CN116044332A - 一种可视化智能二级井控方法、系统、装置和存储介质 - Google Patents
一种可视化智能二级井控方法、系统、装置和存储介质 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116044332A CN116044332A CN202310341258.7A CN202310341258A CN116044332A CN 116044332 A CN116044332 A CN 116044332A CN 202310341258 A CN202310341258 A CN 202310341258A CN 116044332 A CN116044332 A CN 116044332A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- data
- well control
- well
- shaft
- drilling fluid
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 96
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 title claims abstract description 42
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 143
- 230000002147 killing effect Effects 0.000 claims abstract description 48
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 45
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 83
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 16
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 14
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 8
- 238000012800 visualization Methods 0.000 claims description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 7
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 6
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 13
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 12
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000004540 process dynamic Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/02—Total factory control, e.g. smart factories, flexible manufacturing systems [FMS] or integrated manufacturing systems [IMS]
Abstract
本申请公开了一种可视化智能二级井控方法、系统、装置和存储介质，用于钻井过程中进行可视化压井控制，提高控制的准确性，使得压井过程精准可控且安全性高。本申请方法包括：系统采集压井现场的传感器数据和井筒数据；系统根据传感器数据和井筒数据构建自动压井方案；系统根据传感器数据和井筒数据构建压井模型；系统根据自动压井方案控制执行设备执行自动压井，执行设备包括安装于节流阀上的阀门执行器，阀门执行器用于控制节流阀的开启度；同时，系统在压井模型上通过可视化的方式同步展示自动压井方案的实施过程。
Description
技术领域
本申请涉及油气开采技术领域，尤其涉及一种可视化智能二级井控方法、系统、装置和存储介质。
背景技术
随着国家油气资源需求的不断扩大，复杂地质构造、油藏分散油田区块成为油气勘探开发工作的热点，但同时钻探工程面临着断层、裂缝、高陡构造等发育，地层压力体系复杂，地层信息具有不确定性等难题导致异常高压井段多发，钻井液安全密度窗口窄，极易发生气侵井涌事故，溢流后压井更多依赖人工经验，易产生二次气侵，带来了压井一次成功率低、风险大等困难。
压井是采用加重钻井液替入井内，并把侵入井内的地层流体循环出来的作业。在钻井过程中，当出现溢流、井涌或井喷时，必须采取正确措施，立即关井，并记录关井立管压力和关井套管压力。如果关井立管压力>0，说明地层压力已大于钻井液柱静液压力，地层与井眼系统已失去平衡，这时必须立即压井来恢复和重建压力平衡关系。压井的原则应当是既保证压井安全，又必须使作用于井筒的应力最小。
溢流/井喷发生后，关闭井口是关键步骤之一，在压井过程中，关闭井口之后，重新建立井筒液体压力平衡的这一过程叫做“压井 (kill well)”, 压井需要了解现场诸多参数，制定周密的实施计划，然后在实施中密切关注多参数的变化，并及时根据井下情况调整压力的控制（主要通过节流阀控制），同时以上工程环节需要丰富经验的钻井工程人员来实施，对人的依赖极大，而人工在操作上存在响应速度慢，操作精度不高的问题。
发明内容
为了解决上述技术问题，本申请提供了一种可视化智能二级井控方法、系统、装置和存储介质用于钻井过程中进行可视化压井控制，提高控制的准确性，使得压井过程精准可控且安全性高。
本申请第一方面提供了一种可视化智能二级井控方法，所述方法包括：
系统采集压井现场的传感器数据和井筒数据；
所述系统根据所述传感器数据和井筒数据构建自动压井方案；
所述系统根据所述传感器数据和井筒数据构建压井模型；
所述系统根据所述自动压井方案控制执行设备执行自动压井，所述执行设备包括安装于节流阀上的阀门执行器，所述阀门执行器用于控制所述节流阀的开启度；同时，所述系统在所述压井模型上通过可视化的方式同步展示所述自动压井方案的实施过程。
