Способ адаптивного управления процессом бурения скважин



Способ адаптивного управления процессом бурения скважин
Способ адаптивного управления процессом бурения скважин
Способ адаптивного управления процессом бурения скважин

 

E21B44/00 - Системы автоматического управления или регулирования процессом бурения, т.е. самоуправляемые системы, осуществляющие или изменяющие процесс бурения без участия оператора, например буровые системы, управляемые ЭВМ (неавтоматическое регулирование процесса бурения см. по виду процесса; автоматическая подача труб со стеллажа и соединение бурильных труб E21B 19/20; регулирование давления или потока бурового раствора E21B 21/08); системы, специально предназначенные для регулирования различных параметров или условий бурового процесса (средства передачи сигналов измерения из буровой скважины на поверхность E21B 47/12)

Владельцы патента RU 2495240:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") (RU)

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом. Техническим результатом является увеличение точности управления режимом бурения и увеличение механической скорости проводки скважины за счет оптимизации управления по минимуму вибрации бурильной колонны. Технический результат достигается предложенным способом оперативного оптимального управления процессом бурения скважин, при котором осуществляют адаптацию модели к условиям на забое изменением ее коэффициентов, вычислением оптимальных параметров и бурением скважины на оптимальных режимах, достижение которых определяется по минимуму частоты вибрации бурильной колонны. Способ предусматривает многократное обновление коэффициентов степенной модели по результатам скважинных измерений, расчет оптимальных параметров управления по критерию "максимум механической скорости", выполнение бурения на рассчитанных параметрах с контролем достижения оптимума по минимуму вибрации бурильной колонны. Помимо модели бурения способ использует модель промывки, с помощью которой обеспечивается равновесное бурение и очистка ствола скважины от выбуренной породы, а также модель пластов, которая характеризует способность пород к разбуриванию. 3 ил.

 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом.

Известен способ регулирования процесса бурения по патенту SU 1231946, Е21В 44/00 от 27.11.1995, включающий использование модели процесса бурения, представляющей собой экспоненциальный тренд механической скорости проходки, которую получают в результате шести и более экспериментальных данных бурения в интервале пласта одинаковой буримости с последующей их аппроксимацией методом наименьших квадратов. Далее коэффициенты модели бурения подставляют в критерий «минимум стоимости метра проходки», содержащий выражение зависимости времени бурения t от осевой нагрузки на долото G, частоты его вращения n и расхода бурового раствора Q в виде полинома первой степени, и производят поиск минимума критерия методом штрафных функций. Полученные оптимальные параметры устанавливают на буровой установке и дальнейшее регулирование бурения производят на оптимальных уставках G, n и Q. Обновление модели производится через каждые 0,3 метра проходки. Одновременно рассчитывают время бурения до смены долота и по доверительному интервалу тренда механической скорости определяют границы пластов с одинаковой буримостью. Модель содержит параметры, представляющие геологию формации, окружающей ствол скважины. Система скважинного оборудования содержит измерительные приборы, расположенные над долотом на колонне бурильных труб. Измерения условий бурения содержат измерение по оценке параметров пласта. Автоматическая подстройка позволяет выполнять автоматическое оптимальное регулирование процесса углубления скважин, которое может быть использовано для прогнозирования оптимальных значений показателей работы долот при неоднородных по буримости пластах.

Недостатки: способ требует предварительного проведения факторного эксперимента для получения полиномиальной зависимости времени бурения от нагрузки на долото, частоты его вращения и расхода бурового раствора; использует наземные (не скважинные) приборы для измерения параметров бурения; рассчитанный оптимальный режим бурения не подтверждается практическим бурением учетом вибрации бурильной колонны.

Известен патент RU 2244117 С2, 10.09.2004. Способ управления работой в скважине и система бурения скважины, взятый нами за прототип.

