Ключевые слова: автоматизация, автоматизированная система управления технологическим процессом, АСУ ТП, магистральный нефтепровод, цифровой двойник.
Трубопроводный транспорт имеет стратегическое значение для России, обеспечивая наибольший объем грузооборота. Транспорт нефти по магистральным трубопроводам относится к тем технологическим процессам, где одновременно важны высокая производительность, непрерывность работы и строгие требования безопасности [1–3].
Традиционные SCADA-системы предоставляют базовое управление, но работают реактивно и не способны прогнозировать риски. Оператор физически не может контролировать сложную и масштабную сеть трубопроводов, а любая ошибка может привести не только к экономическим потерям, но и к тяжелым экологическим последствиям. Поэтому возникает необходимость внедрения современных решений, обеспечивающих автоматизацию и прогнозирование происшествий.
Концепция «умного трубопровода» предполагает интеграцию с цифровыми двойниками – виртуальными копиями трубопровода, которые получают данные от датчиков через автоматизированную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП) и возвращают управляющие воздействия. Эта связь позволяет моделировать аварии, прогнозировать отказы, оптимизировать перекачку, обеспечить непрерывный мониторинг. Эти технологии позволяют уменьшить риски, связанные с человеческим фактором.
АСУ ТП
Современный магистральный нефтепровод невозможно представить без автоматизированной системы управления технологическим процессом, или АСУ ТП. Такие системы объединяют датчики, контроллеры, каналы связи, серверы, рабочие места операторов и алгоритмы защиты. Их главная задача состоит в том, чтобы своевременно получать достоверную информацию о состоянии оборудования, помогать оператору принимать решения и при необходимости автоматически выполнять защитные действия [4, 5].
Увеличение протяженности трубопроводов, усложнение оборудования и рост требований к надежности делают ручное управление недостаточным. Человек физически не может непрерывно контролировать сотни параметров на протяжении всего трубопровода. АСУ ТП берет на себя сбор и первичную обработку данных, обеспечивает дистанционное управление объектами и сокращает время реакции на нештатные ситуации [5, 6].
Особенности транспорта нефти по магистральным нефтепроводам
Линейная часть трубопровода соединяется с нефтеперекачивающими станциями (НПС), узлами учета, резервуарными парками и системами электрохимической защиты. В каждом из этих звеньев необходимо контролировать собственный набор параметров: давление, расход, температуру, состояние насосных агрегатов, положение задвижек, уровень в резервуарах, исправность средств пожарной безопасности и др.
Специфика трубопроводного транспорта состоит в том, что объекты расположены на значительном расстоянии друг от друга. Оборудование работает круглосуточно, а изменение одного параметра в начале участка может повлиять на режим всей системы. Если оператор получает информацию с опозданием, то даже небольшое отклонение способно перерасти в серьезную проблему. Именно поэтому нормативные документы по автоматизации и телемеханизации требуют централизованного контроля и дистанционного управления технологическим оборудованием [5].
Для нефтепровода особенно опасны гидравлические удары, превышение допустимого давления, отказ насосного агрегата, потеря электропитания, неисправность запорной арматуры, нарушение связи с удаленными пунктами контроля и утечки нефтепродукта. Кроме того, на площадочных сооружениях важную роль играют системы пожарной сигнализации, загазованности и автоматического пожаротушения. Федеральные нормы и правила прямо указывают, что при проектировании и эксплуатации магистральных трубопроводов необходимо предусматривать средства контроля, противоаварийной защиты и меры по предупреждению аварий [6].
Еще одна особенность состоит в энергетической емкости процесса. Для перекачки нефти используются мощные насосы и электродвигатели. Если режим перекачки выбран неудачно, возрастают потери давления, перерасходуется электроэнергия и увеличивается износ оборудования.
Что такое АСУ ТП и какие задачи она решает
АСУ ТП – это комплекс программных и технических средств, предназначенный для управления технологическим процессом. В справочных источниках АСУ ТП определяется как совокупность управляющих компьютерных устройств и их объединений, обеспечивающих управление разнообразными процессами [7]. Применительно к нефтепроводу это означает, что система должна не просто отображать данные, а связывать между собой измерение, обработку информации, управление оборудованием, сигнализацию и защиту.
