压裂初期失败案例分析
水力压裂失败原因分析及预防措施
孔枪 不能有 效的 穿透 水泥 环，造成射 孔不 完善 ；或 由于射 孔 管必须准确记录 ，对油管准确丈量三 次，控制误差在０ ． ２ ％ ｏ 之 枪 的质量 问题 ，发射率低 。 由于射 孔技术 人员技术 问题或 马 内。在组配 管柱时 ，认真对 照设计 ，算准卡 距 ，将所 下钻具 虎 粗心 ，使射孔 枪接线 发生 问题 不全发射 或部分 发射 ，致 使 按照顺序依次摆放在油管桥上，检查校 核无误后依次下入 。 压裂时压 力过 高 ，无法 压开地层 使压裂 失败 。有时 因人 为信 ２ ． ３ 针 对 封 隔 器 存 在 的 问题 我 们 应 该 采 取 相 应 的 措 施 。 息传递错 误 ，在 未射孔 时下压裂钻 压裂 ，￣２ ０ ０ ３ 年施 工的剖 领 取封 隔器时认 真检查 ，并且严格 按照操 作规程进 行试 压 ， 确 保 试 压合 格 。在 拉 运途 中要给 丝 扣 戴上 护 丝 ，保护 胶 皮 １ ５ 一 Ｏ ２ 井。 １ ． ２ 数 据 错 误 ，包 括 下 钻 数 据 不 准 确 或错 误 ， 有 时 也有 井 和丝 扣 的完 好 。在下 钻 前先 处 理井 筒 合格 ，通 洗 井达 到施 身 结 构 数 据 错 误 ，钻 具 组 配 错 误 ，封 隔 器 和 导 砂 器 位 置 接 反 工 的 要 求 。在 下钻 过 程 中 ，严 格 控 制下 钻 速 度 ，控 制 在 Ｏ 一４ ０ 根／ 小时 ，并且 要平 稳操 作 ，准 确丈 量 ，并且计 算好 等 。对于三 封套压 或双封选 压 的井 ，数据错 误使封 隔器所 夹 ３ 层 不是 目的层 ，有时直接 为套管致 使压不 开 。有 时因 为数 据 座 封位 置 使 其避 开 套管 接 箍 ，必 要 时 的考 虑 油 管 的伸 长量
石 油 化 工
采油井重复压裂裂缝失效原因分析及处理
采油井重复压裂裂缝失效原因分析及处理
随着油田老化和开采难度的增加，重复压裂技术在油井增产中的应用越来越广泛。
然而，由于地质条件和施工工艺等原因，采油井重复压裂后裂缝失效的问题也日益突出。
本
文将从裂缝失效的原因及处理方法进行分析。
一、原因分析
1. 地质原因：地质条件可能是重复压裂后裂缝失效的主要原因之一。
由于地质条件
的不同，裂缝的形状不一定规则，甚至可能出现“失败的裂缝”。
2. 压裂液体质量：压裂液体质量的不同也可能导致裂缝失效。
当压裂液粘度过高，
造成孔隙中水分分散不均，裂缝则难以形成或者形成不完全。
3. 施工工艺：施工工艺不当也是一种可能导致裂缝失效的原因。
例如过大的压力会
导致裂缝时间过短，裂缝未能形成完全，从而导致失效。
二、处理方法
1. 修改压裂液配方：通过调整压裂液的配方，可以改善液体的流动性，提高压裂效果。
2. 优化施工工艺：通过改变施工工艺，比如降低压力、增加时间，调整操作顺序等，可有效地降低裂缝失效。
3. 增加观测项：通过增加观测项，如压力、同时监控压裂液的流动性和井筒压力等，及时了解采油井的实际情况，及时发现裂缝失效问题。
4. 加强勘探：通过综合各项勘探资料、分析井底流体性质、井壁岩石的物理力学性
质等，以便更准确的选取施工位置和压裂液质量，以提高压裂成功率。
综上所述，采油井重复压裂后裂缝失效问题的原因众多，但可通过调整施工工艺、加
强勘探、优化压裂液配方等方法解决。
同时，加强对采油井产能和井底状况的监控，能够
更好地发现和解决裂缝失效问题，为提高油田采收率提供更有效的技术保障。
压裂施工常见问题分析
2012.5.23
压裂工艺是油层改造挖潜的一项重要技术措施，为 油田高产稳产做出了突出贡献。但随着外围油田及低渗 透油层的开发，压裂施工的不成功工序时有发生。下面 对施工中常见问题进行原因分析，并提出处理及预防措 施，仅供在以后的施工中参考。
目
录
一、压不开的原因分析 二、压窜的原因分析 三、砂堵的原因分析 四、压裂管柱活动困难的原因分析 五、沉砂的原因分析 六、施工曲线分析
事故是完全可以避免。
5、套管变形，导致管柱活动不开 在下压裂管柱施工过程中，套管无遇阻现象，但在起压裂管柱时，
