CN101305159B

CN101305159B - 钻井和从地下岩层生产油气的方法

Info

Publication number: CN101305159B
Application number: CN2006800416082A
Authority: CN
Inventors: F·迪里斯特
Original assignee: Exxon Production Research Co
Current assignee: ExxonMobil Upstream Research Co
Priority date: 2005-11-18
Filing date: 2006-10-05
Publication date: 2012-07-04
Anticipated expiration: 2026-10-05
Also published as: WO2007073430A1; NO20081624L; EP1954915A1; AR057892A1; AU2006327196B2; US20090250264A1; EP1954915A4; CA2629631A1; CN101305159A; EA200801359A1; CA2629631C; AU2006327196A1; US7896105B2; BRPI0618732A2; MY146703A; EA013360B1

Abstract

本发明的发明名称是钻井和从地下岩层生产油气的方法。与油气生产有关的方法。在一个实施方式中，描述了钻井的方法。所述方法包括鉴别含有油气的油田。然后，一口或多口井被钻至所述油田的地下位置，为油气提供到达生产设施的流体流动路程。如下进行钻井：(i)估计所述井之一的钻井速度；(ii)确定估计的钻井速度和真实的钻井速度之间的差异；(iii)在所述井之一的钻井过程中，获得机械比能(MSE)数据和其它测量数据；(iv)使用得到的MSE数据和其它测量数据，确定限制所述钻井速度的多个限制因素之一；(v)调整钻井作业，以减轻所述多个限制因素之一；和(vi)迭代重复步骤(i)-(v)，直至通过所述钻井作业到达所述地下岩层。

Description

钻井和从地下岩层生产油气的方法

相关申请的交叉参考

本申请要求于2005年11月18日提交的美国临时申请60/738,146的权益和于2006年6月28日提交的美国临时申请60/817,234的权益。

背景

本部分意图向读者介绍本领域的各个方面，这可能与下面描述的和/或要求保护的本技术的示例性实施方式有关。该讨论被认为有助于为读者提供便于更好理解本技术的具体方面的信息。因此，应当理解，这些陈述将按此阅读，而不必被理解为对现有技术的承认。

油气的生产，例如油和气，已进行了许多年。为生产这些油气，在油田中，一口或多口井通常被钻至地下位置，其一般被称为地下岩层或地下盆地。从地下位置生产油气的方法通常包括从方案选择阶段到生产阶段的各个开发阶段。开发阶段之一包括钻井作业，其形成地下位置到地表的流体路程。钻井作业可包括利用不同的设备，例如水力系统、钻头、电动机等，其被用于钻至目标深度。

一般而言，钻井作业可能是昂贵的和耗时的过程。例如，复合井的钻井成本可以高达一天500,000美元，并且钻六个月或更长，以到达目标深度。因此，钻井时间的任何缩短代表井的总成本的潜在节约。也就是说，钻井作业到达具体的目标深度越快，井可越快用于生产油气，而建井的成本越不昂贵。

典型地，通过与同一油田中以前钻出的其它井之间的性能相互比较，评价钻井速度。然而，该方法不能确认比较井以有效的方式被钻出。实际上，两口井可能都以效率低的方式被钻出，其受到同一塌积(founder)问题或钻井问题的限制。结果，钻井作业可能被不必要地延迟和变得昂贵。

此外，其它技术包括使用机械比能(mechanical specific energy)(MSE)数据来优化单井参数的操作。见，MSE-based DrillingOptimization，Research Disclosure 459049(2002年7月)<http://www.researchdisclosure.com>，其在本文被称为“ResearchDisclosure 459049”。采用该方法，MSE数据被用来调节作业参数，以及指示随后的井是否正遇到问题。然而，仅使用MSE数据未对限制钻进速度的因素提供明确的见解。

因此，存在基于MSR数据和其它测量数据在井内控制钻井作业和增加钻井速度的方法和装置的需求。

发明概述

在一个实施方式中，描述了钻井的方法。所述方法包括鉴别含有油气的油田。然后，至少一口井被钻至所述油田的地下位置，为油气提供到达生产设施的流体流动路程。如下进行钻井：(i)通过分析在前的井的历史机械比能数据和相关数据来确定先前限制钻井速度的多个限制因素之一，估计所述至少一口井之一的钻井速度；(ii)通过设计和操作实践的调整，确定有效的钻井方法，以解决所述限制因素；(iii)在所述至少一口井之一的钻井过程中，获得机械比能(MSE)数据和其它测量数据；(iv)使用得到的MSE数据和其它测量数据，确定限制所述钻井速度的多个限制因素之一；(v)调整钻井作业，以减轻所述多个限制因素之一；以及迭代重复步骤(i)-(v)，直至通过钻井作业到达所述地下位置。然后，从所述井的至少一口生产油气。

在第一可选的实施方式中，描述了生产油气的方法。所述方法包括钻多口井至至少一个地下位置，为油气提供到达生产设施的流体流动路程。钻井包括(i)估计所述多口井之一的钻井速度；(ii)在所述井之一的钻井过程中，获得机械比能(MSE)数据和其它测量数据；(iii)使用得到的MSE数据和其它测量数据，确定限制所述钻井速度的多个限制因素之一；(iv)调整钻井作业，以减轻所述多个塌积限制因素(founderlimiter)之一；和(v)迭代重复步骤(i)-(iv)，直至通过钻井作业到达所述地下位置。然后，从所述多口井之一生产油气。

在第二可选的实施方式中，描述了生产油气的另一种方法。在该方法中，估计为油气提供从地下位置到生产设施的流体流动路程的井的钻井作业的钻井速度。然后，在所述井的钻井期间，获得实时机械比能(MSE)数据和其它测量数据。利用所述数据，确定限制所述钻井速度的多个限制因素之一。然后，调整所述钻井作业，以减轻所述多个塌积限制因素之一。这些步骤的每一个都被重复，直至通过所述钻井作业到达所述地下位置。

在第三可选的实施方式中，描述了生产油气的仍另一种方法。所述方法包括在钻井作业期间，实时监测机械比能(MSE)数据和振动数据。将MSE数据和振动数据与先前产生的MSE数据和振动数据比较，以确定限制钻井速度的多个因素的至少一个。然后，基于所述比较，调整钻井作业，以增加钻井速度。

在第四可选的实施方式中，描述了生产油气的又一种方法。所述方法包括(a)与钻井同步，获得所述井的机械比能(MSE)数据和其它测量数据，(b)分析所述MSE数据和其它测量数据，以确定限制钻井速度的多个限制因素之一，和(c)基于步骤(b)中的分析，调整钻井作业，解决所述多个限制因素之一，以增加钻井速度。步骤(a)至(c)被重复至少另外一次，直至到达所述井的目标深度。然后，从通过钻井作业进入的地下储层生产油气。

在第五个实施方式中，描述了生产油气的方法。所述方法包括钻第一井，同步钻第二井。在所述第一井的钻井期间，实时监测机械比能(MSE)数据和振动数据。MSE数据和振动数据被比较，以确定限制所述第一井的钻井速度的多个因素的至少一个。然后，基于所述比较，调整所述第二井中的钻井作业，以增加所述第二井中的钻井速度。

在第六个实施方式中，描述了生产油气的方法。所述方法包括分析来自在前的井的历史机械比能(MSE)数据和其它历史测量数据，以确定限制所述在前的井的钻井速度的多个初步因素之一；选择钻井部件和钻井操作，以减轻所述多个初步因素的至少一个；利用所述钻井部件和钻井操作，钻当前井；在所述当前井的钻井期间，对于多个限制钻井作业的当前因素的至少一个，观察MSE数据和其它测量数据；利用在后续的钻井部件和后续的钻井操作的选择过程中的观察，减轻后续井的多个当前因素的至少一个；以及在相似井的方案中，对于每一后续井重复上述的步骤。

附图简述

在阅读了下面的详细描述并参考附图后，本技术的前述优势和其它优势可变得明显，其中：

图1是根据本技术的某些方面的示例性生产系统；

图2是根据本技术的方面在图1中的井之一的塌积限制因素的示例性图；

图3是根据本技术的方面用于图1的井的钻井过程的示例性流程图；

图4是根据本技术的某些方面用于图1的钻井系统的示例性系统；

图5A-5D是根据本技术的某些方面在图1的钻井系统中提供的、与钻头泥包相关的示例性图；

图6是根据本技术的某些方面在图1的钻井系统中提供的、与井底泥包相关的示例性图；和

图7A-7K是根据本技术的某些方面在图1的钻井系统中提供的、振动塌积(viberation foundering)和钻头钝化塌积(bit dullingfoundering)的示例性图。

详细描述

在下面的详细描述中，本发明的具体实施方式将连同其优选实施方式被描述。然而，就下列的描述特定于本技术的具体实施方式或具体用途而言，这预期仅仅是阐述性的并仅仅提供对示例性实施方式的简明描述。因此，本发明不限于下面描述的具体实施方式，而相反地，本发明包括落入所附权利要求真正范围内的所有选择、修改和等价物。

本技术涉及基于机械比能(MSE)数据和其它测量数据提高钻井速度的方法。具体而言，估计钻井速度，然后进行MSE和其它测量数据诸如振动数据的实时分析，可用来选择钻井参数，例如钻压(WOB)、每分钟转数(RPM)和提供有效钻头性能的液压设定。此外，当钻头性能受到钻井参数之外的因素的限制时，MSE数据和其它测量数据提供了塌积限制因素的文件证明，该限制因素可以证明需要重新设计钻井系统中的钻井部件，以设计有效的钻井方法。具体而言，MSE和振动数据提供的见解提供了对限制钻井速度的问题的理解。

基于MSE和其它测量数据，工作流程，其在本文中可被称为“快速钻井过程(Fast Drill Process)”或“FDP”，可被用来增强用于从地下储层生产油气的钻井作业。快速钻井过程是基于技术上和经济上的限制在井内优化钻进速度(rate of penetration)(ROP)的工作流程或过程。在该过程中，钻井系统可被重新设计，以扩展ROP范围，然后被迭代重复。因此，通过鉴别塌积限制因素，并提供消除和/或减轻塌积限制因素的影响，快速钻井过程可用于连续增加井或同步井的钻井速度。

现在转向附图，并首先参考图1，根据本技术的某些方面的示例性生产系统100被阐述。在示例性生产系统100中，一个或多个钻井系统102a-102n被用于钻各个井104a-104n。数目n可以是基于油田的具体设计可被利用的钻井系统和井的任何数目。这些井104a-104n可穿过地球表面106，到达地层，例如地层108a-108n，其包含油气，诸如油和气。同样，如可以理解的，地层108a-108n可包括多个岩石层，其可包含或不包含油气，且可被称为地带或层段。如此，井104a-104n可在地层108a-108n与位于地面106上的生产设施之间提供流体流动路程。生产设施可处理所述油气并将其输送给消费者。然而，应当注意，为示例的目的，对钻井系统100加以阐述，且本技术可用于从任何地下位置生产流体。