Обычно АСУ ТП магистрального нефтепровода строится по многоуровневому принципу. Нижний, или полевой, уровень составляют датчики и исполнительные механизмы: датчики давления, температуры и расхода, концевые выключатели задвижек, датчики вибрации, уровня и загазованности, электроприводы задвижек, пускатели и частотно-регулируемые приводы насосов. Средний уровень образуют программируемые логические контроллеры и терминалы удаленного ввода-вывода, которые получают сигналы с объектов и реализуют локальные алгоритмы. Верхний уровень – это SCADA-система, серверы архива, автоматизированные рабочие места операторов и диспетчеров.
Согласно руководящему документу по автоматизации магистральных нефтепроводов, автоматизация должна обеспечивать контроль работы оборудования, необходимую последовательность операций при управлении и автоматическую защиту оборудования и трубопроводов [5]. Средства телемеханизации, в свою очередь, предназначены для централизованного контроля режима работы нефтепровода, дистанционного управления агрегатами и задвижками, централизованного сбора информации об аварийных ситуациях и анализа режима работы с использованием гидравлической модели в реальном масштабе времени [5].
Основные задачи, решаемые АСУ ТП:
-
сбор и отображение данных в режиме, близком к реальному времени;
-
контроль соблюдения технологических ограничений и формирование тревог;
-
дистанционный запуск и остановка насосных агрегатов, переключение на резервные агрегаты и управление задвижками;
-
автоматическая запись истории процесса, действий персонала и событий;
-
самостоятельное выполнение заранее заданного алгоритма защиты при авариях.
Основные элементы АСУ ТП на нефтепроводе
Полевой уровень представлен датчиками и исполнительными механизмами. На объектах магистральных нефтепроводов контролируются давление, расход, температура, вязкость, плотность, положение задвижек, сигналы пожарной и охранной сигнализации, а также ряд специальных параметров, например, потенциал «труба–земля» в системах электрохимической защиты [5]. Датчики преобразуют физические величины в электрические сигналы, которые далее обрабатываются контроллером. На рис. 1 показан общий вид многозонных термоизмерительных датчиков температуры ТПМ 301 производства НПО «Вакууммаш».
РИСУНОК 1. Общий вид многозонных термоизмерительных датчиков температуры ТПМ 301 [8]
Исполнительные механизмы действуют в обратную сторону: они превращают команду системы в реальное воздействие на процесс. К ним относятся электроприводные задвижки, насосные агрегаты, регулирующие клапаны, устройства включения резервного оборудования, системы пожаротушения. Чем точнее и надежнее работают эти устройства, тем эффективнее АСУ ТП может поддерживать заданный режим.
Средний уровень: контроллеры, телемеханика и локальные алгоритмы. Программируемые логические контроллеры (ПЛК) и RTU-устройства являются «мозгом» локального участка системы. Они опрашивают датчики, фильтруют сигналы, сравнивают фактические значения с уставками, формируют команды и блокировки, обеспечивают местное управление при временном отсутствии связи с верхним уровнем. В учебных и производственных проектах по автоматизации НПС среди базовых функций системы управления выделяются дистанционный сбор и отображение технологической информации, управление оборудованием, сигнализация выхода параметров за границы допуска, технологические блокировки и автоматическая защита [9].
Телемеханика объединяет удаленные объекты в единую систему. Документы по автоматизации магистральных нефтепроводов указывают, что система телемеханизации должна обеспечивать централизованный контроль режима, управление агрегатами и задвижками, а также сбор информации о техническом состоянии оборудования [5]. На практике это особенно важно для линейной части трубопровода, где объекты расположены далеко от диспетчерского пункта.
Верхний уровень: SCADA, архивы и рабочие места операторов SCADA-система выполняет функции диспетчерского управления и сбора данных. На экранах оператора отображаются мнемосхемы технологического процесса, таблицы параметров, тренды, журналы событий и тревоги. Система дает возможность наблюдать процесс в целом, быстро находить причину отклонения и принимать решение. Производители промышленных решений для нефтегазовой отрасли отмечают, что SCADA позволяет удаленно контролировать, измерять и управлять распределенными активами, повышать видимость процесса и улучшать безопасность [10]. На рисунке 2 показано, как может выглядеть мнемосхема на примере мнемосхемы установки подготовки нефти (УПН) Малоичского месторождения нефти в Новосибирской области.
