CN110513063B - 控压钻井系统及其控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种控压钻井系统，包括一台泥浆泵、控制器、通过一第一三通阀与所述泥浆泵连通的第一支路和第二支路、连通在第二支路末端的储能罐、分别与储能罐相连的低压气罐和高压气罐、与储能罐底部连通的回压支路、包括第三支路和第四支路的控压管汇、以及回流支路。其中，储能罐和低压气罐之间的管路上设有第七阀门，储能罐和高压气罐之间的管路上设有第八阀门。第四阀门和第六阀门为互锁状态。本发明的控压钻井系统只采用一台泥浆泵，两路支路连接泥浆泵输出端，通过对泥浆流量切换和控制调整，代替常规管汇的回压泵，整体架构更简洁，操作简易。此外，本发明的控压钻井控制方法采用了非线性控制算法，能够适应泥浆压力、流量和密度变化。

Description

控压钻井系统及其控制方法

技术领域

本发明涉及石油勘探开发的钻机技术领域，具体涉及一种控压钻井系统及其控制方法。

背景技术

近几年来，石油行业飞速发展，但是油气资源也面临着枯竭的危机，所以对复杂地形的油气田开采是必不可少的，但是诸如地层漏失、压差卡钻、地层孔隙压力与地层破裂梯度间压力窗口狭窄造成涌漏等问题也越来越多，这些问题使得钻井过程时间加长，费用也提高了，为了解决复杂地形对钻井带来的诸多问题，控压钻井（Managed PressureDrilling）技术应运而生。

控压钻井技术的核心是控制井底的压力，保证井筒的压力一直处在破裂压力和地层孔隙压力之间。控压钻井技术能有效地防止井漏或溢流，使钻井过程安全可靠，并大大地减少了成本。其中，美国在上世纪60年代后期开始应用控制压力钻井技术，在美国所有的陆地钻井作业中，约1/4的井未使用闭合、承压的钻井液循环系统；有1/4的井使用该系统来实现真正的欠平衡钻井；1/4的井在应用该系统钻井时，需要使用可压缩流体(空气、天然气、泡沫、雾)；1/4的井正在使用闭合、承压的循环系统以MPD的某种形式进行作业。巴西国家石油公司应用以微流控制系统为基础的新型控压钻井技术，在4口井中进行试验，有效地控制了溢流和漏失，提高了钻井速度和安全性；MPD技术在墨西哥湾Mars张力腿平台的应用中，有效控制了井漏、溢流和井眼不稳定等事故，减少了59%的非生产时间；壳牌公司在墨西哥湾的AugerTLP油田实施MPD作业，应用动态环空压力控制技术，实现无漏失、无安全事故的良好效果。自2004年至今，控压钻井技术已经成功应用于所有类型的海上平台上，全世界总共已有超过50个的海上控压钻井项目，控压钻井技术越来越成熟，也发挥着越来越重要的作用。在国内，杨雄文，周英操等在控压钻井自动控制系统中引入分级递阶智能控制的概念，将MPD相关操作集成起来，自动化工具执行低阶的自动连锁操作，大大降低了控压钻井操作的难度和复杂性，优化了钻井作业，降低了钻井成本。陈尚周在其论文中对DAPC 系统的回压节流系统进行了研究，建立了整个节流系统的数学模型，对系统稳定性和快速性进行分析。

然而，现有控压钻井系统需要使用到回压泵，从而至少需要三路自动调节泥浆通道，需要占用较多场地，回压泵的泄露也会造成污染。专利申请号为201210337203.0、申请日为2012年9月13日的中国发明专利申请公开的《用于施加井口回压的双节流控制泥浆泵分流管汇及其方法》也未使用回压泵，但其结构较为复杂，回压控制不理想。

