CN117703355A - 基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法、设备及可读存储介质 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法、设备及可读存储介质，属于石油天然气勘探开发钻井领域，包括根据实时工程录井和控压数据，识别钻井工况；建立环空多相流模型，计算当前钻井参数下的井筒压力，反推出平衡地层压力所需的井口回压预控值；根据控压钻井操作规范及行业标准，设置不同工况下的控压钻井不同控压级别的控压界限值，针对不同钻井工况，修正井口回压预控值，得到井口回压推荐值，根据井口回压推荐值实现井筒压力控制智能决策控制。本发明克服了现有控压系统在无井底压力测量数据条件下不能根据工程参数、井况变化进行准确控压作业实时分析与控制决策推荐的缺陷，提高了控压钻井井口回压控制的可靠性和时效性。
Description
技术领域
本发明属于石油天然气勘探开发钻井领域，具体地说涉及一种基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法。
背景技术
随着石油钻井对安全作业愈加重视，控压钻井及精细控压钻井技术因其在降低钻井作业及井控风险、提高钻井效率的优势，在川渝、长庆、塔里木等部分油田逐步规模化应用。控压钻井及精细控压钻井技术其原理是通过人工或自动调节井口套压控制井筒压力，实现井筒压力与地层压力快速平衡，有效解决因安全密度窗口窄、压力系统多造成的井漏、井涌、垮塌等钻井复杂问题。
长庆油田油区注水开发为主体开发模式，导致高压注水区、油气叠合区储层压力异常，储层出水、出水/漏失同存等复杂问题普遍存在，钻井井控风险高、窄安全密度窗口钻进困难。同时，长庆油田为确保实现油气当量7000万吨，需规模化部署新井实现增产与稳产，年钻井超过4500口，安全钻井技术成为油田快速有效开发的基础，其中油田高压注水区、油气叠合区年部署新井近3000口井，存在异常高压出水、高气油比、窄密度窗口等技术难题，导致钻井施工难度增加、井控安全面临严峻挑战。
近年来，川庆钻探针对致密油注水开发区存在的钻井难题，攻关研发了具有长庆特色和成本优势的控压钻井关键技术及装备，有效降低了钻井井控风险，缩短了复杂处置时间，提高了窄安全密度窗口地层钻进能力，截止2023年8月应用1397口，出水复杂停钻处置控制在3h内，较常规钻井减少85％，单井减少出水500m3以上，钻进时间缩短20％，其中2023年截至8月已应用625口井，控压工作量逐年增多。但多为人工判断与手动控压，亟需一种基于现场参数在线监测的井筒压力控制智能决策方法及系统，准确计算钻井过程中井筒环空压力，随钻分析井筒压力与井况，实现井口控压值自动推荐控制和控压决策建议，推动井控智能化、全自动化发展，提高控压钻井的可靠性、时效性，提升窄安全密度窗口地层钻进能力。
现有技术中，公开号为CN114482885A，公开日为2022年5月13日的中国发明专利文献，公开了一种控压钻井智能控制系统，包括在线监测模块、智能控制模块和人为控制模块；在线监测模块分别与智能控制模块和人为控制模块连接；在线监测模块用于实时采集钻井过程中的钻井工况数据；智能控制模块用于收集钻井参数及工程技术数据进行整合分析，形成样本库，并计算实际钻井工况的数据向量，结合样本库识别出钻井作业模式，根据钻井作业模式对钻井压力进行控制调节；人为控制模块用于钻井工作人员根据钻井工况数据和钻井作业模式对钻井压力进行人为调控。本发明通过机器学习智能算法可实时得出合理的调控指令，并自动将其传输至执行机构，可在实际运行过程中，根据在线监测数据复现或模拟人为控压决策，实现智能控压。但是上述技术在使用过程中，一方面，该技术作业工况识别少，仅3种(正常钻进、接单根、起下钻)，形成的3种工况下的控制模式不能完全满足各种作业工况的控压作业，控制精准度较差；智能化较差，需要辅以人工确认选项，另一方面该技术方案为提供实现井底压力、井筒压力、控压值的高精度计算方法，仅所利用高精度钻井水力学计算系统计算井底压力；专利采用大数据的方法利用样本库进行对比进行控制指令下达，未进行理论以及实际井筒状况、复杂环境下的校正，难于满足井筒状况、复杂多变的影响，为提供多种模式下的智能决策推荐，人为控制模块用于钻井工作人员根据钻井工况数据和钻井作业模式对钻井压力进行人为调控的决策措施有限，精准度不高。
发明内容
为解决上述技术问题，针对现有控压系统在无井底压力测量工具的条件下实时分析计算能力有限，无法实现准确的控压作业实时分析计算与控制决策推荐的现状，本发明提供一种基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，在控压钻井过程中，与采集的钻井录井参数信息结合，准确识别水侵或油侵，确定环空流型，自动判断优选钻井液流变模式，预测地层流体侵入后井筒压力的变化，确定合理的井口回压值和推荐控压施工建议，实现全自动控压作业，提高控压钻井井口回压控制的可靠性、时效性及理论性，进一步解决长庆致密油注水开发区储层出水控制难、窄安全密度窗口地层钻进复杂等技术难题，为致密油注水开发区以及其他需要应用控压钻井解决的同类复杂区域、风险井的安全钻井提供技术支持。
本发明是采用如下技术方案实现的：
一种基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，包括以下步骤：
S1、根据现场采集的实时工程录井和控压数据，利用分支树判断方法实现钻井工况识别；
S2、结合现场采集的实时工程录井和控压数据，建立环空多相流模型，利用环空多相流模型计算当前钻井参数情况下的井筒压力，并反推出平衡地层压力所需要的井口回压预控值；
S3、根据控压钻井操作规范及行业标准，设置不同钻井工况下的控压钻井不同控压级别的控压界限值，针对不同钻井工况，修正井口回压预控值，得到不同钻井工况下的井口回压推荐值，根据井口回压推荐值实现井筒压力控制智能决策控制。
所述钻井工况包括控压钻进下的工况和常规钻进下的工况，所述控压钻进下的工况和常规钻进下的工况共22种，均包括起钻、下钻、旋转钻进、滑动钻进、划眼、倒划眼、循环、循环划眼、循环倒划眼、灌泥浆及悬停。
所述S1中，所述实时工程录井和控压数据包括日期、时间、控压值、井深、大钩载荷、钻压、转速、进口钻井排量、出口钻井排量、灌浆排量、扭矩、进口钻井液密度、出口钻井液密度、大钩高度、大钩速度、气测(全烃、轻烃、重烃)、氯根在内的测量参数。
所述S1中，利用分支树判断方法实现钻井工况识别的步骤为：
S11、判断控压值是否大于0，如果是，则后续方法识别出的各种工况属于控压钻进下的工况；如果否，则后续方法识别出的各种工况属于常规钻进下的工况；控压钻进下的工况和常规钻进下的工况均按照下述的步骤S12-S14进行；
S12、判断大钩速度是否小于设定的最大速度Vmax，如果是，则进行后续步骤S13，如果否，则跳过步骤S13直接进行步骤S14；
S13、判断Δt时间内的钻压WOB、立管压力SPP、转速RPM、进口钻井排量Qi、出口钻井排量Qo、灌浆排量Qg这六个参数；当同时满足WOB＞0，SPP＞0，RPM＞0，Qi＞0时，确定钻井工况为旋转钻进；当同时满足WOB＞0，SPP＞0，RPM＝0，Qi＞0时，确定钻进工况为滑动钻进；当同时满足WOB＝0，SPP＞0，RPM＝0，Qi＞0时，确定钻进工况为循环；当同时满足WOB＝0，SPP＝0，RPM＝0，Qo＞0或Qg＞0时，确定钻进工况为灌泥浆；如果WOB、SPP、RPM、Qi、Qo、Qg的值不属于上述的任何一种情况，确定钻进工况为悬停；
S14、判断钻压WOB、立管压力SPP、转速RPM、扭矩T、进口钻井排量Qi这五个参数；当同时满足WOB＝0，SPP＝0，RPM＝0，T＝0时，若大钩高度减小，确定钻井工况为下钻，若未减小，确定钻井工况为起钻；当同时满足WOB＝0，SPP＝0，RPM＞0，T＞0时，若大钩高度减小，确定钻井工况为划眼，若未减小，确定钻井工况为倒划眼；当同时满足WOB＝0，SPP＞0，Qi＞0，RPM＞0，T＞0时，若大钩高度减小，确定钻井工况为循环划眼，若未减小，确定钻井工况为循环倒划眼。
所述S12中，设定的最大速度Vmax应大于目标工区的最大机械钻速，并满足目标工区规定的套管内和裸眼井段避免产生激动压力的起下钻速度要求，此处推荐最大速度Vmax为0.1m/s。