РИСУНОК 2. Пример мнемосхемы УПН месторождения нефти [11]
Не менее важна серверная часть: архивы технологических данных, журналы тревог, отчеты, база отказов и наработки оборудования. Если информация сохраняется корректно, предприятие может сравнивать режимы работы за разные периоды, анализировать повторяющиеся причины отказов и планировать обслуживание не по календарю, а по реальному состоянию оборудования.
В таблице 1 представлены рассмотренные основные элементы АСУ ТП на нефтепроводе.
ТАБЛИЦА 1. Основные элементы АСУ ТП и их функции
Как АСУ ТП повышают эффективность транспорта нефти
Под эффективностью в данном случае понимается способность системы обеспечивать требуемую производительность при минимально возможных потерях времени, энергии и ресурса оборудования. АСУ ТП влияет на эффективность сразу по нескольким направлениям:
-
поддержание оптимального гидравлического режима и снижение перерасхода электроэнергии;
-
сокращение простоев за счет перехода от реактивного обслуживания к состоянию-ориентированному;
-
уменьшение доли ручных операций и ускорение выполнения типовых действий;
-
повышение качества учета и анализа.
В таблице 2 представлен вывод влияния АСУ ТП на работу нефтепровода.
ТАБЛИЦА 2. Влияние автоматизации на показатели работы нефтепровода
Как АСУ ТП повышает безопасность транспорта нефти
Безопасность для магистрального нефтепровода – это не только защита оборудования, но и предотвращение экологического ущерба, пожаров, травм персонала и длительных остановок технологической цепочки. В этой области автоматизация выполняет особенно важную роль.
Вклад в безопасность:
-
Раннее обнаружение отклонений, выделение аварийных и предаварийных состояний, в том числе контроль герметичности трубопровода [12].
-
Технологические блокировки и автоматическая защита, предотвращающие опасные команды. В работе [9] по автоматизации НПС отмечается, что система должна выполнять сигнализацию выхода параметров за границы допуска и обеспечивать технологические блокировки и автоматическую защиту оборудования.
-
Оперативная локализация последствий. Согласно [11], требуется предусматривать средства контроля и противоаварийной защиты, а также меры по предупреждению и локализации аварий.
-
Обеспечение безопасности площадочных сооружений. Документ по автоматизации магистральных нефтепроводов регламентирует применение пожарных извещателей, дистанционное и автоматическое включение соответствующих средств и передачу сигналов в операторную [5].
-
Анализ причин происшествий и предотвращение повторения за счет восстановления хронологии событий.
Условия успешного внедрения и существующие ограничения
Эффективность АСУ ТП зависит от качества проектирования, выбора оборудования и организации эксплуатации. Ключевые требования:
-
Обеспечение надежности измерений, исключение ложных данных;
-
Резервирование критических важных каналов связи и электропитания. Во многих случаях отказ канала связи опасен не меньше, чем отказ самого насоса, потому что диспетчер теряет «видимость» удаленного объекта.
-
Грамотная настройка алгоритмов и эксплуатация.
-
Обучение персонала. АСУ ТП не отменяет роль человека, а меняет ее. Оператор меньше занимается ручными переключениями и больше анализом ситуации, подтверждением тревог и выбором корректной стратегии действий. Это требует понимания технологического процесса и логики работы системы.
-
Информационная безопасность. Современные АСУ ТП используют сетевые технологии, в связи с чем появляются угрозы несанкционированного доступа, подмена данных, вмешательство в работу оборудования.
Цифровые двойники
Концепция и история
Цифровой двойник позволяет прогнозировать поведение физического объекта даже в тех аварийных ситуациях, которые никогда раньше не случались. Согласно национальному стандарту ГОСТ Р 57700.37-2021, цифровой двойник – система, состоящая из цифровой модели и двусторонних информационных связей с реальным объектом или его составными частями [13].
Отправной точкой для развития концепции цифрового двойника можно считать проект по устранению последствий взрыва кислородного бака «Аполлона-13» в 1970 году, который стал прообразом цифрового двойника [14].
В 2002 году Майкл Гривс, основоположник концепции, впервые представил модель цифрового двойника и основные характеристики технологии как инструмента управления жизненным циклом. Позднее эта технология стала использоваться и в ВВС США, а затем она стала активно распространяться на рынке высокотехнологичной промышленности [14].
В соответствии с данными рисунка 3 в эволюции цифровых двойников можно выделить четыре стадии. В первой есть только реальный объект или процесс, во второй появляется цифровая версия, которая описывает реальный объект или процесс, в третьей появляется связь, а в четвертой происходит сближение и пересечение реального объекта или процесса со своим двойником [14].
