудованием и на многих буровых отсутствуют».
Дооборудование буровых установок такими датчиками — важная задача, которую «Газпром нефть» уже реализует в сотрудничестве с буровыми подрядчиками, эксплуатирующими их. «Мы занимаемся этим, чтобы лучше понимать источники непроизводительного времени, с которым связан большой объем затрат при бурении, — объясняет Максим Елфимов. — Частая причина простоев — выход из строя оборудования. Датчики дают нам возможность оценивать его износ, предотвращать выход из строя и сокращать непроизводительное время за счет своевременного обслуживания».
«Газпром нефть» стимулирует такое развитие в отрасли бурения, несмотря на то что ставки буровых компаний, использующих высокотехнологичное оборудование, неизбежно будут расти. Но если изменения позволят в итоге повысить скорость бурения, исключить или существенно сократить простои, итоговая стоимость скважины может оказаться ниже, а нефть и доход от ее реализации можно будет получить быстрее.
В перспективе — полная автоматизация буровых и применение решений на основе искусственного интеллекта, благодаря которым станет возможным удаленное управление буровой установкой, создание так называемых безлюдных буровых.
Догнать и перегнать
Планирование бурения, всевозможные расчеты и модели при проектировании скважин делаются сегодня с использованием импортного софта. В «Газпром нефти» его хотят заменить собственными разработками. Причин для этого несколько. Это и желание обезопасить себя от рисков ограничения доступа к таким продуктам, и высокая стоимость лицензий на ПО, и недостатки самого ПО: сложность обмена информацией между продуктами разных производителей, недостатки визуализации, отсутствие модулей, использующих машинное обучение и способных повышать эффективность работы. Чтобы решить эти проблемы, в компании началась разработка собственной программной платформы для бурения — ЭРА.ПИК.
ЭРА.ПИК — своеобразный конструктор, к которому будут присоединяться все новые модули-кирпичики — цифровые решения в области бурения. Первый базовый модуль — проектирование конструкции и профиля скважин. Это кросс-функциональный процесс, в котором задействованы самые разные специалисты. В программе его удалось максимально автоматизировать, упростив процедуры и сократив сроки согласования проекта разными службами. «Одна из важных задач, которую мы решаем на первом этапе, — обеспечить интеграцию в новой системе всех существующих у нас баз данных в области бурения», — подчеркивает Максим Елфимов.
Важной составляющей частью ЭРА.ПИК станут решения, основанные на технологиях машинного обучения. Аналогов им пока нет на рынке. Среди задач, которые сможет решать искусственный интеллект, — построение оптимального дизайна скважин на основе исторических данных, а также предсказание или более точное описание определенных ситуаций, складывающихся в процессе бурения.
Искусственный интеллект исправит траекторию
При бурении скважин искусственный интеллект позволяет выявлять выход долота за пределы целевого (продуктивного) слоя еще до того, как об этом сообщат датчики телеметрии. В силу конструктивной особенности бурового оборудования информация о типе породы и ее свойствах на основании показаний каротажных приборов в процессе бурения поступает с задержкой. В результате выход из коллектора или целевого интервала фиксируются, когда долото ушло от места выхода уже на 15–35 м.
В некоторых случаях опытный бурильщик способен по косвенным признакам (нагрузка на долото, скорость проходки и т. д.) определить, что долото вышло в другую породу. У специалистов «Газпром нефти» возникла идея, что такой навык можно развить у искусственного интеллекта, выявив в данных ГТИ указывающие на это скрытые закономерности.
Разработанный прототип использует машинное обучение, чтобы оперативно анализировать параметры, поступающие с бурового оборудования, — уровень вибрации, скорость бурения и вращения ротора, нагрузку на долото и др. Эти показатели изменяются в зависимости от характеристик пласта, и это позволяет оперативно определить состав породы, не дожидаясь поступления данных с датчиков на самом буровом инструменте.
Сейчас программа способна определять три литотипа (породы с определенным набором признаков) — песчаник, глину, карбонатизированный песчаник — и, соответственно, тот момент, когда долото переходит из одной породы в другую. Вероятность выявления смены литотипа с использованием созданного цифрового решения составляет не менее 70%. Обучение модели продолжается на новых скважинах: с каждой пробуренной скважиной точность становится выше.
Применение методики позволит в будущем повысить скорость бурения горизонтальной части скважин, снизить затраты на устранение ошибок и повысить качество проходки, а значит, и эффективность будущей эксплуатации.
В «Газпром нефти» идет работа над несколькими проектами по созданию своего рода цифровых помощников, которые используют инструменты машинного обучения для решения наиболее острых проблем в области бурения и внутрискважинных работ. Проекты реализуются в технологическом партнерстве с IBM и Сколтехом. «Программа проектов направлена на создание автоматизированной аналитической системы, способной в реальном времени решать задачу мониторинга и комплексной оптимизации процесса бурения скважины с учетом существующих технологических ограничений», — рассказывает руководитель программ проектов по бурению скважин Научно-Технического Центра «Газпром нефти» Игорь Симон.
Два проекта уже реализованы в рамках НИОКР и перешли на этап тиражирования в дочерних обществах «Газпром нефти». В рамках первого из них — «Определение литологической разности на забое скважины» — был разработан программный продукт, позволяющий минимизировать случаи выхода долота из целевого интервала (продуктивного слоя) на основании данных сопровождения бурения. Второй проект («Прогнозирование осложнений в процессе бурения») посвящен созданию решения, которое распознает в данных сопровождения бурения предвестники аварийных ситуаций и сообщает о них оператору.
