钻完井事故百例开篇
钻完井事故百例开篇
主编：王兆霖
随着改革开放的发展，海洋石油钻完井工作者为了落实总公司提出年产五千万吨油气当量做出了巨大的贡献，钻完井工作取得了可喜成绩。可是在钻完井作业中也发生了一些事故，为着力钻完井作业安全意识的进一步强化，为在今后的钻完井作业能够有效减少事故的发生，汇编了近年来在钻完井作业中发生的一百例事故案例，予以警示。
海洋石油钻完井作业是一项高投入、高风险的行业，在严把“六大控制”的同时，我们清醒地看到钻完井各类事故的发生，给我们造成了巨大的经济损失。随着钻完井工程的发展，钻完井作业在深井、超深井方面、水平井方面逐步增多，高难度井逐渐加大，地层压力、温度梯度的提高等诸多问题，给我们带来了新的挑战。安全生产是我们企业发展的一个首要保障，为了安全生产，保护国家财产，保证企业员工人身安全，采取了一系列的有效措施，取得了显著的成绩，但仍然无法避免事故的发生。为此钻井部决定组织编写了《渤海区域钻完井事故案例》一书，筛选了一百个案例，这对于分析事故的发生原因，研究事故的规律，总结经验教训，制定防范措施，减少事故发生，实现少发生事故到不发生事故都有重要的借鉴作用。
总结以往的作业经验不难看出，人的安全意识、不安全行为和不安全状态是导致事故发生的主要因素。在人的行为因素中，分析不够、盲目指挥及违章操作是导致事故发生的主要原因，务必引起我们的高度重视。提高对安全生产的重要性和紧迫感的认识，严格执行各项规章制度和有效的科学管理，规范人的不安全行为，及时地消除事故的隐患和整改危险源，杜绝不安全状态。
我们通过了解过去的事故案例，要不断增强我们队安全工作的认识，落实安全责任制，执行安全管理规范，尽一切可能减少和控制事故的发生，做好我们的工作，为海洋石油事业做出我们应有的贡献。
&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&刘良跃
&&&&&&&&&&&&&&&&&&&2011年4月&&
在渤海区域钻完井是一种隐蔽的地下综合工程。要找到油气资源，就要钻完井作业钻穿各种地层。在钻完井时会遇到井下地层压力、温度等各种变化，而这些变化的地下信息，往往在钻完井作业时尚未完全掌握，这样在钻遇复杂地层时，就有可能发生钻完井事故。对钻完井工程不了解的人们看来，这不过是一个大规模的作业，而实际上这是一个精细的综合性系统工程，一旦在工作中不精心细致，就会出现各种问题。
一个有经验的钻完井工作人员，应能及时识别钻完井事故的征兆，准确的判断事故类别，正确果断的采取措施处理事故。否则，钻遇复杂情况时，如果没有经验，不能及时识别事故，也不能准确的判断与处理，就会使井下情况更复杂，导致事故的发生，甚至形成恶性事故，导致井眼报废，这就是事故发生的主观因素。
认真做好工程设计，是安全施工的关键。在作业前应详细了解已钻完井的情况，如果是探井，应尽量掌握地震等资料。一方面在作业前尽量掌握地下各种信息，另一方面，在施工作业中也要借助各种方法和仪器掌握地下信息参数，以避免和减少打遭遇战。经验证明最重要的还是一线的钻井队长、工程监督经验要丰富，技术要过硬，这样，面对复杂情况，才能有过硬的应变能力。
由于对客观情况的认识不清或主观意识的决策失误，往往会产生许多复杂情况甚至造成严重的事故。轻者耗费大量人力物力和时间，重者导致全井的报废。据钻完井资料分析，在工程中，处理复杂情况和钻井事故的时间，约占施工总时间的7%，由于钻井的费用相当高昂，任何一个钻完井工作者都不愿与事故打交道，但事物都是相反相成的，不愿看到复杂问题和井下事故，只是我们良好的愿望。不懂得复杂问题与井下事故的预防及处理办法的人，一旦碰到了这种问题往往会仓皇失措，举止无着，把小疾治成大病，大病治死病。而懂得复杂问题与钻完井事故预防和处理办法的人，一旦遇到这些问题则会心中有数，采取正确的措施，往往可以化险为夷，转危为安，这是一个成熟的钻完井工作者必须具备的条件。
钻井的对象是地层，就是要揭穿地层深处的奥秘。而地层结构有硬有软，压力系统又高有低，孔隙有大有小，如果对这些情况没有足够的了解，就难免要发生难以预料的问题。首先我们应该了解地层孔隙压力、地层破裂压力、地层坍塌压力以及一些特殊地层，如：膏盐层、软泥岩、沥青层、煤层、蠕变应力层等，作为井身结构设计、钻井液设计、井控固井设计中的主要依据。一般而论，在同一裸眼井段内不能让喷、漏层同时存在，不能让蠕变地层与漏层同时存在。如果在井身结构上无法实现上述要求，而且高压层和蠕变层在漏层的下部井段，那就把高压层或蠕变层用套管封住。其次，对一些特殊地层，如在一定温度、压力下发生蠕变的盐岩层、膏盐层、沥青层、富含水的软泥岩层，吸水膨胀的泥岩层，裂缝发育容易坍塌剥落的泥岩层，煤层以及某些火成岩侵入层及浅气层，都应有较详细的了解，因为这些地层都是造成井下复杂情况的主要生源地。同时对一些地质现象如断层、裂缝、溶洞、高渗透层的位置及硫化氢、二氧化碳的存在和含量也应有所了解。以上这些资料对打成一口井来说至关重要。但是地质部门所提供的资料有的比较详细，也有的不够详细，甚至有些数据与实际情况相距甚远，已经开发的油田，由于注水开发的结果，地下的压力系统变化很大，也很难以邻井的资料作为主要依据。这就使钻井过程中往往不得不打遭遇战，因而复杂情况屡屡发生。
&&&&由于钻井作业的隐蔽性、复杂性、所以“安全第一”重如泰山，应作为钻完井作业的主导思想，但是由于有些人思想认识的模糊或者为某种片面的局部利益所驱动，或重视程度不到位，或铤而走险，为钻完井事故和复杂问题的发生创造了条件。一是地质资料掌握不全不准，或者有可靠地质资料而未严格的按科学方法进行井身结构设计，使同一裸眼井喷、漏层并存，治喷则漏，治漏则喷；二是虽然下了套管也装了井控设备，但不讲质量，不按井控要求试压，一旦钻遇高压层，需应急使用时，到处刺漏，甚至造成井喷失控。三是钻井液体系和性能与地层特性不相适应，甚至片面强调节约钻井液处理药品，使钻井液性能恶化，造成裸眼井段中某些地层缩径或坍塌。另外现场钻井液密度不合适，也会造成井喷、井漏或者井塌；四是作业中操作不当，起下钻过程中不控制速度。下钻速度过快造成激动压力，易将地层憋漏，起钻速度过快造成抽吸，易将油气层抽喷，或将结构松软的地层抽塌，特别是钻头或扶正器泥包的情况下更为严重；五是钻井设备发生故障，因而被迫停止钻具的活动或钻井液的循环，这也是发生井下事故最常见的因素。因管理工作薄弱，有章不循，不按指令要求操作，不看指重表、泵压表、扭矩表，综合录井仪表参数变化，遇事不思，盲目决断，但求省力，不顾后果，起钻猛提，下钻猛压，遇卡硬转，遇漏硬整，气全量变化不注意，是造成井下事故的常见原因；六是发现井下情况，不当机立断，正确处理，而是优柔寡断，无所举措，丧失时机，把本来不复杂的问题复杂化了，把本来不应该发生的事故却人为的造成了；七是由于自然灾害或组织工作不善，停工时间过多，钻井周期过长，复杂情况的机会也就越多，尤其在裸眼井段内长时间停止循环，其恶果是显而易见的；八是工程上的因素，大多是人为的因素，而通过严谨细致的工作，是可以避免的。反之，如复杂情况处理不好，会酿成更大的事故，甚至会造成部分井眼或全部井眼的报废；九是由于现代仪器仪表井下随钻仪器不断使用，许多井下情况可以测知或预测，如利用井下测量仪器，可以知道井眼的轨迹，利用DC指数和页岩密度的计算，可以预知下部地层有无高压层存在，利用泵压、悬重、扭矩、钻井液进出口流量的变化，可以显示井下发生的许多复杂问题。因而人们在复杂情况发生的初期，就可以利用现有的资料和长期工作中积累的井眼知识加以分析判断，从中得出比较切合实际的认识；十是钻完井作业如同作战，处理井下事故和复杂问题更是如此。孙子曰“知己知彼，百战不殆”，往往是知己容易知彼难，所以我们必须想尽一切办法弄清井下情况，孙子又曰“多算胜，少算不胜”，这里的所谓算就是筹划，只要周密筹划，条件具备，就能取胜。筹划不周，条件缺乏，就不能取胜。并且每走一步，都要考虑可能会出现的问题及相应的处理办法，力争多“算”，力戒盲目。如果利用现有的资料，尚不足以弄清井下情况，还可以进行必要的侦查，用电侧、井下照相、打铅印等，同时对每次处理过程中的特殊现象，如遇卡，扭矩变化、泵压变化，钻井液性能变化，悬重变化，地层分析等进行仔细观察，帮助我们消除不正确的知识，确定好下一步处理方案。井下情况是复杂多变的，人们的思想、认识也应随机应变，不能固守一种模式，一个概念，一条路走到底。有些胜利的取得在于再坚持一下的努力之中。面对已经发生的情况，首先需要的是镇定的情绪，综合考虑，切忌头脑发热，手忙脚乱，无所举措，丧失将事故消灭于萌芽之中的良机。
在处理井下事故与复杂情况应遵守的原则，一是安全的原则，井下事故与复杂情况多种多样，处理的手段和使用工具多种多样。但使用这些工具和方法在正常钻井过程中接触不多也不很熟悉，所以在处理井下事故与复杂情况的过程中，必须以设备、工具、技术方案、技术措施、人员素质等各个方面进行综合考虑，不但要考虑如何进攻，还要考虑如何退守，凡事要留有余地，留有后路；二是快速的原则，一旦发生井下事故或者复杂问题，其情况会随着时间的推移而更趋恶化，所以在安全第一的原则下，必须抓紧时间进行处理，要迅速决策，迅速的组织，迅速的施工，工序衔接有条不紊。须知抓住了时机就会难为易，事半功倍，丧失了时机就会变易为难，只能落得个事倍功半，甚至劳而无功。但是随着井深井下情况的变化及认识的加深，修改处理事故方案是常有的，所以在确定一个方案时，要考虑第二套方案、第三方案，早做准备，“凡事预则立，不预则废”，要争取以最快的速度见到实际效果。特别是在处理超深井、较复杂的事故，要有灵活的原则。有时井下情况变了，处理事故者的思想认识也要随着改变。灵活机敏，要做到这一点最关键的是必须掌握现场第一手资料，要抓住关键时刻的关键信息，有些信息一般人认为是无所谓，而有经验的作业者却可据此得出符合实际情况的认识，并可及时的调整方案，加速了处理进程。
由于井下事故的复杂性，处理的难易程度相差很大，有的事故没有处理成功的可能性，有的事故虽有处理的可能性，但难度较大，需要耗费相当多的物资和时间，有的事故初期看来处理难度不大，但在处理过程中变得越来越复杂，有的事故用不同的方案进行处理会有不同的经济效果。因此面对不通的情况，从各种处理方案的安全性、有效性、工艺的难易程度，工具材料费用，占用钻井船时间等综合评估，在经济上合理就干，不合理就放弃。发生井下事故会造成经济损失，时间就是金钱，海上作业这一点不能忽视。处理事故的原则是把这种损失降到最低限度。钻完井复杂情况有：井漏、井涌、卡井下作业工具、井塌、砂桥、泥包、缩径、键槽、地层蠕变、地应力引起的井眼变形、钻井液污染及有害气体的溢出等。钻井事故主要有卡钻、压差卡钻、井喷、井塌、钻具或套管断落、井下落物、钻出新井眼、钻穿邻井套管、卡电测电缆等。以上简要讲了一些井下事故的情况，下面将引证一些海上发生的事故案例，使钻完井作业者加深认识。
钻完井发生井下事故和复杂情况虽然不能直观表现，但通过各种现象，可以察其端倪，寻其规律。我们利用钻完井现场现有条件，根据泵压、悬重、钻井液出口流量、机械钻速变化，及钻具上下活动阻力、旋转时扭矩变化等情况，把发生井下复杂情况的各种特征列于表格中，利用表格基本上可以把井下复杂情况判断分析清楚。把发生井下事故的各种特征列入表格中，利用表格基本上可以把发生的井下事故类型判断分析清楚。
这次整理的事故材料是在以前发生的各项事故材料中筛选的一百个题例，在韩丰欣作业经理的指导下，王兆霖同志汇编了近年来在钻完井作业中发生的一百例事故案例，材料收集工作受到各项目组的大力支持，特别提出的是赵伟、及铭侠、何阳、张晓广、林俊文、王喜杰等同志的做出了大量工作，在此表示感谢。