所述S2中，利用环空多相流模型计算当前钻井参数情况下的井筒压力，并反推出平衡地层压力所需要的井口回压预控值，具体包括：
S21、自动优选流变模式；
以现场实测的钻井液旋转粘度测试6档转速下的读数为输入，分别拟合出宾汉流变模式、幂率流变模式、赫巴流变模式的公式；利用三种流变模式公式分别计算6档转速下对应的剪切应力，并与测试得到的6档转速下的读数(转换为剪切应力)进行对比，计算三种流变模式公式的相关系数；选择相关系数最近接1的流变模式为优选流变模式；
S22、所述环空多相流模型中，液、固两相的质量守恒方程：
式(1)中；V表示速度，m/s；下标L，S分别表示液相和固相；
液－固两相混合物的动量守恒方程：
式(2)中：Ff表示环空混合物摩擦压降，kg/m2/s2，下标m表示液－固混合物；θ表示井斜角；
环空混合物能量守恒方程：
式中：u表示内能，m2/s2；Qtotal表示环空流体与周围环境间的热量交换，kg·m/s3；Aan表示环空截面积，m2；表示相单位体积的焓通量，kg·m/s3；P表示混合物的压力；
岩屑和液相间的滑移表示为：
VS＝C0Vm-Vsr (4)
式(4)中：VS表示岩屑速度，m/s；C0表示岩屑和液相间的分布参数，Vm表示环空中液相和固相混合物的速度，m/s；VSr表示岩屑沉降末速，m/s；
在地层流体侵入发生前，井筒中的流动为单相流，则环空任一位置处的压力、液相速度相关参数都可以确定；
S23、井筒地层流体侵入量与井筒压力耦合计算模型；
直井地层水或原油侵入量计算采用裘比公式：
式中：Pe表示地层压力，MPa；Pw表示井底压力，MPa；μl表示流体粘度，mPa·s；Bl表示流体体积系数，无因次；K表示有效渗透率，mD；h表示有效厚度，m；Re表示供给边界半径，m；Rw表示井底半径，m；s表示表皮系数；
水平井中地层流体侵入量计算采用Joshi公式：
式(6)、(7)中：Kh表示水平渗透率，mD；Rp表示内部渗流场半径，m；L表示水平段长度，m；a表示椭圆长轴，m；Reh表示拟圆形驱动半径，m；
S24、环空流动摩阻计算；
环空摩阻是影响井筒压力分布的一个重要因素，而单相流摩阻与流体的流动型态、流变模式和流变参数密切相关，现场应用的钻井液包括宾汉流体、幂率流体和H-B流体；
当宾汉流体处于层流状态时，单位长度的环空压耗表达式为：
式(8)中：P表示压力，Pa；z表示流动方向上的坐标，m；fabh表示宾汉流体环空摩阻系数，无因次；Dhy代表环空水力半径，m；ρ代表流体密度，kg/m3；u代表流速，m/s；μp代表宾汉流体的塑性黏度，Pa·s；τ0为宾汉流体动切力，Pa；
当幂率流体处于层流状态时，单位长度的环空压耗表达式为：
式(9)中：fapl表示幂率流体环空摩阻系数，无因次；k为幂率流体稠度系数，Pa·s-n；n为流性指数，无因次；
当H-B流体处于层流状态时，单位长度的环空压耗表达式为：
式(10)中，式中，Q为钻井液排量，m3/s；θ和r为柱坐标系中的坐标轴；
当钻井液处于紊流状态下，其环空摩阻计算采用下式进行计算：
对于环空范宁摩阻系数fa的求解，采用Reed-Pilehvari提出的公式：
式(12)中，n为H-B流体的流性指数，无因次；Reg为雷诺数，无因次；
S25、实验研究地层水侵入对钻井液性能的影响；
选取现场使用的钻井液体系进行不同含水量的性能影响评价实验，得到不同含水量条件下钻井液的密度和粘度变化；
发生地层水侵入后，利用实验数据对钻井液的流变参数进行修正；
S26、结合S21-S25，在实时读取了录井数据后，利用环空多相流模型计算当前钻井参数情况下的井筒压力，并反推出平衡地层压力所需要井口回压预控值。
所述步骤S2中，建立环空多相流模型的假设条件如下：
钻井液和固相岩屑混相，固相岩屑均匀分布在钻井液中，仅考虑固相岩屑在钻井液中质量和体积增加，计算过程视为一相；
混相在井筒中沿轴线方向作一维非定常流动；
在井筒同一过流断面上，混相具有相同的温度和压力；
在井筒过流断面的任一位置，混相所特有的热物性参数和流动参数均相同。
所述S3中，对井口回压预控值进行修正包括以下九种情况：P漏＞P孔＞Pb0；P漏＝P孔＞Pb0；P漏＞Pb0＞P孔；Pb0＞P漏＞P孔；Pb0＞P漏＝P孔；P漏＝Pb0＞P孔；P漏＝P孔＝Pb0；P漏＞P孔＝Pb0；其它修正情况。
所述P漏＞P孔＞Pb0情况时，井口回压预控值修正如下：
A、P2级＝P1级
1)P2级≥Ps上初＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
2)Ps上初＞P2级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
3)Ps上初＞Ps下初＞P2级，井口回压预控值修正如下：
①钻进工况
a、若Ps下初＞PKDB，Ps下初≤PKLB，则Ps＝PKDB；
b、若Ps下初＞PKDB，Ps下初＞PKLB，则Ps＝PKDB；
②循环工况
若Ps下初＞PKLB，则Ps＝PKLB；
③控压起下钻工况
若Ps下初＞PKTB，则Ps＝PKTB；
④需要控压的其它工况
若Ps下初＞PKOM，则Ps＝PKOM；
B、P2级＞P1级
1)P2级＞P1级≥Ps上初＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
2)P2级≥Ps上初＞P1级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
3)P2级≥Ps上初＞Ps下初＞P1级，井口回压预控值修正如下：
①钻进工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
②循环工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
③控压起下钻工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
④需要控压的其它工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
4)Ps上初＞P2级＞P1级＞Ps下初，井口回压预控值修正如下
①若Ps上≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
5)Ps上初＞P2级≥Ps下初＞P1级，井口回压预控值修正如下：
①钻进工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
②循环工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
③控压起下钻工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
④需要控压的其它工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
6)Ps上初＞Ps下初＞P2级＞P1级，井口回压预控值修正如下：
Ps＝P2级。
所述P漏＝P孔＞Pb0情况时，井口回压预控值修正如下：
A、P2级＝P1级
1)P2级≥Ps上初＝Ps下初，井口回压预控值修正如下
①若P2级≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若P2级＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(P2级+Ps下)；
2)Ps上初＝Ps下初＞P2级，井口回压预控值修正如下
①钻进工况
a、若Ps下初＞PKDB，Ps下初≤PKLB，则Ps＝PKDB；
b、若Ps下初＞PKDB，Ps下初＞PKLB，则Ps＝PKDB；
②循环工况
若Ps下初＞PKLB，则Ps＝PKLB；
③控压起下钻工况
若Ps下初＞PKTB，则Ps＝PKTB；
④需要控压的其它工况
若Ps下初＞PKOM，则Ps＝PKOM；
B、P2级＞P1级
1)P2级＞P1级≥Ps上初＝Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若P1级≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若P1级＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(P1级+Ps下)；