发明内容

本发明的目的在于提供一种无需回压泵、回压控制更理想的控压钻井系统。

一种控压钻井系统，包括一台泥浆泵、控制器、通过一第一三通阀与所述泥浆泵连通的第一支路和第二支路、连通在第二支路末端的储能罐、分别与储能罐相连的低压气罐和高压气罐、与储能罐底部连通的回压支路、包括第三支路和第四支路的控压管汇、以及回流支路。其中，第一支路末端进入钻井，第二支路上设有第一阀门，回压支路上设有第二阀门，回压支路末端通过一第二三通阀与第三支路相连。第三支路连接在第二三通阀和一四通阀之间，设有第三阀门。第四支路连接在一第三三通阀和所述四通阀之间，设有第四阀门和第五阀门。回流支路设置在所述四通阀和泥浆池之间。所述第三三通阀和一第六三通阀通过管路相连，所述第二三通阀和第六三通阀通过管路相连且管路上设有第六阀门，第六三通阀还用于与钻井相通。储能罐和低压气罐之间的管路上设有第七阀门，储能罐和高压气罐之间的管路上设有第八阀门。所述第一至第八阀门受所述控制器控制，第四阀门和第六阀门为互锁状态。

优选的，所述的控压钻井系统还包括第一辅助支路、第二辅助支路、第四三通阀和第五三通阀；第一辅助支路与第四支路并联连接在第三三通阀和所述四通阀之间，设有第三手动阀。第二辅助支路连接在第四三通阀和第五三通阀之间，设有第六手动阀；所述四通阀和第四三通阀通过管路相连，所述第五三通阀连通泥浆池。所述回流支路上设有第四手动阀、第五手动阀以及连接在第四和第五手动阀之间的第三流量变送器。

优选的，第一阀门、第二阀门、第四阀门、第六阀门为液动或气动控制的平板阀，第三阀门、第五阀门为节流阀。

优选的，所述第一支路还设有有第一流量变送器和第一压力变送器，回压支路还设有第二流量变送器和第二压力变送器，所述第三支路上还设有第一手动阀，所述第四支路上还设有第二手动阀。

本发明还提供了上述控压钻井系统的控制方法，所述的控压钻井系统的钻进流程模式包括正常钻进流程模式、接单根流程模式和起钻或下钻流程模式。在所述正常钻进流程模式中，打开所述第四阀门，关闭所述第六阀门，通过调节第五阀门的开度来调节井口压力。在所述接单根流程模式和起钻或下钻流程模式中，当储能罐压力大于目标压力值时，通过调节第八阀门使高压空气从储能罐流入低压气罐，使储能罐压力达到目标压力值；当储能罐压力小于目标压力值时，通过调节第八阀门使高压空气从高压气罐流入储能罐，使储能罐压力达到目标压力值；待储能罐压力值稳定后，关闭第四阀门，打开第二阀门、第六阀门，利用储能罐对井口压力进行调节。

优选的，在所述接单根流程模式和起钻或下钻流程模式中，如果当前不是井口压力控制模式，则储能罐的最终的目标压力值等于输入的目标压力值加上因正常钻进通路泥浆停止流动而产生的环空摩阻。

优选的，所述第三阀门和第五阀门的控制输入上限值Out_Mv_Limit为：

其中k为滤波因子，Flow_In为当前流量值，Out_Limit为所述第三阀门和第五阀门的控制输入的最低上限值，Out_Last为上一个控制周期输入的控制值。

优选的，在所述接单根流程模式中，首先判断泥浆泵是否停止，若已经停止，则确定储能罐的最终的目标压力值并相应调整储能罐的压力，待储能罐压力值稳定后，关闭第四阀门打开第六阀门，打开第二阀门，将第五阀门的控制器投手动，使储能罐对井口压力进行调整，当收到接单根的完成指示且泥浆泵开启后，打开第四阀门关闭第六阀门，关闭第二阀门，将第五阀门的控制器投自动，储能罐压力控制器投手动，最终恢复至正常钻进流程模式。

优选的，在所述接单根流程模式和起钻或下钻流程模式中，所述控压钻井系统的PID参数Kp的计算公式为：

其中Flow_Set为是正常钻进流量，Flow_In为当前流量值，Jvc为当前阀门开度，pre为井口当前压力值，kp0为在所述正常钻进流程模式中的kp值。

优选的，所述的控制方法还包括井漏溢流检测方法和井漏溢流处理方法。所述井漏溢流检测方法包括步骤：记录一定时间内的微流量，并计算当前时刻的微流量，更新微流量数组，计算一定时间内微流量累积量，判断一井漏临界值是否大于预设阈值，若大于，则确定发生井漏；否则进一步判断一溢流临界值是否小于预设阈值，若小于，则确定发生溢流，进而计算溢流总量；否则继续检测当前井漏溢流情况。所述井漏溢流处理方法包括步骤：当检测到发生溢流时，立即切换至微流量控制模式，通过调节第五阀门来抑制井内钻井液的溢出；如果溢流已被控制，则手动切换至井口或井底模式，继续正常钻进；如果在微流量控制模式下仍然控制不住溢流，且累积溢流量超过设定体积数时，切换至立压控制模式，采用控制立压的方式来抑制溢流，而立压设定值为切换瞬间的立压值；在立压控制模式下控制住溢流，再切换至井口或井底模式，继续正常钻进；当检测到发生井漏时，进入井漏程序，立即切换至微流量控制模式，通过调节第五阀门来抑制井内钻井液的漏失。

