MX2014000888A - Metodo y sistema para monstrar datos asociados con la perforacion de un pozo. - Google Patents

Abstract

Muestra de datos asociados con la perforación de un pozo. Al menos algunas de las modalidades ilustrativas son métodos que incluyen: leer datos asociados con la perforación de un primer pozo, al menos un dato de los datos se basa en un parámetro controlable; calcular un valor operacional relacionado con la perforación del primer pozo, el cálculo en tiempo real con la lectura de los datos y el valor operacional basado en los datos; determinar un valor objetivo del valor operacional, la determinación en tiempo real con la lectura de los datos y el valor objetivo al menos en parte basado en los datos; mostrar una primera trayectoria de pozo en un dispositivo de pantalla; superponer un primer sistema de coordenadas sobre la primera trayectoria de pozo en el dispositivo de pantalla, la superposición próxima a un extremo distal de la primera trayectoria de pozo; y graficar, dentro del primer sistema de coordenadas, una indicación del valor operacional y una indicación del valor objetivo.

Description

MÉTODO Y SISTEMA. PARA MOSTRAR DATOS ASOCIADOS CON LA PERFORACION DE UN POZO CAMPO DE LA INVENCION La presente invención se refiere al campo de perforación de pozos, más particularmente se refiere a un método y sistema para mostrar en tiempo real datos asociados con la perforación de un pozo.

ANTECEDENTES DE LA INVENCION Para obtener hidrocarburos tales como petróleo y gas, se proponen pozos por medio de la rotación de una broca de perforación unida a una cadena de perforación. La broca de perforación se monta en el extremo inferior de la cadena de perforación como parte de un ensamble para el interior de pozos (BHA, Bottomhole Assembly) y se hace girar por la rotación de la cadena de perforación en la superficie, por medio del accionamiento de motores en el interior del pozo, o ambos. Con peso aplicado por la cadena de perforación, la broca de perforación giratoria choca con la formación de y forma un pozo hacia una zona objetivo.

Un número de dispositivos para el interior de pozos colocados en proximidad estrecha con la broca de perforación miden los parámetros de operación en el interior del pozo asociados con la perforación y las condiciones en el interior del pozo. Tales dispositivos pueden incluir sensores para medir la temperatura y la presión en el interior del pozo, el azimut y la inclinación del pozo, y dispositivos de medición de parámetros de la formación. La información que se recita y otra información (tal como la velocidad rotacional de la broca de perforación y/o la cadena de perforación, y el caudal del fluido de perforación) se puede proporcionar al operador de la perforación de tal forma que se puede xmplementar el plan de perforación.

Proporciona información al operador de la perforación requiere que el operador considere muchas variables, algunas interrelacionadas , cuando se toman decisiones con respecto a la implementación del plan de perforación. Sin embargo, la capacidad de considerar y alterar un gran número de variables puede ser difícil para un operador de la perforación, particularmente cuando las variables se presentan de forma dispar .

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La siguiente discusión está dirigida a diferentes modalidades de la invención. Aunque una o más de estas modalidades pueden ser preferidas, las modalidades que se divulgan no se deben interpretar, si no utilizar, como limitando el alcance de la divulgación, incluyendo las reivindicaciones. Además, alguien experimentado en la materia entenderá que la siguiente descripción tiene aplicación amplia, y la discusión de cualquier modalidad se pretende que sea solamente ejemplar de esta modalidad, y no se pretende que sugiera que el alcance de la divulgación, incluyendo las reivindicaciones, esté limitado a esta modalidad.

Las diferentes modalidades están dirigidas a métodos y sistemas para mostrar información para su uso durante la perforación de un pozo, y en algunos casos métodos y sistemas para automatizar el proceso de perforación. La especificación pasa primero a una descripción de los sistemas ilustrativos, y después proporciona una explicación más detallada de la operación de diferentes modalidades dentro de los sistemas ilustrativos .

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Para una descripción detallada de las modalidades ejemplares, ahora se hará referencia a los dibujos de acompañamiento, en los cuales : La Figura 1 muestra un sistema de perforación mar adentro de acuerdo con al menos algunas modalidades.

La Figura 2 muestra un sistema de perforación con base en tierra de acuerdo con al menos algunas modalidades.

La Figura 3 muestra un método de acuerdo con al menos algunas modalidades.

La Figura 4 muestra una gráfica en un dispositivo de pantalla de acuerdo con al menos algunas modalidades.

La Figura 5 muestra una porción de una gráfica de acuerdo con al menos algunas modalidades.

La Figura 6 muestra una gráfica de acuerdo con al menos algunas modalidades.

La Figura 7 muestra una gráfica en un dispositivo de pantalla de acuerdo con al menos algunas modalidades.

La Figura 8 muestra un sistema de computadora de acuerdo con al menos algunas modalidades.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Notación y Nomenclatura Ciertos términos se utilizan a lo largo de la siguiente descripción y reivindicaciones para hacer referencia a componentes de sistema particulares. Como alguien experimentado en la materia apreciará, diferentes compañías pueden referirse a un componente por medio de diferentes nombres. Este documento no pretende distinguir entre componentes que difieren en nombre, pero no en función.

En la siguiente discusión y en las reivindicaciones, los términos "que incluye" y "que comprende" se utilizan en una forma abierta, y por lo tanto se debe interpretar que significan "que incluye, no está limitado a...". También, se pretende que el término "acoplar" o "acopla" signifique cualquiera de una conexión indirecta o directa. Por lo tanto, si un primer dispositivo se acopla a un segundo dispositivo, esta conexión puede ser a través de una conexión directa o a través de una conexión indirecta por medio de otros dispositivos y conexiones.

"Pozo" deberá significar un agujero perforado al interior de la corteza de la Tierra que se utiliza directamente o indirectamente para la exploración o extracción de recursos naturales, tales como el petróleo, el gas natural o agua.

"Parámetro controlable" deberá significar un parámetro cuyos valores se pueden controlar directamente o indirectamente durante el proceso de perforación (p.ej., velocidad rotacional de una broca de perforación, caudal del fluido de perforación, peso sobre la broca) .

"Tiempo real", con respecto a los cálculos basados en los datos subyacentes, deberá significar que los cálculos se completan dentro de seis minutos de la lectura de los datos subyacentes .

"Remoto" deberá significar más de 1.609 kilómetros (1 milla) desde una ubicación designada.

"Superficie", en referencia a la superficie de la Tierra, deberá significar cualquier ubicación que inicia a 3.048 metros (10 pies) por debajo del suelo y se extiende hacia arriba con respecto a la fuerza local de gravedad.