请各位领导，专家以及同仁们提出宝贵意见！！！
&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&
主编：王兆霖
&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&2011年1月
根据渤海区域现场资料整理分析及筛选出一百个案例，并将筛选的案例分类成八大类，即：钻具卡钻事故、钻具断落事故、井下落物事故、测井事故、井喷事故、固井事故、其它类事故及复杂情况等。
钻井事故百例之一
-钻具卡钻事故
（1）岐口18-1-P1井（1995年）&&&&&&&&&&&
&设备编号：渤海十号
1. 基础资料
隔水导管：外径Ф762.00mm，下深88.50m。
表层套管：外径Ф339.73mm，下深433.39m。
技术套管：外径Ф244.48mm，下深2462.87m。
事故发生经过
二开Ф311.15mm井眼钻进至2472m，循环处理泥浆，起钻到1316m，遇卡30T，接顶驱开泵划眼到1322m，停顶驱上提到1315m遇卡35T，憋泵，井口无返出，下放悬重到零（悬重70T）钻具不动，扭矩30KN.m，下压多次无效，上提到150T钻具不动（开泵后井口无返出）钻具被卡死。
事故处理过程
继续上下活动钻具，上提最大220T，下放20T，无效。
泵5方麦克巴解卡剂（PIPELAX）替600冲泥浆，将解卡剂挤入井眼，憋压7.0MPa，顶驱上扭矩30
KN.m下压悬重至25T。
释放扭矩及泵压，下放震击器连续下击40分钟，解卡。
（2）锦州20-2-MS8井（1997年）
1. 基础资料
隔水导管：外径Ф762.00mm，下深99.50m。
表层套管：外径Ф339.73mm，下深547.00m。
技术套管：外径Ф244.48mm，下深2179.30m。
钻井液性能：密度1.72g/cm3,漏斗粘度67s/qt，滤失量3ml/30min，泥饼厚度0.5mm，切力6/34pa，含砂量0.1%，PH值8。
钻具结构：Ф171.45mm取心筒x4+Ф165.1mm钻铤+Ф215.90mm扶正器+Ф165.10mm钻铤x2+Ф158.75mm震击器+Ф127mm加重钻杆。
事故发生经过
取芯钻进到2495m。割芯时，钻具遇卡，上提至190T，未解卡。处理卡钻。
事故处理过程
活动钻具，循环泥浆，同时配解卡剂。
向井内注入1.12方柴油，5.8方解卡剂。替泥浆。
解卡剂浸泡裸眼井段，活动钻具。上提194T，突然解卡。
循环泥浆。起钻。
岐口17-2-P07井（1999年）&&&&&&&&&&&
设备编号：渤海8号
1. 基础资料
表层套管：外径Ф339.73mm，下深245.66m。
钻井液性能：密度1.22/cm3，漏斗粘度46s/qt，滤失量5.4ml/30min，泥饼厚度0.5mm，切力3/15pa，含砂量0.1%，PH值8，钻井液体系：PEM。
钻具组合：
Ф311.15mmPDC+Ф241.30mm+Ф295.28mmSTB+Ф203.20F/V+Ф203.20mmNMDC+
Ф203.20mmMWD+Ф203.20mmNMDC+Ф203.20 mm(F/J+JAR)+X/O+Ф127mmHWDP。
事故发生经过
该井Ф311.15mm井眼钻进至1992.16m，倒划眼至1986m，钻具卡死。蹩泵10MPa，地层漏失。
事故处理过程
上提下放钻具155T~0T，最大175T，卡钻。钻头位置：1986米，上扶正器位置：1973米，活动范围3米，替海水10方，活动钻具，继续下击，未解卡。
活动钻具，大钩负荷范围25~100T。（配制解卡剂：柴油10方+PIPE-LAX4桶）泵入解卡剂10方。第一次替出3.3方。（配制解卡剂：SR301）活动钻具，大钩负荷范围25~100吨。（每隔15分钟替入20冲），泵入解卡剂（SR301）9方。第一次替出3方。（前置柴油3桶，SR3019方，后置柴油2桶，替泥浆624冲）
活动钻具，大钩负荷范围0~100吨，下放时间歇施加扭矩，3小时后每隔45分钟替入30冲。继续活动钻具，震击器下击逐渐无力请示基地。逐渐增加上提负荷130；140；150；160；170；180.解卡失败，决定在挠性接头与短非磁之间爆炸倒扣。
泵入高粘度泥浆200冲，替泥浆730冲。倒扣准备：挂天车滑轮等。
下入倒扣工具。爆炸倒扣作业成功；倒扣深度1958.52米，反转钻杆7圈。（落鱼顶：1958.52米；落鱼长：27.48米）起电测爆炸工具。循环清洗井眼（SPM
100*2），在鱼顶垫10方稠浆。
起钻（F/J以上钻具组合），组合套铣钻具组合。
下钻到1900米。（其中在870米；1210米；1486米；1750米；1900米遇阻，循环划眼）循环泥浆。
接短钻杆一根（3.1米），下钻到1958.02米（距鱼顶0.5米），循环泥浆，清洗鱼顶。SPM120*2；SPP17MPa。套铣到1974.4米。SPM72；RPM30；SPP36Ksc；TRQ280A。套铣到11-5/8"扶正器顶部，大排量循环清洗（SPM=100*2）套铣井段。泵入SR301解卡剂2方，替泥浆18.55方。
起套铣钻具，甩套铣筒。下对扣钻具（在1000米；1900米各打通一次）至1956米（鱼顶深度1958.52米）。冲洗鱼顶（SPM100*2；SPP140Ksc），对扣（RPM30；TRQ300A↑1000A；SPM60；SPP30↑70Ksc）。对扣成功。
活动钻具（上提悬重至180T，最大上提至200T。下放至50T，上提悬重至150T震击器工作）。活动钻具，大钩负荷50~190T，最大上提至200T，只上击，共上击300余次。
活动钻具解卡（上提大钩负荷210T，同时蹩压20MPa）。替出解卡剂，循环调整泥浆，泵压正常（SPM90*2；SPP22MPa）。
12)& 起钻至井口。
（4）渤中25-1-A3W井（2004年）&&&&&&&&&&&
&设备编号：渤海5号
表层套管：外径Ф508.00mm，下深207.59m。
技术套管：外径Ф339.73mm，下深997.54m。
技术套管：外径Ф244.48mm，下深3337.4m。
钻井液性能：密度1.59/cm3，漏斗粘度108s/qt，滤失量2.6ml/30min，切力6.72/14.88pa，钻井液体系：油基泥浆。
钻具组合：
Ф215.90mmPDC-BIT+Ф171.45mmPDM(AKO=1.15°)+
Ф200.03mm"STB+Ф161.10mmF/V+
Ф161.10mmNMDC+Ф161.10mm MWD+Ф161.10mm
NMDC+Ф171.45mm(F/J+JAR)+
Ф127.00mmHWDP14。
事故发生经过
该井四开Ф215.9mm井眼4518m完钻，短起下钻， 16:45
倒划眼至3768m，钻具卡死，返出和泵压正常。
事故处理过程
上提悬重至170T，下放至顶驱悬重。无法解卡。替入2方稀塞，上提悬重至210T，下放至顶驱悬重。震击器不工作。施加最大扭矩36KN.M，下放，无法解卡。
循环，降低泥浆比重至1.53S.G，同时上提钻具悬重至180T，下放至顶驱悬重，震击器不工作。同时施加扭矩至28KN.M，无法解卡。
增大泵冲至100SPM，泵压18MPa，上提钻具至180T，下放钻具至顶驱悬重，无法解卡。同时准备测卡点。
下入测卡点仪，中和点位于MWD以下（68.00m），取出测卡点仪。接顶驱，开泵，泵冲100SPM，泵压18MPa，上提钻具至180T，下放钻具至顶驱悬重，无法解卡。
组合爆炸松扣工具，下入爆炸松扣工具至3736.42m。顺时针旋转钻具至扭矩900A，上提钻具至165T，下放钻具至顶驱悬重。传送扭矩至自由点。连续3次，释放扭矩。上提悬重至140T，逆时针旋转钻具至扭矩700A，上提钻具至160T，下放钻具至顶驱悬重。传送扭矩至中和点。连做2次。上提钻具至140T，点火爆炸没成功，钻具未旋转，释放反扭矩，取出爆炸松扣工具，再次下入爆炸松扣工具至3736.42m。
顺时针旋转钻具至扭矩900A，上提钻具至165T，下放钻具至顶驱悬重。传送扭矩至自由点。连续3次，释放扭矩上提悬重至140T，逆时针旋转钻具至扭矩700A，上提钻具至160T，下放钻具至顶驱悬重。传送扭矩至中和点。连做2次。上提钻具至140T，点火爆炸，电流迅速从1.1A降至0.05A，但是地面感觉不到工具振动，钻具未旋转。爆炸松扣作业失败。释放反扭矩取出爆炸松扣工具。循环，上提钻具至180T，下放钻具至顶驱悬重，无法解卡。同时准备测卡点。
准备第3次爆炸松扣作业。下入爆炸松扣工具至3736.42m。顺时针旋转钻具至扭矩900A，上提钻具至165T，下放钻具至顶驱悬重。传送扭矩至自由点。连续3次，释放扭矩。上提悬重至165T，逆时针旋转钻具至扭矩750A，上提钻具至165T，下放钻具至顶驱悬重至165T。传送扭矩至中和点。连做2次。上提钻具至150T，下放至125T，点火爆炸，电流迅速从1.1A降至0.05A，但是地面感觉不到工具振动，钻具未旋转。维持反扭矩750A，缓慢下放钻具至顶驱悬重，无效果。释放反扭矩，上提钻具至150T，施加反扭矩750A，缓慢下放钻具至顶驱悬重，无效。怀疑爆炸未成功。上提钻具至165T，下放至140T，逆时针旋转至扭矩750A，缓慢下放至25T，上提至150T，钻具突然旋转6圈，悬重降至125T。
上提电缆线至3600m，检查悬重，静止悬重125T，上提140T，下放110T。取出爆炸松扣工具。上提钻具离开鱼顶20cm，循环。起钻。
鱼顶头@3107.19m。井下落鱼：8-1/2"PDC-BIT+6-3/4"PDM(AKO=1.15°)+7-7/8"STB+6-1/2"F/V+6-1/2"NMDC+MWD+6-1/2"NMDC+6-3/4"(F/J+JAR)+5"HWDP14+5"DP52，组合对扣工具串。5"HWDP3+6-1/2"(F/J+JAR)+5"HWDP5。
10)& 下钻至2000m,
滑移钻井大绳100m，更换顶驱方保。下钻至3097m。循环，冲洗鱼头，对扣，开泵100SPM，泵压14.7MPa，施加扭矩28KN.M，上提钻具至165T，下放至顶驱悬重，传送扭矩。开泵90SPM，泵压11.8MPa，上提钻具至250T，下放至顶驱悬重，震击器做205T工作，下放时不工作，连续上提下放钻具，震击器工作23次，但是震击器下放始终不工作。
准备测卡点，下入测卡点仪至600m，发现CCL没信号，起出仪器，重新更换CCL。下入测卡点仪，卡点位置：m，取出测卡点仪。
接顶驱循环，同时施加扭矩28KN.M，上提至155T，下放至25T，不能解卡。停泵，施加扭矩28KN.M，上提至155T，下放至25T，不能解卡。发现井微溢，泥浆池增加。打开阻流管汇，关万能防喷器和阻流阀，15分钟后套压升至200psi，立压升至300psi。打开阻流阀，释放压力后关上，15分钟后没有压力。打开防喷器，接顶驱循环，同时施加扭矩28KN.M，上提至155T，下放至25T，不能解卡。关万能防喷器，反循环，泵冲25SPM，泵压3.5MPa接顶驱循环，同时施加扭矩28KN.M，上提至155T，下放至25T，不能解卡。接顶驱循环，同时施加扭矩28KN.M，上提至155T，下放至25T，不能解卡。安全会议，准备测卡点。