可选的，所述传感器数据包括立压、套压、入口流量、入口钻井液密度、入口钻井液固相密度、入口温度、入口钻井液粘度、入口钻井液油水比和入口钻井液固含，所述井筒数据包括井深、钻头深度、低泵冲测试数据、井眼轨迹、井身结构、钻具组合、井眼扩大率和目标压力值安全量，所述系统根据所述传感器数据和井筒数据构建压井模型包括：
所述系统根据所述井身结构、井眼轨迹、井眼扩大率和井深构建出井筒的三维结构；
所述系统根据所述钻具组合、井眼轨迹和钻头深度，构建出钻具组合的三维结构；
所述系统根据所述井身结构和钻具组合，计算出所述钻具组合内部和环空的容积；
所述系统根据进入所述钻具组合和井筒的钻井液密度分布，以及入口流量，模拟出钻具组合内部和环空的三维钻井液状态。
可选的，所述系统在所述压井模型上通过可视化的方式同步展示所述自动压井方案的实施过程，所述实施过程包括钻井液的实时位置，所述实时位置通过如下方式计算得到：
确定地面设备的泵冲数据，并计算出实时泵入井筒的排量数据；
结合所述井身结构的裸眼尺寸、套管内径、套管外径以及井径数据确定井筒的内容积和外容积；
根据所述排量数据、所述内容积和外容积计算从地面泵入的钻井液在井筒中的具体位置；
在确定所述具体位置后，所述系统将所述具体位置同步至所述压井模型中并进行可视化展示。
可选的，在所述系统采集压井现场的传感器数据和井筒数据之后，所述方法还包括：
确定所述传感器数据和所述井筒数据是否符合需求标准；
若不符合，则确定缺失的需求数据；
根据所述需求数据在现场安装需求传感器进行数据采集，并将采集到的数据补入至所述传感器数据中。
可选的，在所述系统根据所述自动压井方案控制执行设备执行自动压井的过程中，所述系统不断监测手动控制介入信号，若监测到手动控制介入信号，则将自动压井切换为手动控制模式，同时根据所述手动控制介入信号执行压井。
本申请第二方面提供了一种可视化智能二级井控系统，包括：
采集单元，用于采集压井现场的传感器数据和井筒数据；
方案构建单元，用于根据所述传感器数据和井筒数据构建自动压井方案；
模型构建单元，用于根据所述传感器数据和井筒数据构建压井模型；
控制单元，用于根据所述自动压井方案控制执行设备执行自动压井，所述执行设备包括安装于节流阀上的阀门执行器，所述阀门执行器用于控制所述节流阀的开启度；
所述系统还包括可视化单元，当所述控制单元在根据所述自动压井方案控制执行设备执行自动压井时，所述可视化单元在所述压井模型上通过可视化的方式同步展示所述自动压井方案的实施过程。
可选的，所述传感器数据包括立压、套压、入口流量、入口钻井液密度、入口钻井液固相密度、入口温度、入口钻井液粘度、入口钻井液油水比和入口钻井液固含，所述井筒数据包括井深、钻头深度、低泵冲测试数据、井眼轨迹、井身结构、钻具组合、井眼扩大率和目标压力值安全量，所述模型构建单元包括：
第一构建模块：用于根据所述井身结构、井眼轨迹、井眼扩大率和井深构建出井筒的三维结构；
第二构建模块：用于根据所述钻具组合、井眼轨迹和钻头深度，构建出钻具组合的三维结构；
第一模拟模块：用于根据所述井身结构和钻具组合，计算出所述钻具组合内部和环空的容积；
第二模拟模块：用于根据进入所述钻具组合和井筒的钻井液密度分布，以及入口流量，模拟出所述钻具组合内部和环空的三维钻井液状态。
可选的，所述实施过程包括钻井液的实时位置，所述可视化单元包括如下模块：
第一确定模块，用于确定地面设备的泵冲数据，并计算出实时泵入井筒的排量数据；
第二确定模块，用于结合所述井身结构的裸眼尺寸、套管内径、套管外径以及井径数据确定井筒的内容积和外容积；
计算模块，用于根据所述排量数据、所述内容积和外容积计算从地面泵入的钻井液在井筒中的具体位置；
展示模块，用于在确定所述具体位置后，将所述具体位置同步至所述压井模型中并进行可视化展示。
本申请第三方面提供了一种可视化智能二级井控装置，所述装置包括：
处理器、存储器、输入输出单元以及总线；
所述处理器与所述存储器、所述输入输出单元以及所述总线相连；
所述存储器保存有程序，所述处理器调用所述程序以执行第一方面以及第一方面中任一项可选的所述方法。
本申请第四方面提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上保存有程序，所述程序在计算机上执行时执行第一方面以及第一方面中任一项可选的所述方法。
从以上技术方案可以看出，本申请具有以下优点：
本申请提供的方法，能够用于实现自动压井，实现了压井的自动化，能够及时、准确的对压井进行控制，并且减少了对人工的依赖，以及解决了人工压井带来的指令执行滞后以及执行精度不高的问题，同时，该方法通过采集传感器数据和井筒数据，基于数字孪生基于构建压井模型，在执行自动压井的过程中，将自动压井方案的实施过程同步展示在压井模型中，通过该方法可以计算井筒内不同钻井液同时在井筒内的液面情况和浆柱体积分布情况并进行可视化呈现，相较于常规通过泵冲计算只能体现替浆结束时间，本方案可以有效提高作业者对井下浆柱状态的实时认知，帮助作业者在了解压井替浆过程的全过程变化情况。
附图说明
为了更清楚地说明本申请中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本申请中提供的可视化二级智能井控方法的一个实施例流程示意图；
图2为本申请中构建压井模型的一个实施例流程示意图；
图3为本申请中执行自动压井方案的一个实施例流程示意图；
图4为本申请中提供的可视化二级智能井控方法的另一个实施例流程示意图；
图5为本申请中提供的可视化二级智能井控系统的一个实施例结构示意图；
图6为本申请中提供的可视化二级智能井控装置的一个实施例结构示意图。
具体实施方式
需要说明的是，本申请提供的方法，可以应用于终端也可以应用于系统，还可以应用于服务器上，例如终端可以是智能手机或电脑、平板电脑、智能电视、智能手表、便携计算机终端也可以是台式计算机等固定终端。为方便阐述，本申请中以终端为执行主体进行举例说明。
钻井作业中，如果井筒内压力平衡失去，则会发生井底下气体/油进入井筒，然后返出到地面，引发溢流，如果无法恢复控制，将导致井喷的情况，如果井喷失控，则是重大的工程事故。这是石油行业钻井工程的关键风险之一。溢流/井喷发生后，关闭井口是关键步骤之一，关闭井口之后，重新建立井筒液体压力平衡的这一过程叫做“压井 (kill well)”,压井需要了解现场诸多参数，制定周密的实施计划，然后在实施中密切关注多参数的变化，并及时根据井下情况调整压力的控制（主要通过节流阀控制），传统的节流阀均为液压控制，响应慢，精度低。同时以上工程环节需要丰富经验的钻井工程人员来实施，对人的依赖极大。基于此，本申请提供了一种智能二级井控方法，本发明的目的是：通过先进的控制算法、压力计算模型、高机动性的全电控高精度阀门执行器，形成一套系统来自动实施压井作业。减少对人员经验的依赖，同时提升控制的稳定性和准确性。已达到实现智能自动完成压井工作，减少该环节风险的目的，提升作业安全的目的
