BRPI0618732A2

BRPI0618732A2 - método para produzir hidrocarbonetos

Info

Publication number: BRPI0618732A2
Application number: BRPI0618732-3A
Authority: BR
Inventors: Fred Dupriest
Original assignee: Exxonmobil Upstream Res Co
Priority date: 2005-11-18
Filing date: 2006-10-05
Publication date: 2011-09-13
Also published as: AU2006327196B2; CN101305159A; CA2629631C; US20090250264A1; CN101305159B; MY146703A; EA013360B1; AU2006327196A1; WO2007073430A1; EP1954915A1; EA200801359A1; EP1954915A4; CA2629631A1; NO20081624L; US7896105B2; AR057892A1

Abstract

MéTODO PARA PRODUZIR HIDROCARBONETOS. Um método associado com a produção de hidrocarbonetos. Em uma concretização, método para perfurar um poço é descrito. O método inclui identificar um campo tendo hidrocarbonetos. Então, um ou mais poços são perfurados a um local de sub-superficie no campo para prover trajetos de fluxo de fluido para hidrocarbonetos para uma instalação de produção. A perfuração é executada (i) estimando uma taxa de perfuração para um dos poços; (ii) determinando uma diferença entre a taxa de perfuração estimada e uma taxa de perfuração atual; (iii) obtendo dados de energia específica mecânica (MSE) e outros dados medidos durante a perfuração do um dos poços; (iv) usando os dados de MSE obtidos e outros dados medidos para determinar um de uma pluralidade de limitadores que limitam a taxa de perfuração; (v) ajustando operações de perfuração para diminuir um da pluralidade de limitadores; e (vi) repetindo iterativamente as etapas (i)-(v) até que a formação de sub-superficie tenha sido alcançada por operações de perfuração.

Description

"MÉTODO PARA PRODUZIR HIDROCARBONETOS"

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOS

Este pedido reivindica o benefício de Pedido Provisório US N0 60/738.146, depositado em 18 de novembro de 2005 e o benefício de Pedido Provisório US N0 60/817.234, depositado em 28 de junho de 2006.

FUNDAMENTO

Esta seção é pretendida para apresentar ao leitor vários aspectos da técnica, que podem ser associados com concretizações exemplares das técnicas presentes, que são descritas e/ou reivindicadas abaixo. Esta discussão é acreditado ser útil em prover o leitor com informação para facilitar um entendimento melhor de aspectos particulares das técnicas presentes. Por conseguinte, deveria ser entendido que estas declarações são para serem lidas nesta visão, e não necessariamente como admissões da

Técnica Anterior.

A produção de hidrocarbonetos, tais como petróleo e gás, foi executada durante numerosos anos. Para produzir estes hidrocarbonetos, um ou mais poços em um campo são tipicamente perfurados a um local de sub- superfície, que é referido geralmente a uma formação subterrânea ou bacia. O processo de produzir hidrocarbonetos do local de sub-superfície tipicamente envolve várias fases de desenvolvimento de uma fase de seleção de conceito a uma fase de produção. Uma das fases de desenvolvimento envolve as operações de perfuração que formam os trajetos de fluido do local de sub- superfície à superfície. As operações de perfuração podem envolver utilizar equipamento diferente, tais como sistemas hidráulicos, brocas de perfuração, motores, etc., que são utilizados para perfurar a uma profundidade visada.

Geralmente, as operações de perfuração podem ser um processo caro e demorado. Por exemplo, os custos de perfuração para poços complexos podem ser até $500.000 dólares por dia com a perfuração levando seis meses ou mais para alcançar uma profundidade visada. Por conseguinte, qualquer redução tempo de perfuração representa uma economia potencial no custo global de um poço. Quer dizer, quanto mais rápido as operações de perfuração alcançam uma profundidade visada específica, mais rápido os poços podem ser utilizados para produzir hidrocarbonetos e menos caro o custo de criar o poço.

Tipicamente, taxas de perfuração foram avaliadas comparando desempenho a outros poços previamente perfurados no mesmo campo entre si. Porém, esta abordagem não é capaz de confirmar que o poço de comparação era perfurado de uma maneira eficiente. Realmente, ambos os poços podem ser perfurados de uma maneira ineficiente, que é limitado pelo mesmo fracasso ou problemas de perfuração. Como resultado, as operações de perfuração podem ser demoradas e caras desnecessariamente.

Adicionalmente, outras técnicas envolveram usar dados de energia específica mecânica (MSE) para otimizar operação de parâmetros para um único poço. Veja "MSE-based Drilling Optimization", Exposição de Pesquisa 459049 (julho de 2002) <http://www.researchdisclosure.com>, que é referida aqui como "Exposição de Pesquisa 459049". Com esta abordagem, os dados de MSE são utilizados para ajustar parâmetros operacionais e indicar se poços subseqüentes estão experimentando problemas. Porém, o uso de dados de MSE sozinho não provê uma perspicácia clara nos fatores limitando a taxa de perfuração.

Por conseguinte, a necessidade existe por um método e aparelho para administrar as operações de perfuração e aumentar a taxa de perfuração dentro de um poço baseado em dados de MSE e outros dados medidos.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

Em uma concretização, um método para perfurar um poço é descrito. O método inclui identificar um campo tendo hidrocarbonetos. Então, pelo menos um poço é perfurado a um local de sub-superfície no campo para prover trajetos de fluxo de fluido para hidrocarbonetos para uma instalação de produção. A perfuração é executada (i) estimando uma taxa de perfuração por análise de dados de energia específicos mecânicos históricos e dados relacionados de poços prévios para determinar um de uma pluralidade de limitadores que limitaram previamente a taxa de perfuração para um do pelo menos um poço; (ii) determinando uma metodologia de perfuração eficiente por ajuste de projetos e práticas operacionais para tratar os limitadores; (iii) obtendo dados de energia específica mecânica (MSE) e outros dados medidos durante a perfuração do um do pelo menos um poço; (iv) usando os dados de MSE obtidos e outros dados medidos para determinar um de uma pluralidade de limitadores que limitam a taxa de perfuração; (v) ajustando operações de perfuração para diminuir o um da pluralidade de limitadores; e repetindo iterativamente as etapas (i)-(v) até que o local de sub-superfície tenha sido alcançado pelas operações de perfuração. Então, hidrocarbonetos são produzidos do pelo menos um dos poços.

Em uma primeira concretização alternativa, um método para produzir hidrocarbonetos é descrito. O método inclui perfurar uma pluralidade de poços a pelo menos um local de sub-superfície para prover trajetos de fluxo de fluido para hidrocarbonetos para uma instalação de produção. A perfuração inclui (i) estimar uma taxa de perfuração para um da pluralidade de poços; (ii) obter dados de energia específica mecânica (MSE) e outros dados medidos durante a perfuração do um dos poços; (iii) usar os dados de MSE obtidos e outros dados medidos para determinar um de uma pluralidade de limitadores que restringem a taxa de perfuração; (iv) ajustar operações de perfuração para diminuir o um da pluralidade de limitadores de fracasso; e (v) repetir iterativamente as etapas (i)-(v) até que o local de sub-superfície tenha sido alcançado pelas operações de perfuração. Então, hidrocarbonetos são produzidos do um da pluralidade de poços.

Em uma segunda concretização alternativa, outro método para produzir hidrocarbonetos é descrito. Neste método, uma taxa de perfuração é estimada para operações de perfuração de um poço para prover trajetos de fluxo de fluido para hidrocarbonetos de um local de sub-superfície para uma instalação de produção. Então, dados de energia de específica mecânica (MSE) em tempo real e outros dados medidos são obtidos durante a perfuração do poço. Com os dados, um de uma pluralidade de limitadores que restringem a taxa de perfuração é determinado. Então, as operações de perfuração são ajustadas para diminuir o um da pluralidade de limitadores de fracasso. Cada uma destas etapas é repetida até que o local de sub-superfície tenha sido alcançado pelas operações de perfuração.

Em uma terceira concretização alternativa, um ainda outro método para produzir hidrocarbonetos é descrito. O método inclui monitorar dados de energia específica mecânica (MSE) junto com dados de vibração em tempo real durante operações de perfuração. Os dados de MSE e os dados de vibração são comparados com dados de MSE e dados de vibração previamente gerados para determinar pelo menos um de uma pluralidade de fatores que limitam uma taxa de perfuração. Então, operações de perfuração são ajustadas baseado na comparação para aumentar a taxa de perfuração.

Em uma quarta concretização alternativa, ainda outro método para produzir hidrocarbonetos é descrito. O método inclui (a) obter dados de energia específica mecânica (MSE) junto com outros dados medidos para o poço simultaneamente com a perfuração do poço, analisar os dados de MSE e outros dados medidos para determinar um de uma pluralidade de limitadores que restringe uma taxa de perfuração, e (c) ajustar operações de perfuração para responder pelo um de uma pluralidade de limitadores baseado na análise na etapa (b) para aumentar a taxa de perfuração. As etapas (a) a (c) são repetidas pelo menos uma vez adicional até que a profundidade visada tenha sido alcançada para o poço. Então, hidrocarbonetos são produzidos de um reservatório de sub-superfície acessado pelas operações de perfuração. Em uma quinta concretização, um método para produzir hidrocarbonetos é descrito. O método inclui perfurar um primeiro poço simultaneamente com um segundo poço. Dados de energia específica mecânica (MSE) junto com dados de vibração são monitorados em tempo real durante operações de perfuração no primeiro poço. Os dados de MSE e os dados de vibração são comparados para determinar pelo menos um de uma pluralidade de fatores que limitam uma taxa de perfuração do primeiro poço. Então, as operações de perfuração no segundo poço são ajustadas baseado na comparação para aumentar a taxa de perfuração no segundo poço.

Em uma sexta concretização, um método para produzir hidrocarbonetos é descrito. O método inclui analisar dados de energia específica mecânica históricos (MSE) e outros dados medidos históricos de um poço prévio para determinar um de uma pluralidade de fatores iniciais que limitam uma taxa de perfuração para o poço prévio; selecionar componentes de perfuração e práticas de perfuração para diminuir pelo menos um da pluralidade dos fatores iniciais; perfurar um poço atual utilizando os componentes de perfuração e práticas de perfuração; observar os dados de MSE e outros dados medidos durante a perfuração do poço atual para pelo menos um de uma pluralidade de fatores atuais que limitam operações de perfuração; utilizar as observações na seleção de componentes de perfuração subseqüentes e práticas de perfuração subseqüentes para diminuir pelo menos um da pluralidade dos fatores atuais para um poço subseqüente; e repetir as etapas acima para cada poço subseqüente no programa de poços semelhantes.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

As vantagens antecedentes e outras da técnica presente podem se tornar aparentes ao ler a descrição detalhada seguinte e na referência aos desenhos, em que:

Figura 1 é um sistema de produção exemplar de acordo com certos aspectos das técnicas presentes; Figura 2 é um gráfico exemplar de limitadores de fracasso para um dos poços na Figura 1 de acordo com aspectos das técnicas presentes;

Figura 3 é um fluxograma exemplar de um processo de perfuração utilizado para os poços da Figura 1 de acordo com aspectos das técnicas presentes;

Figura 4 é um sistema exemplar utilizado com os sistemas de perfuração da Figura 1 de acordo com certos aspectos da técnica presente;

Figuras 5A-5D são gráficos exemplares providos no sistema de perfuração da Figura 1 associado com entupimento de broca de acordo com certos aspectos da técnica presente;

Figura 6 é um gráfico exemplar provido no sistema de perfuração da Figura 1 associado com entupimento de furo de fundo de acordo com certos aspectos da técnica presente; e

Figuras 7A-7K são gráficos exemplares providos no sistema de perfuração da Figura 1 para fracasso de vibração e fracasso de perda de fio de broca de acordo com certos aspectos da técnica presente.

DESCRIÇÃO DETALHADA

Na descrição detalhada seguinte, as concretizações específicas da presente invenção serão descritas com relação a suas concretizações preferidas. Porém, à extensão que a descrição seguinte é específica a uma concretização particular ou um uso particular das técnicas presentes, isto é pretendido ser só ilustrativo e somente provê uma descrição concisa das concretizações exemplares. Por conseguinte, a invenção não está limitada às concretizações específicas descritas abaixo, mas em lugar disso, a invenção inclui todas as alternativas, modificações, e equivalentes caindo dentro da verdadeira extensão das reivindicações anexas.

A técnica presente é dirigida a um método de melhorar taxas de perfuração baseado em dados de energia específica mecânica (MSE) e outros dados medidos. Em particular, estimar uma taxa de perfuração, então conduzir análise em tempo real de dados de MSE e outros dados medidos, tais como dados de vibração, pode ser utilizado para selecionar parâmetros de perfuração, tais como peso em broca (WOB), revoluções por minuto (RPM) e colocações hidráulicas que provêem desempenho de broca eficiente.

Adicionalmente, quando desempenho de broca é constrangido por fatores além dos parâmetros de perfuração, os dados de MSE e outros dados medidos provêem documentação de limitadores de fracasso que pode justificar um re- projeto dos componentes de perfuração no sistema de perfuração para projetar uma metodologia de perfuração eficiente. Em particular, os discernimentos providos por MSE e dados de vibração provêem uma compreensão dos assuntos limitando a taxa de perfuração.

Baseado nos dados de MSE e outros medidos, um fluxo de trabalho, que pode ser referido aqui como o "Processo de Broca Rápido" ou "FDP" pode ser utilizado para aumentar as operações de perfuração utilizadas para produzir hidrocarbonetos de reservatórios de sub-superfície. O Processo de Broca Rápido é um fluxo de trabalho ou processo que otimiza a taxa de penetração (ROP) dentro um poço baseado em limitações técnicas e econômicas. Neste processo, o sistema de perfuração pode ser re-projetado para estender limites de ROP e então repetido iterativamente. Por conseguinte, o Processo de Broca Rápido pode ser utilizado para aumentar continuamente a taxa de perfuração para um poço ou poços simultâneos identificando limitadores de fracasso e provendo soluções que removem e/ou diminuem o impacto dos limitadores de fracasso.

Retornando agora aos desenhos, e se referindo inicialmente à Figura 1, um sistema de produção exemplar 100 de acordo com certos aspectos das técnicas presentes é ilustrado. No sistema de produção exemplar 100, um ou mais sistemas de perfuração 102a-102n são utilizados para perfurar poços individuais 104a-104n. O número η pode ser qualquer número de sistemas de perfuração e poços que podem ser utilizados baseado em um projeto específico para um campo. Estes poços 104a-104n podem penetrar na superfície 106 da terra para alcançar formações de sub-superfície, tais como formações de sub-superfície 108a-108n, que incluem hidrocarbonetos tais como petróleo e gás. Também, como pode ser apreciado, as formações de sub-superfície 108a-108n podem incluir várias camadas de rocha que podem ou não incluir hidrocarbonetos e pode ser referidas como zonas ou intervalos. Como tal, os poços 104a-104n podem prover trajetos de fluxo de fluido entre as formações de sub-superfície 108a-108n e instalações de produção localizadas na superfície 106. As instalações de produção podem processar os hidrocarbonetos e transportar os hidrocarbonetos para consumidores. Porém, deveria ser notado que o sistema de perfuração 100 é ilustrado para propósitos exemplares e as técnicas presentes podem ser úteis na produção de fluidos de qualquer local de sub-superfície.