La Figura 1 muestra una operación de perforación submarina ejemplar. La Figura 1 muestra un ensamble para el interior de pozos 100 para una operación de perforación submarina, donde el ensamble para el interior de pozos 100 comprende ilustrativamente una broca de perforación 102 en el extremo distal de la cadena de perforación 104. También se pueden acoplar diferentes herramientas de registro durante la perforación (LWD, Logging-While-Drilling) y medición durante la perforación (M D, Measuring-While-Drilling) dentro del ensamble para el interior de pozos 100. La distinción entre LWD y MWD es en ocasiones difusa en la industria, pero para propósitos de esta especificación y las reivindicaciones, las herramientas de LWD miden las propiedades de la formación circundante (p.ej., resistividad, porosidad, permeabilidad), y las herramientas de MWD miden las propiedades asociadas con el pozo (p.ej., inclinación y dirección) . En el sistema ejemplar, una herramienta de registro 106 se puede acoplar justo por encima de la broca de perforación, donde la herramienta de registro puede leer datos asociados con el pozo 108 (p.ej., herramienta de M D) , o la herramienta de registro 106 puede leer datos asociados con la formación circundante (p.ej., herramienta de LWD) . En algunos casos, el ensamble para el interior de pozos 100 puede comprender un motor de lodo 112. El motor de lodo 112 puede derivar energía del fluido de perforación que fluye dentro de la cadena de perforación 104 y, de la energía extraída, el motor de lodo 112 puede hacer girar la broca de perforación 102 (y si está presente la herramienta de registro 106) por separado y aparte de la rotación impartida a la cadena de perforación por el equipo en la superficie. Herramientas de registro adicionales pueden residir por encima del motor de lodo 112 en la cadena de perforación, tal como la herramienta de registro 114 ilustrativa.

El ensamble para el interior de pozos 100 se baja desde una plataforma de perforación 116 por medio de la cadena de perforación 104. La cadena de perforación 104 se extiende a través de un tubo ascendente 118 y un cabezal de pozo 120. El equipo de perforación soportado dentro y alrededor de la torre de perforación 123 (el equipo de perforación ilustrativo se discute a mayor detalle con respecto a la Figura 2) puede hacer girar la cadena de perforación 104, y el movimiento rotacional de la cadena de perforación 104 y/o el movimiento rotacional creado por el motor de lodo 112 provocan que la broca 102 forme el pozo 108 a través del material de la formación 122. El volumen definido entre la cadena de perforación 104 y el pozo 108 se denomina como el anillo 125. El pozo 108 penetra las zonas o depósitos subterráneos, tales como el depósito 110, que se cree que contienen hidrocarburos en una cantidad comercialmente iable .

De acuerdo con al menos algunas modalidades, el ensamble para el interior de pozos 100 puede además comprender un subsistema de comunicación. En particular, el ensamble para el interior de pozos 100 ilustrativo comprende un módulo de telemetría 124. El módulo de telemetría 124 puede acoplar comunicativamente las diferentes herramientas de registro 106 y 114 y recibir datos de registro medidos y/o registrados por las herramientas de registro 106 y 114. El módulo de telemetría 124 puede comunicar los datos de registro a la superficie utilizando cualquier canal de comunicación adecuado (p.ej., pulsos de presión dentro del fluido de perforación que fluye en la cadena de perforación 104, telemetría acústica a través de los tubos de la cadena de perforación 104, telemetría electromagnética, fibras ópticas incrustadas en la cadena de perforación 104, o combinaciones), e igualmente el modo de telemetría 124 puede recibir información de la superficie a través de uno o más de los canales de comunicación.

La Figura 2 muestra una operación de perforación con base en tierra ejemplar. En particular, la Figura 2 muestra una plataforma de perforación 200 equipada con una torre de perforación 202 que soporta una grúa 204. La grúa 204 suspende un motor en el tope 208, la grúa 204 y el motor en el tope giran y bajan la cadena de perforación 104 a través del cabezal de pozo 210. El fluido de perforación se bombea por medio de la bomba de lodo 214 a través de la linea de flujo 216, el tubo estabilizador 218, el cuello de ganso 220, el motor en el tope 208, y hacia abajo a través de la cadena de perforación 104 a presiones y volúmenes altos para emerger a través de boquillas o inyecciones al chorro en la cadena de perforación 102. El fluido de perforación viaja entonces de regreso a través del pozo por medio del anillo 125, a través de un preventor de estallido (no mostrado específicamente) , y al interior de un foso de lodo 224 en la superficie. En la superficie, el fluido de perforación se limpia y después se circula nuevamente por medio de la bomba de lodo 214. El fluido de perforación se utiliza para enfriar la broca de perforación 102, para llevar sedimentos desde la base del pozo a la superficie, y para equilibrar la presión hidrostática en las formaciones de roca.

En el caso ilustrativo del modo de telemetría 124 al codificar datos en pulsos de presión que se propagan a la superficie, uno o más transductores, tal como los transductores 232, 234 y/o 236, convierten la señal de presión en señales eléctricas para un digitalizador de señal 238 (p.ej., un convertidor de análogo-a-digital) . Mientras se ilustran tres transductores 232, 234 y/o 236, se puede utilizar un número más grande de transductores, o menos transductores, en situaciones particulares. El digitalizador 238 suministra una forma digital de las señales de presión a una computadora en la superficie 240 o alguna otra forma de un dispositivo de procesamiento de datos. La computadora en la superficie 240 opera de acuerdo con software (el cual puede ser almacenado en un medio de almacenamiento legible por computadora) para monitorear y controlar el procesamiento de perforación, incluyendo instrucciones para procesar y decodificar las señales recibidas relacionadas con la telemetría desde el pozo. La computadora en la superficie 240 está comunicativamente acoplada a muchos dispositivos en y alrededor del sitio de perforación, y tales acoplamientos comunicativos no se muestran para no complicar indebidamente la discusión.

En algunos casos, los datos recopilados desde el interior y alrededor del sitio de perforación, así como los datos de registro enviados por el módulo de telemetría 124, se pueden mostrar en un dispositivo de pantalla 241 (las técnicas de visualización se discuten más adelante) . En todavía otras modalidades ejemplares, la computadora en la superficie 240 puede reenviar los datos a otro sistema de computadora, tal como un sistema de computadora 242 en el centro de operaciones del proveedor de servicios de yacimiento petrolífero, el centro de operaciones remoto del sitio de perforación. La comunicación de datos entre el sistema de computadora 240 y el sistema de computadora 242 puede tomar cualquier forma adecuada, tal como a través de Internet, por medio de una red de área local o amplia, o como se ilustra a través de un enlace de satélite 244. Algunos o todos los cálculos asociados con el control de la perforación pueden ser llevados a cabo en el sistema de computadora 242. La especificación ahora pasa a la visualización del estatus de perforación y/o control de la perforación de acuerdo con al menos algunas modalidades.

Las diferentes modalidades fueron desarrolladas en el contexto de controlar la tasa de penetración (ROP, Rate-Of-Penetration) de la broca de perforación a través de las formaciones de tierra. La discusión que sigue se basa en el contexto de desarrollo; sin embargo, el contexto de desarrollo y la discusión relacionada no se deberá leer como una limitación del alcance de las diferentes reivindicaciones de más adelante. Las técnicas que se discuten en términos de la tasa de penetración encuentran aplicabilidad a cualquiera de una variedad de parámetros de perforación.

