Невро-размити или хибридни системи, включително размита логика, невронни мрежи, генетични алгоритми и експертни системи, са ефективен инструмент за решаване на широк спектър от проблеми от реалния свят.
Всеки интелектуален метод има свои индивидуални характеристики (например способност за учене, способност за обяснение на решения), които го правят подходящ само за решаване на конкретни специфични проблеми.
Например, докато невронните мрежи са успешни в разпознаването на модели, те са неефективни в обяснението как постигат своите решения.
Системите с размита логика, които работят с неточна информация, се използват вербално, за да обяснят своите решения, но не могат автоматично да попълнят системата от правила, които са необходими за вземане на тези решения.
Тези ограничения са вдъхновили създаването на интелигентни хибридни системи, при които два или повече метода се комбинират, за да се преодолеят ограниченията на всеки метод поотделно.
Хибридни системи играят важна роляпри решаване на проблеми в различни приложни области. В много сложни приложения има проблеми, свързани с отделни компоненти, всеки от които може да изисква различни методи на обработка.
Нека има две отделни подзадачи в сложна област на приложение, например задача за обработка на сигнали и задача за извод за решение, тогава невронна мрежа и експертна система ще бъдат използвани съответно за решаване на тези отделни задачи.
Интелигентните хибридни системи се прилагат успешно в много области, като управление, технически дизайн, търговия, кредит, медицинска диагностика и когнитивно моделиране. В допълнение, наборът от приложения за тези системи непрекъснато нараства.
Докато размитата логика осигурява механизъм за извод от когнитивната несигурност, изчислителните невронни мрежи имат забележителни предимства като обучение, адаптиране, толерантност към грешки, паралелизъм и генерализация.
За да може една система да се справи с когнитивните несигурности по начина, по който хората го правят, концепцията за размитата логика трябва да се приложи към невронните мрежи. Такива хибридни системи се наричат размити невронни мрежи или размити невронни мрежи.
Невронните мрежи се използват за конфигуриране на функции за членство размити системи, които се използват като системи за вземане на решения.
Размитата логика може да опише научното познание директно с помощта на правила за лингвистични етикети, но обикновено отнема време за проектиране и настройка на функциите за членство, които дефинират тези етикети.
Методите за обучение на невронни мрежи автоматизират този процес, като значително намаляват времето за разработка и разходите за получаване на тези функции.
Теоретично невронните мрежи и размитите логически системи са еквивалентни, тъй като са взаимно трансформируеми, но на практика всяка от тях има своите предимства и недостатъци.
В невронните мрежи знанието се придобива автоматично чрез използване на алгоритъм за обратен извод, но процесът на обучение е относително бавен и анализът на обучената мрежа е сложен („черна кутия“).
Невъзможно е да се извлекат структурирани знания (правила) от обучена невронна мрежа, както и да се събере специфична информация за проблема, за да се опрости процедурата за обучение.
Размитите системи са широко използвани, тъй като тяхното поведение може да се опише с помощта на размити логически правила и по този начин може да се контролира чрез коригиране на тези правила. Трябва да се отбележи, че придобиването на знания е доста сложен процес и зоната на промяна на всеки входен параметър трябва да бъде разделена на няколко интервала; използването на размити логически системи е ограничено до области, в които експертните познания са приемливи и наборът от входни параметри е доста малък.
За да се реши проблемът с придобиването на знания, невронните мрежи се допълват от свойството за автоматично получаване на размити логически правила от числови данни.
Изчислителният процес е използването на следните размити невронни мрежи. Процесът започва с развитието на „размит неврон“, който се основава на разпознаването на биологичната невронна морфология според механизма на обучение. В този случай можем да различим следните три етапа на изчислителния процес на размитата невронна мрежа:
разработване на размити невронни модели, базирани на биологични неврони;
синоптични модели на връзка, които въвеждат несигурност в невронните мрежи;
разработване на алгоритми за обучение (метод за регулиране на синоптичните тегловни коефициенти).
На фиг. P1.1 и P1.2 представят два възможни модела на размити невронни системи.