Визуализация цифровых двойников
ООО «НИИ Транснефть» создало на основе лазерного сканирования цифровую модель головной нефтеперекачивающей станции (ГНПС) магистрального нефтепровода Заполярье – НПС «Пур-Пе». На рис. 4 показана эта модель. Она позволяет в динамике следить за внешними геологическими процессами и их развитием, а на основе полученной информации разрабатывать необходимые решения. На базе этой модели в будущем планируется создать цифровой двойник. Он визуально может выглядеть так же, как цифровая модель, но будет отличаться наличием двусторонней связи, прогнозной аналитикой и возможностью автоматического управления [15].
РИСУНОК 4. Цифровая модель ГНПС-1 магистрального нефтепровода Заполярье – НПС «Пур-Пе» [15]
С помощью облачного веб-приложения SCAND можно создать цифровые двойники промышленных объектов. Платформа объединяет технологии трехмерной съемки, данные датчиков Интернета вещей и аналитику в единой безопасной среде для совместной работы. Например, на основе SCAND можно создать цифровой двойник, который позволяет отслеживать давление и другие параметры в реальном времени, прогнозировать развитие нештатных ситуаций [16]. На рис. 5 показан пример цифрового двойника, созданного с помощью этого веб-приложения.
РИСУНОК 5. Пример цифрового двойника труб, основанный на SCAND [16]
Отдельно стоит отметить цифровой двойник бурения скважины, который способен принимать и обрабатывать данные, поступающие к нему, и прогнозировать потенциальные риски, подбирать оптимальные параметры бурения и предоставлять оперативные рекомендации в режиме реального времени. На рис. 6 представлен пример интерфейса китайского цифрового двойника бурения скважины [17].
РИСУНОК 6. Пример интерфейса китайского цифрового двойника бурения скважины компании Heli Tech Energy [17]
Практическое применение
Сегодня цифровые двойники активно используются в нефтегазовой отрасли. Они позволяют эффективнее управлять предприятием, уменьшить вред окружающей среде и время простоев оборудования. В добыче нефти они применяются по следующим направлениям [14]:
- непрерывный удаленный мониторинг процесса и оперативное реагирование на происходящие изменения;
- оптимизация процессов добычи и производительности оборудования;
- прогнозирование сбоев в работе оборудования и профилактическое обслуживание;
- оценка и снижение производственных рисков;
- оптимизация графиков работы сотрудников;
- оптимизация и повышение безопасности инспектирования предприятий.
В 2017 году компания ВР внедрила систему APEX, которая может создавать цифровые двойники процессов добычи нефти и газа. Она отображает гидравлические модели, основанные на законах физики, объекты нефтегазодобывающей инфраструктуры, а также данные, которые характеризуют ее состояние. За первый год внедрения решения увеличились объемы добычи нефти и газа на 30 тысяч баррелей в день, сократились сроки, необходимые для определения наиболее оптимальных сценариев добычи, с более одного дня до 20 минут, то есть минимум в 72 раза. На рис. 7 представлен участок нефтегазового месторождения «Тандер-Хорс» компании BP, в котором внедрен цифровой двойник APEX [14].
В рамках пилотного проекта ООО "Газпромнефть-Хантос" «Цифровое месторождение» был запущен Центр управления добычей, который объединил все разработанные решения для более эффективной добычи нефти. Это одно из первых российских мероприятий по разработке цифровых двойников, где впервые в России цифровая модель была создана не для одной трубы, а для целого актива. Одним из результатов проекта стала автоматизация процессов ремонта скважин. На начало 2016 года экономия за счет снижения простоев скважин составила 73 млн руб. Опыт «Хантоса» сегодня масштабируется на другие объекты «Газпром нефти» [14].
На 2025 год более половины нефти добывается с помощью цифровых двойников. Они сократили время строительства оборудования и снизили недобор добычи. Например, на Новопортовском месторождении на полуострове Ямал, представленном на рис. 8, цифровые двойники снизили на четверть продолжительность строительства сложных скважин и в два раза сократили недоборы нефти и газа [18].
