WO2015086777A1 - Procede de detection d'un dysfonctionnement en forage - Google Patents

Procede de detection d'un dysfonctionnement en forage Download PDF

Info

Publication number
WO2015086777A1
WO2015086777A1 PCT/EP2014/077456 EP2014077456W WO2015086777A1 WO 2015086777 A1 WO2015086777 A1 WO 2015086777A1 EP 2014077456 W EP2014077456 W EP 2014077456W WO 2015086777 A1 WO2015086777 A1 WO 2015086777A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
bit
threshold value
malfunction
max
magnitude
Prior art date
Application number
PCT/EP2014/077456
Other languages
English (en)
Inventor
Laurent GERBAUD
Pierre Leclerc
Philippe RESSÉGUIER
Original Assignee
Total Sa
Drillscan
Armines
Varel Europe
Geoservices Equipements
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Total Sa, Drillscan, Armines, Varel Europe, Geoservices Equipements filed Critical Total Sa
Priority to CA2933504A priority Critical patent/CA2933504C/fr
Priority to US15/103,681 priority patent/US10324006B2/en
Publication of WO2015086777A1 publication Critical patent/WO2015086777A1/fr
Priority to NO20161148A priority patent/NO347653B1/no

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01M99/00—Subject matter not provided for in other groups of this subclass
    • G01M99/008—Subject matter not provided for in other groups of this subclass by doing functionality tests
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B12/00—Accessories for drilling tools
    • E21B12/02—Wear indicators
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B45/00—Measuring the drilling time or rate of penetration

