钻井事故处理卡钻事故实例.docx

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钻井事故处理卡钻事故实例

一、粘吸卡钻实例

例一，胜利油田F-23井

1、基础资料

（1）表层套管：

φ339.7mm；下入深度84m。

（2）技术套管：

φ244.5mm；下入深度1970m。

（3）裸眼：

钻头直径：

φ215.9mm；钻深：

2994.14m。

2、事故发生经过

钻到井深2994.14m，因一档链条断，将钻具上提21m，检修链条，未及时下放活动。

待链条接好后，上提钻具由原悬重840KN提至1200KN下放到零。

循环过程发现泵压由16Mpa降至8Mpa.

3、事故处理过程

（1）注入解卡剂40M3替钻井夜时，泵压由12Mpa降至10Mpa。

15分钟后发现井口有解卡剂迫出，判断是钻具剌漏，使循环短路，经测试剌漏位置在1530m。

（2）原钻具倒扣一次倒出钻杆1651.80m，将剌漏钻杆倒出。

（3）下φ127mm公锥打捞三次，均未成功。

（4）下φ144mm公锥打捞，造扣后，上提1100KN，停止3分钟，悬重下降到1000KN，活动数次后，恢复到原悬重840KN。

开泵循环，泵压正常，事故解除。

4、分析意见

（1）在循环钻井液时，已经发现泵压由16Mpa降到8Mpa，如地面无问题，那肯定是钻具剌漏，短路循环。

在这种情况下，注解卡剂纯粹多此一举，而应测一个循环周，确实钻具剌漏位置，然后倒扣或爆炸松扣，将钻具起出。

（2）本井下三次φ127mm公锥打捞无效，而下φ114mm公锥却一次成功，这就说明该井队对鱼顶情况根本不明，接头水眼尺寸不知道，所以加犯三次同样错误。

例二，大港油田B15-2井

1、基础资料

（1）表层套管：

φ339.7mm；下入深度202.10m。

（2）裸眼：

钻头直径：

φ311.10mm；钻深1939m。

（3）钻具结构：

φ311.10mm钻头+φ310mm扶正器1.85m+φ203mm钻铤8.73m+φ310mm扶正器1.32m+φ198mm无磁钻铤8.61m+φ310mm扶正器1.87m+φ203mm钻铤26.25m+φ178mm钻铤104.81m+φ127mm钻杆1771.64m。