本发明的控压钻井系统只采用一台泥浆泵，通过正常钻进时对储能罐进行储能，需停泥浆泵时，通过低压气罐和高压气罐对储能罐压力进行控制，然后通过储能罐对井口进行施压，整体架构更简洁，操作简易，回压控制更迅速平稳。此外，本发明的控压钻井控制方法采用了非线性控制算法，能够适应泥浆压力、流量和密度变化。

附图说明

图1为一实施例的控压钻井系统的架构示意图。

图2为一实施例的控压钻井系统的钻井现场端管道仪表架构及与工控端控制器的信号流示意图。

图3为本发明实施例中的立管压力控制回路示意图。

图4为本发明实施例中的控压钻井系统整体工作流程示意图。

图5为本发明实施例中井口压力控制模式结构框示意图。

图6为本发明实施例中井底压力控制模式结构示意图。

图7为本发明实施例中微流量控制回路示意图。

图8为本发明实施例中立管压力控制回路示意图。

图9为本发明实施例中的正常钻进流程示意图。

图10本发明实施例中的接单根流程示意图。

具体实施方式

下面将结合具体实施例及附图对本发明控压钻井系统作进一步详细描述。

请参考图1，一较佳实施例中，本发明的控压钻井系统主要包括电脑端（PC端）、工控端（PLC，Programmable Logic Controller，可编程逻辑控制器端）和钻井现场端。其中，钻井现场端主要包括位于现场的变送器和执行器，变送器主要包括压力变送器、流量变送器、节流阀的阀门行程变送器，执行器主要包括平板阀、调节阀（大部分为节流阀）和泥浆泵（泵系统），这些变送器和执行器通过控制柜与分布式控制系统通信，本实施例采用了西门子的分布式控制设备ET200M模块。ET200M模块通过现场总线与工控端的自动化站进行通信，本实施例中，现场总线采用了西门子的Profibus DP总线。自动化站确定了控压钻井系统的工艺流程及控制算法。工控端的自动化站通过工业以太网与电脑端的操作员站（过程监控系统）通信，本实施例中，操作员站采用西门子的WinCC（Windows Control Center,视窗控制中心）系统。电脑端用于对控压钻井系统的工作进行监控，并在需要时进行人工控制，例如但不限于对水力参数进行调节。

根据控压钻井系统的工艺特性，整个钻进过程可分为正常钻进、接单根、起下钻和停泵四种情况。

请同时参考图2，示出了一实施例中控压钻井系统的钻井现场端管道仪表架构及与工控端控制器的信号流示意图。控压钻井系统包括一台主泥浆泵10和配套的泥浆池，泥浆泵10的输出端通过一第一三通阀11与第一支路12和第二支路13相通。第一支路12为正常钻进通道，第一支路末端进入钻井20，用于在正常钻进情况下允许泥浆泵10从泥浆池抽取泥浆，将泥浆传送至钻井20将井底的碎石屑带上来。第一支路12设有第一流量变送器121和第一压力变送器122。

