Top Node Static Bottomhole Pressure Calculation of Single Phase Wet Gas Wells Using Apparent Molecular Weight Profiling. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

Preview

PDF (Thesis Report) Thesis_Report_200813520_Nasser_Al-Hajri.pdf - Accepted Version Download (2MB) | Preview

Arabic Abstract

تقدم هذه الرسالة طريقة حسابية جديدة لإيجاد الضغط الساكن لآبار الغاز الطبيعي. تتميز هذه الطريقة، عند مقارنتها بالطرق السابقة، باستخدامها لتنميط الوزن الجزيئي. لإتمام التنميط الجزيئي لبئر الغاز تستخدم هذه الطريقة قياسات الضغط والحرارة من أعماق متعددة في بئر الغاز ومن ثم يطبق مخطط تكرار حسابي على جميع الأعماق لإتمام بناء التنميط للوزن الجزيئي. بعد ذلك، يستخدم قانون الغازات المثالية بطريقة معدلة لحساب الضغط الساكن لبئر الغاز من العقد العلوية حتى عمق البئر. استخدمت هذه الطريقة الحسابية على تقسيمين حسابيين مختلفين: طريقة المعايرة وطريقة تنبؤ الوقت الفاصل. في طريقة المعايرة، يحسب الضغط الساكن لبئر الغاز من نفس القياسات الضغطية والحرارية المستخدمة في تنميط الوزن الجزيئي. بينما في طريقة تنبؤ الوقت الفاصل، تجرى حسابات الضغط الساكن بعد مرور وقت فاصل بين الحسابات وبين قياسات الضغط والحرارة المستخدمة في التنميط الجزيئي. طبقت هذه الطريقة الحسابية، بقسميها المختلفين، على 138 بئر غاز من 8 حقول غاز مختلفة ومن 8 مكامن. استخدمت مجموعة علاقات حسابية لمعامل الانضغاط و الخصائص الشبه حرجة لاختبار أي مجموعة علاقات ستنتج أفضل النتائج. نتائج هذا البحث العلمي أظهرت أن هذه الطريقة الحسابية قادرة على التنبؤ بالضغط الساكن بأخطاء صغيرة. أيضا، أظهرت هذه الدراسة أن نتائج الطريقة العقدية العلوية كانت أفضل من الطرق السابقة في التنبؤ بالضغط الساكن للآبار الغاز. من نتائج هذا البحث أن تنميط الوزن الجزيئي قدر على توثيق تغيرات في الوزن الجزيئي (والثقل النوعي) في آبار الغاز السائل والتي لم تكن موثقة بشكل جيد في الطرق الحسابية السابقة. تحتوي هذه الرسالة على تحليل كامل للأخطاء ودراسات الحساسية الرياضية.

English Abstract

This thesis introduces a new calculation methodology to predict the static bottom-hole pressure for natural gas wells. The advantageous feature of this method compared to existing methods, is the utilization of the apparent molecular weight profiling concept. Based on the inputs of pressure and temperature gradient data, an iterative calculation scheme is applied to produce a well-specific molecular weight profile. Then, a modified form of the equation of state is used to perform the pressure calculations on the outputs of the apparent molecular weight profiling. The new calculation method was applied on two calculation modes: calibration and time-lapse. In the calibration mode, the static bottom-hole pressure is predicted on the same gradient survey used to generate the apparent molecular weight profile. On the other hand, the time-lapse calculation mode use is to predict the static bottom-hole pressure after a period of time has elapsed from the gradient survey used to build the molecular weight profile. Both calculation modes were tested on 138 case studies from 8 different fields and 8 different reservoirs. Several combinations of pseudo-critical properties and z-factor correlations were tested to produce the best performing correlation combination. The results of this work showed that the top node calculation method was accurate in predicting the static bottom-hole pressures. In addition, the top node method has outperformed four previous methods to predict the bottom-hole pressure, which were (Rawlins & Schellhardt, Cullender & Smith, Average Z & T, and Sukkar & Cornell). The use of the apparent molecular weight profiling has shown that there are changes in the gas molecular weight (and specific gravity) in wet gas wells that are not properly captured by well stream gas gravity. A complete error analysis and sensitivity studies are presented in this work.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Petroleum > Reservoir Engineering and Management Petroleum > Well Performance and Optimization Petroleum > Well Testing
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Abu-Khamsin, Sidqi
Committee Members:	Mahmoud, Mohamed and Al-Shehri, Dhafer
Depositing User:	NASSER ALHAJRI (g200813520)
Date Deposited:	06 Feb 2017 08:18
Last Modified:	01 Nov 2019 16:36
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/140171