下入测卡点仪器至1300m。测卡点，卡点位置@3525m。取出测卡点仪。组合爆炸松扣工具并下入至3512.50m，上提钻具至140T，下放至125T，顺时针旋转扭矩900A，上下活动钻具三次传送扭矩至中和点，传送扭矩。上提钻具至140T，释放扭矩。上提钻具至140T，逆时针旋转钻具，扭矩500A，上下活动钻具传送扭矩，增加反扭矩至800A，上下活动钻具两次传送扭矩至中和点，上提钻具至150T，下放至137T，点火爆炸，钻具未振动，地面未转动，决定再次爆炸。保持扭矩和上提悬重137T，再次爆炸，钻具突然旋转两圈，继续旋转钻具21圈，钻具自由，取出爆炸松扣工具。
接顶驱循环，起钻。鱼顶头@3071.63m。落鱼：8-1/2"PDC-BIT+6-3/4"PDM(AKO=1.15°)+7-7/8"STB+6-1/2"F/V+6-1/2"NMDC+MWD+6-1/2"NMDC+5"HWDP14+5"DP52+5"HWDP3+6-1/2"(F/J+JAR)
下入光钻杆至2958m，起钻，组合打捞钻具。下钻至3040m，检查钻具悬重，上提悬重：137T，下放悬重：110T。开泵缓慢下放，探鱼顶@3071.63m，停顶驱，下压9T至3072.36m，上提至150T，确认抓住落鱼。上提悬重至220T，200T时震击器工作，但是无法解卡。开泵至泵冲100SPM，泵压14.5MPa，上提钻具至240T，下放至75T，震击器工作，连续振击。开泵至泵冲100SPM，泵压14.5MPa，上提钻具至240T，下放至75T，震击器工作，连续振击，无法解卡。降低泵冲至10SPM，上提钻具至175T，下放至100T，缓慢旋转钻具直至钻具脱手，起钻。
组合EZSV桥塞和下入工具，下入桥塞至3071m。接顶驱开泵循环，停泵检查钻具悬重，上提悬重：130T，下放悬重：102T。上提钻具至130T，顺时针旋转钻具35圈，坐上卡瓦。分别上提钻具至137T、144T、153T，坐下卡瓦桥塞。上提钻具3m，顺时针旋转25圈，工具脱手。
固井管线试压：21MPa&10min，合格。关万能防喷器，对钻杆和套管试压：10MPa&10min，合格。注水泥塞作业。循环，用海水顶替油基泥浆。起钻至2090m，井涌，迅速打开阻流管汇，关防喷器，关阻流阀，15min后，立压1200psi，套压900psi。打开阻流阀，通过调节阻流阀保持立压，泵入油基泥浆压井。期间最大套压2200psi。循环排气，停泵，关阻流阀，套压立压均为零，打开防喷器。下钻至3068m循环排气。关万能，开泵至40SPM，压力维持在10MPa，桥塞失效，循环排气。溢流检查，井口液面稳定，起钻。
18)& 电缆下入EZSV
桥塞至3066m，点火爆炸坐桥塞。上提电缆至13000lbs，试图拉断马龙头，未成功，只好用大钩拉断电缆。起出电缆，落鱼长3.1m，。
关盲板，对桥塞和套管试压15MPa&10min，合格。下入光钻杆至3060m，用海水替油基泥浆。
安装水泥头和固井管线，打水泥塞：3062.5m～3030m。拆水泥头和固井管线。
（5）旅大5-2-A2井（2005年）
&&&&&&&&&&&设备编号：模块钻机
1. 基础资料
表层套管：外径Ф339.73mm，下深500.07m。
裸眼：钻头直径Ф311.15mm，钻深2115m。
钻具结构：Ф311.15 mmPDC 钻头+Ф244.48mm泥浆马达+Ф282.58mm 扶正器+
Ф206.38mm非磁钻铤+Ф206.38mmMWD+ Ф206.38mm非磁钻铤+Ф206.38mm定向接头+Ф203.2
8mm浮阀+Ф203.2mm震击器+X/O+Ф139.7mm加重钻杆&14。
钻井液性能：密度1.14g/cm3,粘度52s/qt，滤失量6ml/30min，泥饼厚度0.5mm，切力7/5pa，含砂量0.1%，PH值8，钻井液体系PEM。
事故发生经过
日2:45旋转钻进至2115m。倒划眼至2096m。悬重突然从93T下降至80T，泵压从19.4MPa上升至23.9MPa，钻具不能旋转，憋扭矩31Kn.m，环空无返出。
事故处理过程
迅速降低泵速至35*2SPM、30SPM，环空憋压7.0MPa，同时下放钻具至悬重20T。缓慢释放掉扭矩后，顶驱不能旋转，不能憋扭矩。释放掉立管压力，上提至悬重85T，下放至顶驱悬重多次，无效。
检修SDI控制系统，同时继续在80T～25T悬重范围内活动钻具（泵速10SPM，泵压7.2MPa，无返出）。
顶驱故障解除后，憋扭矩30～35Kn.m下放钻具至悬重20T，释放扭矩后上提至悬重85T，反复多次，无效。汇报基地后，决定上提钻具解卡。
上下活动钻具，上提钻具悬重逐次提高至150T、160T、170T、175T和180T，下放至20T。上提时保持泵速：15～30SPM，泵压：7～8MPa左右。上提钻具至179吨时震击器工作。继续震击，当钻具逐步上移至2093m时，上提悬重突然下降至115T，但仍然憋压5.0MPa。
释放掉立管压力，上提钻具并甩掉本柱钻杆，继续上提钻具至正常悬重，旋转钻柱并缓慢开泵，钻具解卡。
（6）垦利11-1-1s井（2005年）
&&&&&&&&&&&设备编号：渤海七号
1.基础资料
表层套管：外径Ф339.73mm，下深401.30m。
钻井液性能：密度1.25g/cm3,漏斗粘度55s/qt，滤失量4.4ml/30min，泥饼厚度0.5mm，切力4/9pa，含砂量0.2%，PH值8.5，钻井液体系PEM。
钻具结构：Ф311.15 mm PDC钻头+Ф244.48mm泥浆马达+Ф304.8mm扶正器+Ф203.2mm钻铤*5
+Ф203.2mm浮阀+Ф203.2mm 震击器+变扣+Ф127mm加重钻杆*14。
事故发生经过
13:30 二开Ф311.15
mm井眼钻进至1440.90m，参数：钻压：3～10T，转速：80～90RPM，扭矩：2～13Kn.m，排量:L/Min，泵压：16.0～18.5MPa，机械钻速：20～100m/hr。12：00钻进至1437m，机械钻速变慢，基本无进尺，上下活动钻具时，扭矩由2～5Kn.m升高至8～13Kn.m，正常后活动2次，调整钻进参数，中途活动几次钻具，13：00打穿约0.4m的硬夹层，机械钻速升至20～25m/hr。13：20继续钻进至1440.90m，机械钻速又降为5～7m/hr，倒划眼活动钻具至1437.80m时，顶驱突然憋死、憋泵、无返出，钻具遇卡。1300m以后，泥浆有自加重现象，打开除泥器、离心机，更换振动筛布，密度最大上升至1.36g/cm3，但粘度微降。
事故处理过程
下放钻具，上提至正常悬重67T，多次下放钻具至全部悬重，间歇性憋扭矩下放，同时逐渐小排量打通，建立循环，慢慢将排量提至正常循环排量，上下活动钻具，钻具位置未见移动。汇报基地。
反复下放钻具，间歇性蹩扭矩下放钻具，间断性停泵下放钻具，无效。
循环正常。放掉部分老浆，加入新浆，将泥浆密度由1.32g/cm3降至1.25g/cm3。（期间顶驱刹车失灵）
活动钻具，反复上提震击（过提33T震击器响），逐渐上提至最大悬重175T，下放悬重20T，钻具位置无变化。后震击器工作失效。测泥浆性能，发现氯根含量为150000ppm，远高于正常值（39000ppm），泥浆密度增至1.28g/cm3，振动筛上始终有少量岩屑返出。
上下活动钻具，最大上提悬重175T，下放20T。泥浆密度逐渐上升至1.33g/cm3，氯根含量一直在0000ppm。
间歇性上下活动钻具，约20Min活动几次，正常上提悬重100～110T，最大上提悬重175T，下放至50T，钻具比昨天上移30cm。泥浆中氯根含量达到饱和值：180000ppm，密度上升至1.34g/cm3后稳定，振动筛基本干净。将泥浆加重至1.44g/cm3，逐渐尝试停泵，最长停泵时间30Min，再次开泵后返出正常，无憋压现象。
替20方海水，海水出钻头时开始上下活动钻具，最大上提悬重200T，钻具位置不变，下放钻具至正常悬重时，钻具回到1437.80m，上提后又回到1437.50m的位置。海水返出时，振动筛返出大量因海水浸泡导致井壁坍塌的岩屑碎片，碎片直径0.5～1cm，最大2cm，返出海水、混浆排海。
测量维护泥浆性能，间歇性上下活动钻具，约20Min活动几次，正常上提悬重100～110T，最大上提悬重175T，下放至50T。期间修理顶驱刹车系统。
爆炸松扣工具及泥浆材料到现场后替入8方稠浆至井底，停泵。电测连接测卡点工具串：单芯马龙头＋转换接头＋加重杆＋转换接头＋2312CCL＋2512上推靠臂＋2512电子线路＋2512应变力探头＋2512下推靠臂。
从鹅颈管穿电缆，送测卡点工具至357m，测试工具，上、下推靠臂打开、回收，信号正常。正转钻具4圈给钻具施加24.41KN.m的扭矩，电测NEU值有明显变化（靠NEU值的变化确定该处是否自由）。
11)& 继续下测卡点工具至加重钻杆位置，电测校深。
缓慢下测卡点工具至1375m（浮阀顶@1380.4m），打开上、下推靠臂，待NEU值平稳后，正转钻具5圈给钻具施加27.12KN.m的扭矩，NEU值没有明显变化。上提钻具值80T，下放至55T，上下活动3次，NEU值仍然没有明显变化。
调整测卡点工具位置，分别对1209m、756m、783m、1373m、1327m、1227m进行测量，对比NEU值变化（信号较弱，变化值不十分明显），现场判断卡点位置在加重钻杆以下。
14)& 起出测卡点工具。
连接14根导爆索，组装爆炸松扣仪器，下至加重钻杆位置。
16)& 电测校深。
上提钻具至150T，下放至45T，活动2次，放至正常悬重位置，钻具位置没有发生变化。正转6.5圈紧扣扭矩至31.18KN.m，最大上提至80T，最大下放至40T，活动钻具6次，每次静止观察2～3min。上提钻具至正常悬重位置，静止观察3min后无异常，逐渐释放扭矩，钻具恢复到原来位置。
反转钻具4.7圈至倒扣扭矩25.08KN.m，最大上提至70T，最大下放至50T，活动6次，每次静止观察2～3min，钻具反转0.25圈，扭矩不变。上提钻具在中和点@58T。电缆校深，下放爆炸杆中间位置在1377.7m。钻具正转了2圈，扭矩不变，怀疑钻具从上部倒开。释放扭矩。
继续施加紧扣扭矩至32.54KN.m，最大上提至75T，最大下放至50T，上下活动6次，每次静止观察2～3min，钻具上扣约2圈，释放扭矩后，钻杆标志线基本回到倒扣前位置。依次施加倒扣扭矩8.13KN.m和21.7KN.m，分别最大上提至75T，最大下放至55T，每一扭矩值上下活动6次，每次约2～3min，无变化后放置在中和点@58T。
点火引爆，5min内扭矩无变化，上下活动2次，扭矩无变化，钻具没有发生转动。第一次爆炸松扣没有成功。
21)& 起出爆炸松扣工具，导爆索已爆炸。
组装第二次爆炸松扣工具。请定向井工程师重新计算震击器以上的钻具理论重量为61T。按照程序对钻具进行再次紧扣，紧扣扭矩依次为29.83KN.m、37.96KN.m和43.39KN.m。
23)& 连接电测爆炸工具，下放至加重钻杆位置。
电缆校深。正转施加紧扣扭矩40KN.m，最大上提至70T，最大下放至50T，上下活动5次，每次静止观察3～5min。缓慢释放扭矩后施加倒扣扭矩28.47KN.m，最大上提至68T，最大下放至58T，上下活动5次，每次静止观察3～5min，中途钻杆标志线回0.1圈左右后稳定，有传递扭矩现象，决定在此扭矩松扣。
点火爆炸，6min内无扭矩变化，钻具无转动；上提下放2次，扭矩无变化，钻具无转动。第二次爆炸松扣不成功。
26)& 起出电缆爆炸松扣工具。