Интерфейсният блок с размита логика преобразува полученото лингвистично изявление във входния вектор на многостепенна невронна мрежа. Невронната мрежа може да бъде обучена да произвежда необходимите изходни команди или решения
Многослойна невронна мрежа управлява механизъм с размита логика на интерфейса.
Основните обработени елементи на невронната мрежа се наричат изкуствени неврони или просто неврони. Сигнал от невронни входове xj счита се за еднопосочен, посоката е обозначена със стрелка, същото важи и за невронния изходен сигнал
Ориз. P1.2.Вторият модел на размита невронна система
Една проста невронна мрежа е показана на фиг. P1.3. Всички сигнали и тегла са определени с реални числа.
Входните неврони не променят входния сигнал, така че изходните и входните параметри са еднакви.
При взаимодействие с коефициента на тежест w T за сигнал x получаваме резултата p = wi xi, i = 1, …, n. Елементите на входната информация pi се сумират и в резултат дават входната стойност за неврона:
Невронът прилага своята трансферна функция, която може да бъде сигмоидална функция от формата:
За да изчислите изходната стойност:
Нека наречем тази проста невронна мрежа, която извършва умножение, събиране и изчислява сигмоидната функция стандартна невронна мрежа.
Хибридна невронна мрежае невронна мрежа с размити сигнали и тегла и размити трансферни функции. Въпреки това: (1) може да се комбинира Xj И w ч използване на други непрекъснати операции; (2) добавете компонентите на p1, като използвате други непрекъснати функции; (3) трансферната функция може да приеме формата на всяка друга непрекъсната функция.
Обработващият елемент на хибридна невронна мрежа се нарича бухналневрон.
Трябва да се отбележи, че всички входни, изходни параметри и тегла на хибридната невронна мрежа са реални числа от интервала.
Ориз. P.4. Трансферна функция на хибридна невронна мрежа
P1.2. Размити неврони
Дефиниция 1 - размит неврон I.Сигналите x и w се комбинират от максималния оператор и дават:
Елементите на входната информация p се комбинират с помощта на минималния оператор и в резултат дават изходната информация на неврона:
Определение 2 - размит ИЛИ неврон. Сигнал x и тегло w, комбинирани от минималния оператор:
Елементите на входната информация p се комбинират с помощта на оператора максимум и в резултат дават изходната информация на неврона:
Сигнал Х,и тегло w се комбинират от оператора за умножение:
Размитите неврони И и ИЛИ изпълняват стандартни логически операции върху зададени стойности. Ролята на връзките е да разграничат специфични нива на влияние, които отделните входни параметри могат да имат върху резултата от тяхната комбинация.
Известно е, че стандартните мрежи са универсални апроксиматори, т.е. те могат да апроксимират всяка непрекъсната функция на компактно множество с всякаква точност. Проблем с този резултат е; неконструктивен и не дава информация как да се изгради дадена мрежа.
Хибридните невронни мрежи се използват за прилагане на размитите логически правила IF-THEN по конструктивен начин.
Въпреки че хибридните невронни мрежи не са в състояние директно да използват стандартния алгоритъм за обратен извод, те могат да бъдат обучени с помощта на методи за най-стръмно спускане, за да разпознават параметрите на функциите на принадлежност, които са лингвистични термини в правилата.
