Нпв в бурении что это
Нефтяные подпорные насосы типа НПВ
Нефтяные подпорные насосы типа НПВ Нефтяные подпорные насосы типа НПВ
НАЗНАЧЕНИЕ
Агрегаты электронасосные нефтяные подпорные вертикальные типа НПВ (НПВ 150-60, НПВ 300-60, НПВ 600-60) предназначены для перекачивания нефти.
Агрегаты электронасосные нефтяные подпорные вертикальные типа НПВ-М (НПВ1250-М, НПВ2500-М, НПВ3600-М, НПВ5000-М) предназначены для перекачивания нефти и нефтепродуктов.
Применяются для подачи нефти к магистральным насосам для обеспечения их бескавитационной работы (подпорные насосы), а также для оснащения баз смешения нефти.
КОНСТРУКЦИЯ
Насосы НПВ 150-60, НПВ 300-60, НПВ 600-60 — центробежные вертикальные одноступенчатые с предвключенным колесом. Осевое усилие, действующее на ротор, разгружается симметрично расположенными передним и задним уплотнениями рабочего колеса, остаточное осевое усилие воспринимается верхним сдвоенным радиально-упорным подшипником.
Для восприятия остаточных радиальных усилий в конструкции насоса предусмотрен подшипник скольжения, являющийся нижней опорой ротора. Смазка подшипника скольжения осуществляется перекачиваемой средой. Передача крутящего момента от двигателя к насосу осуществляется при помощи упругой втулочно-пальцевой муфты.
Насосы типа НПВ1250-М, НПВ2500-М, НПВ3600-М, НПВ5000-М — центробежные вертикальные двухкорпусные секционного типа с предвключенным колеcом и торцовым уплотнением патронного типа.
Опорами ротора являются: верхний опорно-упорный подшипник качения с жидкой картерной смазкой и нижний гидродинамический подшипник скольжения (смазка перекачиваемой средой).
Осевое усилие, действующее на ротор, компенсируется перепуском утечки, проходящей через дросселирующую щель на основном диске рабочего колеса концевой ступени с отводом ее на вход в насос через переводную трубу. Остаточное осевое усилие должно восприниматься опорно-упорным подшипником качения. Передача крутящего момента от двигателя к насосу осуществляется при помощи упругой пластинчатой муфты.
Приводом насосов типа НПВ-М является асинхронный трехфазный вертикальный, взрывозащищенный (с видом взрывозащиты 1ExdIIВТ4) электродвигатель с короткозамкнутым ротором с максимальной мощностью:
Конструкция насоса НПВ-М предусматривает возможность его установки в существующие стаканы (наружные корпуса).
Насосы НПВ-М соответствуют ОТТ-75.180.00КТН-270-06 «Насосы подпорные вертикальные и агрегаты электронасосоные на их основе».
Преимущества насосов типа НПВ-М:
— частота вращения ротора – 1000 об/мин, что позволяет значительно (по сравнению с насосами, работающими с частотой 1500 об/мин) снизить окружные скорости вращающихся элементов, уменьшить критерий «Nn» для подшипников качения, снизить виброактивность;
— значительно повышен КПД насосов (на 3. 13 % в зависимости от типоразмера);
— улучшены кавитационные качества ( h доп. снижен на 0,2. 0,5 м, в зависимости от типоразмера);
— широкий диапазон напоров за счет изменения числа ступеней;
— детали корпуса и проточной части выполнены из углеродистых и легированных хромистых сталей.
УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Насосы (агрегаты) предназначены для эксплуатации во взрывоопасных зонах класса В-1г, согласно «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ), категории взрывоопасной смеси II А по ГОСТ P 51330.11, группа взрывоопасной смеси ТЗ по ГОСТ P 51330.5 и «ПУЭ».
СТРУКТУРА УСЛОВНОГО ОБОЗНАЧЕНИЯ
На пределе
Технологичность — это не только использование суперсовременного оборудования и проведение ультрасложных операций. Это еще и наличие соответствующей культуры производства, позволяющей работать максимально эффективно. На достижение наилучших результатов при наименьших затратах направлена программа «Технический предел» в бурении, реализацию которой начинает «Газпром нефть»
Сегодня корпорация «Тойота» — крупнейший автопроизводитель, а в середине прошлого века в отсталой, истощенной Второй мировой войной Японии компания едва сводила концы с концами. Путь от близкого банкротства до безусловного процветания «Тойоте» удалось пройти благодаря созданию новой производственной системы, основанной на национальной философии кайдзен*. О том, что такое кайдзен и как применять ее к любому аспекту бизнеса и жизни, написана масса трудов. На прагматичном Западе же из восточной философии вынесли главный принцип — непрерывного совершенствования процессов: производства, планирования, управления. Сегодня цикл постоянных улучшений внедряется во всех сферах деятельности в любой уважающей себя крупной компании, и нефтяная отрасль здесь не исключение.