（4）钻井液性能：

密度1.15g/cm3，粘度30s，滤失量5ml，滤饼0.5mm，切力5/11mg/cm2，含砂量1%，PH9。

2、事故经过

钻至井深1939m，接单根遇卡，甩下单根，接方钻杆循环钻井液。

上提钻柱由原悬重665KN提至1700KN下放到200KN，无效。

计算卡点为1814m，钻头位置为1929.60m。

3、事故处理过程

（1）注入原油18m3，柴油9m3，浸泡18h，上提至1480KN，将钻杆提断，鱼顶273.02m，鱼长1656.58m。

（2）下铅模打印。

（3）下套筒磨鞋修鱼顶。

（4）φ114mm母锥造扣成功，爆炸松扣，起出坏鱼头。

（5）下钻对扣，在761.53m处爆松倒扣，起出全部钻杆。

（6）下φ311.10mm钻头通井，循环。

（7）下外径φ244.5mm套铣筒155.49m，从1761.53m铣至1912.59m（最上面扶正器位置）。

（8）下入上击器对扣，震击解卡。

4、分析意见

（1）注解卡剂后，活动钻具要有一定的限制，不宜多提，可以放压。

因为此时主要靠解卡剂起作用，而不是靠拉、压的力量起作用。

如果把钻具提断，一是可能堵塞水眼，二是解卡剂排不出来，泡垮井壁，堵塞环空，这样就失去了再一次注解卡剂的可能。

（2）对于所用钻杆一定要清楚是什么钢级，什么等级，使用时间等，不能按新钻杆计算其抗拉强度。

因此，不能贸然地提到1700KN。

（3）提断钻具一般来说，鱼头是直的根本无必要打铅印，也无需修鱼头。

因为可以根据起出断口推知鱼顶状况，可以直接下卡瓦打捞筒或母锥进行打捞，这样可以缩短事故处理时间尽快恢复循环。

（4）本井只是钻铤被卡，如果处理得当就不会浪费这么多时间。

例三，青海油田L-3井

1、基础资料

（1）表层套管：

外径φ339.7mm，下深402m。

（2）技术套管：

外径φ244.5mm，下深3601.63m

（3）裸眼：

钻头直径φ215.9mm，钻深5086m。

（4）钻具结构：

φ215.9mm钻头+φ177.8钻铤110.82mm+φ127mm钻杆。

（5）钻井液性能：

密度2.14g/cm3，粘度58s，滤失量5ml，滤饼0.5mm，切力12/27mg/cm2，含砂量0.5%，PH11。

2、事故发生经过

本井设计井深5200m，钻至5086m接单根用去6分钟卡钻，钻头位置5076.64m，上提最大拉力2000KN，无效，循环正常，泵压21Mpa，计算卡点位置4200m。

3、事故处理过程

时值隆冬，柴达木盆地内气温很低，该井又距冷湖基地200多公里，组织拉原油很困难。

而且原油与钻井液的密度相差很大，配制解卡剂更无条件。

但盆地内有很多盐水湖，浓度高，密度大，冬季又不结冰，因此决定就地取材，用高浓度盐水浸泡。

于是注入盐水50m3，浸泡15分钟就解卡了。

4、分析意见

（1）在柴达木盆地用盐水浸泡解卡是一个创举，不但在L-3井应用成功，在J-2，E-3井等都是一次性解卡成功，深、浅井均有效。

（2）用盐水浸泡解卡要根据该井具体情况，首先要考虑井壁稳定问题，必须保证泡不垮。

（3）施工时，盐水与淡水之间必须用淡水或柴油分隔开，否则钻井液稠化后，泵送不了。

例四，江汉油田H-26井

1、基础资料

（1）表层套管：

φ323.85mm；下深85m。

（2）裸眼：

钻头：

φ215.9mm；钻深2142.53m。

（3）钻具结构：

φ215.9mm钻头+φ178mm钻铤112.35m+φ139.7mm钻杆

（4）钻井液性能：

密度1.20g/cm3，粘度28s，滤失量17ml，滤饼2mm，切力0/8mg/cm2，含砂量2%，PH8。

2、事故发生经过

钻至2142.53m水龙头冲管密封剌漏，将水龙头坐在转盘上换盘根。

换好后，开泵循款正常，但钻具被卡，卡点在表层套管鞋附近。

3、处理过程

本井浸泡解卡剂需要100m3，时值雨季道路泥泞，拉运原油难度很大，所以决定分段浸泡，实际注入原油48m3，先浸泡下部井段，4h后，一次将原油替至上部井段，浸泡2h后，由原悬重250KN提至1000KN，解卡成功。