Изобретение относится к области управления процессом бурения на углеводороды, в частности к оптимизированному выполнению различных операций бурения, основанному на скважинных измерениях. Техническим результатом является оптимизация операций бурения. Система предназначена для осуществления операций бурения скважины с использованием вычислительной модели процесса бурения, представляющей комбинированное влияние условий на забое скважины и работы колонны бурильных труб. Модель процесса бурения непрерывно обновляется результатами скважинных измерений, производимых в ходе операции бурения. На основе обновленной модели процесса бурения определяется набор оптимальных параметров бурения и передается в систему управления наземным оборудованием. Кроме того, система позволяет системе управления наземным оборудованием автоматически регулировать текущие установки управления наземным оборудованием на основе обновленных оптимальных параметров бурения. Вырабатываются и исполняются различные сценарии управления для передачи данных в систему управления наземным оборудованием на основе текущего режима бурения.

Недостатки: способ предусматривает построение в ходе работы в скважине адаптивной модели бурения, которая содержит параметры модели пластов и параметры гидравлической модели промывки, что позволяет подстраивать ее под условия на забое, однако способ не учитывает вибрацию бурильной колонны для определения оптимального режима бурения.

Задачей изобретения является разработка способа адаптивного оптимального управления процессом бурения вертикальных нефтегазовых скважин роторным способом или с помощью гидравлического забойного двигателя.

Техническим результатом является увеличение точности управления режимом бурения и увеличение механической скорости проводки скважины за счет оптимизации управления с контролем достижения оптимума по минимуму вибрации бурильной колонны.

Технический результат достигается предложенным способом адаптивного управления процессом бурения скважин, при котором осуществляют построение модели процесса бурения, представляющей взаимодействие условий в забое скважины с бурильной колонной, получение множества результатов скважинных измерений условий бурения в ходе работы в скважине, обновление модели процесса бурения на основе результатов скважинных измерений условий бурения и рабочих данных наземного оборудования, принятых от системы управления наземным оборудованием, осуществляют определение множества оптимальных параметров бурения на основе обновленной модели процесса бурения, передачу в систему управления наземным оборудованием данных об оптимальных параметрах бурения и многократное повторение операций получения, обновления, определения и передачи в ходе работы в скважине, причем управление осуществляют по детерминированной модели процесса бурения υм=Kб·Gδnα·Qm=max, где υм - механическая скорость проходки, м/ч; Кб - размерный коэффициент буримости породы, представляющий модель пластов; G - осевая нагрузка на долото, Н; n - скорость вращения долота, об/мин; Q - расход бурового раствора, м3/с; δ, α, m - показатели степени при G, n, Q, при этом модель пластов представляет собой способность пластов пород к разбуриванию, которую определяют коэффициентом буримости пород по формуле K б = n M ω , где М - крутящий момент на долоте, Н·м; ω - угловая скорость вращения долота, с-1, расход бурового раствора Q обеспечивает превышение давления бурового раствора над пластовым давлением на 10-15 МПа, а контроль достижения оптимума осуществляют по минимуму частоты вибрации бурильной колонны.

Детерминированная модель бурения имеет степенной характер, представляет взаимодействие долота с породой на забое скважины и в ходе процесса постоянно адаптируется к изменению буримости разбуриваемых долотом пород. Адаптация производится изменением значений коэффициентов модели, непрерывно обновляемых по оперативным результатам скважинных измерений. Поскольку степенная модель не имеет точек перегиба, определение достижения оптимума производится по минимуму частоты вибрации бурильной колонны. Способ предусматривает многократное обновление коэффициентов модели по результатам скважинных измерений, расчет оптимальных параметров управления по критерию "максимум механической скорости", выполнение бурения на рассчитанных параметрах с контролем достижения оптимума по минимуму вибрации бурильной колонны.

Способ реализуется посредством наземной системы управления буровым оборудованием на базе ЭВМ и скважинной системы измерения забойных параметров, соединенных между собой каналом связи.

