2 октября 2026

Решение AVIST Oil&Gas: как цифровой двойник месторождения помогает управлять добычей

важное месторождение цифровизация цифровой двойник цифровые решения

Реклама. ООО «ПАРМА — ТЕЛЕКОМ», ИНН 5902191377
erid: F7NfYUJCUneVew3hBUK7

Управление добычей требует согласованной работы промысловых данных, расчётных моделей и производственных служб. Когда эти элементы связаны между собой, специалисты могут проверять варианты технологического режима и сопоставлять прогноз с фактической работой скважин.

Такой подход ГК ITPS («Парма-Телеком») реализует в AVIST Oil&Gas — решении для автоматизации управления разработкой и эксплуатацией нефтегазовых месторождений. Внедрение позволяет увеличить добычу до 2-5% и до 30% снизить простои скважин.

Эксперты компании-разработчика рассказали редакции «Нефтегазовой промышленности», как выстроить цифровое месторождение и от чего зависит его практический эффект.

Данные и модели в единой среде

Для выбора режима работы скважин недостаточно собрать показатели на одном экране. Необходимо проверить исходные данные, актуализировать модели и рассчитать, как изменение технологических параметров работы оборудования отразится на добыче. Именно эта последовательность связывает мониторинг с управлением производством.

Решение AVIST Oil&Gas объединяет фактические промысловые данные и цифровые модели в общей информационной среде. Специалисты получают возможность консолидировать и верифицировать информацию, адаптировать модели к текущему состоянию объектов, выполнять прогнозные расчёты и сравнивать сценарии оптимизации. Результаты используются для подготовки решений, направленных на выполнение производственного плана.

«Единая информационная среда позволяет обеспечить повышение качества принимаемых производственными службами решений, позволяя по сути монетизировать имеющиеся у заказчика данные», — отмечает Александр Крохалев, директор по цифровой трансформации нефтегазовых компаний ITPS.

Для нефтегазового предприятия такой подход задаёт понятную логику цифровизации: данные с промысла становятся основой расчётов, расчёты помогают выбрать управляющие воздействия, а фактические показатели позволяют оценить результат. Цифровой двойник месторождения становится инструментом регулярной работы производственных служб.

Для справки: как отмечают в компании, за разработкой решения стоит большой опыт системной интеграции. ГК ITPS («Парма-Телеком») присутствует на рынке уже более 22 лет — системный интегратор сопровождает проекты цифровой трансформации нефтегазовых и нефтесервисных предприятий с 2004 года. По данным компании, география её проектов охватывает более 20 стран.

Планирование режимов работы скважин

Одна из задач, которую ITPS выделяет как методологически проработанную, — планирование технологического режима фонда скважин конкретного промысла на один–три месяца. В этом случае цифровое месторождение помогает связать целевые показатели добычи с параметрами эксплуатации.

«У нас есть примеры, когда по результатам сравнения плановых показателей, полученных с помощью системы, с фактическими полученными по результатам выполнения рекомендуемого управляющего воздействия на скважину (изменили устьевое давление, например) мы получаем расхождение не более 3%. Это говорит о хорошей настройке всего процесса — от актуализации моделей, до их применения для оптимизации технологического режима. Где точки роста? Это выход на межпромысловую оптимизацию, включение объектов подготовки — расширение номенклатуры, объектов и сценариев, которые участвуют в оптимизации», — приводит пример рабочего процесса Константин Сорокин, руководитель направления бизнес-аналитики ITPS.

Промышленное применение требует воспроизводимости расчётов. Как поясняют представители интегратора, сценарии заранее прорабатывают разработчики: система должна выполнить расчёт либо дать понятную причину, по которой он не состоялся, например, указать на некорректно заданное ограничение. Такой подход позволяет использовать подготовленные сценарии в регулярном производственном процессе.

Следующими направлениями развития компания называет межпромысловую оптимизацию, расширение набора сценариев и включение объектов подготовки в оптимизационные расчёты. Эти задачи отражают дальнейшее развитие AVIST Oil&Gas; их реализация требует проработки уже с учётом конкретного объекта.

