Версия для печати
Вернуться к списку

К 25-летию ПАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ»: инвестиции в глобальную диджитализацию разработки месторождений нефти и газа и новые векторы российско-индийского научно-образовательного, финансово-экономического, промышленно-технологического и эколого-энергетического академического сотрудничества

В 2020 году отмечается 25 лет со дня основания компании ПАО «Газпром нефть». Накануне юбилея в Москве был проведен форум, на котором рассматривались особенности разработки месторождений нефти и газа. Особое внимание уделялось различным аспектам глобальной диджитализации и новым векторам научно-образовательного, финансово-экономического, промышленно-технологического и эколого-энергетического академического сотрудничества ученых разных стран, например, России и Индии.

Форум, проведенный Центром новых технологий совместно с Обществом инженеров нефтегазовой промышленности (SPE) при тесном финансово-экономическом, промышленно-технологическом и эколого-энергетическом сотрудничестве и научно-образовательной кооперации с другими предприятиями и организациями, открылся докладом А.В.Слободянюка (г. Тюмень) о новых технологических решениях АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» для интеллектуализации газоконденсатных месторождений. Была представлена концепция развития цифрового интеллектуального предприятия, реализуемая в АО, в частности, включающая дооснащение АСУТП для сбора, обработки и передачи данных системами дистанционного мониторинга и управления оборудованием в автоматическом режиме. Интегрированная модель газового промысла предусматривает комплекс цифровых двойников с моделированием процессов, многовариантными расчетами для поиска оптимального решения в соответствии с заданными критериями оптимизации. Глобальная диджитализация предполагает внедрение в промышленное производство комплекса Систем автоматизированного управления промыслами, Систем автоматического регулирования скважин с дальнейшей интеллектуализацией газовых и газоконденсатных промыслов. Данные о промыслах постоянно обновляются в интегрированной модели и ее цифровых двойниках с различными режимами эксплуатации, датчиками обеспечивается мониторинг процессов от забоя до товарных узлов с контролем расхода и состава флюидов. Инвестиции позволили разработать АО специализированное ПО для учета и контроля обработки данных, оптимизации технологических процессов и прогнозирования. Разработанная при участии российских ученых Система удаленного контроля технологического состояния и режима эксплуатации скважин позволяет автоматизировать управление технологическими процессами участков промысла с перспективой дистанционного управления технологическими процессами всего объекта. Например, перманентные забойные системы подключаются через кабельный ввод в фонтанной арматуре: в АО 75% скважин уже оборудованы перманентными забойными датчиками температуры и давления. Более 80% скважин в АО оснащены блоком регулировки скважины с электроприводом: изменение режима работы скважин обеспечивается не сменой штуцера «вручную», а из операторной – удаленно. Без стационарных забойных систем (СЗС) график проведения корректировался при исследовании подрядчиками с выездом на место и проведением точечных замеров. Глобальная диджитализация с СЗС обеспечивает замеры на каждой скважине в режиме «24х7», что позволяет вести дистанционный мониторинг динамики изменений параметров работы участка.

В АО большинство кустовых площадок оборудовано стационарными многофазными расходомерами (СМР), позволяющими получать точную информацию о продуктивности скважины и составе флюида. Результаты расходометрии корректируют технологические процессы по всей цепочке – от учета запасов до подсчета мультипликативного экономического эффекта. Благодаря программе капиталовложений АО и привлечению инвестиций уже в 2022 году будет завершена разработка СМР «РН-Расходомер».

Глобальная диджитализация в АО позволила сформировать полную интегрированную модель для контроля и управлением системой промысловых работ с характеристикой потока по стволу скважины, построением профиля добычи, анализом компонентного состава с прогнозом пластовых давлений. Установки подготовки обеспечивают необходимые технологические режимы с контролем качества товарной продукции, сеть сбора данных подбирает оптимальные режимы эксплуатации с расчетом и контролем устьевых параметров. Капиталовложения АО и частные инвестиции позволяют, в частности, разрабатывать ПО для анализа и обработки данных реального времени, оптимизации технологических процессов, краткосрочного и среднесрочного (а в перспективе – и долгосрочного!) прогнозирования на основе интегрированного моделирования: в 2020 году – базового функционала, в 2021 году – расширения до платформы «МАРС» по управлению моделями, их запуском и регулярным обновлением.