История Блок 09 -1 Уникални находища “Бял тигър” и “Дракон”. СП "Виецовпетро" (виет. Sovpetro) - съвместно предприятие Руска компания JSC Zarubezhneft и виетнамската компания Petro. Виенам“, създаден през 1981 г. Бах Хо (на виетнамски Bạch Hổ, руски Бял тигър) е голямо офшорно нефтено находище във Виетнам, разположено на 120 км югоизточно от пристанищния град Вунг Тау, на шелфа на Южнокитайско море. 2
Характеристика на находището 1) тектонско нарушение; 2) въглеводородно находище на седиментна покривка; 3) кладенецът MBT се намира в депресията Cuu Long, дължината му е 450–500 km, ширината 75–110 km. Повечето кладенци, пробити на основата, са с висок добив. Максималната открита дебелина на основата достига 1700 m, дебелината на седиментната обвивка надвишава 4300 m. - контакт с вода. 3
Характеристики на находището Магматични и пукнатини фундаментни резервоари от мезозойска възраст са широко разпространени в шелфа на Южен Виетнам. През 1988 г., по време на повторното изпитване на кладенеца MSP-1-1 в находището White Tiger в падината Cuu Long, за първи път е получен изблик на нефт от дълбочина 3150 m. Откриването на уникално находище в фрактурирани гранитоиди на мезозойския фундамент засили проучвателната работа върху образуванията на магматичния фундамент на шелфа на Виетнам и региона като цяло. 4
В находището са пробити повече от 120 проучвателни, добивни и инжекционни кладенци. На централната дъга са пробити по-голям брой кладенци на дълбочина 4500 -4760 м. На северната дъга - 4457 м. Най-дълбоката сондаж BT-905 е пробита на дълбочина 5014 м. През 1988 г. първият милион от е добиван нефт. 2005 г. – 150 милиона тона нефт. 2008 г. – 170 милиона тона нефт. Към края на 2009 г. натрупаното производство възлиза на 183 милиона тона. 2012 г. – 200 млн. тона суров нефт – находища „Бял тигър” и „Дракон”. През 2012 г. производството на Vietsovpetro възлиза на 6,110 хиляди тона, включително Бял тигър - 4,398 хиляди тона, Дракон - 1,504 хиляди тона.
Свойства на нефта Маслата от виетнамските полета Бах Хо и Ронг, по отношение на техните реологични свойства, имат основни характеристики: висок вискозитет и висока восъчност. Изпомпването и транспортирането на такива масла показват, че в нефтопроводите, положени под вода, има интензивен топлообмен между потока на изпомпвания нефт и заобикаляща средаводи до рязка промяна на термохидродинамичния режим в потока по тръбопровода. Понижаването на температурата на маслото по пътя води до промяна в неговите реологични свойства и е придружено от фазови преходи в резултат на насищане на потока с тежки въглеводороди, както и образуването на пристенни маслени отлагания по вътрешната повърхност на тръбопровода. Тези фактори, при определени технологични условия, се оказват причина за постепенно спонтанно намаляване на капацитета на тръбопровода, което на първо място увеличава разходите за енергия за изпомпване и следователно увеличава разходите тръбопроводен транспорт. Нефтът, добит в находищата на страната, се характеризира с ниско съдържание на сяра от 0,035–0,14% (в Brent е 0,2-1%, а в Urals 1,2-1,3%). 6
Разработка на находището В полетата Бял Тигър и Дракон са изградени: 13 офшорни стационарни платформи 22 проводникови блока 2 технологични платформи - максимална производителност: 38 хил. Тона на ден за нефт, 46 хил. Тона на ден за газо-течна смес. 3 компресорни станции с капацитет 9,8 милиона кубически метра на ден. една системасъбирането на газ с ниско налягане осигурява нормалното функциониране на всичко технологичен процесза събиране и транспортиране на газ до брега, подготовката на газлифтен газ и използването му за механизиран метод за добив на нефт в находищата на съвместното предприятие Vietsovpetro, а също така позволява използването на до 97% от произведения газ. Vietsovpetro JV създаде една от най-добрите наземни бази в Югоизточна Азия за изграждане и офшорна инсталация на технологични и сателитни платформи за сондиране на кладенци и добив на нефт и газ. Vietsovpetro JV разполага с четири повдигащи се сондажни платформи, повече от 20 флотски единици, включително кранови, противопожарни, водолазни и транспортно-влекачни кораби и четири безкоевни товарни единици.
