Современные буровые технологии ооо: ООО СОВРЕМЕННЫЕ БУРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ — ОГРН 1030203895468, ИНН 0274073480

СОВРЕМЕННЫЕ БУРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ (ООО «Современные буровые технологии»), Уфа на Новосибирская, 2 на «Справке РУ» — телефоны, карта, фото, отзывы и оценки клиентов

• QR-код

• Подробнее

Оценка:

Факс:

• +7 (347) 291-24-45
• +7 (347) 291-24-46
• +7 (347) 291-24-47

E-mail:

• [email protected]

Адрес:

г. Уфа, Октябрьский, Новосибирская, 2

Индекс:

450059

Регион:

Россия, Республика Башкортостан

Сайт:

• Sovburtech. com

Категория:

Бурение скважин, услуги бурения в Уфе

Часы работы:

Пн 09:00 — 18:00 (перерыв 13:00 — 14:00)	Вт 09:00 — 18:00 (перерыв 13:00 — 14:00)	Ср 09:00 — 18:00 (перерыв 13:00 — 14:00)	Чт 09:00 — 18:00 (перерыв 13:00 — 14:00)	Пт 09:00 — 18:00 (перерыв 13:00 — 14:00)	Сб Нет данных	Вс Нет данных

QR-код с информацией о компании

• Контакты
• Карта
• О компании
• Похожие
• Отзывы

• Скачать PDF
• Распечатать
• Обнаружили ошибку?
• Это ваша компания?

• Карта проезда

• Фотографии

На данный момент не добавлено ни одной фотографии компании.

• О компании

“Современные буровые технологии” работает в сфере ”Бурение скважин, услуги бурения”. На карте Уфы вы можете увидеть улицу и здание по адресу: Уфа, Новосибирская, 2.

• Похожие места рядом

429м

Авангард Нефтесервис

Уфа, Рихарда Зорге, 9/3, 415 офис; 4 этаж

624м

Сигма СВ

Уфа, Рихарда Зорге, 9, 605а офис; 6 этаж

624м

Альфа-Бур

Уфа, Рихарда Зорге, 9

655м

Сигма СВ

Уфа, Рихарда Зорге, 7, 1 этаж

760м

БС-Технологии

Уфа, Кировоградская, 33/4, 8 офис

1194м

Геомассив-Урал

Уфа, Большая Гражданская, 47

Отзывы о Современные буровые технологии

Если вы имеете реальный опыт общения с данной компанией, то просим вас оставить небольшой отзыв: это поможет другим сориентироваться среди 96 компаний в этой сфере.
Огромное спасибо!

Регистрация не требуется

Добавить отзыв

Уфа Бурение скважин, услуги бурения в Уфе Современные буровые технологии

Современные буровые технологии, ООО в Уфе, Ленина, 99/3: телефоны, режим работы

Современные буровые технологии, ООО работает по адресу Ленина, 99/3 в Уфе. Основной вид деятельности: «Буровые работы». График работы: пн–пт 09:00–13:00,14:00–18:00. Рабочий телефон для связи: +7 (347) 291‒24‒46.

На карте

Режим работы

пн–пт 09:00–13:00,14:00–18:00

Понедельник	Вторник	Среда	Четверг	Пятница	Суббота	Воскресенье
09:00–13:00 14:00–18:00	09:00–13:00 14:00–18:00	09:00–13:00 14:00–18:00	09:00–13:00 14:00–18:00	09:00–13:00 14:00–18:00	выходной	выходной

Рекомендуем позвонить по номеру +7 (347) 291‒24‒46, чтобы уточнить время работы и как доехать до адреса: Ленина, 99/3.

Отзывы

Вы пользовались услугами данной организации?
Пожалуйста, оцените компанию и оставьте отзыв, этим вы поможете другим людям сделать правильный выбор. Спасибо!

Ваше имя

Оценка

1 2 3 4 5

Тип отзыва

Положительный Нейтральный Отрицательный

Регистрация не требуется.

Похожие компании в Уфе

+7‒917‒444‒46‒77

Новожёнова, 88а

+7 (347) 256‒35‒61

Кавказская, 6/5

+7 (347) 246‒66‒80

Менделеева, 149

+7‒917‒340‒39‒77

Владивостокская, 4Б

+7 (347) 246‒18‒43

Рихарда Зорге, 9/5

+7‒917‒731‒81‒61

Ульяновых, 67

ООО СБТ, Бузулук (ИНН 5603047248), реквизиты, выписка из ЕГРЮЛ, адрес, почта, сайт, телефон, финансовые показатели

Обновить браузер

Обновить браузер

Возможности

Интеграция

О системе

Статистика

Контакты

CfDJ8No4r7_PxytLmCxRl2AprPqGcVrcWvnrEzu3O1vRlF1RixfxDhgPLb_S79QiRFt-PSxY-nfF2McplIRyBrh2lBpMWJWq4UvzHvHbsl1c27Ay9TrL5J3mAkkILFYAhC3a5tErMt9e9dX0TeZbBdnOIDs

Описание поисковой системы

энциклопедия поиска

ИНН

ОГРН

Санкционные списки

Поиск компаний

Руководитель организации

Судебные дела

Проверка аффилированности

Исполнительные производства

Реквизиты организации

Сведения о бенефициарах

Расчетный счет организации

Оценка кредитных рисков

Проверка блокировки расчетного счета

Численность сотрудников

Уставной капитал организации

Проверка на банкротство

Дата регистрации

Проверка контрагента по ИНН

КПП

ОКПО

Тендеры и госзакупки

Юридический адрес

Анализ финансового состояния

Учредители организации

Бухгалтерская отчетность

ОКТМО

ОКВЭД

Сравнение компаний

Проверка лицензии

Выписка из ЕГРЮЛ

Анализ конкурентов

Сайт организации

ОКОПФ

Сведения о регистрации

ОКФС

Филиалы и представительства

ОКОГУ

ОКАТО

Реестр недобросовестных поставщиков

Рейтинг компании

Проверь себя и контрагента

Должная осмотрительность

Банковские лицензии

Скоринг контрагентов

Лицензии на алкоголь

Мониторинг СМИ

Признаки хозяйственной деятельности

Репутационные риски

Комплаенс

Компания ООО СБТ, адрес: Оренбургская обл. , г. Бузулук, ул. Фрунзе, д. 7/2 кв. 59 зарегистрирована 30.08.2019. Организации присвоены ИНН 5603047248, ОГРН 1195658013803, КПП 560301001. Основным видом деятельности является предоставление услуг по бурению, связанному с добычей нефти, газа и газового конденсата, всего зарегистрировано 3 вида деятельности по ОКВЭД. Связи с другими компаниями отсутствуют.
Количество совладельцев (по данным ЕГРЮЛ): 2, директор — Поминов Виктор Владимирович. Размер уставного капитала 100 000₽.
Компания ООО СБТ не принимала участие в тендерах. В отношении компании нет исполнительных производств. ООО СБТ не участвовало в арбитражных делах.
Реквизиты ООО СБТ, юридический адрес, официальный сайт и выписка ЕГРЮЛ доступны в системе СПАРК (демо-доступ бесплатно).

Полная проверка контрагентов в СПАРКе

• Неоплаченные долги
• Арбитражные дела
• Связи
• Реорганизации и банкротства
• Прочие факторы риска

Полная информация о компании ООО СБТ

299₽

• Регистрационные данные компании
• Руководитель и основные владельцы
• Контактная информация
• Факторы риска
• Признаки хозяйственной деятельности
• Ключевые финансовые показатели в динамике
• Проверка по реестрам ФНС

Купить Пример

999₽

Включен мониторинг изменений на год

• Регистрационные данные компании
• История изменения руководителей, наименования, адреса
• Полный список адресов, телефонов, сайтов
• Данные о совладельцах из различных источников
• Связанные компании
• Сведения о деятельности
• Финансовая отчетность за несколько лет
• Оценка финансового состояния

Купить Пример

Бесплатно

• Отчет с полной информацией — СПАРК-ПРОФИЛЬ
• Добавление контактных данных: телефон, сайт, почта
• Добавление описания деятельности компании
• Загрузка логотипа
• Загрузка документов

Редактировать данные

СПАРК-Риски для 1С

Оценка надежности и мониторинг контрагентов

Узнать подробности

Заявка на демо-доступ

Заявки с указанием корпоративных email рассматриваются быстрее.