4、分析意见

（1）坐在转盘修水龙头，严重违章。

这样一不能循环钻井液，二不能活动钻具，卡钻是必然的。

（2）本井是全井段卡钻，而80%以上是泥岩，如果单纯用压差理论来解释是说不通的。

（3）在全井卡钻的情况下，采用分段浸泡，即节约了大量的解卡剂，又可维持环空一定液柱压力。

例五、江汉油C-5井

1、基础资料

（1）表层套管：

φ323.8mm；下深101.85m。

（2）裸眼：

钻头直径：

φ215.9mm；钻深3202.31m。

（3）钻具结构：

φ215.9mm钻头+φ177.8mm钻铤108.54m+φ139.7mm钻杆。

（4）钻井液性能：

密度1.25g/cm3，粘度28s，切力5/14mg/cm2，滤失量12ml，滤饼2mm，含砂量2%，PH8.5。

2、事故发生经过

本井在完钻后，电测，井壁取心已完成，下钻通井，准备下油层套管，由于活动钻具不及时，发生粘吸卡钻，卡点2300m。

3、事故处理过程

（1）注入原油30m3，柴油15m3，浸泡36h，无效。

（2）注入浓度12%的盐酸37m3，浸泡7h15min，钻具在全压状态下解卡。

4、分析意见

（1）江汉地区地层对盐酸和土酸的反应很灵敏，往往在泡油不起作用的进修，改用泡酸就会解决问题。

（2）泡酸工序复杂，对钻具腐蚀作用较大，排酸时也易污染环境。

例六、江汉油田S-3井

1、基础资料

（1）表层套管：

φ323.85mm；下深106.5m。

（2）裸眼：

钻头直径：

φ215.9mm；钻深2453.20m。

（3）钻具结构：

φ215.9mm钻头+φ177.8mm钻铤101.53+φ139.7mm钻杆。

（4）钻井液性能：

密度1.26g/cm3，粘度37s，滤失量12ml，滤饼1.2mm，切力6/17mg/cm2，含砂量2%，PH9。

2、事故发生经过

钻至井深2453.20m，循环钻井液，准备起钻。

此时，绞车传动链条链片飞出，随即停机修理。

历时20分钟，钻具不能活动，被卡，计算卡点为1730m。

3、事故处理过程

（1）正常循环钻井液，准备浸泡原油，泵压8Mpa，由两台泵都发生故障，停泵修理。

泵修好后，开泵时泵压上升到15Mpa，循环不通，认为是放回水时钻井液倒返将钻头水眼堵死，绝了泡油通路。

（2）下48.3mm炸筒，准备在钻头附近爆炸，爆炸掉钻头，但下至2354m处遇阻，下不到钻头位置。

（3）从139.7mm钻杆内下带笔头的φ40.26mm油管150m加φ60.3mm油管2300m，通水眼，配水泥车循环钻井液，一直通到钻头位置。

（4）恢复循环。

（5）注入原油20m3，柴油10m3，浸泡11h20min解卡。

4、分析意见

（1）这是一次特殊而又成功的处理方法，没有倒扣的道路，而是想办法打开通路。

浸泡解卡剂解卡，一方面节约了时间，二是避免了套铣倒扣的风险性。

（2）这种办法只能是在环空不堵塞的情况下进行。

因此，处理时应争取时间在井壁坍塌之前打循环通道。

（3）任何情况下首先要防止钻井液倒流。

如停钻修泵，必须先关闭高压管线上阀门，最好钻柱内装回压凡尔，可避免人为失误。

例七、南疆油田KSH-1井

1、基础资料

（1）表层套管：

φ500mm；下深280m。

（2）技术套管：

φ339.7mm；下深3570m。

（3）裸眼：

钻头直径：

φ311.1mm；钻深5015.85m。

（4）钻具结构：

φ311.1.9mm钻头+φ203mm钻铤81m+φ203mm随钻震击器+φ127mm加重钻杆+φ127mm钻杆。

2、事故发生经过及处理过程

本井在同一井段连续卡钻多次，耗时近百日。

（1）第一次卡钻：

钻至井深5014.08m，钻井液密度1.42g/cm3，井口外溢，每小时11.5m3返出钻井液密度为1.29g/cm3，关井3h，立管压力10.2Mpa。

加重钻井液密度到1.72g/cm3，井口仍有外溢，活动钻具时卡钻。

由原悬重1650KN提到2200KN，下压到400KN，解卡。

（2）第二次卡钻：

钻至5015.85m，返出钻井液，密度降到1.42g/cm3，又加重到1.76g/cm3，活动钻具时卡钻。

由原悬重1650KN上提至2400KN，下压至400KN，并转动15圈无效，处理步骤如下：

①注解卡剂12.4m3，浸泡42h，无效。

②又注解卡剂20m3，浸泡35h30min，无效。

③又注解卡剂27.5m3，同时把井内钻井液密度提高到1.85g/cm3，关井浸泡，经7.5h后，立管压力上升到3.2Mpa，计算井底压力应为94.1Mpa，平衡地层压力的钻井液密度为1.88g/cm3，共浸泡71h40min，无效。

