CN117454802A - 考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法，包括：针对气侵后井筒内气液两相流体建立考虑气液传质的漂移流模型；利用漂移流模型求解得到各时刻对应的井筒所有空间节点的流体参数；建立考虑气液传质的气体和液体双流体模型，且基于双流体模型得到考虑气液传质的气液两相流体流动中压力波传播速度模型；基于各时刻对应的井筒所有空间节点的流体参数，利用压力波传播速度模型，求解得到各时刻对应的井筒所有空间节点的压力波传播速度。本发明能够用于控压钻井气侵工况下井筒压力波传播速度的精准计算，尤其针对存在气液传质现象的井筒气液两相流，能够实现控压钻井井筒压力精准预测和控压钻井参数设计及压力调控。
Description
技术领域
本发明涉及石油与天然气开发技术领域，尤其涉及一种考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法、装置、计算机可读存储介质和计算机设备。
背景技术
相比较陆上钻井，海洋钻井工程地质环境条件苛刻，温度环境特殊，安全密度窗口窄，井筒流体流动复杂，井筒压力预测与控制困难，易诱发钻井工程恶性事故。控压钻井技术根据所钻地层的安全泥浆密度窗口，通过井口施加回压的方式精确控制环空压力剖面，使井筒压力控制在安全密度窗口内，保证安全钻进。控压钻井技术能够有效的实现复杂压力体系地层的安全高效钻进，在海洋钻井领域已经大范围应用并取得良好应用效果。
控压钻井技术的核心是井筒压力的预测与控制，井口施加的回压何时会传播到井底是井底压力精准预测和控压参数设计的关键，因此，井口所施加回压在井筒中的传播速度非常关键。控压钻井过程中，若未发生气体侵入井筒，钻井使用无固相或低固相钻井液，井口回压形成的压力波在钻井液和岩屑中的传播速度可看作声波在液相中传播速度，此时传播速度较大，约1300m/s。井口回压形成的压力波在井筒中的传播时间可以利用井深除以声波在液相中传播速度计算得到。
若控压钻井过程中发生气体侵入井筒，此时井筒由单纯液相变成了气液两相。对于气液两相流体流动，由于气相具有很强的可压缩性，气液两相流体中压力波传播的速度将远小于纯液相中压力波的传播速度，并且由于井筒不同位置自由气含量不同，各个位置的压力波传播速度也不相同。除此之外，气液两相流中气体和液体间的虚拟质量力和拖曳力对压力波的传播速度影响很大，且由于侵入井筒的气体和钻井液间可能会发生气液传质，如气体与油基钻井液的传质，气体自身受到温度压力的影响发生气液传质，气相与液相的比例在不断变化，此时井口回压形成的压力波传播到井底所需的时间的计算变得非常复杂。
目前有一些关于多相流压力波传播速度的研究，主要可以分为这几类。第一类是建立双流体模型，利用小扰动线性化理论求解压力波传播速度表达式(李红涛.复杂流体介质条件下井筒压力波传播规律研究[D].西南石油大学,2015.；孔祥伟；刘祚才；靳彦欣.川渝裂缝性地层自动压井环空多相压力波速特性研究[J].应用数学和力学,2022,(12):1370-1379.)，但控压钻井里井口回压在0.1-5MPa之间，对于环空流体压力而言，用小扰动线性化理论求解不准确，该模型适用于泥浆脉冲随钻测量中压力脉冲信号的传播现象。第二类是利用流体流速当作压力波速度，事实上压力波是以流体为介质传播，但不是与流体一起流动着传播(王江帅；李军；任美鹏；柳贡慧；杨宏伟；骆奎栋.控压钻井环空多相流控压响应时间研究[J].石油机械,2019,(05):61-65.)，该模型也不准确。第三类是基于均相流模型，假设为均相流体，利用传统单相流压力波模型等效得多相流压力波传播速度，这类模型把多相流简化成单相流(徐朝阳.井筒多相流瞬态流动数值算法及响应特征研究[D].西南石油大学,2015.)，不考虑相间相互作用力，比如虚拟质量力，拖曳力，更不能考虑气液间的质量交换，所以也是不准确的。第四类是基于双流体模型，通过系数矩阵的特征值物理意义为压力波传播速度求解压力波传播表达式，考虑了虚拟质量力对波速影响。这个模型与前三类相比，考虑了相互作用力，但未考虑气液之间的传质，仅适用气液之间不发生传质的多相流。
因此，需要针对缺少考虑气液传质的控压钻井气侵工况压力波传播速度计算模型的问题，提供一种考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法。
发明内容