Схема достижения «технического предела»
Принцип «Технического предела» при бурении скважин — этакий кайдзен в нефтедобыче — начал активно применяться мировыми лидерами отрасли еще в середине В его основе лежит стремление не просто сократить сроки бурения за счет точечных улучшений, а найти идеальную скважину с оптимальным соотношением цены и качества и с минимальными сроками бурения и стараться все скважины строить как идеальные.
В нынешних условиях, когда цены на нефть заставляют использовать все возможные способы сэкономить, «Техпредел» становится универсальным инструментом, тем более эффективным, что в таком капиталоемком процессе, как бурение, около 70% затрат — временно-зависимые. И, соответственно, сокращение сроков бурения в большинстве случаев влечет за собой существенную экономию средств, повышение эффективности всей нефтедобычи.
В «Газпром нефти» «Технический предел» — одна из важных составляющих технологической стратегии развития операций бурения и заканчивания скважин. Прогнозная оценка финансового результата от внедрения проекта во всех добывающих активах компании достигает внушительной цифры в 170 млрд рублей, что на три порядка превышает необходимые инвестиции. Утвержденные параметры трехлетней программы проекта «Технический предел» предусматривают сокращение цикла строительства скважин не менее чем на 20%, снижение капитальных затрат на 15%, а также повышение безопасности проводимых работ (сокращение коэффициента LTIF 1 на 30%).
* Кайдзен — японская философия или практика, которая фокусируется на непрерывном совершенствовании процессов производства, разработки, вспомогательных бизнес-процессов и управления, а также всех аспектов жизни
** LTIF (Lost Time Injury Frequency) — частота несчастных случаев с потерей трудоспособности на 1 млн человеко-часов за определенный период
Лучшая композитная скважина: подход в основе «технического предела»
Возможное невозможное
Цели, которые ставятся при реализации программы «Технического предела», амбициозны и глобальны. Отсюда вытекает и многогранность самой программы: проект направлен не просто на оптимизацию работ на буровой, но на вовлечение в процесс создания идеальной скважины всех заинтересованных сторон — от высшего руководства до помощника бурового мастера.
Весь проект можно разделить на несколько составляющих: качественное планирование, подбор оптимальных технологий, выполнение запланированных работ, анализ результатов и вынесение соответствующих уроков с тем, чтобы учесть их в следующем цикле работ. Что касается идеальной скважины, то она определяется в самом начале. Здесь первый этап — построение так называемой композитной скважины. Для этого анализируется время бурения отдельных типовых скважин, при этом все работы разбиваются на несколько важных операций: сборку бурильной колонны, ее спуск, разбуривание цементного стакана — верхней части скважины, бурение нижнего интервала, промывку скважины на забое. Композитная скважина составляется из участков с минимальным временем — это не просто лучшая скважина, а скважина, объединяющая лучший опыт отдельных операций.
Хотя композитная скважина уже сама по себе отражает максимальные результаты, достигнутые на конкретном предприятии или при бурении определенного вида скважин, она еще далека от идеала. В самой лучшей композитной скважине найдется непроизводительное время (НПВ), потраченное на лишние действия. Его сокращение дает проект практически достижимой лучшей скважины. Идеал или теоретически возможная скважина — та, где не только нет непроизводительного времени, но достигнута максимальная эффективность всех операций за счет применения лучших существующих технологий. Понятно, что на практике строительство теоретически возможной скважины может идти вразрез с рентабельностью проекта: применение новейших технологий требует дополнительных вложений и не всегда оправданно. Тем не менее именно этот теоретический технический предел и нужно брать за идеал: невозможное сегодня завтра становится обычной практикой.
Претворить метод «Техпредела» в жизнь нельзя с помощью руководящих указаний. Эта концепция начинает работать, лишь когда в ее реализации заинтересованы и участвуют все сотрудники компании. Поэтому важнейшая часть метода — организация постоянного взаимодействия и оперативной обратной связи. На практике это означает, что программа бурения той или иной скважины должна обсуждаться со всеми участниками процесса, начиная от геологов и заканчивая буровой бригадой. Только так можно выявить слабые места программы, увидеть непроизводительные траты времени, найти возможности для реальной экономии этого ресурса.