Перечень фигур графических изображений:

Фигура 1 - Система управления бурением

Фигура 2 - Нахождение оптимума υм=max по минимуму частоты fвибр min

Фигура 3 - Пример кривой механического каротажа

Наземная система управления состоит из наземного оборудования 1, управляющего компьютера 2, датчика давления 3, датчика вибрации 4 и других наземных датчиков 5 с АЦП для измерения устьевых параметров бурения и промывки. Скважинная измерительная система состоит из измерительного модуля с забойными датчиками 6, расположенного в забойном узле колонны бурильных труб 7 над долотом 8. Модуль содержит датчики, аналогово-цифровые преобразователи (АЦП) и электронный блок формирования кадров забойной информации. Модуль содержит датчик деформации для измерения осевой нагрузки на долото, датчик скорости вращения долота, датчик крутящего момента на долоте и датчик расхода бурового раствора через долото. Сигналы от датчиков преобразуются в цифровую форму посредством АЦП и передаются по каналу связи 9 в скважинный электронный блок, который накапливает двоичные биты, соответствующие результатам измерений датчиками, и формирует из них кадры данных, в которые могут быть добавлены дополнительные биты для синхронизации и обнаружения и исправления ошибок. Состав датчиков может быть расширен для контроля других забойных параметров.

Управляющий компьютер 2 с программным обеспечением связан с наземным оборудованием буровой 1 и управляет его работой (приводом вращения колонны труб, буровыми насосами для регулирования расхода бурового раствора, приводом лебедки для регулирования осевой нагрузки и др).

Сигнал из электронного блока забойной системы передается через буровой раствор по гидроимпульсному каналу связи 9 и поступает в расположенный на стояке датчик давления 3, который реагирует на изменения давления бурового раствора и генерирует соответствующие сигналы. Выходной сигнал датчика давления преобразуется АЦП в цифровую форму и обрабатывается управляющим компьютером. Связь со скважинными приборами может также производиться другими способами, например, по бурильной колонне с проводными средствами связи.

Помимо модели бурения способ использует модель промывки, с помощью которой обеспечивается равновесное бурение и очистка ствола скважины от выбуренной породы, а также модель пластов, которая характеризует способность пород к разбуриванию.

Управление производится по целевой функции

υ м = K б G δ n α Q m = max , ( 1 )

где υм - механическая скорость проходки, м/ч;

Kб - размерный коэффициент буримости породы;

G - осевая нагрузка на долото, Н;

n - скорость вращения долота, об/мин;

Q - расход бурового раствора, м3/с;

δ, α, m - показатели степени при G, n, Q.

Обновление модели производится подстройкой к условиям на забое параметрических коэффициентов Kб, δ, α, m.

Контроль достижения оптимума производится по минимуму частоты вибраций бурильной колонны fвибр min, определяемому датчиком вибрации. Минимум вибраций означает достижение оптимального режима разрушения породы долотом - осевая нагрузка на долото обеспечивает необходимую глубину проникновения зубьев долота в породу, и скорость вращения долота обеспечивает необходимый вращающий момент для сдвига/разрушения породы зубьями, т.е. не происходит заклинки или пробуксовывания зубьев долота по забою вследствие чрезмерного или недостаточного их внедрения в породу для данной скорости вращения долота. Кроме того, по датчику вибрации определяют момент соприкосновения долота с забоем при спуске колонны.

Кривая 1 имеет степенной характер и бесконечно растет, т.е. не имеет точки перегиба (точки максимума) 3 (фиг.2), поэтому расчетный максимум функции (1) приходится на границу области определения функции (заштриховано) - т.2. Экспериментальное определение точки оптимума fвибp min no минимуму вибраций позволяет найти оптимум внутри области определения функции.

Способ оптимального адаптивного управления бурением реализуется следующим образом:

1 В начале бурения по заданным проектом данным (или из опыта бурильщика) по модели (1) рассчитываются оптимальные значения Goпт, nопт и Qoпт Для достижения максимума механической скорости υM=max;

2 Оптимальные параметры устанавливаются на буровом оборудовании и производится бурение в течение 10 мин. с одновременным контролем вибрации колонны труб. Параметры, при которых достигается минимум вибрации колонны принимаются за оптимальные;

3 Полученные значения параметров управления G, n и Q измеряются в ходе бурения и по каналу обратной связи передаются компьютеру;

4 Компьютер перерассчитывает значения коэффициентов Kб, δ, α и m модели (1) для новых G, n и Q, тем самым она адаптируется к реальным условиям на забое;

5 Для модели с новыми коэффициентами определяется максимум, новые Goпт, nопт и Qoпт устанавливаются на буровой, с ними производится новое бурение и контроль уровня вибраций колонны в течение 10 мин. и т.д.