La perforación del pozo puede proceder a través de diferentes tipos de formaciones. Resulta que las condiciones de operación en el interior del pozo cambian con el tiempo, y el operador de la perforación reacciona a tales cambios al ajusfar los parámetros controlables. Los parámetros controlables ejemplares comprenden el peso sobre la broca (WOB, Weight-On-Bit ) , el fluido de perforación que fluye a través del tubo de perforación (caudal y presión) , la velocidad rotacional de la cadena de perforación (p.ej., la tasa rotacional aplicada por la unidad de motor en el tope) , y la densidad y viscosidad del fluido de perforación. Por lo tanto, en operaciones de perforación, el operador de la perforación ajusta continuamente los diferentes parámetros controlables en un intento de aumentar y/o mantener la eficiencia de perforación. Además, aun con una formación particular, pueden ser necesarios ajustes para aumentar y/o mantener la eficiencia de perforación.

La computadora en la superficie 240 se acoplad al dispositivo de pantalla 241 y muestra en el dispositivo de pantalla una gráfica para rastrear visualmente las operaciones de perforación. En algunas modalidades, diferentes aspectos se ejecutan dentro de una plataforma de integración y visualización, tal como la computadora en la superficie 240 que ejecuta DecisionSpace® disponible de Halliburton Energy Services, Inc. de Houston, Texas. La plataforma de integración y visualización recibe indicaciones de condiciones de operación en el interior del pozo y parámetros controlables (p.ej., peso sobre la broca, caudal del fluido, y velocidad de la broca) . La computadora en la superficie 240 también envía señales de control para cambiar diferentes parámetros controlables (p.ej., peso sobre la broca, caudal del fluido de perforación, y velocidad de la broca) .

De acuerdo con diferentes modalidades, el plug-in de software 280 se puede instalar y ejecutar por la computadora en la superficie 240 junto con la plataforma de integración. En otros casos, la funcionalidad del plug-in 280 es que puede ser: incorporado en la plataforma de integración; ejecutado en el sistema de computadora remota 242; o la funcionalidad propagada entre los sistemas de computadora disponibles. El plug-in 280 puede estar almacenado en, por ejemplo, uno o más medios legibles por computadora. La Figura 3 muestra un método que se puede implementar, en su totalidad o en parte, por el plug-in 280. En particular, el método inicia (bloque 300) y procede a leer datos asociados con la perforación del pozo (bloque 302) . En la medida en que la información se proporcione al operador de perforación y se utilice para controlar un proceso de perforación en marcha, la lectura de los datos es durante el proceso de perforación, y al menos un dato de los datos se basa en un parámetro controlable (p.ej., peso sobre la broca, caudal del fluido, y velocidad de la broca) . El método ilustrativo entonces procede al calcular un valor operacional relacionado con la perforación del pozo, el valor operacional se basa en los datos (bloque 304) . Por ejemplo, calcular el valor operacional puede involucrar calcular una tasa de penetración actual para el proceso de perforación. Aquí nuevamente, ya que el valor operacional se va a proporcionar al operador de perforación para su uso en el control de un proceso de perforación en marcha, el cálculo es tiempo real con lectura de los datos.

Todavía con referencia a la Figura 3, el siquiente paso en el método ilustrativo que se implementa por el pluq-in 280 es determinar un valor objetivo del valor operacional (bloque 306), el valor objetivo se basa al menos en parte en los datos asociados con el proceso de perforación. En el caso ejemplar del valor operacional que es la tasa de penetración actual, el valor objetivo debe ser una tasa de penetración objetivo, que incluye valores objetivo para cada parámetro controlable que afecte la tasa de penetración (p.ej., peso sobre la broca, caudal del fluido, y velocidad rotacional). Como todavía otro ejemplo, el valor objetivo se puede calcular para reducir la energía mecánica específica, reducir la energía hidro-mecánica específica, o reducir el costo total de la perforación del pozo. En el ejemplo específico de la tasa de penetración como el valor operacional, el valor objetivo puede ser una tasa de penetración objetivo que reduce otro valor (p.ej., consumo de energía en la superficie), y por lo tanto el valor objetivo no necesita ser calculado siempre para optimizar el mismo valor operacional. Aquí nuevamente, con respecto al valor objetivo, ya que (como se discute más adelante) el valor objetivo a proporcionar al operador de perforación para su uso en el control de un proceso de perforación en marcha, el cálculo del valor objetivo es tiempo real con respecto a los datos subyacentes. En algunas modalidades, se pueden ejecutar múltiples reacciones del método ilustrativo al mismo tiempo, cada método proporcionando información respectiva con respecto a valores operacionales respectivos (pero distintos). De esta forma, el operador puede ver múltiples resultados para averiguar patrones (p.ej., ambos métodos indican un cambio deseable similar) .

El método ilustrativo después proceder a mostrar una primera trayectoria de pozo en un dispositivo de pantalla (bloque 308). Esto es, para ayudar al operador de perforación visualizar el estado actual de la perforación del pozo, el sistema de computadora 240 que ilustrativamente ejecuta el plug-in 280 puede mostrar en el dispositivo de pantalla 241 una representación de la trayectoria de pozo, como se ilustra en la Figura 4. En particular, la Figura 4 muestra una vista de una trayectoria de pozo 400 que puede ser mostrada en el dispositivo de pantalla 241. En algunos casos, la trayectoria de pozo 400 puede comprender una indicación de la porción del pozo que ya ha sido perforada (en la Figura 4 por la porción 402 mostrada por una linea sólida) , y también una indicación de la trayectoria futura esperada del pozo que tiene que ser perforada (en la Figura 4 por la porción 404 mostrada por una linea punteada) . En otros l^casos, la trayectoria futura esperada puede ser omitida de la pantalla. En algunas modalidades, la trayectoria de pozo 400 puede ser una representación tridimensional del pozo, y por lo tanto la representación tridimensional se puede proyectar sobre la superficie bidimensional del dispositivo de pantalla de tal forma que parezca para el operador de perforación como tridimensional. En otros casos, la trayectoria de pozo 400 puede ser una representación bidimensional mostrada en el dispositivo de pantalla 241.

Haciendo referencia simultáneamente a las Figuras 3 y 4, el método ilustrativo puede además comprender superponer un sistema de coordenadas sobre la trayectoria de pozo en el dispositivo de pantalla (bloque 310). En algunos casos, el sistema de coordenadas superpuesto puede residir próximo a un extremo distal de la trayectoria de pozo. La Figura 4 muestra ilustrativamente un sistema de coordenadas 410 tridimensional superpuesto sobre el extremo distal 412 de la trayectoria de pozo (p.ej., el extremo distal actual del pozo, no necesariamente el extremo distal final planeado de la trayectoria de pozo) . En otros casos, se puede utilizar un sistema de coordenadas bidimensional . De acuerdo con al menos algunas modalidades, el sistema de coordenadas 410 tiene al menos un eje no espacial, y en algunos casos cada eje es un eje no espacial. Dicho de forma opuesta, en algunas modalidades, no hay ejes espaciales en el sistema de coordenadas 410. Por lo tanto, el camino de la trayectoria de pozo 400, que es un camino espacial, se puede considerar que se gráfica contra un sistema de coordenadas espaciales (dicho sistema de coordenadas espaciales puede o no mostrarse específicamente), y el sistema de coordenadas 410 está separado y aparte de cualquier sistema de coordenadas para la trayectoria de pozo 410.

