一种智能二级井控方法、系统、装置及存储介质与流程

1.本技术涉及钻井井控领域，尤其涉及一种智能二级井控方法、系统、装置及存储介质。


背景技术：

2.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。
3.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。
4.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。


技术实现要素：

5.为了解决上述技术问题，本技术提供了一种智能二级井控方法、系统、装置及存储介质。
6.本技术第一方面提供了一种智能二级井控方法，所述方法包括：
7.在关闭井口后，系统持续采集井筒实时的传感器数据、录井数据以及人工输入的现场配置参数；
8.所述系统通过所述传感器数据、录井数据以及现场配置参数生成自动压井方案，并对所述自动压井方案进行模拟；
9.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。
10.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，所述录井数据包括井深和钻头深度，所述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、目标压力值安全量，所述系统对所述自动压井方案进行模拟包括：
11.所述系统根据所述井身结构、井眼轨迹、井眼扩大率和井深模拟出井筒的三维结
构；
12.所述系统根据所述钻具组合、井眼轨迹和钻头深度，模拟出钻具组合的三维结构；
13.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；
14.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。
15.可选的，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包括：
16.所述系统确定压井不同阶段所需的目标立压值或目标套压值；
17.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，直至含气钻井液的累计量达到总环空的容积；
18.所述系统保持井筒内的套压维持在所述目标套压值不变，向钻柱内顶替新钻井液直至充满；
19.所述系统保持井筒内的立压维持在所述目标立压值不变，向井筒内顶替新钻井液直至充满。
20.可选的，节流阀上安装有阀门执行器，所述系统通过所述阀门执行器对井筒内的立压和套压进行控制。
21.可选的，所述传感器数据包括通过安装在钻台上立压传感器获得的实时立压数据、通过安装在设备主体上的套压传感器获得的实时套压数据，和通过安装在立管管线上的非接触式流量计获得的实时入口流量。
22.可选的，在所述系统对所述自动压井方案进行模拟之后，还包括：
23.所述系统将所述自动压井方案以及所述模拟的模拟结果发送至审核端审核，和对压井过程中模拟结果变动的审核，同时允许监控人员调整目标压力值的安全量或随时切换为手动控制。
24.本技术第二方面提供了一种智能二级井控系统，包括：
25.采集单元，用于在关闭井口后，采集持续井筒实时的传感器数据、录井数据以及人工输入的现场配置参数；
26.生成和模拟单元，用于通过所述传感器数据、录井数据以及现场配置参数生成自动压井方案，并对所述自动压井方案进行模拟；
27.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。
28.所述传感器数据包括立压、套压、入口流量、入口钻井液密度、入口温度、入口钻井液粘度、入口钻井液油水比、入口钻井液固相密度和入口钻井液固含，所述录井数据包括井深和钻头深度，所述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，所述对生成和模拟单元包括：
29.第一模拟模块：用于根据所述井身结构、井眼轨迹、井眼扩大率和井深模拟出井筒的三维结构；
30.第二模拟模块：用于根据所述钻具组合、井眼轨迹和钻头深度，模拟出钻具组合的三维结构；
31.第三模拟模块：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；
32.第四模拟模块：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。
33.本技术第三方面提供了一种智能二级井控装置，所述装置包括：
34.处理器、存储器、输入输出单元以及总线；
35.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；
36.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。
37.本技术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。
38.从以上技术方案可以看出，本技术具有以下优点：
39.本技术提供的智能二级井控方法中，在关闭井口后，系统通过采集井筒实时的传感器数据、录井数据以及人工输入的现场配置参数，基于所采集的数据，在后台进行自动压井方案的生成和模拟，模拟完成后将根据自动压井方案控制执行设备自动执行压井，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，本方案通过自动控制执行设备执行方案，具有迅速、精确的优点。
附图说明
40.为了更清楚地说明本技术中的技术方案，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技术的一些实施例，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。
41.图1为本技术中提供的智能二级井控方法一个实施例流程示意图；
42.图2为本技术中对自动压井方案进行模拟的流程示意图；
43.图3为本技术中执行自动压井方案的流程示意图；
44.图4为本技术中提供的智能二级井控方法另一个实施例流程示意图；
45.图5为本技术中提供的智能二级井控系统的一个实施例结构示意图；
46.图6为本技术中提供的智能二级井控装置的一个实施例结构示意图。
具体实施方式
47.需要说明的是，本技术提供的方法，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，本技术中以终端为执行主体进行举例说明。
48.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，本技术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。
49.下面对本技术的具体实施例进行详细描述：
50.请参阅图1，图1为本技术提供的智能二级井控方法一个实施例流程示意图，该方法包括：
51.101、在关闭井口后，系统持续采集井筒实时的传感器数据、录井数据以及人工输入的现场配置参数；
52.本技术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、录井数据和现场配置参数，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，实施例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，本技术中：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(casing pressure),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。录井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。
53.102、所述系统通过所述传感器数据、录井数据以及现场配置参数生成自动压井方案，并对所述自动压井方案进行模拟；
54.本技术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，系统还需要对自动压井方案进行模拟，通过模拟一方面可以验证自动压井方案的可行性，另一方面，可以通过模拟将压井时钻井液的状态变化向工程师直观展示，从而提高压井的成功率和安全性。参阅图2，下面提供一个模拟的实施例：