Вход в систему будет возможен только с IP-адреса, с которого подали заявку.

Компания

Телефон

Вышлем код подтверждения

Эл. почта

Вышлем ссылку для входа

Нажимая кнопку, вы соглашаетесь с правилами использования и обработкой персональных данных

энергий | Бесплатный полнотекстовый | Обзор буровых технологий и инноваций: текущее состояние и будущие тенденции

1. Введение

Потребность в энергии в мире и переход к добыче углеводородов ускоряются. Это связано с сочетанием технического прогресса, приоритетов развития и заботы об окружающей среде. Буровые работы – одно из самых ответственных направлений в нефтегазовой отрасли. Геотермальная энергия является стабильным энергетическим ресурсом, поэтому глубокое бурение по привлекательным ценам каждый день доводится до предела. Достижения в процессах, методах, технологиях и инновации, связанные с бурением скважин, оказывают значительное влияние на эксплуатационную эффективность, безопасность и экономичность бурения, которые необходимо поддерживать на приемлемом уровне при раскрытии углеводородных ресурсов.

Разработка недр осуществляется при условии бурения скважин безопасным и экономичным способом. С момента открытия первой нефтяной скважины в Титусвилле Эдвином Дрейком и развития нефтяного бизнеса на протяжении многих лет канатный инструмент и вращательное бурение были первыми методами, применяемыми на этапе бурения. В последние годы буровые работы для поиска углеводородов продемонстрировали значительный технологический прогресс, позволяющий получить безопасное, экологически чистое и экономически эффективное строительство скважин с повышенной производительностью. Некоторые из ранних достижений в технологии бурения, направленные на поиск инновационных подходов к повышению эффективности бурения, были основаны на трех основных факторах: безопасности, минимальном размере и пригодном для использования стволе скважины. Эти технологии включают горизонтальное бурение, многоствольное бурение, бурение с увеличенным отходом от вертикали (ERD), бурение сложной траектории, технологию бурения обсадных труб, технологию объемного двигателя и лазерную технологию, которая является более новой технологией [1,2,3,4].

Сегодняшняя задача в области бурения состоит в том, чтобы достичь более глубоких целей как можно быстрее, сводя к минимуму затраты при постоянном повышении эффективности работы, не забывая о правилах охраны здоровья, безопасности и окружающей среды. Эти факторы сделали буровые работы открытыми для надежных методов и современных технологий для точного понимания потенциальных углеводородов, подлежащих бурению. Улучшения в методах, материалах, оборудовании, автономных процессах и передовых технологиях сыграли свою роль в расширении экономически извлекаемых ресурсов недр и снижении воздействия на окружающую среду на поверхности и под землей. Современная технология бурения классифицируется как усовершенствованный набор как наземных, так и внутрискважинных инструментов, позволяющих бурить целые секции скважины за один проход с гораздо меньшим воздействием на наземные и подземные среды.

Эволюция технологий бурения, разработанных за последние пять-десять лет как для наземных, так и для морских разработок, была сосредоточена на нескольких отдельных областях буровых работ, включая мониторинг и оптимизацию наземного оборудования, методов бурения и скважинных инструментов. Проверенные технологии направлены на снижение затрат на строительство и эксплуатацию скважин, а также на обеспечение максимальной эффективности эксплуатации и экологической безопасности. В этой статье представлены некоторые примеры достижений и проверенных инноваций в технологии бурения, способствующих открытию новых источников нефти, природного газа и геотермальной энергии. Эти существующие технологии включают горизонтальное бурение, бурение на депрессии, многоствольное бурение, бурение с увеличенным отходом от вертикали (ERD), автоматизированное бурение и анализ данных. Поскольку тема новых разработок на суше и на море чрезвычайно широка, в этом документе была предпринята попытка предоставить краткий обзор специального выпуска MDPI Energies, в котором собраны соответствующие разработки, связанные с публикациями MDPI за последние 5 лет.

2. Повышение производительности бурения за счет передовых систем и технологий

Рост мировых потребностей в энергии за счет использования углеводородов не может быть обеспечен без работающих систем бурения. По мере развития технологий, связанных с системами бурения, переход от традиционного подхода к нетрадиционной технике позволил решать проблемы бурения и необнаруженные проблемы, связанные с бурением, с помощью как аппаратных, так и программных решений с интеграцией решений для бизнеса, таких как IoT. технологии, аналитика больших данных, цифровой двойник, искусственный интеллект (ИИ) и другие ключевые технологии преобразования энергетических систем как способ повышения операционной эффективности при буровых работах и ​​мероприятиях [5,6]. Выбранные ниже обзоры охватывают промышленно проверенные и академические лабораторные решения, охватывающие многофункциональные области бурения, которые полезны для строительства и разработки скважин, а также для повышения производительности на новый уровень.

2.1. Решения для бурения, поддерживаемые компанией

Тенденция к автоматизации и другим доминирующим технологиям 4.0, таким как искусственный интеллект, Интернет вещей, 3D-печать, большие данные, облачные технологии и технология цифровых двойников, доказала жизнеспособность раскрытия бизнес-ценностей для улучшения операций при сохранении удовлетворенности клиентов для реальные процессы бурения. Многие нефтегазовые компании использовали и развернули некоторые из этих технологий, тем самым разработав собственные аппаратные и программные инструменты для обеспечения точности операционной деятельности и принятия решений для обеспечения устойчивости своих активов.

Автоматизация бурового оборудования , такого как нефтяные вышки, оказывает сильное влияние на разведку и разработку углеводородов. Многие нефтяные компании в настоящее время начинают оснащать свое буровое оборудование, такое как нефтяные вышки, автономными системами управления бурением для повышения производительности. По данным PRNewswire [7], автоматизация помогает повысить стандарты безопасности за счет сокращения вмешательства человека на буровых площадках и снижения трудозатрат при одновременном повышении операционной эффективности добычи углеводородов и применимости как на море, так и на суше. Типичным примером является запуск европейской нефтегазовой компанией первой полностью автономной морской платформы, способной выполнять буровые работы с небольшим количеством обслуживающего персонала или вообще без него [8,9].]. Другим примером являются интегрированные системы бурения, такие как Amphion и Cyber ​​base, которые увеличивают контроль бурения над оборудованием буровой установки, повышают безопасность и эффективность, а также сокращают избыточность буровых установок за счет предоставления систем управления, которые автоматизируют процессы на буровой площадке и взаимодействие оборудования как для морских и береговая деятельность [10]. Интернет вещей в морских операциях, похоже, стал важной концепцией «добавленной стоимости» для большинства операторов [11]. Более того, с 2021 года автоматизация в основном была перенесена с морской на наземную деятельность, особенно на те виды деятельности, которые связаны с интенсивными и повторяющимися действиями, например, при бурении сланцевых и угольных пластов с метаном. На рис. 1 показано, что уровень полной автоматизации определяется как уровень, на котором компьютер полностью выполняет всю деятельность, а именно мониторинг и анализ данных, выработку решений, выбор наилучшего варианта и реализацию выбранного решения. Хотя Endsley и соавт. [12] опубликовали эту концепцию об уровнях автоматизации два десятилетия назад, Macpherson et al. [13] адаптировали концепцию Эндсли для бурения, предложив те же 10 уровней автоматизации, тогда как автономный уровень включает в себя системы с самостоятельным принятием решений, такие как роторные управляемые системы. По состоянию на 2021 год новое направление имеет тенденцию к созданию автономных буровых установок, которые могут выполнять бурение без непосредственного вмешательства человека. Уровни автоматизации, показанные на рисунке 1, ранжированы от 1 до 10, где L10 будет представлять собой автономную систему бурения. Согласно Макферсону и соавт. [13], роторные управляемые системы ранжируются L8–L10, что означает, что потребность в человеческом вмешательстве минимальна и только во время мониторинга/генерации процесса. На сегодняшний день полностью автономная система, согласно определению, данному Endsley et al. [12], еще не реализовано, однако несколько попыток уже опубликованы [14]. Хотя это и не сопоставимо, стоит отметить, что горнодобывающая промышленность сообщила о полностью автономных системах бурения взрывных скважин с 2018 года9.0005

В статье Кригана и Джеффри [15] интеллектуальное приложение для оптимизации бурения работает как адаптивный автобур . Эта новая технология использует алгоритмы искусственного интеллекта (ИИ) для повышения эффективности бурения на забое. Система обладает возможностями непрерывного обучения, что позволяет ей обеспечивать упреждающее снижение нарушений при бурении, максимально увеличивая скорость проходки (ROP) и оптимизируя удельную механическую энергию. Преимущество системы заключается в том, что она влечет за собой меньшую зависимость от человека в процессе бурения, что снижает риск медленных или неправильных реакций при нарушении функции бурения. Во время полевых работ МСП улучшилась на 61%, а производительность бурения, измеряемая в часах на забое, повысилась на 25%.