套管变形，这种现象也时有发生。
管柱活动不开的原因有很多，只要我们提前预防，正确处理， 将会减少工程事故的发生。
五、沉砂的原因分析
沉砂就是在压裂施工中由于机械设备故障、下井原材 料、工具质量不过关或人为操作不当等原因引起的压裂管 柱内或油套环形空间内填砂。下面我们主要通过现场施工 来分析沉砂的形成原因，了解如何预防和避免此类事故的 发生。
三、砂堵的原因分析
1） 压 裂 液 性 能
b:加砂过程中，压裂液粘度突然变低，导致携砂能力变差也 是发生砂堵的主要原因。施工曲线的特征是：排量曲线突然上升 一个台阶，当这一阶段的携砂液到达井底后压力上升。粘度越低， 性能越差，砂比越高，压力上升到最高允许压力的时间间隔也就 越短，造成措手不及的砂堵。因此，在施工中，工程技术人员应 细心观察排量曲线变化，密切注意交联液浓度变化，及时调整基 胶比。
如果上面的地层也是预压层位，那么采取的折中办法就是 两层合压。
如果上面有射孔井段，但不是预压层位（没封隔器）那么 就只能停止施工，研究下步方案（扩层）。固井质量差也会导 致压窜。
二、压窜的原因分析
水力压裂施工中卡钻事故分析
目录摘要 (2)一、卡钻事故分类及原因 (2)二、实例分析 (5)三、水力压裂卡钻事故统计分析 (6)四、总结及认识 (8)参考文献 (9)摘要水力压裂是低渗油田储层改造的基本工艺技术，通过水力压裂能够明显提高渗流空隙、单井产量和最终采收率，为油田高产稳产做出了突出贡献，但是我们在单井施工时，水利压裂之后经常会遇到管柱活动不开的问题，发生各种卡钻事故，卡钻事故是整个试油过程中较为常见的事故之一，卡钻事故会使油水井的生产不能正常进行，严重时还会使油水井报废，给油田的生产和经济造成重大损失。
那么造成管柱活动不开发生卡钻事故的原因有哪些呢？本文主要通过现场作业过程中出现的水力压裂卡钻事故进行分析研究，总结出常规水力压裂卡钻事故预防与处理基本工艺措施。
关键字：水力压裂；活动管柱；卡钻事故；处理；一、卡钻事故分类及原因活动管柱是压裂作业中的一项重要工序，它的快慢直接影响到作业和压裂的进度，同时也关系到施工的效益，所以如何预防活动管柱不开，发生卡钻事故是非常关键的。
在水力压裂施工过程中，经常会发生管柱活动困难，发生卡钻事故的现象，原因很多，但主要分为以下两种类型：1、封隔器卡钻(1)封隔器在高压作用下胶筒不收缩，而导致封隔器不解封正常情况下，在压裂结束后，会看到套压表的套压明显上升，这表明封隔器已经解封，压裂层位的压力已经传到井口，这时候管柱就很容易活动开。
如果封隔器的质量不好或在压裂结束后封隔器的胶筒不收缩，这样会给活动管柱带来很大的困难。
出现这种情况，如果多次活动不开，我们应采取平衡套压的方法，使封隔器胶筒上下压力趋于相近，迫使封隔器收缩。
(2)封隔器的水嘴被堵死，导致封隔器不收在施工时曾遇到过这种情况:在压完两层后，准备上提管柱压第三层时，上提管柱过程中遇到困难，当时套压也比较高，可是封隔器就是不收缩。
后来，重新连接好了压裂管柱，正向大排量向地层注入压裂液，然后停泵，瞬间憋放，再活动管柱，结果很快就活动开了,这种方法是将封隔器水嘴的堵塞物在憋放过程中排出，使胶筒内的压力释放，封隔器收缩。
压裂常见事故分析及对策
压裂常见事故分析及对策沙南作业区各区块于1989年相继投入开发，随着油田的不断开发，油井含水上升速度加快，水淹水窜井增多，老井重复压裂改造规模逐步放大，且重复压裂改造效果逐次下降，储层改造措施的难度越来越大，因此近年来大范围地使用了不同类型的转向压裂、分层压裂，虽然取得了比传统普通压裂更好的效果，但由于施工工艺变得复杂以及压力上升等原因，事故率也明显上升。
从近年来压裂事故井（施工未完或因现场施工原因未按设计施工）看，包括了管柱破裂、脱落，井口刺漏还是超过限压其他种情况，这些事故的发生，不仅使现场施工的风险性增加，而且浪费了成本、人力物力，对沙南作业区压裂施工常见事故进行分析，并寻求解决对策，来减少现场事故的可能来，从而保证现场施工。
统计近年来作业区压裂现场施工中存在的主要问题，主要有以下：1、套压超限沙南作业区采油树承压多为25Ma，因此所有压裂井施工时都安装了井口保护器。