Инвестиции в глобальную диджитализацию АО позволили, в т.ч., оптимизировать исследования по полному контролю динамики расходов и изменению давления и температуры. Полнота и качество данных обеспечат построение интегрированных моделей для оптимизации инфраструктуры месторождений, повышения качества их проектирования и перспективного планирования разработки. Сформированная база знаний для принятия решений скорректирует работу цифровых двойников, повысит качество автоматического управления технологическими процессами с минимизацией работы оператора (т.н. «человеческого фактора») и повысит уровень автоматизации месторождений с оптимизацией расходов в режиме реального времени. Реализованные в АО инвестиционные проекты по оснащению месторождений стационарными системами и интегрированными моделями обеспечивает бесперебойную работу промыслового оборудования с высокой точностью и скоростью выполняемых расчетов. Инвестирование в отечественные технологии многофазной расходометрии, разработанные с участием российских ученых, в т.ч., сотрудников ряда академических институтов, позволили повысить эффективность функционирования оптимизационных алгоритмов и снизить себестоимость технологий, обеспечив ее широкое применение, востребованность на рынке высокотехнологичной наукоемкой продукции и тиражируемость программно-технических решений на ее основе. Капиталовложения в разработку ПО обеспечат разработку принципов и методов построения Систем автоматизированного управления промыслами, что является следующим шагом на пути к глобальной диджитализации разработки месторождений нефти и газа. В завершение докладчик отметил, что АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ», являясь одной из ключевых площадок по внедрению цифровых проектов в ПАО «НК «Роснефть»», оснастила большинство промысловых объектов системами измерений и управления. Создание в АО собственного ПО и СМР позволит реализовать масштабный инвестиционный проект по обеспечению глобальной диджитализации одной из ведущих нефтяных компаний России.

Отечественные ученые имеют уникальный опыт освоения нефтегазовых месторождений на Арктическом шельфе России. В 2020 году отмечается 25 лет ПАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ», осуществляющей добычу нефти на северном континентальном шельфе. В инвестиционном проекте по проектированию, созданию и запуску в промышленную эксплуатацию Морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) «Приразломная» активное участие принимали ученые старейшей отечественной Академии – Российской академии наук (РАН)! Академик-секретарь Отделения информатики, вычислительной техники и автоматизации (ОИВТА) РАН (в 2002 – 2007 годах ОИВТА было переименовано в Отделение информационных технологий и вычислительных систем – ОИТВС, с 19 декабря 2007 года – Отделение нанотехнологий и информационных технологий, ОНИТ) академик РАН Е.П.Велихов совместно с генеральным директором ООО «ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ», членом-корреспондентом РАН А.И.Гриценко и рядом других разработчиков в тесном сотрудничестве с предприятиями ОПК РФ, институтами РАН и легендарным Курчатовским институтом реализовали первый крупнейший российский проект по строительству МЛСП для добычи нефти на арктическом шельфе. Отметим, что 85 лет со дня рождения Евгению Павловичу исполнилось 2 февраля 2020 года, Александру Ивановичу – 9 ноября 2019 года!

О российском опыте проектирования блочно-модульных сооружений при обустройстве нефтегазовых месторождений повествовал И.А.Лопатин, начальник технологического отдела по подготовке нефти и газа АО «ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ». Илья Анатольевич отметил необходимость разработки новых методов и принципов обустройства месторождений не только уменьшением концентрации запасов, коротким сроком их эксплуатации, но и локализацией месторождений в сложных климатических условиях (низкие температуры, мерзлота, обводнение, удаленность от инфраструктуры), а также ростом числа месторождений с высоким риском «не подтверждения запасов» и сжатыми сроками реализации отраслевых инвестиционных проектов. Низкая применимость типовых решений обусловлена возрастающим объемом корректировок при адаптации к реальным условиям разработки и эксплуатации месторождений. Сокращение сроков проектирования при модульном (блочном) подходе позволит снизить затраты и повысить эффективность эксплуатации: в докладе были приведены примеры Сузунского, Среднеботубинского, Тазовского, Песцовского и других нефтегазовых месторождений. В частности, при их диджитализации достигнут необходимый уровень самодостаточности по подготовке нефти, газа, воды, распределению электроэнергии, управлению технологическими процессами, при этом унифицированность многих блоков и модулей позволяет их многократно использовать. Быстрый и качественный монтаж и демонтаж за счет максимальной заводской готовности снижает издержки с увеличением производительности на 50% при установке модулей дополнительных аппаратов. Глобальная диджитализация позволяет снизить срок ввода объекта до 1 года. При увеличении металлоемкости проекта на 10-20% сокращаются сроки строительства и запуска объектов, снижается общая стоимость проекта благодаря сокращению объемов строительства, уменьшаются затраты на логистику из-за применения блоков при транспортно-погрузочных работах, возрастает качество обслуживания с минимизацией сроков испытаний на месте монтажа, минимизируются риски внесения изменений в проект при необходимости доработки оборудования из-за нестыковок при монтаже, существенно повышается (возрастает) эффективность производства со снижением риска превышения затрат и сроков строительно-монтажных работ.