Тръбопровод от полето Dragon В края на 1994 г. тръбопроводът от производствената платформа RP-1 на полето Rong до Central технологична платформа TsTP-2 от полето Bach Ho, положено по дъното на виетнамския шелф, с дължина 33 km, за изпомпване на силно парафиново нефт с температура на течливост 250 C. За подобряване на реологичните свойства на това нефт, депресантната добавка Sepaflux ES- 3266, произведен от концерна BASF. В същото време беше възможно не само значително да се понижи точката на течливост, което осигурява надеждно изпомпване на суров петрол през подводен нетермоизолиран тръбопровод, но и да се намали пластичният вискозитет на петрола с повече от 7 пъти. 9
Разработване на находище Инсталация на закотвен товар „Виецовпетро-01” - танкер за съхранение на суров нефт Пълен товар - 139 хиляди тона нефт 9 котви 10 -15 наклонени шахти Странично отклонение от повече от 2 km 10
Рафиниране на петрол във Виетнам Единствената работеща рафинерия за петрол в страната е рафинерията Dung Kuat. В момента започва изграждането на рафинерия в северната част на страната и се планира строителство в южната част. Рафинерията Dung Kuat е построена за три години (от ноември 2005 г. до януари 2009 г.) и пусната в експлоатация през февруари 2009 г. Рафинерията Nghi Son беше планирана за изграждане в северната част на страната, нейният капацитет според основния проект беше 10 милиона тона годишно. Пускането в експлоатация е планирано за 2013–2014 г. Рафинерията Long Son ще бъде разположена в южната част на страната, нейният проектен капацитет също е 10 милиона тона годишно. Проектът е в начален етап на развитие, партньори и инвеститори не са идентифицирани. Пускането в експлоатация е планирано за 2016–2020 г. единадесет
Блок 09 -3/12 се намира в Южно. Нефтен и газов басейн Кон Сон, на 150 км югоизточно от Вунг Тау и на 20 км източно от находището Бял тигър. Перспективите за нефт и газ са свързани с олигоцен-миоценски отлагания и кристални фундаментни скали. Предвижда се обработка и интерпретация на проведени преди това сеизмични проучвания и оценка на нефтения и газовия потенциал обещаващи структуриблок и подготовка за пробиване на първия проучвателен кладенецПоради факта, че находище „Морска костенурка“ се намира в зоната на припокриване на блок 09 -3 с находище „Южен дракон“ на блок 09 -1, беше взето решение двете находища да бъдат обединени в Зона за съвместна дейност. През 2010 г. започна стабилно промишлено производство на петрол в комбинираното находище Южен дракон - морска костенурка, което достигна 12 милион тона през 2013 г.
Блок 04 -3 се намира на 280 км югоизточно от Вунг Тау. В рамките на блока е открито находището Tien Ung - Mang Kau. Потенциалът за нефт и газ на блока е свързан с олигоценски и долномиоценски отлагания върху подготвените за сондиране структури Bo Cau, Hoang Hac и Kim Loan. През 2013 г. започна сондажът на проучвателен кладенец на структурата Bo Kau. Блок 04 -1 се намира в северната част на басейна Южен Кон Сон, на 250 км югоизточно от Вунг Тау. През 2012 г. проучвателният кладенец ST-2 X беше пробит в структурата Son-Tien-B. Като се вземат предвид резултатите от сондирането, се извършва специална обработка и интерпретация на сеизмичните данни за идентифициране и подготовка за сондиране на обещаващи обекти. 13
Блок 42 се намира в нефтения и газов басейн Phu Quoc в Тайландския залив, на 400-450 km западно от Vung Tau. Перспективите за нефт и газ са свързани с палеозойско-мезозойския комплекс. Беше подписан петролен договор при условията на PSA. „Споразумението за съвместни дейности» между съвместното предприятие Vietsovpetro и компанията PVEP (дъщерно дружество на KNG Petrovietnam) Блок 12/11 се намира в рамките на Южно. Нефтен и газов басейн Con Son, 350 km югоизточно от Vung Tau. Петролният потенциал е свързан с олигоценски и долномиоценски находища в рамките на идентифицираните структури Thien Nga, Chim Cong, Chim Ung, Hong Hac/Hoang Yen и Quyt. За извършване на проучвателни и проучвателни сондажи през 2013 г. са планирани 3D сеизмични проучвания на блока.
