El 6 de septiembre, Southwest Oil and Gas Field Company supo que la sección DE del pozo Pengtan 1 completó con éxito la operación de desbloqueo con ácido del pozo de producción. La presión de producción de petróleo ha aumentado un 33,4% en comparación con antes de las medidas, y la producción diaria de gas ha aumentado un 42,2% en comparación con antes de las medidas, restableciendo la capacidad de producción original. Las medidas del proceso de aumento de la producción de acidificación han mostrado efectos significativos.
El pozo Pengtan 1 es un pozo de exploración de alto riesgo ubicado en la parte alta de la estructura Penglai en la cuenca central de Sichuan. El objetivo de la perforación es explorar el desarrollo y el potencial de petróleo y gas de los yacimientos en la sección DE del sistema Sinian, el grupo MK del Pérmico Inferior y el grupo CX del Pérmico Superior en la estructura Penglai en la cuenca central de Sichuan. . Después de la producción de esta capa, la disminución de la presión del petróleo se acelerará a partir de 2023, lo que indica una contaminación grave en la formación cercana al pozo; A partir de julio de 2023, ha habido múltiples casos de aumentos y disminuciones significativos en la presión del petróleo y cantidades instantáneas en la dinámica de producción, exhibiendo características obvias de formación o bloqueo del pozo. Desde 2024, la situación de bloqueo del pozo Pengtan 1 ha seguido empeorando, con una disminución mínima del 32% en la producción diaria de gas.
Southwest Oil and Gas Field Company realizó un análisis exhaustivo de la dinámica de producción, el potencial de producción, las condiciones del pozo, etc., y analizó preliminarmente la presencia de bloqueos en el pozo y en las áreas cercanas al pozo. Con base en la dinámica de producción del pozo y los resultados de las pruebas especiales de pozos, el tipo actual de bloqueo es principalmente bloqueo de formación, acompañado por el reflujo de incrustaciones y bloqueo del pozo. Ante este desafío, Southwest Oil and Gas Field Company analizó las características del yacimiento, aprovechó activamente la experiencia en construcción de pozos vecinos y desarrolló un plan de proceso de resolución de taponamiento de ácido gel de 80 metros cúbicos. En el lugar de construcción se respetaron estrictamente los parámetros de diseño y durante el proceso de construcción se observaron claramente signos de alivio del bloqueo (caída de presión de 12 megapascales). Después de los cálculos de simulación, el factor de piel disminuyó a -4.
Hora de publicación: 14 de octubre de 2024