Пермский прорыв

Без остановок

Предприятия топливно-энергетического комплекса по всему миру ежегодно сталкиваются с невозможностью точно оценивать проницаемость горных пород (способность пропускать через себя жидкости) при непрерывной работе скважин. Именно проницаемость и характеристики рабочей зоны являются ключевыми критериями продуктивности месторождения.

Ученые Пермского национального исследовательского политехнического университета представили программный комплекс, способный радикально изменить подход к мониторингу фильтрационных свойств нефтяных пластов и снизить убытки добывающих компаний от вынужденных остановок скважин.

Чтобы понять, чего добились представители высшей школы, нужно вспомнить о том, как выглядит традиционный процесс. Классические гидродинамические исследования требовали обязательной остановки скважин – иногда на несколько суток – что влекло за собой ряд технологических сложностей и финансовых издержек.

Для оценки фильтрационных свойств сегодня применяют несколько традиционных методов, которые имеют серьезные технологические и экономические ограничения. Геофизические методы анализируют данные в радиусе от двух до трех метров от скважины, хотя основные фильтрационные процессы происходят в более удаленных местах, которые не попадают в аналитические сводки.

Этот подход к мониторингу фильтрационных свойств нефтяных пластов был в корне изменен пермскими учеными. Инновация положительно отразится на экономике предприятий.

«В результате интеллектуальная система научилась создавать «цифрового двойника» скважины. Раньше, чтобы узнать, в каком состоянии находится пласт, инженерам приходилось останавливать работу скважин. Теперь этого делать не нужно: эксперт загружает в систему актуальные, регулярно снимаемые показатели с месторождения. На основе этих вводных программа за несколько часов сама строит графики и предсказывает, как бы вело себя давление, если бы добычу остановили для традиционного исследования. ИИ сам анализирует все данные и выдает точное значение проницаемости удаленной зоны пласта».

Дмитрий Мартюшев

доктор технических наук, профессор кафедры «Нефтегазовые технологии» Пермского национального исследовательского политехнического университета

Задача для ИИ

В основу нового метода положено несколько принципов. Почти абсолютный результат обеспечивает совмещение машинного обучения и создание цифрового двойника скважины. База сформирована из 3 500 гидродинамических исследований, прошедших через фильтрацию и систематизацию экспертов. Важно, что в традиционных исследованиях часто не учитывается такой фактор, как изменение характеристики пластов в реальном времени. Ведь эти величины не статичны и не желают вставать на паузу до момента завершения анализа информации. В итоге работы, построенные на фактически устаревших данных, приводят к попаданию воды в скважины, неэффективному использованию систем поддержания внутреннего давления и недополучению значительных объемов нефти.

В изобретенном программном комплексе оценка строится на данных, собираемых по множеству параметров, включая свойства породы и флюида. При этом алгоритм учитывает результаты традиционных испытаний. Поведение пласта в ситуации предполагаемой остановки выстраивается в виртуальном пространстве.

Принципом обучения программы стала методика, схожая с распознанием изображений нейросетью. Вместо картинок алгоритм обучался на огромной массе графиков внутрипластового давления, связанных с конкретными и очень детальными значениями. В итоге ИИ-система смогла выявлять взаимосвязи между различными показателями пласта, самостоятельно строить графики на основе этих данных и определять по ним проницаемость горной породы.

Масштабируемое решение

Программный комплекс является законченным и, что немаловажно – масштабируемым отраслевым решением. Оперативность мониторинга фильтрационных параметров пластов сокращается от недели до нескольких часов. Таким образом, повышается инвестиционная привлекательность самих месторождений. Ведь, помимо отсутствия потерь от простоев, повышается оперативность принятия технологических решений. Постоянный мониторинг позволяет поддерживать режим добычи, оптимизируя работу нагнетательных систем.

Конечно, каждое отдельное внедрение требует достаточного объёма исторических и эксплуатационных данных, доступа к протоколам бурения и добычи, а также адаптации под конкретные поля с учетом региональных особенностей пластов.

Разработка ученых Пермского «Политеха» полностью соответствует государственным программам: отвечает задачам цифровизации ТЭК, импортозамещения интеллектуальных продуктов, повышения эффективности ресурсоотдачи. Поэтому уже в ближайшее время можно ожидать пилотную версию для коммерческой эксплуатации, тиражирование на крупные месторождения, интеграцию с уже действующими цифровыми системами.

Для перехода на массовое внедрение требуется получение подтвержденных экономических результатов, публикация кейсов внедрения. В этом случае возможно формирование бизнес-модели по лицензированию и экспорту подобного ПО, которое ускорит процесс цифровизации добывающей отрасли.