针对上述问题中的至少一者，本发明的目的是提供一种考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法、装置、计算机可读存储介质和计算机设备，能够用于控压钻井气侵工况下井筒压力波传播速度的精准计算，尤其针对存在气液传质现象的井筒气液两相流，能够实现控压钻井井筒压力精准预测和控压钻井参数设计及压力调控。
为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：
本发明第一方面提供一种考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法，包括：
针对气侵后井筒内气液两相流体建立考虑气液传质的漂移流模型；
利用漂移流模型求解得到各时刻对应的井筒所有空间节点的流体参数；
建立考虑气液传质的气体和液体双流体模型，且基于双流体模型得到考虑气液传质的气液两相流体流动中压力波传播速度模型；
基于各时刻对应的井筒所有空间节点的流体参数，利用压力波传播速度模型，求解得到各时刻对应的井筒所有空间节点的压力波传播速度。
可选地，在本发明至少一实施例提供的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法中，该方法还包括：
基于得到的各时刻对应的井筒所有空间节点的压力波传播速度，计算得到各个时刻井口回压形成的压力波传播到井底所需时间。
可选地，在本发明至少一实施例提供的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法中，所述流体参数包括压力、含气率、气相密度和液相密度。
可选地，在本发明至少一实施例提供的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法中，所述漂移流模型包括：
自由气质量守恒方程：
溶解气质量守恒方程：
钻井液质量守恒方程：
式中，A表示流体流动空间截面积，m2；α为体积分数；ρ为密度，kg/cm3；v为流速，m/s；qg为气侵速率，kg/(m·s)；xsol为钻井液中溶解气的质量分数；表示气液传质速率；下标L表示钻井液与岩屑的混合流体；下标g表示气体；
其中，相间传质速率为：
式中，Nb为井筒内单位体积的气泡数密度；Dg-o为气体扩散系数，m2/s；Mg为气相摩尔质量，kg/mol；Cg为气体浓度，mol/m3；θb为气泡从垂直直径向上到垂直向下顺时针移动的角度，rad；Cb为油基钻井液中的气体浓度，mol/m3；Cinf为气液交界面的气体浓度，mol/m3；Rb为气泡半径，m；
自由气、溶解气和钻井液三相的动量守恒方程：
式中，P为井筒压力，Pa；f为摩擦系数；dc为当量直径，m；g为重力加速度，m2/s；θ为井斜角，rad；ρm为混合物密度；Fgl为气相和液相所受合外力，且包括虚拟质量力、拖曳力，气相和液相流动过程中与井壁或套管壁的剪切应力；
环空瞬态传热模型：
钻柱瞬态传热模型：
其中的初始条件为：初始时刻温度压力为气侵之前井筒流体循环时达到稳定时的温度和压力值；边界条件为：井口回压已知，作为井筒压力的出口边界条件，钻柱入口的流体温度直接测量，井底环空温度沿轴向的梯度为0。
可选地，在本发明至少一实施例提供的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法中，利用有限体积法对漂移流模型进行求解。
可选地，在本发明至少一实施例提供的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法中，所述的建立考虑气液传质的气体和液体双流体模型，且基于双流体模型得到考虑气液传质的气液两相流体流动中压力波传播速度模型，具体为：建立如下的气体和液体双流体模型，且将气体溶解和气体相变包含在双流体模型的气液传质方程中，并考虑气液传质带来的质量交换和气液相间的相互作用力：
以四个基础守恒变量对双流体模型进行整理，且得到如下形式的双流体模型：
求解上式的系数矩阵的特征值，以得到气液两相流体流动中压力波传播速度模型。
可选地，在本发明至少一实施例提供的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法中，所述的基于各时刻对应的井筒所有空间节点的流体参数，利用压力波传播速度模型，求解得到各时刻对应的井筒所有空间节点的压力波传播速度，具体为：基于得到的所有各时刻(t＝ti，i＝1:m)对应的井筒所有空间节点(Z＝Zj，j＝1:n)的流体参数，并利用所述压力波传播速度模型，求解得到各时刻对应的井筒所有空间节点的压力波传播速度(Cij，i＝1:m，j＝1:n)；