Для получения модели пластов оптимальные значения Сопт, nопт, Qoпт и частота вибраций fвибр min регистрируются в компьютерной базе данных для каждого Кб в функции глубины скважины вместе с применяемым долотом и полученной скоростью бурения для последующего использования при проходке аналогичных интервалов в данной скважине и при бурении других скважин месторождения.

Вторым вариантом оптимального управления механической скоростью является предварительный расчет для применяемого типа долота Gопт, nопт и Qопт для каждой породы из модели пластов с одинаковым Kб и соответствующими им частотами fвибр min на стадии разработки проекта на строительство скважины.

Модель промывки представляет собой давление в стояке, определяющее сумму потерь давления на всех элементах циркуляционной системы скважины, свойства и расход Q бурового раствора, которые обеспечивают равновесное бурение с превышением давления бурового раствора над пластовым давлением на 10-15 МПа и качественную очистку забоя и ствола скважины от выбуренной породы.

Модель пластов характеризует буримость залегаемых пластов - их способность к разбуриванию и представляет собой результат механического каротажа - зависимость коэффициента буримости пород Kб от глубины скважины (Фиг.3). Коэффициент буримости является механическим коэффициентом полезного действия (кпд) процесса разрушения породы долотом, отнесенным к единичной осевой нагрузке и определяется по формуле:

K б = n M ω

где М - крутящий момент на долоте, Н·м;

ω - угловая скорость вращения долота, с-1.

Модель пластов используется в модели (1) в виде коэффициента буримости Kб. Кроме того, по модели пластов можно на проектной стадии рассчитать оптимальные для каждой проходимой породы значения Gопт, nопт и Qoпт для данного диаметра долота Dд.

Получение модели механической буримости пластов не требует проведения дорогостоящих видов каротажа - электрического, акустического, газового, термического, радиоактивного, и является наиболее практически необходимой характеристикой способности пород к разрушению. Кроме того, он проводится в процессе бурения скважины без использования дополнительного спецоборудования.

Техническим результатом является увеличение точности управления режимом бурения и увеличение механической скорости проводки скважины за счет оптимизации управления с контролем достижения оптимума по минимуму вибрации бурильной колонны.

Способ адаптивного управления процессом бурения скважин, при котором осуществляют построение модели процесса бурения, представляющей взаимодействие условий в забое скважины с бурильной колонной, получение множества результатов скважинных измерений условий бурения в ходе работы в скважине, обновление модели процесса бурения на основе результатов скважинных измерений условий бурения и рабочих данных наземного оборудования, принятых от системы управления наземным оборудованием, осуществляют определение множества оптимальных параметров бурения на основе обновленной модели процесса бурения, передачу в систему управления наземным оборудованием данных об оптимальных параметрах бурения и многократное повторение операций получения, обновления, определения и передачи в ходе работы в скважине, отличающийся тем, что управление осуществляют по детерминированной модели процесса бурения υм=Kб·Gδ·nα·Qm=max, где υм - механическая скорость проходки, м/ч; Kб - размерный коэффициент буримости породы, представляющий модель пластов; G - осевая нагрузка на долото, Н; n - скорость вращения долота, об/мин; Q - расход бурового раствора, м3/с; δ, α, m - показатели степени при G, n, Q, при этом модель пластов представляет собой способность пластов пород к разбуриванию, которую определяют коэффициентом буримости пород по формуле K б = n M ω , где М - крутящий момент на долоте, Н·м; ω - угловая скорость вращения долота, с-1, расход бурового раствора Q обеспечивает превышение давления бурового раствора над пластовым давлением на 10-15 МПа, а контроль достижения оптимума осуществляют по минимуму частоты вибрации бурильной колонны.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к определению нейтральной точки буровой колонны при бурении скважины на основании гидравлического фактора и/или факторов скручивающих и осевых нагрузок.

Изобретение относится к способу демпфирования колебаний прилипания-проскальзывания в бурильной колонне. .

