Le pompage à tiges de pompage, également connu sous le nom de pompage à balancier, est une méthode largement utilisée de levage artificiel dans l'industrie pétrolière et gazière. Cette technique est essentielle pour extraire les hydrocarbures des puits qui ne disposent pas d'une pression naturelle suffisante pour amener le fluide à la surface.
Fonctionnement :
Le cœur du pompage à tiges de pompage est une pompe souterraine, installée au fond du puits ou à proximité. Cette pompe est reliée à une chaîne de tiges de pompage qui s'étendent jusqu'à la surface. Les tiges sont ensuite fixées à un balancier ou à un mécanisme à manivelle alternatif actionné par un groupe de pompage à balancier. Le mouvement du groupe, entraîné par un moteur électrique ou un moteur à combustion interne, transmet des mouvements de haut en bas aux tiges de pompage, ce qui permet à la pompe de fonctionner.
Le cycle de levage :
Contrepoids :
Le poids de la chaîne de tiges et de la colonne de fluide qu'elle soulève est important. Pour contrer cela, le groupe de pompage à balancier intègre des mécanismes de contrepoids :
Avantages du pompage à tiges de pompage :
Limitations :
Conclusion :
Le pompage à tiges de pompage reste une pierre angulaire de la production pétrolière et gazière, s'avérant une méthode fiable et rentable pour amener les fluides à la surface. Sa polyvalence, sa simplicité et sa fiabilité éprouvée en ont fait la solution de prédilection pour un grand nombre de puits dans le monde. À mesure que la technologie continue d'évoluer, les progrès du pompage à tiges de pompage devraient améliorer l'efficacité et prolonger encore sa durée de vie dans le paysage en constante évolution de l'extraction pétrolière et gazière.
Instructions: Choose the best answer for each question.
1. What is the primary function of the sucker rod pumping system?
a) To increase the natural pressure in a well. b) To transport oil and gas from the wellhead to the processing facility. c) To lift hydrocarbons from wells that lack sufficient natural pressure. d) To monitor and control the flow rate of oil and gas production.
c) To lift hydrocarbons from wells that lack sufficient natural pressure.
2. Which component of the sucker rod pumping system is responsible for creating suction to draw fluid into the pump?
a) The electric motor. b) The beam pumping unit. c) The production tubing. d) The subsurface pump.
d) The subsurface pump.
3. How does the beam pumping unit transmit motion to the sucker rods?
a) By rotating a central shaft. b) By using hydraulic pressure. c) By employing a reciprocating beam or crank mechanism. d) By using compressed air.
c) By employing a reciprocating beam or crank mechanism.
4. What is a primary advantage of sucker rod pumping compared to other artificial lift methods?
a) Higher production rates. b) Lower installation costs. c) More efficient operation in high-viscosity fluids. d) Greater suitability for very deep wells.
b) Lower installation costs.
5. Which of the following is a limitation of sucker rod pumping?
a) Difficulty in adapting to varying well conditions. b) High maintenance requirements. c) Inefficient operation in wells with low production rates. d) Inability to handle high production rates.
d) Inability to handle high production rates.
Scenario:
You are a field engineer working on a well that has recently experienced a decline in production. After analysis, you suspect the problem might be related to the sucker rod pumping system.
Task:
Here are some possible issues and actions:
1. Pump Failure: The subsurface pump could be malfunctioning or worn out, resulting in reduced efficiency.
2. Rod String Issues: The sucker rod string might have broken or become stuck, preventing proper operation.
3. Rod String Weight: The weight of the rod string might be excessive, leading to inefficient pumping or strain on the system.