④用测卡仪测卡点为3660m。

⑤从井深3640m处爆松倒扣成功，起出上部钻具。

⑥下244.5mm套铣筒180m，套铣至4057m。

⑦下钻对扣，提到2100KN，震击解卡。

（3）第三次卡钻：

第二次卡钻解除后，下钻通井划眼到4102.54m，上提到4088.49m，接单根只停止活动3min卡钻。

处理步骤如下：

①注入密度1.95g/cm3的解卡剂31.45m3，浸泡6天未解卡。

②从井深3650m处爆松倒扣，起出上部钻具。

③下震击器对扣，上提到1800KN，震击解卡。

（4）第四次卡钻：

下钻划眼至井深4107m，卡钻。

上提到1500KN，下压到800KN，强转解卡。

（5）第五次卡钻：

下钻划眼到井深4862m，由原悬重1500KN提到1800KN，解卡。

上提五根立柱时又卡，下压600KN解卡，上起一单根又卡，下压800KN转动解卡。

起到井深4106m，上提拉力1400KN转动解卡。

（6）第六次卡钻：

下钻划到井深4995m后起钻，起至第六柱时，由原悬重1350KN提到2120KN到300KN转动无效，卡钻。

处理步骤如下：

①从井深3655m处炸松倒扣，起出上部钻具。

②下震击器对扣，震击无效。

③下φ244.5mm套铣筒，套铣倒扣，解卡。

3、分析意见

（1）本井到了连续卡钻几乎无法前进一步的程度，究其原因在于高压盐水层没有压稳，没有认识到高压盐水层是导致卡钻的主要原因。

在钻井过程中，只要遇到高压盐水层，不论出水量大小，都必须坚决压死。

本井在专家论证后，提高了钻井液密度，最后顺利钻到6400多米。

（2）本井主要卡钻位置应在3600-4100m之间，但第一次注解卡剂12.4m3，只能泡到井深4850m。

第二次注解卡剂20m3，只能浸泡到井深4750m。

第三次注解卡剂27.5m3，也只能浸泡到井深4670m。

根本泡不到卡点位置。

第三次卡钻后，注入解卡剂31.45m3，只能浸泡到井深3700m，也泡不到卡点位置。

难怪解卡剂浸泡六天不起作用。

并由此而得出“解卡剂对本井不适用”的错误结论，以后就再没用解卡剂了，在第三次卡钻所以能震击解卡，其实还是解卡剂起了作用，已经浸泡到跟卡点不到50m，所以才能震击解卡。

（3）第三次卡钻后，由于上述错误结论不用解卡剂，而采用爆松倒扣和套铣倒扣的办法来解卡。

其实这种方法是在无奈的情况下才使用的危险作法。

但幸这个地区地层无坍塌现象，经多次套铣都未将钻头水眼堵死，还能维持循环通道，的确少见。

例八，河南油田T-787井

1、基础资料

（1）表层套管：

φ339.7mm；下深49.76m。

（2）裸眼：

钻头直径：

φ215.9mm；钻深2203m。

（3）钻具结构：

φ215.9mm钻头+φ215mm扶正器1.9m+φ177.8mm无磁钻铤8.96m+φ177.8mm钻铤44.98m+φ158mm钻铤55.02m+φ127mm钻杆。