近年来沙南作业区压裂施工所用井口保护器型号多为GN2000-250，耐压15000PSI（约合103.4MPa），该保护器工作时通过液压坐封在油管头上，达到保护井口的目的。
但在压裂施工时，采油树井口套管部分仍要直接承受压裂施工压力，压裂施工中如何既能保护套管，又能达到制定的压裂方案，成为压裂工作的难点之一。
从近年来准东采油厂的压裂看，对比火烧山、西泉、吉木萨尔等油田，沙南作业区北三台油田、沙南油田压裂施工时套压相对偏高，统计发现沙南油田近三年来套管压力超过20MPa的井占30%以上，在相同型号的采油树下，施工风险明显更高。
在与其他作业区压裂时采用相同的设备、工艺及压裂原材料下，造成沙南施工套管压力过高的主要因素有：1、油藏埋藏深度；2、油层物性；3、转向压裂。
1）油藏地质特征造成施工套压过高油藏埋藏深度和油层物性是属于不可控因素，因此需要在密切注意转向压裂对套管压力的影响，以免造成套压超限影响施工效果，甚至造成安全事故。
SQ4275井该井设计为转向压裂，现场压裂时，刚一起泵（此时排量还很低），套压就在23MPa左右，最高时达24.2MPa。
不动管柱压裂失败原因分析及改进
不动管柱压裂失败原因分析及改进【摘要】不动管柱压裂技术的应用使试油工序衔接得更加紧密，缩短了压裂液对储层的浸泡时间，降低了对储层的损害程度，减轻了井控风险，起到了缩短施工周期，减少作业费用，降低工人劳动强度，实现绿色施工的作用。
特别是针对多层压裂，在压裂准备和压裂施工过程中能够有效缩短施工周期，具有明显的优势。
但不动管柱压裂失败也会造成施工质量的降低，本文主要针对近年来影响其工艺失败的原因进行分析，并得出相应的改进措施，以便得到降低不动管柱压裂失败的方法，对今后施工起到参考与借鉴的作用。
【关键字】不动管柱压裂管柱跨距封隔器不动管柱压裂的优点可以实现不动管柱多层压裂、选层压裂一层、选层压裂两层及排液一体化的功能，但在施工过程中也由于各种原因造成工艺的失败。
造成不动管柱压裂失败的原因可分为工具原因、地层原因、砂比过高等，其中主要原因为工具原因，本文主要从工具方面进行分析，并得出相应的改进措施，以便得到降低不动管柱压裂失败的方法，对今后施工起到参考与借鉴的作用。
1 上封隔器选择不合理实例：太××井，第s1-1层，f21、20，f16号层，井段：1674.4—1584.0m。
压裂施工前坐封正常，压裂第一层用压裂液量36m3，排量：2.8m3/min，最高泵压：36 mpa；本层共打入140m3超级胍胶压裂液，优质石英砂24m3。
压裂20、21号层后投杆，打开f16号层，加压到32mpa，套管返液。
之后反复多次加压，最高50mpa，套管一直返液，压裂失败。
起出压裂管柱后检查井下工具，发现上封隔器未坐封，f16号层压裂失败。
分析：滑套已正常打开，但压裂施工期间打开滑套后环空开始返液，说明上封隔器工作不正常，封隔器不密封导致第二层压裂失败。
本层施工时上封隔器选用y541封隔器，y541封隔器在压裂初期密封良好，但压裂后期投杆后持续加压，造成管柱蠕动，没有卡瓦支撑，而且未受内部压力导致封隔器上窜，从而导致封隔器密封性能下降甚至解封。
压裂施工常见问题分析[1]
![压裂施工常见问题分析[1]](https://img.taocdn.com/s3/m/2b7a985283c4bb4cf6ecd133.png)
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压裂施工常见问题分析[1]
•压窜的原因分析
•4、配错或下错管柱引起的套喷
• 1）单层压裂:单层压裂都是一封一喷或两 封 • 一喷2），多一层封压一裂喷:多（为普探通井型。管如柱果）油多管层下压错裂，时 使 管封柱隔 配器 错卡 ，在 对被 压压 裂层施的工炮是眼极上其，危压险裂的时 ，携 出砂 现液 的 就 情会况通，过也上很封复隔杂器，上包面括的：炮压眼不进开入、套套管喷形、成油套管 喷 打。洞处 、理 损措 坏施 封： 隔正 器确、调卡整管管柱柱等深一度系。列严重问题， 一旦起车有套喷现象，要坚决终止施工，核对 井上管柱记录或上磁测查找原因。