第二支路13为储能通道，用于为储能罐提供泥浆，在接单根、起下钻和停泵时提供回压。第二支路13的靠近第一三通阀11的位置设有第一阀门131。第一阀门131为平板阀，可为液动或气动控制的平板阀，本实施例中采用液动平板阀。第二支路13末端进入储能罐，用于为储能罐提供泥浆。储能罐设有一压力变送器132用于检测储能罐内压力，在正常钻进时，若储能罐压力小于目标压力，则会开启第一阀门131，由泥浆泵10为储能罐注入泥浆，同时储能罐设有一液位变送器133，当液位变送器133检测到储能罐液位高于上限值时，关闭第一阀门131，停止往储能罐里输入泥浆。储能罐通过第八支路81连接着低压气罐，第八支路81上设有第七阀门82，可为液动或气动控制的调节阀，本实施例中采用液动节流阀。同时储能罐也通过第九支路91连接着高压气罐，第九支路91上设有第八阀门92，可为液动或气动控制的调节阀，本实施例中采用液动节流阀。在接单根、起下钻和停泵过程中，当储能罐压力大于井口目标压力时，则通过储能罐压力控制器调节低压气罐与储能罐之间的节流阀（第七阀门）82，使高压空气从储能罐流入低压气罐，从而使储能罐压力达到井口的目标压力值；当储能罐压力小于井口目标压力时，则通过储能罐压力控制器调节储能罐和高压气罐之间的节流阀（第八阀门）92，使空气从高压气罐流入储能罐，从而使储能罐压力达到井口的目标压力值。当高压气罐压力不足时，可通过压缩机93将高压空气送给高压气罐提供工作压力。高压气罐还带有一排气阀门94与空气相连，当高压气罐压力过高时可进行快速泄压。如此，三个罐相互配合对井口进行控压。

储能罐的底部连接回压支路14（也即回压通道）。回压支路14末端连接第二三通阀24，回压支路14与储能罐连接位置设有第二阀门141，可为液动或气动控制的调节阀，本实施例中采用液动调节阀。回压支路14还设有第二流量变送器142和第二压力变送器143。

控压钻井系统的控压管汇包括第三支路31、第四支路41和第一辅助支路51。其中，第三支路31连接在第二三通阀24和四通阀25之间，设有第三阀门32。第四支路41连接在第三三通阀26和四通阀25之间，设有第四阀门42、第五阀门43和第一手动阀44。第一辅助支路51与第四支路41并联连接在第三三通阀26和四通阀25之间，设有第三手动阀52。第三三通阀26和第六三通阀27通过管路相连，第二三通阀24和第六三通阀27通过管路相连且管路上设有第六阀门33，第六三通阀27还用于与钻井20相通，且第六三通阀27和井口之间设有压力变送器17。其中，第四阀门42和第六阀门33为平板阀，可为液动或气动控制的平板阀，本实施例中采用液动平板阀。第三阀门32和第五阀门43为电动调节阀，本实施例中为节流阀。第四阀门42和第六阀门33为互锁状态。第三支路31、第四支路41和第六阀门33连接的管路构成了系统的控压部分，第四支路41可被认为是系统的主控压支路（主通道），第三支路31可被认为是系统的从控压支路（副通道）。

四通阀25的另外一个接口连接回流支路61。回流支路61连接在所述四通阀25和泥浆池之间，设有第四手动阀62、第五手动阀63以及连接在第四和第五手动阀62、63之间的第三流量变送器64。本实施例中，回流支路61上还并联有第二辅助支路71。第二辅助支路71通过第四三通阀28和第五三通阀29连接在回流支路61上，设有第六手动阀72。具体的，四通阀25和第四三通阀28通过管路相连，第五三通阀29通过管路连接泥浆池，回流支路61和第二辅助支路71连接在第四三通阀28和第五三通阀29之间。第二辅助支路71的作用在于，当流量变送器64需要拆卸维修时，关闭手动阀62和63，防止流体溢出，流体从第二辅助支路71通过。

如此，在正常钻进过程中，打开第四阀门42，关闭第六阀门33，泥浆泵从泥浆池抽取泥浆，泥浆通过第一支路12进入钻井20的井底将井底的碎石屑带上来，通过第四支路41和回流支路61将泥浆返回泥浆池，通过调节第五阀门43的开度来调节井口压力。在此，省略了系统常规需要用到的用于进行泥石分离的振动筛和进行更复杂分离的多相分离器。振动筛和多相分离器应设置在回流支路61和泥浆池之间。当第四支路41出现故障时，也可采用第三支路31作为正常钻进的通道。同时，在正常钻进过程中，若储能罐压力小于目标压力，则会开启第一阀门131，由泥浆泵10为储能罐注入泥浆，当液位变送器133检测到储能罐液位高于上限值时，关闭第一阀门131，停止往储能罐里输入泥浆。第一阀门131只在正常钻进过程中有需要时才打开，在接单根流程模式和起钻或下钻流程模式下是关闭的。