按照基地应急办公室指令做军事演习期间平台所有人员撤离工作。做撤离准备工作：钻具接回压凡尔和考克，接顶驱，关闭钻具考克和顶驱考克。上提钻具至65T，关闭上闸板和下闸板防喷器（中间有钻杆接箍），关闭上、下闸板的手动锁紧轮。调节井口张力器的的压力值至正常位置，关闭钻台电源和气源。对钻台所有的设备放水、扫线，关闭所有通风口、水密门、各舱室门，达到人员撤离平台状态。
28)& 平台人员撤离。
平台恢复作业。对平台设备进行恢复前检查，恢复平台的供电、供水、供气系统，连接各管线。钻台召开开井作业安全风险分析会。打开上、下闸板防喷器手控轮，打开下闸板防喷器，观察套压，套压显示为零，打开上闸板防喷器。甩回压凡尔、钻杆考克。
小排量打通，憋压4MPa，建立循环，逐渐开泵至3780L/Min，泵压18MPa，循环压力正常，振动筛返出导爆索碎皮，返出岩屑中无掉块，岩屑中发现盐晶体，最大颗粒直径1cm。
循环调整泥浆性能，泥浆密度由1.42g/cm3降至1.37g/cm3。同时间歇性上下活动钻具，约20Min活动几次，正常上提悬重100～110T，最大上提悬重150T，下放至55T。
放掉部分老浆，补充新浆，调整泥浆密度由1.37g/cm3至1.30g/cm3。同时间歇性上下活动钻具，约20Min活动几次，正常上提悬重100～110T，最大上提悬重150T，下放至55T。
卸开第一根钻杆，电缆通过鹅颈管连接测卡点仪器串：单芯马龙头＋转换接头＋加重杆＋转换接头＋2312CCL＋2512上推靠臂＋2512电子线路＋2512应变力探头＋2512下推靠臂。钻台测试，正常。
电缆下放测卡点仪器至345m，测试仪器，打开仪器上推靠臂和下推靠臂，正转1圈施加扭矩，BEU值马上有明显的变化。仪器正常。
电缆下放测卡点仪器至井底，依次对1364m、1235m、1281m、1318m、1355m、1337m、1327m进行施加扭矩，检测NEU值的变化。发现1364m
NEU值无变化，1235m、1281m、1318m的NEU值有明显的变化，1355m、1337m的NEU值无明显变化，1327m的NEU值有明显的变化。以上显示说明1327m上部钻具自由。
36)& 起出测卡点仪器。
连接14根导爆索，组装爆炸松扣工具，电缆通过鹅颈管连接爆炸松扣工具。
电缆下爆炸松扣工具，校深，下爆炸松扣工具至1295.90m。同时对钻具施加紧扣扭矩35.25KN.m，钻具正转6.7圈，稳定7Min后，释放扭矩钻具回转6.7圈。施加倒扣扭矩16.27KN.m，稳定10Min，提放钻具传递扭矩；继续施加反扭矩至25.08KN.m，稳定10Min，提放钻具传递扭矩；放置钻具悬重至50T使1295.90m处于中和点的位置；继续施加反扭矩至29.84KN.m，稳定5Min传递扭矩；继续依次施加反扭矩至32.54KN.m、33.90KN.m、35.25KN.m、35.93KN.m，依次稳定3Min传递扭矩，钻具共反转7.1圈。
点火爆炸，爆炸后钻具急速回转，扭矩下降，上提钻具，钻具自由，自由悬重50T，显示爆炸松扣成功。
40)& 起出爆炸送扣工具。
起钻至井口，发现钻具从1249.05m处松扣（第13根加重钻杆和第14根加重钻杆之间）。落鱼鱼顶在1249.05m左右，落鱼长度188.45m，落鱼组合为：Ф311.15
mm PDC钻头+Ф244.48 mm泥浆马达+Ф304.80
mm扶正器+Ф203.20mm钻铤&5+Ф203.20mm浮阀+Ф203.20mm震击器+变扣+Ф127mm加重钻杆&13。
42)& 组合通井钻具组合：Ф311.15
mm牙轮钻头+变扣+Ф203.20mm震击器+变扣+Ф165.10mm钻铤&5。
43)& 下钻至600m，遇阻10T，上下活动钻具不能通过。
划眼至井底，探落鱼顶@1249.70m（鱼顶处循环冲洗10min），排量：3400L/min，转速：60RPM。
循环处理泥浆，调整泥浆密度至1.25g/cm3，性能稳定。
46)& 起钻至267m。
47)& 起钻至井口。
第一趟电测：双侧向+微侧向+自然电位+自然伽玛+井径+阵列声波。
第二趟电测：补偿中子+密度+自然伽玛+井径。井径数据：401～423m，12.2Ф127mm；423～435m，13"；435～440m，Ф304.80
mm；440～450m，13"；450～462m，12.7Ф127mm；462～471m，Ф304.80
mm；471～480m，13"；480～521m，12.Ф127mm；521～532m，11.Ф127mm；532～556m，12.Ф127mm；556～587m，13"；587～599m，11"；599～619m，12.Ф127mm；619～623m，1Ф127mm；623～641m，12.Ф127mm；641～666m，1Ф127mm；666～693m，13"；693～727m，12.Ф127mm；727～748m，16"；748～765m，12.7Ф127mm；765～798m，13.Ф127mm；798～810m，12.7Ф127mm；810～828m，1Ф127mm；828～860m，12.Ф127mm；860～905m，16"；905～928m，12.2Ф127mm；928～962m，14"；962～975m，12.Ф127mm；975～1027m，1Ф127mm；m，12.7Ф127mm。接基地通知：第二趟电测结束后停止电测作业，下光钻杆打水泥塞封固裸眼段，出表层套管鞋后开始侧钻。
50)& 下光钻杆至1251m。
接循环头及固井管线，循环降温，同时固井配混和水（饱和盐水）。
52)& 固井管线试压15MPa&10Min，合格。
打1#水泥塞，设计封固段：m。施工数据：注冲洗液6.36方，注水泥浆19.86方，密度1.90g/cm3，替尾水0.95方，替泥浆8.28方。
54)& 拆循环头及固井管线。
55)& 快速起钻至1017m。
接顶驱，大排量循环（3500L/Min），专人在振动筛观察返出，见先行水返出。
候凝，同时小排量循环（同时观察水泥样品的稠化强度）。
58)& 探水泥面@1062m。
接循环头及固井管线，固井管线试压15MPa&10Min，合格。
打2#水泥塞，设计封固段：m。施工数据：注冲洗液6.36方，注水泥浆27.55方，密度1.90g/cm3，替尾水0.95方，替泥浆5.94方。
快速起钻至792m，大排量循环冲洗多余水泥浆，返出冲洗液和混浆排海。
候凝，同时小排量循环。现场涌浪较大，直到15：30才靠船吊固井添加剂。探水泥面@794m。
接水泥头，打3#水泥塞，设计封固段：794～550m。施工数据：注冲洗液6.36方，注水泥浆28.50方，密度1.90g/cm3，替尾水0.95方，替泥浆3.63方。
快速起钻至540m，大排量循环冲洗多余水泥浆，返出冲洗液和混浆排海。
打4#水泥塞，设计封固段：550～350m。施工数据：注冲洗液6.36方，
注水泥浆19.76方，密度1.90g/cm3，替尾水0.95方，替泥浆1.72方。
快速起钻至390m，大排量循环冲洗多余水泥浆，返出冲洗液和水泥浆排海。
68)& 候凝后侧钻。
（7）垦利11-1-1s井（2005年）
&&&&&&&&&&设备编号：渤海七号
1. 基础资料
表层套管：外径Ф339.73mm，下深401.30m。
技术套管：外径Ф244.48mm，下深1238.41m。
钻井液性能：密度1.43g/cm3,漏斗粘度52s/qt，滤失量3.8ml/30min，泥饼厚度0.5mm，切力4/5pa，含砂量0.1%，PH值8，钻井液体系饱和盐水。
钻具结构：Ф215.90mmPDC钻头+Ф171.45mm泥浆马达+Ф203.20mm扶正器+Ф165.10mm钻铤*5+Ф165.10mm浮阀+Ф165.10mm震击器+X/O+Ф127mm加重钻杆。
事故发生经过
04:00 三开Ф215.90
mm井眼钻进至至1472m。倒划眼活动钻具至1470.56m时，顶驱突然蹩死、憋泵、无返出，钻具遇卡。钻进参数：钻压1~2T，排量2600L/min，泵压18~18.5MPa，转速80RPM，扭矩2~4KN.m，机械钻速5~10m/hr。每钻进20~50cm，倒划眼至扭矩、悬重正常后继续钻进，m倒划眼扭矩、悬重正常；倒划眼参数：排量1600L/min，泵压10~13MPa，转速60RPM，扭矩5~15KN.m。振动筛返出泥岩岩性不变。
事故处理过程
下放钻具，上提至正常悬重59T，多次下放钻具至全部悬重，间歇性蹩扭矩下放，同时逐渐小排量打通，泵冲10spm，泵压3MPa，井口逐渐有返出，提高泵冲至12spm，压力很快升至10MPa，停泵，放压，继续维持泵冲10spm，泵压3MPa，井口有返出。上下活动钻具，钻具位置未见移动。汇报基地。
活动钻具，反复上提震击（过提45T震击器发生震击），逐渐上提至最大悬重175T，下放至悬重20T，钻具位置无变化，间歇性上提震击（震击器震击力逐渐减小），下放至震击器复位，泵冲10spm，泵压3MPa，3～5分钟上下活动钻具一次。
逐渐开泵至憋压13MPa，同时反复上提震击（过提35T震击器发生震击），逐渐上提至最大悬重175T，下放至震击器复位，压力微降，返出增加；继续开泵憋压15MPa，上下活动钻具，依次逐渐上提至最大悬重175T、180、200T，静止5分钟，下放至震击器复位，返出明显增多。
开泵至34spm，泵压15~16MPa，返出流量6%，建立循环。
逐渐开泵至100spm，泵压17~18MPa，返出正常(28%)。间歇性上提震击，逐渐上提至最大悬重175T，下放至震击器复位。期间加重泥浆，逐渐提高泥浆密度至1.60kg/m3。
循环，泵冲100spm，泵压17~18MPa，间歇性上提震击，逐渐上提至最大悬重175T，下放至震击器复位，20分钟活动钻具一次。期间尝试蹩扭矩下放，扭矩升至33.9KN.m蹩停，钻具无法转动。
停泵，压力降至3MPa后维持不变，放压，替入3.5方SR301解卡剂，顶替泥浆过程中泵冲40spm，泵压13MPa，返出正常。停泵，泵压降至7MPa后维持不变，无返出。
憋压7MPa，用SR301解卡剂浸泡井眼；间歇性上提震击，逐渐上提至最大悬重150T，下放至震击器复位，20分钟活动钻具一次。泵压降至6.5MPa。
浸泡井眼3小时后，憋压6.5MPa，反复上提震击，逐渐上提至最大悬重175T，下放至震击器复位，3～5分钟上下活动钻具一次。尝试上提至最大悬重200T，未能提活钻具。泵压降至5MPa，浸泡16小时，钻具位置没有变化。
放压，尝试小排量打通，泵冲10spm，泵压升至15MPa，井口无返出；憋压至20MPa，同时反复上提震击，逐渐上提至最大悬重175T，下放至震击器复位，5分钟上下活动钻具一次，井口仍无返出，共计泵入泥浆20.9m3。
放压，立管压力逐渐升至10MPa，继续放压，泥浆逐渐回吐15m3；间歇性上提震击，逐渐上提至最大悬重175T，下放至震击器复位，10分钟上下活动钻具一次。
测卡点及爆炸松扣工具到现场后连接测卡点工具串：单芯马龙头＋转换接头＋加重杆＋转换接头＋2312CCL＋2512上推靠臂＋2512电子线路＋2512应变力探头＋2512下推靠臂。
从鹅颈管穿电缆，送测卡点工具至313m，测试工具，上、下推靠臂打开、回收，信号正常。正转钻具4圈给钻具施加24.41KN.m的扭矩，NEU值有明显变化。
14)& 继续下测卡点工具至加重钻杆位置，电测校深。