El método ilustrativo puede además comprender graficar, dentro del sistema de coordenadas, una indicación del valor operacional y una indicación del valor objetivo (bloque 312). En la Figura 4, el valor objetivo se gráfica ilustrativamente como la bola o punto 414, y el valor objetivo se gráfica ilustrativamente como una bola o punto 416. La Figura 4 por lo tanto muestra una situación ejemplar donde hay una diferencia entre el valor operacional como fue calculado, y el valor objetivo. Considerar la situación ejemplar de la tasa de penetración. La tasa de penetración puede ser controlada por parámetros tales como el peso sobre la broca, la velocidad rotacional de la broca de perforación, y el caudal del fluido de perforación. Por lo tanto, de acuerdo con esas modalidades, el sistema de coordenadas 410 tiene un eje del peso sobre la broca 418, un eje de la velocidad rotacional de la broca de perforación 420, y un eje del caudal del fluido de perforación 422. El punto 414 que muestra el valor operacional actual en la forma de una tasa de penetración puede entonces ser graficado dentro del sistema de coordenadas 410 en una ubicación que corresponde al peso sobre la broca, la velocidad rotacional de la broca de perforación, y el caudal del fluido de perforación que proporciona la tasa de penetración actual. El valor objetivo en esta situación ejemplar se muestra por medio del punto 416, dicho punto 416 se gráfica en el sistema de coordenadas 410 en un peso sobre la broca, velocidad rotacional de la broca de perforación, y caudal del fluido de perforación que, si se utiliza, debe proporcionar la tasa de penetración objetivo.

La Figura 5 muestra una gráfica o siendo una porción de la vista de la Figura 4, pero a mayor detalle. En particular, la Figura 5 muestra el punto de valor operacional 414 graficado en una ubicación dentro del sistema de coordenadas 410 correspondiente a los parámetros que hacen el parámetro operacional. En el caso ilustrativo del valor operacional que es la tasa de penetración, el punto 414 representa una tasa de penetración con base en: el peso sobre la broca actual graficado con respecto al eje del peso sobre la broca 418; la velocidad rotacional actual de la broca de perforación con respecto al eje de la velocidad rotacional 420; y el caudal del fluido de perforación actual con respecto al eje del caudal del fluido de perforación 422. En la situación ilustrativa de la Figura 5, el valor objetivo graficado como el punto 416 es diferente al valor operacional, y el punto de valor objetivo 416 graficado en una ubicación dentro del sistema de coordenadas 410 correspondiente a los parámetros que deberán ser requeridos para hacer que el valor de parámetro operacional coincida con el valor objetivo.

Nuevamente en el caso ilustrativo de la Figura 5, el valor objetivo deberá ser alcanzado con el peso sobre la broca actual (esto es, el valor operacional y el valor objetivo comparten un punto graficado de peso sobre la broca, pero con aumentos tanto en la velocidad rotacional como en el caudal del fluido de perforación) .

El sistema de coordenadas ilustrativo tiene tres ejes no espaciales; sin embargo, se puede codificar una dimensión adicional en la pantalla de visualización en la forma de un artefacto reconocible. Todavía con referencia a la Figura 5, la magnitud de valor operacional calculado se puede mostrar en la forma del tamaño del punto 414. En el caso ilustrativo de la Figura 5, el valor objetivo es mayor que el valor operacional actual, y el tamaño del punto 416 se aumenta. Dicho de otra forma, una dimensión adicional de información se codifica por lo tanto en el tamaño de los puntos que grafican el valor operacional y el valor objetivo. Otros artefactos reconocibles incluyen diferencias en color, forma, opacidad, o combinaciones. Más aún, la magnitud del valor operacional actual se puede mostrar en forma de un número en, sobre, alrededor o cerca del punto graficado.

Por lo tanto, al ver el sistema de coordenadas 410 asociado con la trayectoria de pozo 400 graficada en el dispositivo de pantalla 241, se le proporciona al operador de perforación una gran cantidad de información con respecto al procesamiento de la perforación, y puede escoger uno o más parámetros controlables por ajusfar en un intento de mover el valor operacional hacia el valor objetivo. En el caso ilustrativo del valor operacional que es la tasa de penetración en el ejemplo de la Figura 5, la operación de perforación puede aumentar la velocidad rotacional de la broca, e igualmente aumentar el caudal del fluido de perforación. En todavía otros casos, el plug-in 280, que implementa el método ilustrativo de la Figura 3, puede determinar la diferencia entre los parámetros que hacen la ubicación del valor operacional actual y los parámetros que, si se utilizan, deberán provocar que el sistema alcance el valor objetivo, y automáticamente ajusfar uno o más parámetros controlables (esto es, ajusfar uno o más parámetros controlables sin entrada del operador humano de perforación) (bloque 314) . Después, el método puede terminar (bloque 316) , en la mayoría de los casos para hacer reiniciado inmediatamente para la siguiente profundidad y/o longitud incremental del pozo. Como un ejemplo del ajuste automático, el plug-in 280 puede implementar uno o más bucles de control proporcional-integral-diferencial (PID, Proportional-Integral-Differential ) (p.ej., uno para cada parámetro controlable), dichos bucles de control PID ajustan continuamente los parámetros controlables en un intento de hacer que el valor operacional coincida con el valor objetivo. En todavía más casos adicionales, el plug-in 280 puede sugerir al operador de la perforación un cambio en uno o más parámetros controlables, y hacer que el operador de la perforación haga los cambios después de la aplicación de la intuición humana.

De acuerdo con diferentes modalidades, conforme la longitud perforada real del pozo aumenta, también lo hace la longitud de la representación de la trayectoria de pozo 400 en el dispositivo de pantalla. Conforme aumenta la longitud de la trayectoria de pozo, el sistema de coordenadas se mueve con relación a la trayectoria de pozo. En algunos casos, el sistema de coordenadas puede permanecer en una ubicación fija en el dispositivo de pantalla 241, y la representación de la trayectoria de pozo cambia. En otros casos, las porciones previamente graficadas de la trayectoria de pozo 400 permanecen en ubicaciones estacionarias en el dispositivo de pantalla, y el sistema de coordenadas 410 se mueve al nuevo extremo distal de la trayectoria de pozo. En algunos casos, se remueven las indicaciones graficadas del valor operacional y el valor objetivo y se vuelven a graficar con cada ubicación nueva del sistema de coordenadas 410 con relación a la trayectoria de pozo 400. Sin embargo, en todavía otros casos, el valor operacional y el valor objetivo más viejos graficados se dejan en su lugar (o se vuelven a graficar dentro de la nueva ubicación del sistema de coordenadas con relación a la trayectoria de pozo) de tal forma que se puede observar el cambio con el tiempo en los valores por el operador de la perforación. La Figura 6 muestra una gráfica que es una porción de lo que se puede mostrar en un dispositivo de pantalla 241 por el plug-in 280 en todavía más modalidades. En particular, la Figura 6 muestra una serie de puntos graficados, donde los puntos superiores 600 representan valores operacionales previos, y los puntos inferiores 602 representan valores objetivo previos. Dicho de otra forma, el plug-in 280 en estas modalidades puede abstenerse de remover los valores graficados previos del dispositivo de pantalla 241. Viendo una escena que incluye los valores graficados previos como en la Figura 6 proporciona asi realimentación al operador de la perforación en cuanto a qué tan bien están afectando los cambios previos a los parámetros controlables al valor operacional con relación al valor objetivo. La especificación pasa ahora al uso de valores reales de pozos cercanos.