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压裂施工常见问题分析[1]
•压不开的原因分析 •压窜的原因分析 •砂堵的原因分析 •压裂管柱活动困难的原因分析 •沉砂的原因分析
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压裂施工常见问题分析[1]
•
压 不 开 的 原 因 分 析
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•目的层 • 无注入量
•低排量持续 •高压不降
•地质因素 •管柱因素 •井身因素
• 近年来发现或遇到的几个典型的异常破裂压力油气藏 (例如赤水官渡构造带、川西致密碎屑岩须家河组、宝浪油 田、准噶尔盆地中部探区等)都表现为破裂压力与油气藏埋 藏深度不对应。降低破裂压力的技术措施分为两大类，一 类是“治本”措施，一类是“治标”措施。
• 治本：高能气体压裂降低破裂压力
•
酸化预处理降低破裂压力
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压裂施工常见问题分析[1]
•管柱因素
•目的层压不开的主
•喷砂器被砂埋 •压裂施工中观替原挤量因不足
•上提管柱过程中地层吐砂
•组配或下井压裂管柱有误
压裂低老坏问题清单
压裂低老坏问题清单一、引言随着我国能源需求的不断增长，油气田的开发日益重要。
压裂作业作为提高油气井产量的重要手段，在实际应用中却存在着诸多问题。
其中，低老坏问题尤为突出。
本文将对压裂低老坏问题进行分析，并提出解决方法。
二、压裂低老坏问题概述1.定义压裂低老坏问题指的是在压裂作业过程中，由于各种原因导致的施工效果不佳、产量提升不明显或井筒及地层受损等问题。
2.原因压裂低老坏问题的产生原因繁多，主要包括以下几点：（1）压裂设计不合理：如裂缝尺寸设计过大或过小，导致压裂液无法有效填充；（2）压裂液性能不佳：性能较差的压裂液可能会造成地层损害，影响施工效果；（3）施工工艺不完善：如泵送过程中压力波动较大，容易引发地层损伤。
3.影响压裂低老坏问题对油气井的开发效果产生严重影响，具体表现在以下几个方面：（1）产量提升缓慢：低老坏问题导致压裂效果不佳，油气井产量提升不明显；（2）投资回报率低：由于施工效果不佳，导致投资回报周期延长；（3）地层环境恶化：压裂过程中对地层造成损害，可能导致地层破裂、渗透率降低等问题。
三、解决压裂低老坏问题的方法1.技术措施（1）优化压裂设计：根据油气井地质特点，合理设计裂缝尺寸、压裂液浓度、施工压力等参数；（2）提高压裂液性能：选用高性能的压裂液体系，减少地层损害，提高施工效果；（3）改进施工工艺：采用平滑泵送、压力控制等技术，降低地层损伤风险。
2.管理措施（1）加强监管：政府部门和企业要加强对压裂施工的监管，确保施工质量；（2）完善制度：建立完善的压裂施工规范和验收标准，规范市场秩序；（3）培训操作人员：加强对操作人员的培训，提高施工技能和安全生产意识。
四、案例分析1.案例一某油气田在压裂施工过程中，通过优化设计、提高压裂液性能和施工工艺，有效解决了低老坏问题，油气井产量显著提升。
2.案例二某油气田在实施压裂施工时，由于监管不力、施工规范不完善，导致地层损伤，产量提升缓慢。
3.案例三某油气田通过加强培训、提高操作人员素质，降低了施工过程中的风险，有效避免了低老坏问题的发生。
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起出压裂管柱后，现场发现：尾管、封隔器、喷砂器上部2米被压
裂砂堵死。
四、监督作用与效果
2、监督点排查 前置液内有压裂砂导致本次压裂失败，查找砂源。
混砂罐年久失修，保养不到位，混砂工控制液面方法 不当，使混砂罐底积存残砂，导致前置液内带砂。
四、监督作用与效果
严格把关未检查到的细节，按原设计配下压裂管柱，压裂成功。
1460.0 1.3 最大井斜（º ） 造斜点（m） 固井质量