2)P2级≥Ps上初＝Ps下初＞P1级，井口回压预控值修正如下：
①钻进工况
A、若Ps下+ΔP附≤P2级，则Ps＝Ps下+ΔP附；
B、若Ps下+ΔP附＞P2级，则Ps＝0.5*(P2级+Ps下)；
②循环工况
A、若Ps下+ΔP附≤P2级，则Ps＝Ps下+ΔP附；
B、若Ps下+ΔP附＞P2级，则Ps＝0.5*(P2级+Ps下)；
③控压起下钻工况
A、若Ps下+ΔP附≤P2级，则Ps＝Ps下+ΔP附；
B、若Ps下+ΔP附＞P2级，则Ps＝0.5*(P2级+Ps下)；
④需要控压的其它工况
A、若Ps下+ΔP附≤P2级，则Ps＝Ps下+ΔP附；
B、若Ps下+ΔP附＞P2级，则Ps＝0.5*(P2级+Ps下)；
3)Ps上初＝Ps下初＞P2级＞P1级，井口回压预控值修正如下：
Ps＝P2级。
所述P漏＞Pb0＞P孔情况时，井口回压预控值修正如下：
A、P2级＝P1级
1)P2级≥Ps上初＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下初)；
2)Ps上初＞P2级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下初)；
B、P2级＞P1级
1)P2级＞P1级≥Ps上初＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下初)；
2)P2级≥Ps上初＞P1级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下初)；
3)Ps上初＞P2级＞P1级＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下初)。
所述Pb0＞P漏＞P孔情况时，井口回压预控值修正如下：
②若P1级≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若P1级＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*P1级。
所述Pb0＞P漏＝P孔情况时，井口回压预控值修正如下：
②若P1级≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若P1级＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*P1级。
所述P漏＝Pb0＞P孔情况时，井口回压预控值修正如下：
②若P1级≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若P1级＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*P1级。
所述P漏＝P孔＝Pb0情况时，井口回压预控值修正如下：
A、P2级＝P1级，井口回压预控值修正如下：
①若P2级≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若P2级＜ΔP附，则Ps＝0.5*P2级；
B、P2级＞P1级，井口回压预控值修正如下：
①若P1级≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若P1级＜ΔP附，则Ps＝0.5*P1级。
所述P漏＞P孔＝Pb0情况时，井口回压预控值修正如下：
A、P2级＝P1级，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若Ps上＜ΔP附，则Ps＝0.5*Ps上；
2)Ps上初＞P2级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若Ps上＜ΔP附，则Ps＝0.5*Ps上；
B、P2级＞P1级
1)P2级＞P1级≥Ps上初＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若Ps上＜ΔP附，则Ps＝0.5*Ps上；
2)P2级≥Ps上初＞P1级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜ΔP附，则Ps＝0.5*Ps上；
3)Ps上初＞P2级＞P1级＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若Ps上＜ΔP附，则Ps＝0.5*Ps上。
所述其它修正情况时，井口回压预控值修正如下：
若计算结果Ps＜0，则Ps＝0。
上述式中，Pb0：不控压条件下的井底压力，Pb0＝P静+P环耗，为自动输入，MPa；
P静：环空静液柱压力，为自动输入，MPa；
P环耗：环空循环压耗，为自动输入，MPa；
P漏：地层漏失压力，为自动输入，MPa；
P孔：地层孔隙压力，为自动输入，MPa；
Ps上初：预测控压上限，优化前控压窗口上限，为自动输入，MPa；
Ps下初：预测控压下限，优化前控压窗口上限，为自动输入，MPa；
Ps上：推荐控压上限，优化后控压窗口上限，为自动输入，MPa；
Ps下：推荐控压下限，优化后控压窗口上限，为自动输入，MPa；
Ps：推荐控压值，为自动输入，MPa；
PDP：控压设备许可工作压力，为手动输入，MPa；
ΔP附：控压安全附加值，为手动输入，MPa；
P1级：推荐控压值1级报警，为手动输入，PKDB(钻进)、PKLB(循环)、PKTB(起下钻)、PK0B(其它)，MPa；
P2级：推荐控压值2级报警，为手动输入；PKDB(钻进)、PKLB(循环)、PKTB(起下钻)、PKOM(其它)，MPa；
ρ漏：地层漏失压力梯度，根据井眼轨迹输入对应垂深处的漏失压力梯度，g/cm3；
ρ孔：地层孔隙压力梯度，根据井眼轨迹输入对应垂深处的孔隙压力梯度。
本发明还提供了一种计算机设备，包括处理器、输入设备、输出设备和存储器，处理器、输入设备、输出设备和存储器相互连接，其中，所述存储器用于存储计算机程序，所述计算机程序包括程序指令，所述处理器被配置用于调用所述程序指令，执行如本发明所述的方法。
本发明还提供了一种计算机可读存储介质，其中，上述计算机可读存储介质存储有用于电子数据交换的计算机程序，其中，上述计算机程序使得计算机执行如本发明中所描述的部分或全部步骤。
与现有技术相比，本发明所带来的有益的技术效果表现在：
1、本发明基于大钩重量、大钩速度、钻压、转速、排量、立管压力等实时工程录井参数，建立了自动判断控压钻井作业工况的分支判断树，利用阈值法进行多参数阈值判断，实现起钻、下钻、滑动钻进、旋转钻井等22种钻井工况(含控压条件下11种)的实时识别，为后续井筒压力实时监测和计算提供基础参数。
2、本发明提出一种基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法是基于致密油注水开发区的控压钻井技术研发，在理论方法方面建立了控压钻井正常钻进、油侵、水侵三种情况下的井筒流动理论模型，解决了控压钻井作业参数的实时模拟和数据实时反馈，基于方法的数据模拟精度≥95％。
3、本发明，实现了井口回压预控值的实时计算。基于环空多相流物理模型，考虑井筒压力一地层溢流耦合的影响，建立了控压钻井期间环空瞬态多相流动计算模型、自动判断优选钻井液流变模式，利用环空多相流模型计算井筒压力，并实时预测地层流体侵入后井筒压力的变化，反推出平衡地层压力所需要的井口回压预控值。
4、本发明，实现井口回压预控值修正和井筒压力控制智能决策。针对溢漏同存等窄安全密度窗口地层，基于环空多相流物理模型，考虑井筒压力-地层溢流耦合的影响，建立了控压钻井期间环空瞬态多相流动计算模型。结合地层安全作业压力窗口、控压限制条件(标准、设备能力等)等多个因素，建立了8类井况、29种控压限定关系下的控压范围、井口回压预控值和决策建议推荐优选机制，实现保持安全钻井的控压窗口范围、井口回压预控值的计算、确定和推荐，克服了现有控压系统在无井底压力测量数据条件下的实时分析计算能力有限，缺乏作业井况智能分析、参数自动优化等技术，不能根据工程参数、井况的变化进行准确的控压作业实时分析计算与控制决策推荐的技术缺陷。
