Wie Software hilft, den Weg zur staatlichen Reservekommission zu verkürzen / Sudo Null IT News

Früher haben wir unsere eigene Software entwickelt, um teure Importlizenzen zu sparen. Jetzt befinden wir uns in einer Situation, in der „niemand außer uns“ ist, weil es praktisch keine funktionierende importierte Software mehr auf dem russischen Markt gibt.

Stellen wir uns für eine Sekunde vor, Sie hätten ein Ölfeld. Können wir sofort mit der Ölförderung beginnen? Natürlich nicht. Zunächst müssen die Anforderungen des Baugrundgesetzes eingehalten werden. Wenn wir ein wenig vereinfachen und die Prozesse der geologischen Exploration und der Erlangung einer Lizenz für die Öl- und Gasförderung weglassen, dann müssen wir, um mit der Produktion beginnen zu können, eine Produktionslizenz und ein geologisches Modell des Feldes haben. Die Lizenz beschreibt, was wir aus welchen Lagerstätten fördern dürfen, d.h. Teile der Erde. Es wird für einen bestimmten Zeitraum gewährt und kann zurückgezogen werden, wenn wir die Anzahlung schlecht entwickeln. Das geologische Modell ermöglicht es Ihnen, die unterirdischen Parameter des Feldes an jedem Punkt zu bestimmen. In dieser Phase werden Kohlenwasserstoffreserven ermittelt, die bilanziert werden.

Basierend auf den Reserven wird im Rahmen der erteilten Lizenz ein mit dem Staat abgestimmtes Design- und technisches Dokument (im Folgenden PDD genannt) erstellt.

Das PDD schreibt Erschließungsansätze, Bohrpläne und die Anzahl geologischer und technischer Maßnahmen an Bohrlöchern vor und legt bestimmte Niveaus der Kohlenwasserstoffproduktion fest. Im Wesentlichen ist der PDD ein vorgefertigter Aktionsplan, nach dem das Feld entwickelt und Öl oder Gas gefördert werden muss.

Während des Betriebs des PDD wird ein hydrodynamisches Modell erstellt, mit dessen Hilfe wir bestimmen, wie sich die im Untergrund enthaltenen Flüssigkeiten und Gase nach dem Bohren und der Produktion und Injektion der Brunnen verhalten werden.

Lass es Modelle geben

Das RN-BashNIPIneft Institute wird nicht umsonst Design Institute genannt. Einer seiner Schwerpunkte ist die Erstellung von Projektdokumentationen. Dies ist ein wirklich komplexer, mühsamer und langwieriger Prozess, an dem eine Vielzahl hochspezialisierter Software beteiligt ist.

In der Welt wird separate Software zum Erstellen von Modellen verwendet. Seine Entwicklung begann bereits in den 90er Jahren und heute sind es die gleichen bekannten und multifunktionalen Produkte wie Photoshop oder Autocad, nur spezialisierter. Da eine solche Software praktisch alternativlos war, war sie sehr teuer.

RN-BashNIPIneft, als spezialisiertes Institut für die Entwicklung von Hightech-Software in Rosneft, schreibt solche Software selbst. Es ist klar, dass ausländische Produkte seit Jahrzehnten entwickelt werden, und es ist keine leichte Aufgabe, ihren Weg mit Hilfe mehrerer IT-Abteilungen zu wiederholen, selbst wenn es sich um ein großes Institut handelt. Aber der Weg wird schließlich vom Gehenden bewältigt. Wichtig ist, dass gemäß dem Pareto-Prinzip die meiste Arbeit in der minimal erforderlichen Funktionalität geleistet wird. Daher implementieren wir zuerst die beliebtesten und bringen sie dann in den vollen Umfang. Auch hier haben wir unser eigenes „Komplettset“.

Der Softwarekomplex ist an unserem Institut für die Erstellung geologischer Modelle zuständig RN-GEOSIM. Er unterliegt unter anderem Modellen mit einer komplexen Struktur aus Verwerfungen und Schichten. Der Komplex enthält moderne Visualisierungswerkzeuge, die den Geologen-Modellierer bei seiner Arbeit unterstützen und die Komponenten des geologischen Modells in 1D (Korrelationsschema), 2D-Projektionen und 3D-Ansichten darstellen.