«Сегодня концепция „Технического предела“ активно применяется крупнейшими мировыми нефтяными компаниями, такими как BP, ConocoPhillips и т.д., в их стремлении максимально повысить производительность, — рассказал проектный менеджер консалтинговой компании RLG International Inc. Артем Борисов. — В их понимании его смысл не только в постановке амбициозных целей, но и в выстраивании всей работы для ее достижения. В основе этой работы — построение грамотной системы планирования бурения, использование данных для анализа и принятия решений, развитие лидерства на всех производственных уровнях, вовлечение в процесс всех его участников, организация сбора и использования извлеченных уроков. Бурение скважин — повторяющийся процесс. Задача — сделать каждый следующий цикл лучше, чем предыдущий».
Внедрение метода «Техпредела» требует значительных усилий от компании, но эти усилия оправдываются — мировая практика показывает, что показатели бурения за счет этого нередко повышаются на 50% и более.
Основная цель «Технического предела» — бурить в минимально возможные сроки с минимально возможными затратами. Проведенное нами исследование показало, что в различных «дочках» имеется потенциал по снижению сроков бурения на Эта задача становится еще более актуальной в условиях снижения мировых цен на нефть, когда все нефтедобывающие компании вынуждены оптимизировать стоимость добычи.
В то же время для нас «Техпредел» — это не только значимое направление повышения эффективности бурения как одной из ключевых и капиталоемких функций «Газпром нефти». Это также проект развития в компании культуры лидерства — от мастеров и супервайзеров на буровых до региональных руководителей функции и выше. Мы стремимся, чтобы с помощью этого проекта люди начинали мыслить не только в рамках своей основной задачи, но и брали в расчет интересы компании в целом, работали единой командой, были честными и открытыми. Именно поэтому в структуру проекта включены все производственные уровни.
Запуская пилотный проект в «Газпром нефть Оренбурге», мы ставили задачу разработать модель внедрения системы «Техпредела» в активе с работающими буровыми станками. Обучение оптимизации процессов бурения проходят более 50 супервайзеров и более 20 наших офисных работников. Поставленная перед проектом задача — сократить сроки бурения на 30% за два года — говорит сама за себя. И достижение половины этого уровня за первый год проекта — хороший показатель нашей работы. К этим достижениям команды «Оренбурга» можно добавить семь рекордных показателей за год при бурении скважин.
Опыт внедрения проекта в «Газпром нефть Оренбурге» позволяет констатировать, что сама идеология достижения «Техпредела» прижилась. Все ключевые элементы метода — качественное планирование скважин, обучение офисного персонала и супервайзеров, вовлечение всех участников в процесс — показали свою эффективность и стали частью производственной культуры на предприятии.
Опыт Оренбурга
В «Газпром нефти» внедрение «Технического предела» в бурении началось в 2014 году. Активом для обкатки метода стал «Газпром нефть Оренбург». Здесь проект был запущен совместно с консалтинговой компанией RLG International Inc. и получил название «Оптимизация процессов бурения» (ОПБ). В численном выражении поставленная задача проекта — сократить сроки бурения на за два года.
Структура проекта «Оптимизация процессов бурения» в «Газпром нефть Оренбурге» предполагает работу по трем основным направлениям: внедрение инструментов повышения производительности, настройка операционного ритма взаимодействия участников, развитие компетенций сотрудников.
Инструменты повышения производительности выстраиваются вокруг модели непрерывного совершенствования «планируй — действуй — измеряй — изучай». В ходе этой работы внедряются инструменты качественного планирования скважины: подготовка подробных программ бурения с включением всех необходимых разделов, проведение рабочих групп по планированию с подрядчиками, проведение сессий «бурение на бумаге» с обязательным выездом на буровые к бригадам, защита программ бурения разработавшими их специалистами. На этапе оперативного управления происходит внедрение правильного проведения планерок с буровыми бригадами и в офисе, анализ рисков, контроль текущих результатов.