Definitions

  • the present invention relates to a method of detecting, using two indicators, a malfunction during a drilling.
  • the invention proposes a method for detecting a malfunction during a drilling performed using a drill bit, the method comprising:
  • the method comprises providing an estimate of at least one of the following variables:
  • the first magnitude being calculated from the torque applied to the bit and the penetration rate of the bit
  • the second magnitude being calculated from the weight applied to the bit and the penetration rate of the bit.
  • the first quantity is obtained by the following equation: _ 120 * ⁇ * RPM * TOB
  • RPM is the number of revolutions per minute of the bit
  • TOB is the torque applied to the bit
  • ROP is the penetration rate of the trephine
  • AB is the surface of the borehole.
  • the estimation of the torque applied to the bit is obtained independently of the weight applied to the bit.
  • the comparisons with the first and second threshold values (max) are performed in real time.
  • the process comprises, following step c):
  • the process comprises, following step d):
  • the process comprises, following step d):
  • the method comprises, following step b), when the ratio between the first quantity and the second quantity is smaller than the second threshold value:
  • the process comprises, following step g):
  • the process comprises, following step g):
  • the invention relates to a method for detecting a malfunction during a drilling.
  • the field of application of this process includes in particular the field of oil drilling, and any other type of drilling for the exploitation or exploration of the subsoil.
  • the malfunction detection is performed on a borehole using a drill bit as a drilling tool. Different variables are likely to be obtained from the measurements made on the drilling tool, and in particular measurements made on the surface.
  • the mechanical specific energy used during drilling (also known as Mechanical Specified Energy, abbreviated to MSE) is one of the variables taken into account by the proposed method of detecting a malfunction.
  • MSE Mechanical Specified Energy
  • RPM of the English expression Revolutions Per Minute
  • RPM background the number of revolutions per minute of the bit
  • TOB Torque On Bit
  • WOB Weight On Bit
  • ROP Rate Ofi Penetration
  • a B is the area of the borehole in mm 2 .
  • Equation (1) The first term, hereinafter "E", of equation (1) is related to the torque applied to the tool while the second term is related to the weight applied to the tool.
  • the second term contributes only a few percent to the MSE energy thus calculated.
  • E alone is thus representative of the energy MSE implemented during drilling.
  • E is then used as the first representative magnitude of MSE as a first indicator of malfunctions occurring during drilling. This first magnitude can be obtained directly according to the following equation:
  • ⁇ is the depth of the pass, calculated according to:
  • the proposed method includes the use of a second magnitude representative of the drilling force (also referred to as "Drilling strength”).
  • the second magnitude may in particular be equal to the drilling force, hereinafter "S”, according to the following equation:
  • This second magnitude is used in the detection method for determining a second indicator equal to the ratio between the first magnitude and the second magnitude.
  • equations (2), (2 '), (3) and (4) can be used to obtain an estimate of the first magnitude representative of the specific mechanical energy and an estimate of the second magnitude representative of the drilling force.
  • the first magnitude be calculated from TOB and ROP and that the second magnitude be calculated from WOB and ROP.
  • the first magnitude and the second magnitude are respectively equivalent to E and S, the two indicators then being denoted E and E / S, respectively.
  • the evolutions of these two indicators are compared with threshold values to detect the presence of a dysfunction.
  • E is compared with a first threshold value, E max
  • I / O is compared with a second threshold value, (I / O) max .
  • TOB and WOB used for the estimation of E and I / S, are obtained independently. In other words, obtaining TOB and WOB independently allows both E and I / O indicators to show decorrelated evolutions.
  • comparisons 12 and 18 may be facilitated by the prior step of tracing E and I / O as a function of time.
  • the method comprises detecting, in step 60, a drilling malfunction. This malfunction corresponds to the presence of vibrations on the bit. However, at this step 60, the type of malfunction is not yet completely determined.
  • the method illustrated comprises the comparison, in step 62, of the variations of the TOB, variations hereinafter denoted ⁇ , with a third threshold value, hereinafter ATOB max .
  • ⁇ corresponds to a magnitude representative of the fluctuations of TOB over a given period of time.
  • ATOB max may be equal to 10% of the average value of the TOB over the same period of 10s.
  • ⁇ is the standard deviation of the TOB on the average of the TOB over a period of 10s and ATOB max is equal to 10%.
  • ⁇ may be equal to the rate of increase of
  • ATOB - t 2 - where t 2 and ti are two instants t, for example separated by an interval of 10s.
  • TOB t i and TOB t 2 can be averaged over a time interval limiting the noise.
  • ATOB max may be equal to a predetermined percentage, for example 10%>.
  • the method illustrated comprises, in step 64, the detection of the probability of malfunction of the lateral vibration type of the bit (a malfunction also referred to as the English word Whir ⁇ ). Furthermore, the lateral vibration type malfunction can also be determined when detecting chaotic movements of a bit drill string (also known as a drill string).