所述各个时刻井口回压形成的压力波传播到井底所需时间通过下式计算：
本发明第二方面提供一种考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算装置，包括：
第一处理单元，用于针对气侵后井筒内气液两相流体建立考虑气液传质的漂移流模型；
第二处理单元，用于沿所述桩腿的长度方向将所述桩腿划分为若干分段；
第三处理单元，用于建立考虑气液传质的气体和液体双流体模型，且基于双流体模型得到考虑气液传质的气液两相流体流动中压力波传播速度模型；
第四处理单元，用于基于各时刻对应的井筒所有空间节点的流体参数，利用压力波传播速度模型，求解得到各时刻对应的井筒所有空间节点的压力波传播速度。
本发明第三方面提供一种计算机可读存储介质，其存储计算机程序，当所述计算机程序被处理器执行时，实现上述任一考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法的步骤。
本发明第四方面提供一种计算机设备，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任一考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法的步骤。
本发明由于采取以上技术方案，其具有至少以下优点：
本发明提供的技术方案能够用于控压钻井气侵工况下井筒压力波传播速度的精准计算，尤其针对存在气液传质现象的井筒气液两相流，能够实现控压钻井井筒压力精准预测和控压钻井参数设计及压力调控。
附图说明
图1为本发明至少一实施例提供的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法的流程图；
图2为本发明至少一实施例提供的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法所得到的压力波传播速度的示图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
在本发明的描述中，需要说明的是，术语“上”、“下”、“前”、“后”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系统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。
在本发明的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“装配”、“设置”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；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。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
本发明至少一实施例提供一种考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法、装置、计算机可读存储介质和计算机设备。本发明提供的技术方案，能够针对缺少考虑气液传质的控压钻井气侵工况压力波传播速度计算模型的问题，基于气体和液体双流体模型，考虑气液相间的气液传质、气液相间虚拟质量力和拖曳力，实现控压钻井气侵工况下井筒压力波传播速度的精准计算。
下面，结合附图对本发明实施例提供的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法、装置、计算机可读存储介质和计算机设备进行详细的说明。
实施例1：
参照图1所示，本发明实施例提供的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法包括如下的步骤S1至步骤S4:
步骤S1，针对气侵后井筒内气液两相流体建立考虑气液传质的漂移流模型；
步骤S2，利用漂移流模型求解得到各时刻对应的井筒所有空间节点的流体参数；
步骤S3，建立考虑气液传质的气体和液体双流体模型，且基于双流体模型得到考虑气液传质的气液两相流体流动中压力波传播速度模型；
步骤S4，基于各时刻对应的井筒所有空间节点的流体参数，利用压力波传播速度模型，求解得到各时刻对应的井筒所有空间节点的压力波传播速度。
进一步地，在本实施例中，该考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法还包括：