Hydrodynamische Modelle erstellen wir im PC „RN-KIM“, das vor mehr als 17 Jahren auf den Markt kam. Heute ist es ein moderner hydrodynamischer Simulator mit der Fähigkeit, auf Supercomputern zu arbeiten.

Wie diese Modelle entstehen und wie unsere Software daran beteiligt ist, erfahren Sie im 4. Teil des Epos über die Ölindustrie für Ingenieure. Es gibt viele komplexe und interessante Dinge. Und wir sind stolz darauf, solche Software zu entwickeln.

So wie in einigen Archicad Zeichnungen von Häusern und in SmartPlant Zeichnungen von Fabriken erstellt werden, erstellen wir einen digitalen Zwilling eines Reservoirs, in dem die Position und Tiefe von Kohlenwasserstoffen bestimmt und ihre Flüsse berechnet werden, wenn Brunnen gebohrt werden zu ihnen. Eine solche Aufgabe erfordert mindestens mehrere Wochen Arbeit, bei großen Vorkommen sogar Monate.

Aus dem geologischen Modell erhalten wir die sogenannten geologischen Reserven, d.h. die Menge an Öl und Gas, die sich in der Lagerstätte befindet. Aus der Hydrodynamik – ein Produktionsplan für Jahre und „gewinnbare Reserven“, d.h. wie viel wir mit der aktuellen Entwicklung der Technologie und unter den aktuellen wirtschaftlichen Bedingungen tatsächlich fördern werden.

Es ist komisch, dass vorhandene Reserven nicht gleich erstattungsfähig sind. Leider ist die Menschheit nur in der Lage, einen Teil des auf der Erde verfügbaren Öls zu fördern. Darüber hinaus ist ein guter Indikator mindestens die Hälfte der geologischen Reserven. Hier können Sie sich an hydrophile und hydrophobe Steine ​​erinnern und sagen, dass, egal wie sehr Sie sich bemühen, ein Teil des Öls immer noch auf dem Stein verschmiert bleibt.

Das ist das erste. Zweitens muss man über die Durchlässigkeit sagen, d.h. die Fähigkeit des Gesteins, Flüssigkeiten und Gase auf dem Weg zum Brunnen durch sich selbst zu leiten (natürlich etwas auf dem Weg einzuklemmen). Drittens, viertens und Hundertsteln gibt es noch viele weitere geologische Parameter, die die Möglichkeit des Zuflusses all dieser Wirtschaft zum Bohrloch und zum Anheben des erforderlichen an die Oberfläche bestimmen.

Was ist CIN und wie wird sie bestimmt?

Für den Übergang von geologischen zu förderbaren Reserven wird das Konzept des Ölrückgewinnungsfaktors (Ölrückgewinnungsfaktor) verwendet. Dieser Parameter ist änderbar und hängt direkt ab von:

  • Geologische Ausgangsbedingungen (siehe vorheriger Abschnitt).

  • Technologien und Entwicklungsmethoden der Erdölindustrie.

  • ökonomische Situation.

Der dritte muss genauer erklärt werden. Für die Ölindustrie hängt der Rückgewinnungsfaktor weitgehend davon ab, wie dicht wir Bohrlöcher bohren. Diese. Je näher die Quellen beieinander liegen, desto mehr Öl bekommen wir und desto weniger bleibt in der Lagerstätte. Das Bohren ist jedoch sehr teuer, und zu viele Bohrungen können ein Projekt unrentabel machen. Daher muss ein Gleichgewicht zwischen maximaler Ölförderung und wirtschaftlicher Machbarkeit gefunden werden.