缓慢下测卡点工具至1407m（浮阀顶@1413.41m），打开上、下推靠臂，待NEU值平稳后，正转钻具4.5圈给钻具施加27.12KN.m的扭矩，NEU值没有明显变化。上提钻具至80T，下放至54T，上下活动3次。依次在1400m、1380m、1285m施加扭矩，1400m、1380m的NEU值变化微弱，1285m的NEU值变化比较明显，再次在1405m施加扭矩，NEU值变化比较明显。显示说明1405m上部钻具自由（挠性短节顶@1409.33m）。
16)& 起出测卡点工具。
连接12根导爆索，组装爆炸松扣工具，电缆通过鹅颈管连接爆炸松扣工具。电缆下爆炸松扣工具至1403m，校深。
放置钻具悬重至55T使1403m处于中和点的位置，依次对钻具施加紧扣扭矩24.41KN.m、29.83KN.m、35.26KN.m，同时提放钻具传递扭矩，每次提放后稳定3~5min，钻具共正转8圈；释放扭矩，钻具回转7.1圈。放置钻具悬重至55T，依次施加倒扣扭矩20.34、25.76KN.m，同时提放钻具传递扭矩，每次提放后稳定5min，钻具共反转5.8圈；继续施加反扭矩至27.12KN.m，稳定5Min传递扭矩，钻具共反转6.1圈。
点火爆炸，爆炸后钻具急速回转，扭矩下降，上提钻具，钻具自由，自由悬重55T，爆炸松扣成功。
20)& 起出点火爆炸工具。
起钻至井口，发现钻具从1402.7m处松扣（第1根加重钻杆和震击器之间）。落鱼鱼顶在1403m左右，落鱼长度66.55m，落鱼组合为：Ф215.90mmPDC钻头+Ф171.45mm泥浆马达+Ф203.20mm扶正器+Ф165.10mm钻铤*5+Ф165.10mm浮阀+Ф165.10mm震击器。
通井后电测，打水泥塞回填至1050m，转入试油作业。
（8）秦皇岛32-6-D29h井（2007年）
1. 基础资料
隔水导管：外径Ф508.00mm，下深98.42m。
表层套管：外径Ф339.73mm，下深247.66m。
技术套管：外径Ф244.48mm，下深1605.00m。
裸眼：钻头直径Ф215.9mm，钻深2488m。
钻井液性能：密度1.12g/cm3,漏斗粘度65s/qt，滤失量5ml/30min，泥饼厚度0.5mm，切力4/9pa，含砂量0.2%，PH值8.5，钻井液体系PEC。
事故发生经过
Ф215.9mm井眼钻进至1870m，循环，短起至1676m时，钻具上提遇卡15T，下放至大钩悬重，上下活动钻具不能通过。起钻至1671m，甩立柱接方钻杆，开泵打通后，开排量至1650L/min循环，同时上下活动钻具，最大上提至90T，下放至10T，未解卡。卸掉方保接头和考克，坐滚子补心进方转盘，下压并施加扭矩，尝试多次未能解卡。汇报基地，最大上提至110T，下放至10T，尝试5次不能解卡。继续上提至80T～90T，下放至全部悬重，反复活动钻具。
事故处理过程
继续尝试上下活动钻具、施加扭矩解卡，上提至80T～90T，下放至全部悬重，不能解卡。期间保持循环，排量
l/min，泵压 12～16MPa。
继续尝试上下活动钻具，上提至80T～90T，下放至全部悬重，不能解卡。下压时用转盘施加扭矩，保持4～8min，上提至65T，重复多次。期间保持循环，排量
l/min，泵压12～16MPa。泥浆中侵入大量原油，油含量12％，和陆地油藏技术部门及油矿进行原因分析，怀疑和附近注水井D16井有关，油矿停注D16井。
继续尝试上下活动钻具、施加扭矩解卡，上提至80T～90T，下放至全部悬重，不能解卡。期间保持循环，排量
l/min，泵压
12～16MPa。泥浆中侵入大量原油，油含量12％～20％，密度降至1.05S.G，漏斗粘度增至90s～100s。
继续尝试上下活动钻具、施加扭矩解卡，最大上提至110T，下放至10T，不能解卡。期间保持循环，排量 l/min，泵压
12～16MPa。
清理1#泥浆池。
在1#池配制17方解卡剂，配方为：17方柴油＋0.6吨PF-PIPELAX 解卡剂。
用2#泥浆泵泵入13方解卡剂，大排量顶替泥浆11.5方。排量：1500L/min，泵压：10.69MPa。
浸泡解卡剂，每15min顶替20冲井浆一次。期间反复上提钻具至悬重70T，下压全部钻具重量。下压时用转盘施加扭矩，旋转8圈后悬重逐渐回升，钻具下移0.5米，上提至70T时钻具上移0.3m。上下活动钻具直至钻具完全解卡。
开泵循环，未见有明显解卡剂返出。回收泥浆15方。
&(9) 秦皇岛32-6-E25h井（2007年）
&&&&&&&&&设备编号：修井机
1. 基础资料
表层套管：外径Ф339.73mm，下深198.41m。
裸眼：钻头直径Ф250.83mm
钻井液性能：密度1.15g/cm3,漏斗粘度65s/qt，滤失量2.8ml/30min，泥饼厚度0.5mm，切力6/9pa，含砂量0.1%，PH值9，钻井液体系PEC。
通井钻具组合：Ф250.83mmPDC钻头+Ф196.85mm泥浆马达+Ф171.45mm
非磁钻铤+Ф171.45mm浮阀+Ф171.45mm震击器+Ф127mm加重钻杆*15。
事故发生经过
Ф250.83mm井眼钻进至着陆井深1443.5m，循环起钻后组下通井钻具至井底，起钻至268m遇卡15T，活动钻具无法通过。活动钻具过程中活动空间逐渐减少。接顶驱，开泵无返出，钻具无法转动，井下发生卡钻事故，卡钻深度277m。
事故处理过程
小排量（137L/Min）开泵，泵压1MPa，环空没有返出；短时间开泵至2000L/Min，泵压6.5MPa（正常钻进至273m，排量2058L/Min，泵压6.25MPa），环空没有返出；停泵后憋压0.4MPa。下放至大钩悬重，震击器未工作；上提至67T时震击器工作，但钻具位置未上移；在35T～10T范围内活动钻具（正常上提悬重32T，大钩加顶驱悬重13T），未能解卡。同时协调Ф47.63mm小油管到现场，准备进行环空冲砂。
配置堵漏泥浆（配方：膨润土浆+0.5TSEAL），泵入堵漏泥浆9方，排量200L/Min，泵压1.1MPa，环空始终未见返出。期间继续活动钻具，悬重控制在35T～10T。
现场配置堵漏泥浆，同时加工小油管下入工具。
间断注入堵漏泥浆20方（配方：膨润土浆+SEAL 1T+BLN
1T），排量200L/Min，泵压1.1MPa，井口始终无返出。期间继续活动钻具，悬重控制在35T～10T。
下入Ф47.63mm英寸小油管25根至202m。
接管线冲砂至215m。排量670L/Min，泵压4.5MPa，212m之后冲砂困难。
继续使用小油管进行环空冲砂至217.5m，215m后冲砂较为困难，217.5m后没有效果。排量670L/Min，泵压4.5MPa。
上提小油管至202m，在环空转动90°，换位置重新冲砂至217.5m后基本没有效果。
接顶驱，小排量（130L/Min）开泵，泵压1MPa，环空未见返出；上下活动钻具，间歇性蹩扭矩下放，控制大钩悬重在35T～10T之间，未能解卡。
注入1#池堵漏泥浆（配置10方堵漏泥浆，加入1吨SEAL+1吨BLN），出钻头后提高排量至2200L/Min，试图通过高排量憋通环空，泵压最高增至7MPa后开始下降，环空一直未见返出，停泵。
起甩Ф47.63mm小油管至77m（井内剩余8根）。
接基地通知，将表层套管鞋以上环空替为稀胶液，钻具内替入稀胶液。
14)& 继续将Ф47.63mm小油管下至表层套管鞋处。
同时配置泥浆密度为1.05g/cm3的稀胶液。
钻台继续活动钻具，控制悬重在35T～10T之间，间歇性憋压1MPa，蹩扭矩下放，未能解卡。
往1#池输比重为1.05g/cm3的稀胶液。
通过小油管将套管与钻杆环空内替满稀胶液，钻杆内替入稀胶液。
19)& 起甩小油管15根。
钻台间歇性活动钻具，悬重控制在35T～10T之间，未能解卡。
起甩Ф47.63mm小油管至井口，发现最后一根小油管落井，出井最后一根油管公扣受挤变形。鱼头顶部深度208.23m，落鱼长度9.27m。
钻台继续活动钻具，控制悬重在35T～10T范围内，间歇性蹩扭矩（15～20KN*m）下放钻具，未能解卡。
准备上提钻具至120T，检查钻台设备。顶驱卸扣时滑轨脱出反扭矩限位爪，现场修理。同时测井人员组装测卡点仪器及做爆炸松扣准备。
钻台继续上下活动钻具，以上提为主，上提钻具至80T之前钻具位置没有发生变化，上提钻具至85T时震击器工作，钻具上移，随后继续上提钻具，震击器不再工作，最大上提至120T，快速下放至顶驱悬重，未能解卡。期间钻具共上行0.5m。
测井人员安装测卡点仪器，测量卡点位置。下测卡点仪器至246m，上提测卡点位置。在237.5m接箍处钻具是自由的，确定震击器上面第一根加重钻杆以上钻具是自由的。汇报基地，决定从第二根加重钻杆和第三根加重钻杆之间爆炸松扣。
26)& 现场连接导爆索，共使用10条导爆索。
下爆炸松扣工具至第二根与第三根加重钻杆之间，根据CCL校深点火位置在225.8m。
钻台上提钻具至25T，施加120%倍上扣扭矩（25KN*m），钻具旋转3/4圈，上下活动钻具传递扭矩，释放扭矩，钻具回转3/4圈；施加反扭矩（80%倍上扣扭矩），钻具旋转2/3圈，上下活动钻具传递扭矩；通知电测工作间点火，爆炸后扭矩由20KN*m下降至14KN*m，反转钻具2圈，确认扣已倒开。
29)& 起甩爆炸松扣工具。
接顶驱，重新上扣至8KN*m，钻具旋转1.5圈。钻具内泵入3方稠泥浆，排量300L/Min，泵压2MPa。
31)& 倒开钻具，上提钻具0.5m，上提悬重31T。
开泵循环，开泵后逐渐提高排量2200L/Min，发现井下有漏失。迅速停泵，停泵地层回吐泥浆约3方。
替入5方稠泥浆（内加SEAL），小排量（600L/Min）循环，地层微漏；提高排量至800L/Min时，测漏速约为9方/小时，降低排量至600L/Min，同时向循环池内加入0.5T
SEAL，地层仍微漏。
上提钻具，最大上提50T提活钻具，下放钻具遇阻。替入5方稠泥浆，顶替到位后起甩1柱钻杆，接顶驱开排量至600L/Min时地层开始漏失，漏速8~10方/小时。
配置堵漏稠膨润土浆10方，内加1T单封、1T复合堵漏剂。同时起钻检查爆炸位置，确认钻具从第二根与第三根加重钻杆接箍处倒开。井内落鱼组成：Ф250.83mmPDC钻头+Ф196.85mm泥浆马达+Ф165.1mm短非磁钻铤+Ф165.1mm非磁钻铤+Ф165.1mm浮阀+Ф165.1mm震击器+Ф127mm加重钻杆*2，落鱼顶在225.8m，落鱼长度49.77m。
36)& 下钻至205m，泵入堵漏浆8方。
37)& 起出钻具。
关盲板防喷器，开泵排量20SPM，向井内挤泥浆进行堵漏，共挤注4方堵漏泥浆，泵压升至1.5Mpa。同时做组合套铣工具准备。套铣工具组合：Ф206.38mm铣鞋+Ф206.38mm套铣筒&4+变扣+Ф165.1mm震击器+Ф127mm加重钻杆*12。
39)& 下套铣钻具至202m。
接顶驱，开小排量，低转速，缓慢下放钻具，探鱼顶在226.71m。其中套铣钻具下放至216.8m时有1T的遇阻显示，随后恢复正常，扭矩一直没有变化。
套铣落鱼，参数：钻压0～1T，排量600～700L/Min，转速20RPM，扭矩2～5KN*m。确认鱼头进入套铣筒后逐步将排量提高至L/Min，转速提高至50RPM，扭矩2～5KN*m。套铣过程中每套铣2～4米上下划眼一次。
套铣落鱼至265m，参数：钻压0～3T，排量L/Min，转速50RPM，扭矩2～5KN*m。套铣过程中每套铣2～4米上下划眼一次。
循环，替5方稠浆携砂，循环至返出干净，替8方稠浆垫底。
44)& 起钻，甩套铣筒。