为接近地层108a-108n，钻井系统102a-102n可包括钻井部件，诸如钻头110a-110n、钻柱112a-112n、底部钻具组合(BHA)、起重系统、配电系统、自动控制、钻井液加工、管子操作、井下测量工具、泵送系统和控制井眼压力的系统。这些钻井部件的每一个都被用于形成各种井104a-104n的井筒。钻头110a-110n可用于挖掘地层、水泥或其它材料，并可包括各种设计，诸如牙轮、固定切削刃、天然金刚石、多晶金刚石、孕镶金刚石的、管下扩眼器、扩眼器、取心钻头、镶硬合金齿的牙轮钻头和冲击钻头。在该例子中，通过井104a进入地层108a，而井104b、104c和104n是钻井作业的各个阶段，以进入地层108a和108n的一个或多个。

在钻井作业期间，钻井系统102a-102n可能经历低效率，这可能影响钻井速度性能。由于钻井系统102a-102n的操作人员不能控制影响钻井速度性能的因素，用相同的钻井部件进行的两口相似井的钻井速度可能发生变化。通常，如本领域普通技术人员所知的，钻井速度试求法或最优钻压试求法被用于提供井的钻进速度(ROP)。这些试求法包括调节钻压(WOB)和每分钟转数(RPM)，以确定钻井系统的ROP。参见Fred E.Dupriest等，Maximizing Drill Rate with Real-TimeSurveillance of Mechanical Specific Energy，SPE/IADC 92194(2005年2月)，其在本文被称为“SPE Article 92194”；Concepts Related toMechanical Specific Energy Research Disclosure 492001(2005年4月)http://www.researchdisclosure.com，其在本文被称为“Research Disclosure492001”；以及Fred E.Dupriest等，Maximizing ROP with Real TimeAnalysis of Digital Data and MSE，IPTC 10706-PP(2005年11月22-23日)，其在本文被称为“IPTC 10706-PP”。类似于最优钻压试求法的其它方法，可包括使用计算机来观察和对性能趋势进行建模，以及尝试鉴别塌积点(founder point)，其是ROP被最大化的点。遗憾的是，这些工具和试求法并不提供对潜在钻井速度的客观评价，仅仅提供当前钻井系统的塌积点。

例如，确定ROP的因素可以被分成导致低效率的因素诸如多个因素或塌积限制因素，以及限制能量输入的因素。限制能量输入的因素的例子包括钻柱上紧力矩、井眼净化效率、携带岩屑载荷的井眼整体性(hole integrity)、泥浆马达差压规格(mud motor differential pressurerating)、泥浆马达方位规格(mud motor bearing rating)、定向目标大小(directional target size)、随钻测井(LWD)、旋转速速限制、可利用的BHA(底部钻具组合)压重、固相处理能力以及上驱动或转盘扭矩额定值。如果随着WOB的增加塌积限制因素不发生，则这些因素限制钻井系统。如此，这些因素是给定钻井系统的设计限制因素。

尽管限制能量输入的因素可最终限制钻井系统，但塌积限制因素是这样的因素，其妨碍钻井系统达到对于不在能量方面受到限制的钻井系统而言通常预期的性能。塌积或塌积限制因素可包括钻头泥包、井底泥包、振动——其在Research Disclosure 492001、ResearchDisclosure 459049和SPE Article 92194(在此通过引用的方式并入)被进一步讨论，以及非钻头相关的限制因素，其在下文进行讨论。如在这些文章中所述，钻头泥包或钻头结构清理是这样一种状况，其中在切削结构中的物质积累干扰能量向岩石的传递。也就是说，在切削结构或钻头以及相关部件中的碎屑堆积可限制施加于切削结构的一部分WOB到达岩石。例如，如果不从诸如钻头110a-110n之一的钻头清理掉岩屑，则传递到岩石的能量下降到期望值以下。通过调节各钻井组件，例如改变喷嘴和流速来增加钻头清理设备的水力，可在一定程度上减轻钻头泥包。

另一个塌积限制因素是井底泥包。井底泥包是这样的一种情况，其中在井筒底部的物质堆积干扰能量从钻头传递至钻头之下的岩石。具体而言，细粒以类似于滤饼的方式通过压差而保留下来。通过调节操作参数，例如钻头旋转速度、利用在给定条件下不产生井底泥包的钻头、或用轻流体进行钻井以便在井筒底部流体净压头小于孔隙压力，可在一定程度上减轻井底泥包。

钻头钝化是这样的情况，其中钻头效率低，原因在于齿廓由于钻井作业的影响而磨损或改变，使得能量传递到岩石变得效率更低。钻头钝化不同于塌积，因为塌积是仅在一组特定的条件形成时发生的效率丧失，而钻头钝化导致在所有条件下和在所有钻井作业期间效率下降。尽管钝化的钻头的性能可通过调节钻井参数来优化，但这种情况只能够通过更换钻头来完全减轻。

此外，各种类型的振动，例如侧向振动、扭转振动和轴向振动，可以是其它的塌积限制因素。例如，旋转振动是这样的情况，其中钻井系统产生干扰能量向岩石传递的旋转模式。该旋转振动是钻头未绕其中心旋转的结果，这导致切削效率的丧失。该类型的振动可通过利用延长钻头规格长度来改善侧向稳定性、利用稳定器、高扭矩马达和/或缓角弯壳体马达来加以解决。WOB或RPM的调节也可降低旋转。扭转振动或粘滑振动是当钻柱绕柱的轴振荡时发生的情况。所产生的钻头旋转速度的周期性振动导致钻井过程效率变得更低。这种类型的振动例如可通过改变操作或钻井参数诸如降低WOB和/或增加转速来加以减轻。此外，钻井部件或设备可被改变，例如增加钻柱的外径来增加扭转刚度、或使用设计来产生较低扭矩的钻头。最后，轴向振动是这样的情况，在其期间，沿着钻柱的轴发生周期性振荡，使得施加到钻头的力发生变化。施加到钻头的钻力的不均匀的周期性循环导致钻井效率的降低。该类型的振动可通过改变操作参数例如降低WOB或RPM，或通过利用诸如减震器的设备来加以减轻。各种形式的振动可能发生联系，使得一种产生另一种，这还可导致用于减轻一种具体形式的振动的方法或工具也导致另一种形式的振动下降。

除了上文讨论的钻头相关的塌积限制因素，非钻头的塌积限制因素或要素也可能存在。这些非钻头的限制因素特别难以系统地处理，原因在于它们巨大的多样性以及解决这些限制因素所涉及的专门技术的宽泛性。此外，其它非钻头的限制因素可以包括组织程序、通信程序、钻机工人不稳定性、缔约约束、风险不利行为以及组织间的共享缺乏。具体而言，当该问题的减轻涉及增加的机械风险、已确立操作的显著变化、或高水平的技术培训时，也可以考虑组织程序。因此，甚至对于这些非钻头的限制因素，上述的工作流程也被用于进一步增强钻井作业。

为通过鉴别和解决这些塌积限制因素来增加钻井系统102a-102n的钻井速度，可以获得各个井104a-104n的信息和测量的数据，以增加该井的钻井速度。如在Research Disclosure 492001、ResearchDisclose 459049和SPE Article 92194中所讨论，机械比能(MSE)是用于钻入给定体积的岩石的能量的数学计算。参见Research Disclosure492001、Research Disclose 459049和SPE Article 92194。如果钻头完全有效的话，每岩石体积的能量的这一比值大致等于岩石的压缩强度。井诸如井104a-104n的MSE可以随钻井在井104a-104n中进展而进行实时绘图。

除了MSE数据，其它测量的数据可用来评价钻头诸如钻头110a-110n的钻井效率。如此，MSE数据连同其它测量数据的分析可用于研究钻井作业中的具体低效情况。MSE数据和其它测量数据可从井104a-104n收集，以连续方式检测钻井系统102a-102n的效率变化。该数据可用于改善钻井性能，通过如下进行：鉴别最优操作参数；以及提供用于在成本上判断钻井系统设计变化的量化数据，以扩展钻井系统的目前限制。MSE数据连同其它测量数据的分析可导致井控操作、钻头选择、底部钻具组合(BHA)设计、上紧力矩、定向目标大小和马达差速规格(motor differential rating)这些方面的再设计。如此，MSE数据和其它测量数据的用途可用于一类的井设计和操作或钻井操作中，其被统称为“快速钻井过程”。MSE和其它测量数据在增加ROP中的用途被进一步在图2中描述。

图2是根据本技术的方面，在图1中的井之一的塌积限制因素的示例性图；在该图中——其在本文中通过参考数字(附图标记)200被提及，可被称为试钻曲线(drilloff curve)的曲线206表示对于给定的井诸如井104a-104n之一的具体设计而言，ROP 202与WOB 204的抽象关系(notional relationship)。沿着该曲线206，不同的点与不同的操作或钻井设置有关。例如，第一个点208可与马达差速规格有关，第二个点210可与定向目标控制相关，第三个点212可与井眼净化相关，而第四个点214可以是塌积限制因素，例如钻头泥包、井底泥包和振动。从第四个点214起，WOB 204的增加可能不显著增加ROP 202，因为ROP 202或塌积限制可能无法通过WOB 204的任何增加解决。

对于给定的WOB，曲线206可用于分析ROP。在由WOB为零至第一个点208处的WOB界定的第一个区域内，已知钻头是低效率的。关于该低效率的原因，本领域中存在已知的多个理论。随着WOB和形成的切割深度(depth of cut)(DOC)的增加，钻头最终达到其峰值效率，该峰值效率通过比较除去给定体积的岩石所需的理论能量和钻头除去该岩石所用的能量的量而被计算出来。在由第一个点208至第四个点214处的WOB界定的第二个区域内，曲线206在WOB 204和ROP 202之间基本上以线性的方式增加。曲线206的该线性部分表明，钻头的操作效率与在该给条件下它可能具有的效率相同。在该整个区域内，ROP随着WOB的增加基本上线性增加，同时钻头效率未改变。对钻井系统没有可以进行以使钻头增加钻井速度的环境改变。例如，使用非水流体，用相同的钻头，并未增加钻井速度，至多是增加了水基泥浆。因此，仅WOB或RPM的改变可增加钻井速度。由第四个点214的WOB至剩余曲线206的末端界定的第三部分与抑制能量从钻头传递到岩石的塌积限制因素相关。该塌积点接近可由目前的钻井系统提供的最高ROP。为越过该塌积限制因素增加ROP，钻井系统可被重新设计，改变部件或利用不同的部件来扩展ROP限制因素，使塌积发生在更高的WOB下。如此，试钻曲线的斜率可被用来指示塌积限制因素。ROP对WOB增加的基本上非线性响应是给出的WOB高于塌积点的指示。

