РАЗВИТИЕ И СОВРЕМЕННОСТЬ

Интеллектуальные сенсорные сети для мониторинга состояния скважин и пластового давления

Авторы

  • Николай Алексеевич Винтовкин Московский институт современного академического образования, 115191, Москва, Гамсоновский переулок, 2

Как цитировать

ГОСТ Винтовкин Н. А. Интеллектуальные сенсорные сети для мониторинга состояния скважин и пластового давления // Академический исследовательский журнал. 2025. Т. 3. № 9. С. 64-73. DOI: 10.25726/x4982-8368-3628-z
APA Винтовкин, Н. А. (2025). Интеллектуальные сенсорные сети для мониторинга состояния скважин и пластового давления. Академический исследовательский журнал, 3(9), 64-73. https://doi.org/10.25726/x4982-8368-3628-z

Аннотация

Статья обосновывает актуальность внедрения интеллектуальных сенсорных сетей (ИСС) для непрерывного мониторинга состояния скважин и пластового давления в условиях высокой выработанности фонда и инерционности традиционного контроля, формулируя цель количественно оценить операционные, прогностические и экономические преимущества ИСС относительно периодических измерений и устьевой телеметрии. Материалы и методы включают пятилетние наблюдения по 50 эксплуатационным скважинам Западной Сибири, где 10 скважин оснащены опытно-промышленными ИСС (DTS/DAS и массив точечных датчиков давления с LoRaWAN), а 40 — мониторируются традиционными подходами, при дискретности съема ИСС 1 секунда и общем объеме данных свыше 10 ТБ. Процессинг реализован с применением вейвлет-фильтрации и алгоритма Калмана, корреляционно-регрессионного анализа, кластеризации k-means/DBSCAN для выявления аномалий и рекуррентных нейросетей LSTM для прогноза пластового давления, с сопоставлением точности с гидродинамическими и ARIMA-моделями. ИСС радикально повышают оперативность: среднее время получения данных сокращается с 24,73 часа до 0,02 часа, задержка обработки — со 125,40 до 1,15 минуты, а частота обновления возрастает с 0,85 до 43 200 раз в сутки, что переводит управление из дискретного в квазиреальное время. По точности прогноза на горизонте 30 суток LSTM достигает MAPE 1,12% и RMSE 0,16 МПа при , превосходя гидродинамику (MAPE 8,43%) и ARIMA на ИСС-данных (MAPE 3,12%), что повышает уверенность в операционных решениях. В задачах диагностики критических осложнений среднее время обнаружения прорыва воды, пескопроявления и кавитации сокращается с 72,5/48,2/24,0 часов до 0,5/0,2/0,1 часа при точности классификации 98,6–99,8%, что позволяет предотвращать эскалацию инцидентов. Экономическая оценка фиксирует снижение OPEX на 18,57%, рост коэффициента эксплуатации с 92,4% до 98,1% и уменьшение потерь от аварийных простоев на 85,21% в расчете на скважину в год, обеспечивая положительный интегральный эффект. Обсуждение интерпретирует синергетику: плотные потоки данных ИСС повышают точность моделей, что ускоряет и надежно верифицирует детекцию аномалий и транслируется в рост технической готовности и снижение затрат. Сделан вывод о переходе к цифровому месторождению с динамическими цифровыми двойниками скважин и пласта и обозначены перспективы интеграции ИСС с геофизическими данными и расширения нейросетевых архитектур для выявления многофакторных зависимостей.

Ключевые слова

интеллектуальные сенсорные сети пластовое давление мониторинг скважин LSTM цифровое месторождение

Финансирование

Авторы не заявили о внешнем финансировании исследования.

Библиографические ссылки

Боревский Б.В., Ракунов А.Б., Секерина И.Н. Особенности обустройства измерительной аппаратуры и ведения мониторинга самоизливающих газоводяным флюидом скважин // В сборнике: Перспективы развития инженерных изысканий в строительстве в Российской Федерации. Материалы Пятнадцатой Общероссийской научно-практической конференции изыскательских организаций. 2019. С. 645–653.