55.1021、所述系统根据所述井身结构、井眼轨迹和井深模拟出井筒的三维结构；
56.1022、所述系统根据所述钻具组合、井眼轨迹和钻头深度，模拟出钻具组合的三维结构；
57.1023、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；
58.1024、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，模拟出所述钻具组合内部和环空的三维钻井液状态。
59.103、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。
60.在压井过程中，需要始终保持井底压力略大于地层压力，因此压井过程中要按压井计算需要控制的立管压力实时调节节流阀的开度从而控制井口回压。
61.本技术中，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。
62.参阅图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：
63.1031、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；
64.1032、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；
65.1033、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；
66.1034、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。
67.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。
68.上述实施例提供的智能二级井控方法中，在关闭井口后，系统通过采集井筒实时的传感器数据、录井数据以及人工输入的现场配置参数，基于所采集的数据，在后台进行自动压井方案的生成和模拟，模拟完成后将根据自动压井方案控制执行设备自动执行压井，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，本方案通过自动控制执行设备执行方案，具有迅速、精确的优点。
69.参阅图4，本技术还提供了另一种智能二级井控方法的实施例，该实施例包括：
70.201、在关闭井口后，系统采集井筒实时的传感器数据、录井数据以及人工输入的现场配置参数；
71.202、所述系统通过所述传感器数据、录井数据以及现场配置参数生成自动压井方案，并对所述自动压井方案进行模拟；
72.203、所述系统将所述自动压井方案以及所述模拟的模拟结果发送至审核端审核，和对压井过程中模拟结果变动的审核，同时允许监控人员调整目标压力值的安全量或随时切换为手动控制。
73.本实施中，系统生成自动压井方案之后，对自动压井方案进行模拟，为了确保自动压井方案的可靠和可行性，系统在执行之前，需要将自动压井方案以及模拟的结果发送至审核端，由工程师进行审核，当审核通过后，系统再执行自动压井方案，同时，在执行过程中，允许工程师随时切换为手动控制。
74.204、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。
75.在压井过程中，需要始终保持井底压力略大于地层压力，因此压井过程中要按压井计算需要控制的立管总压力实时调节节流阀的开启度从而控制井口回压。
76.本技术中，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启度，从而实现井筒内立压和套压的控制。
77.上述过程中，系统通过阀门执行器控制节流阀的开启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。
78.上述实施例提供的智能二级井控方法中，在关闭井口后，系统通过采集井筒实时的传感器数据、录井数据以及人工输入的现场配置参数，基于所采集的数据，在后台进行自动压井方案的生成和模拟，模拟完成后将根据自动压井方案控制执行设备自动执行压井，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，本方案通过自动控制执行设备执行方案，具有迅速、精确的优点。
79.上述对本技术中智能二级井控方法的实施例进行描述，下面对本技术中的智能二级井控装置进行描述。
80.参阅图5，本实施例提供了一种智能二级井控系统，包括：
81.采集单元401，用于在关闭井口后，采集持续井筒实时的传感器数据、录井数据以及人工输入的现场配置参数；
82.生成和模拟单元402，用于通过所述传感器数据、录井数据以及现场配置参数生成自动压井方案，并对所述自动压井方案进行模拟；
83.控制单元403，用于根据所述自动压井方案控制执行设备执行自动压井。
84.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，所述录井数据包括井深和钻头深度，所述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，所述对生成和模拟单元402包括：
85.第一模拟模块4021：用于根据所述井身结构、井眼轨迹和井深模拟出井筒的三维结构；
86.第二模拟模块4022：用于根据所述钻具组合、井眼轨迹和井深，模拟出钻具组合的三维结构；
87.第三模拟模块4023：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；
88.第四模拟模块4024：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，模拟出三维钻井液状态。
89.可选的，控制单元403包括：
90.确定模块4031，用于确定压井所需的目标立压值和目标套压值；
91.第一控制模块4032，用于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，直至排出气体的累计流量达到总环空的容积；
92.第二控制模块4032，用于保持井筒内的套压维持在所述目标套压值不变，向钻柱内灌入钻井液直至充满；
93.第三控制模块4033，用于保持井筒内的立压维持在所述目标立压值不变，向井筒内灌入钻井液直至充满。
94.可选的，节流阀上安装有阀门执行器，所述系统通过所述阀门执行器对井筒内的立压和套压进行控制。
95.可选的，系统还包括发送单元404，用于将所述自动压井方案以及所述模拟的模拟结果发送至审核端审核。
96.参阅图6，本技术还提供了一种智能二级井控装置，包括：
97.处理器501、存储器502、输入输出单元503、总线504；
98.处理器501与存储器502、输入输出单元503以及总线504相连；
99.存储器502保存有程序，处理器501调用程序以执行如上任一智能二级井控方法。
100.本技术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智能二级井控方法。
101.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。
102.在本技术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。
103.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。
104.另外，在本技术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。
105.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，本技术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)执行本技术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-only memory)、随机存取存储器(ram，random access memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