自动压井技术是通过传感器搜集压井作业中所需的各种工程参数，并通过固定配套公式和工艺流程执行相关计算结果，主要是针对控制地面不同地方压力，重点是立压和套压；自动获取所需控制压力值后，通过自动化控制手段将目标压力指令传递至执行机构，通过手动或自动方式实现目标压力的控制。
本申请提供的方法，基于数字孪生技术对自动压井过程进行可视化的展示，该技术通过将井筒信息经过逻辑处理后形成真实地下井筒的三维模型，并赋予井筒模型相应的实际物理意义，在压井过程中地面泵入替浆液体重构井筒水力学环境达到压井作用，通过数字孪生技术可将地面设备作业工况（例如泵入液体流量）与井筒模型物理参数(例如井筒剖面计算容量)进行拟合，达到动态可视化显示不同井浆液体在地下井筒的流动情况，使作业人员清晰知道压井过程的替浆全过程变化。
现有技术通常采用人工读取现场工况参数，手动计算后填入到施工作业单中，继而通过地面泵设备换算泵冲次数方式进行二次井控作业。本发明采用传感器自动读取输入正确工艺参数减少了人工读取的误差和提高数据及时性，通过工艺算法自动生成标准化作业清单有利于减少作业设计错误。其次现有二级井控作业过程缺少过程态势感知，只能通过计算泵冲总数得知井筒浆体替换情况，无法实现作业全过程动态感知，本申请采用数字孪生可视化手段对浆体流量与井筒状态的工程逻辑进行算法模拟，以可视化实时呈现方式展示井筒浆体状态变化有利于作业者掌握实时二级井控控制状态。
请参阅图1，图1为本申请提供的可视化智能二级井控方法一个实施例流程示意图，该方法包括：
S101、系统采集压井现场的传感器数据和井筒数据；
本申请提供的方法应用于关闭井口之后，首先系统持续采集相关的井筒数据，这些数据包括传感器数据和井筒数据，其中传感器数据可以包括实时立压数据、实时套压数据以及实时入口流量，实时立压数据可以通过安装在钻台上的立压传感器获得，实时套压数据可以通过安装在设备主体上的套压传感器获得，本申请中：立压是指立管压力的简称,又称泵压,是石油钻井作业过程中的立管压力的简称,立管压力是钻井液在钻柱内流动时损耗压降+钻井液流经钻头喷嘴时的压降+钻井液在从井底上返时环空的压耗+套压之和。套压(casingpressure),即套管压力，地面施加到井内套管上的压力。在钻井过程中，对于气井来说，套管可以有好几层，不同套管之间水泥固井，并添加环空保护液，套压就是套管与钻具组合之间环空压力在井口的剩余压力，可以通过井口装置上安装的压力表查看套压。具体的，传感器数据还可以包括入口钻井液密度、入口温度、入口钻井液粘度、入口钻井液油水比、入口钻井液固含等。井筒数据可以包括通过传感器采集的井深和钻头深度，现场配置参数包括低泵冲测试数据、井眼轨迹、井身结构、钻具组合、井眼扩大率和地坡试验数据，该现场配置参数可以通过人工输入。本申请中所提及的传感器可以预先安装在设备上，或者在现场设备部署时安装。
S102、所述系统根据所述传感器数据和井筒数据构建自动压井方案；
本申请提供的方法通过控制算法和压力计算模型对采集的数据进行分析和计算，从而针对性的自动压井方案。其中压力计算模型结构可以包括：拆分流道模块、计算温度场模块、钻井液密度和粘度计算模块、井筒压力剖面计算模块。控制算法可以采用司钻法进行计算。最终生成自动压井方案，即压井施工单。
S103、所述系统根据所述传感器数据和井筒数据构建压井模型；
本申请提供的方法，在采集到传感器数据和井筒数据之后，还需要根据这些数据来构建压井模型，该压井模型是基于数字孪生技术构建的动态可视化二次井控控制流程工艺模型。
参阅图2，下面提供一个构建压井模型的具体实施例：
首先系统采集的传感器数据可以包括立压、套压、入口流量、入口钻井液密度、入口钻井液固相密度、入口温度、入口钻井液粘度、入口钻井液油水比和入口钻井液固含，井筒数据包括井深、钻头深度、低泵冲测试数据、井眼轨迹、井身结构、钻具组合、井眼扩大率和目标压力值安全量，构建模型的过程如下：
S1031、所述系统根据所述井身结构、井眼轨迹、井眼扩大率和井深构建出井筒的三维结构；
S1032、所述系统根据所述钻具组合、井眼轨迹和钻头深度，构建出钻具组合的三维结构；
S1033、所述系统根据所述井身结构和钻具组合，计算出所述钻具组合内部和环空的容积；
S1034、所述系统根据进入所述钻具组合和井筒的钻井液密度分布，以及入口流量，模拟出钻具组合内部和环空的三维钻井液状态。
当压井模型构建好之后，系统对采集的数据和压井模型进行拟合，从而动态模拟出钻井液的状态变化。
S104、所述系统根据所述自动压井方案控制执行设备执行自动压井，所述执行设备包括安装于节流阀上的阀门执行器，所述阀门执行器用于控制所述节流阀的开启度；同时，所述系统在所述压井模型上通过可视化的方式同步展示所述自动压井方案的实施过程。
本申请中，当生成自动压井方案之后，系统根据自动压井方案自动控制执行设备执行自动压井，其中，执行设备可以包括安装在节流阀上的阀门执行器，系统能够通过有线或者无线的方式与阀门执行器连接，并通过该阀门执行器控制节流阀的开度，从而实现井筒内立压和套压的控制。
上述过程中，系统通过阀门执行器控制节流阀的开度从而对立压和套压进行控制。相比于传统的人工进行控制，具有精度高、响应速度快的优点，同时。
参阅图3，下面提供一种通过自动压井方案控制自动压井的实施例：
S1041、所述系统确定不同阶段压井所需的目标立压值或目标套压值；
S1042、所述系统保持井筒内的立压维持在所述目标立压值不变，并排出环空内的气体，直至排出含气钻井液的累计量达到总环空的容积；
S1043、所述系统保持井筒内的套压维持在所述目标套压值不变，向钻柱内顶替钻井液直至充满；
S1044、所述系统保持井筒内的立压维持在所述目标立压值不变，向井筒内顶替钻井液直至充满。
本申请提供的方法中，系统在执行自动压井方案的同时，系统在压井模型上通过可视化的方式同步展示自动压井方案的实施过程，例如该实施例过程包括钻井液在的状态，比如钻井液的实时位置，而钻井液的实时位置可以通过如下方式进行计算得到：确定地面设备的泵冲数据，并计算出实时泵入井筒的排量数据；结合所述井身结构的裸眼尺寸、套管内径、套管外径以及井径数据确定井筒的内容积和外容积；根据所述排量数据、所述内容积和外容积计算从地面泵入的钻井液在井筒中的具体位置；在确定所述具体位置后，所述系统将所述具体位置同步至所述压井模型中并进行可视化展示。下面提供一些可能涉及的计算方式：