例如，当在图2的曲线206的第二个区域中操作时，钻头处于峰值效率，且ROP对增加的WOB的响应接近线性。在该区域中，ROP的增加与WOB的增加直接相关。在该区域中的操作被称为“非钻头限制性的”，且结果常被称为“控制钻井(control drilling)”。控制钻井的示例原因可能包括定向目标控制、井眼净化、随钻测井(LWD)数据采集速度、混合器容量、岩屑处理或固相处理设备限制。

作为例子，最优钻压试求法可产生曲线206。沿着曲线206，当ROP 202停止线性响应于WOB 204的增加时，塌积限制因素存在，其限制ROP或钻井速度。如此，该WOB 204被认为是该当前钻井系统下的最优钻井速度。因为仅钻井系统部件和操作的改变可以增加ROP202，所以MSE趋势连同其它测量数据诸如振动数据的分析可用于鉴别塌积限制因素并通过消除该塌积限制因素来增加钻井速度。在确定塌积限制因素并将ROP扩展至下一个塌积限制因素中，关联实时MSE数据和其它测量数据可能是有益的。

与第四点214有关的塌积限制因素得到矫正之后，ROP 202可被扩展到下一个塌积限制因素，其由第五个点216表示。也就是说，钻井部件可被改变，以将ROP增加至下一个塌积限制因素，这产生延长的曲线218。使用该方法，操作人员一次可解决一个限制因素，进一步增强钻井作业。沿着曲线218，不同的操作或钻井参数可被调节，以进一步将ROP扩展到曲线206的塌积限制因素以上。此外，另外的延伸曲线，例如曲线222，可通过解决其它塌积限制因素的其它钻井部件改变而产生。例如，第六点220可与增加的钻头耐用性、可利用的BHA压重、钻柱上紧力矩、或钻机上驱动或旋转扭矩有关。这些钻机部件再设计可被用于扩展降低效率并限制ROP的塌积限制因素。利用该方法的钻井过程在图3中进一步讨论。

图3是根据本技术的方面，用于图1的井的快速钻井过程的示例性流程图。该流程图，其可通过参考数字300被提及，通过同时参考图1和2可被最好地理解。在该流程图300中，钻井过程可被开发出并用于通过增加井104a-104n的钻井速度来增强钻井作业。也就是说，本技术提供了通过解决塌积限制因素来扩展ROP而增加钻井速度或ROP的方法。因此，以所述方式进行的钻井作业可基于MSE和其它测量数据，通过改变钻井作业来减少低效率。

该流程图开始于框302。在框303，可选择井位置。该选择可包括用于鉴别含有油气的油田的典型技术。然后，分析井数据，如框304所示。井数据可包括与岩石类型、岩石性质、MSE、振动、WOB、RPM、POR扭矩、泵压、流速、大钩悬重和/或其它测量数据相关的信息，其在下文进一步讨论。井数据，其可包括实时的、过去的和/或以前产生的数据，可与目前正钻探的井、同一油田或相似油田中以前钻出的井和/或同步钻探的井相关联。利用所述井数据，对于所述井，选择钻井部件和钻井操作(drilling practices)，如框306所示。钻井部件可包括钻头、钻柱、钻铤、稳定器、扩眼钻头、扩眼器、震击器、定向转向设备(directional steering equipment)、井下测量工具、振动测量工具、泵缸套、地面压力遏制系统(surface pressure containment systems)、流体处理设备、数字钻井数据采集系统和钻机自动控制系统或类似部件，其在下面进一步讨论。类似地，钻井操作可包括进行各种试求法，例如MSE压重试求法、MSE RPM试求法、MSE水力试求法、最优钻压试求法和钻速试求法或类似方法，其也在下文进一步讨论。钻井部件和钻井操作的选择可为所述井提供估计的钻井速度。

在框308，开始钻井作业。该钻井作业可包括建立钻井系统102a-102n，钻井104a-104n，进行钻井操作或试求法来优化作业或采集数据以支持将来的优化，收集岩心样品，运行工具来评价地层，安装套管、油管和完井设备，进行钻后性能分析和/或将从钻井作业获得的信息归档。在钻井作业期间，MSE和其它测量数据可在框310进行监测。MSE和其它测量数据的监测可实时进行，以提供钻井作业的反馈调节。该监测可包括传送MSE和其它测量数据给位于地理上远程位置处或在井附近的拖车房内的工程师。数据也可以被显示在钻探平台附近的多个位置处。利用MSE和其它测量数据，塌积限制因素例如钻头泥包、振动和井底泥包可以被鉴别，如框312所示。塌积限制因素的识别可源于监测MSE和其它测量数据的计算机程序或用户，诸如钻井操作员或工程师。该MSE和测量数据例如可通过关联MSE数据连同其它测量数据如振动数据的图形显示呈现。

基于鉴别出的塌积限制，可进行钻井作业的改变，以解决具体的塌积限制因素，如框314所讨论。钻井作业的这些改变或调节包括改变钻井部件和/或钻井操作。例如，钻井作业的改变可包括改变钻井部件，诸如用于所述井的钻头110a-110n、钻柱112a-112n或水力系统。此外，钻井作业的改变可包括扩展地面设备的限制的改变，以除去钻井液中增加的固体载荷；操作实践的改变，以改善迅速从所述井除去钻屑的能力；钻井液设计改变，以增强当高钻速钻井时所述液体密封渗透层中井筒的能力；在井下组件中安装低摩擦牙轮扩眼器，以降低某些振动；和/或在钻井钻具组合中使用的钻铤或厚壁钻杆的接合数的改变，以降低某些振动。可能的变化的其它例子在图5A-7K中讨论。

然后，钻井作业的改变可在框316中记录。该记录可包括将钻井作业的改变存储在数据库、服务器或与钻井系统102a-102n有关的其它人员可取得的其它类似位置。然后，确定是否已经到达目标深度，如框318所示。目标深度可以是具体的地下位置，例如地下储层108a-108n之一和/或井拟到达的预定或地下的位置。然而，应当注意到，当对井筒进行扩眼用于测井、在注水泥前对套管扩眼至底部、在修井作业诸如钻碎井中水泥塞或其它材料期间，MSE和其它测量数据可被使用。也就是说，快速钻井过程可扩展至注水泥和完井作业，或者任何针对油田内的井或多口井的寿命的后续补救作业。如果尚未到达目标深度，则可在框304中再次分析井数据。该井数据的再分析可以以连续的方式进行，以通过解析各个塌积限制因素来扩展ROP，如上文所讨论。这意味着，在该过程中，对于井，钻井部件可以被改变一次或多次。例如，钻井作业可包括两次、三次、四次或更多次改变，来减轻或去除不同的塌积限制因素。然而，如果已经到达目标深度，则对所述井优化性能的过程可在框320结束。如果后续或同步的井将被钻探，则所存储的数据可进一步被分析，帮助选择另一个井的钻井部件或钻井操作。

图4A是根据本技术的某些方面，用于图1的钻井系统102a-102n的示例性系统400。在该系统400中，工程设备402和各种钻井系统设备404a-404n可通过第一网络410被连接在一起。工程设备402可用于监测钻井系统设备404a-404n的一个或多个，所述钻井系统设备404a-404n各自与钻井系统102a-102n之一和各自的井104a-104n关联。

工程设备402和钻井系统设备404a-404n可以是笔记本电脑、台式电脑、服务器、或其它基于处理器的设备。这些设备402和404a-404n的每一个可包括监视器、键盘、鼠标和其它与用户交互的用户界面。此外，设备402和404a-404n可包括允许各设备的用户看到MSE数据以及其它测量数据的应用程序，这在下文中进一步讨论。例如，提供监测井下或地下钻井数据的设备和软件的订约人可改进现有系统，以同样显示MSE数据以及其它基于进尺或时间的信息。可提供这种显示的订约人的例子包括随钻测井、井下振动监测、气测井、地面数据采集以及钻机的订约人。如此，设备402和404a-404n的每一个可包括用于存储数据和其它应用程序的存储器，例如硬盘驱动器、软盘、CD-ROM和其它光学介质、磁带等。

因为设备402和404a-404n的每一个可位于不同的地理位置，例如不同的钻井位置、建筑物、城市或乡村，网络410例如可包括不同的设备(未示出)，诸如路由器、转换器、电桥。同样，网络410可包括一种或多种局域网、广域网、服务器域网(server area network)、或城域网、卫星网络或这些不同类型网络的组合。设备402和404a-404n可通过第一通信媒介诸如IP、DecNET或其它合适的通信协议来通信。经由设备402和404a-404n的网络410的连通和应用可被本领域普通技术人员所理解。

除了互相通信，设备404a-404n的每一个可通过单独的网络诸如钻井系统网络408a-408n被连接到测量装置406a-406n之一。这些网络408a-808n例如可包括不同的设备(未示出)，诸如路由器、转换器、电桥，其提供从测量设备406a-406n之一到各自的设备404a-404n的通信。这些测量设备406a-406n可以是布置在各井104a-104n内的工具，以监测和测量一些情况，诸如RPM、扭矩、压力、振动等。例如，测量设备406a-406n可包括用于定向控制或测井的井下钻井工具，例如旋转式可转向钻具组合、弯壳体泥浆马达、振动监测工具、随钻测井工具、地面振动监测系统和布置来监测多种地面活动的地面传感器。这些工具可包括连续地并在三个轴上测量振动的加速度计。因此，设备404a-404n和406a-406n可经由第一通信协议和/或第二通信协议进行通信，交换测量数据。经由设备402、404a-404n和406a-406n的网络408a-408n的连通和应用可被本领域普通技术人员所理解。

有利地，使用这些设备402和404a-404n可为用户提供MSE数据和其它测量数据，其在上文中进行了讨论。为进一步描述MSE数据和其它测量数据的展示和应用，各种具体的例子在下文中提供。在这些例子中，实时MSE数据的应用可与其它测量数据一起用来确定钻井系统诸如钻井系统102a-102n之一的塌积限制因素。具体而言，图5A-5D描述了遭遇钻头泥包的钻井系统的监测，而图6描述了遭遇井底泥包的钻井系统的监测。图7A-7K描述了遭遇各种振动限制因素和钻头钝化限制因素的钻井系统的监测。

因此，当MSE曲线是RPM和WOB的关系时，对该方程的输入可通过测量设备406a进行测量，并经由网络408a提供给钻井系统设备404a。当钻井进展时，计算的MSE曲线与其它测量数据一起显示，诸如曲线形式的RPM、扭矩、ROP、WOB、泵压和/或流入。这些曲线的每一条可以以基于时间或进尺(即深度)的刻度产生，并被显示在与钻井系统102a有关的监视器上。可选地，这些曲线也可被提供给现场外人员，例如使用15秒更新的设备402的钻井工程师。因此，图5A-7K可同时参考图1和4而被最好地理解。