步骤S5，基于得到的各时刻对应的井筒所有空间节点的压力波传播速度，计算得到各个时刻井口回压形成的压力波传播到井底所需时间。
可选地，在本实施例中，在步骤S2中，利用漂移流模型求解得到各时刻对应的井筒所有空间节点的流体参数包括但不限于压力、含气率、气相密度和液相密度等。
可选地，在本实施例中，在步骤S1中，漂移流模型包括：
自由气质量守恒方程：
溶解气质量守恒方程：
钻井液质量守恒方程：
式中，A表示流体流动空间截面积，m2；α为体积分数；ρ为密度，kg/cm3；v为流速，m/s；qg为气侵速率，kg/(m·s)；xsol为钻井液中溶解气的质量分数；表示气液传质速率；下标L表示钻井液与岩屑的混合流体；下标g表示气体；
其中，相间传质速率为：
式中，Nb为井筒内单位体积的气泡数密度；Dg-o为气体扩散系数，m2/s；Mg为气相摩尔质量，kg/mol；Cg为气体浓度，mol/m3；θb为气泡从垂直直径向上到垂直向下顺时针移动的角度，rad；Cb为油基钻井液中的气体浓度，mol/m3；Cinf为气液交界面的气体浓度，mol/m3；Rb为气泡半径，m；
自由气、溶解气和钻井液三相的动量守恒方程：
式中，P为井筒压力，Pa；f为摩擦系数；dc为当量直径，m；为重力加速度，m2/s；θ为井斜角，rad；ρm为混合物密度；Fgl为气相和液相所受合外力，且包括虚拟质量力、拖曳力，气相和液相流动过程中与井壁或套管壁的剪切应力；
环空瞬态传热模型：
钻柱瞬态传热模型：
其中的初始条件为：初始时刻温度压力为气侵之前井筒流体循环时达到稳定时的温度和压力值(单相流模型获得)；边界条件为：井口回压已知，作为井筒压力的出口边界条件，钻柱入口的流体温度直接测量，井底环空温度沿轴向的梯度为0。
可选地，在本实施例中，漂移流模型的求解方法具体为：利用有限体积法对漂移流模型进行求解。可选地，漂移流模型的求解步骤包括：网格划分，在体积单元和时间步内进行积分，再使用全隐式数值离散格式进行离散，采用双循环迭代求解算法进行求解。
进一步地，在本实施例中，步骤S3具体为：建立如下的气体和液体双流体模型，且将气体溶解和气体相变包含在双流体模型的气液传质方程中，并考虑气液传质带来的质量交换和气液相间的相互作用力：
以四个基础守恒变量对双流体模型进行整理，且得到如下形式的双流体模型：
求解上式的系数矩阵的特征值，以得到气液两相流体流动中压力波传播速度模型，上式特征值的物理意义就是双流体模型中压力波传播速度。
可选地，在本实施例中，步骤S4具体为：基于步骤S2得到的所有各时刻(t＝ti，i＝1:m)对应的井筒所有空间节点(Z＝Zj，j＝1:n)的流体参数，利用步骤S3中的压力波传播速度模型，求解得到各时刻对应的井筒所有空间节点的压力波传播速度(Cij，i＝1:m，j＝1:n)；各个时刻井口回压形成的压力波传播到井底所需时间通过下式计算：
示例性地，以下以控压钻井使用油基钻井液并发生气侵为例，描述对于侵入井筒的气体与油基钻井液发生气液传质的情况，利用本发明提供的技术方案求解获得气侵后井筒压力波传播速度分布剖面，并计算得到井口回压所形成压力波自井口传至井底所需时间的过程:
首先，利用步骤S1中的漂移流模型，求解得到t＝t1时刻对应的井筒所有空间节点的流体参数，该流体参数包括井筒所有空间节点的压力、含气率、气相密度和液相密度等参数。
然后，利用步骤S3中的压力波传播速度模型，求解得到在t＝t1时刻，所有空间节点的压力波传播速度Ct1j(如图2所示)。
接着，利用步骤S5中的公式计算得到此时井口回压形成的压力波自井口传播至井底所需时间为20.23秒；
通过循环以上操作，可以得到任意时刻井口回压形成的压力波自井口传播至井底所需时间。
实施例2:
上述实施例1提供了一种考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法，与之相对应地，本实施例提供一种考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算装置。本实施例提供的装置可以实施实施例1的方法，该装置可以通过软件、硬件或软硬结合的方式来实现。例如，该装置可以包括集成的或分开的功能模块或功能单元来执行实施例1方法中的对应步骤。由于本实施例的装置基本相似于方法实施例，所以本实施例描述过程比较简单，相关之处可以参见实施例1的部分说明即可，本实施例的装置仅仅是示意性的。
本实施例提供的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算装置，包括：
第一处理单元，用于针对气侵后井筒内气液两相流体建立考虑气液传质的漂移流模型；