РИСУНОК 8. Новопортовское месторождение [19]
Применение цифровых двойников позволяет эффективнее добывать углеводороды. Оно ускорило принятие проектов организациями за последние годы более чем в два раза, увеличило скорость бурения на 30 % за пять лет, снизило расходы на 5–15 %, повысило успешность бурения скважин и геолого-технологических мероприятий, превысив 98 % [18].
Если подводить итоги, то цифровые двойники повышают эффективность и безопасность транспорта нефти, оптимизируя работу, ускоряя принятие решений, сокращая простои и ускоряя ввод объектов. С помощью данных АСУ ТП и алгоритмов машинного обучения цифровые двойники могут прогнозировать отказы оборудования, коррозию трубопроводов и другие потенциальные проблемы. Также они могут играть ключевую роль в обучении персонала в разных условиях, включая аварийные ситуации.
Проблемы внедрения
Широкое распространение цифровых двойников сдерживается рядом препятствий [14]:
- Отсутствие единого представления, стандартизации и правового регулирования разработки и использования технологии цифровых двойников. На конец 2022 года первым в мире национальным стандартом стал вышерассмотренный ГОСТ. Отсутствие стандартов ставит под угрозу качество данных, что в дальнейшем может отразиться на производительности. Слабое правовое регулирование сдерживает организации от инвестиций в технологию цифровых двойников.
- Сложность в хранении, обработке и защите генерируемых данных. Они требуют значительных операционных ресурсов, согласованности данных. Также необходимы серьезные финансовые ресурсы для обеспечения кибербезопасности.
- Высокая стоимость технологии. Исследования за 2022 год показывают, что срок окупаемости составляет от 2,5 до 3 лет.
- Ограничения современного программного обеспечения и технологий связи.
- Организационные барьеры. Руководство не понимает потенциал технологии, организации нужно преодолеть «функциональные колодцы» и перейти на единый стандарт, существует дефицит компетенций – разработка требует высококвалифицированных специалистов.
Связь с АСУ ТП
Согласно Национальному стандарту Российской Федерации «Компьютерные модели и моделирование. Цифровые двойники изделий. Общие положения» в цифровом двойнике должны присутствовать двусторонние информационные связи с изделием [13]. Их и обеспечивают АСУ ТП. В «умном» трубопроводе АСУ ТП собирают данные с физических объектов и передают их в хранилище онлайн-данных. Далее на их основе и существующих моделей строится и актуализируется цифровой двойник, который, в свою очередь, анализирует эти данные, прогнозирует потенциальные проблемы и генерирует рекомендации по оптимизации, на основе которых АСУ ТП вносит корректировки в работу оборудования. Таким образом, АСУ ТП являются ключевой составляющей этой технологии, ведь без них цифровой двойник просто стал бы виртуальной моделью.
Перспективы развития и предложения по улучшению в нефтяной отрасли
Авторы пришли к выводу, что для повышения эффективности и безопасности умного трубопровода нужно развить его составляющие, то есть АСУ ТП и цифровые двойники:
- Интеграция искусственного интеллекта с цифровыми двойниками может повысить надежность трубопроводов и снизить эксплуатационные расходы. Физическое моделирование и анализ данных позволяют достичь более высокой надежности прогнозирования. Искусственный интеллект способен обнаружить аномалии, которые могут быть не заметны при использовании обычного цифрового двойника, основанного только на физических уравнениях [20];
- Ежедневно в нефтяном секторе генерируется около 10 петабайт данных, но компании не обмениваются этими данными, что тормозит развитие цифровых двойников [21]. Создание общего сервера данных аварийных происшествий позволит улучшить точность прогнозирования в масштабах всей страны, станет основой для разработки и обучения моделей искусственного интеллекта, создаст предпосылки для формирования единого цифрового двойника всей нефтяной отрасли. Можно собирать обезличенную информацию, то есть только технические характеристики. Это позволит не отпугнуть коммерческие организации раскрытием своих тайн.
- Введение единого стандарта, то есть общей основы и способа создания цифрового двойника. Это позволит ускорить и удешевить проектирование и установку умного трубопровода, так как не придется разрабатывать его с нуля.
- Развитие кадрового потенциала. Компаниям для преодоления дефицита кадров следует активнее работать с высшими учебными заведениями, привлекая новых специалистов и активно участвуя в формировании образовательных программ, учебных планов и непосредственно в учебном процессе.