一、平均井井计算
通过如下方式计算平均井径通过读井径曲线，然后用加权平均法计算平均井径。
其中Di表示电测井径（m），Li表示井径为Di段长。
二、井筒容积计算
（1）容积总量：V=Vca+Vcp+Vb
式中：Vca表示环空容积（m3）；
Vcp表示套管内容积（m3）；
Vb表示裸眼段体积（m3）；
（2）环空容积计算
先按裸眼段实际井径计算环空容量，再附加一定比例
式中：Vca表示环空容积（m3）；
D表示平均井径（m）；
d表示套管直井（m）；
H表示裸眼段长度（m）；
K表示附加比例系数，套管尺寸不同附加系数不同，套管尺寸越大附加系数越大，以此来补偿计算误差。
套管内容积：
式中：Vcp表示套管内容积（m3）；
di表示套管内径（m）；
h表示套管内浆体高度（m）
裸眼段段体积
l表示裸眼段长度（m）
D表示平均井径（m）。
本实施例提供的方法，能够用于实现自动压井，实现了压井的自动化，能够及时、准确的对压井进行控制，并且减少了对人工的依赖，以及解决了人工压井带来的指令执行滞后以及执行精度不高的问题，同时，该方法通过采集传感器数据和井筒数据，基于数字孪生基于构建压井模型，在执行自动压井的过程中，将自动压井方案的实施过程同步展示在压井模型中，通过该方法可以计算井筒内不同钻井液同时在井筒内的液面情况和浆柱体积分布情况并进行可视化呈现，相较于常规通过泵冲计算只能体现替浆结束时间，本方案可以有效提高作业者对井下浆柱状态的实时认知，帮助作业者在了解压井替浆过程的全过程变化情况。
本申请提供的方法应用于发生井喷并关闭井口之后，该方法需要通过传感器采集相关的数据从而进行压井施工单的生成和模型的构建，因此，数据是否齐全以及是否否符合标准要求会对该方法有一定的影响，因此本申请还提供了一种实施例，当系统采集到传感器数据之后，需要进一步对数据进行确认，参阅图4，下面对该实施例进行说明：
S201、系统采集压井现场的传感器数据和井筒数据；
S202、确定所述传感器数据和所述井筒数据是否符合需求标准，若不符合则执行步骤S203，若符合则执行步骤S205；
S203、确定缺失的需求数据；
S204、根据所述需求数据在现场安装需求传感器进行数据采集，并将采集到的数据补入至所述传感器数据中。
系统确定所采集到的数据是否符合需求标准，如果不符合，则确定确实的需求数据，即还需要哪些数据，并通过可视化的方式在前端提示，工程师根据提示在现场部署对应的需求传感器进行数据采集，或者手动配置。
S205、所述系统根据所述传感器数据和井筒数据构建自动压井方案；
S206、所述系统根据所述传感器数据和井筒数据构建压井模型；
S207、所述系统根据所述自动压井方案控制执行设备执行自动压井，所述执行设备包括安装于节流阀上的阀门执行器，所述阀门执行器用于控制所述节流阀的开启度；同时，所述系统在所述压井模型上通过可视化的方式同步展示所述自动压井方案的实施过程。
上述实施例对本申请中提供的方法进行了详细描述，下面对本申请中的系统、装置和存储介质进行描述。
参阅图5，本申请提供了一种可视化智能二级井控系统，包括：
采集单元401，用于采集压井现场的传感器数据和井筒数据；
方案构建单元402，用于根据所述传感器数据和井筒数据构建自动压井方案；
模型构建单元403，用于根据所述传感器数据和井筒数据构建压井模型；
控制单元404，用于根据所述自动压井方案控制执行设备执行自动压井，所述执行设备包括安装于节流阀上的阀门执行器，所述阀门执行器用于控制所述节流阀的开启度；
所述系统还包括可视化单元405，当所述控制单元在根据所述自动压井方案控制执行设备执行自动压井时，所述可视化单元在所述压井模型上通过可视化的方式同步展示所述自动压井方案的实施过程。
可选的，所述传感器数据包括立压、套压、入口流量、入口钻井液密度、入口钻井液固相密度、入口温度、入口钻井液粘度、入口钻井液油水比和入口钻井液固含，所述井筒数据包括井深、钻头深度、低泵冲测试数据、井眼轨迹、井身结构、钻具组合、井眼扩大率和目标压力值安全量，所述模型构建单元403包括：
第一构建模块4031：用于根据所述井身结构、井眼轨迹、井眼扩大率和井深构建出井筒的三维结构；
第二构建模块4032：用于根据所述钻具组合、井眼轨迹和钻头深度，构建出钻具组合的三维结构；
第一模拟模块4033：用于根据所述井身结构和钻具组合，计算出所述钻具组合内部和环空的容积；
第二模拟模块4034：用于根据进入所述钻具组合和井筒的钻井液密度分布，以及入口流量，模拟出所述钻具组合内部和环空的三维钻井液状态。
可选的，所述实施过程包括钻井液的实时位置，所述可视化单元405包括如下模块：
第一确定模块4051，用于确定地面设备的泵冲数据，并计算出实时泵入井筒的排量数据；
第二确定模块4052，用于结合所述井身结构的裸眼尺寸、套管内径、套管外径以及井径数据确定井筒的内容积和外容积；
计算模块4053，用于根据所述排量数据、所述内容积和外容积计算从地面泵入的钻井液在井筒中的具体位置；
展示模块4054，用于在确定所述具体位置后，将所述具体位置同步至所述压井模型中并进行可视化展示。
请参阅图6，本申请还提供了一种可视化智能二级井控装置，包括：
处理器501、存储器502、输入输出单元503、总线504；
处理器501与存储器502、输入输出单元503以及总线504相连；
存储器502保存有程序，处理器501调用程序以执行如下技术方案：
系统采集压井现场的传感器数据和井筒数据；
系统根据传感器数据和井筒数据构建自动压井方案；
系统根据传感器数据和井筒数据构建压井模型；
系统根据自动压井方案控制执行设备执行自动压井，执行设备包括安装于节流阀上的阀门执行器，阀门执行器用于控制节流阀的开启度；同时，系统在压井模型上通过可视化的方式同步展示自动压井方案的实施过程。
可选的，传感器数据包括立压、套压、入口流量、入口钻井液密度、入口钻井液固相密度、入口温度、入口钻井液粘度、入口钻井液油水比和入口钻井液固含，井筒数据包括井深、钻头深度、低泵冲测试数据、井眼轨迹、井身结构、钻具组合、井眼扩大率和目标压力值安全量，系统根据传感器数据和井筒数据构建压井模型包括：
系统根据井身结构、井眼轨迹、井眼扩大率和井深构建出井筒的三维结构；
系统根据钻具组合、井眼轨迹和钻头深度，构建出钻具组合的三维结构；
系统根据井身结构和钻具组合，计算出钻具组合内部和环空的容积；