在接单根流程模式和起钻或下钻流程模式中，当储能罐压力大于井口目标压力时，则通过储能罐压力控制器调节低压气罐与储能罐之间的节流阀82（第七阀门），使高压空气从储能罐流入低压气罐，从而使储能罐压力达到井口的目标压力值；当储能罐压力小于井口目标压力时，则通过储能罐压力控制器调节储能罐和高压气罐之间的节流阀92（第八阀门），使高压空气从高压气罐流入储能罐，从而使储能罐压力达到井口的目标压力值。然后打开第二阀门141、第六阀门33，关闭第四阀门42和第五阀门43，储能罐中的泥浆通过回压支路14流向井口，对其施压，使之达到目标压力。在接单根流程模式和起钻或下钻流程模式下，第三阀门32保持关闭状态。

可以理解的，上述的各手动阀用于在系统出现异常并需要手动控制时才需要使用的，正常情况下，各第四支路41、第一辅助支路51和回流支路61的手动阀均处于完全打开状态。

本发明控压钻井系统的软件的总体设计方案如图3所示，包括Step7程序、Wincc操作界面以及水力参数软件部分。其中Step7主要完成控制模式、钻进流程模式和特殊情况下的报警连锁等程序的实现。Wincc操作界面可以对整个控压钻井系统进行控制模式，工艺流程模式的选择。水力参数软件则是对井下变送器送来的数值进行处理计算，然后通过OPC通讯协议将结果传给Wincc和Step7进行显示和处理。

控压钻井系统的软件开发环境运用的是西门子公司的PCS7系统。PCS7系统集成了STEP7、Wincc等软件。STEP7是用于PLC组态和编程的软件。在本控压钻井系统中，用到了多种编程语言，包括CFC、SFC、SCL语言等。其中CFC主要完成控制回路的搭建，SFC主要完成工艺顺序控制流程的设计，SCL主要完成算法及数学函数的编写。此外，在WinCC软件中使用到了C脚本语言和VB语言，协助完成工艺流程的设计和流程画面的设计。

本发明控压钻井系统的的软件的总体流程如图4所示。首先进行仿真模式和PLC模式的选择，系统会根据不同模式来切换信号来源是PLC还是仿真模型，再判断该装置当前状态是处于现场控制还是系统控制，若是装置选择了系统控制，程序将选择立管压力控制模式（图中简化为立压控制模式）、井口压力控制模式（图中简化为井口控制模式）、井底压力控制模式（图中简化为井底控制模式）和微流量控制模式中的一种，进行钻井的控制，选好控制模式后程序将进行通道的选择，一般情况下都选择第四支路41进行正常钻进，当遇到接单根或起下钻时，操作员将工艺流程模式从正常钻进流程模式切换到相应的流程模式，以此循环完成程序对装置的控制。

本发明控压钻井系统的控制模式有四种：立管压力控制模式、井底压力控制模式、井口压力控制模式和微流量控制模式。

（1）井口压力控制模式：井口压力控制模式的控制对象是井口回压，井口回压指的是油井井口装置所计量的套管压力。井口压力控制模式的结构框图如图5所示，其设定值可以是由操作员依经验写入，也可以选择水力参数软件的计算输出结果。

（2）井底压力控制模式：井底压力控制模式的控制对象也是井口回压，结构框图如图6所示，其设定值是由水力参数软件传入PLC中实时更新的，其数值是由水力参数软件通过井底压力及井深等参数计算得到的井口回压理想值。在正常钻井、接单根、起/下钻等过程中，一般都选用井底压力控制模式，是钻井过程中最常用的控制模式。

（3）微流量控制模式：微流量指的是控压钻井装置入口流量与出口流量之间的差值，因为这个差值非常小，所以叫做微流量。微流量控制模式的控制对象是微流量，结构图如图7所示，由流量变送器将出口流量和入口流量传入PLC中，PLC进行作差得到误差传入控制器，给定值为0，控制器将控制信号给第五阀门43，控制第五阀门43的开度，使微流量一直逼近于0。微流量控制模式的好处在于能够时刻监测井下环空流量的细微变化，而且还可以预测井下的情况，及时判断出井漏、溢流等特殊工况。

（4）立管压力控制模式：立压控制模式控制对象为立压，立压是钻井装置中立管压力的简称。当出现溢流工况，采用微流量控制模式进行调节，当微流量的累积量仍然超过临界值后，此时需要保持立压稳定，控制模式将自动调整为立压控制模式，且设定值为切换瞬间的实际立压值，其控制回路结构框图如图8所示。