Выступление директора по продажам в России компании «Технологические Системы Шлюмберже» Р.М.Ремеева было посвящено перспективным трендам и инновационным разработкам для обустройства нефтегазовых месторождений. Руслан Маратович отметил новые разработки для подготовки нефти, газа, пластовой и морской воды и твердых примесей. Среди основных проблем развития отрасли в качестве ключевых были выделены изменения свойств добываемого скважного продукта, ухудшение ресурсной базы, глобализация на рынке энергоресурсов с ростом конкуренции и колебаниями рыночных цен на углеводороды, а также экологические требования с изменениями в нормативно-правовой базе и вариациями стоимости отраслевых инвестиционных проектов. Соответственно, в качестве возможных решений, в частности, предлагается частичный отказ от капитального строительства с переходом к применению типовых мобильных установок и возрастанием инвестиционной привлекательности проектов с участием различных сервисных моделей. Здесь востребован опыт проектирования и строительства объектов для нефтегазовой отрасли, например, нефтехимической: такие установки успешно разрабатывают в Институте нефтехимического синтеза имени А.В.Топчиева РАН: его директором, а после в течение многих лет – научным руководителем был всемирно-известный ученый, академик РАН Саламбек Наибович Хаджиев – 7 января 2021 года ему исполнилось бы 80 лет со дня рождения (07.01.1941-02.03.2018)!

Концепция перехода «от систем для ранней добычи до комплексных объектов подготовки» включает модульные системы ранней подготовки производительностью до 10 тысяч куб.м/сутки по нефти соответствуют минимальным требованиям по продукту на выходе, сжатым срокам поставки и ввода в эксплуатацию, стандартам по модулям, характеристикам по сепарации нефти и газа и высокой степени мобильности. Для их строительства не требуются капитальные фундаменты, очистка воды – до 100 мг/л нефти. Более мощные – объекты производительностью до 20 тыс.куб.м/сутки по нефти, соответствующие повышенным требованиям к продукту на выходе. Для их возведения необходим капитальный фундамент с эстакадой, модули такой степени сложности нередко строятся по индивидуальным инвестиционным проектам, срок поставки и ввода в эксплуатацию нередко растягивается от 1 года до 1,5 лет, что относит их к основным средствам: конструкция зависит от многих требований заказчика и условий на площадке. Полноценный комплекс подготовки нефти и газа производительностью от 20 тыс.куб.м/сутки по нефти обладает самыми высокими требованиями к продукту на выходе, нередко реализуется посредством системы инжиниринговых проектов, соответствует высокой степени сложности технологических решений, но и имеет более длительный срок поставки и ввода в эксплуатацию – от 2 до 4 лет. Примером успешно реализованного инвестиционного проекта является установка подготовки высоковязкой нефти в Венесуэле: она собрана и запущена в работу за 1,5 года. Ее производительность по воде – 1700 куб.м/сутки, по газу – 280 тыс.ст.куб.м/сутки, по нефти – 8 тыс.куб.м/сутки. Другой пример: модульная установка в Омане, собранная и запущенная в работу за 14 месяцев: она обладает производительностью по воде 1600 куб.м/сутки, по газу – 28 тыс.ст.куб.м/сутки, по нефти – 500 куб.м/сутки. Модульная установка «ранней» подготовки нефти в России («Мессояханефтегаз») собрана и запущена в работу за 3 месяца и обладает производительностью по нефти 1000 куб.м/сутки. Также разработаны модульные установки подготовки газа Джоуля-Томпсона производительностью 57, 141 и 283 тыс.куб.м/сутки, модульные установки стабилизации конденсата производительностью 160-4770 куб.м/сутки, модульные установки осушки газа гликолем производительностью 0,5-5,5 млн.куб.м/сутки, модульные установки аминовой очистки газа производительностью 5,5 млн.куб.м./сутки, модульные газоперерабатывающие установки CryoCAM 200 с номинальной производительностью 200 MMSCFD (около 5,6 млн.куб.м/сутки) с производственным диапазоном от 80 до 225 MMSCFD (от 2,25 до 6,5 млн.куб.м/сутки) и CryoCAM 75 с номинальной производительностью 75 MMSCFD (порядка 2,0 млн.куб.м/сутки) с производственным диапазоном от 30 до 90 MMSCFD (от 0,85 до 2,5 млн.куб.м/сутки). Содержание широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в исходном газе – от 3 до 7 GPM (галлонов в тысяче куб.футов газа); установки предназначены для низкотемпературной сепарации, осушки газа молекулярными ситами и извлечения ШФЛУ. Применение типовых мобильных установок позволяет сократить сроки ввода объектов в эксплуатацию, снизить капитальные затраты и унифицировать используемое оборудование. Среди возможных недостатков следует отметить снижение технологической эффективности оборудования, повышение степени его износа вследствие перебазирования и перенастройки, и возрастание рисков в сфере промышленно-технологической и эколого-энергетической безопасности.