第二处理单元，用于沿所述桩腿的长度方向将所述桩腿划分为若干分段；
第三处理单元，用于建立考虑气液传质的气体和液体双流体模型，且基于双流体模型得到考虑气液传质的气液两相流体流动中压力波传播速度模型；
第四处理单元，用于基于各时刻对应的井筒所有空间节点的流体参数，利用压力波传播速度模型，求解得到各时刻对应的井筒所有空间节点的压力波传播速度。
实施例3:
本发明实施例1提供的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法可被具体实现为一种计算机程序产品，计算机程序产品可以包括计算机可读存储介质，其上载有用于执行本发明实施例1提供的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法的计算机可读程序指令。
计算机可读存储介质可以是保持和存储由指令执行设备使用的指令的有形设备。计算机可读存储介质例如可以是但不限于电存储设备、磁存储设备、光存储设备、电磁存储设备、半导体存储设备或者上述的任意组合。
实施例4:
本实施例提供了一种实现本发明的实施例1所提供的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法的处理设备，处理设备可以是用于客户端的处理设备，例如手机、笔记本电脑、平板电脑、台式机电脑等，以执行实施例1所提供的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法。
所述处理设备包括处理器、存储器、通信接口和总线，处理器、存储器和通信接口通过总线连接，以完成相互间的通信。存储器中存储有可在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器运行所述计算机程序时执行实施例1所提供的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法。
可选地，存储器可以是高速随机存取存储器(RAM：Random Access Memory)，也可能还包括非不稳定的存储器(non-volatile memory)，例如至少一个磁盘存储器。
可选地，处理器可以为中央处理器(CPU)、数字信号处理器(DSP)等各种类型通用处理器，在此不做限定。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。
Claims (10)
1.一种考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法，其特征在于，包括：
针对气侵后井筒内气液两相流体建立考虑气液传质的漂移流模型；
利用漂移流模型求解得到各时刻对应的井筒所有空间节点的流体参数；
建立考虑气液传质的气体和液体双流体模型，且基于双流体模型得到考虑气液传质的气液两相流体流动中压力波传播速度模型；
基于各时刻对应的井筒所有空间节点的流体参数，利用压力波传播速度模型，求解得到各时刻对应的井筒所有空间节点的压力波传播速度。
2.根据权利要求1所述的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法，其特征在于，该方法还包括：
基于得到的各时刻对应的井筒所有空间节点的压力波传播速度，计算得到各个时刻井口回压形成的压力波传播到井底所需时间。
3.根据权利要求2所述的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法，其特征在于，所述流体参数包括压力、含气率、气相密度和液相密度。
4.根据权利要求3所述的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法，其特征在于，所述漂移流模型包括：
自由气质量守恒方程：
溶解气质量守恒方程：
钻井液质量守恒方程：
式中，A表示流体流动空间截面积，m2；α为体积分数；ρ为密度，kg/cm3；v为流速，m/s；qg为气侵速率，kg/(m·s)；xsol为钻井液中溶解气的质量分数；表示气液传质速率；下标L表示钻井液与岩屑的混合流体；下标g表示气体；
其中，相间传质速率为：
式中，Nb为井筒内单位体积的气泡数密度；Dg-o为气体扩散系数，m2/s；Mg为气相摩尔质量，kg/mol；Cg为气体浓度，mol/m3；θb为气泡从垂直直径向上到垂直向下顺时针移动的角度，rad；Cb为油基钻井液中的气体浓度，mol/m3；Cinf为气液交界面的气体浓度，mol/m3；Rb为气泡半径，m；