5、本发明，可以更全面、准确地指导致密油注水开发区控压钻井现场操作，配合控压钻井工艺技术要求，实现实时、快速、安全的井口压力控制作业。本发明可在控压钻井过程中，准确识别水侵或油侵，自动判断工况，确定环空流型，预测地层流体侵入后井筒压力的变化，确定合理的井口压力和控压施工建议，实现全自动控压作业。进一步解决致密油注水开发区储层出水控制难、窄安全密度窗口地层钻进复杂等技术难题，为致密油注水开发区以及其他需要应用控压钻井解决的复杂区域、风险井的安全钻井提供技术支持。
6、本发明，基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，能够开发1套基于在线监测的井筒压力控制智能决策计算机程序，应用在自动控压钻井设备上，提高井口套压准确性和及时控制水平，可对现有设备以及未来设备进行升级改造，助力自动控压及精细控压技术规模化应用。
7、本发明，通过配备基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，可提高作业效率进而降低井控风险。
8、本发明，基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法中的控压钻井复杂判定可以为复杂与风险快速判定和报警提供依据，实现事故预防和快速处置。
附图说明
下面将结合说明书附图和具体实施方式对本发明作进一步的详细说明，其中：
图1为基于在线监测的井筒压力控制智能决策流程图；
图2为本发明的钻井工况自动判断流程图；
图3为环空液固两相流动示意图；
图4为不同含水量的密度、粘度变化曲线；
图5为井底、漏失及孔隙压力相互关系图(Pb0＜P孔＜P漏，P2级＝P1级)；
图6为控压钻井控压值确定和措施推荐流程(Pb0＜P孔＜P漏，P2级＝P1级)；
图7为约束条件1：安全钻井密度窗口；
图8为约束条件2：设备、标准及附件约束；
图9为不同工况下控压限定设置；
图中标记：
1、对称线，2、钻杆，3、液相单相流，4、液-固两相流，5、岩屑，6、生产套管，7、技术套管，8、表层套管，9、水泥，1 0、液-固两相流出口，11、钻井液入口，12、固相。
具体实施方式
为使本申请技术方案更加清楚，下面将结合具体实施例及相应的附图对本申请的技术方案进行清楚、完整地描述。
实施例1
一种基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，包括以下步骤：
S 1、根据现场采集的实时工程录井和控压数据，利用分支树判断方法实现钻井工况识别；
S2、结合现场采集的实时工程录井和控压数据，建立环空多相流模型，利用环空多相流模型计算当前钻井参数情况下的井筒压力，并反推出平衡地层压力所需要的井口回压预控值；
S3、根据控压钻井操作规范及行业标准，设置不同钻井工况下的控压钻井不同控压级别的控压界限值，针对不同钻井工况，修正井口回压预控值，得到不同钻井工况下的井口回压推荐值，根据井口回压推荐值实现井筒压力控制智能决策控制。。
本实施例的步骤S1中，钻井识别方法流程如图2所示。实际应用中通过编写相应的计算机程序，结工况和录井数据实时识别钻井工况。
本实施例的步骤S2，在建立环空多相流动模型时，本实施例以长庆油田注水开采区为例，其以高压地层水侵入为主，考虑钻屑的存在，环空流动多为固液两相流，环空液固两相流动示意图见图3。在后续的试验研究地层水侵入对钻井液性能的影响时：对长庆油田注水开采区作业现场收集的采出水进行分析，采出水的离子成分较复杂、矿化度高、硬度高。选取了现场使用的钻井液体系进行不同含水量的性能影响评价实验，具体如下：1#：400ml清水+0.2％NaOH+0.2％PAC-HV+0.1％XCD+1％白沥青+2％CMS+4％超细碳酸钙+重晶石；2#：1#配方+1 0％采出水；3#：1#配方+30％采出水；4#：1#配方+50％采出水。测得不同含水量条件下钻井液的密度和粘度变化如图3所示。
由图4的测试结果可以看出，随着地层采出水含量的增加，钻井液各项性能迅速下降。发生地层水侵入后，利用实验数据对钻井液的流变参数进行修正。在实时读取了录井数据后，利用环空多相流模型计算当前钻井参数情况下的井筒压力，并反推出平衡地层压力所需要的井口回压，即为井口回压预控值。
本发明的步骤S3中，针对不同钻井工况，对井口回压预控值进行修正，得到不同钻井工况下的井口回压推荐值，作为钻井施工的推荐控压值。具体方法如下：
不同情况下的井口回压预控值修正：
(一)P漏＞P孔＞Pb0
A、P2级＝P1级
1)P2级≥Ps上初＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
2)Ps上初＞P2级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
3)Ps上初＞Ps下初＞P2级，井口回压预控值修正如下：
①钻进工况
a、若Ps下初＞PKDB，Ps下初≤PKLB，则Ps＝PKDB；
b、若Ps下初＞PKDB，Ps下初＞PKLB，则Ps＝PKDB；
②循环工况
若Ps下初＞PKLB，则Ps＝PKLB；
③控压起下钻工况
若Ps下初＞PKTB，则Ps＝PKTB；
④需要控压的其它工况
若Ps下初＞PKOM，则Ps＝PKOM；
B、P2级＞P1级
1)P2级＞P1级≥Ps上初＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
2)P2级≥Ps上初＞P1级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
3)P2级≥Ps上初＞Ps下初＞P1级，井口回压预控值修正如下：
①钻进工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
②循环工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
③控压起下钻工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
④需要控压的其它工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
4)Ps上初＞P2级＞P1级＞Ps下初，井口回压预控值修正如下
①若Ps上≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
5)Ps上初＞P2级≥Ps下初＞P1级，井口回压预控值修正如下：
①钻进工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
②循环工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
③控压起下钻工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
④需要控压的其它工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
6)Ps上初＞Ps下初＞P2级＞P1级，井口回压预控值修正如下：
Ps＝P2级；
(二)P漏＝P孔＞Pb0
A、P2级＝P1级
1)P2级≥Ps上初＝Ps下初，井口回压预控值修正如下
①若P2级≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若P2级＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(P2级+Ps下)；
2)Ps上初＝Ps下初＞P2级，井口回压预控值修正如下
①钻进工况
a、若Ps下初＞PKDB，Ps下初≤PKLB，则Ps＝PKDB；
b、若Ps下初＞PKDB，Ps下初＞PKLB，则Ps＝PKDB；
②循环工况
若Ps下初＞PKLB，则Ps＝PKLB；
③控压起下钻工况
若Ps下初＞PKTB，则Ps＝PKTB；
④需要控压的其它工况
若Ps下初＞PKOM，则Ps＝PKOM；
B、P2级＞P1级
1)P2级＞P1级≥Ps上初＝Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若P1级≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若P1级＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(P1级+Ps下)；