Следует отметить, что при капитальном строительстве индивидуально выбирается оптимальная конфигурация установки подготовки, конструкция технологического оборудования, материалы для изготовления оборудования, применяемые энерго-, нефтегазовые и водные ресурсы, что повышает степень технологической эффективности оборудования и в целом объекта подготовки. Работы, проводимые совместно с рядом академических институтов, подтвердили расчеты, свидетельствующие о том, что для повышения технологической эффективности типовых мобильных установок необходима их «донастройка» (т.н. «тюнинг») на каждом месторождении (объекте), т.е. при разработке конструкции технологического оборудования целесообразно заранее предусматривать возможность дальнейшего «тюнинга». Примером сокращения капитальных затрат являются компактные флотаторы и дегазаторы с объемом аппаратов меньше 10 куб.м с монтажным весом (МВ) 125 тонн и эксплуатационным весом (ЭВ) – 240 тонн. Применяемое ныне в РФ оборудование объемом 200 куб.м имеет МВ 700 тонн и ЭВ – более 3300 тонн. Международная научно-образовательная, финансово-экономическая, промышленно-технологическая и эколого-энергетическая кооперация с российскими и зарубежными предприятиями и организациями, включая академические институты, позволила Шлюмберже с 1974 года успешно реализовать свыше 80 инвестиционных проектов по мобильным комплексам для подготовки нефти и газа, подготовить более 500 млн.баррелей нефти. Диапазон производительности объектов подготовки нефти варьируется от 50 куб.м/сутки до 20 тыс.куб.м/сутки. В России сформирована команда специалистов, готовых отработать процедуры по безопасности оказания услуг на лабораторном оборудовании в РФ и на переносных модулях для тестирования новых технологий на объектах, имеются средства моделирования технологических процессов, отдел проектных работ, подготовки информации и сертификации, базы данных по месторождениям и пластовым флюидам, ремонтные мастерские и сервис–центры обслуживания в РФ, комплексы расчета финансово-экономических и промышленно-технологических параметров трубопроводных систем и парк готового блочного оборудования.

Ведущий инженер АО «ТомскНИПИнефть» Н.А.Вааль представила результаты анализа текущей методологической базы по расчету операционных затрат (РОЗ), согласно которым предлагается проводить РОЗ укрупнено, с учетом ресурсного метода. Достижение качественно-целевой сходимости с этапом эксплуатации предполагает внесение изменений в методику в связи с необходимостью проведения более детальных расчетов на концептуальной стадии. Наталья Александровна представила обзор программных продуктов, в частности, QUESTOR и Ingenix Cost Manager. Например, для оценки затрат QUESTOR применяется ресурсный метод, использующий регулярно обновляемые базы данных по ряду Субъектов Федерации РФ, что позволяет рассчитать стоимость эксплуатации каждого объекта. В Ingenix Cost Manager применяется комбинированный ресурсный метод, загружающий информацию из баз данных РФ, что позволяет определить стоимость эксплуатации каждого объекта. Наполнение модели финансово-экономическими и промышленно-технологическими данными от дочерних обществ ПАО «Роснефть», подключение множества профильных специалистов для обработки больших массивов технической документации, развитие кросс-платформенных подходов для Big Data и низкая производительность или неполнота существующих программно-технических решений обуславливают переход на новую IT-платформу, позволяющую сократить величину отклонения процента результатов от фактических данных на этапе эксплуатации месторождения, что существенно повысит достоверность расчетов.