  • the method comprises a new step 66 of comparing the variations of the WOB, variations hereinafter denoted AWOB, with a fourth threshold value, hereinafter AWOB max .
  • AWOB is a representative quantity of WOB fluctuations over a given period of time.
  • AWOB can be the standard deviation of the WOB over a period of 10s.
  • AWOB max may be equal to 10% of the average value of the WOB over the same period of 10s.
  • AWOB is the standard deviation of the WOB on the average of the WOB over a period of 10s and AWOB max is equal to 10%.
  • AWOB can be equal to the rate of increase of
  • t 2 and t i are two instants t, for example separated by an interval of 10 s.
  • AWOB or WOB and WOB tl t2 alternatively may be averaged over a time interval limiting noise.
  • AWOB max may be equal to a predetermined percentage, for example 10%.
  • the method illustrated comprises the detection, in step 68, of the probability of malfunction of the axial vibration type of the bit (a malfunction also known as the English Bit Bouncing).
  • the method illustrated comprises, in step 70, the detection of the probability of malfunction of the torsional vibration type of the bit (malfunction also designated by the English expression Stick Slip ).
  • the comparison step 12 of E with E max can precede the step 18 of comparison of I / O with (I / O) max . Indeed, it is possible to detect the probability of an absence of malfunction by the mere observation of E.
  • the method comprises a step 14 for comparing E with a threshold value. minimum E m i n . In the case where E is less than Emi n , this comparison makes it possible to detect, in step 16, the probability of a passage of the bit in a softer ground formation, thus characterizing the absence of malfunction of the bit.
  • the mere observation of I / O may not be sufficient to exclude the presence of malfunction during drilling.
  • the detection, in step 42 of the probability of a passage of the bit in a harder ground formation, also characterizing the absence of dysfunction of the bit, is possible when, after comparing E to step 12, I / O comparisons to Steps 18 and 40 show that I / O is between (I / O) min and (I / O) max , (I / O) m i n corresponding to a fifth threshold value.
  • the detection method is faster when the comparison step E of E precedes the I / O comparison step 18.
  • the order of steps 12 and 18 can be reversed or else steps 12 and 18 can be performed simultaneously.
  • the method comprises a step 44 of detecting a malfunction.
  • the type of malfunction detected may be either the stuffing type of the bit or the drill bit type.
  • the method then comprises step 46 to try to determine if I / S remains irreversibly less than (I / Os) min.
  • the method detects, in step 48 the probability of malfunction of the drill bit type.
  • the method detects in step 50 the probability of a bit-like malfunction of the bit.
  • the determination of reversibility or irreversibility in step 46 can be made after the attempt to clean the bit, for example by raising a few meters of the bit with a rapid rotation to clean it.
  • the method may also include detecting the probability of a bit-like-type malfunction when the used pressure of the drilling muds is greater than a threshold value. Referring to the figure, this detection is enabled by the comparison in step 52 of the sludge pressure, denoted SPP (abbreviated to the English expression Pressured Stand Pipe) with a threshold value denoted SPP max .
  • the estimates of the indicators E, E / S, but also of WOB, TOB and SPP and their comparison with their respective threshold value can advantageously be carried out in real time, during the course of the drilling operations.
  • the use of the expression "in real time” is understood to mean carrying out an action at a given frequency equal to or proportional to the frequency of the measurements made during drilling.
  • the actions in real time correspond for example to actions performed at a frequency greater than 0.1 Hz and preferably greater than 1 Hz.
  • Real-time E & E / S estimates are based on real-time RPM, WOB, TOB, and ROP.
  • Real-time comparisons of E, I / O, but also WOB, TOB and SPP malfunction indicators with the threshold values are used to detect the malfunction of the device. bit while the malfunction occurs while using the bit.
  • Such real-time detection ensures the possibility of taking countermeasures during the drilling operation, by action on the drilling parameters or by decision to raise the drill bit. These reactions may limit damage to the bit or allow optimization of the bit ROP in the soil.
  • the determination of the type of malfunction in real time makes it possible in particular to diagnose whether the dysfunction of the bit is reversible or irreversible.
  • the fine determination of the reversibility allowed by the proposed method then makes it possible to avoid useless manipulations of change of the bit which can take up to 24 hours.
  • the reversible malfunctions are in particular all the malfunctions in vibration and the malfunction of the stuffing type of the tool.
  • the different threshold values mentioned above can be set from previous drilling results, and / or from the characteristics of the bit, and / or from the logs of the known formations of the soil to be drilled.
  • the variables RPM, WOB, TOB, SPP and ROP can be obtained by means of measurements on the surface thus making it possible to determine the malfunctions of the bit despite the absence of measurements at the bottom of the drilled hole.
  • real-time background measurements can be used, for example for WOB, TOB or RPM.
  • the threshold crossing determinations can be made using wide inequalities, that is to say non-strict.
  • the terms “upper” and “lower” previously used may be understood as meaning “greater than or equal” and “less than or equal”, respectively.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Drilling And Boring (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)

