Он может увеличить суточную добычу на сложных промыслах на 10%.
В Тюменском институте нефти и газа готовы создавать «умные месторождения» и тиражировать технологии управления добычей нефти на основе нейросетей. Также разрабатывается индивидуальный помощник планирования геолого-технических мероприятий (ГТМ). Об этом на заседании Научно-технического совета АО «Татнефтехиминвест-холдинг» (Казань) сообщил руководитель проектов ООО «ТИНГ» Кирил АНДОНОВ.
Сегодня российские нефтяники сталкиваются с падением добычи нефти на высоковыработанных месторождениях, напомнил докладчик. Снижается эффективность ГТМ на базовом фонде скважин. На зрелых промыслах растут затраты и себестоимость производства «черного золота».
Для повышения эффективности добычи в «ТИНГ» разработали инструменты управления скважинами на основе нейросетей. Они обрабатывают такую информацию с добывающих скважин, как дебит жидкости, обводненность и забойное давление. С нагнетательных скважин датчики получают данные о приемистости воды.
На основе всего этого можно автоматизировать перераспределение закачки в системе скважин. Для этого не нужны капиталоёмкие ГТМ. Также ИИ позволяет ускорить принятие решений.
Искусственный интеллект может помочь увеличить суточную добычу нефти на 10%, а непроизводительную закачку – сократить на 10%. При этом сокращается количество попутно-добываемой воды (ПДВ) на 12%. В свою очередь, себестоимость нефтедобычи снижается на 12%. На 10% можно увеличить остаточные извлекаемые запасы нефти. Коэффициент извлечения нефти (КИН) при этом может вырасти на 5%.
Нейронная сеть обучается на основе показателей эксплуатации скважин.
«Три года — минимальный срок обучения нейросети, — приводит Информ-Девон слова Андонова. — Система создана для действующих скважин, но новые скважины не «ломают» систему. Каждую нейронную сеть обучаем под конкретный объект».
Нейросети — лишь одно из звеньев технологической платформы, подчеркнул генеральный директор ТИНГ. Тюменский институт нефти и газа внедряет и системы автоматизации промыслов с помощью дистанционно управляемых задвижек. Это позволяет избежать ситуаций, когда операторы не успевают реагировать на нештатные ситуации.
Опытно-промышленные работы были запущены еще в 2013 году на объектах ЛУКОЙЛа в Западной Сибири и месторождении Карамандыбас в Казахстане (разрабатывается госкомпанией «КазМунайГаз»). В 2017 году данные решения отработали на Западно-Малобалыкском, Унтыгейском и Арланском месторождениях компании «Нефтиса».
Позже был запущен проект «роботизации» Западно-Малобалыкского месторождения в ХМАО-Югре. В общей сложности оцифровано более чем 14 тысяч скважин в Западной Сибири, Крайнего Севера и Поволжье.
«В 2019 году приняли решение сделать эту технологию основной для выработанных месторождений ЛУКОЙЛа», — цитирует ИА «Девон» докладчика. Также по заказу этой компании создали софт.
В 2024 году Информагентство «Девон» сообщало, что компания «Эттон Нефтегазовые решения» представила на заседании совета директоров «Татнефтехиминвест-холдинга» новые IT-решения для нефтегазовых компаний.
Система «цифрового месторождения» позволяет управлять скважинами, повышать промышленную безопасность. Так, с помощью компьютерного зрения анализируется видео с производственных объектов. Это позволяет предотвратить аварии.
Автоматизированная информационная система включает в себя интеллектуального помощника. АИС сама выявляет отклонения устьевых параметров скважин, планирует технологический режим оборудования, замеряет данные с установок АГЗУ, управляет добычей и т.д.
Источник: https://iadevon.ru/