15
Характеристики на литоложкия състав и резервоарните свойства на хоризонтитеVII+VIIIВъзраст от долния олигоцен при нефтено находищеБял тигър (Виетнам)
Буй Кхак Хунг
Национален изследователски Томски политехнически университет, Томск
Научен ръководител доц
Находището White Tiger е уникално находище във Виетнам по отношение на петролните запаси. Намира се на шелфа на Южен Виетнам, на 120 км югоизточно от бреговата линия. Геоложкият разрез на находището е представен от предкайнозойски кристални скали на фундамента и кайнозойски теригенни скали на седиментната обвивка, в които се разграничават песъчливо-глинести и глинести скали от олигоценската, неогенската и кватернерната възраст. Най-голямата променливост в дебелината и състава е характерна за базалните долноолигоценски отлагания, които се вклиняват по склоновете на сутеренни блокове, заемащи високо хипсометрично положение. Сред долноолигоценските отлагания хоризонтите VII+VIII са най-наситени с нефт и принадлежат към нефтени находища индустриална стойност. Ето защо изучаването на особеностите на литоложкия състав и резервоарните свойства на хоризонти VII+VIII е от голямо значение.
С помощта на програмата Surfer е конструирана структурна карта по горната част на хоризонтите VII+VIII на долния олигоцен и е моделирана в 2D (Фигура 1А).
(А) (Б)
горна – ямка / долна – кота (m) горна – добре / долна – дебелина (m)
Ориз. 1.Структурна карта (А) и изопахална карта (Б) на хоризонти VII+VIII на дол
Олигоцен на находището Бял тигър
Фигура 1А показва, че чертежът на структурните карти на северния участък (хоризонти VII+VIII от долния олигоцен) на находището Бял тигър се променя значително. В кладенец 1013 е открита най-ниската кота -4161 m по покрива и -4225 m по основата, т.е. в източна посока се забелязва депресивна зона. А най-високата кота е -3336 м по покрива и -3381 м по основата на северозапад в кладенец 4, в района на който ясно се вижда арката на конструкцията. Амплитудата на купола е 470 метра по контурната изохипса - 3850 m. За визуално представяне на разпределението на мощността е изградена карта на изопаха. (Фигура 1B)
Фигура 1B показва дизюнктивен разлом със североизточно направление. Ясно е, че най максимална мощностдостига 94 m в сондаж 10 и е представена от пясъчници с континентален произход. А минималната дебелина е 22m и 17m в кладенци 64 и 83, в западната част на обекта.
Образуването на дебелината на утайката е възможно в две посоки на условията на утаяване. Намаляването на дебелината на седиментите в дъгата и увеличаването й върху крилата на издиганията се дължи на ерозията на това възвишение и запълването на вдлъбнатините с продукти на разрушаване.
Увеличаването на дебелината на седиментите по склоновете на палео-повдиганията показва натрупването на седименти в плитката водна зона по време на вълновата активност.
С помощта на разработената методология и данните от сондажния каротаж бяха изградени карти на литоложкия състав и съдържанието на пясък (Фигура 2).
https://pandia.ru/text/79/171/images/image004_29.gif" alt="E:\Nam 5\diploma\map на литоложкия състав 7+8 хоризонта на долния олигоцен.jpg" width="258" height="337"> !}
(А) (Б)
горен – кладенец горен – кладенец
по-ниска – коефициент на песъчливост (%) по-ниска – стойност на αPS
вдясно – коефициент на пластичност (%) вдясно – дебелина (m)
Ориз. 2. Карта на коефициентите на песъчливост и кластичност (A) и карта на литоложкия състав (B) на хоризонтитеVII+VIIIДолен олигоцен (0-0,2: глини и алевритно-глинести скали; 0,2-0,4: алевролит и глинесто-глинести скали; 0,4-0,6: смесени песъчливо-алево-глинести скали; 0,6 -0,8: Дребнозърнест пясъчник; 0,8-1: едрозърнест среднозърнест пясъчник, неглинен)
Фигура 2А показва разпределението на резервоари тип А (стойност на PS в диапазона от 1-0,8) в района на кладенци 83, 64, 4, 14, 602, 1014, 1003. Зоната на разпространение на резервоари тип В (PS стойност в диапазона 0.6- 0.4) в кладенци 10, 1013. Зоната на разпространение на резервоари от тип B (0.6-0.8) в кладенци 114, 116, 907. Зоната на разпространение на нерезервоари е идентифицирана на изток, североизток ( кладенец 9), на юг (кладенци 1106, 12).
