Une échelle de gravité spécifique développée par l’American Petroleum Institute (API) pour mesurer la densité relative de divers liquides pétroliers, exprimée en degrés. Avec l’augmentation de la gravité, la viscosité des fluides diminue.

Les pompes multiphasiques peuvent être utilisées avantageusement dans les champs de pétrole et de gaz produisant du pétrole ou des condensats de pratiquement n’importe quelle qualité API. Plus le grade API est bas, mieux c’est pour les pompes multiphasiques à double vis, car leurs performances augmentent avec la viscosité.

Différentes méthodes visant à donner de l’énergie aux fluides d’un puits, dans le but d’améliorer sa production. La surpression multiphasique oblige les fluides du puits à surmonter la contre-pression du système. Les pompes multiphasiques sont généralement installées à proximité de la tête de puits, en surface, ce qui est différent de la plupart des autres technologies de levage. Cependant, cela en fait l’une des technologies de levage artificiel les plus efficaces, grâce à un temps de fonctionnement très élevé pouvant atteindre 98 % (et plus), à une maintenance aisée et à une grande efficacité de la pompe.

Nommé en l’honneur de Henry Darcy. Il mesure la perméabilité, c’est-à-dire la capacité des fluides à s’écouler à travers des pierres rugueuses, du sable ou des roches, etc. Il comporte un certain nombre de facteurs d’entrée qui en font un bon indicateur pour les solutions de levage artificiel et les considérations relatives à la pression de tête de puits.

La pression à la profondeur de la perforation ou à proximité de celle-ci. La pression au fond du puit est généralement mesurée en psi et est déterminée dans différentes conditions de puits, par exemple à l’arrêt ou en cours d’exploitation. Dans ce cas, on parle de pression de fond de puits fermée (SIBP) ou de pression de fond de puits en cours d’écoulement (FBHP).

Le FBHP est la valeur essentielle pour déterminer l’efficacité d’une technologie de levage artificiel!

La surpression multiphasique réduit la pression d’écoulement au fond du trou en réduisant la pression d’écoulement de la tête de puits, généralement de 250 psi ou plus.

Réservoir de pétrole ou de gaz parvenu à maturité. Elle produit à un plateau de production ou a même progressé vers un stade de production en déclin.

La fin du plateau naturel de production est le bon moment pour installer un équipement de surpression multiphasique à la surface.

La surpression multiphasique est l’une des technologies les plus efficaces pour prolonger la durée de vie des friches industrielles. Il peut être facilement et très économiquement combiné avec d’autres technologies de levage artificiel. Ainsi, lorsque le réservoir s’épuise davantage, les pompes multiphasiques favorisent l’utilisation d’autres technologies installées en fond de puits, telles que les pompes électriques submersibles, les pompes à tige aspirante, les pompes à jet ou les chaînes de vélocité.

Le point de bulle définit les conditions de pression et de température auxquelles la première bulle de gaz entrant sort de l’huile. Dans tout réservoir d’hydrocarbures, le pétrole contient une certaine quantité de gaz naturel. Lorsque la pression diminue, ce gaz évolue à partir du liquide.

La surpression multiphasique réduit la pression à la tête du puits et, par la suite, la pression au fond du trou. Dans le cadre d’une production normale, les liquides qui s’écoulent vers la surface passent le point de bulle quelque part dans la complétion. L’utilisation de pompes multiphasiques déplace ce point à un niveau plus bas et le gaz évolue à un point plus bas dans le puits, générant un volume de gaz supplémentaire et réduisant la densité moyenne d’une colonne de fluide dans le tubage. Cela améliore la production et crée une poussée supplémentaire de liquides vers la surface, comme dans le cas d’une remontée de gaz.

Le GLR est le rapport entre le volume de gaz et le volume de liquides produits, mesuré en SCFD/bbl. Les liquides produits sont la somme de l’eau et du pétrole produits. Cette valeur peut varier en fonction de la température et de la pression.

Il s’agit d’une valeur sensible indiquant le comportement d’un puits. It can be used to plan and control artificial lifting solutions like water injection.

Le rapport entre le volume de gaz et le volume d’huile produite dans des conditions normales. Cette valeur varie avec le temps mais pas avec la pression, ce qui est différent du FVG.

Cette valeur est utilisée pour la conception des installations multiphasiques sur la base des premières données sur une période plus longue, c’est-à-dire pendant le développement du champ ajouté multiphasique (MAFD – Multiphases Aided Field Development).