2)P2级≥Ps上初＝Ps下初＞P1级，井口回压预控值修正如下：
①钻进工况
A、若Ps下+ΔP附≤P2级，则Ps＝Ps下+ΔP附；
B、若Ps下+ΔP附＞P2级，则Ps＝0.5*(P2级+Ps下)；
②循环工况
A、若Ps下+ΔP附≤P2级，则Ps＝Ps下+ΔP附；
B、若Ps下+ΔP附＞P2级，则Ps＝0.5*(P2级+Ps下)；
③控压起下钻工况
A、若Ps下+ΔP附≤P2级，则Ps＝Ps下+ΔP附；
B、若Ps下+ΔP附＞P2级，则Ps＝0.5*(P2级+Ps下)；
④需要控压的其它工况
A、若Ps下+ΔP附≤P2级，则Ps＝Ps下+ΔP附；
B、若Ps下+ΔP附＞P2级，则Ps＝0.5*(P2级+Ps下)；
3)Ps上初＝Ps下初＞P2级＞P1级，井口回压预控值修正如下：
Ps＝P2级；
(三)P漏＞Pb0＞P孔，井口回压预控值修正如下：
A、P2级＝P1级
1)P2级≥Ps上初＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下初)；
2)Ps上初＞P2级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下初)；
B、P2级＞P1级
1)P2级＞P1级≥Ps上初＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下初)；
2)P2级≥Ps上初＞P1级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下初)；
3)Ps上初＞P2级＞P1级＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下初)；
(四)Pb0＞P漏＞P孔，井口回压预控值修正如下：
①若P1级≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若P1级＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*P1级；
(五)Pb0＞P漏＝P孔，井口回压预控值修正如下：
①若P1级≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若P1级＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*P1级；
(六)P漏＝Pb0＞P孔，井口回压预控值修正如下：
①若P1级≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若P1级＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*P1级；
(七)P漏＝P孔＝Pb0
A、P2级＝P1级，井口回压预控值修正如下：
①若P2级≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若P2级＜ΔP附，则Ps＝0.5*P2级；
B、P2级＞P1级，井口回压预控值修正如下：
①若P1级≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若P1级＜ΔP附，则Ps＝0.5*P1级；
(八)P漏＞P孔＝Pb0
A、P2级＝P1级，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若Ps上＜ΔP附，则Ps＝0.5*Ps上；
2)Ps上初＞P2级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若Ps上＜ΔP附，则Ps＝0.5*Ps上；
B、P2级＞P1级
1)P2级＞P1级≥Ps上初＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若Ps上＜ΔP附，则Ps＝0.5*Ps上；
2)P2级≥Ps上初＞P1级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜ΔP附，则Ps＝0.5*Ps上；
3)Ps上初＞P2级＞P1级＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若Ps上＜ΔP附，则Ps＝0.5*Ps上；
(九)其它修正情况
若计算结果Ps＜0，则Ps＝0；
上述式中，Pb0：不控压条件下的井底压力，Pb0＝P静+P环耗，为自动输入，MPa；
P静：环空静液柱压力，为自动输入，MPa；
P环耗：环空循环压耗，为自动输入，MPa；
P漏：地层漏失压力，为自动输入，MPa；
P孔：地层孔隙压力，为自动输入，MPa；
Ps上初：预测控压上限，优化前控压窗口上限，为自动输入，MPa；
Ps下初：预测控压下限，优化前控压窗口上限，为自动输入，MPa；
Ps上：推荐控压上限，优化后控压窗口上限，为自动输入，MPa；
Ps下：推荐控压下限，优化后控压窗口上限，为自动输入，MPa；
Ps：推荐控压值，为自动输入，MPa；
PDP：控压设备许可工作压力，为手动输入，MPa；
ΔP附：控压安全附加值，为手动输入，MPa；
P1级：推荐控压值1级报警，为手动输入，PKDB(钻进)、PKLB(循环)、PKTB(起下钻)、PK0B(其它)，MPa；
P2级：推荐控压值2级报警，为手动输入；PKDB(钻进)、PKLB(循环)、PKTB(起下钻)、PKOM(其它)，MPa；
ρ漏：地层漏失压力梯度，根据井眼轨迹输入对应垂深处的漏失压力梯度，g/cm3；
ρ孔：地层孔隙压力梯度，根据井眼轨迹输入对应垂深处的孔隙压力梯度。
实施例的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，性能测试如下：
(1)立管压力计算测试：
采用西部某油田超深井钻井井史，对开发的井筒压力计算模块进行验证。该井为超深小井眼水平井，二开采用Φ250.8mm钻头下Φ193.7mm套管，三开采用Φ165.1mm的钻头下Φ139.7mm套管，完井采用Φ120.65mm的钻头，裸眼完成。XB001井的造斜点深度7475m，在Φ120.65mm井眼内造斜，造斜率18°/30m，水平段长度430m。Φ250.8mm井眼钻至6840m，Φ165.1mm井眼钻至7460m，Φ120.65mm井眼钻至8049.5m完钻。通过三个井段计算立管压力和实测立管压力进行对比可得，二者相对误差均低于6％，说明本发明的井筒压力计算模型具有较高的精度。本发明的方法在7口井开展了立管压力与实测压力对比，相对误差均在2％～6％之间。
(2)控压钻井井口控压值、井底压力计算功能测试：
利用三口采用控压钻井技术的A173-39H井录井和控压数据，验证本发明的方法推荐的井口控压值的准确性。A173-39H井是部署在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的一口水平开发井，目的层为延长组长6，水平段长度99.93m，设计完钻井深2424m，设计完钻垂深2089.36m。A173-39H井采用二开井身结构，一开下入Φ224.5mm套管封固第四系。二开下入Φ139.7mm套管，封固洛河组漏失层，A173-39H井采用三维井眼轨迹。二开水平段钻具组合为：Φ215.9mm钻头+Φ172mm螺杆×1.25°或1.0°+钻具止回阀+Φ213mm扶正器+Φ165mm无磁钻铤×1根+Φ127mm加重钻杆×(9-12)根+Φ127mm钻杆+Φ127mm加重钻杆×(21-27)根+Φ127mm钻杆。钻井参数：钻井液密度＞1.25g/cm3，钻压40-140kN，转速0-40r/min，排量28-32L/s，泵压9.73-13.04MPa。
A173-39H井控压钻井验证数据起止时间2020年5月9日1:50至3:00，井深2376～2394m，得到的推荐井口控压值与实际控压值符合得很好，平均相对误差为4.95％，最大相对误差为10％。而且，计算得到的井底压力值与地层孔隙压力的对比可以看出，控压钻井过程中井底压力能够有效平衡地层孔隙压力。
(3)控压钻井实时分析计算及控制决策功能试验：