系统根据进入钻具组合和井筒的钻井液密度分布，以及入口流量，模拟出钻具组合内部和环空的三维钻井液状态。
可选的，系统在压井模型上通过可视化的方式同步展示自动压井方案的实施过程，实施过程包括钻井液的实时位置，实时位置通过如下方式计算得到：
确定地面设备的泵冲数据，并计算出实时泵入井筒的排量数据；
结合井身结构的裸眼尺寸、套管内径、套管外径以及井径数据确定井筒的内容积和外容积；
根据排量数据、内容积和外容积计算从地面泵入的钻井液在井筒中的具体位置；
在确定具体位置后，系统将具体位置同步至压井模型中并进行可视化展示。
可选的，在系统采集压井现场的传感器数据和井筒数据之后，方法还包括：
确定传感器数据和井筒数据是否符合需求标准；
若不符合，则确定缺失的需求数据；
根据需求数据在现场安装需求传感器进行数据采集，并将采集到的数据补入至传感器数据中。
可选的，在系统根据自动压井方案控制执行设备执行自动压井的过程中，系统不断监测手动控制介入信号，若监测到手动控制介入信号，则将自动压井切换为手动控制模式，同时根据手动控制介入信号执行压井。
本申请还涉及一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质上保存有程序，其特征在于，当程序在计算机上运行时，使得计算机执行如上任一方法。
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的系统，装置和单元的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的系统，装置和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。
另外，在本申请各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备（可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等）执行本申请各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器（ROM，read-onlymemory）、随机存取存储器（RAM，randomaccess memory）、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
Claims (10)
1.一种可视化智能二级井控方法，其特征在于，所述方法包括：
系统采集压井现场的传感器数据和井筒数据；
所述系统根据所述传感器数据和井筒数据构建自动压井方案；
所述系统根据所述传感器数据和井筒数据构建压井模型；
所述系统根据所述自动压井方案控制执行设备执行自动压井，所述执行设备包括安装于节流阀上的阀门执行器，所述阀门执行器用于控制所述节流阀的开启度；同时，所述系统在所述压井模型上通过可视化的方式同步展示所述自动压井方案的实施过程。
2.根据权利要求1中所述的可视化智能二级井控方法，其特征在于，所述传感器数据包括立压、套压、入口流量、入口钻井液密度、入口钻井液固相密度、入口温度、入口钻井液粘度、入口钻井液油水比和入口钻井液固含，所述井筒数据包括井深、钻头深度、低泵冲测试数据、井眼轨迹、井身结构、钻具组合、井眼扩大率和目标压力值安全量，所述系统根据所述传感器数据和井筒数据构建压井模型包括：
所述系统根据所述井身结构、井眼轨迹、井眼扩大率和井深构建出井筒的三维结构；
所述系统根据所述钻具组合、井眼轨迹和钻头深度，构建出钻具组合的三维结构；
所述系统根据所述井身结构和钻具组合，计算出所述钻具组合内部和环空的容积；
所述系统根据进入所述钻具组合和井筒的钻井液密度分布，以及入口流量，模拟出钻具组合内部和环空的三维钻井液状态。
3.根据权利要求2中所述的可视化智能二级井控方法，其特征在于，所述系统在所述压井模型上通过可视化的方式同步展示所述自动压井方案的实施过程，所述实施过程包括钻井液的实时位置，所述实时位置通过如下方式计算得到：
确定地面设备的泵冲数据，并计算出实时泵入井筒的排量数据；
结合所述井身结构的裸眼尺寸、套管内径、套管外径以及井径数据确定井筒的内容积和外容积；
根据所述排量数据、所述内容积和外容积计算从地面泵入的钻井液在井筒中的具体位置；
在确定所述具体位置后，所述系统将所述具体位置同步至所述压井模型中并进行可视化展示。
4.根据权利要求1中所述的可视化智能二级井控方法，其特征在于，在所述系统采集压井现场的传感器数据和井筒数据之后，所述方法还包括：
确定所述传感器数据和所述井筒数据是否符合需求标准；
若不符合，则确定缺失的需求数据；
根据所述需求数据在现场安装需求传感器进行数据采集，并将采集到的数据补入至所述传感器数据中。
5.根据权利要求1中所述的可视化智能二级井控方法，其特征在于，在所述系统根据所述自动压井方案控制执行设备执行自动压井的过程中，所述系统不断监测手动控制介入信号，若监测到手动控制介入信号，则将自动压井切换为手动控制模式，同时根据所述手动控制介入信号执行压井。
6.一种可视化智能二级井控系统，其特征在于，包括：
采集单元，用于采集压井现场的传感器数据和井筒数据；
方案构建单元，用于根据所述传感器数据和井筒数据构建自动压井方案；
模型构建单元，用于根据所述传感器数据和井筒数据构建压井模型；
控制单元，用于根据所述自动压井方案控制执行设备执行自动压井，所述执行设备包括安装于节流阀上的阀门执行器，所述阀门执行器用于控制所述节流阀的开启度；
所述系统还包括可视化单元，当所述控制单元在根据所述自动压井方案控制执行设备执行自动压井时，所述可视化单元在所述压井模型上通过可视化的方式同步展示所述自动压井方案的实施过程。
7.根据权利要求6中所述的可视化智能二级井控系统，其特征在于，所述传感器数据包括立压、套压、入口流量、入口钻井液密度、入口钻井液固相密度、入口温度、入口钻井液粘度、入口钻井液油水比和入口钻井液固含，所述井筒数据包括井深、钻头深度、低泵冲测试数据、井眼轨迹、井身结构、钻具组合、井眼扩大率和目标压力值安全量，所述模型构建单元包括：
第一构建模块：用于根据所述井身结构、井眼轨迹、井眼扩大率和井深构建出井筒的三维结构；
第二构建模块：用于根据所述钻具组合、井眼轨迹和钻头深度，构建出钻具组合的三维结构；
第一模拟模块：用于根据所述井身结构和钻具组合，计算出所述钻具组合内部和环空的容积；
第二模拟模块：用于根据进入所述钻具组合和井筒的钻井液密度分布，以及入口流量，模拟出所述钻具组合内部和环空的三维钻井液状态。
