一、返工问题
1、杏87井压后采用水力泵排液求产，前期16MPa、18MPa正常，当泵压提至20MPa后约10min，压力异常降至8MPa。处理无效后起出排液管柱，经检查起出油管、工具均无损坏。
返工原因：排液过程中地层返出压裂砂进入泵筒，导致泵筒密封胶圈损坏，致使泵芯与泵筒密封不严，进而造成泵压异常下降。
采取措施：（1）要求下管柱前，施工人员必须检查水力泵井下工具，及时更换泵筒密封胶件，确保工具工作正常。
（2）要求水力泵动力液保持清洁，且施工期间，地面泵上水口做好滤砂防护措施。
（3）加强水力泵施工人员技术培训，提高施工人员异常问题处理能力。
2、塔49井C5-1层（S7、8号层）TCP+MFE（II）射孔测试联作，设计工作制度：二开一关。二开井抽汲于70m遇阻，活动处理无效。3h后油管自喷，出油0.1m³后井口无溢流。挤注热水处理无效，顾虑油管内存储气体，起管带来安全井控风险，采用了连续油管通热洗井（通洗至1138.98m，期间于62m、128m遇阻）后起出联作管柱。换MFE（II）测试管柱测试求产，初开井抽汲于70m遇卡，活动处理无效后起出测试管柱。
抽汲遇阻原因：
（1）二开井气显示强烈，为保证施工安全，现场地面关井连接自喷管线（53min）后进行观察（120min），确认无喷势后进行抽汲，此时已开井233min，液面已上升至井口
附近，错过了抽汲最佳时间。
（2）油稠（本层原油粘度为117.5mpa·s，凝固点41℃、含蜡较高）原油易凝结，其中第二趟测试管柱开井抽汲，第一次上提抽汲工具，抽出原油呈碎渣状。
3、塔87井C2-1层采用TCP+MFE（Ⅰ）射孔测试联作，工作制度：二开一关。二开井抽汲遇阻，挤注热水处理无效后起出联作管柱。重下MFE（II）测试管柱求产。
抽汲遇阻原因：由于油稠（原油粘度53.9mpa·s，凝固点40℃，含蜡31.6，胶19.2），二开井抽汲抽子下放至液面遇阻，抽子上粘附原油挂在管壁并凝结，导致后续抽汲遇阻。
采取措施：
（1）加强稠油井、油气比高的井求产工艺技术调研和研究。
（2）经过多年实际摸索，对于粘度超过40-50 mpa·s，含蜡超过25%，日产500-800m3/d稠油和含有游离气的井，抽汲工艺并不适合，冬季尤为严重，井控也不允许，结合大庆实际情况，建议稠油井采用水力泵求产工艺，并与单封压裂、测试等工艺进行联作，如果黏度超过80 mpa·s以上可考虑热水加温循环求产；含气井可考虑带压抽汲和水力泵利用多功能计量罐上气体释放管线加装测气装置（垫圈或临界流量计）测气。
二、设备组织不及时问题
1、塔49井C2-1层采用TCP+MFE（II），设计工作制度二开一关，二关待定。实际施工初开井气显示强烈，开井5min后地面关井。关井期间上三相分离器等测气设备，并连接流程。按设计关井4天后开井测气，开井148min后由于出油导致油嘴管汇堵塞，地
面关井（约43h）处理，并上水套炉加热保温、更改地面试气流程。
设备组织不及时原因：本层开井见气后，虽立即组织试气设备，但考虑不充分，前期未上水套炉进行保温。
本井油气比高，加之稠油，应更换管柱，采取水力泵+多功能计量罐计量测气方式进行。
2、塔87井S1-2层压后采用螺杆泵排液求产。本层压裂放喷后起出压裂管柱，5h后开始下螺杆泵排液管柱、杆柱。由于本队施工人员进行过螺杆泵排液求产施工工艺经验不足，操作不熟练，且为保证施工一次成功率，夜间暂停起下作业，因此下管柱、杆柱时间（75h）较长；另自2014年起，我单位未进行过螺杆泵相关施工，所有螺杆泵地面配套设备运转情况无法确认，必须现场通电运转后方可知晓其运转情况，因此组织、调试地面配套设备时间（33h）较长。
采取措施：
（1）加强员工特殊工艺技术培训。
（2）落实主体单位和专人负责螺杆泵排液工艺材料的日常维护，及时更新配件，保证该工艺随时处于完好待命状态。
三、安全问题
金96井压裂第段期间出现压裂弯头刺漏，导致压裂暂停约30min。
原因：目前井控高压配件是通过试压和定期探伤检测手段确认是否可用，普通压裂井5井次捡一次，缝网和大型1井次/次检测，本井第一层压裂施工也正常，导致弯头刺漏出现，存在检测密度多大，造成过程中损坏不能及时掌握情况而造成的。
采取措施：
已经开始井控高压配件自动识别技术研究，对井控高压配件进行编号、跟踪管理，掌握各配件具体使用情况，根据其使用情况、加大检测频次，结合检测结果，对存在使用安全风险的高压配件报废处理，避免现场井控安全事故发生。
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