图5A是在钻井系统102a处与其它测量数据一起显示给用户的MSE数据的示例性图表。在该图表中，其在本文通过参考数字500被提及，MSE曲线502与其它测量数据沿着深度刻度516一起显示，诸如RPM曲线504、扭矩曲线506、ROP曲线508、WOB曲线510和流入曲线512。这些曲线502-512被一起用来鉴别钻头低效率以及增加钻井速度。可选的显示也可包括显示另外数据诸如振动、大钩位置、井下循环压力和井下温度的曲线。

在图5A中，以与先前钻的补偿井相同的方式，对井104a的层段进行钻井。该层段用钻头110a进行钻井，其为IADC 1-1-7-齿钻头、20klbs(千磅)WOB、和水基泥浆。所钻的岩石层是软的，在砂层和页岩层的岩石强度都为3-5ksi(千磅/平方英寸)。如果钻头110a是有效的，则MSE曲线502应该是直线，具有大约3-5ksi的值。相反地，MSE曲线502在页岩层增加到超过25ksi的值，而在砂层降低到5ksi。结果，钻井系统102a采用了与压缩强度为大约25ksi的岩石相同量的能量来钻所述页岩层，尽管岩石强度为3-5ksi。这表明钻头低效率或能量浪费，其可通过操作人员的纠正行为加以解决。

在本技术下，基于MSE和测量数据，进行决定，以便在该井和其它后续的井诸如井104b-104n中增强钻井作业。例如，因为当钻头110a进入砂层时页岩屑在其表面上的堆积被清理，切削结构再次变得有效，且ROP退回至大约350fph，同时MSE曲线502降至接近岩石强度的值。因此，该钻井系统102a的塌积限制因素看起来是钻头泥包，因为切削结构似乎在页岩层中充满往往粘附于钻头的碎屑，尽管钻头在砂层中适当清理。通过再设计钻井部件以利用聚晶金刚石复合片(PDC)钻头和增强的水力，后续的钻井系统诸如钻井系统102b-102n可在后续井诸如104b-104n中增加其钻井速度。

作为第二个例子，MSE和其它测量数据可用于方法试验，以增加井诸如井102a的钻井速度，如图5B所示。图5B是根据本发明的某些方面，对于钻头泥包塌积的图1钻井系统中提供的第二个示例性图表。在该图表中，其在本文通过参考数字520被提及，方法试验被用作钻井操作的一部分，以鉴别钻井系统102a的塌积限制因素。在图5B中，MSE曲线522与其它测量数据沿着深度刻度536一起显示，诸如RPM曲线524、扭矩曲线526、ROP曲线528、WOB曲线530、泵压曲线532和/或流入曲线534。这些曲线522-534的每一个连同方法试验一起被用来鉴别钻头泥包限制因素以及增加钻井速度。

在图5B中，在地面套管的钻水泥塞之后，在水基泥浆中用8-1/2″钻头对井104a的层段进行钻井。在该井104a中，从约2000ft(英尺)到约2100ft，进行“MSE压重试求法”，其以2klb的增量将WOB从5klb增加至11klb，然后，通过将旋转速度从60增加至120RPM，从约2130ft至2300ft进行″MSE RPM试求法″。对于MSE压重试求法，观察到MSE曲线522中MSE值相应于在WOB曲线530中的增加而增加，其可表明钻井系统102a已经到达塌积限制因素。对于MSE RPM试求法，观察到MSE曲线522中MSE值相应于在RPM曲线524中的增加而增加，这可表明钻井系统102a已经到达塌积限制。

基于这些试求法，清楚的是，MSE曲线522在MSE压重试求法和MSE RPM试求法期间并未改变。也就是说，钻头110a在不同的WOB下在100fph和200fph下以及在不同的RPM下高达400fph下以相同的效率进行操作。如此，这些方法试验确认，钻头仍有效运作且在塌积点下操作。除了确认钻头仍为有效之外，低MSE证明了WOB的进一步增加可能产生ROP的线性增加。然而，用以前的钻头，在1800ft附近，MSE曲线522中的高值表明钻头110a上的齿在页岩层中为钻头泥包。如此，钻井系统102a上的水压可以在该井或后续井上修改，以在整个生产井筒中增加钻井速度至500fph以上。因此，方法试验可与MSE数据和其它测量数据一起被用来进一步增强钻井作业。如果当WOB或RPM被调节时MSE不改变，则显示钻井系统是有效的，并且WOB进一步增加。如果当WOB或RPM被调节时MSE表现出增加的变化，其超过岩石压缩强度的潜在变化，则已知钻头是在塌积中且钻井系统的操作员可采取纠正措施。在出现机会时，也可改变设备和系统。

作为第三个例子，图5C是根据本技术的某些方面，对于钻头泥包塌积的图1钻井系统中提供的第三个示例性图表。在该图表中，其在本文中通过引用数字540被提及，中度钻头泥包被鉴别为钻井系统102a的塌积限制因素。在图5C中，MSE曲线542与其它测量数据沿着深度刻度558一起显示，诸如RPM曲线544、扭矩曲线546、ROP曲线548、WOB曲线550、γ射线(GR)曲线552、泵压曲线554和/或流入曲线556。这些曲线542-556的每一个被一起用来鉴别钻头泥包塌积以及增加钻井速度。

在图5C中，MSE曲线542示出井104a的层段，其为12-1/4″的层段。在该例子中，钻井系统102a使用好比该软岩石具有25ksi压缩强度的相同量能量。在5100ft附近，操作员确定能量损失是中度钻头泥包的结果，并将WOB从约25klb降低至约8klb。MSE曲线542在WOB修改之后降低，这表明钻头效率增加，以及ROP从约80fph增加到约100fph。通过使用MSE数据和其它测量数据，操作员能够通过将MSE用作性能指标来增加钻井速度。

在该例子中，钻井系统102a的操作员能够利用MSE数据和其它测量数据来确定钻井作业的某些性能水平。然后，操作员可调节操作参数并观察MSE曲线542的改变。因此，操作参数可再被调节至这样的设置，在该设置下MSE曲线542为最小值或在最小值附近。

利用对于MSE优化的操作参数，钻井系统102a的工程再设计可被再次检查，以提供进一步的钻井速度或ROP的增强，如上所讨论。例如，在操作员确认钻头泥包发生于软石灰岩中之后，钻井部件诸如喷嘴和流速被改变，以用可利用的钻井设备实现可能的每平方英寸最高水马力(HSI)。在钻头处的水马力可通过增加流经钻头的体积或降低喷嘴大小，使得给定流动的压降和速率增加，来加以改变。两种改变消耗了可利用的泵功率。一般而言，流速在其中井眼净化优先的定向井中被强调。在该例子中，因为当观察到钻头泥包时所述泵已经在它们的合同功率输出下运行，所以流速被降低，以使喷嘴压力下降和HSI增加。在增加的水压下，钻头泥包的塌积点现已经被升高，使得相比于以前的5-25klb，允许一致地应用25-45klb的WOB。

作为第四个例子，图5D是根据本技术的某些方面，对于钻头泥包塌积的图1的钻井系统中提供的第四个示例性图表。在该图表中，其在本文中通过引用数字560被提及，钻头泥包再次被检测为钻井系统102a的塌积限制因素。在图5D中，MSE曲线562与其它测量数据沿着深度刻度576一起显示，诸如RPM曲线564、扭矩曲线566、ROP曲线568、WOB曲线570、泵压曲线572和/或流入曲线574。这些曲线562-574的每一个再次被一起用来鉴别钻头泥包塌积限制因素以及增加钻井速度。

在图5D中，对于井104a的层段，示出了MSE曲线562，所述井104a具有钻井系统102，使用钻头110a以及初始HSI为5.2hp/in²(马力/平方英寸)的钻井系统102。井104a以前已经以平均ROP为约150fph的记录速度钻过。然而，因为操作员观察到MSE曲线562已经增加了2200ft至2400ft之间的某些深度下的值，所以操作员确认钻头110a是钻头泥包。因此，采用替换钻头，其包括这样的水力条件：具有喷嘴，HSI为11.5hp/in²。在水力条件的重新设计之后，观察在2400ft和2600ft之间的MSE曲线562，其大致等于岩石压缩强度。在MSE曲线562中的该变化表明，切削结构被清理，原因在于再设计的水力条件。结果，ROP在砂层和页岩层中增加至大约350fph以上，用于接下来的3000ft。

图6是根据本技术的某些方面，对于井底泥包的图1的钻井系统中提供的示例性图表。在该图表中，其在本文中通过引用数字600被提及，MSE和其它测量数据在不同的水力条件下被用于确定钻井系统102a的塌积限制因素。在图6中，MSE曲线602与其它测量数据沿着时间线620一起显示，诸如ROP曲线604、RPM曲线606、扭矩曲线608、WOB曲线610、大钩曲线612、泵压曲线614、流动百分数曲线616和/或流入曲线618。这些曲线602-618的每一个再次被一起用来鉴别塌积限制因素以及增加钻井速度。

在图6中，对于井104a的层段，示出了MSE曲线602，所述井104a具有钻头110a，其是77/8″的镶硬合金齿的牙轮钻头。该钻头110a在水基泥浆的情况下在具有25ksi岩石强度的地层中钻井。在该图600中，MSE曲线602被升高至约800ksi，其表明塌积限制因素限制ROP。因为钻头泥包通常不发生在非常硬的岩石中并且MSE曲线602不表现出通常表示振动的零星振荡，所以塌积限制因素可能是井底泥包。也就是说，钻头110a表现为在通过差压保持于井筒底部处的材料上旋转，而实际上并不与在细碎材料之下的岩石接触。对于后续井，用不同类型的钻头和高速涡轮更换钻井系统，其对于井底泥包情况是更为有效的系统。对MSE曲线的监视使得问题的本质得以理解，并且对严重程度的量化使另一个钻井系统能够在成本上有效。

除了上面讨论的井底泥包和钻头泥包的例子外，振动是导致钻井系统无效率的另一个塌积限制因素。如上所述，振动在扭矩和MSE方面往往产生更大的变化。振动是限制钻井速度的主要塌积限制因素之一，且用MSE数据监测振动数据可进一步增强钻井过程。

例如，钻井系统102a的操作员可改变钻井参数诸如WOB、旋转速度或其它操作参数至有效的水平，来减轻振动影响。MSE数据的加入允许操作员清楚地确定振动对钻井系统效率的影响，并提供对钻井部件的改变的其它观点。也就是说，MSE数据可被用于鉴别设计变化，以降低或限制振动对限制井的钻井速度的影响。不同类型的振动塌积和钻头钝化在下列与图7A-7K相关的例子中讨论。

图7A是根据本技术的某些方面，在图1的钻井系统中提供的对于振动塌积的第一示例性图表。在该图表中，其在本文通过参考数字700被提及，MSE和其它测量数据被用于确定钻井系统102a的振动塌积限制因素。在图7A中，MSE曲线702与其它测量数据与深度刻度709一起显示，诸如RPM曲线703、扭矩曲线704、ROP曲线705、WOB曲线706、泵压曲线707和/或流入曲线708。这些曲线702-708的每一个再次被一起用来鉴别塌积限制因素以及增加钻井速度。