Para acessar as formações de sub-superfície 108a-108n, os sistemas de perfuração 102a-102n podem incluir componentes de perfuração, tais como brocas llOa-llOn, cadeias de perfuração 112a-112n, montagens de furo de fundo (BHAs), sistemas de içamento, sistemas de distribuição de energia, controles automáticos, processamento de fluidos de perfuração, manipulação de tubo, ferramentas de medição de furo abaixo, sistemas de bombeamento e sistemas para administrar pressão de furo de sondagem. Cada um destes componentes de perfuração é utilizado para formar os furos de poço dos vários poços 104b-104n. As brocas 110a-11 On podem ser usadas para escavar formação, cimento ou outros materiais e podem incluir vários projetos, tais como cone de rolo, cortador fixo, diamante natural, diamante policristalino, diamante impregnado, sub-alargador, abridor de furo, brocas de núcleo, brocas de inserto e brocas de percussão. Neste exemplo, a formação de sub-superfície 108a é acessada pelo poço 104a, enquanto poços 104b, 104c e 104n estão em vários estágios de operações de perfuração para acessar a uma ou mais das formações de sub-superfície 108a e 108n. Durante as operações de perfuração, sistemas de perfuração 102a-102n podem experimentar ineficiências que podem influenciar desempenho de taxa de perfuração. Como o operador dos sistemas de perfuração 102a-102n não controlam os fatores afetando o desempenho de taxa de perfuração, taxas de perfuração para dois poços semelhantes utilizando os mesmos componentes de perfuração podem variar. Tipicamente, um teste de taxa de perfuração ou testes sem broca, como conhecido por aqueles qualificados na técnica, é utilizado para prover uma taxa de penetração (ROP) para um poço. Estes testes envolvem ajustar o peso em broca (WOB) e revoluções por minuto (RPM) para determinar a ROP para um sistema de perfuração. Veja Fred E. Dupriest et al., "Maximizing Drill Rate with Real-Time Surveillance of Mechanical Specific Energy", SPE/IADC 92194 (fevereiro de 2005), que é referido aqui como "Artigo SPE 92194"; "Concepts Related to Mechanical Specific Energy", Exposição de Pesquisa 492001 (abril de 2005) <http://www.researchdisclosure.com>, que referida aqui "Exposição de Pesquisa 492001"; e Fred E. Dupriest et al., "Maximizing ROP with Real Time Analysis of Digital Data and MSE", IPTC 10706-PP (22-23 de novembro de 2005), que é referido aqui como "IPTC 10706-PP". Outras abordagens que são semelhantes à testes sem broca podem envolver o uso de computadores para observar e modelar tendências em desempenho e tentar identificar um ponto de fracasso, que é o ponto ao qual a ROP é maximizada. Infelizmente, estas ferramentas e testes não provêem uma avaliação objetiva da taxa de perfuração potencial, só o ponto de fracasso do sistema de perfuração atual.

Por exemplo, os fatores que determinam ROP podem ser agrupados em fatores que criam ineficiência, tais como fatores ou limitadores de fracasso, e fatores que limitam entrada de energia. Fatores de exemplo que limitam entrada de energia incluem torque de composição de coluna de perfuração, eficiência de limpeza de furo, integridade de furo para levar a carga de cortes, avaliação pressão diferencial de motor de lama, avaliação de mancai de motor de lama, tamanho visado direcional, limites de velocidade máximas rotacional de registro enquanto perfurando (LWD), peso de BHA disponível, capacidade de operação de sólidos, e acionamento de topo ou avaliação de torque de mesa rotativa. Estes fatores limitam o sistema de perfuração se o limitadores de fracasso não ocorrerem quando o WOB é aumentado. Como tal, estes fatores são as limitações de projeto para um dado sistema de perfuração.

Enquanto os fatores que limitam entrada de energia poderiam eventualmente constranger o sistema de perfuração, os limitadores de fracasso são fatores que impedem o sistema de perfuração de alcançar o desempenho normalmente esperado para um sistema de perfuração que não é limitado em energia. O fracasso ou limitadores de fracasso podem incluir entupimento de broca, entupimento de furo de fundo, vibrações que são discutidas adicionalmente na Exposição de Pesquisa 492001, Exposição de Pesquisa 459049, e Artigo SPE 92194 (incorporado aqui por referência), e limitadores não relacionados a broca, qual são discutidos abaixo. Como descrito nestes artigos, entupimento de broca ou limpeza de estrutura de broca é uma condição na qual a acumulação de material dentro da estrutura cortante interfere com a transferência de energia à rocha. Quer dizer, a formação de detritos na estrutura cortante ou na broca e componentes associados pode limitar uma porção do WOB aplicado à estrutura cortante de alcançar a rocha. Por exemplo, se cortes de rocha não forem retirados da broca de perfuração, tal como uma das brocas de perfuração 110a-110n, a transferência de energia à rocha declina abaixo do valor esperado. O entupimento de broca pode ser diminuído a algum grau ajustando vários componentes de perfuração, tal como substituir os bocais e taxas de fluxo, para aumentar a hidráulica do equipamento de limpeza de broca.

Outro limitador de fracasso é entupimento de furo de fundo. Entupimento de furo de fundo é uma condição na qual a formação de material no fundo do furo de poço interfere com a transferência da energia da broca à rocha em baixo dela. Em particular, partículas finas são sujeitas abaixo ponto pela pressão diferencial de uma maneira semelhante a bolo de filtro.

Entupimento de furo de fundo pode ser diminuído a algum grau ajustando parâmetros operacionais, tais como velocidade rotacional de broca, utilizando brocas que não criam entupimento de furo de fundo sob as dadas condições, ou perfurando com um fluido leve de forma que cabeça hidrostática seja menos que pressão de poro no fundo do furo de poço.

Perda de fio de broca é uma condição onde a broca de perfuração é ineficiente porque o perfil de dente desgasta ou muda devido a efeitos da operação de perfuração de forma que a transferência de energia à rocha se torna menos eficiente. Perda de fio de broca difere de fracasso visto que fracasso é a perda de eficiência que ocorre só quando um conjunto específico de condições se desenvolve, enquanto perda de fio de broca faz a eficiência ser mais baixa sob todas as condições e durante todas as operações de perfuração. Embora o desempenho de uma broca cega possa ser mantido ajustando parâmetros de perfuração, a condição só pode ser diminuída completamente por substituição da broca.

Além disso, vários tipos de vibrações, tais como vibrações laterais, vibrações torcionais, e vibrações axiais podem ser outros limitadores de fracasso. Por exemplo, vibrações de rodopio são uma condição onde o sistema de perfuração gera um padrão de rodopio que interfere com a transferência de energia à rocha. Esta vibração de rodopio é um resultado da ponta de broca de perfuração não girar ao redor de seu centro, que resulta em uma perda de eficiência de corte. Este tipo de vibração pode ser tratado utilizando comprimentos de medida estendidos para melhorar estabilidade lateral, utilizando estabilizadores, motores de torque alto, e/ou um motor de alojamento dobrado a ângulo baixo. Ajustes em WOB ou RPM também podem reduzir rodopio. Vibrações torcionais ou de deslizamento de haste são uma condição que ocorre quando a coluna de perfuração oscila sobre o eixo da cadeia. A variação periódica resultante na velocidade rotacional da broca causa o processo de perfuração se tornar menos eficiente. Este tipo de vibração pode ser diminuído mudando parâmetros operacionais ou de perfuração, tal como reduzir WOB e/ou aumentar a velocidade rotativa, por exemplo. Além disso, componentes ou equipamento de perfuração podem ser mudados, tal como aumentar o diâmetro externo da coluna de perfuração para aumentar a rigidez torcional, ou utilizar uma ponta de broca projetada para criar menos torque. Finalmente, vibração axial é uma condição durante a qual oscilações periódicas ocorrem ao longo do eixo da coluna de perfuração de forma que a força aplicada à broca de broca varia. Ciclismo periódico desigual de força de perfuração aplicada à ponta broca resulta em uma redução de eficiência de perfuração. Este tipo de vibração pode ser diminuído mudando parâmetros operacionais, tal como reduzir WOB ou RPM, ou utilizando equipamento, tais como absorventes de choque. As várias formas de vibrações podem ser acopladas de forma que uma crie outra, que também pode resultar em um processo ou ferramenta usada para diminuir uma forma específica de vibração também causando outra forma de vibração declinar.

Além de limitadores de fracasso relacionados à broca discutidos acima, limitadores ou fatores de fracasso não de broca também podem estar presentes. Estes limitadores não de broca, são particularmente difíceis de lidar sistematicamente por causa de sua grande diversidade e da amplitude de perícia envolvida com tratar estes limitadores. Adicionalmente, outros limitadores não de broca podem incluir processos organizacionais, processos de comunicação, instabilidade de mão-de-obra de equipamento, constrangimentos contratantes, comportamento adverso de risco, e a falta de compartilhamento entre organizações. Em particular, processos organizacionais também podem ser considerados quando diminuição do problema envolve risco mecânico aumentado, mudanças significantes em práticas estabelecidas, ou um alto nível de treinamento técnico. Por conseguinte, até mesmo para estes limitadores não de broca, o fluxo de trabalho supracitado é utilizado para adicionalmente aumentar operações de perfuração.

Para aumentar as taxas de perfuração do sistema de perfuração 102a-102n identificando e tratando estes limitadores de fracasso, informação e dados medidos podem ser acessados para cada um dos poços individuais 104a-104n para aumentar as taxas de perfuração para esse poço. Como discutido na Exposição de Pesquisa 492001, Exposição de Pesquisa 459049, e Artigo SPE 92194, energia específica mecânica (MSE) é um cálculo matemático da energia que está sendo usada para perfurar um dado volume de rocha. Veja Exposição de Pesquisa 492001, Exposição de Pesquisa 459049, e Artigo SPE 92194. Esta relação de energia por volume de rocha é aproximadamente igual à resistência compressiva da rocha se a broca for perfeitamente eficiente. A MSE para um poço, tais como poços 104a-104n, pode ser desenhada em tempo real como progressos de perfuração pelo poço 104a-104n.

Além dos dados de MSE, outros dados medidos podem ser usados para avaliar a eficiência de perfuração de brocas de perfuração, tais como brocas de perfuração 11 Oa-110η. Como tal, a análise de dados de MSE junto com outros dados medidos pode ser usada para investigar ineficiências específicas em operações de perfuração. Os dados de MSE e outros dados medidos podem ser coletados de poços 104a-104n para detectar mudanças na eficiência do sistema de perfuração 102a-102n de uma maneira contínua. Os dados podem ser utilizados para melhorar desempenho de perfuração permitindo a parâmetros operacionais ótimos serem identificados; e prover os dados quantitativos utilizados para justificar valer em custo mudanças de projeto no sistema de perfuração para estender os limites atuais do sistema de perfuração. A análise dos dados de MSE junto com os outros dados medidos pode resultar em re-projetos em práticas de controle de poço, seleção de broca, projeto de montagem de furo de fundo (BHA), torque de composição, dimensionamento visado direcional e avaliações diferenciais de motor. Como tal, o uso de dados de MSE e outros dados medidos pode ser utilizado em uma família de práticas de planejamento de poço e operacionais ou de perfuração, que são coletivamente referidas como o "Processo de Broca Rápido". O uso de MSE e outros dados medidos por aumentar o ROP é adicionalmente descrito na Figura 2.

Figura 2 é um gráfico exemplar de limitadores de fracasso para um dos poços na Figura 1 de acordo com aspectos das técnicas presentes. Neste gráfico, que é referenciado aqui por numerai de referência 200, uma curva 206, que pode ser referida como uma curva sem broca, indica a relação nocional do ROP 202 contra WOB 204 para um projeto específico para um dado poço, tal como um dos poços 104a-104n. Ao longo desta curva 206, pontos diferentes se relacionam a colocações operacionais ou de perfuração diferentes. Por exemplo, o primeiro ponto 208 pode estar associado com avaliação diferencial de motor, um segundo ponto 210 pode estar associado com controle de alvo direcional, um terceiro ponto 212 pode estar associado com limpeza de furo, e um quarto ponto 214 pode ser um limitador de fracasso, tal como entupimento de broca, entupimento de furo de fundo e vibrações. Deste quarto ponto 214, um aumento em WOB 204 pode não aumentar significativamente o ROP 202 porque o ROP 202 ou limite de fracasso não pode ser resolvido por qualquer aumento em WOB 204.

A curva 206 pode ser utilizada para analisar o ROP para dados WOBs. Em uma primeira região, que é definida pelo WOB de zero até o WOB no primeiro ponto 208, pontas de broca são conhecidas serem ineficientes. Há várias teorias conhecidas na técnica sobre a causa desta ineficiência. Quando o WOB e profundidade resultante de corte (DOC) aumentam, a ponta de broca eventualmente chega a sua eficiência de pico, que é calculada comparando a energia teórica requerida para remover um dado volume de rocha à quantidade de energia usada pela broca para remover a rocha. Em uma segunda região, que é definida pelo WOB do primeiro ponto 208 ao quarto ponto 214, a curva 206 aumenta de uma maneira substancialmente linear entre o WOB 204 e ROP 202. Esta porção linear da curva 206 indica que a operação da broca é tão eficiente quanto é provável se tornar nas dadas condições. Ao longo desta região, o ROP aumenta substancialmente linearmente com aumentos em WOB, enquanto a eficiência de broca é inalterada. Nenhuma mudança ambiental pode ser feita ao sistema de perfuração para causar a broca aumentar a taxa de perfuração. Por exemplo, usar um fluido não aquoso não aumenta a taxa de perfuração mais que uma lama baseada em água com brocas idênticas. Por conseguinte, só uma mudança no WOB ou na RPM pode aumentar a taxa de perfuração. O terceiro segmento, que é definido pelo WOB do quarto ponto 214 ao fim da curva restante 206, está associado com um limitador de fracasso que inibe a transferência de energia da broca à rocha. Este ponto de fracasso está perto do ROP mais alto que pode ser provido pelo sistema de perfuração atual. Para aumentar o ROP além deste limitador de fracasso, o sistema de perfuração pode ser re-projetado par modificar componentes ou utilizar componentes diferentes para estender o limitador de ROP de forma que fracasso ocorra a um WOB mais alto. Como tal, o declive da curva sem broca pode ser utilizado para indicar um limitador de fracasso. Uma resposta substancialmente não linear em ROP para um aumento em WOB é uma indicação que o dado WOB está acima do ponto de fracasso.