La fraction volumétrique du gaz est le rapport entre le débit volumétrique du gaz et le débit volumétrique total de tous les fluides dans les conditions réelles.

Il s’agit de la valeur la plus importante pour la surpression multiphasique, car elle varie considérablement avec la pression, en raison du fait que le volume de gaz change alors que le volume de liquide peut être considéré comme constant. Il détermine l’adéquation des différentes technologies de pompes multiphasiques ainsi que leur performance et leur efficacité. Il s’agit donc d’un chiffre essentiel pour chaque application multiphasique, car il détermine le type, la taille et l’exécution de la pompe. En outre, elle a une grande influence sur l’efficacité du système polyphasique et sur les détails de conception tels que les garnitures mécaniques et la recirculation du liquide.

L’American Petroleum Institute désigne les huiles dont la densité est inférieure à 22,3° API comme des huiles lourdes. En général, ces huiles ont également une viscosité élevée. En raison de leur viscosité élevée, les huiles lourdes ont des caractéristiques d’écoulement relativement mauvaises, ce qui nécessite souvent des solutions de levage artificiel en fond de trou, telles que des pompes à tige, pour faire remonter le brut à la surface.

Les pompes multiphasiques réduisent simultanément la contre-pression des pompes de fond de trou et la pression de fond de trou.

La récupération primaire est la première étape de la production d’hydrocarbures à partir d’un réservoir, sous l’effet de la pression initiale du réservoir. Au début de la vie d’un puits, la pression du réservoir peut être suffisante pour faire remonter les fluides à la surface. Cependant, avec la baisse de la pression des réservoirs due à la diminution des volumes, des technologies de levage artificiel sont nécessaires pour élever les fluides du puits de forage à la surface à des taux raisonnables.

La surpression multiphasique est la première technologie de levage artificiel à être mise en œuvre lorsque les puits à écoulement naturel ne produisent plus à des taux suffisants. Il réduit considérablement la pression au fond du trou et déconnecte fondamentalement ces puits du système en amont, du point de vue de la pression.

Plus tard, lorsque les puits s’assèchent davantage, des mesures supplémentaires de levage artificiel peuvent s’avérer nécessaires. Dans ce cas, les pompes d’appoint multiphasiques créent des conditions de production définies, optimisant l’utilisation de ces technologies. Les solutions secondaires de levage artificiel sont les suivantes

• Pompes à tige aspirante
• Pompes submersibles électriques
• Pompes à jet
• Ascenseur à gaz

L’indice de productivité décrit le gain de production lors de la réduction de la pression d’écoulement au fond du trou, exprimée en barils par pouce carré.

Pour les applications multiphasiques, l’indice de productivité est un très bon indicateur pour évaluer la rentabilité des pompes multiphasiques installées. L’IP est utilisé par les gestionnaires d’actifs pour déterminer la production supplémentaire ainsi que la récupération globale supplémentaire et les avantages commerciaux connexes pour la valeur actuelle nette.

La récupération secondaire combine des méthodes où les fluides sont réinjectés dans le réservoir dans le but de maintenir la pression du réservoir. En outre, les fluides injectés doivent entraîner les fluides du réservoir vers les puits de production. Les technologies courantes sont l’injection de gaz et l’inondation d’eau.

Les pompes multiphasiques soutiennent les méthodes de récupération secondaire en diminuant la pression d’écoulement au fond du trou et en augmentant la pression différentielle entre le réservoir et le puits, qui est la force motrice des fluides du réservoir.

Le drainage par gravité assisté par la vapeur est une méthode de production thermique pour le pétrole brut lourd. Elle utilise la vapeur pour chauffer le réservoir et réduire la viscosité du pétrole, de sorte que les fluides s’écoulent dans un puits de moindre production. Ces puits sont généralement entretenus par des pompes à tige aspirante (SRP).

Les pompes multiphasiques (MPP – Multi Phase Pumps) sont souvent utilisées dans ces applications, c’est une technologie courante, en particulier au Canada. Les puits de production sont généralement conçus comme une complétion ouverte avec l’aspiration MPP connectée à l’anneau de ces puits, appelés unités de récupération des vapeurs (URV). Le MPP abaisse la pression du fond du trou d’écoulement afin d’obtenir une meilleure performance de l’écoulement.