Mientras en algunas modalidades el plug-in 280 opera con datos recopilados únicamente con respecto al pozo que está siendo perforado, en otras modalidades, los datos relacionados a otros pozos (p.ej., pozos cuya longitud perforada es mayor al pozo actual que está siendo perforado, o quizás pozos cuya perforación ha sido terminada) se pueden utilizar diferentes formas. La Figura 7 muestra una gráfica que se puede mostrar en el dispositivo de pantalla 241 de acuerdo con al menos algunas modalidades. En particular, la Figura 7 muestra la trayectoria de pozo 400 para el pozo actual que está siendo perforado, junto con un sistema de coordenadas 410, que en este caso se muestra ilustrativamente como un cubo (p.ej., un sistema de coordenadas tridimensional). Una trayectoria de pozo se gráfica al mismo tiempo en la misma visualización para un pozo cercano 700, que incluye un sistema de coordenadas 702 (también se muestra ilustrativamente como un cubo) . Por lo tanto, en algunas modalidades el método ejecutado por el plug-in 280 puede incluir explorar una o más bases de datos de información en cuanto a la presencia de pozos cercanos que están siendo perforados o han sido perforados. Por ejemplo, el plug-in 280 puede acceder a una base de datos en el sistema de computadora 242 en el centro de operaciones para el proveedor de servicios.

Más particularmente, el plug-in 280 puede determinar la proximidad de pozos cercanos que ya han sido perforados a través del material de la formación que está o va a ser perforada por el pozo actual. La idea es que los valores reales asociados con el pozo cercano puedan proporcionar un mejor valor objetivo para el pozo actual de lo que el plug-in 280 podría crear con base en modelos o ecuaciones características. Por ejemplo, si el pozo asociado con la trayectoria de pozo 700 ya ha sido perforado a través de una formación de esquisto objetivo, las tasas de penetración reales alcanzadas en el pozo cercano pueden ser una mejor indicación de cómo establecer los parámetros controlables en el pozo actual. Por lo tanto, en estas modalidades, el plug-in 280 puede mostrar la trayectoria de pozo 700, el sistema de coordenadas 702, así como una gráfica o punto 704 indicativo del valor real alcanzado en el pozo cercano. La operación de perforación puede por lo tanto utilizar las indicaciones de los parámetros controlables del pozo cercano como una guía para establecer los parámetros controlables en el pozo actual para alcanzar el valor objetivo. En todavía otros casos, en lugar de calcular un valor objetivo con respecto al pozo actual, el plug-in 280 puede más bien graficar dentro del sistema de coordenadas 410 asociado con el pozo actual en el valor real alcanzado en el pozo cercano como el valor objetivo.

Nuevamente, utilizando la tasa de penetración como una guía, el plug-in 280 puede explorar una o más bases de datos en cuanto a pozos cercanos, y en algunos casos el radio u otro criterio de distancia puede ser seleccionable (p.ej., a lo largo de una linea de arrendamiento mineral) . Si un pozo cercano cumple con el criterio de distancia, el plug-in 280 puede encontrar datos con respecto a una profundidad correspondiente, y la tasa de penetración real alcanzada (incluyendo los valores de los parámetros controlables utilizados). El plug-in 280 puede entonces sustituyen la tasa de penetración real del pozo cercano para gue sea el valor objetivo en el pozo actual, y graficar la tasa de penetración de valor objetivo junto con la tasa de penetración del valor operacional en el sistema de coordenadas 410.

Son posibles numerosas variaciones y modificaciones al sistema ilustrativo. Por ejemplo, el número de dimensiones que se muestran en el sistema de coordenadas 410 no está limitado a dos o tres, y por lo tanto el sistema de coordenadas puede ser un espacio n-dimensional . Se pueden graficar cuatro o más dimensiones como las dimensiones que no necesitan estar relacionadas ortogonalmente . El sistema puede ser operado en el "modo de exploración" - explorando pozos cercanos de tal forma que se pueden utilizar los valores de esos pozos cercanos - o el sistema se puede operar donde solamente se utilizan los datos relacionados con el pozo actual. Los valores operacionales y los valores objetivo previamente graficados se pueden animar en un bucle de repetición para mostrar la progresión con el tiempo. El sistema puede habilitar al operador de la perforación para que "reproduzca" la situación de perforación iniciando desde cualquier profundidad o tiempo previo a cualquier profundidad o tiempo objetivo, incluyendo el presente.

En todavía otros casos, el valor objetivo calculado y mostrado puede ser un valor límite. Esto es, en estas modalidades en lugar de calcular valores objetivo (p.ej., una tasa de penetración optimizada), el valor objetivo puede solamente graficar un límite para el valor operacional (p.ej., un límite máximo, un límite mínimo, un límite de desviación) .

Aún más, mientras las diferentes modalidades han sido descritas en relación con los diferentes cálculos siendo llevados a cabo en la superficie, en todavía más casos, algunos o todos los cálculos con respecto al valor operacional y/o el valor objetivo pueden ser llevados a cabo por medio de un procesador colocado dentro del pozo próximo a la broca de perforación. Por ejemplo, el módulo de telemetría 124 puede ser un sistema de computadora (que controla un sistema de codificación, tal como un pulsador de lodo) . El sistema de computadora asociado con el módulo de telemetría 124 puede calcular los diferentes parámetros, y telemetrar algunos o todos los parámetros a los sistemas de computadora en la superficie. En casos donde el control del parámetro operacional sea automatizado, el módulo de telemetría 124 (o algún otro sistema de computadora de la superficie) puede controlar o cambiar dichos uno o más parámetros controlables (p.ej., velocidad del motor de lodo 112, o peso sobre la broca en sistemas donde el peso sobre la broca es controlable en el interior del pozo) .

La Figura 8 ilustra un sistema de computadora 800 de acuerdo con al menos algunas modalidades. El sistema de computadora 800 es ilustrativo de un sistema de computadora en el cual se pueden llevar a cabo algunos o todos los diferentes métodos. Por ejemplo, el sistema de computadora 800 puede ser ilustrativo del sistema de computadora 240 ó 242. Por otra parte, en forma ligeramente reducida (p.ej., sin la capacidad de gráficos, la tarjeta de interfaz de red, y los dispositivos de entrada/salida), el sistema de computadora 800 puede ser representativo de un sistema de computadora colocado con el módulo de telemetría 124. En particular, el sistema de computadora 800 comprende un procesador principal 810 acoplado a un arreglo principal de memoria 812, y otros componentes periféricos diferentes del sistema de computadora, a través del puente de sistema central ( osfc bridge) integrado 814. El procesador principal 810 puede ser un dispositivo de un solo procesador central (core), o un procesador que implementa múltiples procesadores centrales {cores) . Además, el sistema de computadora 800 puede implementar múltiples procesadores principales 810. El procesador principal 810 se acopla al puente de sistema central 814 por medio de un enlace común de sistema central 816, o el puente de sistema central 814 puede estar integrado en un procesador principal 810. Por lo tanto, el sistema de computadora 800 puede implementar otras configuraciones de enlace común (bus) o puentes de enlace común (bus-bridges) además de, o en lugar de, los que se muestran en la Figura 8.