Por exemplo, ao operar na segunda região da curva 206 da Figura 2, a broca está a eficiência de pico e as respostas de ROP para WOB aumentado são aproximadamente lineares. Nesta região, aumentos no ROP estão relacionados diretamente a aumentos no WOB. Operações nesta região são referidas como "não limitado a broca" e o resultado é chamado geralmente "perfuração de controle". Razões de exemplo para perfuração de controle poderiam incluir controle de alvo direcional, limpeza de furo, taxas de aquisição de dados de registro enquanto perfurando (LWD), capacidade de agitador, limitações de equipamento de operação de corte ou operação de sólidos.

Como um exemplo, um teste sem broca pode produzir a curva 206. Ao longo da curva 206, quando o ROP 202 pára de responder linearmente com WOB 204 crescente, um limitador de fracasso existe que limita o ROP ou taxa de perfuração. Como tal, este WOB 204 é tomado para ser a taxa de perfuração ótima com o sistema de perfuração atual. Porque só mudanças nos componentes e práticas de sistemas de perfuração podem aumentar o ROP 202, a análise de tendências de MSE junto com outros dados medidos, tais como dados de vibração, podem ser utilizadas para identificar o limitador de fracasso e aumentar a taxa de perfuração removendo o limitador de fracasso. Relacionar os dados de MSE em tempo real e outros dados medidos pode ser benéfico em determinar o limitador de fracasso e estender o ROP para o próximo limitador de fracasso.

Uma vez que o limitador de fracasso associado com o quarto ponto 214 seja resolvido, o ROP 202 pode ser estendido ao próximo limitador de fracasso, que é indicado por um quinto ponto 216. Quer dizer, os componentes de perfuração podem ser mudados para aumentar o ROP para outro limitador de fracasso que resulta em uma curva estendida 218. Usando este processo, um operador pode tratar um limitador de cada vez para adicionalmente aumentar operações de perfuração. Ao longo da curva 218, parâmetros operacionais ou de perfuração diferentes podem ser ajustados para adicionalmente estender o ROP acima do limite de fracasso da curva 206. Adicionalmente, curvas estendidas adicionais, tal coma curva 222, podem ser criadas por outras mudanças de componente de perfuração que tratam os outros limitadores de fracasso. Por exemplo, o sexto ponto 220 pode ser associado com durabilidade de broca crescente, peso de BHA disponível, torque de composição de coluna de perfuração, ou acionamento de topo de equipamento ou torque rotativo. Estes re-projetos de componente de perfuração podem ser utilizados para estender o limitadores de fracasso que reduzem eficiência e limitam o ROP. O processo de perfuração que utiliza este processo é discutido adicionalmente abaixo na Figura 3.

Figura 3 é um fluxograma exemplar do Processo de Broca Rápido utilizado para os poços da Figura 1 de acordo com aspectos das técnicas presentes. Este fluxograma, que é referido por numerai de referência 300, pode ser entendido melhor vendo simultaneamente as Figuras 1 e 2. Neste fluxograma 300, um processo de perfuração pode ser desenvolvido e utilizado para aumentar as operações de perfuração aumentando a taxa de perfuração dos poços 104a-104n. Quer dizer, a técnica presente provê um processo que aumenta a taxa de perfuração ou ROP solucionando limitadores de fracasso para estender o ROP. Por conseguinte, operações de perfuração executadas da maneira descrita podem reduzir ineficiência modificando operações de perfuração baseado em MSE e outros dados medidos.

O fluxograma começa no bloco 302. No bloco 303, um local de poço pode ser selecionado. Esta seleção pode incluir técnicas típicas para identificar um campo tendo hidrocarbonetos. Então, dados de poço são analisados, como mostrado no bloco 304. Os dados de poço podem incluir informação relativa a tipo de rocha, propriedades de rocha, MSE, vibração, WOB, RPM, torque de ROP, pressão de bomba, fluxo, peso de gancho e/ou outros dados medidos, que são discutidos adicionalmente abaixo. Os dados de poço que podem incluir dados em tempo real históricos e/ou gerados previamente, podem ser associados com o poço sendo ser perfurado atualmente, um poço perfurado previamente no mesmo campo ou campos semelhantes, e/ou poços sendo perfurados simultaneamente. Com os dados de poço, componentes de perfuração e práticas de perfuração podem ser selecionadas para o poço, como mostrado no bloco 306. Os componentes de perfuração podem incluir brocas, coluna de perfuração, colares de broca, estabilizadores, mandris, abridores de furo, jarros, equipamento de orientação direcional, ferramentas de medição de furo abaixo, ferramentas de medição de vibrações, forros de bomba, sistemas de retenção de pressão de superfície, equipamento de processamento de fluido, sistemas de aquisição de dados de perfuração digitais, e sistemas de controle automáticos de equipamento ou similares, que são discutidos adicionalmente abaixo. Semelhantemente, as práticas de perfuração podem incluir executar vários testes, tais como testes de Peso de MSE, testes de RPM de MSE, testes de Hidráulica de MSE, testes sem broca, e testes de taxa de perfuração ou similar, que também são discutidos adicionalmente abaixo. A seleção de componentes de perfuração e práticas de perfuração pode prover uma taxa de perfuração estimada para o poço.

No bloco 308, operações de perfuração podem começar. As operações de perfuração podem incluir instalar os sistemas de perfuração 102a-102n, perfurar os poços 104a-104n, executar práticas ou testes de perfuração para otimizar a operação ou coletar dados para suportar otimização futura, coletar amostras de núcleo, correr ferramentas para avaliar a formação, instalar cobertura, tubulação e equipamento de conclusão, conduzir análise de desempenho pós-furo e/ou arquivar aprendizagens das operações de perfuração. Durante as operações de perfuração, MSE e outros dados medidos podem ser monitorados no bloco 310. A monitoração do MSE e outros dados medidos pode ser conduzida em tempo real para prover ajuste reativo de operações de perfuração. Esta monitoração pode envolver transmitir o MSE e outros dados medidos a um engenheiro localizado em um local geograficamente remoto ou dentro de um reboque perto do poço. Dados também podem ser exibidos em vários locais ao redor do local de equipamento. Com o MSE e outros dados medidos, limites de fracasso, como entupimento de broca, vibrações e entupimento de furo de fundo podem ser identificados, como mostrado no bloco 312. A identificação do limite de fracasso pode se originar de um programa de computação ou um usuário, tal como um operador ou engenheiro de perfuração, monitorando o MSE e outros dados medidos. Este MSE e dados medidos podem ser apresentados por exibições gráficas para associar os dados de MSE junto com outros dados medidos, tais como dados de vibração, por exemplo.

Baseado no limite de fracasso identificado, mudanças de perfuração operações podem ser executadas para tratar um limitador de fracasso específico, como discutido no bloco 314. Estas mudanças ou ajuste das operações de perfuração incluem modificar componentes de perfuração, e/ou práticas de perfuração. Por exemplo, mudanças em operações de perfuração podem incluir mudar componentes de perfuração, tais como a broca 11 Oa-11 On, coluna de perfuração 112a-112n, ou sistema hidráulico utilizado para o poço. Adicionalmente, as mudanças em operações de perfuração podem incluir mudanças para estender os limites de equipamento de superfície para remover a carga de sólidos aumentada no fluido de perfuração, mudanças em práticas operacionais para melhorar a habilidade para remover rapidamente sólidos de broca do poço, mudanças de projeto de fluido de perfuração para aumentar a habilidade do fluido para vedar o furo de sondagem em formações permeáveis ao perfurar a altas taxas de broca, instalação de um mandril de rolo de baixa fricção na montagem de furo abaixo para reduzir certas vibrações, e/ou mudanças no número de juntas de colares de broca ou tubo de broca de peso pesado usado na montagem de perfuração para reduzir certas vibrações. Outros exemplos de possíveis mudanças são discutidos nas Figuras 5A-7K.

Então, mudanças nas operações de perfuração podem ser documentadas no bloco 316. A documentação pode incluir armazenar as mudanças em operações de perfuração em um banco de dados, servidor ou outro local semelhante que é acessível por outro pessoal associado com os sistemas de perfuração 102a-102n. Então, uma determinação é feita se a profundidade visada foi alcançada, como mostrado no bloco 318. A profundidade visada pode ser um local de sub-superfície específico, tal como um do reservatório de sub-superfície 108a-108n e/ou um local predeterminado ou de sub-superfície que o poço é pretendido alcançar. Porém, deveria ser notado que o MSE e outros dados medidos podem ser utilizados enquanto alargando o furo de poço para registro, alargando invólucro para fundo antes de cimentação, durante operações de re-trabalho, tal como perfurar fora tampões dentro um poço ou outro material. Quer dizer, o Processo de Broca Rápido pode estender por operações de cimentação e conclusão, ou qualquer operação corretiva subseqüente para a vida do poço ou poços dentro de um campo. Se a profundidade visada não foi alcançada, os dados de poço podem ser analisados novamente no bloco 304. Esta re-análise dos dados de poço pode ser executada de uma maneira contínua para estender o ROP solucionando limitadores de fracasso individuais, como discutido acima. Isto significa que os componentes de perfuração podem ser mudados uma ou mais vezes para um poço durante este processo. Por exemplo, as operações de perfuração podem envolver duas, três, quatro ou mais mudanças para diminuir ou remover limitadores de fracasso diferentes. Porém, se a profundidade visada foi alcançada, então o processo para otimizar desempenho no poço pode terminar no bloco 320. Se poços subseqüentes ou simultâneos forem para ser perfurados, os dados armazenados podem ser adicionalmente analisados para ajudar na seleção de componentes de perfuração ou práticas de perfuração para o outro poço.

Figura 4 é um sistema exemplar 400 utilizado com os sistemas de perfuração 102a-102n da Figura 1 de acordo com certos aspectos das técnicas presentes. Neste sistema 400, um dispositivo de engenharia 402 e vários dispositivos de sistema de perfuração 404a-404n podem ser acoplados juntos por uma primeira rede 410. O dispositivo de engenharia 402 pode ser utilizado para monitorar um ou mais dos dispositivos de sistema de perfuração 404a-404n, que são cada um associado com um dos sistemas de perfuração 102a-102n e poços respectivos 104a-104n.

O dispositivo de engenharia 402 e dispositivos de sistema de perfuração 404a-404n podem ser laptops, computadores de mesa, servidores, ou outros dispositivos baseados em processador. Cada um destes dispositivos 402 e 404a-404n podem incluir um monitor, teclado, mouse e outras interfaces do usuário para interagir com um usuário. Adicionalmente, os dispositivos 402 e 404a-404n podem incluir aplicativos que permitem a um usuário do dispositivo respectivo ver dados de MSE junto com outros dados medidos, que são discutidos adicionalmente abaixo. Por exemplo, contratantes que provêem equipamento e software para monitorar furo abaixo ou dados de perfuração de superfície podem modificar sistemas existentes para também exibir dados de MSE junto com outra metragem ou informação baseada em tempo. Exemplos de contratantes que podem prover esta exibição incluem registro enquanto perfurando, monitoração de vibrações furo abaixo, registro de lama, aquisição de dados de superfície, e contratantes de equipamento de perfuração. Como tal, cada um dos dispositivos 402 e 404a- 404n pode incluir memória para armazenar dados e outras aplicativos, tais como unidades de disco rígido, disquetes, CD-ROMs e outras mídias ópticas, fita magnética, e similares.

Porque cada um dos dispositivos 402 e 404a-404n pode ser localizado em locais geográficos diferentes, tais como locais de perfuração diferentes, edifícios, cidades, ou países, a rede 410 pode incluir dispositivos diferentes (não mostrados), tais como roteadores, chaves, pontes, por exemplo. Também, a rede 410 pode incluir uma ou mais redes locais, redes de área extensa, redes de área de servidor, ou redes de área metropolitana, redes de satélite,ou combinação destes tipos diferentes de redes. Os dispositivos 402 e 404a-404n podem se comunicar por um primeiro meio de comunicação, tal como IP, DecNET, ou outro protocolo de comunicação adequado. A conectividade e uso de rede 410 pelos dispositivos 402 e 404a-404n podem ser entendidos por aqueles qualificados na técnica.

Além de se comunicar entre si, cada um dos dispositivos 404a- 404n pode ser acoplado a um dos dispositivos medidores 406a-406n por uma rede separada, tal como redes de sistema de perfuração 408a-408n. Estas redes 408a-808n podem incluir dispositivos diferentes (não mostrados), tais como roteadores, chaves, pontes, por exemplo, que provêem comunicação de um do dispositivo medidor 406a-406n ao dispositivo respectivo 404a-404n.

Estes dispositivos 406a-406n medindo podem ser ferramentas desdobradas dentro dos poços respectivos 104a-104n para monitorar e medir certas condições, tais como RPM, torque, pressão, vibração, etc. Por exemplo, os dispositivos medidores 406a-406n podem incluir ferramentas de perfuração de furo abaixo usadas para controle direcional ou registro, tais como montagens dirigíveis rotativas, motores de alojamento curvado, ferramentas de monitoração de vibrações, ferramentas de registro enquanto perfurando, sistemas de monitoração de vibrações de superfície e sensores de superfície colocados para monitorar uma variedade de atividades de superfície. Estas ferramentas podem incluir acelerômetros que medem vibrações continuamente e em três eixos. Por conseguinte, os dispositivos 404a-404n e 406a-406n podem se comunicar pelo primeiro protocolo de comunicação e/ou um segundo protocolo de comunicação para trocar os dados medidos. A conectividade e uso de redes 408a-408n pelos dispositivos 402, 404a-404n e 406a-406n podem ser entendidos por aqueles qualificados na técnica.

Vantajosamente, o uso destes dispositivos 402 e 404a-404n pode prover um usuário com os dados de MSE e outros dados medidos, que são discutidos acima. Para adicionalmente descrever a apresentação e uso dos dados de MSE e outros dados medidos, vários exemplos específicos são providos abaixo. Nestes exemplos, o uso de dados de MSE em tempo real pode ser usado junto com outros dados medidos para determinar um limitador de fracasso para um sistema de perfuração, tal como um dos sistemas de perfuração 102a-102n. Em particular, Figuras 5A-5D descrevem a monitoração de um sistema de perfuração que encontra entupimento de broca, enquanto Figura 6 descreve a monitoração de um sistema de perfuração que encontra entupimento de furo de fundo. Figuras 7A-7K descrevem a monitoração de um sistema de perfuração que encontrou vários limitadores de vibração e limitadores de perda de fio de broca.

Por conseguinte, como a curva de MSE é a relação da RPM e WOB, as entradas para a equação podem ser medidas por dispositivo medidor 406a e providas para o dispositivo de sistema de perfuração 404a pela rede 408a. Quando perfuração progride, a curva de MSE calculada é exibida junto com outros dados medidos, tais como RPM, torque, ROP, WOB, pressão de bomba e/ou influxo na forma de curvas. Cada uma destas curvas pode ser gerada em escalas baseadas em tempo ou baseadas em metragem (isto é, profundidade) e exibida em um monitor associado com o sistema de perfuração 102a. Alternativamente, estas curvas também podem ser providas a pessoal remoto, tal como um engenheiro de perfuração usando o dispositivo 402 entre atualizações de 15 segundos. Por conseguinte, Figuras 5A-7K podem ser entendidas melhor vendo simultaneamente Figuras 1 e 4.