Изобретенное более 100 лет назад наклонно-направленное бурение или горизонтально-направленное бурение (ГНБ) представляет собой ценную бестраншейную технологию, используемую на нефтяных месторождениях для увеличения добычи нефти. Скорость технологических инноваций никогда не снижалась до настоящего времени, особенно в отношении морских проектов, где непрерывный накопленный опыт позволил сократить общее время бурения и стоимость бурения, тем самым повысив прибыльность этих компаний. Тенденция к автоматизации, обусловленная использованием инструментов 3D-визуализации, расширила возможности технологий скважинных инструментов, улучшив производительность бурового долота и снизив вибрации при бурении. Одной из новых эволюционных альтернатив традиционной роторной управляемой системе (РУС) является Вращающийся инструмент Enteq с управлением на долоте (SABER) Инструмент , использующий перепады давления, направленные внутрь, для отклонения от забоя бурового долота, обеспечивая точное геонавигацию «на долоте» [16,17]. Основываясь на успешных начальных испытаниях, этот инструмент предлагает надежную, простую и экономичную альтернативу наклонно-направленному бурению по сравнению с текущими вариантами РУС, сводя к минимуму время простоя при максимальной надежности и скорости бурения. Для точного размещения скважин Haliburton представила свой продукт под названием iCruise, интеллектуальная РУС с нажимным долотом, позволяющая улучшить управляемость и производительность бурения. Этот инструмент поддерживает автоматизацию для точного управления и точного размещения скважин, помогая операторам сократить время бурения за счет более быстрого бурения, надежной работы и предсказуемых результатов [18]. Для автоматизации принятия решений во время буровых работ компания Motive Drilling Technologies разработала первоклассную систему управления долотом наклонно-направленного бурения , которая автоматизирует принятие решений на буровой. К упомянутым достоинствам этой системы можно отнести сокращение времени бурения без ущерба для качества ствола скважины, что также приводит к повышению производительности. Система управления долотом построена с использованием внутрискважинного компьютера последнего поколения с усовершенствованным алгоритмом автоматизированного принятия решений на основе данных. Есть много номеров этой интеллектуальной RSS, например, Baker Hughes [19].] Автоматизация бурения i-Trak и другие модели, представленные на рынке, с усовершенствованной электроникой для прогнозирования и диагностики инструмента и высокоскоростными процессорами, которые помогают бурильщикам принимать эффективные решения по бурению и управлять вибрацией в режиме реального времени.

Лучшее понимание динамики скважинного бурения и условий оптимизации очень важно с точки зрения буровых работ и производительности. По данным NOV, неправильная конструкция КНБК приводит к снижению эффективности бурения, что подразумевает необходимость перепроектирования КНБК с большими затратами и потерей времени. Для достижения полной глубины скважины (TD) с чрезмерным сопротивлением и уменьшенной извилистостью в конце скважины NOV разработала Регулируемый забойный двигатель SelectShift , обеспечивающий более высокую скорость вращения на поверхности, улучшенное состояние ствола и очистку, минимизацию спиралевидности/извилистости и улучшение МСП [20]. Другим инновационным инструментом оптимизации КНБК является инструмент Schlumberger [21] OptiDrill, работающий в режиме реального времени, интеллектуальный инструмент бурения, , который способен собирать широкий спектр наземных и скважинных данных и использовать передовые алгоритмы, а также обеспечивает обнаружение событий и индивидуальную отчетность. Эта система была разработана, чтобы позволить операторам снизить риск, уменьшить преждевременный отказ инструмента и повысить эффективность бурения в скважине.

Управление скважиной — еще один ключевой и важный подраздел операции бурения. Инцидент с выбросом на нефтяном месторождении Макондо и прошлые аварии с выбросом стали отражением необходимости принятия строгих мер безопасности, обеспечивающих безопасные и экологически безопасные буровые работы. Разработка некоторых систем автоматизации управления скважиной позволит быстро идентифицировать, принимать решения и реагировать на события, связанные с управлением скважиной. Некоторые из новейших технологий, направленных на снижение рисков управления скважиной, привели к разработке решения для автоматизированного управления скважиной от Safe Influx. Было успешно продемонстрировано, что эта система может оказывать поддержку бурильщику, значительно снижая нашу подверженность рискам, связанным с человеческим фактором. Система имеет возможность обнаруживать наличие притока флюида в стволе скважины, принимать решение в соответствии с критериями в пользу остановки, а затем автоматически инициировать начальный протокол управления скважиной, который приводит к безопасному закрытию скважины. . Эта революционная технология способна уменьшить размер притока по сравнению с обычными методами. Это подразумевает сокращение задержек, затрат и эксплуатационных проблем при возвращении к бурению [22,23]. Комбинация этих технологий обеспечит автоматизированный вторичный контроль скважины, что приведет к улучшению контроля и целостности скважины при одновременном повышении эффективности бурения [24].

2.2. Решения для бурения с поддержкой академических исследований

Академические исследования и разработки внесли значительный вклад в повышение эффективности буровых работ. Эти проверенные и проверенные технические решения оказали огромное влияние на повышение эффективности бурения и сокращение эксплуатационных расходов за счет радикальных инноваций и цифровой трансформации в сотрудничестве с промышленностью и частными учреждениями. Ниже выделены некоторые из избранных решений, выходящих за рамки предметных областей, таких как технология буровых долот, оптимизация бурения, контрольно-измерительные приборы и автоматизация, проектирование и интеллектуальная скважина, цементирование скважин, а также применение больших данных и анализа данных в интересах буровых работ.

Шарма и др. [25] спроектировали и разработали лабораторную лабораторную испытательную установку (симулятор прерывистого проскальзывания) для выявления и прогнозирования явлений вибрации в скважине, таких как крутильные колебания. Согласно Шарме и др. [25], «установка способна безопасно воссоздавать буровые вибрации, возникающие в скважинах, в том числе скачкообразные колебания, которые носят вредный характер». Их экспериментальная испытательная установка была построена для анализа вибрации бурильной колонны с использованием так называемой мехатронной концепции, которая представляет собой комбинацию механических и электрических компонентов, полностью контролируемых сложным программным обеспечением в режиме реального времени. Их результаты показали, что измеренные режимы вибрации являются функцией различных параметров, таких как скорость вращения (об/мин), крутящий момент и нагрузка на долото, а также период времени и частота заедания долота. В результатах их исследования было обнаружено, что частота дискретизации ниже 10 Гц не подходит для правильной идентификации интенсивности прерывистых вибраций. Кроме того, исследование показывает необходимость хорошей интеграции аппаратного и программного обеспечения для достижения надежных результатов. Качество датчиков и их частота дискретизации оказались наиболее важными факторами при разработке экспериментальной установки.