La memoria principal 812 se acopla al puente de sistema central 814 a través de un enlace común de memoria 818. Por lo tanto, el puente de sistema central 814 comprende una unidad de control de memoria que controla las transacciones la memoria principal 812 al averiguar las señales de control para los accesos de la memoria. En otras modalidades, el procesador principal 810 implementa directamente una unidad de control de memoria, y la memoria principal 812 puede acoplarse directamente al procesador principal 810. La memoria principal 812 funciona como la memoria de trabajo para el procesador principal 810 y comprende un dispositivo de memoria o arreglo de dispositivos de memoria en los cuales se almacenan programas, instrucciones y datos. La memoria principal 812 puede comprender cualquier tipo adecuado de memoria tal como memoria de acceso aleatorio dinámica (DRAM, Dynamic Random Access Memory) o cualquiera de los diferentes tipos de dispositivos de DRAM tales como DRAM síncrona (SDRAM, Synchronous DRAM) , DRAM de salida extendida de datos (EDODRAM, Extended Data Output DRAM) , o DRAM de Rambus (RDRAM, Rambus DRAM) . La memoria principal 812 es un ejemplo de un medio no transitorio legible por computadora que almacena programas e instrucciones, y otros ejemplos son las unidades de disco y los dispositivos de memoria flash.

El sistema de computadora 800 ilustrativo también comprende un segundo puente 828 que puentea el enlace común de expansión primario 826 a diferentes enlaces comunes de expansión secundarios, tal como un enlace común de conteo bajo de pines (LPC, Low Pin Count) 830 y el enlace común de interconexión de componentes periféricos (PCI, Peripheral Components Interconnect ) 832. Otros enlaces comunes de expansión secundarios diferentes pueden ser soportados por el dispositivo del puente 828.

El centro de actividad de firmware 836 se acopla al dispositivo de puente 828 por medio del enlace común de LPC 830. El centro de actividad de firmware 836 comprende memoria de sólo lectura (ROM, Read Only Memory) que contiene programas de software ejecutables por el procesador principal 810. Los programas de software comprenden programas ejecutados durante y justo después de encender los procedimientos de prueba automática (POST, Power On Self-Test) asi como código de referencia de memoria. Los procedimientos POST y el código de referencia de memoria llevan a cabo diferentes funciones dentro del sistema de computadora antes de que el control del sistema de computadora se entregue al sistema operativo. El sistema de computadora 800 además comprende una tarjeta de interfaz de red (NIC, Network Interface Card) 838 acoplada ilustrativamente al enlace común de PCI 832. La NIC 838 actúa para acoplar el sistema de computadora 800 a una red de comunicación, tal como Internet, o redes de área local o amplia.

Todavía con referencia a la Figura 8, el sistema de computadora 800 puede además comprender un súper controlador de entrada/salida (I/O, Input/Output ) 840 acoplado al puente 828 por medio del enlace común de LPC 830. El súper controlador de I/O 840 controla muchas funciones del sistema de computadora, por ejemplo la interfaz con diferentes dispositivos de entrada y salida tales como teclado 842, un dispositivo apuntador 844 (p.ej., ratón), un dispositivo apuntador en la forma de un controlador de juegos 846, diferentes puertos en serie, unidades floppy y unidades de disco. El súper controlador de I/O 840 a menudo se denomina como vsúper" debido a las muchas funciones de 1/0 que lleva a cabo.

El sistema de computadora 800 puede además comprender una unidad de procesamiento de gráficos (GPU, Graphics Processing Unit) 850 acoplada al puente de sistema central 814 por medio de un enlace común (bus) 852, tal como un enlace común de PCI Express (PCI-E, PCI Express) o enlace común de procesamiento de gráficos avanzado (AGP, Advanced Graphics Processing) . Se pueden utilizar equivalentemente otros sistemas de enlace común, incluyendo sistemas de enlace común desarrollados posteriormente. Por otra parte, la unidad de procesamiento de gráficos 850 puede acoplarse alternativamente al enlace común de expansión primario 826, o uno de los enlaces comunes de expansión secundarios (p.ej., el enlace común de PCI 832) . La unidad de procesamiento de gráficos 850 se acopla a un dispositivo de pantalla 854 que puede comprender cualquier dispositivo de pantalla electrónica adecuada en la cual se puede graficar y/o mostrar cualquier imagen o texto. La unidad de procesamiento de gráficos 850 puede comprender un procesador de a bordo 856, asi como memoria de a bordo 858. El procesador 856 puede por lo tanto llevar a cabo procesamiento de gráficos, como lo ordena el procesador principal 810. Además, la memoria 858 puede ser significativa, en el orden de varios cientos de megabytes o más. Por lo tanto, una vez ordenado por el procesador principal 810, la unidad de procesamiento de gráficos 850 puede llevar a cabo cálculos significativos con respecto a los gráficos que serán mostrados en el dispositivo de pantalla, y por último mostrar tales gráficos, sin entrada o asistencia adicional del procesador principal 810.

Por lo tanto, es por medio del sistema de computadora 800 ilustrativo que se pueden llevar a cabo las diferentes modalidades discutidas anteriormente. Además, las diferentes modalidades se pueden llevar a cabo por medio de un sistema central {host) de sistemas de computadora, tal como el sistema de computadora 800, operado de manera paralela.

Se observa que mientras es teóricamente posible llevar a cabo algunos o todos los cálculos, simulaciones, y/o modelado para llegar a los valores operacionales y/o valores objetivo discutidos anteriormente por un humano utilizando solamente lápiz y papel, las mediciones de tiempo para el desempeño basado en el humano de tales tareas puede oscilar de horas hombre a años hombre, si no es que más. Por lo tanto, este párrafo deberá servir como soporte para cualquier limitación de reivindicación ahora existente, o agregada posteriormente, que establezca que el periodo de tiempo para llevar a cabo cualquier tarea descrita en este documento sea menos que el tiempo requerido para llevar a cabo la tarea a mano, menos de la mitad del tiempo para llevar a cabo la tarea a mano, y menos de un cuarto del tiempo para llevar a cabo la tarea a mano, donde "a mano" se deberá referir a llevar a cabo el trabajo utilizando exclusivamente lápiz y papel.

A partir de la descripción que se proporciona en este documento, aquellos experimentados en la materia son fácilmente capaces de combinar software creado como se describió con hardware de computadora de propósito general o propósito especial apropiado para crear un sistema de computadora y/o sub-componentes de computadora de acuerdo con las diferentes modalidades, para crear un sistema de computadora y/o sub-componentes de computadora para llevar a cabo los métodos de las diferentes modalidades, y/o para crear un medio de almacenamiento legible por computadora no transitorio (esto es, que no sea una señal que viaja a lo largo de un conductor u onda portadora) para almacenar programas de software para implementar los aspectos de método de las diferentes modalidades.

Se pretende que la discusión anterior sea ilustrativa de los principios y las diferentes modalidades de la presente invención. Numerosas variaciones y modificaciones se harán aparentes para aquellos experimentados en la materia una vez que se aprecie completamente la divulgación anterior. Se pretende que las siguientes reivindicaciones se interpreten para abarcar todas esas variaciones y modificaciones.