Выводы
АСУ ТП является ключевым инструментом управления магистральным нефтепроводом. Она объединяет датчики, контроллеры, каналы связи, SCADA-систему и рабочие места операторов в единый комплекс, который обеспечивает непрерывный контроль параметров, дистанционное управление оборудованием, формирование тревог, автоматическую защиту и накопление архивной информации.
Цифровой двойник представляет собой систему, объединяющую цифровую модель и двусторонние информационные связи с реальным объектом. Он является важной частью умного трубопровода в нефтегазовой отрасли. Цифровые двойники позволяют снизить простои, оптимизировать режимы перекачки, сократить количество нештатных ситуаций, повысить безопасность и уменьшить экологический ущерб. Ключевую роль в работе цифровых двойников играют АСУ ТП. Именно они обеспечивают их актуальными данными и возможностью воздействия на реальный объект. Без АСУ ТП цифровой двойник потерял бы свой функционал и стал бы просто виртуальной моделью объекта.
Приведенные примеры подтверждают, что такой подход снижает простои, повышает надежность и снижает экологические риски, но существуют и сдерживающие факторы. Во-первых, разработка и внедрение АСУ ТП и цифровых двойников требуют значительных материальных средств, что сдерживает многие компании. Во-вторых, существует дефицит специалистов в этой области. В-третьих, требуется современное оборудование для обеспечения точных результатов.
Предложенные пути развития умного трубопровода позволяют сделать транспорт нефти и других углеводородов более эффективным и безопасным.
Литература
1. Проектирование и эксплуатация магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов: Учебник для нефтегазовых вузов: для студентов образовательных организаций, обучающихся по направлению магистратуры «Нефтегазовое дело» / М.В. Лурье, Б.Н. Мастобаев, П.А. Ревель-Муроз, А.Е. Сощенко. – Москва: ООО «Издательский дом Недра», 2024. – 624 с.
2. Поляков, В.А. Методы и нормы технологического проектирования нефтепроводов: учебное пособие. Электронный ресурс / В.А. Поляков. – Москва: Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 2019. – 113 с.
3. Современные проблемы транспорта жидких углеводородов / Ю.Д. Земенков, В.В. Голик, М.Ю. Земенкова [и др.]. – Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2019. – 345 с.
4. ГОСТ Р 58362-2019. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизация и телемеханизация технологического оборудования. – М.: Стандартинформ, 2019. – 32 с.
5. РД 153-39.4-087-01. Автоматизация и телемеханизация магистральных нефтепроводов. Основные положения. - М.: ОАО «АК “Транснефть”», 2001. – 124 с.
6. Приказ Ростехнадзора от 11.12.2020 № 517 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности “Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов”». – М., 2020.
7. АСУ ТП: автоматизированная система управления технологическим процессом
9. Белоусов А.Н. Автоматизация нефтеперекачивающей станции: бакалаврская работа. – Томск: Национальный исследовательский Томский политехнический университет, 2017. – 85 с.
10. Системы SCADA для нефтегазовой отрасли
11. Автоматизированная система управления установкой подготовки нефти (АСУ ТП УПН)
12. Матвеева, Ю.С. К вопросу о параметрических методах контроля герметичности магистральных нефтепроводов / Ю.С. Матвеева, С.В. Дейнеко // Губкинский университет в решении вопросов нефтегазовой отрасли России: Тезисы докладов VII Региональной научно-технической конференции, посвященной 100-летию В.Л. Березина, Москва, 19–20 октября 2023 года. – Москва: Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 2023. – С. 394.
13. ГОСТ Р 57700.37-2021. Компьютерные модели и моделирование. Цифровые двойники изделий. Общие положения. – М.: Российский институт стандартизации, 2021. – 28 с.
14. Боровков А.И., Рябов Ю.А., Щербина Л.А. и др. Цифровые двойники в высокотехнологичной промышленности: монография / под ред. А.И. Боровкова. – СПб.: ПОЛИТЕХ-ПРЕСС, 2022. – 492 с.
15. «НИИ Транснефть» создал цифровую 3D-модель ГНПС-1 нефтепровода Заполярье – Пур-Пе
16. SCAND: How to create a living digital twin with sensor data and spatial datasets
17. Drilling and completion digital twin
18. Переосмысление нефтяных запасов искусственным интеллектом
19. Самый крупный в СНГ цифровой двойник объектов подготовки нефти и газа заработал на Ямале
21. Нефтегазовые компании предложили создать в РФ единый центр данных ТЭК