上述钻进流程模式程序设计包括：正常钻进流程模式、接单根流程模式、起/下钻流程模式。

（1）正常钻进程序设计：钻井过程中钻柱不断钻进地层，控制系统自动调节阀门（第三或第五阀门）开度，保证井口回压的稳定，这个过程就是正常钻进。正常钻井过程中，泥浆一般走第四支路41完成泥浆循环，只有在其他工况或停钻时才会用到第三支路31。整个正常钻进的程序流程如图9所示。本系统设计的正常钻进程序可以自由的切换支路/通道，并且做到无扰动，而且第三支路31和第四支路41设计的有互锁程序，可以保证两条支路/通道不能同时关闭，满足正常钻进的需求。

（2）接单根程序设计：在接单根流程模式下，系统将利用储能罐对井口压力进行调节，使井口压力与储能罐压力一致，从而达到控制井口压力的效果。此时需要设定储能罐的目标压力值，如果当前不是井口压力控制模式，应在该目标压力值上加上因正常钻进通路泥浆停止流动而产生的环空摩阻得到最终的目标压力值。具体的调节方法为：当储能罐压力大于目标压力值时，通过储能罐压力控制器调节低压气罐与储能罐之间的节流阀82，使高压空气从储能罐流入低压气罐，从而使储能罐压力达到目标压力值；当储能罐压力小于目标压力值时，则通过储能罐压力控制器调节储能罐和高压气罐之间的节流阀92，使高压空气从高压气罐流入储能罐，从而使储能罐压力达到目标压力值。整个接单根的程序流程如图10所示，首先判断泥浆泵是否停止，若已经停止，则确定储能罐的最终目标压力值并相应调整储能罐的压力（储能罐压力控制器投自动），待储能罐压力值稳定后，关闭主通道第四阀门42打开副通道第六阀门33，打开回压通道第二阀门141，将第三支路31（副通道）的对第三阀门32的控制器投手动，且手操器的值为0，将主通道对第五阀门43的控制器也投手动，使井口压力与储能罐压力一致，从而达到控制井口压力的效果。然后等待操作员完成接单根任务，当操作员给出接单根的完成指示且泥浆泵开启后，逐渐打开正常钻进通路关闭回压支路14，具体为开主通道第四阀门42关闭副通道第六阀门33，关闭回压通道第二阀门141，将主通道队第五阀门43的控制器投自动，储能罐压力控制器投手动，待主通道压力稳定后，恢复至正常钻进流程模式。本系统设计的接单根程序可以在结束后自动跳到正常钻进流程模式，且考虑到了环空摩阻的影响，能够有效地减小井口回压的波动，保证井底压力的稳定。

（3）起下钻程序设计与接单根程序设计类似，在此不再赘述。

所述井漏/溢流处理程序设计模块，包括井漏溢流检测模块和井漏处理程序模块，其中，在钻进过程中需要实时监测和计算钻井过程中的微流量，从而准确及时地判断出是否发生井漏溢流，因此井漏溢流检测模块使用SCL语言编写。井漏溢流检测模块在OB32循环中断组织块运行，且OB32的中断间隔为0.5秒钟，因此检测模块每隔0.5秒模块运行一次，检测是否发生井漏溢流工况。井漏溢流检测模块将会不停检测当前工况下是否发生井漏溢流，当检测出发生溢流后，就进入了溢流处理程序；当检测出发生井漏后，就进入了井漏处理程序。当发生溢流，进入溢流程序后，此时立即自动切换至微流量控制模式，通过调节阀来抑制井内钻井液的溢出。经过一段时间的微流量模式的调节后，如果溢流已被控制，则手动切换至井口或井底模式，继续正常钻进；如果在微流量控制模式下仍然控制不住溢流，且累积溢流量超过设定体积数时，程序会自动无扰切换至立压控制模式，采用控制立压的方式来抑制溢流，而立压设定值为切换瞬间的立压值。在立压控制模式下控制住溢流，钻井工程师手动切换至井口或井底模式，继续正常钻进。井漏的处理较为简单，当发生井漏，进入井漏程序后，此时立即自动切换至微流量控制模式，通过调节阀来抑制井内钻井液的漏失。