图7A示出了在5ksi至10ksi岩石中进行的一系列MSE压重和MSE RPM试求法。该例子显示了一些常见的振动行为，其由MSE曲线702和涉及改变WOB的钻井试验所表示。如该图表700所示，从8100ft至8270ft，MSE曲线702的值初始为大约30ksi至大约40ksi。当WOB在8270ft降低时，MSE曲线702上的值降低至15ksi至25ksi的范围，且ROP曲线705的值增加。然后，在8500ft，WOB曲线706的值增加至其初始值，这导致MSE曲线702的值增加和ROP曲线705的值降低。在8580ft，WOB降低，且MSE曲线702的值增加至先前水平之上。

在钻井作业期间的WOB变化为操作员提供了关于钻井系统性能的有价值的信息。例如，从8100ft至大约8500ft的WOB变化表明，振动塌积正在发生且通过调节回到所述WOB。此外，从8500ft至8650ft，WOB的下降表明，不足的切割深度(DOC)或严重的涡旋正在井104a内发生。通过钻井试验，最高的ROP值被提供于从约12klb至15klb的范围内。此外，钻井试验表明，振动减少是ROP改变的原因，而不是岩石强度改变的原因，因为岩石强度不可能下降15ksi。因此，为进一步增加钻井速度，可进行钻井部件设计改变来消除或限制在高于15klb的WOB下的振动。

图7B示出了使用MSE数据连同其它测量数据确定振动塌积限制因素的第二个例子。在图7B中，在本文通过参考数字710被提及的图表给出了MSE和其它测量数据，其用于确定钻井系统102a的振动塌积限制因素。在图7B中，MSE曲线712与其它测量数据沿着深度刻度719一起显示，诸如RPM曲线713、扭矩曲线714、ROP曲线715、WOB曲线716、泵压曲线717和/或流入曲线718。这些曲线712-718的每一个再次被一起用来鉴别振动塌积限制因素以及增加钻井速度。

图7B包括MSE WOB和MSE RPM试求法，其被用来评价在岩石强度在5ksi至10ksi范围内的地层中的钻井作业的性能。在该例子中，井102a是在具有5ksi压缩强度岩石的岩石内的8 1/2′井筒。从9900ft至10100ft，MSE曲线712初始为大约250ksi，其中峰值可达大约500ksi。作为MSE WOB试求法的一部分，在10200ft附近，WOB被增加，而旋转速度被降低，这是减轻旋转振动的典型操作。作为该试求法的结果，MSE曲线712的值下降，而ROP曲线715的值增加。

在钻井期间的WOB和RPM变化为操作员提供了关于钻井系统性能的有价值的信息。从MSE响应钻井参数的这些变化的方式，确定振动的特性。例如，从9900ft至大约10200ft的MSE曲线712表明高的能量损失，但其并未显示振动的具体特性。并不知道涡旋是原因，直到WOB增加和MSE下降——如果初始情况是涡旋的话，这是预期的响应。如果初始情况主要是粘滑振动，则MSE和振动能量损失将增加。一些ROP响应可在无MSE曲线712的情况下进行解释，因为ROP值通常以成比例的关系随着WOB的增加而增加。然而，在10200ft至10350ft的范围内，ROP响应不成比例地高，且MSE曲线712的值在这个相同的范围内下降。因此，MSE曲线712以及WOB曲线716和ROP曲线715上的值表明，钻头不仅仅由于增加的WOB而钻得更快，但却更有效。因此，MSE WOB和MSE RPM试求法可被进行来减轻振动塌积，或提供改变钻井系统以增加钻井速度的进一步理由。

在该例子中，在MSE曲线712中观察到这样的基线趋势，其中MSE值总体上随深度而增加。该增加的原因在于当管和井筒壁之间的累积接触随深度增加时钻柱摩擦增加。当出现大的摩擦损失时，MSE值可以超过岩石强度。这并不降低MSE数据的用途，因为在所述的方法中，MSE数据仅用作效率的相对指标，并与其它测量数据一起使用。如果对操作参数进行改变，并且MSE下降或增加，则所述过程变得更有效或更无效。因此，MSE值的相对响应被用于帮助进行操作决定，而不是其绝对值。

图7C示出了使用MSE数据连同其它测量数据，确定振动塌积限制因素的第三个例子。在图7C中，在本文通过参考数字720被提及的图表，给出了MSE和其它测量数据，其用于确定钻井系统102a的振动塌积限制因素。在图7C中，MSE曲线722与其它测量数据沿着深度刻度729一起显示，诸如RPM曲线723、扭矩曲线724、ROP曲线725、WOB曲线726、泵压曲线727和/或流入曲线728。这些曲线722-728的每一个再次被一起用来鉴别振动塌积限制因素以及增加钻井速度。

图7C包括MSE WOB和MSE RPM试求法，其用于评价在岩石强度大约1ksi至10ksi的范围内的地层中的钻井作业。在该例子中，当钻头110a——其为强有力的PDC钻头——遇到岩石强度为大约3ksi至8ksi的第一岩石层段时，发生旋转振动。在所述第一层段中，MSE曲线722的值增加50ksi以上，表明振动塌积开始。操作员增加WOB，以维持ROP水平。在100ft的钻井中，该调整给钻头110a造成了严重的损坏。对于该层段，钻井系统102a收集的井径测井表明，在该层段中由偏心回转钻头形成了过大的井筒。

在相同井104a的后续钻井作业中，在比第一层段深500ft处遇到了具有相似性质的另一岩石层。基于MSE曲线722，WOB和RPM值被降低，以防止对钻头110a造成损伤。在MSE曲线722表明钻井作业穿过第二层段之后，钻井参数被回复到先前的水平，以恢复对于井104a而言的优化水平下的钻井作业。当在到达目标深度后，将钻头110a从井104a拉出来时，钻头110a看起来没有受到损坏。如此，MSE数据连同其它测量数据的使用可被用于指示提供塌积限制因素的具体层段。

图7D示出了使用MSE数据连同其它测量数据来确定振动塌积限制因素的第四个例子。在图7D中，在本文通过参考数字730被提及的图表，给出了MSE和其它测量数据，其用于确定钻井系统102a的振动塌积限制因素。在图7D中，MSE曲线732沿着深度刻度735与振动曲线733和ROP曲线734一起显示。这些曲线732-734的每一个被一起用来鉴别振动塌积限制因素以及增加钻井速度。

图7D包括本技术的其它方面，其可利用MSE曲线732以及振动曲线733来增加钻井速度。直到最近，很少有振动监测工具在观察到25-50g′s(重力)的加速度之前传送振动警报，因为该水平下的振动可能损害钻井部件或工具。因此，许多操作员通常未意识到振动可能限制ROP。此外，尽管钻头泥包容易识别，且可用多种技术减轻，但是振动通常更细微并难以从岩石压缩强度的变化进行辨别。同样，振动倾向可以随着岩性、钻井流体静压头和其它因素改变，这可能涉及WOB和RPM的频繁改变。这种可能涉及复杂关系的连续测试和分析的复杂性导致振动难以检测，以及难以通过重新设计钻井系统来适当解决。

在该例子中，如在振动曲线733所示，可降低ROP曲线734的值的振动幅度可能是小的。MSE曲线和振动曲线733之间的相关性在从8200ft至8450ft的深度被清楚地示出。导致无效率的振动水平通常在3g′s以下。具体而言，在8350ft至8400ft的深度处的振幅相对高，而MSE曲线732的值仍保持相对低。这些幅度变化可以是粘滑的指示，这可以是扭转振动的一种形式，如上所讨论。因此，振动数据和MSE数据的组合提供了对塌积限制因素在技术上的理解，这通过单独评价振动数据和MSE数据不总是明显的。因此，基于这类信息的组合，对钻井部件的设计变化可以是成本上合理的，以增加钻井速度。

图7E示出了使用MSE数据连同其它测量数据确定振动塌积限制因素的第五个例子。在图7E中，在本文通过参考数字740被提及的图表，给出了MSE和其它测量数据，其用于确定钻井系统102a的振动塌积限制因素。具体而言，MSE曲线742与其它测量数据沿着时间线751一起显示，诸如扭矩曲线743、WOB曲线744、泵压曲线745、流入曲线746、轴向振动曲线747、侧向振动曲线748、粘滑振动曲线749和/或ROP曲线750。这些曲线742-750的每一个再次被一起用来鉴别振动塌积限制因素以及增加钻井速度。

图7E包括本技术的其它方面，其可利用MSE曲线742以及振动数据诸如轴向振动曲线747、侧向振动曲线748和粘滑振动曲线749来分析和鉴别振动塌积。在该例子中，钻井系统102a包括测量设备406a，其是已被改变以显示MSE数据连同实时振动数据的井下振动监测系统。最初，MSE曲线742的值在压缩强度在30ksi以下的岩石中为大约50ksi。这些升高的MSE值可能与定向井的钻柱阻力有关。因此，调节操作参数可清楚地确定钻头是否有效。在时间线751上的13:12hrs的时刻，WOB从12klb增加至14klb，这导致MSE曲线742的值从50ksi降低至大约40ksi，而ROP曲线750的值增加。除了这些改变之外，一旦WOB被调节，侧向振动曲线748的值也下降。当在时间线751上从13:12hrs(小时)至13:57hrs，WOB逐渐增加时，MSE曲线742的值随着WOB持续下降。然后，在时间线751上的13:57hr处，WOB增加，而MSE曲线742的值降低和ROP曲线750的值增加。

在该例子中，MSE曲线742、侧向振动曲线748和ROP曲线750的改变表明塌积限制因素是涡旋。具体而言，曲线对WOB变化的响应表明，钻头110a最初是塌积，并且随着WOB增加而变得有效。如果钻头效率未改变，则MSE曲线742的值应当尚未改变。同样，ROP曲线750的值的变化——其大约为100％——与WOB曲线744的值的增加——其大约为16％——不成比例。该不成比例的增加是钻头在WOB增加下根本地变得更有效的结果。此外，侧向振动曲线748的值确认了初始水平的涡旋，其当WOB增加时被降至最小水平。还应当注意到，井下振动监测工具未被设立来汇报对于LWD工具常见的低水平的钻头振动。井下加速度计的优势是当一些试验被用于由MSE曲线742确定振动类型时，清楚指示正发生的振动类型。然而，MSE曲线742清楚地给出了振动影响钻井性能的程度。如此，MSE曲线连同振动曲线诸如轴向振动曲线747、侧向振动曲线748和粘滑振动曲线749的使用是互补的。

