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Am 6. September erfuhr die Southwest Oil and Gas Field Company, dass der DE-Abschnitt des Bohrlochs Pengtan 1 den Säurefreigabevorgang des Produktionsbohrlochs erfolgreich abgeschlossen hat. Der Produktionsöldruck ist im Vergleich zu vor den Maßnahmen um 33,4 % gestiegen und die tägliche Gasproduktion ist im Vergleich zu vor den Maßnahmen um 42,2 % gestiegen, wodurch die ursprüngliche Produktionskapazität wiederhergestellt wurde. Die Maßnahmen zur Steigerung der Versäuerungsproduktion haben erhebliche Auswirkungen gezeigt.

Die Bohrung Pengtan 1 ist eine risikoreiche Explorationsbohrung im oberen Teil der Penglai-Struktur im zentralen Sichuan-Becken. Ziel der Bohrungen ist die Erkundung der Entwicklung sowie des Öl- und Gaspotenzials der Lagerstätten im DE-Abschnitt des Sinium-Systems, der MK-Gruppe des Unterperms und der CX-Gruppe des Oberperms in der Penglai-Struktur im zentralen Sichuan-Becken . Nach der Produktion dieser Schicht wird sich der Rückgang des Öldrucks ab 2023 beschleunigen, was auf eine starke Verschmutzung in der bohrlochnahen Formation hindeutet; Ab Juli 2023 kam es mehrfach zu erheblichen Anstiegen und Rückgängen des Öldrucks und der momentanen Mengen in der Produktionsdynamik, die offensichtliche Merkmale einer Formation oder Bohrlochverstopfung aufwiesen. Seit 2024 hat sich die Verstopfungssituation der Quelle Pengtan 1 weiter verschlechtert, mit einem Rückgang der täglichen Gasproduktion um mindestens 32 %.
Die Southwest Oil and Gas Field Company führte eine umfassende Analyse der Produktionsdynamik, des Produktionspotenzials, der Bohrlochbedingungen usw. durch und analysierte vorläufig das Vorhandensein von Verstopfungen im Bohrloch und in Bohrlochnahbereichen. Basierend auf der Produktionsdynamik des Bohrlochs und den Ergebnissen spezieller Bohrlochtests handelt es sich bei der aktuellen Art der Verstopfung hauptsächlich um Formationsblockaden, begleitet von einem Rückfluss von Ablagerungen und einer Verstopfung des Bohrlochs. Angesichts dieser Herausforderung analysierte die Southwest Oil and Gas Field Company die Eigenschaften des Reservoirs, nutzte aktiv die Bauerfahrung benachbarter Bohrlöcher und entwickelte einen gezielten Lösungsplan für 80-Kubikmeter-Gel-Säure-Verstopfungen. Auf der Baustelle wurde auf die strikte Einhaltung der Entwurfsparameter geachtet und es gab deutliche Anzeichen einer Verstopfungsbeseitigung während des Bauprozesses (Druckabfall von 12 Megapascal). Nach Simulationsrechnungen sank der Skin-Faktor auf -4.