Der Entwickler von Ölfeldern versucht, ein Gleichgewicht zu finden und dabei die Besonderheiten der geologischen und hydrodynamischen Modelle zu berücksichtigen. Dazu sortiert er im hydrodynamischen Modell verschiedene Möglichkeiten der Bohrlochplatzierung. Diese Optionen werden als “Entwicklungssystem” bezeichnet. Während der Suche ändert sich Folgendes:

  • Konfiguration der Bohrlochplatzierung (Verhältnis zwischen der Anzahl der Produktions- und Injektionsbohrlöcher);

  • Abstand zwischen Brunnen;

  • Bohrlochkomplettierungsoptionen (vertikal, horizontal, multilateral, Fischgräte usw.);

  • Bohrlochlänge nach Eintritt in das Zielreservoir, d.h. Standorte von Kohlenwasserstoffen (z. B. können Sie die Länge des horizontalen Abschnitts von 100 Metern auf 2 oder mehr Kilometer variieren).

Üblicherweise wird zur Ressourcenschonung bei der Massenzählung der sogenannte Würfel verwendet – ein Ausschnitt eines hydrodynamischen Modells mit gemittelten Daten. Später, wenn einige Entwicklungssysteme das Halbfinale erreichen, werden die Berechnungen der besten Systeme an einem Modell im Originalmaßstab durchgeführt.

Das Bild zeigt ein Beispiel für drei Brunnenplatzierungsoptionen, die anhand eines Lagerstättenmodells in Originalgröße berechnet wurden. Punkte zeigen Brunnen zum Bohren an. Wenn der Punkt eine Linie hat, hat der Brunnen einen horizontalen Teil. Gleichzeitig ist auch die Seite wichtig, auf die diese Linie schaut.

Wenn die Entwickler schon länger mit dem Feld arbeiten und die umfassendsten Informationen darüber haben, ist es möglich, die Anzahl der Optionen, die bereits zu Beginn aussortiert werden, zu reduzieren.

Eine andere Möglichkeit besteht darin, viele hydrodynamische Modelle für alle Gelegenheiten auf einmal zu berechnen und dann dank ihnen das beste Entwicklungssystem auszuwählen, indem verschiedene geologische Parameter eingestellt werden.

Wir haben kürzlich ein Projekt abgeschlossen, bei dem 3.000.000 (drei Millionen!) verschiedene hydrodynamische Modelle für verschiedene Parameter von Gestein mit geringer Durchlässigkeit berechnet wurden (leider bisher nur für sie). Um den Umfang der Arbeit zu verstehen, ist es wichtig zu wissen, dass ein Modell im Bereich von mehreren Stunden bis zu einem Tag betrachtet werden kann. Und selbst bei einem so umfangreichen Werk musste man einige grobe Schritte gehen. Stellen Sie beispielsweise den Abstand zwischen Brunnen auf +/- 50 Meter ein. Gleichzeitig war nicht klar, was zu tun ist, wenn die optimale Entfernung beispielsweise 225 Meter beträgt. Es scheint, dass dies eine Einschränkung der Methode ist, aber wir haben uns rechtzeitig an die magische Kraft von ML erinnert, das neuronale Netzwerk mit denselben 3 Millionen Modellen trainiert und tatsächlich Milliarden von Parameterkombinationen erhalten.

Ok, wir haben uns für die Prozesse unter Tage entschieden. Aber was ist an der Oberfläche?

Nachdem die Informationen über die unterirdisch ablaufenden Prozesse geklärt sind, ist es an der Zeit, die Oberflächenentwicklung zu modellieren: Cluster (Gruppen von Bohrlöchern, die durch eine Infrastruktur vereint sind), Feldpipelines, Behandlungsstationen und ähnliche große Produktionsanlagen.

Zu diesem Zeitpunkt ist es nicht erforderlich, detaillierte Zeichnungen all dieser großflächigen Sammelstrukturen zu erstellen, es ist wichtig, dass wir deren Durchsatz bestimmen. Auch hier ist das Optimierungsproblem gelöst. Wäre es rentabler, das gesamte Feld auf einmal zu bebohren, große Pipelines und Standorte zu bauen, die auf Spitzendurchsatz ausgelegt sind, und sich dann die überschüssige Kapazität anzusehen, wenn die Produktion ihren Höhepunkt erreicht? Oder die vorhandene Infrastruktur nicht erweitern, sondern leise bohren und dabei das Regal in Bezug auf die Produktivität der Anlage erhalten? Oder finden Sie eine Zwischenoption?