所述水力学参数软件通过VS编写，主要功能是通过井下传感器传来的井下环空剖面的参数通过计算得到井口回压的补偿值，然后实时传送给PSC7。PCS7软件与水力学参数软件通过OPC服务器进行数据传输，OPC采用了服务器/客户模式，当两个不同软件需要通讯时，只需要将软件分别设置为服务器和客户模式就可以解决各个软件之间的通讯问题。在该系统中将PCS7设置为服务器，水力学参数软件设置为客户模式，然后再OPC服务器中建立新项目，将PCS7变量加入其中，水力学参数软件就可以对这些变量进行读写操作，完成了两个软甲的数据通讯。

所述第三阀门32和第五阀门43通过控制器输出的上限值进行调节阀工作区间的控制，所述控制器输出的上限值，也即所述第三阀门32和第五阀门43的控制输入上限值Out_Mv_Limit为：

其中k为滤波因子，Flow_In为当前流量值，Out_Limit为所述第三阀门32和第五阀门43的控制输入的最低上限值，Out_Last为上一个控制周期输入的控制值。

在不同的控制模式下，通过自适应PID方法计算与控制器的调节速度关联的PID参数值，并根据PID参数值进行控制器的自动调节，所述PID参数值通过以下公式进行计算：

当误差在调节范围内，考虑压力值对参数的影响时，在所述接单根流程模式和起钻或下钻流程模式中，所述控压钻井系统的PID参数Kp的计算公式为：

其中Flow_Set为是正常钻进流量，Flow_In为当前流量值，Jvc为当前阀门（第三阀门或第五阀门）开度，pre为井口当前压力值，kp0为在所述正常钻进流程模式中的kp值。

当误差在调节范围外，不考虑压力因素对控制的影响时，所述控压钻井系统的PID参数Kp的计算公式为：

。

综上，本发明的控压钻井系统具有以下优点：只采用一台泥浆泵，通过储能罐、低压气罐和高压气罐对井口压力进行控制，整体架构更简洁，操作简易。此外，常规管汇是三个液控阀和三个平板阀，即3路自动调节泥浆通道，而该系统只有两路；因泥浆调节通道为两路，所以接单根、起下钻等控制流程跟常规具有明显不同，流程更简洁。此外，本发明的控压钻井控制方法采用了非线性控制算法，能够适应泥浆压力、流量和密度变化。

在本发明的描述中，需要理解的是，术语诸如 “上”、“下”、“前”、“后”、 “左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。

此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本发明的描述中，“多个”的含义是两个或两个以上，除非另有明确具体的限定。

在本发明中，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”、“固定”等术语应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成一体；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

虽然对本发明的描述是结合以上具体实施例进行的，但是，熟悉本技术领域的人员能够根据上述的内容进行许多替换、修改和变化、是显而易见的。因此，所有这样的替代、改进和变化都包括在附后的权利要求的精神和范围内。

Claims (10)

1.一种控压钻井系统，其特征在于，包括一台泥浆泵、控制器、通过一第一三通阀与所述泥浆泵连通的第一支路和第二支路、连通在第二支路末端的储能罐、分别与储能罐相连的低压气罐和高压气罐、与储能罐底部连通的回压支路、包括第三支路和第四支路的控压管汇、以及回流支路；其中，第一支路末端进入钻井；第二支路上设有第一阀门；回压支路上设有第二阀门，回压支路末端通过一第二三通阀与第三支路相连；第三支路连接在第二三通阀和一四通阀之间，设有第三阀门；第四支路连接在一第三三通阀和所述四通阀之间，设有第四阀门和第五阀门；回流支路设置在所述四通阀和泥浆池之间；所述第三三通阀和一第六三通阀通过管路相连，所述第二三通阀和第六三通阀通过管路相连且管路上设有第六阀门，第六三通阀还用于与钻井相通；储能罐和低压气罐之间的管路上设有第七阀门，储能罐和高压气罐之间的管路上设有第八阀门；所述第一至第八阀门受所述控制器控制，第四阀门和第六阀门为互锁状态。

2.根据权利要求1所述的控压钻井系统，其特征在于，还包括第一辅助支路、第二辅助支路、第四三通阀和第五三通阀；第一辅助支路与第四支路并联连接在第三三通阀和所述四通阀之间，设有第三手动阀；第二辅助支路连接在第四三通阀和第五三通阀之间，设有第六手动阀；所述四通阀和第四三通阀通过管路相连，所述第五三通阀连通泥浆池；所述回流支路上设有第四手动阀、第五手动阀以及连接在第四和第五手动阀之间的第三流量变送器。