8.根据权利要求6中所述的可视化智能二级井控系统，其特征在于，所述实施过程包括钻井液的实时位置，所述可视化单元包括如下模块：
第一确定模块，用于确定地面设备的泵冲数据，并计算出实时泵入井筒的排量数据；
第二确定模块，用于结合所述井身结构的裸眼尺寸、套管内径、套管外径以及井径数据确定井筒的内容积和外容积；
计算模块，用于根据所述排量数据、所述内容积和外容积计算从地面泵入的钻井液在井筒中的具体位置；
展示模块，用于在确定所述具体位置后，将所述具体位置同步至所述压井模型中并进行可视化展示。
9.一种可视化智能二级井控装置，其特征在于，所述装置包括：
处理器、存储器、输入输出单元以及总线；
所述处理器与所述存储器、所述输入输出单元以及所述总线相连；
所述存储器保存有程序，所述处理器调用所述程序以执行如权利要求1至5任一项所述方法。
10.一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上保存有程序，所述程序在计算机上执行时执行如权利要求1至5中任一项所述方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310341258.7A CN116044332A (zh) | 2023-04-03 | 2023-04-03 | 一种可视化智能二级井控方法、系统、装置和存储介质 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310341258.7A CN116044332A (zh) | 2023-04-03 | 2023-04-03 | 一种可视化智能二级井控方法、系统、装置和存储介质 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116044332A true CN116044332A (zh) | 2023-05-02 |
Family
ID=86118630
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202310341258.7A Pending CN116044332A (zh) | 2023-04-03 | 2023-04-03 | 一种可视化智能二级井控方法、系统、装置和存储介质 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116044332A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116517540A (zh) * | 2023-07-05 | 2023-08-01 | 成都维泰数智科技有限公司 | 一种基于相控阵技术的喷口监测方法、系统及装置 |
Citations (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB9524230D0 (en) * | 1994-11-25 | 1996-01-31 | Drilling Syst Ltd | Rig-site well control simulation system |
| CN1538036A (zh) * | 2003-04-17 | 2004-10-20 | 雷宗明 | 节流压井自动控制系统 |
| US20090194330A1 (en) * | 2005-07-01 | 2009-08-06 | Gray Kenneth E | System, program products, and methods for controlling drilling fluid parameters |
| CN101737018A (zh) * | 2008-11-26 | 2010-06-16 | 西部钻探克拉玛依钻井工艺研究院 | 欠平衡钻井井底压力实时监控方法及装置 |
| CN102561996A (zh) * | 2012-03-20 | 2012-07-11 | 李洪波 | 一种智能压井系统 |
| CN203335066U (zh) * | 2013-06-27 | 2013-12-11 | 西南石油大学 | 早期溢流漏失地面监测装置 |
| CN204576675U (zh) * | 2015-05-11 | 2015-08-19 | 北京万邦拓源科技有限公司 | 一种基于ic卡的智能机井控制箱 |
| CN106014387A (zh) * | 2016-05-23 | 2016-10-12 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种井底压力实时预测与控制方法 |
| US20170030187A1 (en) * | 2014-02-28 | 2017-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment design based on three-dimensional wellbore shape |
| US20180187498A1 (en) * | 2017-01-03 | 2018-07-05 | General Electric Company | Systems and methods for early well kick detection |
| CN108825125A (zh) * | 2017-05-05 | 2018-11-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种动态变参数压井工艺方法 |
| CN110388189A (zh) * | 2019-05-15 | 2019-10-29 | 西南石油大学 | 一种高温高压深井钻井溢流智能化节流压井方法及装置 |
| CN111339955A (zh) * | 2020-02-20 | 2020-06-26 | 杭州涂鸦信息技术有限公司 | 可视化智能配网方法及其系统和存储介质以及控制方法 |
| CN111583414A (zh) * | 2020-04-15 | 2020-08-25 | 西安石油大学 | 一种油气井动态井控vr系统的搭建方法 |
| CN113010132A (zh) * | 2021-03-24 | 2021-06-22 | 成都维泰油气能源技术有限公司 | 一种用于智能井控的辅助系统和方法 |