X28-38H井是部署在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的一口水平开发井，目的层为长8，水平段长度100m，设计完钻井深2417m，设计完钻垂深2014.94m。该区注水开发后，地层压力恢复到原始地层压力的110％左右，预测本井长8地层压力约为20.2MPa左右，局部可达26.24MPa。目的层破裂压力梯度1.48-2.03MPa/100m，平均1.74MPa/100m。X28-38H井采用三开井身结构，井身结构见表1，X28-38H井采大三维井眼轨迹。三开钻具组合为：Φ215.9mmPDC钻头+Φ172mmL1.5°弯螺杆7.41m+回压阀+Φ165mmMWD+Φ127mm无磁钻杆*2根+Φ127加重钻杆*7根+Φ172mm水力振荡器+Φ127mm加重钻杆*8根+Φ127mm钻杆。三开钻井参数：钻井液密度1.20—1.35g/cm3，钻压40-120kN，转速0-40r/min，排量28—32L/s，泵压11.42-16.59MPa。
表1、X28-38H井井身结构数据表
根据在线监测的钻井现场实时录井数据，本实施例的方法可以对控压钻井作业中的各个工况进行了自动识别。控压钻井过程中利用在线监测读取的实时录井数据，可以计算出立管压力和环空压耗，宾汉、幂率、赫巴流变模式下井筒压力计算结果见表2，本实施例方法计算出的立管压力范围均在实际立管压力范围内，计算立压平均值与实际立压平均值十分接近，误差在3％以内。其中，采用幂率计算得到的立管压力平均值略大于实际立压平均值，采用宾汉模式计算立管压力平均值略小于实际立压平均值。
表2、三种流变模式井筒压力计算结果
控压钻井时间段：2022年11月28日23:23-23:52，自动控压钻井深度：2351.15m～2354.67m，根据录井数据和控压设备数据自动推荐井口控压值。测试过程控压钻井作业顺利，推荐控压值与实际控压值的对比可以得出，本发明方法实时计算出的控压推荐值和实际控压值极其接近，误差不大。在控压钻井时间段内，89.8％的推荐控压值与实际控压值之间的误差在10％以下，误差在10％以上的数据点仅占10.2％。
综上，本实施例针对窄安全密度窗口地层，开展了控压钻井实时分析计算及控制决策方法研究，建立了基于现场工程录井、控压实时参数的控压钻井作业工况自动判断方法、控压钻井过程中环空压力分布预测模型，实现了井口回压预控值的计算、确定和推荐。克服了现有控压系统在无井底压力测量数据条件下的实时分析计算能力有限，缺乏作业井况智能分析、参数自动优化等技术，不能根据工程参数、井况的变化进行准确的控压作业实时分析计算与控制决策推荐的技术缺陷。
实施例2
作为本发明一较佳实施例，为了实现上述目的，本申请还提供了一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述实施例1所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法的步骤。
实施例3
作为本发明的又一较佳实施例，本实施例公开了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述实施例1中的步骤。
Claims (20)
1.基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、根据现场采集的实时工程录井和控压数据，利用分支树判断方法实现钻井工况识别；
S2、结合现场采集的实时工程录井和控压数据，建立环空多相流模型，利用环空多相流模型计算当前钻井参数情况下的井筒压力，并反推出平衡地层压力所需要的井口回压预控值；
S3、根据控压钻井操作规范及行业标准，设置不同钻井工况下的控压钻井不同控压级别的控压界限值，针对不同钻井工况，修正井口回压预控值，得到不同钻井工况下的井口回压推荐值，根据井口回压推荐值实现井筒压力控制智能决策控制。
2.根据权利要求1所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于：所述钻井工况包括控压钻进下的工况和常规钻进下的工况共22种，均包括起钻、下钻、旋转钻进、滑动钻进、划眼、倒划眼、循环、循环划眼、循环倒划眼、灌泥浆及悬停。
3.根据权利要求1所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于：所述S1中，所述实时工程录井和控压数据包括日期、时间、控压值、井深、大钩载荷、钻压、转速、进口钻井排量、出口钻井排量、灌浆排量、扭矩、进口钻井液密度、出口钻井液密度、大钩高度、大钩速度、气测(全烃、轻烃、重烃)、氯根在内的测量参数。
4.根据权利要求1所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于：所述S1中，利用分支树判断方法实现钻井工况识别的步骤为：
S11、判断控压值是否大于0，如果是，则后续方法识别出的各种工况属于控压钻进下的工况；如果否，则后续方法识别出的各种工况属于常规钻进下的工况；控压钻进下的工况和常规钻进下的工况均按照下述的步骤S12-S14进行；
S12、判断大钩速度是否小于设定的最大速度Vmax，如果是，则进行后续步骤S13，如果否，则跳过步骤S13直接进行步骤S14；
S13、判断Δt时间内的钻压WOB、立管压力SPP、转速RPM、进口钻井排量Qi、出口钻井排量Qo、灌浆排量Qg这六个参数；当同时满足WOB＞0，SPP＞0，RPM＞0，Qi＞0时，确定钻井工况为旋转钻进；当同时满足WOB＞0，SPP＞0，RPM＝0，Qi＞0时，确定钻进工况为滑动钻进；当同时满足WOB＝0，SPP＞0，RPM＝0，Qi＞0时，确定钻进工况为循环；当同时满足WOB＝0，SPP＝0，RPM＝0，Qo＞0或Qg＞0时，确定钻进工况为灌泥浆；如果WOB、SPP、RPM、Qi、Qo、Qg的值不属于上述的任何一种情况，确定钻进工况为悬停；
S14、判断钻压WOB、立管压力SPP、转速RPM、扭矩T、进口钻井排量Qi这五个参数；当同时满足WOB＝0，SPP＝0，RPM＝0，T＝0时，若大钩高度减小，确定钻井工况为下钻，若未减小，确定钻井工况为起钻；当同时满足WOB＝0，SPP＝0，RPM＞0，T＞0时，若大钩高度减小，确定钻井工况为划眼，若未减小，确定钻井工况为倒划眼；当同时满足WOB＝0，SPP>0，Qi>0，RPM＞0，T＞0时，若大钩高度减小，确定钻井工况为循环划眼，若未减小，确定钻井工况为循环倒划眼。
5.根据权利要求4所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于：所述S12中，设定的最大速度Vmax应大于目标工区的最大机械钻速，并满足目标工区规定的套管内和裸眼井段避免产生激动压力的起下钻速度要求，此处推荐最大速度Vmax为0.1m/s。
6.根据权利要求1所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于：所述S2中，利用环空多相流模型计算当前钻井参数情况下的井筒压力，并反推出平衡地层压力所需要的井口回压预控值，具体包括：
S21、自动优选流变模式；
以现场实测的钻井液旋转粘度测试6档转速下的读数为输入，分别拟合出宾汉流变模式、幂率流变模式、赫巴流变模式的公式；利用三种流变模式公式分别计算6档转速下对应的剪切应力，并与测试得到的6档转速下的读数(转换为剪切应力)进行对比，计算三种流变模式公式的相关系数；选择相关系数最近接1的流变模式为优选流变模式；
S22、所述环空多相流模型中，液、固两相的质量守恒方程：
式(1)中；V表示速度，m/s；下标L，S分别表示液相和固相；
液－固两相混合物的动量守恒方程：
式(2)中：Ff表示环空混合物摩擦压降，kg/m2/s2，下标m表示液－固混合物；θ表示井斜角；
环空混合物能量守恒方程：
式中：u表示内能，m2/s2；Qtotal表示环空流体与周围环境间的热量交换，kg·m/s3；Aan表示环空截面积，m2；表示相单位体积的焓通量，kg·m/s3；P表示混合物的压力；
岩屑和液相间的滑移表示为：
Vs＝C0Vm-Vsr (4)
式(4)中：VS表示岩屑速度，m/s；C0表示岩屑和液相间的分布参数，Vm表示环空中液相和固相混合物的速度，m/s；VSr表示岩屑沉降末速，m/s；
在地层流体侵入发生前，井筒中的流动为单相流，则环空任一位置处的压力、液相速度相关参数都可以确定；
S23、井筒地层流体侵入量与井筒压力耦合计算模型；