3.根据权利要求2所述的控压钻井系统，其特征在于，第一阀门、第二阀门、第四阀门、第六阀门为液动或气动控制的平板阀，第三阀门、第五阀门为节流阀。

4.根据权利要求3所述的控压钻井系统，其特征在于，所述第一支路还设有有第一流量变送器和第一压力变送器，回压支路还设有第二流量变送器和第二压力变送器，所述第三支路上还设有第一手动阀，所述第四支路上还设有第二手动阀。

5.一种如权利要求1至4项中任一项所述的控压钻井系统的控制方法，所述的控压钻井系统的钻进流程模式包括正常钻进流程模式、接单根流程模式和起钻或下钻流程模式，其特征在于：

在所述正常钻进流程模式中，打开所述第四阀门，关闭所述第六阀门，通过调节第五阀门的开度来调节井口压力；

在所述接单根流程模式和起钻或下钻流程模式中，当储能罐压力大于目标压力值时，通过调节第八阀门使高压空气从储能罐流入低压气罐，使储能罐压力达到目标压力值；当储能罐压力小于目标压力值时，通过调节第八阀门使高压空气从高压气罐流入储能罐，使储能罐压力达到目标压力值；待储能罐压力值稳定后，关闭第四阀门，打开第二阀门、第六阀门，利用储能罐对井口压力进行调节。

6.根据权利要求5所述的控制方法，其特征在于，在所述接单根流程模式和起钻或下钻流程模式中，如果当前不是井口压力控制模式，则储能罐的最终的目标压力值等于输入的目标压力值加上因正常钻进通路泥浆停止流动而产生的环空摩阻。

7.根据权利要求6所述的控制方法，其特征在于，所述第三阀门和第五阀门的控制输入上限值Out_Mv_Limit为：

其中k为滤波因子，Flow_In为当前流量值， Out_Limit为所述第三阀门和第五阀门的控制输入的最低上限值，Out_Last为上一个控制周期输入的控制值。

8.根据权利要求7所述的控制方法，其特征在于，在所述接单根流程模式中，首先判断泥浆泵是否停止，若已经停止，则确定储能罐的最终的目标压力值并相应调整储能罐的压力，待储能罐压力值稳定后，关闭第四阀门打开第六阀门，打开第二阀门，将第五阀门的控制器投手动，使储能罐对井口压力进行调整，当收到接单根的完成指示且泥浆泵开启后，打开第四阀门关闭第六阀门，关闭第二阀门，将第五阀门的控制器投自动，储能罐压力控制器投手动，最终恢复至正常钻进流程模式。

9.根据权利要求8所述的控制方法，其特征在于，在所述接单根流程模式和起钻或下钻流程模式中，所述控压钻井系统的PID参数Kp的计算公式为：

其中Flow_Set为是正常钻进流量，Flow_In为当前流量值，Jvc为当前阀门开度，pre为井口当前压力值，kp0为在所述正常钻进流程模式中的kp值。

10.根据权利要求7所述的控制方法，其特征在于，还包括井漏溢流检测方法和井漏溢流处理方法，所述井漏溢流检测方法包括步骤：

记录一定时间内的微流量，并计算当前时刻的微流量，更新微流量数组，计算一定时间内微流量累积量，判断一井漏临界值是否大于预设阈值，若大于，则确定发生井漏；否则进一步判断一溢流临界值是否小于预设阈值，若小于，则确定发生溢流，进而计算溢流总量；否则继续检测当前井漏溢流情况；

所述井漏溢流处理方法包括步骤：

当检测到发生溢流时，立即切换至微流量控制模式，通过调节第五阀门来抑制井内钻井液的溢出；如果溢流已被控制，则手动切换至井口或井底模式，继续正常钻进；如果在微流量控制模式下仍然控制不住溢流，且累积溢流量超过设定体积数时，切换至立压控制模式，采用控制立压的方式来抑制溢流，而立压设定值为切换瞬间的立压值；在立压控制模式下控制住溢流，再切换至井口或井底模式，继续正常钻进；当检测到发生井漏时，进入井漏程序，立即切换至微流量控制模式，通过调节第五阀门来抑制井内钻井液的漏失。

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