Figura 5A é um gráfico exemplar de dados de MSE exibidos juntos com outros dados medidos a um usuário no sistema de perfuração 102a. Neste gráfico, que é referido aqui como por numerai de referência 500, a curva de MSE 502 é exibida junto com outros dados medidos, tais como uma curva de RPM 504, curva de torque 506, curva de ROP 508, curva de WOB 510 e curva de influxo 512 ao longo de uma escala de profundidade 516. Estas curvas 502-512 são utilizadas juntas para identificar ineficiência de broca e aumentar a taxa de perfuração. Exibições alternativas também podem incluir curvas mostrando dados adicionais tais como vibrações, posição de gancho, pressão circulante de furo abaixo, e temperatura de furo abaixo.

Na Figura 5A, um intervalo de poço 104a é perfurado da mesma maneira como os 'offsets' previamente perfurados. O intervalo é perfurado com a broca IlOa sendo uma broca de 1-1-7-dentes de IADC, WOB de 9060 kg, e uma lama baseada em água. As camadas de rocha sendo perfuradas são macias, com resistências de rocha ambas nas areias e xistos de 20,7-34,5 Mpa. Se a broca 110a fosse eficiente, a curva de MSE 502 deveria ser uma linha reta com um valor de cerca de 20,7-34,5 MPa. Ao invés, a curva de MSE 502 aumenta a valores excedendo 172,5 MPa nos xistos e diminui para 34,5 MPa. Como resultado, o sistema de perfuração 102a utiliza a mesma quantidade de energia para perfurar os xistos como rochas com uma resistência compressiva de cerca de 172,5 MPa, embora a resistência de rocha seja 20,7-34,5 MPa. Esta ineficiência de broca indicada ou energia perdida que pode ser tratada por ação corretiva pelo operador.

Sob as técnicas presentes, uma determinação é feita baseado nos dados de MSE e dados medidos para aumentar operações de perfuração neste e outros poços subseqüentes, tais como poços 104b-104n. Por exemplo, porque a formação de cortes de xisto em sua superfície é removida quando a broca 110a entra na areia, a estrutura cortante fica eficiente novamente e o ROP diminui a aproximadamente 106 m/h, enquanto a curva de MSE 502 diminui a valores que estão perto da resistência de rocha. Por conseguinte, o limitador de fracasso para este sistema de perfuração 102a parece ser entupimento de broca porque a estrutura cortante parece ser enchida de detritos nos xistos, que tende a aderir à broca enquanto a broca remove corretamente nas areias. Re-projetar os componentes de perfuração para utilizar uma broca compacta de diamante policristalino (PDC) e hidráulica aumentada, os sistemas de perfuração subseqüentes, tais como sistemas de perfuração 102b-102n podem aumentar suas taxas de perfuração em poços subseqüentes, tais como poços 104b-104n.

Como um segundo exemplo, o MSE e outros dados medidos podem ser utilizados com testes metódicos para aumentar a taxa de perfuração de um poço, tal como poço 102a, mostrado na Figura 5B. Figura 5B é um segundo gráfico exemplar provido no sistema de perfuração da Figura 1 para criação de entupimento de broca de acordo com certos aspectos da técnica presente. Neste gráfico, que é referenciado aqui por numerai de referência 520, testes metódicos são utilizados como parte das práticas de perfuração para identificar limitadores de fracasso para o sistema de perfuração 102a. Na Figura 5B, a curva de MSE 522 é exibida junto com outros dados medidos, tais como uma curva de RPM 524, curva de torque 526, curva de ROP 528, curva de WOB 530, curva de pressão de bomba 532 e/ou curva de influxo 534 ao longo de uma escala de profundidade 536. Cada uma destas curvas 522- 534 é utilizada junto com os testes metódicos para identificar limitadores de entupimento de broca e aumentar a taxa de perfuração.

Na Figura 5B, um intervalo de poço 104a é perfurado depois da perfuração fora de invólucro de superfície com uma broca de 21,59 cm em lama baseada em água. Neste poço 104a, um "Teste de Peso de MSE" foi conduzido ao redor de 609 m a cerca de 640 m, que elevou o WOB de 5 2268 kg 4990 kg em incrementos de 907 kg, e um "Teste de RPM de MSE" foi conduzido então de cerca de 649 m 701 m elevando a velocidade rotativa de 60 para 120 RPM. Com respeito ao Teste de Peso de MSE, a curva de MSE 522 foi observada para aumentos nos valores de MSE correspondendo a aumentos na curva de WOB 530 que pode indicar que o sistema de perfuração 102a alcançou um limitador de fracasso. Com o Teste de RPM de MSE, a curva de MSE 522 foi observada para aumentos nos valores de MSE correspondendo a aumentos na curva de RPM 524, que pode indicar que o sistema de perfuração 102a alcançou um limite de fracasso. Baseado nestes testes, está claro que a curva de MSE 522 é inalterada durante Teste de Peso de MSE e Teste de RPM de MSE. Quer dizer, a broca 1 IOa estava operando aos mesmos níveis de eficiência a 30,48 m/h 60,96 m/h com o WOB diferente e até 121,92 m/h com as RPMs diferentes. Como tal, estes testes metódicos estabelecem que a broca ainda está executando eficazmente e está operando abaixo do ponto de fracasso. Além de confirmar que a broca ainda está eficiente, o MSE baixo demonstra que um aumento adicional em WOB é provável produzir um aumento linear em ROP. Porém, os valores altos na curva de MSE 522 ao redor de 548,6 m com a broca prévia são indicativos que os dentes na broca IlOa são entupimento de broca nos xistos. Como tal, a hidráulica no sistema de perfuração 102a pode ser modificada neste ou poços subseqüentes para aumentar as taxas de perfuração a mais de 152 m/h ao longo do furo de poço de produção. Por conseguinte, os testes metódicos podem ser utilizados junto com os dados de MSE e outros dados medidos para adicionalmente aumentar as operações de perfuração. Se o MSE não mudar quando WOB ou RPM é ajustada, o sistema de perfuração é mostrado ser eficiente e o WOB é aumentado adicionalmente. Se o MSE exibir uma mudança incrementai que excede a mudança potencial em resistência compressiva de rocha quando o WOB ou RPM é ajustada, a broca é conhecida estar em fracasso e ação corretiva pode ser tomada pelos operadores do sistema de perfuração. Equipamento e sistemas também podem ser modificados quando a oportunidade surge.

Como um terceiro exemplo, Figura 5C é um terceiro gráfico exemplar provido no sistema de perfuração da Figura 1 para fracasso de entupimento de broca de acordo com certos aspectos da técnica presente.

Neste gráfico, que é referenciado aqui por numerai de referência 540, entupimento de broca moderado foi identificado como o limitador de fracasso para o sistema de perfuração 102a. Na Figura 5C, a curva de MSE 542 é exibida junto com outros dados medidos, tal como uma curva de RPM 544, curva de torque 546, curva de ROP 548, curva de WOB 550, curva de raio de gama (GR) 552, curva de pressão de bomba 554 e/ou curva de influxo 556 ao longo de uma escala de profundidade 558. Cada uma destas curvas 542-556 é utilizada junto para identificar limitadores de fracasso de entupimento de broca e aumentar a taxa de perfuração.

Na Figura 5C, a curva de MSE 542 é mostrada para um intervalo de poço 104a, que é um intervalo de 31,1 cm. Neste exemplo, o sistema de perfuração 102a está usando a mesma quantidade de energia como se esta rocha macia tivesse uma resistência compressiva de 172,5 MPa. Ao redor de 1554 m, os operadores determinaram que a perda de energia era um resultado de entupimento de broca moderado e reduziram o WOB de cerca de 11340 kg a cerca de 3629 kg. A curva de MSE 542 diminuiu depois da modificação do WOB, que é indicativo de um aumento na eficiência de broca, e o ROP aumentou de cerca de 24,3 m/h a cerca de 30,4 m/h. Usando os dados de MSE e outros dados medidos, o operador foi capaz de aumentar a taxa de perfuração utilizando a MSE como um indicador de desempenho.

Neste exemplo, os operadores do sistema de perfuração 102a foram capazes de utilizar os dados de MSE e outros dados medidos para determinar certos níveis de desempenho para as operações de perfuração. Então, os operadores podem ajustar parâmetros operacionais e observar mudanças na curva de MSE 542. Por conseguinte, os parâmetros operacionais podem ser ajustados novamente a colocações às quais a curva de MSE 542 está a ou próxima a um valor mínimo.

Com os parâmetros operacionais otimizados para um MSE, re- projeto de engenharia do sistema de perfuração 102a pode ser revisado para prover melhorias adicionais à taxa de perfuração ou ROP, como discutido acima. Por exemplo, depois que os operadores determinaram que entupimento de broca ocorreu nas rochas calcárias macias, componentes de perfuração, tais como bocais e taxas de fluxo, são modificados para alcançar a potência hidráulica mais alta por polegada quadrada (HSI) possível com o equipamento de perfuração disponível. A potência hidráulica na broca pode ser mudada tanto aumentando o volume de fluxo pela broca, ou reduzindo o tamanho de bocal, assim a queda de pressão e velocidade para um dado fluxo são aumentadas. Ambas as modificações consomem a potência de bomba disponível. Em geral, taxa de fluxo é enfatizada em poços direcionais onde limpeza de furo é a prioridade. Neste exemplo, porque as bombas já estavam operando a sua potência de contrato produzida quando entupimento de broca foi observado, a taxa de fluxo foi reduzida para permitir a queda de pressão de bocal e HSI ser aumentado. Com hidráulica melhorada, o ponto de fracasso para entupimento de broca foi elevado agora para permitir aplicação consistente de WOB de 11340-20412 kg em contraste com 2268-11340 kg previamente.

Como um quarto exemplo, Figura 5D é um quarto gráfico exemplar provido no sistema de perfuração da Figura 1 para fracasso de entupimento de broca de acordo com certos aspectos da técnica presente. Neste gráfico, que é referenciado aqui por numerai de referência 560, entupimento de broca foi detectado novamente como um limitador de fracasso para o sistema de perfuração 102a. Na Figura 5D, a curva de MSE 562 é exibida junto com outros dados medidos, tais como a curva de RPM 564, curva de torque 566, curva de ROP 568, curva de WOB 570, curva de pressão de bomba 572 e/ou curva de influxo 574 ao longo de uma escala de profundidade 576. Cada uma destas curvas 562-574 é utilizada novamente junto para identificar limitadores de fracasso de entupimento de broca e aumentar a taxa de perfuração.

Na Figura 5D, a curva de MSE 562 é mostrada para um intervalo de poço 104a com o sistema de perfuração 102 usando uma broca 110a e um sistema hidráulico fixado para um HSI inicial de 0,8 HP/cm2. O poço 104a tinha sido perfurado previamente a uma taxa de registro com um ROP médio ao redor 45,7 m/h. Porém, porque os operadores observaram que a curva de MSE 562 tinha aumentado valores para certas profundidades entre 670 m 731 m, os operadores determinaram que a broca 1 IOa era entupimento de broca. Por conseguinte, um broca de substituição foi utilizada que incluía hidráulica tendo um bocal para um HSI de 1,78 HP/cm . Depois do re-projeto da hidráulica, a curva de MSE 562 de entre 731 m 792 m foi observada ser aproximadamente igual à resistência compressiva de rocha. Esta mudança na curva de MSE 562 indica que a estrutura cortante estava limpa por causa da hidráulica re-projetada. Como resultado, o ROP aumentou em areias e xistos a mais de cerca de 106 m/h para os próximos 914 m.

Figura 6 é um gráfico exemplar provido no sistema de perfuração da Figura 1 para entupimento de furo de fundo de acordo com certos aspectos da técnica presente. Neste gráfico, que é referenciado aqui por numerai de referência 600, MSE e outros dados medidos são utilizados com hidráulica diferente para determinar limitadores de fracasso para o sistema de perfuração 102a. Na Figura 6, a curva de MSE 602 é exibida junto com outros dados medidos, tais como uma curva de ROP 604, curva de RPM 606, curva de torque 608, curva de WOB 610, curva de gancho 612, curva de pressão de bomba 614, curva de porcentagem de fluxo 616, e/ou curva de influxo 618 ao longo de uma linha de tempo 620. Cada uma destas curvas 602-618 é utilizada novamente junto para identificar limitadores de fracasso e aumentar a taxa de perfuração.

Na Figura 6, a curva de MSE 602 é mostrada para um intervalo do poço 104a que tem uma broca 11 Oa que é um broca de inserto de 20 cm. Esta broca 110a está perfurando em uma formação de sub-superfície tendo resistência de rocha de 25 172,5 MPa com uma lama baseada em água. Neste gráfico 600, a curva de MSE 602 é elevada a cerca de 5520 MPa, que indica que um limitador de fracasso está restringindo o ROP. Porque entupimento de broca não ocorre tipicamente em rocha muito dura e a curva de MSE 602 não exibe oscilações esporádicas que indicam tipicamente vibração, o limitador de fracasso é provável ser entupimento de furo de fundo. Quer dizer, a broca IlOa parece estar girando em material que é retido ao fundo do furo de poço por pressão diferencial e de fato não entra em contato com a rocha abaixo do material finamente moído. O sistema de perfuração foi substituído em um poço subseqüente com um tipo diferente de broca e uma turbina de alta velocidade, que é um sistema mais efetivo para condições de entupimento de fundo de furo. Vigilância da curva de MSE permitiu a natureza do problema ser entendida, e quantificar o outro sistema de perfuração habilitado por severidade ser justificado em custo.

Além dos exemplos de entupimento de furo de fundo e entupimento de broca discutidos acima, vibrações são outro limitador de fracasso que introduz ineficiência no sistema de perfuração. Como notado acima, vibrações tendem a gerar variações grandes em torque e MSE. Vibrações são um dos limitadores de fracasso principais que restringem a taxa de perfuração e monitorar os dados de vibração com dados de MSE pode aumentar adicionalmente o processo de perfuração.

Por exemplo, o operador do sistema de perfuração 102a pode modificar parâmetros de perfuração, tais como WOB, velocidade rotativa ou outros parâmetros operacionais, a um nível eficiente para diminuir os efeitos de vibração. A adição de dados de MSE permite ao operador determinar claramente o efeito de vibrações na eficiência do sistema de perfuração e provê uma perspectiva adicional em mudanças nos componentes de perfuração. Quer dizer, os dados de MSE podem ser utilizados para identificar mudanças de projeto para reduzir ou constranger a influência de vibrações em limitar a taxa de perfuração para o poço. Tipos diferentes de fracasso de vibração e perda de fio de broca são discutidos nos exemplos seguintes associados com as Figuras 7A-7K. Figura 7 A é um primeiro gráfico exemplar provido no sistema de perfuração da Figura 1 para fracasso de vibração de acordo com certos aspectos da técnica presente. Neste gráfico, que é referenciado aqui por numerai de referência 700, dados de MSE e outros dados medidos são utilizados para determinar limitadores de fracasso de vibração para o sistema de perfuração 102a. Na Figura 7A, a curva de MSE 702 é exibida junto com outros dados medidos, tais como uma curva de RPM 703, curva de torque 704, curva de ROP 705, curva de WOB 706, curva de pressão de bomba 707, e/ou curva de influxo 708 junto com escala de profundidade 709. Cada uma destas curvas 702-708 é utilizada novamente junto para identificar limitadores de fracasso e aumentar a taxa de perfuração.