Подготовка промысла к внедрению AVIST Oil&Gas

По опыту ITPS, для успешной оптимизации платформы необходимы два условия: достаточное оснащение объекта средствами измерения и телеметрией, а также модели, на которых можно выполнять расчёты. От готовности этой основы зависят состав проекта и сроки его реализации.

Работа с данными начинается с оценки их достоверности. Эксперты отмечают, что создание интегрированных моделей помогает заказчику определить, каким источникам можно доверять и с какой степенью уверенности. Такой разбор важен уже на подготовительном этапе: ошибки в исходных показателях ограничивают полезность последующих расчётов.

«Если готовых моделей нет, заказчик может разработать их самостоятельно, привлечь наши компетенции или выбрать комбинированный подход. Срок создания моделей зависит от нескольких факторов (размер фонда, количество типов скважин, варианты заканчивания, то есть сложность моделируемого объекта): при высокой степени типизации и наличии готовых наработок это может занять около шести месяцев, а в сложных случаях — несколько лет», — уточняет Константин Сорокин.

Аналогичная ситуация складывается со средствами измерения. Если система средств измерений и телеметрии уже существует, это существенно ускоряет запуск; её создание с нуля также может занять несколько лет. При этом работы по подготовке моделей и оснащению объекта средствами измерений и телеметрией можно вести параллельно.

Обычно в проект входят выбор функциональных блоков, настройка решения и моделей, а также организация их последующей актуализации. Заложенные в платформу механизмы конфигурирования, как отмечают разработчики, позволяют сократить объём индивидуальных доработок.

Начало работы системы и получение измеримого эффекта имеют разные сроки. Для хорошо подготовленного заказчика ITPS называет ориентир до начала получения максимального эффекта — примерно 14–19 месяцев.

При выборе функций учитывают состояние актива. На объектах с ограниченным потенциалом изменения режимов особенно важными могут стать мониторинг простоев и своевременное реагирование на события.

Состав цифрового месторождения следует определять через задачи конкретного фонда скважин.

Российское ПО для производственной инфраструктуры

Возможность встроить ПО в инфраструктуру заказчика — отдельная часть проекта. Решение AVIST Oil&Gas включено в Единый реестр российского ПО. При переходе на импортонезависимый технологический стек команда переработала пользовательский интерфейс, серверную часть и слой хранения данных.

Как рассказали эксперты ITPS, отказ от прежних проприетарных компонентов интерфейса потребовал пересборки веб-приложения. Хранение данных перевели с Microsoft SQL Server на решения семейства PostgreSQL, включая Postgres Pro и Jatoba. Доработка серверной части позволила расширить перечень поддерживаемых операционных систем.

Совместимость AVIST Oil&Gas с РЕД ОС 7.3 (российская операционная система общего назначения на базе ядра Linux, разработанная компанией РЕД СОФТ — прим. ред.) подтверждена тестированием, о котором ITPS сообщила в июне 2025 года.

Также в каталоге «Группы Астра» указана совместимость версий AVIST Oil&Gas 3.0–3.3.0 с Astra Linux Special Edition 1.7.6.

«Все компоненты системы были существенно переработаны. Это позволило выполнить требования клиентов к импортозамещению и пройти ИТ/ИБ аттестации», — подчёркивает Дмитрий Бердышев, директор по продуктам ITPS.

Машинное обучение для подготовки технологического режима

Одно из направлений развития AVIST Oil&Gas связано с применением машинного обучения. По словам экспертов компании, с 2024 года компания совместно с Центром искусственного интеллекта и науки о данных СПбГУ разрабатывает адаптивный модуль формирования технологического режима работы скважин. Как уточняют в ITPS, на данный момент обсуждаются пилотные запуски на объектах, где решение AVIST Oil&Gas уже эксплуатируется.

Задачи модуля — сократить объём ручной обработки данных и время анализа, поддерживать актуальность цифрового двойника:

«По оценкам пилотных сценариев, трудозатраты на подготовку данных могут быть снижены до 50%, а раннее выявление отклонений уменьшает риск невыполнения плана по добыче», — отмечает Антон Овчинников, начальник управления интегрированного моделирования ITPS.