На фиг. 2B виждаме, че зоната с висока поява на пясъчни тела се намира в района на кладенци 14; 116 и 1014 със средна дебелина 23 м. Максималната стойност на коефициента на песъчливост е в сондаж 1014 и съответства на 70,2%. Максималната стойност на коефициента на кластичност също се наблюдава в кладенеца от 1,3%). Намаляването на коефициента на песъчливост на арката и увеличаването му по склоновете и в подножието на възвишенията се дължи на активността на потоци, които разяждат хълмовете и образуват конуси от ерозионни продукти.
По линията на сондажи 16-9 е изграден геоложки профил на VII+VIII хоризонти от долния олигоцен (Фигура 3).
Ориз. 3. Геоложки профилVII+VIIIДолен олигоценски хоризонти в нефтеното находище White Tiger (Виетнам) по протежение на линията от кладенци 10 – 14 – 145 – 116 – 9
Хоризонти VII+VIII представляват антиклинална гънка, усложнена от разломи. На профила виждаме промяната в дебелината на хоризонтите през кладенците. В кладенец 10 дебелината на седиментите достига 94 м. А в кладенец 14 дебелината на утайката намалява до 33 м. Между кладенци 14 и 145 се отбелязва разлом. А между кладенци 116 и 9 бяха идентифицирани 2 разлома, характеризиращи се със значителна ширина на зоната на раздробяване на скалите. Литоложкият състав на седиментите е разнороден. В сондаж 10 виждаме редуване на глинести и песъчливо-глинести скали. Дебелината на глината е 40 м. Глинените отлагания се изщипват и напълно изчезват в кладенец 14. В кладенец 14 се наблюдават само пясъчно-алвюритни скали с дебелина 33 м. Глинени отлагания се наблюдават в кладенци 145, 116 и дебел. глина се увеличава в кладенец 9. Глините лежат в пясъчния хоризонт като слой. Дебелината е незначителна в сравнение с дебелината на пясъчниците и възлиза на 6-7 м. В сондаж 9 дебелината на глинестия слой се увеличава 2 пъти. На профила маркираме зоните с най-високи резервоарни свойства в кладенци 14, 145, 116, в които коефициентът на порьозност варира от 12% до 14%, а коефициентът на насищане с нефт е 0,6-0,66 единици. От всички изследвани кладенци най-високият дебит на нефт е получен в кладенеца m3/ден. При такива ниски стойности на порьозност (практически без резервоар), високите дебити на нефт могат да се обяснят с близостта на зоните на две тектонични разломи.
По този начин в северния блок на полето Бял тигър е идентифициран сложен тип скален резервоар от поресто-пукнатини хоризонти VII+VIII. Високи дебити на нефт са получени в кладенци, пробити в близост до зони на тектонични смущения. В кладенци, които имат само порен тип резервоар и са далеч от зони на дизюнктивни разломи, са получени много по-ниски дебити на нефт.
Библиография:
1. P, G, et al. Геология и потенциал за нефт и газ на шелфовия фундамент на Сунда. М., Нефт и газ, 1988, 285 с.
2. Ежова интерпретация на геофизични данни; Томски политехнически университет. – 3-то изд. – Томск: Издателство на ТПУ, 200 с.
3. Фондация Поспелов: Геоложки и геофизични методи за изследване на резервоарния потенциал и съдържанието на нефт и газ – Москва 2005г.