Figura 7A mostra que uma série de testes de Peso de MSE e RPM de MSE são executados em rocha de 34,5 MPa a 69 MPa. Este exemplo demonstra alguns comportamentos de vibração geralmente observados, que é indicado da curva de MSE 702 e testes de perfuração envolvendo mudar o WOB. Como mostrado neste gráfico 700, os valores da curva de MSE 702 eram inicialmente cerca de 207 MPa a cerca de 276 MPa 2469 m de 2469 m a 2520 m. Quando o WOB foi diminuído a 2520 m, os valores na curva de MSE 702 diminuíram a uma gama entre 103,5 MPa 172,5 MPa e os valores da curva de ROP 705 aumentaram. Os valores da curva de WOB 706 foram então aumentados a seu valor original a 2591 m, que resultou nos valores da curva de MSE 702 aumentando e os valores da curva de ROP 705 diminuindo. A 2615 m, o WOB foi diminuído, e os valores da curva de MSE 702 aumentados acima dos níveis prévios.

As mudanças no WOB durante as operações de perfuração proveram os operadores com informação valiosa sobre o desempenho do sistema de perfuração. Por exemplo, as mudanças no WOB de 2469 m a cerca de 2591 m indicam que o fracasso de vibração estava ocorrendo e retornou com o ajuste ao WOB. Adicionalmente, a redução do WOB de 2469 m para 2636 m indica que uma profundidade inadequada de corte (DOC) ou rodopio severo estava ocorrendo dentro do poço 104a. Dos testes de perfuração, os valores de ROP mais altos são providos em uma gama de cerca de 5443 kg 6804 kg. Adicionalmente, os testes de perfuração indicam que diminuição de vibração era a causa da mudança em ROP e não mudanças em resistência de rocha porque a resistência de rocha não poderia ter declinada por 103,5 MPa. Por conseguinte, para aumentar a taxa de perfuração adicionalmente, uma mudança de projeto de componentes de perfuração pode ser executada para eliminar ou constranger vibrações a um WOB mais alto que 6804 kg. Figura 7B mostra um segundo exemplo de usar os dados de

MSE junto com outros dados medidos para determinar limitadores de fracasso de vibração. Na Figura 7B, um gráfico, que é referenciado aqui por numerai de referência 710, apresenta MSE e outros dados medidos que são utilizados para determinar limitadores de fracasso de vibração para o sistema de perfuração 102a. Na Figura 7B, a curva de MSE 712 é exibida junto com outros dados medidos, tais como uma curva de RPM 713, curva de torque 714, curva de ROP 715, curva de WOB 716, curva de pressão de bomba 717, e/ou curva de influxo 718 ao longo de uma escala de profundidade 719. Cada uma destas curvas 712-718 é utilizada novamente junto para identificar limitadores de fracasso de vibração e aumentar a taxa de perfuração.

Figura 7B inclui testes de WOB de MSE e RPM de MSE utilizados para avaliar o desempenho das operações de perfuração em uma formação tendo resistência de rocha em uma gama de 34,5 MPa 69 MPa. Neste exemplo, o poço 102a é um furo de poço de 21,6 cm dentro de rocha tendo uma resistência de rocha compressiva de 34,5 MPa. A curva de MSE 712 é inicialmente cerca de 1725 MPa com picos de até cerca de 3450 MPa 3017 m 3078 m. Como parte do teste de WOB de MSE, o WOB foi aumentado e a velocidade rotativa diminuída ao redor de 3109 m, que é um típico operacional para diminuição para vibrações de rodopio. Como resultado deste teste, os valores da curva de MSE 712 diminuíram e valores da curva de ROP 715 aumentaram.

As mudanças no WOB e RPM durante a perfuração proveram os operadores com informação valiosa sobre o desempenho do sistema de perfuração. A natureza das vibrações é determinada da maneira na qual o MSE responde a estas mudanças em parâmetros de perfuração. Por exemplo, a curva de MSE 712de3017m3109m indica uma alta perda de energia, mas não indica a natureza específica das vibrações. Não era conhecido que rodopio era a causa até que o WOB foi aumentado e o MSE declinado, que é a resposta esperada se a condição inicial fosse rodopio. Se a condição inicial tivesse sido dominada por vibrações de haste-gume, o MSE e perda de energia de vibração teriam aumentado. Alguma da resposta de ROP pode ser explicada sem a curva de MSE 712 porque valores de ROP aumentam normalmente com WOB aumentado em uma relação proporcional. Porém, a resposta de ROP é desproporcionalmente alta na gama de 3109 m 3154 m, e os valores da curva de MSE 712 diminuíram ao longo desta mesma gama. Por conseguinte, a curva de MSE 712 e valores na curva de WOB 716 e curva de ROP 715 indicam que a broca simplesmente não perfurou mais rapidamente devido a WOB aumentado, mas era mais eficiente. Assim, o teste de WOB de MSE e RPM de MSE podem ser executados para diminuir fracasso de vibração ou prover justificação adicional para modificar o sistema de perfuração para aumentar a taxa de perfuração.

Neste exemplo, uma tendência de linha base pode ser observada na curva de MSE 712, na qual os valores de MSE estão geralmente aumentando com profundidade. Este aumento é devido à fricção de coluna de perfuração aumentada quando o contato cumulativo entre tubo e parede de furo de sondagem aumentou com profundidade. Quando perdas de fricção grandes estão presentes, os valores de MSE podem exceder resistência de rocha. Isto não abate do uso dos dados de MSE porque no método descrito, os dados de MSE só são usados como uma indicação relativa de eficiência e com outros dados medidos. Se mudanças forem feitas em parâmetros operacionais e o MSE declinar ou aumentar, o processo se tornou mais eficiente. Assim, a resposta relativa dos valores de MSE é usada para ajudar com decisões operacionais, e não seu valor absoluto.

Figura 7C mostra um terceiro exemplo de usar os dados de MSE junto com outros dados medidos para determinar limitadores de fracasso de vibração. Na Figura 7C, um gráfico, que é referenciado aqui por numerai de referência 720, apresenta MSE e outros dados medidos que são utilizados para determinar limitadores de fracasso de vibração para o sistema de perfuração 102a. Na Figura 7C, a curva de MSE 722 é exibida junto com outros dados medidos, tais como uma curva de RPM 723, curva de torque 724, curva de ROP 725, curva de WOB 726, curva de pressão de bomba 727, e/ou curva de influxo 728 ao longo de uma escala de profundidade 729. Cada uma destas curvas 722-728 é utilizada novamente junto para identificar limitadores de fracasso de vibração e aumentar a taxa de perfuração.

Figura 7C inclui testes de WOB de MSE e RPM de MSE utilizados para avaliar as operações de perfuração em uma formação tendo resistência de rocha em uma gama de cerca de 6,9 MPa a 69 MPa. Neste exemplo, vibrações de rodopio ocorrem quando uma broca 110a, que era uma broca de PDC agressiva, encontra um primeiro intervalo de rocha tendo uma resistência de rocha ao redor de 20,7 MPa 55,2 MPa. No primeiro intervalo, os valores da curva de MSE 722 aumentaram por mais de 345 MPa, indicando o começo de fracasso de vibração. O operador aumentou o WOB para manter níveis de ROP. Este ajuste danificou severamente a broca IlOa dentro de 30,48 m de perfuração. Registros de calibrador coletados pelo sistema de perfuração 102a para este intervalo indicaram que um furo de poço maior foi formado neste intervalo por uma broca rodopiando.

Em operações de perfuração subseqüentes no mesmo poço 104a, outra formação de rocha tendo propriedades semelhantes foi encontrada 152,4 m mais fundo que o primeiro intervalo. Baseado na curva de MSE 722, valores de WOB e RPM foram diminuídos para prevenir dano à broca 110a. Depois que a curva de MSE 722 indicou que as operações de perfuração penetraram no segundo intervalo, parâmetros de perfuração foram retornados aos níveis prévios para retomar operações de perfuração aos níveis ótimos para o poço 104a. Quando a broca 1 IOa foi puxada do poço 104a depois que a profundidade visada foi alcançada, a broca 11 Oa não parecia estar danificada. Como tal, o uso dos dados de MSE junto com os outros dados medidos pode ser útil para indicar intervalos específicos que provêem limitadores de fracasso.

Figura 7D mostra um quarto exemplo de usar os dados de MSE junto com outros dados medidos para determinar limitadores de fracasso de vibração. Na Figura 7D, um gráfico, que é referenciado aqui por numerai de referência 730, apresenta MSE e outros dados medidos que são utilizados para determinar limitadores de fracasso de vibração para o sistema de perfuração 102a. Na Figura 7D, a curva de MSE 732 é exibida com uma curva de vibrações 733 e curva de ROP 734 ao longo de uma escala de profundidade 735. Cada uma destas curvas 732-734 é utilizada junto para identificar limitadores de fracasso de vibração e aumentar a taxa de perfuração.

Figura 7D inclui outros aspectos das técnicas presentes que podem utilizar a curva de MSE 732 com a curva de vibração 733 para aumentar a taxa de perfuração. Até recentemente, poucas ferramentas de monitoração de vibração transmitiam advertências de vibração até acelerações de 25-50 g's (gravidade) onde observado porque as vibrações àquele nível podem danificar componentes ou ferramentas de perfuração.

Conseqüentemente, muitos operadores não estão geralmente cientes que as vibrações podem limitar o ROP. Adicionalmente, enquanto entupimento de broca é fácil de reconhecer e pode ser diminuído com uma variedade de técnicas, vibrações são freqüentemente mais sutis e difíceis de distinguir de mudanças em resistência compressiva de rocha. Também, tendências de vibração podem mudar com litologia, a cabeça hidrostática do fluido de perfuração, e outros fatores, que podem envolver mudanças freqüentes em WOB e RPM. Esta complexidade, que pode envolver teste contínuo e análise de relações complexas, resulta em vibrações serem difíceis de detectar e tratar corretamente re-projetando o sistema de perfuração.

Neste exemplo, como mostrado na curva de vibração 733, a amplitude das vibrações que podem reduzir valores da curva de ROP 734 pode ser pequena. Uma correlação entre a curva de MSE e curva de vibração 733 é mostrada claramente em profundidades de 2499 m 2575 m. Os níveis de vibração causando a ineficiência são geralmente menos de 3 g's. Em particular, as amplitudes de vibração nas profundidades de 2545 m 2560 m são relativamente altas, enquanto os valores da curva de MSE 732 permanecem relativamente baixos. Estes variações de amplitude podem ser uma indicação de deslizamento de haste, que pode ser uma forma de vibrações torcionais como discutido acima. Por conseguinte, a combinação de dados de vibração e dados de MSE provê a compreensão técnica do limitador de fracasso, que não é sempre evidente de uma avaliação de dados de vibração e dados de MSE separadamente. Por conseguinte, baseado na combinação deste tipo de informação, mudanças de projeto para os componentes de perfuração podem ser justificadas em custo para aumentar as taxas de perfuração.

Figura 7E mostra um quinto exemplo de usar os dados de MSE junto com outros dados medidos para determinar limitadores de fracasso de vibração. Na Figura 7E, um gráfico, que é referenciado aqui por numerai de referência 740, apresenta MSE e outros dados medidos que são utilizados para determinar limitadores de fracasso de vibração para o sistema de perfuração 102a. Em particular, a curva de MSE 742 é exibida junto com outros dados medidos, tais como uma curva de torque 743, curva de WOB 744, curva de pressão de bomba 745, curva de influxo 746, curva de vibração axial 747, curva de vibração lateral 748, vara deslize curva de vibração de deslizamento de haste 749 e/ou curva de ROP 750 junto com uma linha de tempo 751. Cada uma destas curvas 742-750 é utilizada novamente junto para identificar limitadores de fracasso de vibração e aumentar a taxa de perfuração.

Figura 7E inclui outros aspectos das técnicas presentes que podem utilizar a curva de MSE 742 junto com dados de vibração, tais como curva de vibração axial 747, curva de vibração lateral 748 e curva de vibração de deslizamento de haste 749, para análise e identificar fracasso de vibração. Neste exemplo, o sistema de perfuração 102a inclui um dispositivo medidor 406a, que é um sistema de monitoração de vibrações de furo abaixo que foi modificado para exibir dados de MSE junto com dados de vibração em tempo real. Inicialmente, os valores da curva de MSE 742 são cerca de 345 MPa em rocha com uma resistência compressiva menos que 207 MPa. Estes valores de MSE elevados podem ser associados com arrasto de coluna de perfuração em um poço direcional. Por conseguinte, ajustar parâmetros operacionais pode prover clarificação para determinar se a broca está eficiente. A um momento de 13:12 horas na linha de tempo 751, o WOB aumenta de 5443 kg para 6350 kg, que resulta nos valores da curva de MSE 742 diminuindo de 345 MPa a cerca de 276 MPa e os valores da curva de ROP 750 aumentando. Além destas mudanças, os valores da curva de vibração lateral 748 também diminuem uma vez que o WOB foi ajustado. Quando o WOB aumenta gradualmente de 13:12 horas para 13:57 horas na linha de tempo 751, os valores da curva de MSE 742 continuaram diminuindo junto com o WOB. Então, às 13:57 horas na linha de tempo 751, o WOB aumenta com os valores da curva de MSE 742 diminuindo e os valores da curva de ROP 750 aumentando. Neste exemplo, as mudanças na curva de MSE 742, curva de vibração lateral 748, e curva de ROP 750 indicam que o limitador de fracasso é rodopio. Em particular, a resposta das curvas a mudanças no WOB indica que a broca IlOa estava inicialmente fracassando e se tornou mais eficiente quando WOB aumentou. Se a eficiência de broca não tivesse mudado, os valores da curva de MSE 742 não deveriam ter mudado. Também, as mudanças nos valores da curva de ROP 750, que é cerca de 100%, são desproporcionados aos aumentos nos valores na curva de WOB 744, que é cerca de 16%. Este aumento desproporcionado é um resultado da broca se tornando fundamentalmente mais eficiente no WOB aumentado.

