ОЦЕНКА И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ИЗВИЛИСТОСТИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

1. Способ, согласно которому:
принимают с помощью вычислительной системы значение времени безроторного бурения и времени роторного бурения для траектории ствола скважины;
вычисляют значение, характеризующее извилистость для траектории ствола скважины, на основании значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения для траектории ствола скважины;
определяют с помощью вычислительной системы, превышает ли траектория ствола скважины порог извилистости, причем это определение осуществляют на основании значения, характеризующего извилистость; и
изменяют параметр бурения, связанный с траекторией ствола скважины, при установлении того, что траектория ствола скважины превышает порог извилистости.
2. Способ по п. 1, согласно которому вычисление значения, характеризующего извилистость, дополнительно содержит применение значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения в модели, причем модель вычисляет значение, характеризующее извилистость траектории ствола скважины на основании соотношения между значением времени безроторного бурения и времени роторного бурения.
3. Способ по п. 2, дополнительно содержащий создание модели на основании извилистости, измеренной на соседней скважине.
4. Способ по п. 2, согласно которому, когда модель вычисляет значение, которое характеризует извилистость, данная модель дополнительно вычисляет это значение с использованием по меньшей мере одного, выбираемого из группы, состоящей из: искусственного интеллекта и нейронных узлов.
5. Способ по п. 2, дополнительно содержащий:
прием значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения для части ствола скважины, выбуренной вдоль части траектории ствола скважины;
прием значения фактической извилистости для части ствола скважины; и
обновление модели на основании фактической извилистости ствола скважины и значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения для части ствола скважины.
6. Способ по п. 1, согласно которому траектория ствола скважины служит для корректировки отклонения ствола скважины от плановой траектории ствола скважины.
7. Способ по п. 1, дополнительно содержащий:
прием, с помощью вычислительной системы, значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения для части ствола скважины, выбуренной вдоль части траектории ствола скважины;
вычисление, с помощью вычислительной системы, значения, характеризующего извилистость для ствола скважины на основании значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения для ствола скважины;
комбинирование, с помощью вычислительной системы, значения, характеризующего извилистость для траектории ствола скважины со значением, характеризующим извилистость для ствола скважины с получением совокупной извилистости; и
причем определение того, превышает ли траектория ствола скважины порог извилистости, дополнительно содержит определение на основании совокупной извилистости.
8. Способ по п. 1, согласно которому изменение параметра бурения дополнительно содержит изменение времени безроторного бурения и времени роторного бурения для траектории ствола скважины.
9. Способ по п. 1, согласно которому изменение параметра бурения дополнительно содержит изменение по меньшей мере одного параметра, выбираемого из группы, состоящей из: нагрузки на долото; скорости вращения бурильной колонны и узла нижней части бурильной колонны.
10. Система, содержащая:
процессор;
запоминающее устройство, соединенное с процессором;
причем запоминающее устройство хранит программу, которая при ее исполнении процессором обуславливает выполнение процессором:
приема значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения для траектории ствола скважины;
вычисления значения, характеризующего извилистость для траектории ствола скважины, на основании значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения для траектории ствола скважины; и
определения того, превышает ли траектория ствола скважины порог извилистости, причем это определение осуществляют на основании значения, характеризующего извилистость.
11. Система по п. 10, в которой при вычислении процессором значения, характеризующего извилистость, программа дополнительно обуславливает вычисление процессором значения, характеризующего извилистость траектории ствола скважины на основании модели, причем модель вычисляет значение, характеризующее извилистость траектории ствола скважины на основании значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения.
12. Система по п. 11, в которой при вычислении процессором значения, характеризующего извилистость, программа дополнительно обуславливает вычисление процессором значения на основании извилистости, измеренной на соседней скважине.
13. Система по п. 11, в которой при вычислении процессором значения, характеризующего извилистость, программа дополнительно обуславливает вычисление процессором значения на основании модели с использованием по меньшей мере одно, выбираемое из группы, состоящей из: инструкций, которые реализуют искусственный интеллект; и инструкций, которые реализуют узлы нейронной сети.