直井地层水或原油侵入量计算采用裘比公式：
式中：Pe表示地层压力，MPa；Pw表示井底压力，MPa；μl表示流体粘度，mPa·s；Bl表示流体体积系数，无因次；K表示有效渗透率，mD；h表示有效厚度，m；Re表示供给边界半径，m；Rw表示井底半径，m；s表示表皮系数；
水平井中地层流体侵入量计算采用Joshi公式：
式(6)、(7)中：Kh表示水平渗透率，mD；Rp表示内部渗流场半径，m；L表示水平段长度，m；a表示椭圆长轴，m；Reh表示拟圆形驱动半径，m；
S24、环空流动摩阻计算；
环空摩阻是影响井筒压力分布的一个重要因素，而单相流摩阻与流体的流动型态、流变模式和流变参数密切相关，现场应用的钻井液包括宾汉流体、幂率流体和H-B流体；
当宾汉流体处于层流状态时，单位长度的环空压耗表达式为：
式(8)中：P表示压力，Pa；z表示流动方向上的坐标，m；fabh表示宾汉流体环空摩阻系数，无因次；Dhy代表环空水力半径，m；ρ代表流体密度，kg/m3；u代表流速，m/s；μp代表宾汉流体的塑性黏度，Pa·s；τ0为宾汉流体动切力，Pa；
当幂率流体处于层流状态时，单位长度的环空压耗表达式为：
式(9)中：fapl表示幂率流体环空摩阻系数，无因次；k为幂率流体稠度系数，Pa·s-n；n为流性指数，无因次；
当H-B流体处于层流状态时，单位长度的环空压耗表达式为：
式(10)中，式中，Q为钻井液排量，m3/s；θ和r为柱坐标系中的坐标轴；
当钻井液处于紊流状态下，其环空摩阻计算采用下式进行计算：
对于环空范宁摩阻系数fa的求解，采用Reed-Pilehvari提出的公式：
式(12)中，n为H-B流体的流性指数，无因次；Reg为雷诺数，无因次；
S25、实验研究地层水侵入对钻井液性能的影响；
选取现场使用的钻井液体系进行不同含水量的性能影响评价实验，得到不同含水量条件下钻井液的密度和粘度变化；
发生地层水侵入后，利用实验数据对钻井液的流变参数进行修正；
S26、结合S21-S25，在实时读取了录井数据后，利用环空多相流模型计算当前钻井参数情况下的井筒压力，并反推出平衡地层压力所需要井口回压预控值。
7.根据权利要求1所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于：所述步骤S2中，建立环空多相流模型的假设条件如下：
钻井液和固相岩屑混相，固相岩屑均匀分布在钻井液中，仅考虑固相岩屑在钻井液中质量和体积增加，计算过程视为一相；
混相在井筒中沿轴线方向作一维非定常流动；
在井筒同一过流断面上，混相具有相同的温度和压力；
在井筒过流断面的任一位置，混相所特有的热物性参数和流动参数均相同。
8.根据权利要求1所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于：所述S3中，对井口回压预控值进行修正包括以下九种情况：P漏＞P孔＞Pb0；P漏＝P孔＞Pb0；P漏＞Pb0＞P孔；Pb0＞P漏＞P孔；Pb0＞P漏＝P孔；P漏＝Pb0＞P孔；P漏＝P孔＝Pb0；P漏＞P孔＝Pb0；其它修正情况。
9.根据权利要求8所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于：所述P漏＞P孔＞Pb0情况时，井口回压预控值修正如下：A、P2级＝P1级
1)P2级≥Ps上初＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
2)Ps上初＞P2级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
3)Ps上初＞Ps下初＞P2级，井口回压预控值修正如下：
①钻进工况
a、若Ps下初＞PKDB，Ps下初≤PKLB，则Ps＝PKDB；
b、若Ps下初＞PKDB，Ps下初＞PKLB，则Ps＝PKDB；
②循环工况
若Ps下初＞PKLB，则Ps＝PKLB；
③控压起下钻工况
若Ps下初＞PKTB，则Ps＝PKTB；
④需要控压的其它工况
若Ps下初＞PKOM，则Ps＝PKOM；
B、P2级＞P1级
1)P2级＞P1级≥Ps上初＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
2)P2级≥Ps上初＞P1级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
3)P2级≥Ps上初＞Ps下初＞P1级，井口回压预控值修正如下：
①钻进工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
②循环工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
③控压起下钻工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
④需要控压的其它工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
4)Ps上初＞P2级＞P1级＞Ps下初，井口回压预控值修正如下
①若Ps上≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
5)Ps上初＞P2级≥Ps下初＞P1级，井口回压预控值修正如下：
①钻进工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
②循环工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
③控压起下钻工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
④需要控压的其它工况
a、若Ps下+ΔP附≤Ps上，则Ps＝Ps下+ΔP附；
b、若Ps下+ΔP附＞Ps上，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下)；
6)Ps上初＞Ps下初＞P2级＞P1级，井口回压预控值修正如下：
Ps＝P2级。
10.根据权利要求8所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于：所述P漏＝P孔＞Pb0情况时，井口回压预控值修正如下：
A、P2级＝P1级
1)P2级≥Ps上初＝Ps下初，井口回压预控值修正如下
①若P2级≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若P2级＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(P2级+Ps下)；
2)Ps上初＝Ps下初＞P2级，井口回压预控值修正如下
①钻进工况
a、若Ps下初＞PKDB，Ps下初≤PKLB，则Ps＝PKDB；
b、若Ps下初＞PKDB，Ps下初＞PKLB，则Ps＝PKDB；
②循环工况
若Ps下初＞PKLB，则Ps＝PKLB；
③控压起下钻工况
若Ps下初＞PKTB，则Ps＝PKTB；
④需要控压的其它工况
若Ps下初＞PKOM，则Ps＝PKOM；
B、P2级＞P1级
1)P2级＞P1级≥Ps上初＝Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若P1级≥Ps下+ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若P1级＜Ps下+ΔP附，则Ps＝0.5*(P1级+Ps下)；
2)P2级≥Ps上初＝Ps下初＞P1级，井口回压预控值修正如下：
①钻进工况
A、若Ps下+ΔP附≤P2级，则Ps＝Ps下+ΔP附；
B、若Ps下+ΔP附＞P2级，则Ps＝0.5*(P2级+Ps下)；
②循环工况
A、若Ps下+ΔP附≤P2级，则Ps＝Ps下+ΔP附；
B、若Ps下+ΔP附＞P2级，则Ps＝0.5*(P2级+Ps下)；
③控压起下钻工况
A、若Ps下+ΔP附≤P2级，则Ps＝Ps下+ΔP附；
B、若Ps下+ΔP附＞P2级，则Ps＝0.5*(P2级+Ps下)；
④需要控压的其它工况
A、若Ps下+ΔP附≤P2级，则Ps＝Ps下+ΔP附；
B、若Ps下+ΔP附＞P2级，则Ps＝0.5*(P2级+Ps下)；