图7F示出了使用MSE数据连同其它测量数据确定振动塌积限制因素的第六个例子。在图7F中，在本文通过参考数字760被提及的图表，给出了MSE和其它测量数据，其用于确定钻井系统102a的振动塌积限制因素。具体而言，MSE曲线762与其它测量数据沿着深度刻度771一起显示，诸如钻头RPM曲线763、扭矩曲线764、WOB曲线765、大钩压重曲线766、立管压(SPP)曲线767、流入曲线768、ROP(以分钟/ft计)曲线769、ROP(以ft/hr计)曲线770。这些曲线762-770的每一个再次被一起用来鉴别振动塌积限制因素以及增加钻井速度。

在该例子中，WOB最初为25klb，其是施加到8 1/2″PDC钻头的合理压重。MSE曲线762的值在500ksi下是不成比例的，这表明了在10ksi强度的岩石中的低效。如果地层是更硬强度的岩石，例如Hith硬石膏岩、Khail硬石膏岩以及Khuff白云岩和硬石膏岩，则涡旋可能是塌积限制因素。为确认该塌积限制因素，WOB被逐渐增加至35klb，而MSE曲线762的值被降至200ksi，且ROP曲线770的值从大约25fph增加至75fph。因为WOB接近生产商的推荐极限，所以WOB不被进一步增加，而剩余涡旋的附加减轻可包括钻井系统的再设计。例如，具有1.22度转向弯曲的马达可用0.78至1.0度的设置替代，以降低产生一些涡旋倾向的旋转不平衡。在一些层段中，轨迹和目标大小可被改变，使得可转向马达用高扭矩直管式马达更换。这些钻井部件改变可增加钻头效率并增加钻井速度。

图7G示出了使用MSE数据连同其它测量数据，扩展振动塌积限制因素的第七个例子。在图7G中，在本文通过参考数字780被提及的图表，给出了MSE和其它测量数据，其用于扩展钻井系统102a的振动塌积限制因素。具体而言，MSE曲线782与其它测量数据沿着深度刻度794一起显示，诸如钻头RPM曲线783、扭矩曲线784、WOB曲线785、大钩负荷(WOH)曲线786、SPP曲线787、流入曲线788、流出曲线789、轴向曲线790、侧向曲线791、粘滑曲线792和/或ROP曲线793。这些曲线782-793的每一个再次被一起用来鉴别振动塌积限制因素以及增加钻井速度。

在该例子中，钻井部件的改变扩展了塌积限制因素并增加了钻井速度。具体而言，对于8 1/2″井筒，具有0.78度转向弯曲的马达被拉出，并用直管式马达更换。如图7G所示，在8400ft附近，MSE曲线782的值从大约80ksi降至30ksi，WOB曲线784的值从40klb降至20klb，而ROP曲线793的值从50fph增加至100fph以上。当塌积限制是涡旋时，马达的更换增加了ROP，并超过了以前的水平。

图7H显示了使用MSE数据连同其它测量数据扩展振动塌积限制因素的第八个例子。在图7H中，在本文通过参考数字800被提及的图表，给出了MSE和其它测量数据，其用于扩展钻井系统102a的振动塌积限制因素。具体而言，MSE曲线802与其它测量数据沿着深度刻度813一起显示，诸如RPM曲线803、扭矩曲线804、WOB曲线805、钻头RPM曲线806、SPP曲线807、流动泵曲线808、轴向曲线809、侧向曲线810、粘滑曲线811和/或ROP曲线812。这些曲线802-812的每一个再次被一起用来鉴别振动塌积限制因素以及增加钻井速度。

在该例子中，具有用于12 1/4″井筒的测量设备406a的钻井系统102a被采用。MSE曲线802上的值表明振动——其是扭转振动或粘滑——是该层段的钻井系统102a的塌积限制因素。具体而言，MSE曲线802上的值在100ksi以上，而所述测量设备——其为井下振动监测工具——示出了高水平的粘滑和中度水平的涡旋。因此，在大约5185ft处，WOB从约45klb降至35klb，这导致MSE曲线802和粘滑曲线811的值的下降。同样，ROP曲线812的值从25fph增加至200fph以上。因此，振动数据和MSE数据被一起使用来增加ROP。

图7I显示了使用MSE数据连同其它测量数据扩展振动塌积限制因素的第九个例子。在图7I中，在本文通过参考数字820被提及的图表，给出了MSE和其它测量数据，其用于扩展钻井系统102a的振动塌积限制因素。具体而言，MSE曲线822与其它测量数据沿着时间线833一起显示，诸如扭矩曲线823、WOB曲线824、大钩压重曲线825、泵压曲线826、流入曲线827、流出曲线828、轴向曲线829、侧向曲线830、粘滑曲线831和/或ROP曲线832。这些曲线822-832的每一个再次被一起用来鉴别振动塌积限制因素以及增加钻井速度。

在该例子中，钻井系统102a包括来自井中的测量设备406a的数据。如MSE曲线822和粘滑曲线831的值所示，在WOB曲线824上的值的变化降低了ROP。这表明塌积限制因素是粘滑和中度量的涡旋，其在WOB的增加过程中发生。尽管粘滑可通过增加旋转速度来减轻，但是钻头速度和WOB的组合可被平衡，以确定不形成涡旋或粘滑。

此外，尽管通过调节钻井参数，对于这些塌积限制因素最大化ROP是可能的，但许多钻井部件变化可用于进一步增加ROP。例如，其它钻井部件变化可包括扩展钻头规格长度，以增加侧向稳定性；利用与直式钻具组合上的钻头一起旋转的近钻头稳定器而不是套管式稳定器；以及利用高扭矩马达以便所述系统当涡旋被有效减轻时不受到马达差速的限制。此外，其它钻井部件变化可包括使钻头规区渐细、使钻头规区(bit gauge area)呈螺旋状、利用震击器、改变钻柱部件的位置、改变流体流变学或在流体中包括添加剂来改变振动行为或改变钻柱部件的质量或刚度。涡旋和粘滑减轻尝试成功的一个量度是增加的钻头等级，尽管施加了高WOB。

图7J显示了使用MSE数据连同其它测量数据扩展振动塌积限制因素的第十个例子。在图7J中，在本文通过参考数字840被提及的图表，给出了MSE和其它测量数据，其用于扩展钻井系统102a的振动塌积限制因素。具体而言，MSE曲线842与其它测量数据沿着时间线852一起显示，诸如RPM曲线843、扭矩曲线844、ROP曲线845、WOB曲线846、压力曲线847、流动曲线848、轴向曲线849、侧向曲线850和/或粘滑曲线851。这些曲线842-851的每一个再次被一起用来鉴别振动塌积限制因素以及增加钻井速度。

在该例子中，含有测量设备406a的钻井系统102a被用在井筒内。最初，MSE曲线842的值为大约10ksi。当轴向振动发生时，如轴向曲线849所示，钻井作业遇到硬的地层层段，例如白云岩低产段。WOB从10klb增加至25klb，且MSE曲线842上的值增加至大约35ksi，其可能接近白云岩低产段中的岩石强度。当WOB被降低至大约15klb至20klb时，在轴向曲线849上的轴向振动降低而ROP相应地增加。

图7K显示了使用MSE数据连同其它测量数据来确定钻头钝化的例子。在图7K中，在本文通过参考数字860被提及的图表，给出了MSE和其它测量数据，其用于确定钻井系统102a的塌积限制因素。具体而言，MSE曲线862与其它测量数据沿着深度刻度869一起显示，诸如RPM曲线863、扭矩曲线864、ROP曲线865、WOB曲线866、泵压曲线867和/或流入曲线868。这些曲线862-868的每一个再次被一起用来鉴别钻头钝化以及增加钻井速度。

图7K包括本技术的其它方面，其利用MSE曲线862来分析和鉴别钻头钝化趋势。在该例子中，钻头110a是8 1/2″镶硬合金齿的牙轮钻头，其用于岩石强度为20ksi的岩层中。在该具体的例子中，定向井104a的高钻柱扭矩和振动被检测。因为对于钝的钻头，从最后50ft至100ft，能耗往往稳定增加，所以钻头往往在其操作的大部分中是有效的。然而，一旦钝化开始，切割特性迅速改变，且钻头在较短的时间内变得低效率。因此，如从11100ft附近至11170ft的MSE曲线862所示，MSE曲线862的值增加，同时ROP曲线865的值下降。一旦钻头被更换，MSE曲线862和ROP曲线865从11170ft以上是稳定的。因此，操作员关于预期的钻头寿命的知识以及MSE和其它测量数据可用于通过避开塌积限制因素来增加钻井速度。

应当注意到，MSE数据和其它测量数据的监视适用于多口井。例如，所述井可包括垂直井和定向井。此外，MSE和其它测量数据的监视可用于不同的岩石类型、不同的深度、以及与用于不同大小的井筒的钻头一起使用。

作为另一实施方式，钻井系统设备404a-404n可连接于钻井系统102a-102n的其它部件，使钻井过程自动化。例如，通过钻柱的给进速率，控制许多参数。所述钻柱前进的速率可用于维持WOB、扭矩、ROP和井下马达差速的期望值。因此，钻井系统102a-102n的操作员可利用MSE数据和其它测量数据来自动控制钻井作业。钻井系统设备404a-404n可进行各种试验，例如MSE压重试验和MSE数据试验，通过自动调节钻井参数诸如WOB和钻头RPM进行。计算机控制系统可连续对面积求积分，并利用正在进行的面积改变作为需要改变WOB或RPM的指示。

作为另一个实施方式，钻井系统设备404a-404n可连接于钻井系统102a-102n的其它部件，使钻井过程自动化。例如，通过钻柱的给进速率控制许多参数。所述钻柱前进的速率可用于维持WOB、扭矩、ROP和井下马达差速的期望值。因此，钻井系统102a-102n的操作员可利用MSE数据和其它测量数据来自动控制钻井作业。钻井系统设备404a-404n可进行各种试验，例如MSE压重试验和MSE数据试验，通过自动调节钻井参数诸如WOB和钻头RPM进行。计算机控制系统可连续对面积求积分，并利用正在进行的面积改变作为需要改变WOB或RPM的指示。

同样，在另一个实施方式中，图3的过程可包括一些对图3的步骤的另外的改变，以对于两口或更多口井利用该过程。例如，在框304，历史MSE数据和其它测量数据可通过一口或更多口以前的井进行分析，以确定限制以前井的钻井速度的多个因素中的一个或多个。然后，在框306中，钻井部件或设备以及钻井操作可被选择来减轻所述因素。这些钻井部件和钻井操作可被用来利用该减轻的技术开始当前井或已计划井的钻井，如框308所示。在钻井时，可观察MSE数据和其它测量数据，以进一步改变可控制的钻井参数，如框310所示。在框312中，限制当前井的钻井速度的塌积限制因素或要素可被记录并作为结果存档，以鉴别连续限制钻井速度的因素的方式进行。然后，基于所述观察，可规定对多种因素之一的计划减轻。该因素可通过在该井或后续井中改变钻井部件或钻井操作来减轻或解决。对于油田中的其它后续井，该过程可被重复，这可以是程序的一部分。