Для достижения «Технического предела» на этапе планирования активно применяется метод теоретической максимальной производительности (ТМП). Суть метода состоит в том, чтобы, используя инструменты мозгового штурма, вовлечь людей, планирующих и непосредственно выполняющих работу, т.е. тех, кто лучше всего знает всю специфику деятельности, в выработку решений, позволяющих достичь лучших результатов. При проведении ТМП-сессий люди думают о том, как достичь самых лучших показателей в работе. Эта практика так зажигает участников, что предложения иногда поступают через часы и даже дни после проведения сессии!
В части настройки операционного ритма выстраиваются эффективные коммуникации всех участников процесса вокруг общих показателей эффективности. Важный элемент внедрения «Техпредела» — развитие компетенций его участников, обучение лидерским навыкам. Внедрение всех этих инструментов как раз и создает устойчивую культуру непрерывных улучшений.
В основе оптимизации лежит несколько важных инструментов. В первую очередь это выстраивание системной работы, что на практике означает пошаговую методичную подготовку программ бурения, сбор и анализ результатов и извлечение соответствующих уроков, распространение лучших практик. Такая организацияпозволяет непрерывно совершенствовать процессы и постоянно улучшать показатели работы. Важный момент в планировании бурения — взаимодействие всех участников. Например, перед началом бурения каждой скважины проводятся совещания рабочих групп с подрядчиками, сессии «бурение на бумаге» с буровыми бригадами. Таким образом, бурение любой скважины всесторонне обсуждается как с заказчиками процесса, так и с его непосредственными исполнителями.
Результат годовой работы — сокращение сроков бурения скважин в среднем на 15%, что уже помогло сэкономить около 400 станко-суток бурения. За это время буровые бригады поставили несколько рекордов. Так, например, сейчас рекордная скорость бурения скважин на Царичанском месторождении — 11,2 сут./1 тыс. м, а в 2014 году максимально оперативным было бурение за 13,4 сут./1 тыс. м.
«К нашим людям пришло осознание своих возможностей, — рассказал заместитель генерального директора „Газпром нефть Оренбурга“ по строительству скважин Владимир Наговицын. — Раньше мы считали хорошим результатом бурение скважины на Царичанском месторождении за 70 дней, потом — за 65. Сегодня мы думаем о достижении показателя в 55 дней. На Оренбургском месторождении мы пробурили скважину за 25,5 суток, а ранее бурение за суток считалось рекордным результатом. Хочу отметить, что этих результатов мы достигаем при бурении скважин с горизонтальными стволами в очень сложных геологических условиях, в условиях частых катастрофических поглощений бурового раствора, обвалообразований. При этом на Царичанском месторождении общая проходка по скважине может достигать 5,5 тыс. м с длиной горизонтального участка — до 1 тыс. м».
Еще одним важным элементом проекта оптимизации стало внедрение практики оценки рисков непосредственно на буровой: такая оценка проводится перед важными операциями — и принимаемые по ее результатам решения помогают предотвращать аварии и инциденты.
КЛЮЧЕВЫЕ ВОПРОСЫ АНАЛИЗА КАЛЕНДАРНОГО ВРЕМЕНИ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
В процессе бурения осуществляется постоянное углубление скважины. Под началом бурения скважины понимается момент первой сборки бурильной колонны для углубления скважины, в свою очередь, окончание бурения – момент окончания выброса бурильных труб на мостки после промывки сква- жины и испытания колонны на герметичность.
Для определения продолжительности наиболее трудоемкого этапа – бурения скважины составляется баланс календарного времени, который включает в себя следующие элементы [4]:
1. Производительное время бурения Tпв рассчитывается следующим образом:
𝑇пв = 𝑡м + 𝑡спо + 𝑡пвр + 𝑡кр,
где tм – время на проходку (механическое бурение);
tспо – время на спускоподъемные работы;
tпвр – время на подготовительно-вспомогательные работы (смена долота, приготовление раствора и т.д.);
tкр – время на крепление скважины (спуск обсадной колонны и ее цементирование).
Работы по проходке включают время работы долот по углублению основного ствола скважины, в т.ч. расширку ствола скважины в процессе углубления.
Работы по проведению СПО включают время спуска, подъема и наращивания бурильного инструмента в процессе нормального хода бурения, в том числе время спуска и подъёма керноотборочного снаряда, долив скважины.