组合对扣打捞工具组合为：变扣+Ф171.45mm震击器+Ф127mm加重钻杆*1+Ф165.1mm钻铤*4+Ф127mm加重钻杆*12。
下钻，探鱼顶在226.71m。测上提悬重29T，下放悬重28T。
47)& 大排量循环冲洗鱼顶。
降低排量至200L/Min，转速10RPM，缓慢下放钻具对扣，扭矩逐渐由3Kn.m上升至15Kn.m，反复施加紧扣扭矩至25KN*m。上提钻具，钻具悬重升至40T，确认对扣成功。
开小排量，憋压1MPa，蹩扭矩下放钻具，钻头位置由277m逐渐下移至283m，扭矩由25Kn.m逐渐降至5～8Kn.m，钻具自由，但环空无返出，
憋压至1.45MPa。继续下放钻具时，钻压升高，泵压升高至3.8MPa，担心向下划出新井眼，停止下划。
在277m～283m之间上下活动钻具，尝试开泵，环空逐渐有返出，但返出流量很小；下放钻具时基本无返出，上提钻具时有返出，但返出量低于正常量，钻具憋压。同时往泥浆中加入0.5T
SEAL。在277m～283m井段活动钻具，排量300~550L/Min，转速30～100RPM，返出一直低于正常排量，提高排量后返出反而降低，快速活动钻具，提高转速，效果不明显，钻具内始终憋压。用堵漏泥浆闭路循环尝试堵漏，没有效果。
开泵小排量（200L/Min）上提钻具，上提悬重33T。缓慢上提钻具至276.5m有遇卡显示，缓慢上提至悬重60T，下放钻具自由；逐步增加上提悬重至66T时震击器工作，下放钻具遇阻，尝试多次无法下放，蹩扭矩下放无法解卡。钻具累计上行1.5m，钻头深度275m。
上击钻具，上下活动，控制悬重在120T～17T之间。上提时上部震击器在67T时工作，下部震击器在70T时工作；下放时震击器未工作。
活动钻具过程中，钻具累计上行1m，钻头深度274m。钻具上行至274m后，震击3个小时钻具位置不变，汇报基地，决定从第一、第二根加重钻杆之间爆炸松扣。
55)& 更换顶驱导轨反扭矩限位梁。
56)& 现场连接导爆索，共使用10条导爆索。
下爆炸松扣工具至第一根与第二根加重钻杆之间，根据CCL校深点火位置在233.5m。
钻台上提钻具至30T，施加120%倍上扣扭矩（25KN*m），钻具旋转3/4圈，上下活动钻具传递扭矩，释放扭矩，钻具回转3/4圈；施加反扭矩（80%倍上扣扭矩），钻具旋转2/3圈，上下活动钻具传递扭矩；通知电测工作间点火，爆炸后扭矩由20KN*m下降至14KN*m，反转钻具2圈，确认扣已倒开。
59)& 起甩爆炸松扣工具。
接顶驱，重新上扣至8KN*m，钻具旋转1.5圈。钻具内泵入3方稠泥浆，排量300L/Min，泵压2MPa。倒开钻具，上提钻具0.5m，开泵循环，逐渐提高排量2000L/Min。
起出，发现钻具从第二、第三根加重钻杆之间倒开（上次倒开位置）。组合套铣钻具：Ф244.48mm铣鞋+Ф244.48mm套铣筒&6+变扣+Ф165.1mm震击器+Ф127mm加重钻杆*13。
62)& 下套铣钻具至205m。
轻微遇阻，开泵划眼至鱼顶224.23m，划眼参数：排量900L/Min，转速30RPM。划眼至鱼顶，钻具蹩跳严重，多次上下活动钻具，使鱼头进入套铣鞋。套铣落鱼，套铣参数：钻压1～3T，排量L/Min，转速30～50RPM，扭矩3～6KN*m。套铣过程中每套铣3~5m活动钻具一次。套铣至283.14m钻压增大至4T，停顶驱下放，仍有4T显示，判断已套铣至马达扶正器顶部。
大排量循环携砂，替入5方稠浆携砂，振动筛返出少量岩屑；循环，井底垫7方稠浆。
65)& 起钻。
66)& 甩Ф244.48mm套铣工具。
组下对扣钻具，钻具组合为：浮阀+Ф165.1mm钻铤*4+Ф127mm加重钻杆*12。
下对扣钻具至224m，接顶驱探鱼顶@234.29m。测上提悬重29T，下放悬重28T。
大排量循环冲洗鱼顶5Min。降低排量至200L/Min，转速10RPM，缓慢下放钻具对扣，扭矩逐渐由3Kn.m上升至15Kn.m，反复施加紧扣扭矩至25KN*m。上提钻具，钻具悬重升至40T，确认对扣成功。
起钻至井口，确认捞出落鱼。甩落鱼钻具组合。Ф47.63mm小油管位于震击器和第一根加重钻杆之间被一起打捞出来。
71)& 通井下Ф177.8mm套管至设计深度。
（10）渤中34-1-A7井（2007年）&&&&&&&&&&&&&&
设备编号：HYSY935&
1. &基础资料
表层套管：外径Ф339.73mm，下深192.88m。
裸眼：钻头直径Ф311.15mm，钻深2507.17m。
钻具结构：Ф311.15 mmPDC钻头+Ф244.48mm泥浆马达+Ф203.2 8mm浮阀 +Ф273.05mm 扶正器+
Ф203.28mm非磁钻铤+Ф203.28mmMWD+
Ф203.28mm非磁钻铤+Ф196.85mm震击器+X/O+Ф127mm加重钻杆&14。
钻井液性能：密度1.20g/cm3,漏斗粘度56s/qt，滤失量3.6ml/30min，泥饼厚度0.5mm，切力12/7pa，含砂量0.2%，PH值9，钻井液体系GID。
事故发生经过
日6:00，钻完一柱，倒划眼至2485m，顶驱憋停，下放钻具约1m，泵压突然上升至25MPa，迅速降低排量，下放钻具遇阻；以不同的排量，多次施加扭矩28～31Kn.m下放钻具，钻头位置不变，汇报基地。泵入5方稀塞，在稀塞出钻头时施加扭矩下放钻具，情况依旧。活动钻具过程中返出正常，排量3000L/Min时，泵压20.0MPa。
&事故处理过程
在110～22T之间上提下放活动钻具，控制悬重在110～22T，间歇性憋扭矩28～31Kn.m活动钻具，下压至22T静止5分钟，无效。
替解卡剂23方，配方：15方柴油＋2桶PIPE-LAX。在110～22T之间上下活动钻具，间歇性憋扭矩28～31Kn.m，无效。
上提下放活动钻具，最大上提至悬重220T，震击器没有工作。间歇性憋扭矩28～31Kn.m活动钻具，下压至22T静止5分钟，无效。活动钻具过程中返出正常，排量3200L/Min时，泵压20.0MPa。
上提钻具至60T，憋扭矩30Kn.m下放至悬重22T，静止15～30分钟，如此反复，保持泵速3200L/Min，泵压20.5MPa。同时降低泥浆比重至1.16
g/cm3，维持粘度在50～55 s/qt，无效
电测测卡点。
上提下放活动钻具，上提钻具至80T，憋扭矩30Kn.m下放至悬重22T，静止15～30分钟，如此反复。期间配柴油解卡剂32方，配方：32方柴油＋6桶PIPE-LAX。替稠隔离液6方＋解卡剂30方＋稠隔离液3方，使用泥浆顶替到位，钻杆内留解卡剂约5方连续上提下放活动钻具，下放钻具憋扭矩31Kn.m，控制悬重在80～22T。
每隔10分钟，上提至悬重80T，憋扭矩下放钻具活动3～5次后，将钻具憋扭矩30Kn.m下压至悬重22T静止，施加扭矩时记录钻具转动圈数。释放扭矩后重复以上操作，每隔0.5～0.75小时泥浆顶替20冲。
不憋扭矩逐次上提钻具至130T、150T、180T，下压至悬重22T，后上提至悬重80T，憋扭矩下放钻具活动3次后，将钻具憋扭矩30Kn.m下压至悬重22T静止10分钟，释放扭矩后重复以上操作。当第四次上提钻具至180T，下压钻具至22T时，悬重突然恢复到65T，开顶驱，钻具能够旋转，钻具解卡。
（11）绥中36-1-C30
井（2008年）&&&&&&&&&
设备编号：模块钻机
1. 基础资料
表层套管：外径Ф339.73mm，下深187.5m。
裸眼：钻头直径Ф311.15mm，钻深1153m。
钻具结构：Ф311.15 mmPDC 钻头+Ф244.48mm泥浆马达+Ф203.2 8mm浮阀+Ф273.05mm 扶正器+
Ф206.38mm非磁钻铤+Ф206.38mmMWD+
Ф206.38mm非磁钻铤+Ф206.38mm定向接头+Ф203.2mm震击器+X/O+Ф139.7mm加重钻杆&14。
钻井液性能：密度1.04g/cm3,粘度27s/qt，含砂量0.2%，PH值6.5，钻井液体系膜屏蔽体系。
事故发生经过
日8:30滑动增斜增方位钻进至1153.5m。甩一个单根，准备循环调整泥浆起钻。接回方钻杆后开泵返出正常，上提钻柱遇卡，下放遇阻。在上提悬重100～130T和下放悬重5T之间多次上下快速活动钻柱，钻柱位置没有改变。上提至130T并保持此悬重5分钟，下压至5T并保持5分钟，钻柱位置依然没有变化。坐卡瓦憋扭矩12～15KN*m并保持扭矩3～5分钟，钻柱不能旋转。期间分三次泵入海水，累计24方，海水出钻头后在130T～5T之间多次上下快速活动钻柱，钻柱位置没有改变。
事故处理过程
坐卡瓦憋扭矩12KN*m，小排量循环至返出口泥浆密度为1.03g/cm3（循环排量700L/min，循环过程中最大泥浆密度1.15g/cm3）。释放掉扭矩，快速上提至悬重130T，快速下放至大钩悬重，钻具下移10cm；再次上提至130T，快速下放至大钩悬重，钻具自由。循环调整泥浆。起钻至792m遇卡10T，多次上下活动钻具不能通过卡点。接方钻杆，划眼修整井壁至775m，划眼过程比较困难，悬重异常偏高。起钻至630m。
接方钻杆，小排量替入新配制的膜屏蔽钻井液循环携砂，循环过程中悬重异常，阻卡现象严重（最大悬重95T，最低悬重10T，正常悬重45T）。循环过程中井下一直漏失，计算漏速约20～30方/小时。起钻至424m遇卡15T，上下活动钻具无法通过。此时钻杆接头在转盘面以下1.2m，无法接方钻杆。在5T～110T范围内上下快速活动钻柱，钻柱位置不变；坐卡瓦憋扭矩10KN*m并维持3分钟，钻柱不能旋转。汇报基地。
从二层台接2"管线和循环头，小排量打通时井口始终无返出，环空灌满井筒，测静止漏速20～30方/小时。在90T～5T范围内上下快速活动钻柱，钻具位置缓慢上移0.8m。从环空连续灌液，测静止漏速20～30方/小时。期间配制堵漏泥浆。在90T～5T范围内上下快速活动钻柱，钻具位置继续缓慢上移0.6米，累计上移1.4m，钻杆接头露出转盘面0.2m。从环空连续灌液，测静止漏速20～30方/小时。继续配制堵漏泥浆23方，配方：般土4T，PF-XC0.025T，纯碱0.025T，烧碱0.025T，PF-SEAL
1T。拆管线和循环头，卸甩一柱钻杆，接回方钻杆。小排量开泵循环，替入20方堵漏泥浆（排量500L/min，泵压1.7MPa），替入过程中环空一直无返出，从环空连续灌液，计算漏速约30方/小时。间歇在90T～5T范围内上下快速活动钻柱，钻具位置没有变化。从环空连续灌液，测静止漏速约20～30方/小时。上提钻柱至悬重150T，快速下砸至大钩悬重，重复多次，钻柱缓慢上移，累计上移18.46m，期间震击器工作1次。由于绞车主滚筒离合器摩擦片磨损严重，最大只能上提至100T，现场无备件。间歇在悬重100T～5T之间活动钻具，钻柱位置不动。坐卡瓦间歇给钻柱施加扭矩，钻柱始终不能旋转。环空连续灌浆，测静止漏速15～20方/小时。期间继续配制堵漏泥浆。
上提钻柱至悬重90T并维持此悬重5分钟，快速下砸至大钩悬重并维持5分钟，重复多次，钻柱位置不动。环空连续灌浆，测静止漏速15～20方/小时。间歇在130T～大钩悬重上下活动钻具，钻柱位置不动。环空连续灌浆，测静止漏速约15方/小时。缓慢开泵，排量逐渐增加到3200L/min，泵压5MPa，环空一直无返出。期间上下活动钻柱，钻柱位置无变化。继续在100T～5T上下活动钻具，钻柱位置不动。环空连续灌浆，测静止漏速约15方/小时。
清理泥浆池，加满地热水（平台地热水供应速度为20～30方/小时），配制堵漏泥浆60方，配方：般土8T，PF-SEAL
