Comme tous les systèmes de remontées mécaniques artificielles,Pompes à tige API Ces technologies permettent de rétablir la production lorsque l'énergie motrice naturelle du réservoir est insuffisante pour faire remonter le pétrole et le gaz à la surface. Les exploitants appliquent désormais cette technologie éprouvée à des ressources non conventionnelles devenues récemment économiquement et techniquement viables.
Présentation du système de pompe à tige API :
L'industrie pétrolière et gazière reconnaît la variabilité des réservoirs de schiste, et la majeure partie de la production des puits de schiste provient des phases fracturées. Initialement, les pressions élevées au fond du puits fournissent suffisamment d'énergie pour remonter le pétrole et le gaz des zones stimulées vers la surface. Cependant, les débits et les pressions des fluides diminuent avec le temps, ce qui nécessite l'installation de systèmes de remontée artificielle. Quel que soit le type de système choisi, l'installation de systèmes de remontée artificielle dans les gisements de schiste situés hors des zones pétrolifères conventionnelles nécessite généralement des investissements importants.
Pour améliorer le retour sur investissement, les opérateurs emploient diverses stratégies.
Ces stratégies reposent sur le constat établi que la production des puits de schiste diminue durant les premières phases de production. Les systèmes d'extraction artificielle pouvant répondre aux besoins initiaux élevés de production des puits de schiste, certains exploitants choisissent de les mettre en œuvre dès la phase initiale de production, puis de les remplacer par des systèmes à débit plus faible à mesure que la production diminue.
D’autres opérateurs choisissent de renoncer à des taux de production initiaux élevés au profit de systèmes qui restent rentables même après une baisse de production.Pompe à tige APILes systèmes sont souvent choisis car ils permettent d'extraire efficacement les fluides de puits plus profonds et s'adaptent à une large gamme de débits de production et de conditions de forage. Les exploitants peuvent installerPompes à tige APIpendant la production initiale ou lorsque la production diminue au point où les systèmes à haut débit sont moins efficaces.
Pourquoi choisir un système de pompe à tige API ?
Les opérateurs choisissent Pompe à tige APILes systèmes de pompage à tige API sont utilisés depuis longtemps dans l'industrie pétrolière et gazière, et les ingénieurs maîtrisent parfaitement cette technologie. Elles sont généralement considérées comme fiables, économiques et faciles à installer et à entretenir. La pompe à tige API est le système de levage artificiel le plus courant, composé d'un moteur principal, d'une unité de pompage de surface, d'un train de tiges de pompage et d'une pompe de fond. Le moteur principal, entraîné par un moteur à combustion interne ou un moteur électrique, transmet la puissance à un réducteur de vitesse, qui entraîne ensuite l'unité de pompage de surface. La manivelle de l'appareil de pompage de surface actionne le balancier, entraînant le train de tiges de pompage monté à son autre extrémité de haut en bas. Ce mouvement du train de tiges permet au clapet à bille mobile et au clapet à bille fixe de la pompe de fond de capturer le fluide ou de le refouler dans le tubage. Dans certaines configurations de pompe à tige API, le clapet à bille fait partie intégrante de la pompe à tige API – un ensemble intégré – permettant au système de récupération de tige de maintenir le tubage immobile.
Un système de pompage à balancier. Lorsque la vanne à boisseau mobile située à l'extrémité de la colonne de tiges de pompage descend dans la colonne de fluide, la bille est poussée hors de son siège. Lorsque la vanne mobile atteint son point le plus bas, le balancier est également à son point le plus bas. Ce dernier commence alors à remonter, tirant la tige de pompage vers le haut et forçant la bille de la vanne mobile à revenir sur son siège, capturant ainsi la colonne de fluide située au-dessus (en vert). Lorsque le fluide est pompé à la surface, la pression du réservoir dépasse celle de la chambre de pompage, forçant la bille de la vanne fixe à quitter son siège. Le fluide de formation (flèches vertes) s'écoule à travers la vanne fixe située en dessous, remplissant la chambre de pompage. Lorsque la vanne mobile commence à descendre, la pression de la colonne de fluide force la bille de la vanne fixe à revenir sur son siège, permettant ainsi à la pompe de circuler en va-et-vient.