Adicionalmente, os valores da curva de vibração lateral 748 confirmam um nível inicial de rodopio, que foi reduzido a um nível mínimo quando o WOB aumenta. Também deveria ser notado que as ferramentas de monitoração de vibrações de furo abaixo não estão instaladas para relatar os baixos níveis de vibração de broca que é comum a ferramentas de LWD. A vantagem de acelerômetros de furo abaixo é uma clara indicação do tipo de vibração que está ocorrendo, enquanto alguma experimentação é utilizada para determinar o tipo de vibração da curva de MSE 742. Porém, a curva de MSE 742 apresenta claramente o grau que a vibração está afetando desempenho de perfuração. Como tal, o uso da curva de MSE junto com curva de vibração, tais como a curva de vibração axial 747, curva de vibração lateral 748 e curva de vibração de deslizamento de haste 749, é complementar.

Figura 7F mostra um sexto exemplo de usar os dados de MSE junto com outros dados medidos para determinar limitadores de fracasso de vibração. Na Figura 7F, um gráfico, que é referenciado aqui por numerai de referência 760, inclui MSE e outros dados medidos que são utilizados para determinar limitadores de fracasso de vibração para o sistema de perfuração 102a. Em particular, a curva de MSE 762 é exibida junto com outros dados medidos, tais como uma curva de RPM 763, curva de torque 764, curva de WOB 765, curva de peso de gancho 766, curva de pressão de tubo mantida (SPP) 767, curva de influxo 768, curva de ROP (em minutos/pé) 769, curva de ROP (em pé/h) 770 ao longo de uma escala de profundidade 771. Cada uma destas curvas 762-770 é utilizada novamente junto para identificar limitadores de fracasso de vibração e aumentar a taxa de perfuração.

Neste exemplo, o WOB era inicialmente 11340 kg, que é um peso razoável para aplicar a uma broca de perfuração de PDC de 21,6 cm. Os valores da curva de MSE 762 são desproporcionados a 3450 MPa, que indicaram ineficiência em rocha de resistência de 69 MPa. Se a formação for rocha de resistência mais dura, tal como o anidrita de Hith, anidrita de Khail e dolomitas e anidritas de Khuff, rodopio pode ser o limitador de fracasso. Para verificar o limitador de fracasso, o WOB foi aumentado gradualmente a 15876 kg, enquanto os valores da curva de MSE 762 diminuíram a 1380 MPa e os valores da curva de ROP 770 aumentaram de cerca de 7,62 m/h 22,86 m/h. Porque o WOB está chegando ao limite indicado do fabricante, o WOB não é aumentado adicionalmente e diminuição adicional do rodopio restante pode envolver um re-projeto do sistema de perfuração. Por exemplo, um motor com uma curva de direção de 1,22 grau nele pode ser substituído com colocações de 0,78 a 1,0 grau para reduzir desequilíbrio rotacional que cria alguma da tendência de rodopio. Em alguns intervalos, a trajetória e tamanhos visados podem ser modificados para permitir a motores dirigíveis serem substituídos por motores de torque alto retos. Estas mudanças de componente de perfuração podem aumentar a eficiência de broca e aumentar a taxa de perfuração.

Figura 7G mostra um sétimo exemplo de usar os dados de MSE junto com outros dados medidos para estender a limitadores de fracasso de vibração. Na Figura 7G, um gráfico, que é referenciado aqui por numerai de referência 780, apresenta MSE e outros dados medidos que são utilizados para estender limitadores de fracasso de vibração para o sistema de perfuração 102a. Em particular, a curva de MSE 782 é exibida junto com outros dados medidos, tais como uma curva de RPM de broca 783, curva de torque 784, curva de WOB 785, curva de peso em gancho (WOH) 786, curva de SPP 787, curva de influxo 788, curva de afluxo 789, curva axial 790, curva lateral 791, curva de deslizamento de haste 792 e/ou curva de ROP 793 ao longo de uma escala de profundidade 794. Cada uma destas curvas 782-793 é utilizada novamente junto para identificar limitadores de fracasso de vibração e aumentar a taxa de perfuração.

Neste exemplo, a mudança de componentes de perfuração estende o limitador de fracasso e aumenta a taxa de perfuração. Em particular, um motor com uma curva de direção de 0,78 grau foi puxado e substituído por um motor reto para um furo de poço de 21,6 cm. Como mostrado na Figura 7G, ao redor de 2560 m, os valores da curva de MSE 782 diminuem de cerca de 552 MPa 207 MPa, os valores da curva de WOB 784 diminuem de 18144 kg 9072 kg, e os valores da curva de ROP 793 aumentam de 15,2 m/h 30,4 m/h. Quando o limite de fracasso é rodopio, a substituição do motor aumenta o ROP e além de níveis prévios.

Figura 7H mostra um oitavo exemplo de usar os dados de MSE junto com outros dados medidos para estender os limitadores de fracasso de vibração. Na Figura 7H, um gráfico, que é referenciado aqui por numerai de referência 800, apresenta MSE e outros dados medidos que são utilizados para estender limitadores de fracasso de vibração para o sistema de perfuração 102a. Em particular, a curva de MSE 802 é exibida junto com outros dados medidos, tais como uma curva de RPM 803, curva de torque 804, curva de WOB 805, curva de RPM de broca 806, curva de SPP 807, curva de bomba de fluxo 808, curva axial 809, curva lateral 810, curva de deslizamento de haste 811 e/ou curva de ROP 812 ao longo de uma escala de profundidade 813. Cada uma destas curvas 802-812 é utilizada novamente junto para identificar limitadores de fracasso de vibração e aumentar a taxa de perfuração.

Neste exemplo, um sistema de perfuração 102a tendo um dispositivo medidor 406a para um furo de poço de 31,1 cm é utilizado. Os valores na curva de MSE 802 indicam que vibrações, que são vibrações torcionais ou deslizamento de haste, são um limitador de fracasso para este intervalo do sistema de perfuração 102a. Em particular, os valores iniciais na curva de MSE 802 estão acima de 690 MPa, enquanto o dispositivo medidor, que é uma ferramenta de monitoração de vibrações de furo abaixo indica um nível alto de deslizamento de haste e um nível moderado de rodopio. Por conseguinte, a cerca de 1580 m, o WOB é diminuído de cerca de 20412 kg 15876 kg, que resulta em uma diminuição nos valores da curva de MSE 802 e da curva de deslizamento de haste 811. Também, os valores da curva de ROP 812 aumentam de 7,62 m/h para mais de 61 m/h. Assim, os dados de vibração e dados de MSE são utilizados juntos para aumentar o ROP.

Figura 71 mostra um nono exemplo de usar os dados de MSE junto com outros dados medidos para estender os limitadores de fracasso de vibração. Na Figura 71, um gráfico, que é referenciado aqui por numerai de referência 820, apresenta MSE e outros dados medidos que são utilizados para estender limitadores de fracasso de vibração para o sistema de perfuração 102a. Em particular, a curva de MSE 822 é exibida junto com outros dados medidos, tais como uma curva de torque 823, curva de WOB 824, curva de peso de gancho 825, curva de pressão de bomba 826, curva de influxo 827, curva de afluxo 828, curva axial 829, curva lateral 830, curva de deslizamento de haste 831 e/ou curva de ROP 832 ao longo de um linha de tempo 833. Cada uma destas curvas 822-832 é utilizada novamente junto para identificar limitadores de fracasso de vibração e aumentar a taxa de perfuração.

Neste exemplo, um sistema de perfuração 102a inclui dados de um dispositivo medidor 406a em um poço. Como mostrado pelos valores da curva de MSE 822 e curva de deslizamento de haste 831, mudanças nos valores na curva de WOB 824 diminuem o ROP. Isto indica que o limitador de fracasso é deslizamento de haste e uma quantidade moderada de rodopio, que ocorrem durante o aumento no WOB. Enquanto deslizamento de haste pode ser diminuído aumentando velocidade rotativa, uma combinação de velocidade de broca e WOB pode ser equilibrada para determinar que não desenvolve rodopio ou deslizamento de haste.

Adicionalmente, enquanto era possível maximizar o ROP para estes limitadores de fracasso ajustando os parâmetros de perfuração, várias mudanças de componente de perfuração podem ser utilizadas para adicionalmente aumentar o ROP. Por exemplo, outras mudanças de componente de perfuração podem incluir estender comprimentos de medida de broca para melhorar estabilidade lateral, utilizar estabilizadores perto de broca que giram com a broca em montagens retas em lugar de estabilizadores de luva, e utilizar motores de torque alto de forma que o sistema não seja limitado por diferencial de motor quando o rodopio é diminuído efetivamente. Adicionalmente, outras mudanças de componente de perfuração podem incluir áreas de medição de broca cônica, áreas de medição de broca espiralada, utilizar sub-choques, mudar local de componentes de coluna de perfuração, mudar reologia fluido ou incluir aditivo no fluido para modificar comportamento de vibração ou mudar a massa ou rigidez dos componentes de coluna de perfuração. Uma medida do sucesso de esforços de diminuição de rodopio e deslizamento de haste é o grau de broca melhorada apesar do WOB alto sendo aplicado.

Figura 7J mostra um décimo exemplo de usar os dados de MSE junto com outros dados medidos para estender limitadores de fracasso de vibração. Na Figura 7J, um gráfico, que é referenciado aqui por numerai de referência 840, apresenta MSE e outros dados medidos que são utilizados para estender limitadores de fracasso de vibração para o sistema de perfuração 102a. Em particular, a curva de MSE 842 é exibida junto com outros dados medidos, tais como uma curva de RPM 843, curva de torque 844, curva de ROP 845, curva de WOB 846, curva de pressão 847, curva de fluxo 848, curva axial 849, curva lateral 850 e/ou curva de deslizamento de haste 851 ao longo de um linha de tempo 852. Cada uma destas curvas 842-851 é utilizada novamente junto para identificar limitadores de fracasso de vibração e aumentar a taxa de perfuração.

Neste exemplo, um sistema de perfuração 102a tendo um dispositivo medidor 406a é utilizado dentro de um furo de poço. Inicialmente, os valores da curva de MSE 842 são cerca de 69 MPa. Quando vibrações axiais ocorrem, como mostrado na curva axial 849, as operações de perfuração encontram um intervalo duro de formação, tal como um veio de dolomita. O WOB aumenta de 4536 kg a 11340 kg e os valores na curva de MSE 842 aumentam a cerca de 241,5 MPa, que pode estar perto da resistência de rocha no veio de dolomita. Quando WOB foi diminuído a cerca de 6804 kg 9072 kg, vibração axial na curva axial 849 diminuiu e o ROP aumentou por conseguinte.

Figura 7K mostra um exemplo de usar os dados de MSE junto com outros dados medidos para determinar perda de fio de broca. Na Figura 7K, um gráfico, que é referenciado aqui por numerai de referência 860, apresenta MSE e outros dados medidos utilizados para determinar limitadores de fracasso para o sistema de perfuração 102a. Em particular, a curva de MSE 862 é exibida junto com outros dados medidos, tais como a curva de RPM 863, curva de torque 864, curva de ROP 865, curva de WOB 866, curva de pressão de bomba 867, e/ou curva de influxo 868 ao longo de uma escala de profundidade 869. Cada uma destas curvas 862-868 é utilizada novamente junto para identificar perda de fio de broca e aumentar a taxa de perfuração.

Figura 7K inclui outros aspectos das técnicas presentes que podem utilizar a curva de MSE 862 para análise e identificam tendências de perda de fio de broca. Neste exemplo, uma broca 110a é uma broca de inserto de 21,6 cm, que é utilizada em uma formação tendo resistência de rocha de 138 MPa. Neste exemplo particular, torque alto de coluna de perfuração para um poço direcional 104a e vibrações foram detectadas. Porque consumo de energia tende a aumentar continuamente através dos últimos 15,2 m a 30,4 m para um broca cega, uma broca tende a ser eficiente pela maioria de sua operação. Porém, uma vez que perda de fio começa, o perfil cortante muda rapidamente e a broca fica ineficiente dentro de um período mais curto de tempo. Por conseguinte, como mostrado na curva de MSE 862 ao redor de 3383 m 3404 m, os valores da curva de MSE 862 aumentam, enquanto os valores do curva de ROP 865 diminuem. Uma vez que a broca seja substituída, a curva de MSE 862 e curva de ROP 865 estabilizam além de 3404 m. Por conseguinte, o conhecimento do operador da vida de broca esperada junto com o MSE e outros dados medidos pode ser utilizado para aumentar taxas de perfuração evitando limitadores de fracasso.

Deveria ser notado que vigilância de dados de MSE e outros medidos é aplicável a uma variedade de poços. Por exemplo, os poços podem incluir poços verticais e de direção. Adicionalmente, vigilância de dados de MSE e outros medidos podem ser utilizados para tipos de rocha diferentes, profundidades diferentes, e com brocas para furos de poço de tamanho diferente.

Como outra concretização, os dispositivos de sistema de perfuração 404a-404n podem ser acoplados a outros componentes no sistema de perfuração 102a-102n para automatizar o processo de perfuração. Por exemplo, muitos parâmetros são controlados pela taxa de alimentação da coluna de perfuração. A taxa à qual a cadeia é avançada pode ser usada para manter valores desejados de WOB, torque, ROP e diferencial de motor de furo abaixo. Por conseguinte, um operador do sistema de perfuração 102a- 102n pode utilizar os dados de MSE e outros dados medidos para automatizar o controle das operações de perfuração. Os dispositivos de sistema de perfuração 404a-404n podem executar vários testes, tal como o teste de peso de MSE e teste de dados de MSE, ajustando automaticamente os parâmetros de perfuração, tais como WOB e RPM de broca. Um sistema controlado por computador poderia integrar a área continuamente, e usar as mudanças em andamento em área como uma indicação da necessidade para fazer mudanças em WOB ou RPM.

Como outra concretização, os dispositivos de sistema de perfuração 404a-404n podem ser acoplados a outros componentes no sistema de perfuração 102a-102n para automatizar o processo de perfuração. Por exemplo, muitos parâmetros são controlados pela taxa de alimentação da coluna de perfuração. A taxa à qual a cadeia é avançada pode ser usada para manter valores desejados de WOB, torque, ROP e diferencial de motor de furo abaixo. Por conseguinte, um operador do sistema de perfuração 102a- 102n pode utilizar os dados de MSE e outros dados medidos para automatizar o controle das operações de perfuração. Os dispositivos de sistema de perfuração 404a-404n podem executar vários testes, tais como o teste de peso de MSE e teste de dados de MSE, ajustando automaticamente os parâmetros de perfuração, tais como WOB e RPM de broca. Um sistema controlado por computador poderia integrar a área continuamente, e usar as mudanças em andamento em área como uma indicação da necessidade para fazer mudanças em WOB ou RPM.