Изобретение относится к способу и устройству демпфирования колебаний прилипания-проскальзывания в бурильной колонне. .

Изобретение относится к способу и системе непрерывного бурения. .

Изобретение относится к бурению скважин и может найти применение при регулировании условий бурения. .

Изобретение относится к скважинному инструменту для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) таких как, например: установка или извлечение пробки, открытие/закрытие клапана, резка труб, выполнение работ по очистке скважины.

Изобретение относится к способу и системе для использования при выполнении работ на нефтяном месторождении. .

Изобретение относится к бурению и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин с давлением продуктивного пласта ниже гидростатического. .

Изобретение относится к способу и системе коррекции траектории ствола скважины. Техническим результатом является использование данных, полученных в режиме реального времени, для уточнения модели напряжений для данного региона, так что траекторию можно непрерывно корректировать для достижения оптимального соотношения с измеренными характеристиками напряжений данного региона. Способ включает стимулирование напряжения в пласте вокруг ствола скважины для образования в нем характерной особенности, связанной со стимулированным напряжением. Проведение измерений, отражающих геометрию ствола скважины, с использованием компоновки низа бурильной колонны (КНБК), вращаемой в стволе скважины, геометрия которого отображает стимулированные напряжения в пласте. Создание изображения ствола скважины на основании проведенных измерений его геометрии. Оценку азимутальной вариации стимулированного напряжения в пласте по глубине скважины. Изменение параметра режима бурения для КНБК с использованием оценки азимутальной вариации по глубине скважины стимулированного напряжения в пласте. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 12 ил.

Группа изобретений относится к способам адаптивного регулирования условий бурения скважин и к долотам для их реализации. Обеспечивает создание адаптивных условий бурения путем жесткого согласования условий разрушения горной породы забоя, условий очистки забоя от разрушенной породы и условий геологических, определяемых твердостью горной породы. Способ адаптивного регулирования условий бурения скважин основан на регулировании скорости углубки скважины путем изменения осевой нагрузки на буровой инструмент, частоты его вращения и расхода промывочной жидкости в отдельности или в их сочетании, причем указанные параметры жестко согласуют с геологическими условиями забоя, определяемые твердостью горной породы по заданному алгоритму. Долото для бурения скважин содержит корпус, прикрепленный к корпусу вал с пилот долотом и центральным промывочным каналом, промывочный узел в виде радиальных каналов и насадок, причем в верхней части вала напротив зубков шарошек, находящихся в верхнем, относительно контактируемых с забоем зубков, положении, установлены дополнительные насадки для промывки межзубковых промежутков, забитых шламом.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к бурению горизонтальных скважин, и может быть использовано для управления процессом бурения. Техническим результатом является разработка способа регулирования нагрузки на долото при бурении горизонтальной скважины по фактической нагрузочной характеристике турбобура, построенной по информации, полученной в процессе бурения одновременно о частоте вращения и нагрузке на долото. Способ заключается в том, что предварительно размещают: а) неуправляемый акустический режекторный фильтр в нагнетательной линии для подавления звуковой помехи в промывочной жидкости, звуковой помехи, генерируемой буровым насосом, б) управляемый акустический режекторный фильтр - датчик частоты вращения вала турбобура для осуществления амплитудной модуляции суммарного звука, звука, генерируемого роторными лопатками, размещенными на валу турбобура, и звука, генерируемого ударами долота о горную породу в промывочную жидкость, заполняющую бурильную колонну, в) гидрофон с измерительной аппаратурой между гусаком, встроенным в вертлюг, и буровым шлангом. Производят спуск в скважину турбобура с долотом, размещенных на торце бурильной колонны, с последующей остановкой на расстоянии 10-20 метров от забоя, для замера частоты вращения вала турбобура в режиме холостого хода. Включают буровой насос для подачи промывочной жидкости по бурильной колонне в турбобур для осуществления вращения роторных лопаток. При этом вращение роторных лопаток производит генерацию звука в промывочную жидкость. Затем осуществляют прием гидрофоном из промывочной жидкости модулированного, управляемым акустическим режекторным фильтром - датчиком частоты вращения вала турбобура, по амплитуде звука, пропорционального частоте вращения вала турбобура в режиме холостого хода, в полосе подавленной звуковой помехи, генерируемой буровым насосом, неуправляемым акустическим режекторным фильтром. При этом измерительная аппаратура преобразует обработанную звуковую информацию частоты вращения вала турбобура в режиме холостого хода для построения фактической нагрузочной характеристики путем смещения заводской характеристики для выбора оптимальной нагрузки на долото на фактической нагрузочной характеристике турбобура без учета трения бурильной колонны о стенки горизонтальной скважины по минимальной энергии звука, распространяющегося в бурильной колонне по промывочной жидкости для данного горизонта нефтяного пласта, согласно геолого-технологического наряда, заданного геологами. Затем осуществляют посредством набора дискретных точек построение фактической нагрузочной характеристики по одновременной информации - нагрузке на долото и частоте вращения вала турбобура от режима холостого хода до режима остановки турбобура, например, через пять тонн. Затем бурение горизонтальной скважины производят в режиме оптимальной нагрузки на долото по фактической нагрузочной характеристике, перенесенной с заводской нагрузочной характеристики, заданной геолого-технологическим нарядом. Затем при отклонении бурения горизонтальной скважины от оптимального режима, показывающем увеличение энергии звука от двух источников, производят регулирование нагрузки на долото путем изменения в большую или в меньшую сторону нагрузки по фактической нагрузочной характеристике турбобура с учетом минимальной энергии звука, распространяющейся по промывочной жидкости от двух источников звука, звука, генерируемого лопатками турбины, и звука, генерируемого ударами зубьев долота в промывочную жидкость, заполняющую бурильную колонну. 6 ил.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин гидравлическими забойными двигателями (ГЗД), а именно к способам контроля режима работы ГЗД в забойных условиях. Техническим результатом является повышение эффективности бурения скважин путем оперативного изменения режима работы ГЗД при внедрении резцов долота в породы разной пластичности. Способ включает замеры показаний давления в нагнетательной линии под нагрузкой и без нагрузки на долото, поддержание постоянной разницы замеренных показаний давлений. При этом определяют максимально допустимую величину скорости подачи (Vп.доп) долота по математической формуле. Затем осуществляют замеры скорости подачи долота и в случае ее превышения выше максимального допустимого значения снижают до Vп.доп. 2 ил.