Abstract

L'invention se rapporte à un procédé de détection d'un dysfonctionnement lors d'un forage effectué à l'aide d'un trépan, le procédé comprenant : a) la comparaison d'une première grandeur (E) représentative de l'énergie spécifique mécanique (MSE) avec une première valeur de seuil (Emax); b) lorsque la première grandeur est supérieure à la première valeur de seuil, la comparaison du rapport (E/S) entre la première grandeur et une deuxième grandeur (S) représentative de la force de forage avec une deuxième valeur de seuil ((E/S)max); c) la détection d'un dysfonctionnement du forage lorsque le rapport (E/S) entre la première grandeur (E) et la deuxième grandeur (S) est supérieure à la deuxième valeur de seuil ((E/S)max). L'invention permet une détection plus précise d'un dysfonctionnement en forage.

Description

Procédé de détection d'un dysfonctionnement en forage
La présente invention concerne un procédé de détection, à l'aide de deux indicateurs, d'un dysfonctionnement lors d'un forage.
Dans le domaine du forage, en particulier dans le domaine du forage pétrolier, il est connu de procéder à une analyse des dysfonctionnements d'un forage par l'analyse de l'énergie spécifique mécanique mise en œuvre lors du forage.
Toutefois la précision de telles analyses connues n'apparaît pas satisfaisante. En particulier, ces analyses connues ne permettent pas de différencier entre le passage de l'outil de forage d'une formation plus tendre à une formation plus dure et la présence d'un réel dysfonctionnement lors du forage. Par ailleurs, lorsqu'un dysfonctionnement réel ou non est identifié à l'aide de ces analyses connues, la précision de ces analyses est insuffisante pour permettre de déterminer quel est le type de dysfonctionnement que rencontre le forage.
Il existe donc un besoin pour un procédé plus précis de détection d'un dysfonctionnement en forage.
Pour cela, l'invention propose un procédé de détection d'un dysfonctionnement lors d'un forage effectué à l'aide d'un trépan, le procédé comprenant :
a) la comparaison d'une première grandeur représentative de l'énergie spécifique mécanique avec une première valeur de seuil ;
b) lorsque la première grandeur est supérieure à la première valeur de seuil, la comparaison du rapport entre la première grandeur et une deuxième grandeur représentative de la force de forage avec une deuxième valeur de seuil ;
c) la détection d'un dysfonctionnement du forage lorsque le rapport entre la première grandeur et la deuxième grandeur est supérieure à la deuxième valeur de seuil.
Selon une variante, avant les étapes a) et b), le procédé comprend la fourniture d'une estimation d'au moins une des variables suivantes :
- le taux de pénétration du trépan ;
- le poids appliqué au trépan ; et
- le couple appliqué au trépan ;
la première grandeur étant calculée à partir du couple appliqué au trépan et du taux de pénétration du trépan ; et
la deuxième grandeur étant calculée à partir du poids appliqué au trépan et du taux de pénétration du trépan.
Selon une variante, la première grandeur est obtenue par l'équation suivante : _ 120 * π * RPM * TOB
E ~ AB * ROP
où RPM est le nombre de tours par minute du trépan ;
TOB est le couple appliqué au trépan ;
ROP est le taux de pénétration du trépan ;
AB est la surface du trou de forage.
Selon une variante, l'estimation du couple appliqué au trépan est obtenue indépendamment du poids appliqué au trépan.
Selon une variante, les comparaisons avec les première et deuxième valeurs de seuilmax) sont effectuées en temps réel.
Selon une variante, le procédé comprend, à la suite de l'étape c) :
d) la détermination d'un dysfonctionnement du type en vibration latérale du trépan lorsque les variations du couple appliqué au trépan sont inférieures à une troisième valeur de seuil.
Selon une variante, le procédé comprend, à la suite de l'étape d) :
el) la détermination d'un dysfonctionnement du type en vibration axiale du trépan lorsque les variations du poids appliqué au trépan sont supérieures à une quatrième valeur de seuil.
Selon une variante, le procédé comprend, à la suite de l'étape d) :
e2) la détermination d'un dysfonctionnement du type vibration en torsion du trépan lorsque les variations du poids appliqué au trépan sont inférieures à la quatrième valeur de seuil.
Selon une variante, le procédé comprend, à la suite de l'étape b), lorsque le rapport entre la première grandeur et la deuxième grandeur est inférieure à la deuxième valeur de seuil :
f) la comparaison du rapport entre la première grandeur et la deuxième grandeur avec une cinquième valeur de seuil ;
g) la détection d'un dysfonctionnement lorsque le rapport entre la première grandeur et deuxième grandeur est inférieure à la cinquième valeur de seuil.
Selon une variante, le procédé comprend, à la suite de l'étape g) :
hl) la détermination d'un dysfonctionnement du type en bourrage du trépan lorsque après nettoyage du trépan le rapport entre la première grandeur et la deuxième grandeur est supérieure à la cinquième valeur de seuil.
Selon une variante, le procédé comprend, à la suite de l'étape g) :
h2) la détermination d'un dysfonctionnement du type en usure du trépan lorsque après nettoyage du trépan le rapport entre la première grandeur et la deuxième grandeur reste inférieure à la cinquième valeur de seuil. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront à la lecture de la description détaillée qui suit des modes de réalisation de l'invention, donnés à titre d'exemple uniquement et en référence au dessin qui montre :
- figure unique, un diagramme d'un mode de réalisation d'un procédé de détection de dysfonctionnement en forage.
L'invention se rapporte à un procédé de détection d'un dysfonctionnement lors d'un forage. Le domaine d'application de ce procédé comprend en particulier le domaine des forages pétroliers, et tout autre type de forage permettant l'exploitation ou l'exploration du sous-sol.
La détection de dysfonctionnement est effectuée sur un forage à l'aide d'un trépan en tant qu'outil de forage. Différentes variables sont susceptibles d'être obtenues à partir des mesures effectuées sur l'outil de forage, et en particulier de mesures effectuées en surface.
L'énergie spécifique mécanique mise en œuvre lors du forage (également désignée en anglais par l'expression Mechanical Spécifie Energy, abrégée en MSE) fait notamment partie des variables prises en compte par le procédé proposé de détection d'un dysfonctionnement. L'énergie spécifique mécanique peut s'exprimer à l'aide de l'équation suivante :
120 * π * RPM * TOB 9,81 * 103 * WOB