1387.84 井段（m） 方位（º ） 1275.0 159.5 合格
加压 15 兆帕历时 30 分钟不降 联入 （m） 3.1
油补距 （m）
一、基本情况
2、生产情况：
2005年投产压裂7-9号层、2015年补孔压裂12-15号层，增液、含水上升。
循环试压、灌井筒、试挤
中投暂堵剂8公斤
2.25 2.11 1.97 1.79 2.50
注：1、在加砂过程中保持合理交联比；
三、过程监督所遇问题分析
2、监督所遇问题
正常起车施工。
提排量至1.4方/分时，压力瞬间升至 42Mpa， （该区块正常破裂压力 35Mpa以下）。
试压45Mpa
排量1.2方/分，套管溢流，压力35Mpa，并有 下降趋势，提排量至2.0方/分，套管无溢流， 封隔器涨封，压力突升至46Mpa
施工过程
灌井15方不返液的反馈开发所 破裂压力与施工压力差大的封口提砂比
停泵压力低于区块平均压力反馈地质所
压后返排管理 返排液量及返排速度 返排液量及返排速度 返排液破胶情况
二、监督要点
2、现场监督照片
粘度仪抽检基液粘度
不合格砂样
验证胶联是否合格 挑挂情况
水化剂加入情况
开大砂罐口，保证 加砂浓度
挑捡砂中杂质，保证良 好支撑效果
日期 2005.05 2015.07 压裂前 生产井段/m 1269.8-1291.2 1269.8-1377.2 1269.8-1377.2 工作制度 日产油/t 日产水/m3 含水/% 油压/Mpa 套压/Mpa 动液面/m 3/2 3/5 3/5 2.2 3.6 2.1 1.3 8.2 9.2 37.1 69.5 81.4 0.67 0.71 0.75 0.8 0.8 0.8 1050 1033 1012 地层压力/Mpa 11.2 10.4 12.1
压裂日期
施工井号
2017-7-12 吉218-063
五、工作体会、认识总结
1、加强压准施工监督力度，提高压裂成功率；
2、全过程监督压裂施工，注重细节检查、保证施工质量；
3、加强对施工设备额定参数了解，便于现场参数调控；
4、事故井定期总结、存档、宣贯，避免类似事故再次发生；
5、做到四个清楚
储层特点清楚；压裂设计清楚；压裂过程清楚；压裂难点清楚。
一、基本情况
５、压裂下井工具及管柱图
双封压单层工艺：2-7/8油管+水力锚+封隔器+喷砂器+封隔器+丝堵。
井下工具配件名称 规格型号 下入深度（±0.5m）
射开层
水力锚 封隔器
5" K344-105 Φ36 K344-105
1322.7 1323 1338.5 1339 1349
压裂层
不带滑套喷砂器 封隔器
起车 灌井
三、过程监督所遇问题分析
2、问题分析
起车试压正常，地面管线及井口闸门均无问题。
起车灌井返液后应提至设计排量，但未达到设计排量，压力就已达 到42Mpa,并且套管仍有溢流，封隔器没有涨封迹象。根据现象分析： 压裂管柱内有节流。 停泵后再起车，排量1.2方/分，压力35Mpa，并有下降趋势，但排量
3、施工目的：重复压裂
地质分析认为12-14小层上次改造规模较小，且近年来产液量降低， 具备改造潜力，本次通过开展压裂技术改造，解除近进地带污染、提高 油 9 12-13 14 15 射孔井段 1269.8-1272.4 1288.4-1291.2 1328.0-1330.0 1335.0-1338.0 1374.8-1377.2 厚度 2.6 2.8 2 3 2.4 日期 2005.3.2 2005.3.2 2015.6.1 2015.6.1 2015.6.1 枪型 89 89 89 89 89 射孔数据 弹型 102 102 102 102 102 相位 120 120 120 120 120 孔密 16 16 16 16 16 孔数 42 42 42 42 42
提至2方/分时，套管无溢流，封隔器涨封，压力突升至46Mpa，再起车
基本不进液，压不开，停止施工。根据现象分析：一是压裂管柱数据 有问题，喷砂器处于死区段；二是射孔不完善或者炮眼堵塞严重；三
是重压井施工压力较一次压裂高、地层致密。
四、监督作用与效果
1、事故排除
起压裂管柱
