一种气井临界携液流量确定方法及装置

摘要

本发明提供了一种气井临界携液流量确定方法及装置，方法包括：采集气井参数，气井参数包括：天然气相对密度，地层压力、地层温度、气井气液比、气液界面张力、气井液体密度、油管面积；根据井筒深度和地层压力、地层温度确定不同井筒深度处的井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数；根据天然气相对密度、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井的气体密度；根据气井的气体密度、气井液体密度、气液界面张力及气井气液比确定气井的临界携液流速；根据油管面积、临界携液流速、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井临界携液流量。本发明提高临界携液流量预测的准确性，为选择合理的气井油管柱奠定基础，为气井排水采气创造条件。

主权项

一种气井临界携液流量确定方法，其特征在于，所述的方法包括：采集气井参数，所述气井参数包括：天然气相对密度，地层压力、地层温度、气井气液比、气液界面张力、气井液体密度、油管面积；根据井筒深度和所述地层压力、地层温度确定不同井筒深度处的井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数；根据所述的天然气相对密度、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井的气体密度；根据所述气井的气体密度、气井液体密度、气液界面张力及气井气液比确定气井的临界携液流速；根据所述油管面积、临界携液流速、井筒温度、井筒压力及天然气偏差系数确定气井临界携液流量；其中，所述的根据所述气井的气体密度、气井液体密度、气液界面张力及气井气液比确定气井的临界携液流速包括：根据式(2)确定气井的临界携液流速：$v_{cr}=(\alpha +\frac{\beta }{{\mathrm{GLR}}^{0.25}}){\left[\frac{\sigma ({\rho }_l-{\rho }_g)}{{{\rho }_g}^2}\right]}^{0.25}---\left(2\right)$其中，α、β‑‑‑‑常数；σ‑‑‑‑气液界面张力，N/m；ρ_l为气井的液体密度，kg/m³；GLR为气液比，m³/m³；ρ_g为气井的气体密度。