Сергей Доктор, руководитель дирекции по добыче «Газпром нефти»:
Использование цифровых инструментов на всех этапах строительства скважин — неотъемлемая часть стратегии по цифровой трансформации блока разведки и добычи «Газпром нефти». Цифровые двойники и специализированные программные продукты позволяют повысить эффективность проводки скважин, кратно уменьшить риск аварий и осложнений в процессе бурения, заканчивания и освоения, снизить риск влияния человеческого фактора и в конечном итоге повышают безопасность всех производственных процессов с одновременным сокращением общей стоимости работ. Изменение подходов к разработке и применение цифровых технологий дают возможность вовлечения новых запасов на активах компании, ранее считавшихся нерентабельными, и позволяют с уверенностью говорить о достижении стратегических целей «Газпром нефти».
Дальнейшее развитие программы связано с еще двумя проектами. Первый — использование методов машинного обучения для более точного прогнозирования пространственного положения скважины — позволит принимать более качественные решение о дальнейшем бурении. Второй даст возможность в режиме реального времени определять продуктивность скважины и за счет этого сократит время на оценку эффективности бурения при текущем положении бурового инструмента. «Во всех этих случаях искусственный интеллект позволит принимать значимые решения о дальнейшем строительстве скважин значительно быстрее, не допуская простоя оборудования и, соответственно, повышения затрат на строительство скважины», — отмечает Игорь Симон.
Наглядно и доступно
Чтобы максимально эффективно использовать данные, важно, чтобы специалист вовремя обратил внимание на проблему и быстро принял необходимое решение. Эта задача в значительной степени связана с правильной визуализацией данных. Отдельный проект, направленный на решение этой задачи, реализуется в Центре управления бурением «Геонавигатор» «Газпром нефти». «Мы хотим представить привычную нам информацию под другим углом, извлечь максимум из каждого байта информации, поступающей в ЦУБ, расположить ее на экране так, чтобы специалист сразу видел все самое важное», — рассказывает руководитель направления в Научно-Техническом Центре «Газпром нефти» Нур Назаров.
Не менее важно и то, что информацией могут пользоваться специалисты разного профиля. Сейчас в ЦУБ работают представители девяти разных специальностей — от геологов до буровиков. И у каждого свои потребности в информации по бурению. Однако раньше вывод данных на экраны был рассчитан в первую очередь на сотрудников службы оперативной инженерно-технической поддержки. Новая визуализация должна обеспечить более эффективное решение задач всеми сотрудниками. «Идея в том, что визуализация должна стать дополнительным инструментом в руках команды, а информация в ней воспринималась в том числе и специалистами непрофильных направлений», — поясняет Нур Назаров.
Предсказание осложнений
Аварийные осложнения при бурении — главный источник непроизводительного времени (НПВ) и, соответственно, повышения стоимости скважин. Во время устранения аварий буровая установка простаивает, между тем деньги за ее использование продолжают выплачиваться по суточной ставке.
Разработанный в «Газпром нефти» программный продукт позволяет распознавать в данных сопровождения бурения предвестники аварийных ситуаций и информирует оператора о вероятности возникновения осложнений. Например, такое осложнение, как дифференциальный прихват, программа определяет в среднем за полтора часа до его наступления. Программа рассчитана на снижение НПВ, связанного с осложнениями при бурении, на 15%.
Для создания модели были использованы исторические данные 40 скважин, признанных абсолютно здоровыми, эталонными. Они стали для программы примерами хорошего бурения, с которыми в дальнейшем процессе обучения сравнивались отклонения, предшествующие осложнениям и аварийным ситуациям. Обучение нейронной сети потребовало значительного количества кейсов и проводилось на исторических данных бурения Новопортовского, Восточно-Мессояхского и Оренбургского месторождений.
Новые средства визуализации позволят изменить сам подход к работе, иначе расставить приоритеты. Раньше инженер тратил определенное время в течение дня на работу с одной скважиной: изучение ее истории, проведение расчетов, составление выводов и рекомендаций. При этом на другие скважины внимания не хватало. Теперь же система будет сообщать о необходимости в нужный момент переключить внимание на другой объект.
Это основные, но далеко не все цифровые проекты в области бурения, которые реализует сегодня «Газпром нефть». Среди них и решения в области промышленной безопасности (видеоаналитика на буровой и удаленный мониторинг состояния здоровья сотрудников при помощи носимых устройств), проекты по регистрации истории бурового оборудования (позволят более точно определять, сколько проработали буровые трубы, верхний силовой привод и талевый канат для их своевременного обслуживания и замены), инструменты оценки эффективности бурения для более качественного планирования будущих затрат, проекты по повышению эффективности управления подрядчиками и др.
Также в перспективе планируется создать возможности для мобильного доступа ко всей необходимой информации по мониторингу бурения. Пока такие решения трудно реализовать из-за ограничений информационной безопасности. Однако движение в сторону мобильности — не просто модный тренд. Для части сотрудников, работающих в полевых условиях (например, буровых супервайзеров), появление таких возможностей станет важным шагом к повышению эффективности работы.
Текст: Дмитрий Вишняков
Фото: Стоян Васев
Инфографика: Алексей Столяров
Источник: http://www.up-pro.ru/