Генеральный директор компании «Цифровое проектирование» А.В.Ельонышев рассмотрел технологии комплексной оптимизации обустройства нефтегазовых месторождений на ранних этапах освоения. Андрей Вадимович отметил важность повышения эффективности концептуального проектирования на примере сервисов оптимизации обустройства месторождений, сбора и обработки данных по разведке и разработке нефтегазовых промыслов. Применение программно-технических разработок для проектирования оптимальной сети автодорог с учетом цифровых моделей местности, стоимостных моделей, диджитализационных моделей рельефа, существующей инфраструктуры, допустимых углов пересечения с другими линейными объектами позволило оптимизировать дорожную сеть. Учет размещения в дорожной сети карьеров стройматериалов с расчетом удаленности дорог от мест их размещения позволило минимизировать логистические затраты. Аналогично, проектирование оптимальной сети трубопроводов с анализом планируемых годовых объемов продукции и финансово-экономических и промышленно-технологических параметров продукции по соответствующему отраслевому инвестиционному проекту позволяет оптимизировать трубопроводную сеть с расчетом удельного давления на каждый участок трубы. Учет диаметров труб позволил оптимизировать стоимость строительства трубопроводов в среднем на 10%. Проектирование оптимальной сети ЛЭП с координатами источников электроэнергии, класса напряжения на выходе из источника, координат потребителей, класса напряжения на каждом потребителе и профиля электрических нагрузок по годам сокращает время и снижает затраты на проектирование. Оптимизация размещения производственных и строительных площадок, в среднем, дает экономию затрат от 10 до 20%. Реализованное программно-технологическое решение GeoDesign ориентировано на оптимизацию проектирования сети автодорог, в т.ч., с учетом карьеров стройматериалов, трубопроводов, ЛЭП, площадок, логистических маршрутов: достигается оптимизация до 30% за счет учета мест размещения пунктов поступления и потребления материально-технических ресурсов (МТР), размещения промежуточных складов и расчета стоимости на транспортировку, хранение и погрузочно-разгрузочные работы. Еще одна сфера применения – оптимизация стоимости МТР: выполняется расчет оптимального по стоимости логистического варианта транспортировки строительных материалов с учетом различных ограничений и проводятся аналитические исследования с формированием подробных рекомендаций по освоению карьеров на разных этапах строительства. В программно-техническом комплексе реализована автоматическая обработка геофизических данных с автоматической корреляцией скважин и построением 3D-моделей месторождения, автоматическим определением литотипов, идентификацией фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, восстановлением каротажных данных (КД), контролем качества и поиском неточностей в КД с выявлением «пропущенных интервалов» - маломощных пластов и протопластов. ПО применимо для проектирования оптимального размещения объектов возобновляемых источников энергии (ВИЭ) на шельфах: решаются задачи по комплексному финансово-экономическому и промышленно-технологическому обоснованию применения ВИЭ на основе природно-климатического, технического и экономического потенциала территории, выбору оптимального типа и состава оборудования с оптимизацией местоположения.