核实数据：一封位置 1322.8 米，二封位置 1339.3 米，高压丝堵 1349.7米，一封以上油管长1319.4米（137根+3米短接）。
千型车组
总排量 用量 累计 加砂速度 m 3 /min 支撑剂 砂比 m 3 /m 3 用量 m3 累计 m3 排量 m 3 /min 2.45 2.25 2.11 2.04 2.45 基液 用量 m3 7.4 9.0 12.7 6.1 4.7 4.5 6.3 4.9 4.5 4.8 累计 m3 7.4 16.3 29.0 35.1 39.8 39.6 46.0 50.9 55.4 60 0.04 0.04 0.04 0.09 0.1 0.1 0.1 0.2 0.8 0.9 1.0 1.2 1.3 1.4 1.6 1.7 15.4 19.6 23.6 27.9 冻胶压裂液 冻胶压裂液 冻胶压裂液 冻胶压裂液 基液 排量 m 3 /min 0.05 0.04 0.04 0.04 交联剂 用量 m3 0.1 0.2 0.3 0.1 尾追破胶剂 累计 加入速度 m3 0.1 0.3 0.6 0.7 0.8 1.0 1.2 3.2 9.2 12.8 kg /min 累计 kg 防膨剂液 冻胶压裂液 冻胶压裂液 冻胶压裂液 冻胶压裂液 备 注
该井所属油气田 或区块名称 开钻日期 完钻井深（m） 钻 井 液 性 能 密度（g/cm ） 粘度 （mPa.s） 浸泡时间（d）
3
新 218 区块 2005.1.2 完钻日期
地理位置 2005.1.6 人工井底（m） 3.59 /
吉林省前郭县新庙镇十 家子屯西南 2.0 千米 完井日期 2005.1.10
三、过程监督所遇问题分析
1、施工过程监督
施工前各项检查合格，可以正常施工。
新218-7井输砂程序表如下：
218-7井井12-14号解释层输砂程序表
(1328-1338,射开厚度5)
施工时间 步骤 阶段 累计 min 1 2 3 4 5 6 7 8 10 11 12 3.0 4.0 6.0 3.0 1.9 2.0 3.0 2.5 2.5 1.9 3.0 7.0 13.0 16.0 17.9 18.0 21.0 23.5 26.0 25.4 前置液 携砂液 携砂液 携砂液 携砂液 携砂液 携砂液 携砂液 携砂液 后置液 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 7.5 10.0 15.0 7.5 4.8 5.0 7.5 6.3 6.3 4.8 7.5 17.5 32.5 40.0 44.8 45.0 52.5 58.8 65.0 70 0.3 0.5 0.7 0.9 13 23 35 48 0.6 1.5 1.8 2.3 6.6 10.0 11.8 14.0 0.3 0.5 0.6 13 23 29 1.2 3.0 1.8 1.2 4.2 6.0 工序 m 3 /min m3 m3
射开层
高压丝堵
二、监督要点
1、压裂施工现场主要监督内容
监督内容 应用记录内容 压裂弯管是否检测合格 压准质量 压准质量是否满足安全生产需求 基液粘度 现场胶联试验 胶联剂PH值 不合格液罐车号 砂罐车号及容积
压 裂 施 工 现 场 监 督 管 理 要 点
砂子数量和质量
砂罐空高 不合格砂罐车号 套管溢流大的建议压后堵水
初期压裂失败案例
曹前飞 2018年5月
汇 报 题 纲
一、基本情况 二、监督要点
三、过程监督所遇问题分析
四、监督作用与效果 五、工作体会、认识总结
一、基本情况
1、概况：
直井，多层系开发生产，低产低效井，岩性构造油藏，萨尔图层, 孔隙度 14.4% ，渗透率 6.7×10-3μm2 ，井深 1460 米， 5 寸半套管完井， 固井质量合格，措施前正常生产。
前置液 携砂液 用量 用量 4.1 7.1 35.4 21.5 新218-7井施工参数 加砂量 砂比 后置液 总用 用量 液量 设计 实际 设计 实际 5.3 44.8 6 6 23.5 19.2 5.7 34.3 8 8 23.5 50.3 破裂 施工 停泵 压力 压力 压力 30.2 28.5 27.3 26.8 13.3 13.1