Брага и др. [26] представили концептуальную методологию и систему для прогнозирования бита в реальном времени с 30-секундными обновлениями с использованием данных WITMSL, стандартных инклинометрических съемок MWD, отправляемых один раз на стенд, и специальных данных КНБК. Система также предоставляет контекст, отображая проекции по отношению к плану скважины, окну бурения и кровле пласта. По их заключению, производительность алгоритма при использовании для проектирования с управляемым двигателем или узлами РУС имеет медианное расхождение менее двух футов для всех исследуемых скважин. Значения расхождения Q3 были менее трех футов для управляемых моторных проекций и менее четырех футов для RSS. Гибкость предложенного метода была подтверждена в четырех горизонтальных скважинах в Западном Техасе, США, с использованием 839геодезические станции для подтверждения результатов. Полученное срединное расхождение с учетом всех проверенных прогнозов составило менее фута.

Кок и Талегани [27] представили новый метод оценки критической глубины резания (DOC) различных образцов горных пород (от вязкого до хрупкого разрушения и наоборот), который состоит из «измерения шероховатости канавки для определения точка перехода режимов разрушения для каждого образца горной породы после скрэтч-теста». Метод был реализован посредством обширных лабораторных испытаний параллельно с численными решениями. По мнению авторов, «среднее изменение шероховатости поверхности (Rt) по сравнению с шероховатостью поцарапанной поверхности (ΔR) можно использовать для определения режима разрушения породы и определения точки перехода для процесса резания. Величина этого наклона увеличивается до тех пор, пока глубина резания не достигнет точки перехода, а затем наклон достигает постоянного значения». Еще одним важным достижением предложенной ими модели является то, что впервые предлагается и измеряется DOC. Испытания показывают, что измеренная шероховатость поверхности действует идентично тангенциальным измеренным силам.

Нистад и др. [28] исследовали применение метода оптимизации на основе данных, называемого поиском экстремума (ES) , для достижения улучшенного и более безопасного процесса бурения с использованием нового автоматического подхода в реальном времени, основанного на минимизации удельной механической энергии (MSE). Алгоритм ES собирает широкий спектр информации для оценки текущих скважинных условий. Дополнительные параметры генерируются во время бурения при изменении нагрузки на долото (WOB) и скорости вращения бурильной колонны (RPM). Процесс выполняется автоматически, и процесс оптимизируется с использованием скважинной информации в режиме реального времени. Утверждается, что предложенный алгоритм справляется с различными ограничениями бурения, связанными с неисправностями бурения и аппаратными ограничениями, особенно когда параметры МСП и крутящего момента ограничены. Методика еще не проверена в полевых условиях, но авторы ожидают улучшения ROP на 20–170 %.

Thakur и Samuel [29] разработали новый метод прогнозирования скважинных данных путем использования глубокого обучения с использованием данных на поверхности , который может улучшить размещение ствола скважины и повысить эффективность бурения за счет улучшения скорости проходки (ROP) и сокращения времени простоя, вызванного отказом инструмента. . В их подходе и для начального прогноза модель обучалась на скважинах-аналогах. При отсутствии скважины-аналога данные наземной нагрузки на долото также можно использовать в качестве оценки скважинной нагрузки на долото. Следующим шагом их метода было использование относительно недорогой технологии для сбора скважинных данных, например, по буровым насосам, и синхронизации данных во времени. Затем обучается новая модель или обновляется обученная модель для существующей скважины. Затем модель используется для прогнозирования скважинных данных для текущей скважины. Модель может обновляться по мере поступления все большего количества данных для более точного прогнозирования. Новое исследование еще предстоит проверить в полевых условиях; однако разработанная модель имеет медианную ошибку всего 3% и может точно прогнозировать скважинные данные в режиме реального времени, при этом точность прогнозирования варьируется от скважины к скважине и глубины бурения. Модель также очень устойчива к шуму или выбросам, присутствующим в данных, и может прогнозировать скважинные условия на 50–60 футов вперед с достаточной точностью. Результаты демонстрируют, как можно экономически эффективно использовать глубокое обучение для прогнозирования скважинных данных.

Думитреску и др. [30] провели численный анализ эффективности коррозионного ремонта трубопроводов с использованием современной системы композиционных материалов . Авторы выявили, что композитные ремонтные системы очень эффективны при восстановлении подвергшихся коррозии труб, когда выбранные ремонтные материалы обладают постоянными механическими свойствами, совместимыми с основной стальной трубой. Например, композиционный материал с модулем Юнга, равным или близким к стальной трубе, по-видимому, дает наилучшие результаты. Согласно результатам моделирования методом конечных элементов, ширина зоны коррозии имеет ограниченное влияние на напряженное состояние ремонтируемой зоны. Они также подчеркнули следующие наблюдения из конечно-элементного анализа влияния ориентации дефекта и радиуса галтели на распределение напряжения: обработка области дефекта в виде наклонного прямоугольника сократит время подготовки, не влияя на безопасность трубы и угол ориентации дефекта. увеличит напряжения фон Миссеса только на 10%.

Слива и др. [31] провели исследование, чтобы улучшить понимание влияния скорости вращения, диаметра бурового долота и давления воздуха на скорость бурения для метода бурения с погружным пневмоударником (DTH) для заданной литологии. Подход к исследованию был подтвержден с использованием информации о скважине в Любинском бассейне в Польше с таким усовершенствованным решением, способствующим повышению эффективности бурения и процесса установки теплообменников ствола скважины (BHE) для выбранных местоположений. Для проведения исследования было пробурено девять скважин с едиными геологическими профилями роторно-погружным бурением воздушным способом. Использовался погружной пневмоударник (DTH) диаметром 4 дюйма, а горизонтальное расстояние между скважинами составляло около шести метров. В результате их исследования были сделаны следующие выводы: «для каждой анализируемой ситуации наибольшая скорость бурения достигается при приложении наибольшего давления бурения». Авторы указали, что самая низкая МСП была зафиксирована при самом низком давлении бурения. Кроме того, они заметили, что увеличение давления воздуха в бурильной трубе вызывает увеличение потребления энергии подачи, что приводит к высоким эксплуатационным расходам. Испытание также показало, что МСП погружного бурового снаряда также зависит от скорости вращения бурового долота. Было обнаружено, что литология оказывает большое влияние на скорость проходки.

Исследование Fang et al. [32] обращение к узкому окну плотности обеспечивает эффективный контроль забойного давления в сложных геологических средах, что привело к разработке динамической модели нестационарного потока ствола скважины MPD с использованием «двухфазного потока сжимаемой жидкости и газа с дрейфовым потоком». модель. Разработанная модель была построена для точного описания характеристик нестационарного многофазного потока в стволе скважины. Для проверки установленной модели была разработана простая экспериментальная установка, включающая в себя имитатор ствола скважины, систему циркуляции жидкости и блок подачи воздуха. По их выводам, давление следовало тенденции постепенного снижения, за которым последовало резкое падение давления, вызванное вытеснением исходной жидкости с поступлением газа, прежде чем снова началось постепенное увеличение. Регулирование устьевого противодавления осуществляется с помощью дроссельной заслонки. Более высокое противодавление на устье скважины означает более низкое давление в скважине. Авторы констатируют, что «когда газожидкостный двухфазный поток в стволе скважины достигает равновесного состояния, забойное давление будет уменьшаться меньше с увеличением вытеснения бурового раствора, и время выхода газа на устье скважины будет более ранним».

В таблице 1 перечислены технологии, описанные в этом документе.

2.3. Другие идеи нового поколения, влияющие на бурение

Строительство ствола скважины — это не только бурение скважины, но и возможность создать безопасную среду для заканчивания ствола скважины на протяжении всего срока эксплуатации скважины. Ключевым элементом конструкции скважины является обсадно-цементная система, которая укрепит скважину и изолирует нежелательные пласты. Благодаря новаторским достижениям в области добычи и разработки месторождений, а также в возобновляемых источниках энергии, таких как геотермальная энергия, срок службы скважины превышает 25 лет. Имея это в виду, долгосрочные свойства обсадного цемента теперь находятся в центре внимания новых исследований. Несколько исследователей указали на важность долговременных свойств цемента [33,34,35,36,37].