(1) MSE = —— +
AB * ROP AB
où RPM (de l'expression anglaise Révolutions Per Minute) est le nombre de tours par minute du trépan, également désigné par l'expression « RPM fond » ;
TOB (de l'expression anglaise Torque On Bit) est le couple appliqué au trépan en N.m;
WOB (de l'expression anglaise Weight On Bit) est le poids appliqué au trépan en tonnes ;
ROP (de l'expression anglaise Rate Ofi Pénétration) est le taux de pénétration du trépan dans le sol en m/h ; et
AB est la surface du trou de forage en mm2.
Le premier terme, ci-après "E", de l'équation (1) est lié au couple appliqué à l'outil alors que le deuxième terme est lié au poids appliqué à l'outil. Dans cette équation (1), le deuxième terme ne contribue que de quelques pourcents à l'énergie MSE ainsi calculée. E seul est ainsi représentatif de l'énergie MSE mise en œuvre lors du forage. Selon le procédé proposé, E est alors utilisé en tant que première grandeur représentative de MSE comme un premier indicateur des dysfonctionnements survenant lors du forage. Cette première grandeur peut être obtenue directement selon l'équation suivante :
120 * π * RPM * TOB
(2) E = -
AB * ROP
qui peut être exprimée différemment en E' :
, 2 * TOB
(2') E' =
α2δ '
où a est le rayon de l'outil ; et
δ est la profondeur de passe, calculée selon :
(3) δ = *ROP/(60*RPM) .
Dans la suite de ce document, les conventions E et E' sont utilisées indifféremment.
Parmi les autres variables susceptibles d'être obtenues lors du forage, le procédé proposé comprend l'utilisation d'une deuxième grandeur représentative de la force de forage (également désignée en anglais par l'expression Drilling strength). La deuxième grandeur peut notamment être égale à la force de forage, ci-après "S", selon l'équation suivante :
WOB
(4) S
αδ
Cette deuxième grandeur est utilisée dans le procédé de détection pour la détermination d'un deuxième indicateur égal au rapport entre la première grandeur et la deuxième grandeur.
De manière alternative, d'autres formules que les équations (2), (2'), (3) et (4) peuvent être utilisées pour obtenir une estimation de la première grandeur représentative de l'énergie mécanique spécifique et une estimation de la deuxième grandeur représentative de la force de forage. En tous les cas, il est préféré que la première grandeur soit calculée à partir de TOB et ROP et que la deuxième grandeur soit calculée à partir de WOB et ROP. Dans la suite de ce document, la première grandeur et la deuxième grandeur sont respectivement assimilées à E et S, les deux indicateurs étant alors notés E et E/S, respectivement.
Selon le procédé proposé, les évolutions de ces deux indicateurs sont comparées avec des valeurs de seuils pour détecter la présence d'un dysfonctionnement. E est comparé avec une première valeur seuil, Emax, et E/S est comparé avec une deuxième valeur seuil, (E/S)max. Pour une meilleure détermination des dysfonctionnements, TOB et WOB, utilisés pour l'estimation de E et E/S, sont obtenus de manière indépendante. En d'autres termes, l'obtention de TOB et de WOB de manière indépendante permet aux deux indicateurs E et E/S de présenter des évolutions décorrélées.
En référence à la figure unique, les comparaisons 12 et 18 peuvent être facilitées par l'étape préalable 10 de traçage de E et de E/S en fonction du temps.
Lorsque après comparaisons, E est supérieur à Emax et E/S est supérieur à (E/S)max, le procédé comprend la détection, à l'étape 60, d'un dysfonctionnement du forage. Ce dysfonctionnement correspond à la présence de vibrations sur le trépan. Toutefois à cette étape 60, le type de dysfonctionnement n'est pas encore complètement déterminé.
Le procédé illustré comprend la comparaison, à l'étape 62, des variations du TOB, variations ci-après notées ΔΤΟΒ, avec une troisième valeur de seuil, ci-après ATOBmax. ΔΤΟΒ correspond à une grandeur représentative des fluctuations de TOB sur une période de temps donnée. Ainsi selon une première variante, ΔΤΟΒ peut être l'écart type du TOB sur une période de 10s. Selon cette variante, ATOBmax peut être égale à 10% de la valeur moyenne du TOB sur cette même période de 10s. Selon une autre formulation équivalente, ΔΤΟΒ est l'écart type du TOB sur la moyenne du TOB sur une période de 10s et ATOBmax est égale à 10%.
Selon une seconde variante, ΔΤΟΒ peut être égale au taux d'accroissement de
TOB sur une période donnée, par exemple 10s. En d'autres termes selon cette variante ΔΤΟΒ peut être obtenue selon l'équation suivante :
TOBt2 - TOBti
(5) ATOB = - t2- où t2 et ti sont deux instants t, par exemple séparés par un intervalle de 10s.
Selon cette variante ΔΤΟΒ ou, TOBti et TOBt2, peuvent être moyennées sur un intervalle de temps limitant le bruit. En tous les cas selon cette variante, ATOBmax peut être égale à un pourcentage prédéterminé, par exemple 10%>.
Lorsque ΔΤΟΒ n'est pas supérieure à ATOBmax, le procédé illustré comprend, à l'étape 64, la détection de la probabilité de dysfonctionnement du type en vibration latérale du trépan (dysfonctionnement également désigné par l'expression anglaise Bit Whirï). Par ailleurs, le dysfonctionnement du type en vibration latérale peut aussi être déterminé lors de détection de mouvements chaotiques d'un train de tiges de forage du trépan (train aussi désigné par l'expression anglaise du type drill string).
Lorsque ΔΤΟΒ est supérieure à ATOBmax, le procédé comprend une nouvelle étape 66 de comparaison des variations du WOB, variations ci-après notées AWOB, avec une quatrième valeur de seuil, ci-après AWOBmax. AWOB correspond à une grandeur représentative des fluctuations de WOB sur une période de temps donnée. Ainsi selon une première variante, AWOB peut être l'écart type du WOB sur une période de 10s. Selon cette variante, AWOBmax peut être égale à 10% de la valeur moyenne du WOB sur cette même période de 10s. Selon une autre formulation équivalente, AWOB est l'écart type du WOB sur la moyenne du WOB sur une période de 10s et AWOBmax est égale à 10%.
Selon une seconde variante, AWOB peut être égale au taux d'accroissement de
WOB sur une période donnée, par exemple 10s. En d'autres termes selon cette variante AWOB peut être obtenue selon l'équation suivante :
WOB. - WOBt
(6) AWOB = —
t2 - h
où t2 et ti sont deux instants t, par exemple séparés par un intervalle de 10s.
Selon cette variante AWOB ou, WOBtl et WOBt2, peuvent être moyennées sur un intervalle de temps limitant le bruit. En tous les cas selon cette variante, AWOBmax peut être égale à un pourcentage prédéterminé, par exemple 10%.
