Dans l'industrie pétrolière et gazière, la compréhension des caractéristiques des réservoirs souterrains est cruciale pour une exploration et une production réussies. Un outil puissant utilisé pour recueillir ces informations critiques est le **Testeur de Formation Répété (RFT)**.
Qu'est-ce qu'un RFT ?
Un RFT est un instrument de fond de puits spécialisé conçu pour **mesurer de manière répétée la pression et les propriétés du fluide d'une formation de réservoir**. Il est déployé sur câble, généralement après qu'un puits a été foré et tubé. Le RFT fonctionne en isolant une zone spécifique dans la formation et en effectuant des mesures de pression au fil du temps. Cela permet aux ingénieurs de collecter des données précieuses sur :
Comment ça marche ?
Un RFT est constitué d'une série de composants, notamment :
Une fois déployé dans le puits, le RFT est activé et le packer est gonflé pour isoler la zone cible. Les mesures de pression sont ensuite prises à intervalles réguliers, permettant aux ingénieurs d'observer les changements de pression au fil du temps. Ces mesures donnent des informations sur les propriétés du fluide du réservoir, les gradients de pression et les caractéristiques d'écoulement.
Avantages du RFT :
Conclusion :
Le Testeur de Formation Répété est un outil précieux pour les professionnels du pétrole et du gaz, offrant une compréhension détaillée des propriétés du réservoir et facilitant des décisions éclairées pour une exploration et une production réussies. En tirant parti des données obtenues à partir des RFT, les ingénieurs peuvent optimiser le développement des champs, améliorer la production et maximiser le potentiel économique des réservoirs de pétrole et de gaz.
Instructions: Choose the best answer for each question.
1. What is the primary function of a Repeat Formation Tester (RFT)?
a) To measure the temperature of the reservoir formation. b) To inject fluids into the reservoir for stimulation. c) To repeatedly measure pressure and fluid properties of a reservoir formation. d) To identify the presence of hydrocarbons in a well.
c) To repeatedly measure pressure and fluid properties of a reservoir formation.
2. Which of the following components is NOT part of a typical RFT system?
a) Packer b) Pressure gauge c) Sampling system d) Drilling bit
d) Drilling bit
3. What information does an RFT provide that is crucial for production forecasting?
a) Wellbore diameter b) Reservoir pressure c) Drill pipe size d) Cement bond log data
b) Reservoir pressure
4. How does an RFT help mitigate uncertainties in exploration and production decisions?
a) By analyzing the composition of the wellbore fluid b) By determining the depth of the reservoir c) By providing more accurate information about the reservoir properties d) By identifying potential drilling hazards
c) By providing more accurate information about the reservoir properties
5. Which of the following is NOT a benefit of using an RFT?
a) Improved production forecasting b) Enhanced well management c) Reduced uncertainty d) Determining the best location for a new well
d) Determining the best location for a new well
Scenario: An RFT was deployed in a well to measure reservoir pressure. The following pressure readings were obtained at different times:
| Time (hours) | Pressure (psi) | |---|---| | 0 | 3000 | | 2 | 2950 | | 4 | 2900 | | 6 | 2850 | | 8 | 2800 |
Task:
Exercice Correction:
1. The plot should show a linear decline in pressure over time. 2. Average pressure decline rate = (3000 psi - 2800 psi) / 8 hours = 25 psi/hour 3. Estimated pressure after 12 hours = 2800 psi - (25 psi/hour * 4 hours) = 2700 psi
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