Кременевский [35] исследовал значительное влияние оксида графена (ОГ) на реологические свойства выбранных цементных растворов. Проведенные исследования важны для нефтегазовой отрасли благодаря лучшей оптимизации процесса цементирования. Выводы автора показывают, «что добавление оксида графена в цементный раствор привело к повышению его реологических параметров». Добавление оксида графена привело к очень небольшому увеличению вязкости суспензии. Самые низкие измеренные значения реологических параметров из всех испытанных растворов отмечены для тампонажных растворов с 0% примесью оксида графена. Автор пришел к выводу, что «диапазон концентраций GO от 0,01 до 0,03% был оптимальным для технологии цементного раствора, поскольку он вызывал улучшение механических параметров раствора при сохранении реологии на требуемом уровне». Экспериментальная работа Кременевского [35] была также подтверждена результатами исследований свойств цемента другими исследователями, в том числе Konsta et al. [38], Ranjbortareh et al. [39] и Касиравалад [40].

Ельцов и Патцек [36] предложили методику определения целостности магнитного цемента за обсадной колонной из композиционного стеклопластика. Цель исследования состояла в том, чтобы продемонстрировать, что специально разработанный прибор магнитного каротажа способен обнаруживать небольшие изменения магнитной проницаемости цемента через немагнитную трубу. Предлагаемый инструмент и методология позволят выявить потенциальные зоны отслоения цемента. В их выводах было выявлено, что оптимальная длина инструмента составляет от 0,25 до 0,6 м. Также было упомянуто, что диапазон частот от 0,1 до 10 кГц дает наиболее точные результаты. Согласно Ельцову и Пацеку [36] «Фаза сигнала на высокой частоте была более чувствительна к затвердеванию цемента, чем к амплитуде. На бревнах были видны пустоты и трещины, заполненные магнитным цементом». С помощью радиально-распределенных датчиков можно выявить дополнительные дефекты цемента. Однако метод применим только к немагнитным трубам и позволит оценить качество цемента в скважинах с умеренными температурами (<150 °С), а также определить плохую зональную изоляцию и твердение цемента.

Арбад и др. [41] показали важность измерения сцепления между обсадной колонной и цементом и сравнили эти свойства с другими механическими характеристиками цемента, такими как прочность на сдвиг и прочность на неограниченное сжатие. В документе сначала рассматривается простой, но эффективный метод измерения и сравнения так называемой межфазной прочности на сдвиг при взаимодействии обсадной колонны с цементом, а также чистой прочности на сдвиг. Основным результатом исследования стало то, что прочность сцепления вообще не увеличилась после 7 дней отверждения, что привело к ограниченному напряжению, способному удерживать обсадную трубу на месте.

Арбад и др. [42] представили исследование возможного воздействия загрязнения на цементы для нефтяных скважин, подчеркнув, что при низких концентрациях и коротком времени отверждения нет доказательств какого-либо влияния, но долгосрочные эффекты имеют решающее значение, при значительном снижении свойств цемента. Основной вывод этой статьи заключается в том, что конструкции скважин следующего поколения должны быть сосредоточены на более качественных и чистых растворах скважинных флюидов с минимальным загрязнением цементом, что приведет к лучшей долгосрочной целостности на протяжении всего срока службы скважины.

Все вышеперечисленные работы с цементом показывают важность дальнейшего изучения новых и более надежных материалов, которые могли бы улучшить целостность скважины и снизить общие затраты на строительство скважины. Эти решения очень важны и могут быть максимально применимы за счет автоматизации бурения и тщательного управления технологическим процессом.

3. Нетрадиционные решения: преодоление пробелов и катализатор изменений

Эволюция технологий бурения была длительным процессом. Поскольку операции бурения остаются наиболее важными, сложными и дорогостоящими операциями при освоении скважин, сокращение разрыва между традиционными технологиями и новыми технологиями за счет автоматизации улучшит и улучшит буровые работы за счет повышения эффективности бурения и повышения безопасности для всего персонала без дорогостоящих ошибок. Несмотря на развертывание и использование некоторых технологий 4.0, цифровизация систем бурения и управления все еще находится на ранней стадии по сравнению с другими отраслями, такими как авиация, автомобилестроение и транспорт. Такие технологии, как смешанная реальность, робототехника и дроны, Digital Twin и беспилотные летательные аппараты, еще только предстоит полностью внедрить, в то время как они уже быстро растут в плане применения и завоевывают доверие в других отраслях. Использование этих новых технологий в рамках автономной операции бурения улучшит согласованность, снизит эксплуатационные расходы и снизит потенциальный риск. Кроме того, новый рубеж изменений по сравнению с традиционной технологией бурения позволит адаптироваться к сложным операциям бурения, которые могут привести к дорогостоящему непроизводительному времени.

Поскольку нефтегазовая промышленность полностью входит в мир автоматизации и цифрового управления технологическими процессами, прогнозируется, что в ней будет больше цифровых приборов и автоматизированного управления технологическими процессами по сравнению с традиционным методом бурения. Подход к решению с использованием робототехники изменит правила бурения, особенно на буровой площадке. Наличие меньшего человеческого следа с большим количеством цифровых приборов поможет соответствовать требованиям охраны здоровья, безопасности и окружающей среды, а также будет более рентабельным. Роботизированные буровые системы (РДС) предназначены для проведения буровых работ без участия человека. Кроме того, современная технология роботизированного бурения позволит автоматически перемещать буровую установку. Еще одно перспективное решение — беспилотные летательные аппараты (БПЛА). БПЛА могут стать альтернативой для осмотра шламовых и накопительных резервуаров, транспортных трубопроводов и сложного оборудования, используемого на нефтеперерабатывающих заводах нефтегазогеотермальных объектов. Дроны обычно управляются с помощью наземных центров управления, но для их работы требуются надежные методы управления полетом в сочетании с современной инерциальной навигацией, обработкой данных и контролем слежения. Добавление новейших технологий сделает дроны будущего более эффективными для разведки нефтяных и газовых месторождений, особенно тех, которые расположены в средах, непригодных для доступа человека [43].

На рис. 2 показаны современные технологии адаптации применительно к буровым работам и управлению. В настоящее время мы находимся на полуотработанной стадии технологии, которая доказала свою эффективность при бурении. Преодоление традиционных ограничений с помощью технологических инноваций и использование этих столь востребованных технологий улучшит согласованность операций в будущем, сократит непроизводительное время и перерасход средств при бурении. Это отражает приверженность техническому авторитету, инженерному совершенству и безопасности. Кроме того, использование этих технологий будет играть решающую роль в удовлетворении глобального спроса на энергию и позволит открывать новые ресурсы, независимо от условий эксплуатации, добыча которых ранее была нерентабельной.

4. Выводы

Бурение является высокодинамичным процессом и имеет множество потребностей, которые могут быть решены за счет более широкого внедрения автоматизации и контроля в связи со сложностью операций бурения.

В этой статье мы изложили необходимость использования новых технологий, которые изменят траекторию в области бурения, чтобы сократить расходы на строительство и эксплуатацию скважин, а также обеспечить максимальную эффективность эксплуатации и экологическую безопасность. Кроме того, были определены отдельные компании и академические исследования, которые позволили повысить эффективность бурения за счет передовых технологий.

Результаты показали, что использование этой новой технологии позволяет быстрее принимать решения, отслеживать новые возможности для бизнеса, реорганизовывать операции и значительно снижать риски управления скважиной и эксплуатационные расходы. Благодаря прочному партнерству между нефтегазовой и геотермальной промышленностью и академическими кругами существует высокая вероятность разработки более новых и сложных инструментов и технологий для решения неразрешимых проблем бурения, что приведет к увеличению количества открытий нефтегазовых геотермальных источников в очень сложных местах.

Вклад автора

Концептуализация, C.T. и О.Б.; методология, К.Т. и О.Б.; проверка, КТ и О.Б.; формальный анализ, К.Т. и О.Б.; расследование, К.Т. и О.Б.; курирование данных, OB; написание — подготовка первоначального проекта, C.T. и О.Б.; написание-обзор и редактирование, О.Б. и КТ; надзор, КТ; администрирование проекта, C.T. и О.Б. Оба автора прочитали и согласились с опубликованной версией рукописи.

Финансирование

Это исследование не получило внешнего финансирования.