2T，PF-BLN
1T。缓慢开泵，以300～500L/min的排量泵入堵漏泥浆50方，泵压由1.30MPa缓慢升高至3.6MPa后迅速下降至1.5MPa，泵入过程中一直无返出，计算漏失速度15～20方/小时。期间在悬重150T～5T间歇上下快速活动钻具，钻具位置不变。间歇在150T～5T上下活动钻具，钻柱位置不变。期间配制般土浆40方。环空连续灌浆，测静止漏速约15方/小时。
测井人员安装测卡点仪器，测量卡点位置。根据测量数据判断357.6m以上钻柱是自由的，即震击器上面第一根加重钻杆母接箍以上部分是自由的。起出测卡点仪器。
大风待机。期间继续从钻杆内灌浆，井口开始有返出。逐渐提高排量至排量L/min，泵压3～4MPa，漏速20～30方/小时。降低排量至600～700L/Min，泵压2MPa，漏速约5方/小时。继续循环，排量400～500L/min，漏速2～5方/小时。配制般土浆50方。继续循环，逐渐提高排量至L/min，泵压5～6MPa，振动筛返出少量堵漏材料，漏速60方/小时。期间在60T～5T之间上下活动钻柱，钻柱位置不变。逐渐提高排量至L/min，泵压5～6MPa，循环15分钟左右，期间间歇在120T～5T之间上下活动钻柱，后改为小排量400～500L/min循环，补充地热水维持泥浆池液面。重复上述操作，振动筛返出少量堵漏材料和岩屑，钻柱位置不变。平台不能供应地热水，降低排量至600L/min循环，漏速15方/小时。期间间歇在120T～5T之间上下活动钻柱，钻柱位置不变。启海水泵维持液面，继续循环，排量L/min，泵压5～6MPa，期间间歇在120T～5T之间上下活动钻柱，钻柱位置不变。由于海水供应量为20方/小时，每循环半小时循环池加满海水一次。测漏速40～50方/小时。
继续循环，排量L/min，泵压5～6MPa，期间间歇在120T～5T之间上下活动钻柱，钻柱位置不变。每循环半小时循环池加满海水一次。测漏速40～50方/小时。循环，排量500～600L/min。期间间歇在120T～5T上下活动钻具，钻具位置不变。测漏速3～5方/小时。拆原循环头，接活络弯头和管线。继续循环，排量500～600L/min，漏速3～5方/小时。间歇憋扭矩10～12Kn.m并维持5～10分钟，钻具不能转动；期间间歇在120T～5T上下活动钻具，钻具位置不变。继续小排量500～600L/min循环。期间间歇在120T～5T上下活动钻具，钻具位置不变。配制稠搬土浆40方。苏连海起重58号靠C平台。钻台继续小排量循环，漏速3～5方/小时。继续间歇在150T～5T上下活动钻具，钻具位置不变。配制稠般土浆40方。
召开爆炸松扣作业前交底会和风险分析会，做爆炸松扣准备工作，通知周围平台和船舶无线电静默。测井爆炸松扣人员安装爆炸管和导爆索；钻杆内替50米稠般土浆防冻，拆活络弯头和循环管线，上提至中和点后坐卡瓦。爆炸松扣作业，共用导爆索10股。爆炸位置：震击器上部第一根和第二根加重钻杆之间，爆炸深度：357.62m。点火后钻具回转半圈。坐卡瓦倒扣，倒扣扭矩11～12Kn.m，共计倒扣2次，第一次倒扣时钻具反转一圈半，第二次钻具反转一圈，倒扣过程中钻具跳动厉害。上提钻具，接循环头循环，振动筛返出较多堵漏材料和少量华油添加剂，循环过程中循环池液面稳定。
起钻，共起出5"钻杆6柱。起钻过程中悬重比计算悬重轻，其中第5柱钻杆中间丝扣松开3扣。井下落鱼组合：12-1/4"PDC-bit+9-5/8"PDM+8"F/V+10-3/4"STAB+8"NMDC+8"MWD+8"NMDC+7-3/4"JAR+X/O+5"HWDP13+5"DP14，计算落鱼顶深114.62m。下钻探鱼顶在114.62m。下钻过程中每根钻杆紧扣，紧扣扭矩27～29KN.m。缓慢下放钻具至鱼顶深，人力反向旋转钻具，多次尝试对扣未成功。提出转盘方瓦，尝试从不同方向下放旋转钻具，晃动钻具等措施对扣，均未成功。接方钻杆，多次尝试探鱼顶，下放超过鱼顶深30cm，悬重没有变化，对扣未成功。起出上部钻杆。
井口打磨铅印底平面，组合打印钻具。钻具组合：12"铅印+5"HWDP2+5"DP。下钻至鱼顶深度，下压2T，打印。起钻至井口，观察铅印印痕，发现钻杆落鱼顶部不居中。钻台组合弯钻杆，下钻至鱼顶深度。多次旋转不同方向下放钻具对扣，在悬重降低时用管钳旋转钻具上扣，未成功。继续下放钻具至悬重减少1T，管钳旋转钻具上扣至旋转不动，坐卡瓦继续施加正扭矩12KN.m，过提钻具10T，钻具不动，坐卡瓦倒转，钻具脱开。起钻至井口，检查钻杆公扣，有一面约3扣磨损较严重。钻台组合对扣钻具，下钻至鱼顶深度。接方钻杆，缓慢下放探鱼顶，待悬重有所减少时开动转盘，尝试多次后对扣成功。紧扣，转盘施加扭矩至最大值20Kn.m。
做测卡点准备工作。测井人员安装测卡点仪器，测量卡点位置。根据测量数据判断357.62m以上钻柱是自由的，即震击器上面第一根加重钻杆母接箍以上部分是自由的。起出测卡点仪器。召开爆炸松扣作业风险分析会，做爆炸松扣准备工作。测井爆炸松扣人员安装爆炸管和导爆索，下爆炸松扣工具至爆炸点，校深。上下多次活动钻具，上提钻具至中和点后过提2T，用方钻杆给钻具施加反扭矩10～11Kn.m，钻具突然反转半圈并晃动厉害。上提爆炸松扣工具至60m，用方钻杆正转重新对井下钻具紧扣。下爆炸松扣工具至爆炸点深度，校深，上下活动钻具，施加反扭矩9Kn.m，爆炸松扣作业，共用导爆索10股。爆炸位置：震击器上部第一根和第二根加重钻杆之间，爆炸深度：357.62m。点火后钻具位置基本没有变化。利用方钻杆倒扣，反转钻具时钻具不能转动，释放扭矩后钻具回转到原位置，判断井下钻具未倒开。
测井爆炸松扣人员再次安装爆炸管和导爆索，下到位后上下多次活动钻具，施加反扭矩10Kn.m，再次爆炸松扣作业。爆炸深度和上次爆炸深度一致，共用导爆索10股。点火后钻具位置没有变化。利用方钻杆倒扣，反转钻具时钻具不能转动，释放扭矩后钻具回转到原位置，判断井下钻具未倒开。紧扣作业：上提悬重至中和点，转盘施加正扭矩30Kn.m，持续5分钟，期间缓慢下放钻具至悬重4T（考虑到憋扭矩后方补芯更容易被蹦出的风险，未能向上活动钻具），后缓慢释放转盘扭矩。重复多次。上提钻具至中和点悬重，转盘分别施加反扭矩10Kn.m、15Kn.m、20Kn.m、25Kn.m，确认上部钻具无松动现象。每次施加反扭矩后，重新施加正扭矩30Kn.m紧扣。
组装爆炸松扣仪器，共用导爆索10根。下入爆炸松扣仪器到爆炸深度357.62m，多次上下活动钻具，多次施加正扭矩30Kn.m传递扭矩。施加反扭矩25Kn.m，校深。点火后钻具位置不变。继续用转盘反转钻具半圈，钻具突然又反转半圈，利用大钳反转倒扣。上提钻具0.1m，悬重12T（包括大钩、水龙头和方钻杆重量5T），起出电缆及爆炸松扣工具。起钻至弯钻杆，卸甩弯钻杆，其中弯钻杆上下丝扣卸扣困难，卸扣扭矩大。
起钻至井口，5"普通钻杆全部起出，共计246.52m。井下落鱼组合：12-1/4"PDC-bit+9-5/8"PDM+8"F/V+10-3/4"STAB+8"NMDC+8"MWD+8"NMDC+7-3/4"JAR+X/O+5"HWDP13，计算落鱼顶深246.52m。下对扣钻具，测上提11T，下放11T，下压0.5T探鱼顶在246.52m。下钻过程中每根钻杆重新紧扣，紧扣扭矩29～30Kn.m。上提钻具1m，测空转扭矩1.5Kn.m。用转盘维持钻具转速10RPM，缓慢下放至鱼顶深度，扭矩增大到8Kn.m，停转盘，上提钻具0.2m，悬重至15T，判断对扣成功。下放钻具至10T，转盘紧扣，紧扣扭矩30Kn.m，重复多次紧扣。上提钻具至中和点悬重，转盘分别施加反扭矩20Kn.m、25Kn.m并维持5分钟，确认上部钻具无松动现象。每次施加反扭矩后，重新施加正扭矩30Kn.m紧扣。上提钻具悬重34T，倒扣2.5圈，扭矩28.3Kn.m，发现从方钻杆保护接头处倒开；重新对扣旋转2圈上提悬重7T，确认对扣成功，继续正转6圈紧扣，扭矩6Kn.m。经现场讨论判断下部钻具有倒开的可能；决定悬重下放至1T，对保护接头处施加25Kn.m紧扣。上提钻具33T，下放至22T施加反扭矩12Kn.m降至3Kn.m倒扣6圈，上提钻具悬重升至24T后降至17T。
起钻至井口，共起出302.2m钻具，包括6根加重钻杆。井下落鱼组合：12-1/4"PDC-bit+9-5/8"PDM+8"F/V+10-3/4"STAB+8"NMDC+8"MWD+8"NMDC+7-3/4"JAR+X/O+5"HWDP7，计算落鱼顶深302.2m。
17)& 组合套铣钻具：9 5/8"铣鞋+9
5/8"铣管4+X/O+X/O+8"(JAR+F/J)+X/O+5"HWDP4。划眼冲砂至272m，2#泥浆泵缸套活塞刺漏。鉴于冲砂速度缓慢，且修泵时间较长，决定修理期间起钻通井。排量2700L/min，泵压2.4～2.7MPa，钻压0～1T，转速30RPM，扭矩2～3Kn.m。
18)& 组合通井钻具：12-1/4"CONE
BIT+X/O+8"DC&4+8"(JAR+F/J)+5"HWDP2。通井作业。
19)& 组合套铣钻具：9 5/8"铣鞋+9
5/8"铣管&4+X/O+X/O+8"(JAR+F/J)+X/O+5"HWDP4。下钻至301.5m。大排量循环冲洗鱼顶。接方钻杆，划眼探鱼顶在302.2m，排量L/min，转速30RPM，扭矩1～2Kn.mm。继续划眼套铣落鱼，扭矩波动范围大（3～6Kn.m），钻压快速上升至2T，钻具跳动厉害，上提套铣钻具2m。尝试不同方式通过鱼顶，始终未能通过。起钻，甩套铣钻具组合。
组合打铅印钻具：11"铅印+X/O+8"(JAR+FJ)+X/O+5"HWDP4+5"DP。下钻至鱼顶301.6m遇阻，下压6T，打印。起钻至井口，铅印上无铅印痕迹，且下端粘附大量泥岩，清理。
组合修整鱼头钻具：10-7/8"卡瓦打捞筒（未安装篮式卡瓦和控制环，内径9"）+8"(JAR+FJ)+X/O+5"HWDP4。下钻至井底，探鱼顶302.2m，开泵循环冲洗，缓慢转动钻具并划眼至303.1m。划眼循环过程中振动筛返出较多团块岩屑和有弹性、粘软的华油添加剂絮凝物，除砂器返出大量细砂。循环参数：排量2900L/min，转速40RPM。起钻至井口。
22)& 组合套铣钻具：9 5/8"铣鞋+9
5/8"铣管&4+X/O+X/O+8"(JAR+F/J)+X/O+5"HWDP4。下钻至302m，大排量冲洗鱼顶。划眼套铣至303m，确认进入鱼顶。套铣参数：转速20～30RPM，扭矩2～6Kn.m，排量2500L/min。套铣进入鱼顶过程比较困难，扭矩波动范围继续套铣落鱼至327m。套铣参数：排量L/min，转速40～50RPM，扭矩2～5Kn.m，钻压0～1T。每套铣5m上下活动钻具一次，每根套铣结束后循环15分钟携砂，振动筛和除砂器返出较多细砂。套铣落鱼至337m（套铣管总长35.79m）。套铣参数：排量L/min，转速40～50RPM，扭矩2～5Kn.m，钻压0～1T。每套铣5m上下活动钻具一次，每根套铣结束后循环15分钟携砂，振动筛和除砂器返出较多细砂。循环至返出干净。现场风速增大至9～10级，大风待机。期间循环，每15分钟上下活动钻具，排量900～1000L/min，循环不漏。
现场风速减小，起钻至套铣管，增加一根套铣管，下钻至336m。新套铣钻具组合：9 5/8"铣鞋+9