| CN113153265A (zh) * | 2021-05-11 | 2021-07-23 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种基于大数据的压井异常工况识别方法及系统 |
| CN114464033A (zh) * | 2021-12-24 | 2022-05-10 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种交互式深水压井井控情景演练系统及方法 |
-
2023
- 2023-04-03 CN CN202310341258.7A patent/CN116044332A/zh active Pending
Patent Citations (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB9524230D0 (en) * | 1994-11-25 | 1996-01-31 | Drilling Syst Ltd | Rig-site well control simulation system |
| CN1538036A (zh) * | 2003-04-17 | 2004-10-20 | 雷宗明 | 节流压井自动控制系统 |
| US20090194330A1 (en) * | 2005-07-01 | 2009-08-06 | Gray Kenneth E | System, program products, and methods for controlling drilling fluid parameters |
| CN101737018A (zh) * | 2008-11-26 | 2010-06-16 | 西部钻探克拉玛依钻井工艺研究院 | 欠平衡钻井井底压力实时监控方法及装置 |
| CN102561996A (zh) * | 2012-03-20 | 2012-07-11 | 李洪波 | 一种智能压井系统 |
| CN203335066U (zh) * | 2013-06-27 | 2013-12-11 | 西南石油大学 | 早期溢流漏失地面监测装置 |
| US20170030187A1 (en) * | 2014-02-28 | 2017-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment design based on three-dimensional wellbore shape |
| CN204576675U (zh) * | 2015-05-11 | 2015-08-19 | 北京万邦拓源科技有限公司 | 一种基于ic卡的智能机井控制箱 |
| CN106014387A (zh) * | 2016-05-23 | 2016-10-12 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种井底压力实时预测与控制方法 |
| US20180187498A1 (en) * | 2017-01-03 | 2018-07-05 | General Electric Company | Systems and methods for early well kick detection |
| CN108825125A (zh) * | 2017-05-05 | 2018-11-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种动态变参数压井工艺方法 |
| CN110388189A (zh) * | 2019-05-15 | 2019-10-29 | 西南石油大学 | 一种高温高压深井钻井溢流智能化节流压井方法及装置 |
| US20200362650A1 (en) * | 2019-05-15 | 2020-11-19 | Southwest Petroleum University | Intelligent throttled well-killing method and device for overflow in high-temperature and high-pressure deep drilling |
| CN111339955A (zh) * | 2020-02-20 | 2020-06-26 | 杭州涂鸦信息技术有限公司 | 可视化智能配网方法及其系统和存储介质以及控制方法 |
| CN111583414A (zh) * | 2020-04-15 | 2020-08-25 | 西安石油大学 | 一种油气井动态井控vr系统的搭建方法 |
| CN113010132A (zh) * | 2021-03-24 | 2021-06-22 | 成都维泰油气能源技术有限公司 | 一种用于智能井控的辅助系统和方法 |
| CN113153265A (zh) * | 2021-05-11 | 2021-07-23 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种基于大数据的压井异常工况识别方法及系统 |
| CN114464033A (zh) * | 2021-12-24 | 2022-05-10 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种交互式深水压井井控情景演练系统及方法 |
Non-Patent Citations (9)
| Title |
|---|
| DU, ZH等: "The research and application of coiled tubing technology of horizontal well in drainage gas recovery", 2018 INTERNATIONAL CONFERENCE OF GREEN BUILDINGS AND ENVIRONMENTAL MANAGEMENT (GBEM 2018), vol. 186 * |
| 丁小蕾;陈蓓蓓;申王同悦;孙连伟;刘伟;: "压井过程模拟与自动监控", 复杂油气藏, no. 04, pages 65 - 69 * |
| 吴红建;郗凤亮;柯晓华;: "智能控压钻井控制技术试验研究", 石油天然气学报, no. 11 * |