Представитель компании «Ingenix Group» выступил с научным сообщением о комплексном применении ПО Pipesim (Schlumberger) и ICM (Ingenix Group) при оценке экономической эффективности вариантов наземного обустройства с целью реализации потенциала дополнительной добычи нефти. На примере задачи по разработке концептуального проекта и технико-экономического обоснования строительства новых кустов скважин на месторождении, выполненной в научной кооперации с рядом предприятий и организаций, включая академические институты, использовался Pipesim – симулятор многофазного потока, на котором моделировалась работа добывающих и нагнетающих скважин, конструкция скважин с детальным моделированием забоя, механизированная добыча и оптимизация режимов работы скважин. Также в ПО Pipesim для однониточных трубопроводов и сетей выполнялся подбор оптимального диаметра, определение потенциальных осложнений (в т.ч., эрозионный и коррозионный износы, парафины, гидратообразование), анализ сетей сбора продукции и систем распределения закачки любой сложности, включая магистральные трубопроводы, и определение узких мест с оптимизацией сетей сбора. ПО учитывает топологию пространства и размещение наземного оборудования (в т.ч., штуцеров, компрессоров, насосов) с привязкой по ГИС-картам (включая возможность применения карт для определения профиля трубопровода). Инструментом для оценки CAPEX/OPEX и эффективности инвестиций в нефтегазовые проекты является ICM, обеспечивающий доступ к уникальной пятиуровневой базе данных затрат из 1800 объектов с возможностью хранения корпоративных баз данных пользователей в удобной структуре. В ICM реализован функционал для редактирования и моделирования стоимости объектов капитального строительства с расчетом профилей CAPEX/OPEX и экономики проектов с учетом налоговых льгот и макропараметров. Реализован импорт данных из Pipesim в ICM с расчетом стоимостных моделей объектов капитального строительства в Ingenix Cost Manager для трубопроводных систем, автодорог, ЛЭП и кустовых площадок месторождений. В ICM реализован расчет стоимости объекта: из Pipesim импортируются координаты трубопроводов и кустовых площадок, диаметры и толщины стенок трубопроводов, глубины прокладок трубопроводов, производительность трубопроводных систем. Также учитываются данные о протяженности объектов с учетом рельефа местности, наличие лесов и болот, пересечение водных преград, автомобильных и железных дорог. На топологической основе ICM проводится расчет дополнительных данных: по импортированным координатам из Pipesim на основе ICM происходит построение трубопроводов и кустовых площадок. Возможен также расчет стоимости прочих объектов наземного обустройства: автодорог, объектов основного и вспомогательного производства. Расчеты отражаются на изменении параметрической стоимостной модели ICM: например, исходные данные отражаются на стоимости работ по монтажу трубопроводов и статьях затрат на строительство трубопроводных систем. Результаты применимы при пересчете стоимости по аналогам: рассчитанные в ICM укрупненные удельные показатели на уровне узлов и блоков облегчают пересчет стоимости, если необходимо применять аналоги. Функция сравнения объектов позволяет оценить и сопоставить финансово-экономические и промышленно-технологические параметры изделий и их влияние на стоимость строительства в целом и частями (конкретные технологические блоки – изменение толщины стенки, глубины прокладки и т.п.). Итогом тестирования совместной работы Pipesim и ICM в целях реализации концептуального проекта является оптимизированное комплексное решение с учетом пожеланий заказчиков, инвесторов и соисполнителей, многовариантные итерационные расчеты с высоким уровнем детализации и всесторонний анализ рисков проекта. Например, в Ingenix Cost Management для 9 типов трубопроводов учитываются 32 влияющих параметра (ВП), для 3 типов условий прокладки дорог – 18 ВП, для 3 типов кустовых площадок месторождений – 45 ВП, для 5 уровней напряжений ЛЭП – 15 ВП (предусмотрена возможность увеличения типов объектов и количества влияющих параметров с установлением корреляционных связей между ними).

Выводы и рекомендации:

Формирование эталонной модели расчета операционных затрат при эксплуатации нефтегазовых месторождений является необходимым условием повышения эффективности разработки объекта и предполагает разработку импортозамещающего ПО с возможностью конфигурации эталонной модели. Целесообразно проведение в 2021 году Международной научно-практической конференции с рабочим названием «Цифровизация ТЭК» под патронажем РАН. В рамках пленарных заседаний и научных сессий с участием представителей ПАО «ГАЗПРОМ», ПАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ» и других ведущих нефтегазовых компаний, в частности, возможно рассмотрение вопросов разработки импортозамещающего ПО, соответствующего требованиям российских нефтегазовых предприятий и организаций.

Для предприятий и организаций ТЭК крайне необходимы технологии, применяемые в отраслевых приборах и оборудовании, в т.ч., для производства транзисторов с круговым затвором и горизонтальным расположением каналов (Gate-All-Around Field-Effect Transistor – GAAFET). В GAAFET нет роста токов утечки, что делает его востребованным в широком спектре продукции для ТЭК. В 2023-2024 годах ожидается переход с 5-нм на инновационный 2-нм технологический процесс производства. Согласно экспертным оценкам, производство будет начато фирмой «TSMC»: вначале ее «плавный переход» на новую «3-нм технологию» в тестовом режиме начнется в начале 2021 года, массовое производство – в конце 2022 года, а уже затем – переход на «2-нм технологию».

Глобальная диджитализация разработки месторождений нефти и газа предполагает расширение географии применения передовых российских научных решений, например, в Индии – давнем партнеры России, члене ООН, ШОС, БРИКС и многих других авторитетных международных организаций. В частности, необходима интенсификация кооперации ученых с расширением российско-индийского научно-образовательного, финансово-экономического, промышленно-технологического и эколого-энергетического академического сотрудничества, основы которого были, в частности, заложены всемирно-известным ученым-индологом, членом Бюро Индийского философского общества, академиком АН СССР и РАН Евгением Петровичем Челышевым (27.10.1921-13.10.2020).