Изобретение относится к способу и устройству демпфирования колебаний прилипания-проскальзывания в бурильной колонне. Техническим результатом является настройка ПИ -регулятора для обеспечения демпфирования энергии крутильных волн на частоте прилипания-проскальзывания или вблизи нее. Способ содержит следующие этапы: а) демпфирование колебаний прилипания-проскальзывания с использованием бурильного механизма, расположенного в верхней части бурильной колонны, б) регулирование скорости вращения бурильного механизма с использованием пропорционально-интегрального регулятора, в) настройка пропорционально-интегрального регулятора так, что бурильный механизм поглощает большую часть крутильной энергии от бурильной колонны на частоте, равной или близкой основной частоте колебаний прилипания-проскальзывания, г) уменьшение действующего момента инерции бурильного механизма, при этом демпфирующий эффект бурильного механизма увеличивается для частот выше основной частоты колебаний прилипания-проскальзывания. 5 н. и 17 з.п. ф-лы, 15 ил.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к наземным комплексам контроля параметров бурового раствора. Устройство содержит, по меньшей мере, датчик температуры, измерители уровня и скорости течения раствора и плотномер, включающий источник гамма-излучения и блок детектирования, а также электронный блок обработки сигналов и компьютер. Датчик температуры, измерители уровня и скорости и источник гамма-излучения совместно компактно смонтированы на единой несущей платформе, выполненной в виде быстросъемной крышки люка, предусмотренного в верхней части желоба. Вовнутрь последнего введен подвесной жестко связанный с платформой акустически прозрачный контейнер, разделенный на две полости, в одной из которых размещен датчик температуры, а в другой - измеритель скорости в виде электроакустического преобразователя, взаимодействующего через контактную жидкость со стенкой контейнера и обращенного приемоизлучающей поверхностью в сторону данной поверхности желоба. Источник гамма-излучения размещен на внешней нижней поверхности контейнера. Обеспечивается высокая точность контролируемых параметров, простота, компактность и мобильность конструкции, безопасность обслуживания, уменьшение затрат времени на проведение монтажно-демонтажных работ.1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к бурению скважин. Техническим результатом является упрощение анализа керна и повышение достоверности получаемых в его процессе результатов, а также эффективность снижения аварийных ситуаций на буровом инструменте. Предложен способ предотвращения аварийных ситуаций при бурении нефтегазодобывающих скважин, включающий бурение скважины, отбор в процессе бурения керна и его анализ на содержание примесей. При этом проводят спектральный анализ на наличие в породе керна примесей водомаслонерастворимых солей тяжелых металлов и фиксируют глубины их залегания. По наличию указанных соединений тяжелых металлов судят о расположении суперколлекторов в залежи. По количественному содержанию этих примесей в породе керна судят о твердости породы и о месте расположения пропластков с высокой прочностью. И по полученной информации о расположении пропластков твердой породы проводят мероприятия по предотвращению аварии в скважине путем снижения механической скорости бурения. 1 ил., 1пр.

