Les conditions applicables à l'APIpompes à tiges de pompageL'analyse approfondie de multiples paramètres, tels que la profondeur du puits, le débit de production, la structure du puits et les caractéristiques du fluide, est indispensable. Les scénarios les plus pertinents peuvent être résumés comme suit : environnements de production conventionnels de puits moyens à profonds, à production faible à moyenne, verticaux ou légèrement déviés. Conformément aux spécifications API SPEC 11AX et aux pratiques de l'industrie, les limites d'application spécifiques sont les suivantes :

I. Profondeur du puits et plage de production :

Adaptation à la profondeur : La profondeur optimale d’utilisation du puits se situe entre 1 500 et 4 000 mètres. À cette profondeur, le jeu entre le piston et le corps de pompe (généralement de 0,03 à 0,05 mm) offre un bon compromis entre l’efficacité de remontée et la complexité de fabrication. Au-delà de 5 000 mètres de profondeur, des procédés spécifiques sont nécessaires pour limiter ce jeu à 0,02 mm près.

Seuil de production : La production journalière de fluide d’un puits unique devrait idéalement être maintenue entre 10 et 100 m³/jour, avec un rendement de pompe compris entre 60 et 70 %. Au-delà de 150 m³/jour, les pompes électriques submersibles ou les pompes à vis sont plus économiques. Par exemple, le puits de 3 200 mètres de profondeur du champ pétrolier de Shengli utilise une pompe à tige fixe en haut et étanche en bas, atteignant un rendement de 68 % pour une production de 58 m³/jour, ce qui représente une réduction de la consommation d’énergie de 22 % par rapport aux pompes électriques installées dans la même section du puits.

II. Contraintes liées à la structure du puits : 

Angle d'inclinaison du puits et sévérité de l'effet Doggleg (DLS) : Les puits verticaux (angle d'inclinaison < 15°) et les puits à faible inclinaison (15°-25°, sévérité de l'effet Doggleg (DLS) < 3°/25 mètres) peuvent utiliser directement des pompes à tiges API conventionnelles. Lorsque l'angle d'inclinaison du puits est compris entre 25° et 45° et que la sévérité de l'effet Doggleg (DLS) est de 3°-4°/25 mètres, des conceptions spéciales, telles que des pompes directionnelles à fermeture forcée, sont nécessaires. Les puits à forte inclinaison (plus de 45°) nécessitent souvent des centreurs ou des pompes à vis en raison de l'usure importante des tiges. Par exemple, dans un puits incliné à 52° du champ pétrolier de Tarim, la durée de vie de la colonne de tiges n'a été prolongée qu'à 180 jours après l'installation d'un centreur résistant à l'usure, ce qui reste inférieur à celle des puits verticaux. Dimension du tubage : L'espace annulaire requis doit correspondre au diamètre de la pompe et au diamètre intérieur du tubage. Par exemple, un boîtier de 139,7 mm (5,5 pouces) est compatible avec un diamètre de pompe maximal de 70 mm, tandis qu'un boîtier de 88,9 mm (3,5 pouces) est limité aux diamètres de pompe inférieurs à 56 mm.

III. Caractéristiques du fluide et conditions du réservoir :

Limitations relatives à la teneur en gaz et en sable : La teneur en gaz libre doit être maintenue en dessous de 10 % du volume de fluide produit ; dans le cas contraire, un blocage par gaz peut se produire. Lorsque la pression d’entrée de la pompe est inférieure à la pression de saturation, chaque augmentation de 1 % de la teneur en gaz entraîne une diminution de 3 à 5 % du rendement de la pompe. Lorsque la teneur en sable dépasse 0,5 % (fraction massique), il convient de choisir une pompe à tige composite résistante au sable, dont le piston soudé en alliage Ni60 peut résister à une érosion par le sable de 200 g/m³. Viscosité et environnement corrosif : Une utilisation courante est possible lorsque la viscosité du pétrole brut est inférieure à 5 000 mPa·s. Au-delà de cette valeur, une dilution par tige creuse ou un chauffage électrique est nécessaire. Pour les puits corrosifs présentant une pression partielle de H₂S supérieure à 0,05 MPa, des corps de pompe en acier inoxydable 316L sont indispensables. Par exemple, dans un puits du champ gazier du Sichuan, cette technologie a permis d’atteindre une période sans maintenance de 420 jours, soit 2,3 fois plus longue que celle des pompes en acier au carbone.

IV. Compatibilité des procédés et limites économiques :

Compatibilité avec les équipements de surface : La compatibilité avec les groupes de pompage à balancier conventionnels est requise. La plage optimale est de 1,8 à 6 mètres pour la course et de 4 à 12 coups/minute. Si une conception à course ultra-longue (8 mètres) est adoptée, le couple nominal du réducteur du groupe de pompage doit être augmenté en conséquence.

Limites de l'expansion économique : Compétitive lorsque les coûts de maintenance d'un puits sont inférieurs à 50 000 RMB/an. En période de prix du pétrole bas (moins de 40 USD/baril), sa consommation énergétique est de 15 % à 30 % inférieure à celle des pompes électriques. Par exemple, le champ pétrolier de Yanchang utilise des pompes à tiges à joint supérieur et support inférieur, ce qui permet de limiter les coûts annuels d'exploitation et de maintenance par puits à 32 000 yuans, soit seulement 60 % de ceux des pompes à vis.

Conditions d'exclusion critiques : Les pompes à tiges ne conviennent plus lorsque le puits de pétrole présente les caractéristiques suivantes : angle d'inclinaison du puits ≥ 45° et gravité du dogeg (DLS) ≥ 4°/25 mètres ; teneur en gaz ≥ 30 % et ancrage au gaz impossible ; production journalière de fluides ≥ 200 m³ ou < 5 m³/jour ; pression partielle de H₂S ≥ 0,3 MPa et absence de solution de matériau résistant à la corrosion. Dans ces cas, les procédés de production sans tiges ou d'injection de gaz seront plus avantageux sur les plans technique et économique.