Заявление Институционального контрольного совета

Неприменимо.

Заявление об информированном согласии

Неприменимо.

Конфликт интересов

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.

Номенклатура

BHA	Кожная сборочная сборка
MPD	Управляемый бурение давления
MANED DABING
MANDED DAMIND
MANDED DAMIND
MANDED.
.0139 WITSML	Стандартный язык разметки для передачи информации о скважине
RSS	Роторная управляемая система

Справочные материалы

1. Дж. Пет. Технол. 2019 , 71, 61. [Google Scholar] [CrossRef]
2. Ааднёй, Б.С. Технологический фокус: многозабойные скважины/скважины с увеличенным отходом от вертикали. Дж. Пет. Технол. 2018 , 70, 65. [Google Scholar] [CrossRef]
3. Бунторо А. Технология бурения обсадных труб как альтернатива эффективности бурения. В материалах Азиатско-Тихоокеанской конференции и выставки технологий бурения IADC/SPE, Джакарта, Индонезия, 25–27 августа 2008 г. [Google Scholar] [CrossRef]
4. Ma, T.; Чен, П.; Чжао, Дж. Обзор технологий вертикального и направленного бурения для разведки и разработки глубоких нефтяных ресурсов. геомех. Геофиз. Гео-Энергия Гео-Ресурс. 2016 , 2, 365–395. [Google Scholar] [CrossRef][Зеленая версия]
5. Белло, О.; Теодориу, К.; Хольцманн, Дж.; Якуб, Т. Применение методов искусственного интеллекта при проектировании и эксплуатации буровых систем: обзор современного состояния дел. Дж. Артиф. Интел. Мягкий компьютер. Рез. 2015 , 5, 121–139. [Google Scholar] [CrossRef][Зеленая версия]
6. Белло, О.; Шривастава, С .; Теодориу, К.; Океч, Р. Р. Материалы конференции. Материалы первого семинара EAGE по геотермальной и гидроэнергетике в Африке, онлайн, 7–9 декабря 2020 г.; Том 2020, стр. 1–5. [Академия Google] [CrossRef]
7. Доступно на сайте: https://www.prnewswire.com/news-releases/automation-in-oil-rigs-to-have-strong-impact-on-oil-and-gas-extraction-businesses—discover- company-insights-for-the-health-and-gas-extraction-industry—bizvibe-301273006.html (по состоянию на 28 апреля 2021 г.).
8. «> Тодд Ф. Впервые в мире: профилирование полностью автоматизированной нефтегазовой платформы Equinor в Северном море. Доступно в Интернете: https://www.nsenergybusiness.com/features/first-automated-oil-gas-platform (по состоянию на 17 июня 2021 г.).
9. Бюро Веритас. Доступно в Интернете: https://marine-offshore.bureauveritas.com/magazine/autonomous-future-offshore-platforms (по состоянию на 17 июня 2021 г.).
10. Доступно в Интернете: https://www.nov.com/products/drilling-control-systems-and-rig-automation (по состоянию на 23 апреля 2021 г.).
11. Гамди, А.; Мешал, А. IoT в оффшорных операциях: последствия для бизнеса и возможности. В материалах Международной нефтяной выставки и конференции в Абу-Даби, Абу-Даби, Объединенные Арабские Эмираты, 9– 12 ноября 2020 г. [Google Scholar] [CrossRef]
12. Endsley, M.R.; Кабер, Д.Б. Влияние уровня автоматизации на производительность, осведомленность о ситуации и рабочую нагрузку в задаче динамического управления. Эргономика 1999 , 42, 462–492. [Google Scholar] [CrossRef][Зеленая версия]
13. Макферсон Джон, Д.; де Вардт Джон, П.; Флоренс, Ф.; Чепмен Клинтон, Д.; Замора, М .; Лэнг Морей, Л.; Фионн, П.И. Автоматизация буровых систем: текущее состояние, инициативы и потенциальное влияние. В материалах ежегодной технической конференции и выставки SPE, Новый Орлеан, Луизиана, США, 30 сентября – 2 октября 2013 г. [Google Scholar] [CrossRef]
14. Кайе, Э.; Дэро, Б.; Амбрус, А .; Михай, Р .; Карлсен, Л. Автономное принятие решений во время бурения. Energies 2021 , 14, 969. [Google Scholar] [CrossRef]
15. Creegan, A.; Джеффри, К. Адаптивное приложение для бурения использует искусственный интеллект для повышения производительности бурения на забое. Дж. Пет. Технол. 2020 , 72, 45–47. [Google Scholar]
16. Доступно в Интернете: https://www.drillingcontractor.org/ (по состоянию на 21 апреля 2021 г. ).
17. Доступно в Интернете: https://www.enteq.com/products/rotary-steerable-system-srss/ (по состоянию на 21 апреля 2021 г.).
18. Доступно в Интернете: https://www.oedigital.com/news/466176-push-the-bit-rss (по состоянию на 20 апреля 2021 г.).
19. Доступно в Интернете: https://www.bakerhughes.com/sites/bakerhughes/files/2021-01/i-Trak-drilling-automation-services-slsh.pdf (по состоянию на 29 апреля 2021 г.).
20. Форестер, С. Лучшее понимание данных, Физический ключ к оптимизации КНБК. Доступно в Интернете: https://www.drillingcontractor.org/better-understanding-of-data-physics-key-to-bha-optimization-59510 (по состоянию на 16 июня 2021 г.).
21. Доступно в Интернете: https://www.slb.com/drilling/surface-and-downhole-logging/measurements-while-drilling-services/optidrill-bha-monitoring-service (по состоянию на 21 апреля 2021 г.).
22. Доступно в Интернете: https://www. worldoil.com/company-news/2021/1/1/safe-influx-granted-patent-for-novel-automated-well-control-technology (по состоянию на 21 апреля 2021 г.). ).
23. Доступно в Интернете: https://www.drillingcontractor.org/safe-influx-granted-patent-for-novel-automated-well-control-system-59148 (по состоянию на 21 апреля 2021 г.).
24. Доступно в Интернете: https://www.oilfieldtechnology.com/drilling-and-production/021/rig-trial-of-integration-of-mpd-and-automated-well-control-technology-completed/ (доступ на 22 апреля 2021 г.).
25. Шарма, А.; Шривастава, С .; Теодориу, К. Экспериментальный дизайн, аппаратура и испытания лабораторного испытательного стенда для крутильных колебаний — следующее поколение. Energies 2020 , 13, 4750. [Google Scholar] [CrossRef]
26. Braga, CD; Камьяб, М .; Брайан, Х .; Джоши, Д. Объединение потока данных бурения в реальном времени с конвейером облачной аналитики данных для выполнения автоматизированных прогнозов в реальном времени для долота. В материалах Международной конференции и выставки по бурению SPE/IADC, виртуальная, 8 марта 2021 г. [Google Scholar] [CrossRef]
27. Коч, С.; Дахи Талегани, А. Быстрый метод определения критической глубины резания для различных типов горных пород. Энергии 2020 , 13, 4496. [Google Scholar] [CrossRef]
28. Нистад, М.; Адной, Б.С.; Павлов, А. Минимизация удельной механической энергии в реальном времени с многомерным поиском экстремума. Энергии 2021 , 14, 1298. [Google Scholar] [CrossRef]
29. Thakur, B.; Робелло, С. Глубокое обучение для прогнозирования скважинных данных: рентабельная телеметрия данных с помощью анализа данных. В Proceedings of the SPE Western Regional Meeting, Virtual, 20–22 апреля 2021 г. [Google Scholar] [CrossRef]
30. Думитреску А.; Минеску, М .; Динита, А .; Ламбреску, И. Коррозионный ремонт трубопроводов с использованием современных систем композитных материалов: численная оценка эффективности. Energies 2021 , 14, 615. [Google Scholar] [CrossRef]
31. Слива, Т.; Ярош, К.; Розен, Массачусетс; Сойчиньска, А.; Сапинска-Слива, А.; Гоне, А .; Фафера, К.; Ковальски, Т .; Чепеловска, М. Влияние скорости вращения и давления воздуха на скорость бурения скважины для установки скважинного теплообменника. Энергии 2020 , 13, 2716. [Google Scholar] [CrossRef]
32. Fang, Q.; Мэн, Ю .; Вэй, Н .; Сюй, С .; Ли, Г. Гидравлическая модель многофазного потока, основанная на модели дрейфа потока в бурении с управляемым давлением. Energies 2019 , 12, 3930. [Google Scholar] [CrossRef][Green Version]
33. Kimanzi, R.; Патель, Х .; Халиф, М .; Салехи, С .; Теодориу, К. Возможности пробок с наноконструкциями: влияние на краткосрочную и долгосрочную целостность скважины. В материалах ASME 2019 38-я Международная конференция по океанской, морской и арктической инженерии, Шотландия, Великобритания, 9–14 июня 2019 г. ; Том 8: Полярные и арктические науки и технологии. Нефтяная технология. [Google Scholar]
34. Киран Р.; Теодориу, К.; Дадмохаммади, Ю.; Нигаард, Р .; Вуд, Д.; Мохтари, М .; Салехи, С. Идентификация и оценка целостности скважины и причин нарушения барьеров целостности скважины (обзор). Дж. Нат. Газовые науки. англ. 2017 , 45, 511–526. [Google Scholar] [CrossRef]
35. Кременевский М. Влияние оксида графена на реологические параметры цементных растворов. Энергии 2020 , 13, 5441. [Google Scholar] [CrossRef]
36. Ельцов Т.; Патцек, Т.В. Помимо углеродистой стали: обнаружение формы и полостей ствола скважины, а также дефектов цемента в обсаженных скважинах. Energies 2019 , 12, 4211. [Google Scholar] [CrossRef][Green Version]
37. Ahmed, S.; Патель, Х .; Салехи, С .; Ахмед, Р.; Теодориу, К. Оценка эффективности системы двойных барьеров с хвостовиком в геотермальных скважинах CO ₂ — Богатые геотермальные скважины. Геотермия 2016 , 95, 120121. [Google Scholar]
38. Конста, М.; Метакса, З.; Шах, С. Многомасштабные механические характеристики и характеристики разрушения и деформационная способность высокоэффективных углеродных нанотрубок/цементных нанокомпозитов в раннем возрасте. Цем. Конкр. Комп. 2010 , 32, 110–115. [Google Scholar] [CrossRef]
39. Ранджбарторех, А.; Ван, Б.; Шен, X .; Ван Г. Усовершенствованные механические свойства графеновой бумаги. Дж. Заявл. физ. 2011 , 109, 014306. [Google Scholar] [CrossRef]
40. Kasiralvalad, E. Большой потенциал наноматериалов в бурении и применении буровых растворов. Междунар. Дж. Нано Размеры. 2014 , 5, 463–471. [Google Scholar]
41. Арбад, Н.; Теодориу, К. Обзор недавних исследований загрязнения цемента для нефтяных скважин буровым раствором на нефтяной основе и необходимость новых и точных корреляций. ХимИнжиниринг 2020 , 4, 28. [Google Scholar] [CrossRef][Green Version]
42. Арбад Н.; Ринкон, Ф.; Теодориу, К.; Амани, М. Экспериментальное исследование ухудшения механических свойств цементных растворов API, загрязненных буровым раствором на нефтяной основе (OBM), и корреляции для ультразвукового анализа цемента. Дж. Пет. науч. англ. 2021 , 205, 108909. [Google Scholar]
43. Hurtado, J. 2019. Доступно в Интернете: https://www.prescouter.com/2019/05/key-technologies-advancing-oil-and-gas-drilling. / (по состоянию на 29 апреля 2021 г.).