Daher kann auch hier die Streuung von Optionen (und Optionen innerhalb von Optionen) groß sein. Nimmt man zu diesen Berechnungen eine ständige Bewertung der Wirtschaftlichkeit hinzu, wird die hohe Komplexität und Variabilität der Berechnungen deutlich.

Alles simuliert, was kommt als nächstes?

Nach einer Reihe von Iterationen erhält der Entwickler einen endgültigen Ölgewinnungsfaktor, neue Bohrraten, Produktionsniveaus und ein Oberflächenentwicklungsprojekt, die für ein bestimmtes Feld optimal sind.

Ein Beispiel für eine komplexe Platzierung von Brunnen unter Berücksichtigung von Fugenpolstern und Bohrungen für ein angrenzendes BrunnenpadEin Beispiel für eine komplexe Platzierung von Brunnen unter Berücksichtigung von Fugenpolstern und Bohrungen für ein angrenzendes Brunnenpad

Dieses Indikatorenset wird als „Entwicklungsoption“ bezeichnet und in der PDD der Staatlichen Reservenkommission (GKZ[***1] [МНГ2] ). Darüber hinaus kann es je nach Art des Projektdokuments mehrere solcher Sätze geben. In der Regel sind es mindestens drei, was auch gesetzlich verankert ist. Eine der Ausbaumöglichkeiten – die beste hinsichtlich Ölrückgewinnungsfaktor/Wirtschaftlichkeit – wird für empfehlenswert erklärt.

Wie Sie bereits verstanden haben, ist die Erstellung eines PDD von Grund auf, bis es zur Prüfung und zum Schutz an das State Reserves Committee geschickt wird, ein ziemlich langwieriger und mühsamer Prozess. Im Durchschnitt kann es 4-6 Monate dauern. In dieser Zeit überprüft, bewertet und begründet ein ganzes Team aus breit gefächerten Spezialisten eine Vielzahl von Parametern.

Um die Menge der erzeugten Informationen zu verstehen, werde ich ein Beispiel aus persönlicher Erfahrung geben. Auf dem Foto unten posiert Ihr bescheidener Diener (rechts), bevor er die einzigartige Reserveschätzung und die darauf basierende PDD an die GKZ sendet (insgesamt 15 Kartons, und dies ist eine Arbeit). Die Zeiten waren Dock-ähnlich, also übergaben sie Papierversionen. Jetzt erfolgt die Übertragung elektronisch, und solche Projekte finden nicht jedes Jahr statt, aber die Rechnung geht immer noch auf Gigabyte an Informationen.

Das GKZ erhält also Informationen, die beteiligten Experten studieren das PDD, stellen klärende Fragen und stimmen dem Projektdokument zu oder lehnen es ab.

Verteidigung ist das Ende?

Nach Genehmigung des PDD erhält der Inhaber der Entwicklungslizenz einen Produktionsplan nach Jahren. Wenn die Produktion nicht innerhalb der zulässigen Abweichungen liegt (wenn beispielsweise mehr als 1 Million Tonnen Öl pro Jahr produziert werden, erlaubt die Gesetzgebung eine Abweichung von plus oder minus 20 %), kann die Lizenz verloren gehen.

Bei erheblichen Abweichungen in der Produktion muss ein neues PDD erstellt und erneut im State Reserves Committee verteidigt werden.

Ich hoffe, ich konnte Sie davon überzeugen, dass die Erstellung eines PDD eine große, zeitaufwändige und an manchen Stellen sehr routinierte Arbeit ist. Unser Institut erstellt durchschnittlich ~100 solcher Projektdokumente pro Jahr. Irgendwann haben wir uns entschieden, diese Arbeit zu automatisieren. So entstand das AvtoPTD-Projekt, das sich jetzt in aktiver Entwicklung befindet.

Da sich dieser Text bereits als Longread herausgestellt hat, werden wir in der nächsten Veröffentlichung über das Projekt sprechen. Wenn das Thema für Sie interessant ist, freuen wir uns immer über neue Teammitglieder. Unsere Stellenangebote finden Sie hier: Link zu Stellenangeboten.

Nikolai Masluchin

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