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, предназначенным для построения геологической модели нефтяного или иного месторождения, в частности, для определения коэффициентов корреляции для комплекса кривых ГИС и нахождения положений глубин маркера, для которых значение коэффициента корреляции является максимальным. Техническим результатом является повышение точности вычислений параметров, используемых при построении геологической модели расположения нефтяных или иных месторождений. Метод позволяет для маркера, уже имеющего отметки на некоторой, называемой опорной, группе скважин, вычислить их для скважин из другой группы. Для каждой скважины W, на которой ищется значение глубины маркера, выбираются скважины опорной группы, отстоящие от скважины W на заданном расстоянии, и среди них выбирается скважина с наибольшим значением коэффициента корреляции, при этом точка, в которой этот максимум достигается, назначается искомой отметки маркера. С помощью проверяющих тестов осуществляют поиск скважин, в которых функция корреляции меньше, чем максимальное значение коэффициента корреляции, а коэффициент качества корреляции больше, чем максимальное значение коэффициента корреляции. После чего добавляют найденную скважину к опорной группе скважин. 3 н. и 5 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, используемых при построении геологической модели нефтяного или иного месторождения. Технический результат - повышение точности вычислений параметров, используемых при построении геологической модели расположения нефтяных или иных месторождений. Изобретение позволяет для маркеров, выбранных в качестве начального решения, вычислить такие глубины маркера на каждой скважине, которые обеспечивают наилучшую суммарную корреляцию. Для каждого маркера, входящего в набор, определяется функционал, представляющий собой сумму коэффициентов корреляции комплекса методов ГИС для пар скважин, расположенных не далее заданного расстояния друг от друга. Для этого функционала вычисляются частные производные ,и полученный таким образом вектор сглаживается и используется для нахождения большего значения функционала на некотором отрезке вдоль этого вектора. Если большего значения не найдено, то последнее положение отметок маркера считается решением задачи, а если найдено, то производится сглаживание точки решения и процесс повторяется снова. На каждой итерации алгоритма производится сортировка глубин маркеров. 3 н.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к буровым долотам, включающим датчики для проведения измерений, относящихся к скважинным параметрам, способам изготовления таких буровых долот и буровым системам, использующим такие буровые долота. Техническим результатом является создание усовершенствованного бурового долота и способа, позволяющего скорректировать изменения в результатах измерений осевой нагрузки и крутящего момента, возникающие за счет перепада давления в буровом долоте. Способ, который, в одном варианте осуществления, включает бурение ствола скважины буровым долотом, определение осевой нагрузки на долото в процессе бурения ствола скважины, определение перепада давления на рабочей площади бурового долота в процессе бурения ствола скважины и определение скорректированной осевой нагрузки на долото по определенной осевой нагрузке на долото и определенному перепаду давления. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 6 ил.
Наверх