自由气、溶解气和钻井液三相的动量守恒方程：
式中，P为井筒压力，Pa；f为摩擦系数；dc为当量直径，m；g为重力加速度，m2/s；θ为井斜角，rad；ρm为混合物密度；Fgl为气相和液相所受合外力，且包括虚拟质量力、拖曳力，气相和液相流动过程中与井壁或套管壁的剪切应力；
环空瞬态传热模型：
钻柱瞬态传热模型：
其中的初始条件为：初始时刻温度压力为气侵之前井筒流体循环时达到稳定时的温度和压力值；边界条件为：井口回压已知，作为井筒压力的出口边界条件，钻柱入口的流体温度直接测量，井底环空温度沿轴向的梯度为0。
5.根据权利要求4所述的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法，其特征在于，利用有限体积法对漂移流模型进行求解。
6.根据权利要求5所述的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法，其特征在于，所述的建立考虑气液传质的气体和液体双流体模型，且基于双流体模型得到考虑气液传质的气液两相流体流动中压力波传播速度模型，具体为：建立如下的气体和液体双流体模型，且将气体溶解和气体相变包含在双流体模型的气液传质方程中，并考虑气液传质带来的质量交换和气液相间的相互作用力：
以四个基础守恒变量对双流体模型进行整理，且得到如下形式的双流体模型：
求解上式的系数矩阵的特征值，以得到气液两相流体流动中压力波传播速度模型。
7.根据权利要求3至6任一项所述的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法，其特征在于，所述的基于各时刻对应的井筒所有空间节点的流体参数，利用压力波传播速度模型，求解得到各时刻对应的井筒所有空间节点的压力波传播速度，具体为：基于得到的所有各时刻(t＝ti，i＝1:m)对应的井筒所有空间节点(Z＝Zj，j＝1:n)的流体参数，并利用所述压力波传播速度模型，求解得到各时刻对应的井筒所有空间节点的压力波传播速度(Cij，i＝1:m，j＝1:n)；
所述各个时刻井口回压形成的压力波传播到井底所需时间通过下式计算：
8.一种考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算装置，其特征在于，包括：
第一处理单元，用于针对气侵后井筒内气液两相流体建立考虑气液传质的漂移流模型；
第二处理单元，用于沿所述桩腿的长度方向将所述桩腿划分为若干分段；
第三处理单元，用于建立考虑气液传质的气体和液体双流体模型，且基于双流体模型得到考虑气液传质的气液两相流体流动中压力波传播速度模型；
第四处理单元，用于基于各时刻对应的井筒所有空间节点的流体参数，利用压力波传播速度模型，求解得到各时刻对应的井筒所有空间节点的压力波传播速度。
9.一种计算机可读存储介质，其存储计算机程序，其特征在于，当所述计算机程序被处理器执行时，实现权利要求1至7任一项所述的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法的步骤。
10.一种计算机设备，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，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至7任一项所述的考虑气液传质的气侵后井筒压力波传播速度计算方法的步骤。
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117669430A (zh) * | 2024-02-02 | 2024-03-08 | 中国石油大学(华东) | 基于物理信息神经网络的井筒多相流模型求解方法及系统 |
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- 2023-11-23 CN CN202311576403.6A patent/CN117454802A/zh active Pending
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| CN117669430B (zh) * | 2024-02-02 | 2024-05-10 | 中国石油大学(华东) | 基于物理信息神经网络的井筒多相流模型求解方法及系统 |
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