技术特征：
1.一种智能二级井控方法，其特征在于，所述方法包括：在关闭井口后，系统持续采集井筒实时的传感器数据、录井数据以及人工输入的现场配置参数；所述系统通过所述传感器数据、录井数据以及现场配置参数生成自动压井方案，并对所述自动压井方案进行模拟；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。2.根据权利要求1中所述的智能二级井控方法，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，所述录井数据包括井深和钻头深度，所述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、目标压力值安全量，所述系统对所述自动压井方案进行模拟包括：所述系统根据所述井身结构、井眼轨迹、井眼扩大率和井深模拟出井筒的三维结构；所述系统根据所述钻具组合、井眼轨迹和钻头深度，模拟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1中所述的智能二级井控方法，其特征在于，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包括：所述系统确定压井不同阶段所需的目标立压值或目标套压值；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，直至含气钻井液的累计量达到总环空的容积；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；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。4.根据权利要求1中所述的智能二级井控方法，其特征在于，所述传感器数据包括通过安装在钻台上立压传感器获得的实时立压数据、通过安装在设备主体上的套压传感器获得的实时套压数据，和通过安装在立管管线上的非接触式流量计获得的实时入口流量。5.根据权利要求1中所述的智能二级井控方法，其特征在于，在所述系统对所述自动压井方案进行模拟之后，还包括：所述系统将所述自动压井方案以及所述模拟的模拟结果发送至审核端审核，和对压井过程中模拟结果变动的审核，同时允许监控人员调整目标压力值的安全量或随时切换为手动控制。6.一种智能二级井控系统，其特征在于，包括：采集单元，用于在关井后，采集井筒实时的传感器数据、录井数据以及人工输入的现场配置参数；生成和模拟单元，用于通过所述传感器数据、录井数据以及现场配置参数生成自动压井方案，并对所述自动压井方案进行模拟；
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。7.根据权利要求6中所述的智能二级井控系统，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、入口温度、入口钻井液粘度、入口钻井液油水比、入口钻井液固相密度和入口钻井液固含，所述录井数据包括井深和钻头深度，所述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，所述对生成和模拟单元包括：第一模拟模块：用于根据所述井身结构、井眼轨迹、井眼扩大率和井深模拟出井筒的三维结构；第二模拟模块：用于根据所述钻具组合、井眼轨迹和钻头深度，模拟出钻具组合的三维结构；第三模拟模块：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；第四模拟模块：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。8.一种智能二级井控装置，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。9.一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。

技术总结
本申请公开了一种智能二级井控方法、系统、装置及存储介质，用于钻井过程中进行压井控制。本申请方法包括：在关井后，系统持续采集井筒实时的传感器数据、录井数据以及人工输入的现场配置参数；所述系统通过所述传感器数据、录井数据以及现场配置参数生成自动压井方案，并对所述自动压井方案进行模拟；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，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。阀门执行器用于控制节流阀的开启度。阀门执行器用于控制节流阀的开启度。


技术研发人员：张伟 曾琦军 谢登攀
受保护的技术使用者：成都维泰油气能源技术有限公司
技术研发日：2023.02.28
技术公布日：2023/7/12