Рисунок 1. Автоматика на нефтяных вышках (мод.).

Рисунок 1. Автоматика на нефтяных вышках (мод.).

Рисунок 2. Внедрение новейших технологий в буровые работы.

Рисунок 2. Внедрение новейших технологий в буровые работы.

Таблица 1. Краткое изложение технологий, описанных в этой статье, показано здесь.

Таблица 1. Краткое изложение технологий, описанных в этой статье, показано здесь.

Автор	Технология	Комментарии
Endsley et al. (1999)	Определение автономного бурения	Это первая принятая версия определения автономного бурения
Макферсон и др. (2013)	Модернизация определения автономного бурения и шаги вперед	Это наиболее принятый в отрасли подход к автоматизированным буровым системам
Cayeux et al. (2021)	Предлагает алгоритм автономного бурения	Представлен сложный алгоритм автономного бурения
Creegan and Jeffrey (2020)	Интеллектуальное приложение для оптимизации бурения работает как адаптивный автобур	Это введение автобуровой установки с использованием новейших методов оптимизации
Статья oedigital (2019 г. ), Enteq, Baker, Schlumberger,	Представлены различные роторные управляемые системы с автономным режимом	В настоящее время на рынке доминируют недорогой высокопроизводительный RSS с автономными опциями
Sharma et al. (2020)	Инструментальная лабораторная испытательная установка (имитатор прерывистого скольжения)	Интеграция мехатроники в уникальную экспериментальную установку для понимания и устранения прерывистого движения на долоте
Braga et al. (2021)	Предсказывает бит в реальном времени с 30-секундными обновлениями с использованием данных WITMSL	Очень полезная интеграция данных в реальном времени на буровой с пакетом программного обеспечения для прогнозирования битов критическая глубина резания (DOC) различных образцов горных пород	Предлагаемый метод может быть интегрирован в программный пакет для оценки МСП и поможет понять, когда износ долота высок
Нистад и др. (2021)	Применение метода оптимизации на основе данных, называемого поиском экстремума (ES)	Лучше всего подходит для повышения безопасности процесса бурения
Thakur and Samuel (2021)	Прогнозирование скважинных данных с использованием глубокого обучения с использованием поверхности данные	Сосредоточены на повышении скорости проникновения
Dumitrescu et al. (2021)	Коррозионный ремонт трубопроводов с использованием современной системы композиционных материалов	Предлагаемая экспериментальная и численная работа по оценке качества ремонта композитных ремонтных систем
Sliwa et al. (2020)	Понимание влияния скорости вращения, диаметра бурового долота и давления воздуха на скорость бурения для метода погружного бурения (DTH)	Этот метод полезен для лучшего определения автоматизированных процессов бурения с забойным молотком
Фанг и др. (2019)	Разработка динамической модели нестационарного течения ствола скважины MPD	Лучшее прогнозирование MPD и помощь в автоматическом управлении MPD

Примечание издателя: MDPI остается нейтральным в отношении юрисдикционных претензий в опубликованных картах и ​​институциональной принадлежности.


© 2021 авторами. Лицензиат MDPI, Базель, Швейцария. Эта статья находится в открытом доступе и распространяется на условиях лицензии Creative Commons Attribution (CC BY) (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/).

MOTIVE Drilling Technologies Профиль компании: Приобретение и инвесторы

Обзор технологий бурения MOTIVE

• Основан

• 2011

• Статус

• Приобретено/​Объединено

• Сотрудники

• 11

• Тип последней сделки

• Слияния и поглощения

• Сумма последней сделки
• 8M»>

  88,8 млн долларов

Хотите получить подробные данные о компаниях 3M+?

То, что вы здесь видите, царапает поверхность

Запросить бесплатную пробную версию

Хотите покопаться в этом профиле?