Claims (28)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito la presente invención como antecede, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES

1. Un método, que comprende: leer datos asociados con la perforación de un primer pozo, la lectura durante la perforación del primer pozo y al menos un dato de los datos basado en un parámetro controlable ; calcular un valor operacional relacionado con la perforación del primer pozo, el cálculo en tiempo real con la lectura de los datos y el valor operacional basado en los datos ; determinar un valor objetivo del valor operacional, la determinación en tiempo real con la lectura de los datos y el valor objetivo al menos en parte basado en los datos; mostrar una primera trayectoria de pozo en un dispositivo de pantalla; superponer un primer sistema de coordenadas sobre la primera trayectoria de pozo en el dispositivo de pantalla, la superposición próxima a un extremo distal de la primera trayectoria de pozo; y graficar, dentro del primer sistema de coordenadas, una indicación del valor operacional y una indicación del valor ob etivo .

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, además comprende: mostrar en el dispositivo de pantalla una segunda trayectoria de pozo para un segundo pozo cuya longitud es mayor que el primer pozo; mostrar un segundo sistema de coordenadas próximo a la segunda trayectoria de pozo; y graficar, dentro del segundo sistema de coordenadas, una indicación de un valor real relacionado con el segundo pozo, el valor real correspondiente al valor operacional del primer pozo.

3. El método de acuerdo con la reivindicación 1, además comprende, después de que la primera trayectoria de pozo aumenta en relación con una profundidad asociada con el graficado : leer datos adicionales asociados con la perforación del primer pozo, la lectura de datos adicionales durante la perforación del primer pozo y al menos un dato de los datos adicionales basado en un parámetro con rolable; calcular un nuevo valor operacional, el cálculo en tiempo real con la lectura de los datos adicionales y el nuevo valor operacional basado en los datos adicionales; determinar un nuevo valor objetivo del nuevo valor operacional, la determinación en tiempo real con la lectura de los datos adicionales y el nuevo valor objetivo al menos en parte basado en los datos; mover el primer sistema de coordenadas con relación a la trayectoria de pozo, el movimiento basado en el aumento de la primera trayectoria de pozo; y graficar el nuevo valor operacional y el nuevo valor obj etivo .

4. El método de acuerdo con la reivindicación 3, caracterizado porque mover el primer sistema de coordenadas con relación a la trayectoria de pozo además comprende al menos uno seleccionado del grupo que consiste de: mover el sistema de coordenadas y dejar la primera trayectoria de pozo estacionaria; mover la primera trayectoria de pozo y dejar el primer sistema de coordenadas estacionario.

5. El método de acuerdo con la reivindicación 3, además comprende abstenerse de remover la indicación del valor operacional y el valor objetivo del dispositivo de pantalla .

6. El método de acuerdo con la reivindicación 1, además comprende ajustar, por medio de un sistema de computadora, un parámetro controlable sensible a una diferencia entre el valor real y el valor objetivo.

7. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque determinar el valor objetivo además comprende determinar por medio de un procesador colocado dentro del primer pozo próximo a la broca de perforación.

8. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque superponer el primer sistema de coordenadas además comprende superponer el primer sistema de coordenadas con tres dimensiones, el primer sistema de coordenadas proyectado sobre una superficie bidimensional del dispositivo de pantalla.

9. El método de acuerdo con la rei indicación 1, caracterizado porque: calcular el valor operacional además comprende calcular una tasa real de penetración (ROP) de la broca de perforación a través de una formación; determinar un valor objetivo además comprende determinar una ROP objetivo; superponer el primer sistema de coordenadas además comprende proyectar un sistema de coordenadas tridimensional sobre una superficie bidimensional del dispositivo de pantalla, el sistema de coordenadas tridimensional comprende un eje de la velocidad rotacional, un eje del caudal del fluido de perforación, y un eje del peso sobre la broca; y graficar además comprende graficar dentro del sistema de coordenadas tridimensional una indicación de la ROP real y una indicación de la ROP objetivo.

10. El método de acuerdo con la reivindicación 9, además comprende: mostrar en el dispositivo de pantalla una segunda trayectoria de pozo para un segundo pozo cuya profundidad es mayor que el primer pozo; mostrar un segundo sistema de coordenadas próximo a la segunda trayectoria de pozo; y graficar, dentro del segundo sistema de coordenadas, una indicación de una ROP real alcanzada durante la creación del segundo pozo.

11. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque superponer el primer sistema de coordenadas además comprende al menos uno seleccionado del grupo que consiste de: superponer el primer sistema de coordenadas con solamente dos dimensiones; superponer el primer sistema de coordenadas con solamente tres dimensiones; superponer el primer sistema de coordenadas con solamente tres dimensiones, e incluyendo una cuarta dimensión en la forma de un artefacto reconocible vísualmente.

12. Un sistema de perforación, que comprende: una cadena de perforación colocada dentro de un primer pozo, la cadena de perforación comprende una broca de perforación en un extremo distal de la misma; un sistema de computadora asociado con la cadena de perforación, el sistema de computadora acoplado comunicativamente a uno o más sensores asociados con la perforación del primer pozo; un dispositivo de pantalla comunicativamente acoplado al sistema de computadora, el dispositivo de pantalla reside en la superficie próximo al primer pozo; el sistema de computadora comprende un procesador acoplado a una memoria, y la memoria almacena un programa que, cuando es ejecutado por el procesador, provoca que el procesador : lea datos asociados con la perforación del primer pozo, al menos un dato de los datos basado en un parámetro controlable ; calcule un valor operacional relacionado con la perforación del primer pozo, el cálculo en tiempo real con la lectura de los datos y el valor operacional basado en los datos ; determine un valor objetivo del valor operacional, la determinación en tiempo real con la lectura de los datos y el valor objetivo al menos en parte basado en los datos; y provoque que el valor operacional y el valor objetivo se muestren en el dispositivo de pantalla en relación con un primer sistema de coordenadas, el primer sistema de coordenadas mostrado en el dispositivo de pantalla próximo a una representación de una trayectoria del primer pozo .

13. El sistema de perforación de acuerdo con la reivindicación 12, además comprende: un módulo de telemetría colocado dentro de un ensamble para el interior de pozos de la cadena de perforación, el módulo de telemetría envía información desde el interior del primer pozo a la superficie; en donde el sistema de computadora está colocado dentro del ensamble para el interior de pozos de la cadena de perforación; y en donde cuando el procesador provoca que se muestren el valor operacional y el valor objetivo, el programa provoca que el procesador envíe el valor operacional y el valor objetivo a la superficie por medio del módulo de telemetría.

14. El sistema de perforación de acuerdo con la reivindicación 12, caracterizado porque el programa además provoca que el procesador: determine una diferencia entre el valor operacional y el valor objetivo; y controle al menos un parámetro controlable sensible a la diferencia.

15. El sistema de perforación de acuerdo con la reivindicación 12, caracterizado porque el sistema de computadora está colocado en la superficie en una ubicación seleccionado del grupo que consiste de: en el sitio de perforación; y en una ubicación remota con relación al sitio de perforación.