此外，在其它实施方式中，MSE数据可以作为MSE数据连同其它测量数据的3维(3D)作图给出。例如，MSE数据可以与不同的旋转速度和不同的WOB一起作图。在该例子中，所述图中的峰表示导致钻头无效的两种参数的组合。如此，钻井系统的操作员可通过使用WOB和RPM实时地利用该数据，其中MSE在最低点，以优化效率。尽管该例子是对于RPM和WOB而言，但多种参数可以以这种方式作图，同时在z轴上使用MSE来直观地显示它们对性能的影响。

然而，应当注意到，MSE数据和其它测量数据的3D作图可用于对几乎任何可用于增强效率的钻井参数和测量数据进行作图。如上所述，通常，塌积限制因素是钻井作业无效的基础。作为具体的例子，水力条件和WOB已知影响钻头泥包。因此，通过以给定流速泵送、然后逐步增加WOB来观察MSE数据的变化，可提供3D作图。然后，流速可被增加，且WOB逐步上升，以再次观察MSE数据。利用该数据，3D作图可被提供给钻井系统的操作员，以选择提供优化的ROP的流速和WOB，同时保持低的MSE。

3D作图的好处来自于这样的事实：存在许多可同时影响ROP的设置和测量因素。3D作图提供了同时分析这些中至少两个的机制。因为这些关系中的许多是复杂的且难以预测，特别是与振动相关的那些，所以使所述设置和因素对MSE数据作图提供了确定塌积限制因素的有效机制。因此，作图概念包括但不限于，示例参数比较，诸如WOB对RPM、HSI对WOB、水力冲击对WOB、流速对WOB、HSI对RPM和/或马达差压对RPM。同样，作图概念也可应用于振动限制因素。也就是说，粘滑、轴向或侧向振动数据可与不同的钻井参数和MSE数据比较，以提供振动限制因素的明确指示。在每一个例子中，两个参数可在x和y轴上绘图，而MSE数据被绘制至第三个轴，以提供参数对钻井系统效率的影响的形象化图。这可为操作员提供进一步增强钻井速度的其它观点。

除了3D作图外，其它类似的显示可用于表示竖轴上MSE的改变，例如色码、网纹或阴影以及网格密度。这些不同的显示可帮助操作员区分不同的参数，以鉴别潜在的塌积限制因素。

此外，也应当注意到，MSE数据和其它测量数据可用于各个位置的井的钻井。例如，第一井的MSE数据和其它测量数据可与第一地层相关。与第一井相关的MSE数据和其它测量数据可用于帮助正钻至第二地层的第二井的分析。事实上，这些地层甚至可位于不同的油田。如此，应当理解，来自第一井的MSE数据和其它测量数据可用于在相同或另一油田中的同步钻井或随后钻井的井中。也就是说，遇到相似的MSE和其它测量数据的模式或趋势的井可被分析，以提供在其它井的钻井作业和操作实践中的见解。

而且，MSE和其它测量数据的使用可延伸至到达最终深度之外。例如，如上所述，在对井筒进行测井用扩眼、注水泥前对套管扩眼至底部时，可利用MSE和其它测量数据。同样，所述数据可用于修井作业，其包括钻碎井中水泥塞或其它材料。如此，应当理解，快速钻井过程扩展至注水泥和完井作业，或者任何用于油田内的井或多口井寿命的后续补救作业。

此外，如上所述，非钻头的限制因素可存在于钻井作业中。例如，非钻头的限制因素可包括岩屑从井眼除去或通过地面设备处理的速度、随钻测井工具可获取地层数据的钻井速度、限制钻压以控制在其中钻井的方向的需要、具体的钻井液有效密封暴露的渗透地层表面的能力、可使用的马达的扭矩额定值、上驱动或转盘扭矩额定值、钻柱的上紧力矩限制、井筒承受在高ROP下由于切削载荷而增加的循环压力的能力、井下马达轴承载荷对WOB的限制以及由于下列原因不能从地面传递力矩给钻头：摩擦阻力；测量、分析、识别或改正ROP限制因素人员的足够培训；允许分析或通信的数据的无效显示；人员拒绝改变；以及人员拒绝操作风险的可察觉增加。

在限制钻井作业的因素被鉴别出来的情况下，上述的这些过程提供了所述因素的优先次序，以使所述增强成流线型。如上所述，因为因素诸如钻头和非钻头的限制因素的数目可能很大，所以用于解决具体的限制因素的工程资源可不同。因此，为有效管理资源分配，所述过程可包括在油田作业中区分限制因素的优先次序的方法。该区分优先次序可在下列的例子中最好地理解，其参考图2。

如图2所示，当进行钻井作业时，WOB可被增加。如果ROP响应是线性的——其可通过MSE监视进行确定，则钻头是有效的。因此，钻井作业可继续增加WOB，直到观察到非线性的响应，或者ROP变成非钻头限制的。对于非线性响应，可进行操作调节，以通过在塌积限制因素以下操作来最小化MSE。对于钻头和非钻头的限制因素，塌积可以被鉴别并记录，用以传达给其它人员，例如工程师。然后，钻井系统可被重新设计，以扩展鉴别的限制因素，且所述过程可被重复。因为钻头和非钻头限制因素被同样处理，所以钻井作业通过进一步增强作业的再设计尝试和资源而集中于一种限制因素。因此，在该过程中，对于再设计给定井，每次可鉴别一种限制因素。

有益地，集中于有限数目的限制因素，例如一种，有助于将资源集中于复杂的问题。例如，在一种海水作业中的ROP可能受到岩屑可被磨碎并再注入的速率的限制。该限制因素并非设备相关的，但需要对指定的注入层段限制裂缝生长高度。该例子对于控制钻井作业是典型的，因为这些作业涉及不确定性的极限并且任何ROP增加可涉及风险增加的有效控制或减轻。ROP控制过程确保增加的风险得到减轻，且这往往在非钻头的限制因素的再设计中是特别可靠的。

而且，作为对快速钻井过程的另一增强，可利用培训或全球通信。例如，培训可被设计来确保每一人员理解工作流程、各自的作用、以及能够实时鉴别并减轻限制因素。因此，对钻机人员的培训可包括在钻机上控制的方面，同时工程师可被培训，以理解在系统中对设备的设计改变。

全球通信可包括在不同的地理位置的不同井中的数据交换，以共享钻井作业的共同问题，开发出解决方案。也就是说，不同类型材料中的数据可包括相似的特性，表明许多井受到相似问题的约束。工作流程含意是如果在一口井中在扩展限制因素方面取得进展，则相同或相似的解决方案可应用于其它井，来除去其它限制因素。例如，“轻微振动”的障碍的原因可能主要在于当地层随着深度变得更硬而开始的涡旋。因为，这在世界范围内对于所有的钻头类型都发生，所以对于在一个位置处的涡旋所开发的油田经验和减轻操作可能在全球范围内起作用。

有效共享全球背景中的知识的益处对于非钻头的限制因素特别明显。在许多情况下，钻井人员可能在一个具体的地理区域中操作并认为他们的局部操作条件是唯一的。当对限制因素的解决方案被研究出或确定时，数据被获得，并可与其它钻井作业共享，以联合全球钻井作业。结果，一旦在全球钻井作业的范围内有效使用，信息共享过程提供了研究出的方案。

而且，MSE数据连同其它数据的使用进一步在其它井的计划期中提供帮助。具体而言，历史MSE图可从对比数字数据得到，并加以分析，以鉴别其中钻井作业功能失常的层段。每一作业工程师可分析该MSE数据以及其它数据，例如井下振动图，以确定潜在功能失常的特性和潜在减轻。非钻头性限制因素也可在其中MSE数据显示钻头有效且正发生控制钻井的层段中鉴别出。

作为例子，在钻井的同时，MSE和其它数字数据可进行绘图，并在钻机上的不同位置的显示器上连续观察。司钻、定向司钻、随钻测井(LWD)工程师、气测井员、泥浆工程师和其它人员的操作可被协调，以最大化ROP。如果限制钻机作业的因素被检测到，则所述人员可由MSE曲线和/或其它数据鉴别出原因，以适当作出反应，减轻该具体的功能失常。限制因素被记录并通过电子邮件或电话会议在人员中讨论。经验表明，现场外工程人员有效分析MSE曲线、振动或其它数字数据的能力是有限的。例如，如果数字数据显示WOB降低且同时MSE增加，则现场外工程师可能不能确定是MSE因为WOB下降而增加(表明涡旋已经被引起)，还是WOB因为MSE增加而下降(表明工作人员尝试减轻粘滑)。因此，钻机现场人员有责任连续记录ROP限制因素。

在钻机现场人员已经作出了操作调节来扩展ROP限制因素之后，剩余的限制因素的特性传达给再设计工程。可能地，这实时发生，且在起下钻作业或任何合适的时候进行设计改变。为推动这点，操作员提供实时数字数据(即，MSE数据、振动数据或其它数据)给工程师。收集该数据并提供给全球信息管理中心，从那里它被发布给全体工程人员和管理部门，用于其它井。因此，工程师以有组织的方式获取文件，以帮助再设计后续井或作业。

该过程在许多方面不同于历史的实践。首先，钻头记录被历史的MSE分析代替。第二，在每英尺的所钻井筒的范围内连续评价性能，而不是通过平均24小时的ROP或在钻头记录上示出的总运行。这被进行来实时调节钻井作业的性能。第三，通过鉴别具体的限制因素和对系统进行业务流程再设计，而不是从对比经验寻求更好性能的系统，ROP得以增进。第四，历史的MSE曲线允许以准确和有说服力的方式获取知识，以确保进行适当的再设计。最后，两种限制因素的鉴别和提出的解决方案有助于在多口井和长时期内使再设计制度化并加以维持。

尽管本发明的技术可具有各种改变和可选的形式，但是上面讨论的示例性实施方式以举例方式示出。然而，应当再次理解，本发明不意图受限于本文公开的具体实施方式。实际上，本发明的技术将覆盖落入所附权利要求所定义的发明精神和范围内的所有变化、等价物和替代物。