Вспомогательные работы при бурении скважины включают:
1) все виды промыслово-геофизических работ и измерение кривизны скважины, проводимые в процессе бурения;
2) ориентирование инструмента при бурении наклонно-направленных скважин;
3) подготовительно-заключительные работы к смене, сборке и разборке бурового инструмента;
4) смена (сборка и разборка) бурового инструмента, долота, его опрессовка и дефектоскопия;
5) смена, опробование забойных двигателей, выброс бурильных труб на мостки;
6) смена и перетяжка талевых канатов, переоснастка талевой системы, смена тормозных колодок, машинных ключей;
7) приготовление, смена бурового раствора (в пределах нормативного времени);
8) оборудование устья скважины противовыбросовым оборудованием и проверка его в процессе бурения;
9) промывка и проработка скважины в процессе бурения;
10) химическая обработка и утяжеление/облегчение бурового раствора (в пределах нормативного времени);
11) расширка ствола скважины после отбора керна;
12) спускоподъемные операции при проработке и расширении ствола, связанные с выполнением в скважине исследований и вспомогательных работ, предусмотренных техническим проектом;
13) подготовительно-заключительные работы перед и после спуска и подъема инструмента и др.
Время вспомогательных работ – это время, затраченное на вспомогательные работы только в процессе нормального хода бурения, без простоев и ремонтных работ, имевших место в период проведения вспомогательных работ.
Работы по креплению ствола скважины включают:
1) проработку, промывку, обработку раствора, шаблонирование ствола скважины перед спуском обсадных колонн, выброску бурильного инструмента на мостки;
2) подготовительные работы перед спуском обсадных колонн (укладка, замер, опрессовка, шаблонирование труб, подготовка бурового оборудования и др.);
3) спуск колонны обсадных труб и «обварка» резьбовых соединений;
4) подготовительные работы к цементированию колонны, обработку цементного раствора химреагентами, цементирование, ожидание затвердения цемента, заключительные работы после цементирования;
5) подготовительные работы для разбуривания цементного стакана в колонне и разбуривание цементного стакана, опрессовку цементного кольца;
6) все работы, связанные с оборудованием устья эксплуатационных и промежуточных колонн (кроме установки противовыбросового оборудования);
7) подготовительные работы к опрессовке колонны на герметичность и испытание колонны на герметичность;
Время крепления скважины включает в т. ч. время, затраченное на все виды основных и вспомогательных работ, связанных с креплением скважин.
1. Непроизводительное время Tнпв рассчитывается следующим образом:
𝑇нпв = 𝑡аиб + 𝑡осл + 𝑡нпр + 𝑡пр + 𝑡рем,
где tаиб – время на ликвидацию аварий, инцидентов и брака;
tосл – время на ликвидацию осложнений в стволе скважины по геологическим причинам;
tнпр – потери времени из-за повторных непроизводительных работ по технологическим, организационным и техническим причинам;
tпр.рем – потери времени из-за простоев;
tрем – время на ремонтные работы (проведение профилактики оборудования, устранение неисправностей, возникающих в период бурения и крепления скважины).
Непроизводительным называется время, связанное с отказами в работе оборудования, нарушением технологии, организации производственного процесса и режима работы персонала, а также внешними факторами. Выделяют следующие виды НПВ:
2) инцидент – отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от установленного технологического процесса;
3) брак – получение результата, отличающегося от предусмотренного проектной документацией на строительство скважины вследствие её нарушения и требующего дополнительных исправительных работ;
4) осложнение при строительстве скважины – отклонение от нормального процесса бурения скважины, вызванное нарушением состояния скважины и бурового инструмента по причинам геологического или технологического характера, не предусмотренных проектом и требующих иных дополнительных работ;
5) непроизводительные повторные работы (НПР) – время, затраченное на выполнение технологических операций, не имеющих практического значения в процессе нормального хода бурения;
6) ремонтное время – время, затраченное на все виды ремонтных работ, как в процессе нормального хода бурения, так и в процессе ликвидации другого НПВ;
7) простой – временная приостановка процесса строительства скважины вследствие недостатков в организации производства (ожидание оборудования, материалов, спецтехники) и по другим причинам (метеоусловия, бездорожье и т.д.).
Баланс календарного времени и его отдельные элементы служат основой определения различных скоростей бурения, определяющих темпы строительства скважины [1, 5].
Техническая скорость бурения определяется объемом бурения, пробуренным одной бригадой (буровой установкой) за месяц с учетом времени, затраченного на чистое бурение, СПО и вспомогательные операции, крепление и цементирование, все виды скважинных исследований, планово-предупредительные ремонты и т. д. Показатель технической скорости используется для сравнительной оценки эффективности новой техники, различных способов бурения. Техническая скорость бурения рассчитывается следующим образом:
где Hп – проходка за время Tпв.