Dans le cas où AWOB est supérieure à AWOBmax, le procédé illustré comprend la détection, à l'étape 68, de la probabilité de dysfonctionnement du type en vibration axiale du trépan (dysfonctionnement également désigné par l'expression anglaise Bit Bouncing).
Dans le cas où AWOB n'est pas supérieure à AWOBmax, le procédé illustré comprend, à l'étape 70, la détection de la probabilité de dysfonctionnement du type vibration en torsion du trépan (dysfonctionnement également désigné par l'expression anglaise Stick Slip).
Conformément au mode de réalisation du procédé illustré par la figure unique, l'étape 12 de comparaison de E avec Emaxpeut précéder l'étape 18 de comparaison de E/S avec (E/S)max. En effet, il est possible de détecter la probabilité d'une absence de dysfonctionnement par la seule observation de E. Ainsi lorsque E n'est pas supérieur à Emax, le procédé comprend une étape 14 de comparaison de E avec une valeur de seuil minimale Emin. Dans le cas où E est inférieur à Emin, cette comparaison permet de détecter, à l'étape 16, la probabilité d'un passage du trépan dans une formation du sol plus tendre, caractérisant ainsi l'absence de dysfonctionnement du trépan.
En revanche, la seule observation de E/S peut ne pas suffire à exclure la présence d'un dysfonctionnement en cours de forage. Selon le procédé illustré, la détection, à l'étape 42, de la probabilité d'un passage du trépan dans une formation du sol plus dure, caractérisant aussi l'absence de dysfonctionnement du trépan, est possible lorsque, après comparaison de E à l'étape 12, les comparaisons de E/S aux étapes 18 et 40 montrent que E/S est compris entre (E/S)min et (E/S)max, (E/S)min correspondant à une cinquième valeur de seuil.
Ainsi, dans un but de détection d'absence de dysfonctionnement, le procédé de détection est plus rapide lorsque l'étape 12 de comparaison de E précède l'étape 18 de comparaison de E/S. Toutefois, selon une alternative l'ordre des étapes 12 et 18 peut être inversé ou encore les étapes 12 et 18 peuvent être effectuées de manière simultanée.
Dans le cas où la comparaison à l'étape 40 montre que E/S est inférieure à (E/S)min, après la comparaison à l'étape 18 de E/S et (E/S)max selon le procédé illustré, le procédé comprend une étape 44 de détection d'un dysfonctionnement. Dans un tel cas de détection d'un dysfonctionnement le type de dysfonctionnement détecté peut être soit du type en bourrage du trépan soit du type en usure du trépan.
Le procédé comprend alors l'étape 46 pour essayer de déterminer si E/S reste irréversiblement inférieur à (E/S)min- Lorsque la détection du dysfonctionnement à l'étape 44 est irréversible, le procédé détecte, à l'étape 48 la probabilité d'un dysfonctionnement du type en usure du trépan. Lorsque la détection du dysfonctionnement à l'étape 44 est réversible, le procédé détecte, à l'étape 50 la probabilité d'un dysfonctionnement du type en bourrage du trépan. La détermination de la réversibilité ou de l'irréversibilité à l'étape 46 peut être effectuée après la tentative de nettoyage du trépan, par exemple par relèvement de quelques mètres du trépan avec une rotation rapide pour le nettoyer. Par ailleurs, le procédé peut aussi comprendre la détection de la probabilité d'un dysfonctionnement du type en bourrage du trépan, lorsque la pression utilisée des boues de forage est supérieure à une valeur de seuil. En référence à la figure, cette détection est permise par la comparaison à l'étape 52 de la pression des boues, notée SPP (abrégée de l'expression anglaise Stand Pipe Pressuré) avec une valeur de seuil notée SPPmax.
Les estimations des indicateurs E, E/S, mais aussi de WOB, TOB et SPP et leur comparaison avec leur valeur de seuil respective peuvent avantageusement être effectuées en temps réel, lors du déroulement des opérations de forage. Dans ce document, on entend notamment par l'utilisation de l'expression "en temps réel", la réalisation d'une action selon une fréquence donnée égale ou proportionnelle à la fréquence des mesures effectuées en cours de forage. Les actions en temps réel correspondent par exemple à des actions effectuées à une fréquence supérieure à 0,1 Hz et de préférence supérieure à 1 Hz.
Les estimations de E et E/S en temps réel sont effectuées sur la base de l'obtention de RPM, WOB, TOB et ROP en temps réel. Les comparaisons en temps réel des indicateurs de dysfonctionnement E, E/S mais aussi de WOB, TOB et SPP avec les valeurs seuils permettent d'obtenir une détection du dysfonctionnement du trépan au moment même où ce dysfonctionnement survient lors de l'utilisation du trépan. Une telle détection en temps réel assure la possibilité de prise de contremesures lors de l'opération de forage, par action sur les paramètres de forage ou par décision de remonter le trépan. Ces réactions peuvent limiter l'endommagement du trépan ou permettre l'optimisation du ROP du trépan dans le sol.
Par ailleurs, la détermination du type de dysfonctionnement en temps réel permet en particulier de diagnostiquer si le dysfonctionnement du trépan est réversible ou irréversible. La détermination fine de la réversibilité permise par le procédé proposé permet alors d'éviter des manœuvres inutiles de changement du trépan qui peuvent prendre jusqu'à 24H. Les dysfonctionnements réversibles sont en particulier l'ensemble des dysfonctionnements en vibration et le dysfonctionnement du type en bourrage de l'outil.
Les différentes valeurs de seuil évoquées ci-dessus, dont notamment Emax, Emin, (E/S)max, ATOBmax, AWOBmax, (E/S)mi„, SPPmax, peuvent être fixées à partir de résultats de forage précédents, et/ou à partir des caractéristiques du trépan, et/ou à partir des diagraphies des formations connues du sol à forer..
Les variables RPM, WOB, TOB, SPP et ROP peuvent être obtenues à l'aide de mesures en surface permettant ainsi la détermination des dysfonctionnements du trépan malgré l'absence de mesures au fond du trou foré. Toutefois, lorsqu'elles sont disponibles des mesures au fond en temps réelles peuvent être utilisées, par exemple pour WOB, TOB ou RPM.
Bien entendu, la présente invention n'est pas limitée aux exemples et aux modes de réalisation décrits et représentés, mais elle est susceptible de nombreuses variantes accessibles à l'homme de l'art.
En particulier, en alternative pour tous les modes de réalisation précédents, les déterminations des franchissements de seuils peuvent être effectuées à l'aide d'inégalités larges, c'est-à-dire non stricte. Ainsi selon ces alternatives, les termes "supérieur" et "inférieur" précédemment utilisés peuvent être compris comme signifiant "supérieur ou égal" et "inférieur ou égal", respectivement.