Também, em outra concretização, o processo da Figura 3 pode incluir alguma modificação adicional às etapas da Figura 3 para utilizar o processo para dois ou mais poços. Por exemplo, no bloco 304, dados de MSE históricos e outros dados medidos podem ser analisados de um ou mais poços prévios para determinar um ou mais de uma pluralidade de fatores que limitam a taxa de perfuração dos poços prévios. Então, no bloco 306, componentes ou equipamento de perfuração e práticas de perfuração podem ser selecionadas para diminuir os fatores. Estes componentes de perfuração e práticas de perfuração podem ser utilizados para começar a perfuração de um poço atual ou planejado utilizando as técnicas de diminuição, como mostrado no bloco 308. Enquanto perfurando, os dados de MSE e outros dados medidos podem ser observados para adicionalmente modificar parâmetros de perfuração controláveis, como mostrado no bloco 310. No bloco 312, os limitadores de fracasso ou fatores que limitam a taxa de perfuração do poço atual podem ser registrados e documentados como resultados de uma maneira que identifica os fatores que continuam limitando a taxa de perfuração. Então, baseado nas observações, planejar diminuições para um de uma pluralidade de fatores pode ser especificado. Este fator pode ser diminuído ou tratado mudando componentes de perfuração ou práticas de perfuração neste ou um poço subseqüente. Este processo pode ser repetido para outros poços subseqüentes no campo, que pode fazer parte de um programa.

Adicionalmente, em outras concretizações, os dados de MSE podem ser apresentados como mapeamentos tridimensionais (3D) dos dados de MSE junto com outros dados medidos. Por exemplo, os dados de MSE podem ser mapeados com velocidades rotativas diferentes e WOBs diferentes. Neste exemplo, os picos no mapa representam combinações dos dois parâmetros que provêem ineficiência de broca. Como tal, um operador do sistema de perfuração pode usar estes dados em tempo real usando o WOB e RPM, onde o MSE estava a um ponto baixo para otimizar eficiência. Enquanto o exemplo é para RPM e WOB, uma variedade de parâmetros pode ser mapeada deste modo enquanto usando MSE no eixo z para mostrar visualmente seu efeito sobre desempenho.

Porém, deveria ser notado que mapeamento 3D de dados de MSE e outros dados medidos pode ser usado para mapear virtualmente quaisquer parâmetros de perfuração e dados medidos que podem ser utilizados para aumentar eficiência. Como notado acima, os limitadores de fracasso geralmente são a base para ineficiências nas operações de perfuração. Como um exemplo específico, hidráulica e WOB são conhecidos efetuarem entupimento de broca. Por conseguinte, um mapeamento 3 D pode ser provido bombeando a uma dada taxa de fluxo, então elevando o WOB em etapas graduais para observar as mudanças nos dados de MSE. Então, a taxa de fluxo pode ser aumentada e o WOB elevado em etapas graduais para observar novamente os dados de MSE. Com estes dados, um mapeamento 3D pode ser provido a um operador de um sistema de perfuração para selecionar a taxa de fluxo e WOB que provê o ROP otimizado, enquanto mantendo uma MSE baixa.

O benefício da mapeamento 3D vem do fato que há muitas colocações e fatores medidos que podem influenciar ROP simultaneamente. O mapeamento 3 D provê um mecanismo para pelo menos dois destes serem analisados de cada vez. Porque muitas destas relações são complexas e difíceis de predizer, particularmente aquelas relacionadas a vibrações, mapear as colocações e fatores contra dados de MSE provê um mecanismo efetivo para determinar limitadores de fracasso. Por conseguinte, o conceito de mapeamento inclui, mas não está limitado, as comparações de parâmetro de exemplo, tais como WOB contra RPM, HSI contra WOB, impacto hidráulico contra WOB, Taxa de Fluxo contra WOB, HSI contra RPM e/ou pressão de motor diferencial contra RPM. Também, o conceito de mapeamento também pode ser aplicado a limitadores de vibração. Quer dizer, o deslizamento de haste, dados de vibrações axiais ou laterais podem ser comparados com parâmetros de perfuração diferentes e dados de MSE para prover uma indicação clara do limitadores de vibração. Em cada exemplo, os dois parâmetros podem ser desenhados nos eixos χ e y, e os dados de MSE são mapeados a um terceiro eixo para prover imagens visuais do efeito do parâmetro na eficiência de sistema de perfuração. Isto pode prover o operador com outras perspectivas para adicionalmente aumentar a taxa de perfuração.

Além de mapeamento 3 D, outras exibições semelhantes podem ser usadas mostrar a mudança em MSE no eixo vertical, tal como codificação de cor, textura ou sombra, e densidade de grade. Estas exibições diferentes podem ajudar o operador em diferenciar entre os parâmetros diferentes para identificar limitadores de fracasso potenciais.

Adicionalmente, também deveria ser notado que os dados de MSE e outros dados medidos podem ser utilizados na perfuração de poços em uma variedade de locais. Por exemplo, poço os dados de MSE e outros dados medidos para um primeiro poço podem ser associados com uma primeira formação de sub-superfície. Os dados de MSE e outros dados medidos associados com o primeiro poço podem ser utilizados para ajudar na análise de um segundo poço sendo perfurado a uma segunda formação de sub- superfície. Na realidade, estas formações de sub-superfície podem estar localizadas até mesmo em campos diferentes. Como tal, deveria ser apreciado que os dados de MSE e outros dados medidos de um primeiro poço podem ser utilizados para um poço sendo perfurado simultaneamente ou perfurado subseqüentemente dentro do mesmo ou outro campo. Quer dizer, poços que encontram padrões ou tendências semelhantes em MSE e outros dados medidos podem ser analisados para prover perspicácia operações e práticas de perfuração em outros poços.

Além disso, o uso de MSE e outros dados medidos pode se estender além de alcançar uma profundidade terminal. Por exemplo, como notado acima, a MSE e outros dados medidos podem ser utilizados enquanto alargando o furo de poço para registro, alargando invólucro para fundo antes de cimentação. Também, os dados podem ser utilizados com operações de re- trabalho que envolvem perfurar fora tampões em um poço ou outro material. Como tal, deveria ser apreciado que o Processo de Broca Rápido se estende por operações de cimentação e conclusão, ou qualquer operação corretiva subseqüente para a vida do poço ou poços dentro de um campo.

Além disso, como notado acima, limitadores não de broca podem estar presentes dentro das operações de perfuração. Por exemplo, limitadores não de broca podem incluir a taxa à qual cortes podem ser removidos do furo ou operados por equipamento de superfície, a taxa de perfuração à qual ferramentas de registro enquanto perfurando poderiam adquirir dados de formação, a necessidade para constranger o peso na broca para controlar a direção que perfura dentro, a habilidade do fluido de perfuração específico para vedar efetivamente a superfície de formações permeáveis que estão expostas, avaliação de torque do motor que pode estar em uso, avaliação de torque do acionamento de topo ou mesa rotativa, limites de torque de formação da coluna de perfuração, habilidade do furo de poço para resistir à pressão circulante aumentada da carga cortante a alto ROP, limites de carga de mancai de motor de furo abaixo a WOB, e inabilidade para transmitir torque de superfície para a broca devido a arrasto de fricção, treinamento adequado de pessoal para tanto medir, analisar, reconhecer ou corrigir limitadores de ROP, exibição ineficaz de dados para permitir análise ou comunicação, resistência de pessoal à mudança, e resistência de pessoal a aumentos percebidos em risco operacional.

Com os fatores limitando operações de perfuração sendo identificados, este processo descrito acima provê uma priorização para os fatores pra agilizar os encarecimentos. Como notado acima, porque o número de fatores, tais como limitadores de broca e não de broca, pode ser grande, os recursos de engenharia utilizados para solucionar limitadores específicos podem variar. Por conseguinte, para administrar efetivamente alocação de recurso, o processo pode incluir um método para priorizar os limitadores em operações de campo. Esta priorização pode ser entendida melhor no exemplo seguinte, que referencia a Figura 2.

Como mostrado na Figura 2, ao executar operações de perfuração, o WOB pode ser aumentado. Se a resposta de ROP for linear, que pode ser determinado por vigilância de MSE, a broca está eficiente. Por conseguinte, as operações de perfuração podem continuar aumentando WOB até que resposta não linear seja observada, ou o ROP se torne limitado não por broca. Para uma resposta não linear, ajustes operacionais podem ser feitos para minimizar MSE operando abaixo do limitador de fracasso. Para limitadores de broca e não de broca, o fracasso pode ser identificado e documentado para comunicação a outro pessoal, tal como engenharia. Então, o sistema de perfuração pode ser re-projetado para estender o limitador identificado e o processo pode ser repetido. Porque limitadores de broca e não de broca são tratados o mesmo, as operações de perfuração se focalizam no limitador com esforços de re-projeto e recursos para adicionalmente aumentar operações. Por conseguinte, neste processo, um limitador pode ser identificado para re-projeto para um dado poço de cada vez.

Vantajosamente, o foco em um número definido de limitadores, tal como um, ajuda a focalizar recursos em problemas complexos. Por exemplo, o ROP em uma operação em alto mar pode ser limitada pela taxa à qual cortes podem ser moídos e re-injetados. O limitador não está relacionado a equipamento, mas a necessidade para constranger altura de crescimento de fratura ao intervalo de injeção designado. Este exemplo é típico para operações de perfuração de controle porque estas operações envolvem uma margem de incerteza e qualquer aumento em ROP pode envolver administração efetiva ou diminuição do aumento em risco. O processo de administração de ROP assegura que riscos aumentados sejam diminuídos, e isto tende a ser particularmente verdadeiro no re-projeto de limitadores não de broca.

Além disso, como outro encarecimento para o Processo de Broca Rápido, treinamento ou comunicação global pode ser utilizado. Por exemplo, treinamento pode ser projetado para assegurar que cada pessoa entenda o fluxo de trabalho, o papel respectivo, e seja capaz de identificar e diminuir os limitadores em tempo real. Por conseguinte, treinamento para pessoal de equipamento pode incluir aspectos controlados no equipamento, enquanto um engenheiro pode ser treinado para entender mudanças de projeto para o equipamento no sistema.

A comunicação global pode incluir trocar dados para vários poços em locais geográficos diferentes para compartilhar problemas comuns com as operações de perfuração para desenvolver uma solução. Quer dizer, dados em tipos diferentes de material podem incluir características semelhantes para sugerir que muitos poços são constrangidos por assuntos semelhantes. A implicação de fluxo de trabalho é que se um avanço for feito em estender um limitador em um poço, a mesma solução ou semelhante pode ser aplicada a outros poços para remover outros limitadores. Por exemplo, a disfunção de "vibrações moderadas" pode ser grandemente devido ao começo de rodopio, como formações ficam mais duras com profundidade. Porque isto ocorre mundialmente e com todos os tipos de broca, experiência de campo e práticas de diminuição desenvolvidas para rodopio em um local são prováveis funcionar globalmente.

Os benefícios de compartilhar efetivamente aprendizagens em uma colocação global são particularmente evidentes para limitadores não de broca. Em muitos ambientes, pessoal de equipamento pode operar em uma região geográfica específica e acreditar que suas condições operacionais locais são únicas. Quando uma solução para um limitador é desenvolvida ou determinada, os dados são capturados e podem ser compartilhados com outras operações de perfuração para alinhar operações de perfuração globais. Como resultado, o processo de compartilhamento de informação provê uma solução desenvolvida uma vez que pode ser usada efetivamente pelas operações de perfuração globais.

Além disso, o uso de dados de MSE junto com outros dados adicionalmente ajuda nas fases de planejamento para outros poços. Em particular, gráficos de MSE históricos podem ser desenvolvidos de dados digitais compensados e analisados para identificar os intervalos onde as operações de perfuração são disfiincionais. Cada engenheiro de operações pode analisar estes dados de MSE junto com outros dados, tais como gráficos de vibrações de furo abaixo, para determinar a natureza da disfunção potencial e diminuições de potencial. Os limitadores não de broca também podem ser identificados em intervalos onde os dados de MSE mostram a broca ser eficiente e perfuração de controle está ocorrendo.

Como um exemplo, o MSE e outros dados digitais podem ser desenhados e observados continuamente em exibições em vários locais no equipamento enquanto o poço está sendo perfurado. As operações do perfurador, perfurador direcional, engenheiro de registro enquanto perfurando (LWD) engenheiro de lama, e outro pessoal pode ser coordenado para maximizar o ROP. Se um fator limitando as operações de perfuração for detectado, então o pessoal pode identificar a causa da curva de MSE e/ou outros dados para reagir apropriadamente para diminuir a disfunção específica. Os limitadores são documentados e discutidos dentro do pessoal por e-mails ou chamadas de conferência. Experiência mostrou que a habilidade de pessoal de engenharia remoto para analisar efetivamente curvas de MSE, vibrações, ou outros dados digitais é limitada. Por exemplo, se dados digital mostrarem que o WOB declina e simultaneamente MSE aumenta, o engenheiro remoto pode não ser capaz de determinar se o MSE aumentou porque o WOB foi reduzido (indicando que rodopio tinha sido induzido), ou o WOB foi reduzido porque a MSE aumentou (indicando que a tripulação estava tentando diminuir deslizamento de haste). Conseqüentemente, pessoal de local de equipamento se tornou responsável por documentar continuamente os limitadores de ROP.

Depois que pessoal de local de equipamento fez ajustes operacionais para estender limitadores de ROP, a natureza do limitadores restantes é comunicada a engenharia para re-projeto. A extensão possível, isto ocorre em tempo real e mudanças de projeto são feitas em viagens de broca ou sempre que apropriado. Para facilitar isto, o operador provê dados digitais em tempo real (isto é, dados de MSE, dados de vibração, ou outros dados) para um engenheiro. Este dados são coletados e providos a um centro de administração de informação global, de onde são distribuídos ao pessoal de engenharia e administração para uso com outros poços. Conseqüentemente, o engenheiro captura a documentação de uma maneira organizada para ajudar no re-projeto de poços ou operações subseqüentes.

Este processo difere de prática histórica em muitos aspectos. Primeiro, registros de broca foram substituídos por análise de MSE histórica. Segundo, desempenho é avaliado continuamente através de todo comprimento do furo de poço perfurado, em lugar de ROP de 24 horas médio ou corrida total mostrada em registros de broca. Isto é feito para ajustar o desempenho das operações de perfuração em tempo real. Terceiro, ROP é avançado identificando limitadores específicos e recriando o sistema, em lugar de buscar um melhor sistema executor de experiência empírica. Quarto, a curva de MSE histórica permite as aprendizagens serem capturadas de um modo que é preciso e convincente para assegurar que re-projeto apropriado ocorra. Finalmente, a identificação de ambos o limitador e uma solução proposta ajuda a institucionalizar e sustentar re-projeto através de poços múltiplos e longos períodos de tempo.

Enquanto as técnicas presentes da invenção podem ser suscetíveis a várias modificações e formas alternativas, as concretizações exemplares discutidas acima foram mostradas por meio de exemplo. Porém, deveria ser entendido novamente que a invenção não é pretendida ser limitada às concretizações particulares expostas aqui. Realmente, as técnicas presentes da invenção são para cobrir todas as modificações, equivalentes, e alternativas caindo dentro do espírito e extensão da invenção como definida pelas seguintes reivindicações anexas.