Claims

1.生产油气的方法，包括：

(a)鉴别含有油气的油田；

(b)将至少一口井钻至所述油田的地下位置，为油气提供到达生产设施的流体流动路程，其中如下进行钻井：

(i)估计所述至少一口井之一的钻井速度；

(ii)确定有效的钻井方法；

(iii)在所述至少一口井之一的钻井过程中，获得机械比能(MSE)数据和其它测量数据；

(iv)使用得到的MSE数据和其它测量数据，确定限制所述钻井速度的多个限制因素之一；

(v)调整钻井作业，以减轻所述多个限制因素之一；

(vi)迭代重复步骤(i)-(v)，直至通过所述钻井作业到达所述地下位置；和

(c)从所述至少一口井之一生产油气。

2.权利要求1所述的方法，其中所述其它测量数据是振动数据。

3.权利要求2所述的方法，其中所述振动数据包括下列之一：轴向振动数据、侧向振动数据、粘滑振动数据和它们的任何组合。

4.权利要求2所述的方法，其包括将所述MSE数据和所述振动数据提供给与所述钻井作业有关的钻井系统的操作员。

5.权利要求4所述的方法，其包括通过图表将所述MSE数据和所述振动数据显示给所述操作员，其中所述MSE数据和所述振动数据在所述图表中以不同的颜色显示。

6.权利要求4所述的方法，其包括以三维作图将所述MSE数据和所述振动数据一起显示给所述操作员。

7.权利要求1所述的方法，其中调节所述钻井作业包括更换钻井系统中的钻井部件。

8.权利要求7所述的方法，其中所述更换钻井部件包括下列之一：改变钻头、改变水力条件、扩展钻头规格长度以增加侧向稳定性、利用与直式钻具组合上的钻头一起旋转的近钻头稳定器而不是套管式稳定器、更换马达、使钻头规区渐细、使钻头规区呈螺旋状、利用震击器、改变钻柱部件的位置、改变流体流变学或在流体中包括添加剂来改变振动行为或改变所述钻柱部件的质量或刚度、以及它们的任何组合。

9.权利要求1所述的方法，包括调节钻井参数以观察所述MSE数据的变化，所述变化表示所述多种限制因素的至少一种。

10.权利要求1所述的方法，其中所述多种限制因素包括对于所述钻井速度的非钻头相关限制。

11.权利要求1所述的方法，其中所述多种限制因素包括定向目标控制、井眼净化、随钻测井(LWD)数据采集速度、混合器容量、组织程序、岩屑处理和固相处理设备限制的一种或多种。

12.权利要求1所述的方法，其中所述多个限制因素包括下列之一：岩屑从所述井除去的速度、岩屑通过地面设备处理的速度、随钻测井工具可获取地层数据的钻井速度、以及具体的钻井液有效密封暴露的渗透地层表面的能力。

13.生产油气的方法，包括：

(a)将多口井钻至至少一个地下位置，为油气提供到达生产设施的流体流动路程，其中钻井包括：

(i)估计所述多口井之一的钻井速度；

(ii)在所述多口井之一的钻井过程中，获得机械比能(MSE)数据和其它测量数据；

(iii)使用得到的MSE数据和其它测量数据，确定限制所述钻井速度的多个限制因素之一；

(iv)调整钻井作业，以减轻所述多个限制因素之一；

(v)迭代重复步骤(i)-(v)，直至通过所述钻井作业到达所述地下位置；和

(b)从所述多口井之一生产油气。

14.权利要求13所述的方法，其中所述其它测量数据是振动数据。

15.权利要求14所述的方法，其中所述振动数据包括下列之一：轴向振动数据、侧向振动数据、粘滑振动数据和它们的任何组合。

16.权利要求13所述的方法，其中调节所述钻井作业包括更换钻井系统中的钻井部件。

17.权利要求13所述的方法，其包括将所述MSE数据和其它测量数据提供给与所述钻井作业有关的钻井系统的操作员。

18.权利要求17所述的方法，其包括通过图表将所述MSE数据和其它测量数据一起显示给所述操作员，其中所述MSE数据和其它测量数据在所述图表中以不同的颜色显示。

19.权利要求17所述的方法，其包括以三维作图将所述MSE数据和所述其它测量数据一起显示给所述操作员。

20.权利要求13所述的方法，其中所述多种限制因素包括对所述钻井速度的非钻头相关限制。

21.权利要求13所述的方法，其中所述多种限制因素包括定向目标控制、井眼净化、随钻测井(LWD)数据采集速度、混合器容量、组织程序、岩屑处理和固相处理设备限制的至少一种。

22.生产油气的方法，包括：

(a)估计井的钻井作业的钻井速度，为油气提供从地下位置到达生产设施的流体流动路程；

(b)在所述井的钻井过程中，获得实时的机械比能(MSE)数据和其它测量数据；

(c)使用得到的MSE数据和其它测量数据，确定限制所述钻井速度的多个限制因素之一；

(d)调整钻井作业，以减轻所述多个限制因素之一；和

(e)重复步骤(a)-(d)，直至通过所述钻井作业到达所述地下位置。

23.权利要求22所述的方法，其中使用所述得到的MSE数据和其它测量数据，确定所述多个限制因素之一，将所述MSE数据和所述其它测量数据提供给与所述钻井作业有关的钻井系统的操作员。

24.权利要求23所述的方法，其包括通过图表将所述MSE数据和所述其它测量数据一起显示给所述操作员，其中所述MSE数据和所述其它测量数据在所述图表中以不同的颜色显示。

25.权利要求23所述的方法，其包括以三维作图将所述MSE数据和所述其它测量数据一起显示给所述操作员。

26.与生产油气相关的钻井的方法，包括：

在钻井作业期间，实时监测井的机械比能(MSE)数据以及振动数据；

对于所述井，将所述MSE数据和振动数据与以前产生的MSE数据和振动数据比较，以确定限制钻井速度的多个因素的至少一个；和

基于所述比较，调整所述钻井作业，以增加所述钻井速度。

27.权利要求26所述的方法，其包括从通过所述钻井作业进入的地下储层生产油气。

28.权利要求26所述的方法，其中所述振动数据包括下列之一：轴向振动数据、侧向振动数据、粘滑振动数据和它们的任何组合。

29.权利要求26所述的方法，进一步包括响应比较的MSE数据和振动数据，调节钻井参数。

30.权利要求29所述的方法，其中所述钻井参数包括钻压设定、每分钟转数设定、扭矩设定和它们的任何组合。

31.权利要求26所述的方法，其中基于所述比较调节所述钻井作业包括更换钻井系统中的钻井部件。

32.权利要求31所述的方法，其中所述更换钻井部件包括下列之一：改变钻头、改变水力条件、扩展钻头规格长度以增加侧向稳定性、利用与直式钻具组合上的钻头一起旋转的近钻头稳定器而不是套管式稳定器、更换马达、以及它们的任何组合。

33.权利要求26所述的方法，其包括调节钻井参数以观察所述MSE数据的变化，所述变化示出所述多种因素的至少一种。

34.权利要求26所述的方法，其包括将所述MSE数据和所述振动数据提供给与所述钻井作业有关的钻井系统的操作员。

35.权利要求34所述的方法，其包括以图表将所述MSE数据和所述振动数据一起显示给所述操作员。

36.权利要求34所述的方法，其包括以三维作图将所述MSE数据和所述振动数据一起显示给所述操作员。

37.生产油气的方法，包括：

(a)与钻井同步获得所述井的机械比能(MSE)数据和其它测量数据；

(b)分析所述MSE数据和其它测量数据，以确定限制钻井速度的多个限制因素之一；和

(c)基于步骤(b)中的分析，调节钻井作业，解决所述多个限制因素之一，并增加钻井速度；

(d)重复步骤(a)至(c)至少另外一次，直至到达所述井的目标深度；和

(e)从通过所述钻井作业进入的地下储层生产油气。

38.权利要求37所述的方法，其中所述其它测量数据包括振动数据。

39.权利要求38所述的方法，其中所述振动数据包括下列之一：轴向振动数据、侧向振动数据、粘滑振动数据和它们的任何组合。

40.权利要求37所述的方法，其中重复步骤(a)至(c)至少另外一次包括重复步骤(a)至(c)三次或更多次。

41.权利要求37所述的方法，其中调节所述钻井作业包括调节钻井操作。

42.权利要求37所述的方法，其中调节所述钻井作业包括更换所述钻井系统中的钻井部件。

43.权利要求42所述的方法，其中所述更换钻井部件包括下列之一：改变钻头、改变水力条件、扩展钻头规格长度以增加侧向稳定性、利用与直式钻具组合上的钻头一起旋转的近钻头稳定器而不是套管式稳定器、更换马达、以及它们的任何组合。

44.权利要求37所述的方法，其包括调节钻井参数以观察所述MSE数据的变化，所述变化示出所述多种限制因素的至少一种。

45.权利要求44所述的方法，其中所述钻井参数包括钻压设定、每分钟转数设定、扭矩设定和它们的任何组合。

46.权利要求37所述的方法，包括将所述MSE数据和所述其它测量数据提供给与所述钻井作业有关的钻井系统的操作员。

47.权利要求37所述的方法，其包括以图表将所述MSE数据和所述其它测量数据一起显示给操作员。

48.权利要求37所述的方法，其包括以三维作图将所述MSE数据和所述其它测量数据一起显示给操作员。

49.权利要求37所述的方法，其中所述多种限制因素包括对所述钻井速度的非钻头相关限制。

50.权利要求37所述的方法，其中所述多种限制因素包括定向目标控制、井眼净化、随钻测井(LWD)数据采集速度、混合器容量、组织程序、岩屑处理和固相处理设备限制的至少一种。

51.权利要求37所述的方法，其中所述多种限制因素包括下列的一种或多种：岩屑从井筒除去的速度、岩屑通过地面设备处理的速度、随钻测井工具可获取地层数据的钻井速度、以及具体的钻井液有效密封暴露的渗透地层表面的能力。

52.与生产油气相关的钻井的方法，包括：

钻第一井，同步钻第二井；

在所述第一井中的钻井作业期间，实时监测机械比能(MSE)数据和振动数据；

比较来自所述第一井的所述MSE数据和振动数据，以确定限制所述第一井的钻井速度的多个因素的至少一个；和

基于所述比较，调整所述第二井中的钻井作业，以增加钻井速度。

53.权利要求52所述的方法，其包括从通过所述第一井的钻井作业进入的地下储层生产油气。

54.权利要求52所述的方法，其中所述第一井被钻至第一地层，且所述第二井被钻至第二地层。

55.权利要求54所述的方法，其中所述第一地层和所述第二地层位于不同的油田。

56.与生产油气相关的钻井的方法，包括：

分析在前的井的历史机械比能(MSE)数据和其它历史测量数据，以确定限制所述在前的井的钻井速度的多个初步因素之一；

选择钻井部件和钻井操作，以减轻所述多个初步因素的至少一个；

利用所述钻井部件和钻井操作，钻当前井；

在所述当前井的钻井期间，对于多个限制钻井作业的当前因素的至少一个，观察实时的MSE数据和其它测量数据；

利用在后续的钻井部件和后续的钻井操作的选择中的观察，减轻后续井的多个当前因素的至少一个；和

在相似井的方案中，对于每一后续井重复上述的步骤。

57.权利要求56所述的方法，进一步包括在所述当前井的钻井期间改变钻井参数，以鉴别所述多个当前因素的至少一个。

58.权利要求56所述的方法，进一步包括以鉴别持续限制所述钻井速度的所述多个当前因素的至少一个的方式，记录MSE数据和其它测量数据。