Claims

REVENDICATIONS
1. Procédé de détection d'un dysfonctionnement lors d'un forage effectué à l'aide d'un trépan, le procédé comprenant :
a) la comparaison d'une première grandeur (E) représentative de l'énergie spécifique mécanique (MSE) avec une première valeur de seuil (Emax) ;
b) lorsque la première grandeur est supérieure à la première valeur de seuil, la comparaison du rapport (E/S) entre la première grandeur et une deuxième grandeur (S) représentative de la force de forage avec une deuxième valeur de seuil ((E/S)max) ; c) la détection d'un dysfonctionnement du forage lorsque le rapport (E/S) entre la première grandeur (E) et la deuxième grandeur (S) est supérieure à la deuxième valeur de seuil ((E/S)max).
2. Procédé de détection selon la revendication 1 , comprenant, avant les étapes a) et b), la fourniture d'une estimation d'au moins une des variables suivantes :
- le taux de pénétration du trépan (ROP) ;
- le poids appliqué au trépan (WOB) ; et
- le couple appliqué au trépan (TOB) ;
la première grandeur étant calculée à partir du couple appliqué au trépan (TOB) et du taux de pénétration du trépan (ROP) ; et
la deuxième grandeur étant calculée à partir du poids appliqué au trépan (WOB) et du taux de pénétration du trépan (ROP).
3. Procédé de détection selon la revendication 2, dans lequel la première grandeur (E) est obtenue par l'équation suivante :
_ 120 * π * RPM * TOB
E ~ AB * ROP
où RPM est le nombre de tours par minute du trépan ;
TOB est le couple appliqué au trépan ;
ROP est le taux de pénétration du trépan ;
AB est la surface du trou de forage.
4. Procédé de détection selon la revendication 2 ou 3, dans lequel l'estimation du couple appliqué au trépan (TOB) est obtenue indépendamment du poids appliqué au trépan (WOB).
5. Procédé de détection selon l'une des revendications 1 à 4, dans lequel les comparaisons avec les première et deuxième valeurs de seuil (Emax, (E/S)max) sont effectuées en temps réel.
6. Procédé de détection selon l'une quelconque des revendications 2 à 5, comprenant, à la suite de l'étape c) :
d) la détermination d'un dysfonctionnement du type en vibration latérale du trépan lorsque les variations du couple appliqué au trépan (ΔΤΟΒ) sont inférieures à une troisième valeur de seuil (ATOBmax).
7. Procédé de détection selon la revendication 6, comprenant, à la suite de l'étape d) :
el) la détermination d'un dysfonctionnement du type en vibration axiale du trépan lorsque les variations du poids appliqué au trépan (AWOB) sont supérieures à une quatrième valeur de seuil (AWOBmax).
8. Procédé de détection selon la revendication 6 ou 7, comprenant, à la suite de l'étape d) :
e2) la détermination d'un dysfonctionnement du type vibration en torsion du trépan lorsque les variations du poids appliqué au trépan (AWOB) sont inférieures à la quatrième valeur de seuil (AWOBmax).
9. Procédé de détection selon l'une des revendications 1 à 8, comprenant, à la suite de l'étape b), lorsque le rapport (E/S) entre la première grandeur (E) et la deuxième grandeur (S) est inférieure à la deuxième valeur de seuil ((E/S)max) :
f) la comparaison du rapport (E/S) entre la première grandeur (E) et la deuxième grandeur (S) avec une cinquième valeur de seuil ((E/S)min) ;
g) la détection d'un dysfonctionnement lorsque le rapport (E/S) entre la première grandeur (E) et deuxième grandeur (S) est inférieure à la cinquième valeur de seuil ((E/S)mi„).
10. Procédé de détection selon la revendication 9, comprenant, à la suite de l'étape g) :
hl) la détermination d'un dysfonctionnement du type en bourrage du trépan lorsque après nettoyage du trépan le rapport (E/S) entre la première grandeur (E) et la deuxième grandeur (S) est supérieure à la cinquième valeur de seuil ((E/S)min).
11. Procédé de détection selon la revendication 9, comprenant, à la suite de l'étape g) :
h2) la détermination d'un dysfonctionnement du type en usure du trépan lorsque après nettoyage du trépan le rapport (E/S) entre la première grandeur (E) et la deuxième grandeur (S) reste inférieure à la cinquième valeur de seuil ((E/S)min).
PCT/EP2014/077456 2013-12-12 2014-12-11 Procede de detection d'un dysfonctionnement en forage WO2015086777A1 (fr)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CA2933504A CA2933504C (fr) 2013-12-12 2014-12-11 Procede de detection d'un dysfonctionnement en forage
US15/103,681 US10324006B2 (en) 2013-12-12 2014-12-11 Method for detecting a malfunction during drilling operations
NO20161148A NO347653B1 (en) 2013-12-12 2016-07-11 Method for Detecting a Malfunction during Drilling Operations

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1362538A FR3014939B1 (fr) 2013-12-12 2013-12-12 Procede de detection d'un dysfonctionnement en forage
FR1362538 2013-12-12

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2015086777A1 true WO2015086777A1 (fr) 2015-06-18

Family

ID=50424471

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/EP2014/077456 WO2015086777A1 (fr) 2013-12-12 2014-12-11 Procede de detection d'un dysfonctionnement en forage

Country Status (5)