В сентябре 2026 года ITPS также представила адаптивный модуль для газоконденсатного месторождения на конференции «ГРИМО-2026». Описанный компанией подход предусматривает проверку предлагаемых управляющих воздействий на интегрированной или гидродинамической модели. Затем инженер сопоставляет сценарии и выбирает вариант, который отвечает целевым показателям и ограничениям.

Такое применение ИИ сохраняет связь между автоматизацией анализа и инженерной проверкой решений. Для производственной службы важны возможность проверить рекомендацию и понимание условий, при которых расчёт остаётся применимым.

Высокоэффективный рабочий процесс как результат внедрения

Спрос на цифровизацию в ITPS связывают с потребностью заказчиков повысить рентабельность производства: сократить простои, улучшить эксплуатацию фонда и найти возможности для снижения себестоимости добычи. Поэтому проект начинается с производственной задачи и ожидаемых показателей.

«При этом заказчик приобретает не столько конкретную систему, сколько новый рабочий процесс. Ему может быть не принципиально, какое именно решение будет использоваться, если оно позволяет достичь поставленных целей: сократить простои, повысить эффективность эксплуатации фонда или улучшить другие ключевые показатели.

Не всегда у заказчика есть время, ресурсы и компетенции, чтобы самостоятельно сформулировать требования к системе на техническом уровне. Поэтому он описывает задачу через ожидаемый результат или KPI, а исполнителю необходимо предложить, каким образом изменить рабочий процесс с помощью цифровых инструментов», — подчёркивает Константин Сорокин.

В этом подходе консультационная работа связана с разработкой и внедрением. Команде проекта необходимо понять, как сегодня принимаются решения, какие данные для этого используются и что должно измениться после запуска системы:

«Консалтинговая работа должна завершаться созданием и внедрением решения, а разработка без предварительного понимания бизнес-процессов не имеет практического смысла», — делится эксперт.

AVIST Oil&Gas даёт технологическую основу для такой работы: объединяет промысловую информацию и модели, поддерживает расчёт сценариев и сопоставление плановых показателей с фактом.

Задел на будущее

В перспективе пяти–семи лет, считают создатели решения, изменится сам подход к разработке и сопровождению программного обеспечения.

«Если ИИ позволит ускорить процесс, сократить трудоёмкость и себестоимость разработки, это поможет удовлетворить растущий запрос заказчиков на постоянное совершенствование программного обеспечения.

При этом в ближайшие пять–семь лет не обязательно ожидать появления «супер-фичи». Гораздо вероятнее постепенное сращивание систем и технологий искусственного интеллекта. Сегодня ИИ часто воспринимается как дополнительная опция, подключаемая к уже существующей системе. В будущем система цифрового месторождения и ИИ, весьма вероятно, будут представлять собой единую структуру.

Симбиоз сможет в актуальном режиме анализировать широкий спектр решений — от оперативных действий до решений инвестиционного уровня. Его ключевым преимуществом станет объединение данных и процессов, которые сегодня существуют раздельно и рассматриваются на разных уровнях управления. Технологически это крайне сложная задача, однако использование ИИ может сделать её решение возможным», — резюмирует представитель компании.

Сегодня опыт ITPS в системной интеграции позволяет связать внедрение решения с подготовкой данных, моделей и производственных процессов. Для предприятия первым шагом становится выбор задачи, по которой можно задать исходный уровень и затем измерить изменения.

Так развитие экосистемы умного промысла получает конкретную цель — стратегическое повышение эффективности бизнес-процессов компании через совершенствование конкретных рабочих процессов с помощью цифровых инструментов.

С редакцией беседовали:

Александр Крохалев, директор по цифровой трансформации нефтегазовых компаний ITPS.
Дмитрий Бердышев, директор по продуктам ITPS.
Антон Овчинников, начальник управления интегрированного моделирования ITPS.
Константин Сорокин, руководитель направления бизнес-аналитики ITPS.