Claims

1. Método para produzir hidrocarbonetos, caracterizado pelo fato de compreender: (a) identificar um campo tendo hidrocarbonetos; (b) perfurar pelo menos um poço a um local de sub-superfície no campo para prover trajetos de fluxo de fluidos para hidrocarbonetos para uma instalação de produção, em que perfuração é executada: (i) estimando uma taxa de perfuração para um do pelo menos um poço; (ii) determinando uma metodologia de perfuração eficiente; (iii) obtendo dados de energia específica mecânica (MSE) e outros dados medidos durante a perfuração do um do pelo menos um poço; (iv) usando os dados de MSE obtidos e outros dados medidos para determinar um de uma pluralidade de limitadores que limitam a taxa de perfuração; (v) ajustando operações de perfuração para diminuir o um da pluralidade de limitadores; (vi) repetindo iterativamente as etapas (i)-(v) até que o local de sub-superfície tenha sido alcançado pelas operações de perfuração; e (c) produzindo hidrocarbonetos do um do pelo menos um poço.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os outros dados medidos são dados de vibração.

3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que os dados de vibração incluem um de dados de vibração axial, dados de vibração lateral, dados de vibração de deslizamento de haste e qualquer combinação disso.

4. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de compreender prover os dados de MSE e os dados de vibração a um operador de um sistema de perfuração associado com as operações de perfuração.

5. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de compreender exibir os dados de MSE e os dados de vibração por um gráfico para o operador, em que os dados de MSE e dados de vibração são exibidos em cores diferentes no gráfico.

6. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de compreender exibir os dados de MSE e os dados de vibração juntos em um mapeamento tridimensional para o operador.

7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ajustar as operações de perfuração inclui substituir componentes de perfuração em um sistema de perfuração.

8. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que substituir componentes de perfuração inclui um de mudar broca de perfuração, mudar hidráulica, estender comprimentos de medida de broca para melhorar estabilidade lateral, utilizar estabilizadores perto de broca que giram com uma broca de perfuração em montagens retas em lugar de estabilizadores de luva, substituir motores, afilar áreas de medida de broca, espiralar áreas de medida de broca, utilizar sub-choques, mudar local de componentes de coluna de perfuração, mudar reologia de fluido ou incluir aditivo no fluido para modificar comportamento de vibração ou mudar a massa ou rigidez dos componentes de coluna de perfuração e qualquer combinação disso.

9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender ajustar parâmetros de perfuração para observar mudanças nos dados de MSE que indicam o pelo menos um da pluralidade de limitadores.

10. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de limitadores inclui limites não relacionados a broca à taxa de perfuração.

11. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de limitadores inclui um ou mais de controle de alvo direcional, limpeza de furo, taxas de aquisição de dados de registro enquanto perfurando (LWD), capacidade de agitador, limitações de equipamento de operação de corte e operação de sólidos, processado organizacional.

12. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de limitadores inclui um de uma taxa à qual cortes são removidos do furo de poço, uma taxa à qual cortes são operados por equipamento de superfície, a taxa de perfuração à qual ferramentas de registro enquanto perfurando podem adquirir dados de formação, e habilidade de fluido de perfuração específico para vedar efetivamente superfícies de formações permeáveis que estão expostas.

13. Método para produzir hidrocarbonetos caracterizado pelo fato de compreender: (a) perfurar uma pluralidade de poços a pelo menos um local de sub-superfície para prover trajetos de fluxo de fluidos para hidrocarbonetos para uma instalação de produção, em que perfurar inclui: (i) estimar uma taxa de perfuração para um da pluralidade de poços; (ii) obter dados de energia específica mecânica (MSE) e outros dados medidos durante a perfuração do um da pluralidade de poços; (iii) usar os dados de MSE obtidos e outros dados medidos para determinar um de uma pluralidade de limitadores que restringem a taxa de perfuração; (iv) ajustar operações de perfuração para diminuir o um da pluralidade de limitadores de fracasso; (v) repetir iterativamente as etapas (i)-(v) até que o local de sub-superfície tenha sido alcançado pelas operações de perfuração; e (b) produzir hidrocarbonetos do um da pluralidade de poços.

14. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que os outros dados medidos são dados de vibração.

15. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que os dados de vibração incluem um de dados de vibração axial, dados de vibração lateral, dados de vibração de deslizamento de haste e qualquer combinação disso.

16. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que ajustar as operações de perfuração inclui substituir componentes de perfuração em um sistema de perfuração.

17. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de compreender prover os dados de MSE e os outros dados medidos a um operador de um sistema de perfuração associado com as operações de perfuração.

18. Método de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de compreender exibir os dados de MSE e os outros dados medidos juntos por um gráfico para o operador, em que os dados de MSE e outros dados medidos são exibidos em cores diferentes no gráfico.

19. Método de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de compreender exibir os dados de MSE e os outros dados medidos juntos em um mapeamento tridimensional para o operador.

20. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de limitadores inclui limites não relacionados à broca à taxa de perfuração.

21. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de limitadores inclui pelo menos um de controle de alvo direcional, limpeza de furo, taxas de aquisição de dados de registro enquanto perfurando (LWD), capacidade de agitador, limitações de equipamento de operação de corte e operação de sólidos, processado organizacional.

22. Método para produzir hidrocarbonetos caracterizado pelo fato de compreender: (a) estimar uma taxa de perfuração para operações de perfuração de um poço para prover trajetos de fluxo de fluido para hidrocarbonetos de um local de sub-superfície para uma instalação de produção; (b) obter dados energia específica mecânica (MSE) em tempo real e outros dados medidos durante a perfuração do poço; (c) usar os dados de MSE obtidos e outros dados medidos para determinar um de uma pluralidade de limitadores que restringem a taxa de perfuração; (d) ajustar operações de perfuração para diminuir o um da pluralidade de limitadores de fracasso; e (e) repetir as etapas (a)-(d) até que o local de sub-superfície tenha sido alcançado pelas operações de perfuração.

23. Método de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que se usa os dados de MSE obtidos e outros dados medidos para determinar um da pluralidade de limitadores exibindo os dados de MSE e os outros dados medidos a um operador de um sistema de perfuração associado com as operações de perfuração.

24. Método de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de compreender exibir os dados de MSE e os outros dados medidos juntos por um gráfico para o operador, em que os dados de MSE e outros dados medidos são exibidos em cores diferentes no gráfico.

25. Método de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de compreender exibir os dados de MSE e os outros dados medidos juntos em um mapeamento tridimensional para o operador.

26. Método para produzir hidrocarbonetos, caracterizado pelo fato de compreender: monitorar dados de energia específica mecânica (MSE) junto com dados de vibração para um poço durante operações de perfuração em tempo real; comparar os dados de MSE e os dados de vibração com dados de MSE gerados previamente e os dados de vibração para o poço para determinar pelo menos um de uma pluralidade de fatores que limitam uma taxa de perfuração; e ajustar as operações de perfuração baseado na comparação para aumentar a taxa de perfuração.

27. Método de acordo com a reivindicação 26, caracterizado pelo fato de compreender produzir hidrocarbonetos de um reservatório de sub-superfície acessado pelas operações de perfuração.

28. Método de acordo com a reivindicação 26, caracterizado pelo fato de que os dados de vibração incluem um de dados de vibração axial, dados de vibração lateral, dados de vibração de deslizamento de haste e qualquer combinação disso.

29. Método de acordo com a reivindicação 26, caracterizado pelo fato de que comparar os dados de MSE e o dados de vibração inclui ajustar parâmetros de perfuração.

30. Método de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato de que os parâmetros de perfuração incluem colocações de peso em broca, colocações de revoluções por minuto, colocações de torque e qualquer combinação disso.

31. Método de acordo com a reivindicação 26, caracterizado pelo fato de que ajustar as operações de perfuração baseado na comparação inclui substituir componentes de perfuração em um sistema de perfuração.

32. Método de acordo com a reivindicação 31, caracterizado pelo fato de que a substituição de componentes de perfuração inclui um de mudar broca, mudar hidráulica, estender comprimentos de medida de broca para melhorar estabilidade lateral, utilizar estabilizadores perto de broca que giram com uma broca em montagens retas em lugar de estabilizadores de luva, substituir motores, e qualquer combinação disso.

33. Método de acordo com a reivindicação 26, caracterizado pelo fato de compreender ajustar parâmetros de perfuração para observar mudanças nos dados de MSE que indicam o pelo menos um de uma pluralidade de fatores.

34. Método de acordo com a reivindicação 26, caracterizado pelo fato de compreender prover os dados de MSE e os dados de vibração a um operador de um sistema de perfuração associado com as operações de perfuração.

35. Método de acordo com a reivindicação 34, caracterizado pelo fato de compreender exibir os dados de MSE e os dados de vibração juntos em um gráfico para o operador.

36. Método de acordo com a reivindicação 34, caracterizado pelo fato de compreender exibir os dados de MSE e os dados de vibração juntos em um mapeamento tridimensional para o operador.

37. Método para produzir hidrocarbonetos caracterizado pelo fato de compreender: (a) obter dados de energia específica mecânica (MSE) junto com outros dados medidos para um poço simultaneamente com a perfuração do poço; (b) analisar os dados de MSE e os outros dados medidos para determinar um de uma pluralidade de limitadores que restringem uma taxa de perfuração; e (c) ajustar operações de perfuração para responder pelo um de uma pluralidade de limitadores baseado na análise na etapa (b) e aumentar a taxa de perfuração; (d) repetir as etapas (a) a (c) pelo menos uma vez adicional até que a profundidade visada tenha sido alcançada para o poço; e (e) produzir hidrocarbonetos de um reservatório de sub- superfície acessado pelas operações de perfuração.

38. Método de acordo com a reivindicação 37, caracterizado pelo fato de que os outros dados medidos incluem dados de vibração.

39. Método de acordo com a reivindicação 38, caracterizado pelo fato de que os dados de vibração incluem um de dados de vibração axial, dados de vibração lateral, dados de vibração de deslizamento de haste e qualquer combinação disso.

40. Método de acordo com a reivindicação 37, caracterizado pelo fato de que repetir as etapas (a) a (c) pelo menos uma vez adicional inclui repetir as etapas (a) a (c) três ou mais vezes.

41. Método de acordo com a reivindicação 37, caracterizado pelo fato de que ajustar as operações de perfuração inclui ajustar práticas de perfuração.

42. Método de acordo com a reivindicação 37, caracterizado pelo fato de que ajustar as operações de perfuração inclui substituir componentes de perfuração no sistema de perfuração.

43. Método de acordo com a reivindicação 42, caracterizado pelo fato de que substituir componentes de perfuração inclui um de mudar uma broca de perfuração, mudar hidráulica, estender comprimentos de medida de broca para melhorar estabilidade lateral, utilizar estabilizadores perto de broca que giram com uma broca de perfuração em montagens retas em lugar de estabilizadores de luva, substituir motores, e qualquer combinação disso.

44. Método de acordo com a reivindicação 37, caracterizado pelo fato de que se ajusta parâmetros de perfuração para observar mudanças nos dados de MSE que indicando o pelo menos um de uma pluralidade de limitadores.

45. Método de acordo com a reivindicação 44, caracterizado pelo fato de que os parâmetros de perfuração incluem colocações de peso em broca, colocações de revoluções por minuto, colocações de torque e qualquer combinação disso.

46. Método de acordo com a reivindicação 37, caracterizado pelo fato de compreender prover os dados de MSE e os outros dados medidos a um operador de um sistema de perfuração associado com as operações de perfuração.

47. Método de acordo com a reivindicação 47, caracterizado pelo fato de compreender exibir os dados de MSE e os outros dados medidos juntos em um gráfico para o operador.

48. Método de acordo com a reivindicação 47, caracterizado pelo fato de compreender exibir os dados de MSE e os outros dados medidos juntos em um mapeamento tridimensional para o operador.

49. Método de acordo com a reivindicação 37, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de limitadores inclui limites não relacionados à broca à taxa de perfuração.

50. Método de acordo com a reivindicação 37, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de limitadores inclui pelo menos um de controle de alvo direcional, limpeza de furo, taxas de aquisição de dados de registro enquanto perfurando (LWD), capacidade de agitador, limitações de equipamento de operação de corte e operação de sólidos, processado organizacional.

51. Método de acordo com a reivindicação 37, caracterizado pelo fato de que a pluralidade de limitadores inclui um ou mais de uma taxa à qual cortes são removidos do furo de poço, uma taxa à qual cortes são operados por equipamento de superfície, a taxa de perfuração à qual ferramentas de registro enquanto perfurando podem adquirir dados de formação, e habilidade de fluido de perfuração específico para vedar efetivamente superfícies de formações permeáveis que estão expostas.

52. Método para produzir hidrocarbonetos, caracterizado pelo fato de compreender: perfurar um primeiro poço simultaneamente com um segundo poço; monitorar dados de energia específica mecânica (MSE) junto com dados de vibração durante operações de perfuração de poço em tempo real no primeiro poço; comparar os dados de MSE e os dados de vibração do primeiro poço para determinar pelo menos um de uma pluralidade de fatores que limitam uma taxa de perfuração do primeiro poço; e ajustar as operações de perfuração no segundo poço baseado na comparação para aumentar a taxa de perfuração.

53. Método de acordo com a reivindicação 52, caracterizado pelo fato de compreender produzir hidrocarbonetos de um reservatório de sub-superfície acessado pelas operações de perfuração no primeiro poço.

54. Método de acordo com a reivindicação 52, caracterizado pelo fato de que o primeiro poço é perfurado a uma primeira formação de sub- superfície, e o segundo poço é perfurado a uma segunda formação de sub- superfície.

55. Método de acordo com a reivindicação 52, caracterizado pelo fato de que a primeira formação de sub-superfície e a segunda formação de sub-superfície estão localizadas em campos diferentes.

56. Método para produzir hidrocarbonetos, caracterizado pelo fato de compreender: analisar dados de energia específica mecânica (MSE) histórica e outros dados medidos históricos de um poço prévio para determinar um de uma pluralidade de fatores iniciais que limitam uma taxa de perfuração para o poço prévio; selecionar componentes de perfuração e práticas de perfuração para diminuir pelo menos um da pluralidade de fatores iniciais; perfurar um poço atual utilizando os componentes de perfuração e práticas de perfuração; observar dados de MSE em tempo real e outros dados medidos durante a perfurar do poço atual para pelo menos um de uma pluralidade de fatores que limitam operações de perfuração; utilizar as observações na seleção de componentes de perfuração subseqüentes e práticas de perfuração subseqüentes para diminuir pelo menos um da pluralidade de fatores atuais para um poço subseqüente; e repetir as etapas acima para cada poço subseqüente em um programa de poços semelhantes.

57. Método de acordo com a reivindicação 56, caracterizado pelo de compreender ainda modificar parâmetros de perfuração durante a perfuração do poço atual para identificar o pelo menos um da pluralidade dos fatores atuais.

58. Método de acordo com a reivindicação 56, caracterizado pelo de compreender ainda documentar dados de MSE e outros dados medidos de uma maneira para identificar o pelo menos um da pluralidade dos fatores atuais que continuam limitando a taxa de perfuração. <figure>formula see original document page 66</figure> <figure>figure see original document page 67</figure>