Коммерческая скорость Vк бурения определяется проходкой за 1 месяц работы буровой установки с учетом всех видов работ и простоев. Коммерческая скорость отличается от технической тем, что она учитывает все затраты времени, включая непроизводительные, рассчитывается следующим образом:
На величину коммерческой скорости влияют факторы технико-технологического и организационного характера. Повышение Vк требует сокращения и ликвидации непроизводительного време- ни, уменьшения абсолютных затрат производительного времени путем ускорения проведения операций. Это может быть достигнуто посредством совершенствования буровой техники и технологии, механизации трудоемких операций, улучшения организации производства.
Коммерческая скорость бурения является обобщающим показателем, характеризующим эффективность всего процесса буровых работ. Этот показатель широко используют в практике планирования, анализа и финансирования работ на буровых предприятиях.
Коммерческую скорость бурения планируют с учетом внедрения достижений научно-технического прогресса, достигнутых темпов изменения затрат времени на бурение скважин, предстоящих изменений в условиях производства и размещения буровых работ.
Цикловая скорость строительства скважины определяется проходкой за время всего цикла сооружения скважины. Цикловая скорость используется при планировании геологоразведочных работ, а ее сравнение с коммерческой, показывает долю затрат времени на подготовительные, строительно-монтажные и работы по испытанию/освоению скважин.
Цикловая скорость характеризует технический и организационный уровни буровых работ, отражает эффективность совместного действия бригад, участвующих в цикле сооружения скважины (выш- комонтажных, буровых и бригад по испытанию скважин).
Среди факторов, влияющих на показатель коммерческой скорости бурения, можно выделить: глубину залегания продуктивных горизонтов, тип скважины (поисковая, разведочная, эксплуатационная и др.), крепость разбуриваемых пород, наличие зон несовместимых условий бурения и общий уровень организации работ, выражающийся в количестве допускаемого непроизводительного времени. Климатические условия, рельеф местности, степень разбросанности производственных объектов, удаленность их от баз снабжения также влияют на скорости бурения.
В настоящее время для изучения свойств сложных систем, в том числе и при экспериментальных исследованиях, широко используется подход, основанный на анализе сигналов, произведенных системой. Это особенно актуально в тех случаях, когда математически описать изучаемый процесс практически невозможно, но в нашем распоряжении имеется некоторая характерная наблюдаемая величина. Поэтому анализ систем, особенно при экспериментальных исследованиях, часто реализуется посредством обработки регистрируемых сигналов.
В практику нефтегазодобывающих компаний широко внедряются информационные технологии, математическое и компьютерное моделирование, что позволяет на высоком уровне производить диагностику всего комплекса оборудования для бурения, замеры параметров и расчеты характеристик скважины непосредственно в процессе бурения [2, 3].
Современные компьютерные системы дают возможность сбора большого объема данных технологических параметров бурения. На буровых используются автоматические станции, которые снимают показания датчиков в реальном времени, производят обработку замеров и передачу обработанных данных. Программные модули производят непрерывный контроль и управление полным технологическим циклом строительства скважины.
В то же время на результаты измерений, проводимых в процессе бурения, влияют различные случайные воздействия, которые изменяют реальную картину работы оборудования в процессе измерений. В результате существенно осложняется прогнозирование коммерческой скорости бурения скважин.
Проблема определения необходимых и достаточных параметров для оценки состояния скважины и процесса бурения оказывает влияние на возможность достоверного прогноза различных характеристик, в том числе, скорости и сроков бурения.
В связи с этим, показатели бурения следует рассматривать как случайные отклонения, а процессы – как случайные функции, при этом, первичная обработка опытных данных, полученных в процессе бурения должна базироваться на вероятностных представлениях.
1. Булатов А.И. Контроль процессов бурения нефтяных и газовых скважин / А.И. Булатов, В.И. Демихов, П.П. Макаренко. – М.: ОАО Издательство «Недра», 1998. – 345 с.
2. Власенко А.В. Некоторые аспекты прогнозирования скорости бурения нефтяных и газовых скважин / Власенко А.В., Жданов А.А. // Актуальные научные исследования в современном мире. – 2017. – № 5-4 (25). – С. 36-40.
3. Власенко А.В. Особенности прогнозирования скорости бурения нефтяных и газовых скважин / Власенко А.В., Жданов А.А. // Электронный сетевой политематический журнал «Научные труды КубГТУ». № 3, 2017 год.