Мы поможем вам найти то, что вам нужно

Узнать больше

MOTIVE Drilling Technologies Оценка и финансирование

Тип сделки	Дата	Сумма	Обновлен до настоящего времени	Пост-Вал	Статус	Стадия
3. Слияние/поглощение	02 июня 2017 г.	88,8 млн долларов	000.00	000.00	Завершено	Получение дохода
2. Ранняя стадия VC (серия A)	17 февраля 2016 г.	000.00	000.00		Завершено	Запуск
1. Ускоритель/инкубатор					Завершено	Запуск

Чтобы просмотреть полную историю оценки и финансирования MOTIVE Drilling Technologies, запросите доступ »

Сравнение технологий бурения

Описание

Первичные
Индустрия

ГКП Место

Сотрудники

Всего приподнятого

после оценки

Последний финансирование. предоставить уникальные прорывные технологии

Программное обеспечение для автоматизации/рабочего процесса

Даллас, Техас

11 По состоянию на 2016 год

000,00

00,00 0000-00-00

000000&0 000.00

000000

d do eiusmod tempor incididunt ut Labore et dolore magna aliqua. Ut enim ad minim veniam, quis nostr

0000000000000000000000 00000000

Калгари, Канада

000 По состоянию на 0000

0000000 0000

Добавить сравнение

Функция сравнения PitchBook позволяет вам сопоставить ключевые показатели похожих компаний. Персонализируйте, какие точки данных вы хотите видеть, и мгновенно создавайте визуализации.

Запросить бесплатную пробную версию

Компании-конкуренты MOTIVE Drilling Technologies (1)

Название компании	Статус финансирования	Местоположение	Сотрудники	Всего собрано	Последняя дата финансирования/тип	Последняя сумма финансирования
0000000 00000000 0	Частный капитал	Калгари, Канада	000		0000000 0000

Вы просматриваете 1 из 1 конкурентов. Получить полный список »

Патенты на технологии бурения MOTIVE

• 165

  Всего документов Заявки и гранты

• 000

  Всего патентов Семьи

• 19

  Предоставленный

• 4

  В ожидании

• 000

  истекает в следующие 12 мес.

MOTIVE Drilling Technologies Недавняя патентная активность

Идентификатор публикации	Название патента	Статус	Дата первой подачи	Технология (КПК)	цитирований
СА-3121861-А1	Скважинный дисплей	В ожидании	05 февраля 2019 г.	000000000
ЭП-3877955-А4	Скважинный дисплей	В ожидании	05 февраля 2019 г.	00000000	0
EP-3877955-A1	Скважинный дисплей	В ожидании	05 февраля 2019 г.	00000000
США-11162356-B2	Скважинный дисплей	Активный	05 февраля 2019 г.	000000000
США-20200248547-А1	Скважинный дисплей	Активный	05 февраля 2019 г.	Э21Б7/04

Чтобы просмотреть полную историю патентов MOTIVE Drilling Technologies, запросите доступ »

Руководящая группа MOTIVE Drilling Technologies (4)

Имя	Титул	Сиденье за ​​столом	Контактная информация
Майкл Барретт	Финансовый директор
Билл Чмела	Вице-президент по развитию бизнеса и маркетингу
Тодд Бенсон	Президент, директор и главный исполнительный директор

Вы просматриваете 3 из 4 членов исполнительной команды. Получить полный список »

Члены правления MOTIVE Drilling Technologies (1)

ФИО	Представляющий	Роль	С
Даниэль Мейер	Сам	Член правления	000 0000

Чтобы просмотреть полную историю членов совета директоров MOTIVE Drilling Technologies, запросите доступ »

MOTIVE Drilling Technologies Бывшие инвесторы (5)

Имя инвестора	Тип инвестора	Холдинг	Инвестор с	Раунды с участием	Контактная информация
Василий Хорангик	Ангел (индивидуальный)	Меньшинство	000 0000	000000 0
Формация 8	Венчурный капитал	Меньшинство	000 0000	000000 0
Дженерал Электрик Венчурс	Корпоративный венчурный капитал	Меньшинство	000 0000	000000 0
Хант Энерджи Энтерпрайзис	Корпоративный венчурный капитал	Меньшинство	000 0000	000000 0
iFly. vc	Венчурный капитал	Меньшинство	000 0000	000000 0

Чтобы просмотреть полную историю инвесторов MOTIVE Drilling Technologies, запросите доступ »

Готовы начать?

Запросить бесплатную пробную версию

проектов — Урало-Сибирская Промышленная Компания

Решения USIC для нефтегазодобычи – это не только современные буровые установки и оборудование собственного производства, но и полный комплекс услуг по проектированию и поставке, монтажу объектов «под ключ» и последующему сервисному обслуживанию.

Буровая установка


УСПК БУ-400 ЭКА ТАЙМЫР-01
• 2021
• Заказчик: ООО Восток Ойл
• Местонахождение: Таймырский полуостров, Западно-Иркинский лицензионный участок
• Количество комплектов: 5

О проекте

Изготовлено, в процессе поставки.
Комплексная поставка – проектирование, изготовление, шеф-монтаж, монтаж, пуско-наладка.

Буровая установка


БУ УСПК 6000/400 ЭРА ТАЙМЫР-Р1
• 2020 – 2021
• Заказчик: АО «Росгеология»
• Местонахождение: Красноярский край, Канандинская скважина, 278
• Количество комплектов: 1

О проекте

Комплексная поставка – проектирование, изготовление, поставка, шеф-монтаж, монтаж, пуско-наладка.

Особенность проекта — сложная логистика. В начале 2021 года буровая установка была доставлена ​​из Екатеринбурга в Усть-Илимск Иркутской области. Отсюда к буровой проложен зимник протяженностью 1466 км. На буровую по зимнику доставлена ​​следующая продукция: буровая установка массой 1600 тонн, ГСМ 750 тонн. Всего поставлено 3600 тонн материалов и оборудования.

Буровая установка


БУ УСПК 6000/400 ЭРА ТАЙМЫР-Р1
• 2020
• Заказчик: ООО ТаймырбурСервис (ООО ТБС)
• Местонахождение: Дудинка, Иркинское месторождение
• Количество комплектов: 2

О проекте

Комплексная поставка – проектирование, изготовление, поставка, шеф-монтаж, пусконаладочные работы, пуско-наладка.

Буровая установка


УСПК БУ-320 ЭК
• 2018 – 2020
• Заказчик: ООО «Байкитская нефтегазоразведочная экспедиция» (ООО БНГРЭ)
• Местонахождение: Красноярский край, Куюмбинское месторождение
• Количество комплектов: 6

О проекте

Комплексная поставка – проектирование, изготовление, шеф-монтаж, монтаж, пуско-наладка.

Буровая установка


УСПК БУ-400 ЭКА ТАЙМЫР-01
• 2018 – 2019
• Заказчик: ООО ТаймырбурСервис (ООО ТБС)
• Местонахождение: Дудинка, Иркинское месторождение
• Количество комплектов: 1

О проекте

Комплексная поставка – проектирование, изготовление, шеф-монтаж, монтажные, пуско-наладочные работы, пуско-наладочные работы.

Буровая установка


УСПК БУ-320 ЭК
• 2016 – 2017
• Заказчик: ООО БЮРИНГ СЕРВИС ТЕХНОЛОДЖИС (ООО БСТ)
• Местонахождение: Ханты-Мансийск, Кондинское месторождение
• Количество комплектов: 8

О проекте

Комплексная поставка – инжиниринг, изготовление, шеф-монтаж, монтаж, пуско-наладка, сопровождение в испытательный период.

Буровая установка


УСПК БУ-320 ЭК
• 2015
• Заказчик: ООО Таргин Дриллинг
• Местонахождение: Муравленко, Южно-Пурпейское месторождение
• Количество комплектов: 1

О проекте

Комплексная поставка – проектирование, изготовление, шеф-монтаж, пуско-наладка.

Модернизация буровых установок


Уралмаш 3000 ЭУК, Уралмаш 3000 ЭУК-1М
• 2013 – 2015
• Клиенты:
  • ООО «Таргин Дриллинг» – 6 комплектов
  • ЗАО «Сибирская Сервисная Компания» (ЗАО «ССК») – 4 комплекта
• Адреса объектов:
  • г. Нижневартовск Самотлорское месторождение
  • г. Ноябрьск, Новогоднее поле
  • г. Муравленко, Крайнее поле
  • г. Нефтеюганск, Приразломное месторождение
  • г. Стрежевой, Арчинское и Южно-Шингинское месторождения

О проекте

Разработка технической документации, замена вышки-лебедки и увеличение грузоподъемности буровой установки с 200 до 250 тонн, полная замена всех цепей управления, рельсов, систем контроля и управления бурением, шеф-монтаж, пуско-наладка .