| 夏强;: "小井眼钻井早期溢流监测与井控技术研究", 内蒙古石油化工, no. 05 * |
| 姜久兴;刘文礼;赵波;: "可视化井控设备压力测试自动系统的开发", 石油机械, no. 09 * |
| 普·阿·甘朱缅: "钻井技术手册 2 钻井液", vol. 1, 上海交通大学出版社, pages: 560 - 588 * |
| 李慧;: "控压钻井井口回压控制模型的建立", 西部探矿工程, no. 07 * |
| 耿亚楠;任美鹏;刘书杰;孙宝江;卞琦;刘录翔;于晓东;: "海上非常规压井井筒多相流动规律实验", 石油学报, no. 2 * |
| 马春林;黄浩;: "利用排量倒推法计算地层中油气上窜速度", 录井工程, no. 02 * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116517540A (zh) * | 2023-07-05 | 2023-08-01 | 成都维泰数智科技有限公司 | 一种基于相控阵技术的喷口监测方法、系统及装置 |
| CN116517540B (zh) * | 2023-07-05 | 2023-09-19 | 成都维泰数智科技有限公司 | 一种基于相控阵技术的喷口监测方法、系统及装置 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3201423B1 (en) | Integrated drilling control system and associated method | |
| EA031769B1 (ru) | Моделирование скважины, связанное с добычей углеводородов из подземных формаций | |
| CN106014387A (zh) | 一种井底压力实时预测与控制方法 | |
| CA2486235A1 (en) | An automatic control system and method for bottom hole pressure in the underbalance drilling | |
| NO342426B1 (no) | Fremgangsmåte for sammenligning og tilbakefordeling av produksjon | |
| AU2013296908B2 (en) | Monitoring and diagnosing water flooded reservoirs | |
| CN116044332A (zh) | 一种可视化智能二级井控方法、系统、装置和存储介质 | |
| Skalle | Pressure control during oil well drilling | |
| WO2022132173A1 (en) | Real-time parameter adjustment in wellbore drilling operations | |
| CA2174885C (en) | Method of determining gas-oil ratios from producing oil wells | |
| WO2018217468A2 (en) | Methods of optimal selection and sizing of electric submersible pumps | |
| CN112031685A (zh) | 一种液面稳定控制系统及其控制方法 | |
| US10331093B2 (en) | Systems and methods for optimizing facility limited production and injection in an integrated reservoir and gathering network | |
| EP3100161B1 (en) | Modified black oil model for calculating mixing of different fluids in a common surface network | |
| US20150354349A1 (en) | Computer-implemented method, device, and computer-readable medium for visualizing one or more parameters associated with wells at a well site | |
| CN210217665U (zh) | 一种液面稳定控制系统 | |
| CN114526053A (zh) | 控压固井井筒压力控制系统和方法及应用、控压固井系统 | |
| CN113486538B (zh) | 一种非常规油气井产量预测及压裂效果评价方法 | |
| Nygaard et al. | Evaluation of automated drilling technologies developed for petroleum drilling and their potential when drilling geothermal wells | |
| McLean et al. | Outcomes for geothermal conceptual models from numerical pressure transient analysis | |
| CN116398072A (zh) | 一种智能二级井控方法、系统、装置及存储介质 | |
| Yushchenko et al. | Case Studies and Operation Features of Long Horizontal Wells in Bazhenov Formation | |
| US10400592B2 (en) | Methodology for presenting dumpflood data | |
| CN114859018B (zh) | 试油入井工作液的性能测试方法、装置、设备及存储介质 | |
| CN111090947B (zh) | 一种基于点-桥拓扑结构的智能完井流动模拟方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20230502 |