Веревкин А.П., Ельцов И.Д., Кирюшин О.В., Зозуля Ю.И. Интеллектуализация управления системой поддержания пластового давления // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2007. № 4. С. 40–43.

Гейхман М.Г., Колесниченко В.П., Климов В.В., Аносов Э.В., Кравцов И.Н., Ретюнский С.Н. Новые технические средства, технологии и методология геолого-геофизического контроля технического состояния крепи газовых и газоконденсатных скважин, в том числе и скважин с аномально высокими пластовыми давлениями и температурой. Краснодар, 2011. 265 с.

Денисламов И.З., Еникеев Р.М., Денисламова Г.И. Перспективы исследования интеллектуальных нефтедобывающих скважин // Время колтюбинга. Время ГРП. 2014. № 3. С. 56–58.

Каюмов И.Р. Внедрение системы "интеллектуальной скважины" в разработки нефтяных и газовых месторождений // В сборнике: Современные технологии: достижения и инновации 2023. Сборник трудов Всероссийской молодежной научно-практической конференции. Стерлитамак, 2023. С. 188–190.

Коловертнов Г.Ю., Ишинбаев Н.А., Коловертнов Ю.Д. Измерение давления и температуры в скважине одним датчиком // В сборнике: Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях. Доклады и сообщения 11-ой научно-технической конференции. ПО Уренгойгазпром. 1994. С. 6–8.

Кульчицкий В.В. Интеллектуальные скважинные системы управления разработкой месторождений нефти и газа // Интервал. Передовые нефтегазовые технологии. 2002. № 6. С. 34–37.

Ланчаков Г.А., Кучеров Г.Г., Кульков А.Н., Пономарев А.Н., Емец С.В., Коловертнов Ю.Д., Ковшов В.Д., Коловертнов Г.Ю. Разработка и промышленное внедрение информационно-измерительных систем нового поколения для исследования скважин и контроля газогидродинамических параметров продуктивных пластов нефтегазовых месторождений. Москва, 2000. 52 с.

Лобанков В.М. Инструментальные погрешности скважинных измерений параметров нефтегазовых пластов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2007. № 8. С. 18–22.

Марков В.А., Шулаев В.Ф., Масленников В.И., Иванов О.В. Современные геофизические технологии диагностирования технического состояния эксплуатационных скважин // Нефтепромысловое дело. 2007. № 12. С. 26–29.

Нухаев М.Т., Семикин Д.А. Мониторинг горизонтальных скважин обзор технологий исследования и постоянного контроля работы протяженных горизонтальных скважин при разработке контактных запасов // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2018. № 7 (79). С. 62–66.

Распопов Р.В. Технология контроля среднезонального давления по данным динамики состояния скважины // В сборнике: Проблемы геологии и освоения недр. Труды XV Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 110-летию со дня основания горно-геологического образования в Сибири. 2011. С. 124–126.

Савицкий В.О. Автоматизированная система мониторинга ремонта нефтяных скважин // В сборнике: Новые математические методы и компьютерные технологии в проектировании, производстве и научных исследованиях. Материалы XXI Республиканской научной конференции студентов и аспирантов. Гомель, 2018. С. 344–345.

Самоделкина С.В. Использование беспроводных сенсорных сетей для мониторинга состояния нефтепроводов // Прогрессивные технологии развития. 2012. № 11. С. 67–69.

Самохин А.В. Возможности скважинной термометрии при мониторинге углеводородного загрязнения на эксплуатируемых скважинах подземных хранилищ газа // Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. 2006. № 6. С. 57–59.

Выпуск

Раздел

РАЗВИТИЕ И СОВРЕМЕННОСТЬ

Метрики

164 просмотров
0 скачиваний
Хотите опубликоваться?
Подать статью

Похожие статьи

<< < 1 2 

Вы также можете начать расширеннвй поиск похожих статей для этой статьи.