14. Система по п. 11, в которой программа дополнительно обуславливает выполнение процессором:
приема значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения для части ствола скважины, выбуренной вдоль части траектории ствола скважины;
приема значения фактической извилистости для части ствола скважины; и
обновления модели на основании фактической извилистости ствола скважины и значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения для части ствола скважины.
15. Система по п. 10, в которой при осуществлении процессором приема программа дополнительно обуславливает выполнение процессором корректировки принимаемого значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения, выбираемого для отклонения ствола скважины от плановой траектории ствола скважины.
16. Система по п. 10, в которой программа дополнительно обуславливает выполнение процессором:
приема значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения для части ствола скважины, выбуренной вдоль части траектории ствола скважины;
вычисления значения, характеризующего извилистость для ствола скважины на основании значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения для ствола скважины;
комбинирования значения, характеризующего извилистость для траектории ствола скважины со значением, характеризующим извилистость для ствола скважины с получением совокупной извилистости; и
причем при осуществлении определения процессором программа дополнительно обуславливает выполнение процессором определения того, превышает ли траектория ствола скважины порог извилистости, на основании совокупной извилистости.
17. Энергонезависимый компьютерочитаемый носитель, хранящий программу, которая при ее исполнении процессором обуславливает выполнение процессором:
приема значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения для траектории ствола скважины;
вычисления значения, характеризующего извилистость для траектории ствола скважины, на основании значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения для траектории ствола скважины; и
определения того, превышает ли траектория ствола скважины порог извилистости, причем это определение осуществляют на основании значения, характеризующего извилистость.
18. Энергонезависимый компьютерочитаемый носитель по п. 17, в котором при вычислении процессором значения, характеризующего извилистость, программа дополнительно обуславливает вычисление процессором значения, характеризующего извилистость траектории ствола скважины на основании модели, причем модель вычисляет значение, характеризующее извилистость траектории ствола скважины на основании значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения.
19. Энергонезависимый компьютерочитаемый носитель по п. 18, в котором при вычислении процессором значения, характеризующего извилистость, программа дополнительно обуславливает вычисление процессором значения на основании извилистости, измеренной на соседней скважине.
20. Энергонезависимый компьютерочитаемый носитель по п. 18, в котором при вычислении процессором значения, характеризующего извилистость, программа дополнительно обуславливает вычисление процессором значения на основании модели, представляющей собой по меньшей мере одно, выбираемое из группы, состоящей из: инструкций, которые реализуют искусственный интеллект; и инструкций, которые реализуют узлы нейронной сети.
21. Энергонезависимый компьютерочитаемый носитель по п. 18, в котором программа дополнительно обуславливает выполнение процессором:
приема значения фактической извилистости для части ствола скважины; и
обновления модели на основании фактической извилистости ствола скважины и значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения для части ствола скважины.
22. Энергонезависимый компьютерочитаемый носитель по п. 17, в котором при осуществлении процессором приема программа дополнительно обуславливает выполнение процессором приема значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения, выбираемого для отклонения ствола скважины от плановой траектории ствола скважины.
23. Энергонезависимый компьютерочитаемый носитель по п. 17, в котором программа дополнительно обуславливает выполнение процессором:
приема значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения для части ствола скважины, выбуренной вдоль части траектории ствола скважины;
вычисления значения, характеризующего извилистость для ствола скважины на основании значения времени безроторного бурения и времени роторного бурения для ствола скважины;
комбинирования значения, характеризующего извилистость для траектории ствола скважины со значением, характеризующим извилистость для ствола скважины с получением совокупной извилистости; и
причем при осуществлении определения процессором программа дополнительно обуславливает выполнение процессором определения того, превышает ли траектория ствола скважины порог извилистости, на основании совокупной извилистости.