Country Link
US (1) US10324006B2 (fr)
CA (1) CA2933504C (fr)
FR (1) FR3014939B1 (fr)
NO (1) NO347653B1 (fr)
WO (1) WO2015086777A1 (fr)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3385497B1 (fr) 2017-04-04 2019-12-25 VAREL EUROPE (Société par Actions Simplifiée) Procédé d'optimisation d'une opération de forage utilisant des données empiriques
US12018556B2 (en) 2018-08-29 2024-06-25 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods of controlling downhole behavior
CN115749730B (zh) * 2022-11-10 2023-10-20 中国石油天然气集团有限公司 一种随钻岩石力学参数预测方法和系统

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080135290A1 (en) * 2006-12-06 2008-06-12 Omron Oilfield & Marine Multiple input scaling autodriller
WO2013063338A2 (fr) * 2011-10-27 2013-05-02 Aps Technology, Inc. Procédé pour optimiser et surveiller un forage souterrain

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4825073A (en) * 1987-12-14 1989-04-25 Halliburton Logging Services Inc. Method for determining depth of penetration of radioactive tracers in formation fractures
US5442173A (en) * 1994-03-04 1995-08-15 Schlumberger Technology Corporation Method and system for real-time monitoring of earth formation fracture movement
US7243735B2 (en) * 2005-01-26 2007-07-17 Varco I/P, Inc. Wellbore operations monitoring and control systems and methods
US20100252325A1 (en) * 2009-04-02 2010-10-07 National Oilwell Varco Methods for determining mechanical specific energy for wellbore operations
CN102687041B (zh) * 2009-08-07 2014-09-24 埃克森美孚上游研究公司 根据地面测量估计井下钻探振动指标的方法
US8590635B2 (en) * 2010-12-07 2013-11-26 National Oilwell Varco, L.P. Method and apparatus for automated drilling of a borehole in a subsurface formation
WO2013036357A1 (fr) * 2011-09-07 2013-03-14 Exxonmobil Upstream Research Company Système de comptage de vibrations de forage

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080135290A1 (en) * 2006-12-06 2008-06-12 Omron Oilfield & Marine Multiple input scaling autodriller
WO2013063338A2 (fr) * 2011-10-27 2013-05-02 Aps Technology, Inc. Procédé pour optimiser et surveiller un forage souterrain

Also Published As

Publication number Publication date
FR3014939B1 (fr) 2016-01-01
NO347653B1 (en) 2024-02-12
CA2933504C (fr) 2019-07-30
US20160313217A1 (en) 2016-10-27
CA2933504A1 (fr) 2015-06-18
NO20161148A1 (en) 2016-07-11
FR3014939A1 (fr) 2015-06-19
US10324006B2 (en) 2019-06-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2013153311A1 (fr) Procédé de détermination de paramètres géomécaniques d'un échantillon de roche
FR2876407A1 (fr) Procede et appareil d'identification de proprietes de roches et systeme de forage incorporant cet appareil.
EP1046781B1 (fr) Méthode et système de détection du déplacement longitudinal d'un outil de forage
CA1310753C (fr) Methode de determination de l'usure d'organes de decoupe d'un outil en cours de forage d'une formation rocheuse
US20060195265A1 (en) Method of measuring stick slip, and system for performing same
EP2391776B1 (fr) Procede et systeme de surveillance de l'etat d'une fondation encastree dans le sol
CA2933504C (fr) Procede de detection d'un dysfonctionnement en forage
EP0125164A1 (fr) Méthode de détermination des caractéristiques d'une formation souterraine produisant un fluide
FR2869067A1 (fr) Systeme et procede de synthese de champ pour l'optimisation d'un dispositif de forage
EP0816629B1 (fr) Méthode et système d'estimation en temps reel d'au moins un paramètre lié au déplacement d'un outil de forage
FR2611804A1 (fr) Procede de controle des operations de forage d'un puits
Wilson et al. HFTO Solved: Proven Mitigation of High Frequency Torsional Oscillations in Motor-Assisted Rotary Steerable Applications
Heinisch et al. New Insights on the Interaction of Stick-Slip and HFTO Shown in a Case Study in North Sea
EP2459982A1 (fr) Procède de prévision d'un bruit de roulement d'un pneumatique
EP0816630A1 (fr) Méthode et système d'estimation en temps réel d'au moins un paramètre lié au comportement d'un outil de fond de puits
Raap et al. Understanding and eliminating drill string twist-offs by the collection of high frequency dynamics data
EP0887511B1 (fr) Méthode et système de détection de la précession d'un élément d'une garniture de forage
EP1229172B1 (fr) Procédé et machine pour la réalisation de pieux forés en terrain dur
CN109322653B (zh) 井下钻柱粘滑特征的地面快速评价方法和装置
Barnett et al. Field Data Analysis and Modeling of Drillstring Vibrations to Identify Inefficiency in Deep Geothermal Drilling
Ba et al. Stochastic adaptive learning rate in an identification method: An approach for on-line drilling processes monitoring
FR2986247A1 (fr) Machine de forage pour la realisation de pieux comprenant une sonde penetrometrique
CN115717521A (zh) 钻头磨损类型检测方法和装置
FR3127567A1 (fr) Procédé optimisé d’évaluation de la qualité de raccordement de deux composants tubulaires
CN110837905A (zh) 一种钻头失效预测方法及装置

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 14812455

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2933504

Country of ref document: CA

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 15103681

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 14812455

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1