Dans les puits verticaux, les opérateurs installentPompes à tige APIsous la section perforée pour éviter les interférences gazeuses. Cela crée un séparateur gaz-liquide naturel par gravité, permettant au gaz libre de migrer vers le haut depuis la section perforée, tandis que le liquide plus dense s'écoule dans l'espace annulaire tubage-tubage entourant la pompe à tige API. Cependant, dans les puits horizontaux, la pompe à tige API étant installée au-dessus de la section perforée, lorsque la pression d'aspiration de la pompe à tige API est inférieure au point de bulle et que le rapport gaz-liquide est élevé, le fluide qui s'y écoule peut apparaître mousseux.
Dans les puits de schiste, les exploitants installent un séparateur gaz-liquide au fond du puits.Pompe à tige APIEn fond de trou, pour isoler la pompe du fluide produit. Le séparateur gaz-liquide dirige le liquide vers la pompe à tige API et évacue le gaz. Lorsque la pression au point haut de l'espace annulaire est basse, le gaz libre se sépare du liquide et migre vers le haut, tandis que le liquide contenant le gaz s'écoule vers le bas, dans l'orifice d'aspiration de la pompe à tige API.
Séparateur gaz-liquide de type packer. Un séparateur gaz-liquide de type packer est installé directement sur le tube, au-dessus du packer, forçant tous les fluides de formation à traverser le séparateur avant d'entrer dans lePompe à tige APIEntrée. Le fluide de formation (flèches noires) migre dans le tubing, traverse le joint perforé du séparateur et pénètre dans l'espace annulaire entre les tubings intérieur et extérieur. De là, il reflue par les fentes du tubing extérieur vers l'espace annulaire entre le tubage et le tubage extérieur, au-dessus du packer. Ce chemin d'écoulement crée un écoulement turbulent à basse pression, permettant au gaz de se désorber du fluide. Le gaz libre désorbé sort de l'entrée de la pompe de fond et remonte le long de l'espace annulaire tubing-tubing.
Dans de nombreux cas, notamment en présence de fluides mousseux, le séparateur gaz-liquide est incapable d'éliminer les effets de l'interférence du gaz, ce qui fait qu'une partie du gaz reste dans lePompe à tige APIà chaque cycle. Cette condition est facilement identifiable à l'aide d'un diagramme dynamométrique illustrant la relation entre la force de la tige de pompe et le déplacement.
Après plus d'une décennie de forage et de production rapides, la plupart des formations de schiste requièrent encore des exploitants et des sociétés de services une compréhension de leurs caractéristiques naturelles. Les ingénieurs de forage et de complétion continuent de se concentrer sur l'optimisation de la géométrie des puits, de leur espacement et de la conception des fractures. Cependant, aux premiers stades de l'exploration et de l'exploitation des ressources de schiste, la mise en place de méthodes d'optimisation de la production a reçu relativement peu d'attention.
À mesure que le contexte de développement du gaz de schiste évolue, les priorités des exploitants évoluent également. Les prix actuels du pétrole sont très bas et la plupart des meilleurs gisements de schiste sont déjà développés. Par conséquent, investir dans le forage et la fracturation hydraulique de nombreux puits dans les champs pétroliers et gaziers pour exploiter en continu des réservoirs à très faible perméabilité n'est plus envisageable.
Au contraire, les exploitants pourraient accroître leur retour sur investissement en améliorant les pratiques de complétion et de production des puits. Cette approche s'est avérée plus pratique. Certains experts estiment que 95 % du pétrole de schiste existant reste inexploité, et qu'une grande partie de ce pétrole peut être récupérée à partir de puits déjà forés et fracturés.