Prediction of Liquid Loading in Gas Well (A1), and Solve It by Using Velocity String

Abstract

Human development is closely linked to energy consumption, natural gas is environmental friend energy source compared with other sources, so it demand increases by a day, and represent almost one third of the global primary energy consumption today. To meet this increase in demand must produce large quantities of natural gas equivalent demand quantity. The most prominent problems facing production from gas wells is Liquid Loading. It is inability of the produced gas to remove the coproduced liquids from the wellbore and occurs when the gas velocity is insufficient for lifting liquid from the well. The liquid will accumulate at bottom hole and creating static column, therefore creating back pressure against formation pressure and reducing production until it ceases. The primary objective of this research is to predict when the liquid loading will occur by comparing between test flow rate and critical flow rate by using Turner (1969) & Sutton (2008) correlations, with design simply computer program by using visual basic to predict the problem and solve it by using Velocity String. By using PIPESIM program we calculate pressure and temperature distribution along production tubing .Then we use EXCEL to calculate critical gas flow rates, then we plot critical and test gas flow rates versus years, and the intersection of the two curves (critical gas flow rates curve and test gas flow rates curve) represent in which year the problem of liquid loading will occur(at this intersection point the test gas flow rate become less than the critical gas flow rate and then the liquid loading will occur).by Using Nodal Analysis we integrated IPR and TPR curves for several diameters of coiled tubing to determine the optimal size of the coiled tubing for this well to solve the problem. The principle of this method is to study the impact of production tubing size on gas flow rate, the smaller optimum size helped increase production rate, and therefore gas stream be able to lift liquids from bottom hole and prevent the well from loading. By using Turner model we found that the liquid loading occured in 2018, and it occured in 2019 when we use Sutton model and also found that the coiled tubing inside diameter (1.75 inches) can delay the year of occurring liquid loading but does not solve it finally when the production is from both: this selected ID and annulus, and solve it finally when the gas stream is from selected ID only.

التنمية البشرية ترتبط ارتباطاً وثيقاً باستهلاك الطاقة . ويعتبر الغاز الطبيعي مصدر طاقة صديق للبيئة مقارنةً بالمصادر الأخرى ، والطلب عليه يتزايد يومياً ، ومؤخراً أصبح استهلاك الغاز الطبيعي يمثل نحواً من ثلث الاستهلاك العالمي للطاقة . ولمقابلة هذه الزيادة في الطلب لابد من انتاج كميات من الغاز الطبيعي توازي كمية الطلب . يُعدُّ تجمع السوائل المنتجة في قعر البئر من أبرز المشاكل التي تواجه الانتاج من آبار الغاز ، حيث تبدأ السوائل بالتجمع مما يقلل سرعة الغاز ويغير طور السريان حتى يعجز الغاز عن رفع هذه السوائل ، أي أن معدل انتاج الغاز يهبط عن أقل معدل مسموح به لرفع السوائل المتجمعة وهو ما يُسمى بـــالمعدل الحرج . مما يحدث تجمع للسوائل داخل قعر البئر ويقل الانتاج تدريجيا حتى تتوقف البئر من الانتاج نهائيا.لذا يجب التنبؤ بحدوث هذه المشكلة اثناء عمليات إكمال البئر بالطرق المناسبة ووضع الحلول لها . الهدف الاساسي من هذه الدراسة هو ان نتنبأ بزمن حدوث تجمع السوائل في البئر و ذلك بمقارنة معدلات انتاج الغاز المتوقعة من البئر والمحسوبة بواسطة ال Decline Curve Analysis بمعدلات انتاج الغاز الحرجة المحسوبة بطريقتي )1969( Turner و , Sutton( 2008 )ونصمم برنامج حاسوبي بسيط باستخدام لغة الـ ((Visual Basic لنتنبأ بزمن حدوث مشكلة تجمع السوائل في البئر ونحل هذه المشكلة بطريقة الــ( Velocity String (. ويتم ذلك باستخدام برنامج الـ((PIPESIM لحساب توزيع الضغط والحرارة خلال انبوب الانتاج ثم نأخذ من هذه القيم المحسوبة قيم الضغط والحرارة عند رأس البئر ونحسب كثاقة الغاز والسرعة الحرجة والمعدل الحرج لكل سنة من السنوات وذلك باستخدام الExcel) ) .ثم نمثل معدلات انتاج الغاز المتوقعة من البئر ومعدلات انتاج الغاز الحرجة مقابل السنوات ونقطة التقاطع بين المنحنين (منحنى معدلات الغاز الحرجة ومنحنى معدلات انتاج الغازالمتوقعة من البئر) تمثل السنة التي ستحدث فيها المشكلة. باستخدام الNodal Analysis)) نرسم منحنيات ال((IPR و الTPR)) لعدة اقطار لل((coiled tubing لنحدد القطر الأمثل لحل هذه المشكلة. ومبدأ عمل هذه الطريقة هو : دراسة أثر قطر أنبوب الانتاج على معدل الانتاج . ووجد أن القطر كلما كان صغيراً مناسباً ساعدَ ذلك على زيادة معدل الانتاج وبالتالي يمكن للغاز أن يرفع السوائل من قعر البئر إلى السطح ويحمي البئر من تجمع السوائل فيها . وعندما طبقنا طريقة(Turner ) وجدنا أن مشكلة تجمع السوائل في البئر تبدأ في الحدوث في العام 2018 بينما تحدث في العام 2019 عندما قمنا بتطبيق طريقة (. , (Suttonوتوصلنا أيضا إلى أن استخدام الcoiled tubing)) بقطر داخلي يساوي 1.75 بوصة يؤخر من زمن حدوث مشكلة تجمع السوائل لكن لايحلها نهائيا وذلك عندما يكون الانتاج عن طريق القطر الداخلي للcoiled tubing والفراغ الحلقي بين انبوب الانتاج الاصلي و coiled tubing) كلاهما معا و لكن يمكن ان تحل بصورة نهائية عندما يكون الانتاج عن طريق القطر الداخلي للcoiled tubing)) فقط.