5/8"铣管&5+X/O+X/O+8"(F/J＋JAR)+X/O+5"HWDP4。套铣落鱼至346m（套铣管总长44.41m）。套铣参数：排量L/min，转速40～50RPM，扭矩2～5Kn.m，钻压0～1T。每套铣5m上下活动钻具一次，振动筛和除砂器返出较多细砂。循环，振动筛返出较多团块岩屑和有弹性、粘软的华油添加剂絮凝物，除砂器返出大量细砂。起钻至井口，甩套铣钻具组合。铣鞋底部有两处变形，内凹约1cm，铣鞋内壁轻微磨损。
组合对扣钻具：X/O+7-3/4"JAR+X/O+5"HWDP&4+5"DP，下钻探鱼顶在302.2m。下钻过程中每个丝扣连接处重新紧扣。接方钻杆，缓慢下放探鱼顶，待悬重有所减少时开动转盘，尝试多次后对扣成功。紧扣，转盘施加扭矩至最大值30Kn.m。组装电测仪器光杆，拆卸水龙头鹅颈管。下测井光杆通落鱼水眼至364.50m。测井人员安装测卡点仪器，测量卡点位置。根据测量数据判断348.18m以上钻柱是自由的，即震击器上面第二根加重钻杆母接箍以上部分是自由的。起出测卡点仪器。
做爆炸松扣准备工作，期间进行紧扣作业：上提悬重至中和点，转盘施加正扭矩30Kn.m，持续5分钟，期间缓慢下放钻具至悬重4T（考虑到憋扭矩后方补芯更容易被蹦出的风险，未能向上活动钻具），后缓慢释放转盘扭矩。重复多次。组装爆炸松扣仪器，共用导爆索10根。下入爆炸松扣仪器到爆炸深度339.14m，多次上下活动钻具，多次施加正扭矩30Kn.m传递扭矩。施加反扭矩25Kn.m，校深。点火后钻具位置不变。循环，鱼顶上替稠般土浆5方。起钻至井口，共起出339.14m钻具，包括4根加重钻杆，其中第1根加重钻杆母接箍处（302.20m）发现2处明显的损伤。井下落鱼组合：2-1/4"PDC-bit+9-5/8"PDM+8"F/V+10-3/4"STAB+8"NMDC+8"MWD+8"NMDC+7-3/4"JAR+X/O+5"HWDP3，计算落鱼顶深339.14m。
继续组合套铣钻具：9-5/8"铣鞋+9-5/8"铣管5+X/O+8-1/8"铣管2+X/O+X/O+7-3/4"JAR+X/O+5"HWDP4。下钻至338.00m。套铣落鱼至375.00m。套铣参数：排量L/min，转速40～50RPM，扭矩2～5Kn.m，钻压0～1T。每套铣5m上下活动钻具一次，每根套铣结束后循环15分钟携砂，振动筛和除砂器返出较多细砂。套铣落鱼至395.67m。套铣参数：排量L/min，转速40～50RPM，扭矩2～5Kn.m，钻压0～1T。每套铣5m上下活动钻具一次，每根套铣结束后循环15分钟携砂，振动筛和除砂器返出较多细砂。继续循环至返出干净。起钻至井口，甩套铣组合，铣鞋内壁轻微磨损。
组合对扣钻具。钻具组合：5"HWDP+X/O+8"(F/J+JAR)+8"DC&10+X/O+5"HWDP&10+5"DP下钻至335.00m。下钻至套管鞋，检查井架连接处、检查柴油机等设备。接方钻杆，测上提32T，下放31T。小排量打通，增加排量缓慢下放冲洗鱼顶。停泵，缓慢下放钻具至339.14m，悬重减少2T，正转转盘对扣，扭矩上升，继续施加正扭矩30KN.m，维持2min，确认对扣成功；再次施加正扭矩至30KN.m，确保上紧扣。小排量尝试打通，泵压迅速上升至6MPa，无法打通，释放掉压力；下放钻具至大钩悬重，尝试下砸解卡多次，未能成功；上提至35T，施加正向扭矩20KN.m，尝试下砸解卡，重复多次，未能成功。尝试上提解卡，逐步上提至125T（上提至86T时，震击器工作），未能解卡，下放至大钩悬重；重复以上操作，未能解卡。尝试上提解卡，逐步上提至125T（上提至86T时，震击器工作），未能解卡，下放至大钩悬重；重复以上操作，06:00
之后，钻具有上移现象，至08:45
，钻具累计上行4m，方钻杆漏出转盘面；震击器累计工作190次。卸方钻杆，接3m短钻杆。上提至140T（上提至86T震击器工作），钻具上移5cm，悬重有减少趋势，继续上提保持悬重140T，悬重不再降低；下放悬重至大钩重量，迅速上提至150T（上提至86T震击器工作），悬重从150T缓慢回落至42T，并保持稳定，解卡；钻具累计上行13m。起钻，落鱼全部出井，甩掉震击器、马达和粘扣的加重钻杆，甩8"钻铤3柱。
（12）锦州9-3-A2井（2008年）
&&&&&&&&&设备编号：渤海十二号
1. 基础资料
表层套管：外径Ф339.73mm，下深476.5m。
裸眼：钻头直径Ф311.15mm，钻深2039m。
钻具结构：Ф311.15 mmPDC 钻头+Ф244.48mm泥浆马达+Ф203.2 8mm浮阀 +Ф282.58mm 扶正器+
Ф206.38mm非磁钻铤+Ф206.38mmMWD+
Ф206.38mm非磁钻铤+Ф206.38mm定向接头+Ф203.2mm震击器+X/O+Ф139.7mm加重钻杆&14。
钻井液性能：密度1.09g/cm3,粘度52s/qt，滤失量5ml/30min，泥饼厚度0.5mm，切力6/3.5pa，含砂量0.1%，PH值9，钻井液体系PEC。
2. 事故发生经过
日21:45倒划眼起钻至1725m，倒划眼参数：排量2800L/min，转速50RPM，漏速8～10方/时。期间配制堵漏泥浆，配方：般土浆50方＋般土5T＋PF-SEAL
2T＋PF-SZDL 1T＋PF-BLN 0.5T＋PF-STP 1T＋PF-MICA1.5T。
3. 事故处理过程
倒划眼起钻至1500m，倒划眼参数：排量2200L/min，转速50RPM，漏速10～15方/时。为明确漏层位置，逐步提高排量至3000L/min，测循环漏速30
方/时。期间继续配制堵漏泥浆。倒划眼起钻至1200m，倒划眼参数：排量2200L/min，转速50RPM，漏速10～15方/时。地质油藏预测本井在垂深840m（对应斜深1130m）钻遇断距为80m的断层，为明确漏层位置，逐步提高排量至3000L/min，测循环漏速30
方/时。停泵后，井眼内一直向外回吐。期间继续配制堵漏泥浆。倒划眼起钻至1000m，倒划眼参数：排量2200L/min，转速50RPM，漏速10～15方/时。为明确漏层位置，逐步提高排量至3000L/min，测循环漏速30
方/时。停泵后，井眼内一直向外回吐。倒划眼起钻至490m，其中493m～855m为造斜段，倒划眼参数：排量2200L/min，转速50RPM。800m之后漏速减缓，基本上可以维持循环池液面。
起钻更换钻头为牙轮钻头，划眼下钻至1200m，900m之后泥浆池液面下降逐渐加快。划眼困难井段800～900m。开始以500L/min的排量替入堵漏泥浆5方，再以1000L/min的排量替入堵漏泥浆10方，以2000L/min的排量替泥浆7方顶替堵漏泥浆至环空。起钻至900m，井眼通畅。静止观察，液面微降，测静止漏速1方/时。循环，逐步提高排量至2000L/min，泥浆池液面下降较快，测循环漏速20方/时。下钻至1200m。以1000L/min的排量替入堵漏泥浆20方，以2000L/min的排量替泥浆8方顶替堵漏泥浆至环空。起钻至870m，井眼通畅。静止观察，井口液面保持平稳。循环，逐步提高排量至2000L/min，测循环漏速10方/时；提高排量至3000L/min，测循环漏速20方/时。起钻至表层套管鞋内。期间配制堵漏泥浆，配方：20方海水＋20%STP。下钻至1200m。期间继续配制堵漏泥浆。以1000L/min的排量替入堵漏泥浆20方，以2000L/min的排量替泥浆8方顶替堵漏泥浆至环空。循环，逐步提高排量至3000L/min，测循环漏速15方/时。
起钻至表层套管鞋内，期间配制堵漏泥浆27方，配方：25海水＋20%STP。下钻至1200m。期间继续配制堵漏泥浆。以1000L/min的排量替入堵漏泥浆24方，以2000L/min的排量替泥浆8方顶替堵漏泥浆至环空。起钻12柱至892m，井眼通畅。逐步提高排量至2000L/min，循环堵漏，测循环漏速20方/时，直至堵漏泥浆全部进入地层。静止观察，井口液面微降，测静止漏速2方/时。起钻至表层套管鞋内。静止堵漏（为了增加高效堵漏泥浆STP的堵漏效果），观察井口液面，测静止漏速：1方/时。期间配制堵漏泥浆，配方：55方般土浆＋PF-BLN2T＋PF-SEAL
2T＋PF-MICA 2T＋STP
0.5T＋2T。下钻至1200m，井眼通畅。划眼下钻至1265m（垂深903m）。以1000L/min的排量替入堵漏泥浆30方，以2000L/min的排量替泥浆10方顶替堵漏泥浆至环空。起钻15柱至863m。逐步提高排量至2500L/min循环，测循环漏速50方/时。
起钻至井口，更换钻头、马达、MWD，测量OFFSET值。下光钻杆钻至1263m。环空中灌满泥浆，测静止漏速1方/时。连接固井管线和循环头，固井管线通水，试压20MPa&10min，ok。注水泥浆40方，设计水泥塞封固井段1265m～915m（漏失层顶1097m）。水泥浆返至1140m后，返出明显减少，注水泥期间共返出15方泥匀速起钻16柱至803m。逐步提高排量至3100L/min循环，泥浆池液面保持平稳，返出正常。起光钻杆至井口。下原钻具至940m。接顶驱，开泵至30spm，下钻探水泥塞顶@1046m。钻水泥塞至1113m。1065m之后泥浆池液面开始下降，返出流量由19%降至16%，边漏边钻至1113m，井口没有返出。立即降低排量至30spm，井口液面维持稳定。钻井参数：钻压1～2T，排量2500L/min，转速40～50RPM。准备起钻，上提钻具一柱后，下放遇阻，再上提遇卡。立即开泵至30spm，井口没有返出，开顶驱（顶驱憋停），上提钻具至175T（震击器没有工作，正常上提悬重80吨），无法提活，停顶驱，逐步提高排量至2500L/min，井口没有返出，上提钻具至210T（多提没有太多余量），快速下放至顶驱悬重，尝试多次，无效。上提至钻具中和点（悬重65T）开顶驱，憋扭矩40Kn.m，快速下放至大钩悬重25吨，尝试多次，没有效果；井口逐渐开始有返出，提高排量至3100L/min，返出流量增加至24%（正常20%），泥浆池液面增加35方。停顶驱，去掉防碰天车，上提钻具至235T，快速下放多次，仍无效，钻具被卡。准备甩立柱，接单根增加活动量，顶驱无法卸扣，再次接回立柱。上提下放活动钻具，控制悬重在235～25T，间歇性憋扭矩35～40Kn.m活动钻具，下压至25T静止5分钟，钻具无移动趋势。活动钻具过程中返出正常，期间替入稠般土浆15方携砂，无岩屑返出。接基地通知，提高排量至4000L/min，泵压14.7MPa，返出流量22%，继续上提下放活动钻具，控制悬重在235～25T，间歇性憋扭矩35～40Kn.m活动钻具，下压至25T静止5分钟，钻具仍无移动趋势。期间替入稠般土浆20方携砂，无岩屑返出。返出流量由22%突然降至19%，泥浆池液面下降较快，测循环漏速40方/时。间接降低排量至3000L/min、2000L/min，泥浆池液面下降速度仍较快，降低排量至1200L/min观察，泥浆池液面基本稳定，返出流量12%，泵压3.5MPa。期间继续上下活动钻具，尝试解卡。继续上提下放活动钻具，控制悬重在230～25T，间歇性憋扭矩35～40Kn.m，下压至25T静止5分钟，钻具仍无移动趋势。19点以后井下发生漏失，漏速8～9方/时，替入堵漏泥浆堵漏，漏速3～8方/时。活动钻具过程中，排量1200L/min，泵压2.5～3MPa。
继续上提下放活动钻具，控制悬重在230～25T，间歇性憋扭矩35～40Kn.m活动钻具，下压至25T静止5分钟，钻具仍无移动趋势。井下一直有漏失，漏速3～5方/时。活动钻具过程中返出