3)Ps上初＝Ps下初＞P2级＞P1级，井口回压预控值修正如下：
Ps＝P2级。
11.根据权利要求8所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于：所述P漏＞Pb0＞P孔情况时，井口回压预控值修正如下：
A、P2级＝P1级
1)P2级≥Ps上初＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下初)；
2)Ps上初＞P2级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下初)；
B、P2级＞P1级
1)P2级＞P1级≥Ps上初＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下初)；
2)P2级≥Ps上初＞P1级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下初)；
3)Ps上初＞P2级＞P1级＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若Ps上＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*(Ps上+Ps下初)。
12.根据权利要求8所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于：所述Pb0＞P漏＞P孔情况时，井口回压预控值修正如下：
③若P1级≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若P1级＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*P1级。
13.根据权利要求8所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于：所述Pb0＞P漏＝P孔情况时，井口回压预控值修正如下：
③若P1级≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若P1级＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*P1级。
14.根据权利要求8所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于：所述P漏＝Pb0＞P孔情况时，井口回压预控值修正如下：
③若P1级≥Ps下初+ΔP附，则Ps＝Ps下初+ΔP附；
②若P1级＜Ps下初+ΔP附，则Ps＝0.5*P1级。
15.根据权利要求8所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于：所述P漏＝P孔＝Pb0情况时，井口回压预控值修正如下：
A、P2级＝P1级，井口回压预控值修正如下：
①若P2级≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若P2级＜ΔP附，则Ps＝0.5*P2级；
B、P2级＞P1级，井口回压预控值修正如下：
①若P1级≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若P1级＜ΔP附，则Ps＝0.5*P1级。
16.根据权利要求8所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于：所述P漏＞P孔＝Pb0情况时，井口回压预控值修正如下：
A、P2级＝P1级，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若Ps上＜ΔP附，则Ps＝0.5*Ps上；
2)Ps上初＞P2级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若Ps上＜ΔP附，则Ps＝0.5*Ps上；
B、P2级＞P1级
1)P2级＞P1级≥Ps上初＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若Ps上＜ΔP附，则Ps＝0.5*Ps上；
2)P2级≥Ps上初＞P1级≥Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥ΔP附，则Ps＝Ps下+ΔP附；
②若Ps上＜ΔP附，则Ps＝0.5*Ps上；
3)Ps上初＞P2级＞P1级＞Ps下初，井口回压预控值修正如下：
①若Ps上≥ΔP附，则Ps＝ΔP附；
②若Ps上＜ΔP附，则Ps＝0.5*Ps上。
17.根据权利要求8所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于：所述其它修正情况时，井口回压预控值修正如下：
若计算结果Ps＜0，则Ps＝0。
18.根据权利要求9-17任一项所述的基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法，其特征在于：所述Pb0：不控压条件下的井底压力，Pb0＝P静+P环耗，为自动输入，MPa；P静：环空静液柱压力，为自动输入，MPa；P环耗：环空循环压耗，为自动输入，MPa；P漏：地层漏失压力，为自动输入，MPa；P孔：地层孔隙压力，为自动输入，MPa；Ps上初：预测控压上限，优化前控压窗口上限，为自动输入，MPa；Ps下初：预测控压下限，优化前控压窗口上限，为自动输入，MPa；Ps上：推荐控压上限，优化后控压窗口上限，为自动输入，MPa；Ps下：推荐控压下限，优化后控压窗口上限，为自动输入，MPa；Ps：推荐控压值，为自动输入，MPa；PDP：控压设备许可工作压力，为手动输入，MPa；ΔP附：控压安全附加值，为手动输入，MPa；P1级：推荐控压值1级报警，为手动输入，PKDB(钻进)、PKLB(循环)、PKTB(起下钻)、PK0B(其它)，MPa；P2级：推荐控压值2级报警，为手动输入；PKDB(钻进)、PKLB(循环)、PKTB(起下钻)、PKOM(其它)，MPa。
19.一种计算机设备，其特征在于：包括处理器、输入设备、输出设备和存储器，处理器、输入设备、输出设备和存储器相互连接，其中，所述存储器用于存储计算机程序，所述计算机程序包括程序指令，所述处理器被配置用于调用所述程序指令，执行如权利要求1-18任意一项所述的方法。
20.一种计算机可读存储介质，其特征在于：所述计算机可读存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序包括程序指令，所述程序指令当被处理器执行时使所述处理器执行如权利要求1-18任意一项所述的方法。
Priority Applications (1)
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|---|---|---|---|
| CN202311770074.9A CN117703355A (zh) | 2023-12-21 | 2023-12-21 | 基于在线监测的井筒压力控制智能决策方法、设备及可读存储介质 |
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| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
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Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN118709602A (zh) * | 2024-08-27 | 2024-09-27 | 中石化西南石油工程有限公司 | 钻井循环压耗的确定方法、装置、设备及可读存储介质 |
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2023
- 2023-12-21 CN CN202311770074.9A patent/CN117703355A/zh active Pending
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