16. El sistema de perforación de acuerdo con la reivindicación 12, caracterizado porque cuando el procesador provoca que se muestre el valor operacional y el valor objetivo, el programa además provoca que el procesador: muestre la primera trayectoria de pozo en el dispositivo de pantalla; superponga el primer sistema de coordenadas sobre la primera trayectoria de pozo en el dispositivo de pantalla, el primer sistema de coordenadas próximo a un extremo distal de la primera trayectoria de pozo en el dispositivo de pantalla; y graficar, dentro del primer sistema de coordenadas, una indicación del valor operacional y una indicación del valor objetivo .

17. El sistema de perforación de acuerdo con la reivindicación 16, caracterizado porque cuando el procesador superpone el primer sistema de coordenadas, el programa provoca que el procesador superponga un primer sistema de coordenadas tridimensional proyectado sobre una superficie bidimensional del dispositivo de pantalla.

18. El sistema de perforación de acuerdo con la reivindicación 12, caracterizado porque el programa además provoca que el procesador: muestre en el dispositivo de pantalla una segunda trayectoria de pozo para un segundo pozo cuya longitud es mayor que el primer pozo; muestre un segundo sistema de coordenadas próximo a la segunda trayectoria de pozo; y grafique, dentro del segundo sistema de coordenadas, una indicación de un valor real relacionado con el segundo pozo, el valor real correspondiente al valor operacional del primer pozo .

19. El sistema de perforación de acuerdo con la reivindicación 12, caracterizado porque el programa además provoca que el procesador: lea datos adicionales asociados con la perforación del primer pozo, la lectura de datos adicionales durante la perforación del primer pozo y al menos un dato de los datos adicionales basado en un parámetro controlable; calcule un nuevo valor operacional, el cálculo en tiempo real con la lectura de los datos adicionales y el nuevo valor operacional basado en los datos adicionales; determine un nuevo valor objetivo del nuevo valor operacional, la determinación en tiempo real con la lectura de los datos adicionales y el nuevo valor objetivo al menos en parte basado en los datos; mueva el primer sistema de coordenadas con relación a la trayectoria de pozo, el movimiento basado en el aumento de la primera trayectoria de pozo; y grafique una indicación del nuevo valor operacional y una indicación del nuevo valor objetivo.

20. El sistema de perforación de acuerdo con la reivindicación 19, caracterizado porque el programa además provoca que el procesador se abstenga de remover la indicación del valor operacional y la indicación del valor objetivo del dispositivo de pantalla.

21. El sistema de perforación de acuerdo con la reivindicación 12, caracterizado porque: cuando el procesador calcula el valor operacional, el programa provoca que el procesador calcule una tasa real de penetración (ROP) de la broca de perforación a través de una formación; cuando el procesador determina un valor objetivo, el programa provoca que el procesador determine una ROP obj etivo ; cuando el procesador envía el valor operacional y el valor objetivo, el programa además provoca que el procesador envíe la ROP real y la ROP objetivo que serán mostradas en un sistema de coordenadas tridimensional proyectado sobre una superficie bidimensional del dispositivo de pantalla, el sistema de coordenadas tridimensional comprende un eje de la velocidad rotacional, un eje del caudal del fluido de perforación, y un eje del peso sobre la broca.

22. Un medio legible por computadora no transitorio que almacena un programa que, cuando es ejecutado por un procesador, provoca que el procesador: lea datos asociados con la perforación de un primer pozo, la lectura durante la perforación del primer pozo y al menos un dato de los datos adicionales basado en un parámetro controlable ; calcule un valor operacional relacionado con la perforación del primer pozo, el cálculo en tiempo real con la lectura de los datos y el valor operacional basado en los datos ; determine un nuevo valor objetivo del valor operacional, la determinación en tiempo real con la lectura de los datos y el valor objetivo basado en los datos; muestre una primera trayectoria de pozo en un dispositivo de pantalla; superponga un primer sistema de coordenadas sobre la primera trayectoria de pozo en el dispositivo de pantalla, el primer sistema de coordenadas próximo a un extremo distal de la primera trayectoria de pozo; y grafique, dentro del primer sistema de coordenadas, una indicación del valor operacional y una indicación del valor obj etivo .

23. El medio legible por computadora no transitorio de acuerdo con la reivindicación 22, además comprende: mostrar en el dispositivo de pantalla una segunda trayectoria de pozo para un segundo pozo cuya profundidad es mayor que el primer pozo; mostrar un segundo sistema de coordenadas próximo a la segunda trayectoria de pozo; y graficar, dentro del segundo sistema de coordenadas, una indicación de un valor real relacionado con el segundo pozo, el valor real correspondiente al valor operacional del primer pozo .

24. El medio legible por computadora no transitorio de acuerdo con la reivindicación 22, caracterizado porque el programa además provoca que el procesador: determine una diferencia entre el valor operacional y el valor objetivo; y controle al menos un parámetro controlable sensible a la diferencia .

25. El medio legible por computadora no transitorio de acuerdo con la reivindicación 22, caracterizado porque, después de que la primera trayectoria de pozo aumenta, el programa además provoca que el procesador: lea datos adicionales asociados con la perforación del primer pozo, la lectura de datos adicionales durante la perforación del primer pozo y al menos un dato de los datos adicionales basado en un parámetro controlable; calcule un nuevo valor operacional, el cálculo en tiempo real con la lectura de los datos adicionales y el nuevo valor operacional basado en los datos adicionales; determine un nuevo valor objetivo del nuevo valor operacional, la determinación en tiempo real con la lectura de los datos adicionales y el nuevo valor objetivo al menos en parte basado en los datos; mueva el primer sistema de coordenadas con relación a la trayectoria de pozo, el movimiento basado en el aumento de la primera trayectoria de pozo; y grafique una indicación del nuevo valor operacional y una indicación del nuevo valor objetivo.

26. El medio legible por computadora no transitorio de acuerdo con la reivindicación 25, caracterizado porque el programa además provoca que el procesador deje la indicación del valor operacional y el valor objetivo en el dispositivo de pantalla.

27. El medio legible por computadora no transitorio de acuerdo con la reivindicación 22, caracterizado porque: cuando el procesador calcula, el programa provoca que el procesador calcule una tasa real de penetración (ROP) de la broca de perforación a través de una formación; cuando el procesador determina, el programa provoca que el procesador determine una ROP objetivo; cuando el procesador superpone, el programa provoca que el procesador proveniente un sistema de coordenadas tridimensional sobre una superficie bidimensional del dispositivo de pantalla, el sistema de coordenadas tridimensional comprende un eje de la velocidad rotacional, un eje del caudal del fluido de perforación, y un eje del peso sobre la broca; y cuando el procesador gráfica, el programa provoca que el procesador grafique una indicación de la ROP real y una indicación de la ROP objetivo.

28. El medio legible por computadora no transitorio de acuerdo con la reivindicación 17, caracterizado porque el programa además provoca que el procesador: muestre en el dispositivo de pantalla una segunda trayectoria de pozo para un segundo pozo cuya profundidad es mayor que el primer pozo; muestre un segundo sistema de coordenadas próximo a la segunda trayectoria de pozo; y grafique, dentro del segundo sistema de coordenadas, una indicación de una ROP real alcanzada durante la creación del segundo pozo.