（4）钻井液性能：

密度1.17g/cm3，粘度85s，滤失量35ml，含砂量0.5%。

2、事故发生经过

钻进中，绞车传动链条断停钻更换链条。

两小时后，钻具再也无法活动，卡钻。

3、事故处理过程

（1）注解卡剂14m3，在浸泡过程中活动钻具时，把钻具提断，起出后发现158mm钻铤连接强纹剌坏，落鱼84.44m，鱼顶2128.56m。

（2）下φ200mm长瓦打捞筒+安全接头+φ177.8mm上、下震击器+φ158mm钻铤六根+φ177.8mm加速器+φ127mm钻杆进行打捞。

（3）捞获后，注解卡剂10.6m3，浸泡4h，震击24次，解卡。

4、分析意见

（1）钻链剌坏，泵压应该明显下降，然而司钻却未发现，如传动链条不断继续钻进，很有可能造成干钻卡钻，那就更难处理了。

（2）第一次注解卡剂是短路上返，只对漏点上部外部起作用，漏点以下下部钻具根本泡不到，所以才能把漏关上部钻具提出。

（3）从剌漏处提脱是非常理想，否则，注多少解卡剂都是无用的。

例九、中原油田W-106井

1、基础资料

（1）表层套管：

φ339.7mm；下深150.60m。

（2）技术套管：

φ244.5mm，下深2128.14m。

（3）裸眼：

钻头直径：

φ215.9mm；钻深2875m。

（4）钻具结构：

φ215.9mm取芯钻头+φ189mm取芯工具8.33m+分水接头0.23m+φ155.5mm钻铤79.55m+φ127mm钻杆2491.16m。

（5）钻井液性能：

密度1.38g/cm3，粘度32s。

2、事故发生经过

钻至井深2875m，起钻。

起至井深2579.25m，因大钳打滑，换钳牙20min，未活动钻具，卡钻。

卡点在套管鞋位置（2128m）。

3、事故处理经过

（1）注原油加柴油15m3，浸泡无效。

（2）注原油加柴油17m3，浸泡无效。

（3）注原油加煤油16m3，浸泡无效。

（4）注柴油18m3，浸泡无效。

（5）注纯碱水7m3，浸泡无效。

（6）注浓度12%的盐酸7m3，浸泡无效。

（7）注密度1.40g/cm3的油基解卡剂21m3，浸泡16h40min，钻具悬重由250KN上升至840KN，自动解卡。

4、分析意见

（1）本井按计算至少应该注入解卡剂19m3，但最大注入量为18m3，一次泡不到卡点位置。

（2）无论是原油或柴油，还是碱水或酸液，其密度远低于钻井液密度。

在井下由于密度差原因因而自行上下置换，密度差越大，置换越快，而且置换作用是在圈套的环空中进行的，根本进不了钻具被粘吸的那边，这是低密度解卡剂不起作用的根本原因。

（3）本井处理卡钻事故历时70天，四次注油，一次注碱水，一次注酸液，均未见效。

而注高密度解卡剂却一次成功，还是由于它的密度高，注入的数量足，克服了前六次的缺点而带来的成功。

说明粘吸卡钻如无短路现象，最好办法就是浸泡解卡剂。

二、坍塌卡钻实例

例一，华此油田XG-2井

1、基础资料

（1）表层套管：

φ339.7mm；下深246.57m。

（2）裸眼：

钻头直径：

φ215.9mm；钻深3307.62m。

（3）钻具结构：

φ215.9mm钻头+φ177.8mm打捞杯+φ177.8mm回压阀+φ177.8mm钻铤129.83m+φ127mm钻杆3016.91m。

2、事故发生经过

该井带回压阀下钻，钻杆内未及时灌注钻井液下钻到井深3149m时，回压阀挤坏，钻井液倒流，环空强烈抽吸，造成井壁坍塌，井泵泵压10Mpa，井口不返钻井液，后改用小排量开泵，泵压5Mpa，井口仍然不返钻井液，测求卡点井深为500m。

3、事故处理经过

（1）用反扣钻杆倒扣至井深324.29m，倒扣困难。

（2）下外径φ193.67mm套铣筒209m，套铣。

（3）倒出钻杆161.97m，鱼顶504.26m。

（4）再下外径φ193.67mm套铣筒209m，套完209m后，发现鱼顶下移1m，铣鞋位置为714.26m。

（5）下正扣钻杆对扣，测算卡点为1700m，用小排量开泵，泵压由5Mpa降至3.5Mpa，钻井液返出井口。

增大排量，泵压升至10Mpa又降至5Mpa，排量增至30L/S，泵压6Mpa，卡点逐渐下移，由1900m移至3150m。

（6）接地面震击器，震击12次，无效。

（7）浸泡解卡剂8m3，经4h，上提1400KN，解卡。

4、分析意见

（1）无论是钻柱还是套管，如装有回压阀，必须定深定时向管内灌注钻井液，以提高回压阀或管柱的抗压强度。

（2）回压阀坏，使钻杆内喷，此时应开双泵向环空灌注钻井液，以补充下降液面。

（3）本井只是明化镇以上地层坍塌，陶组以下地层尚好，下部钻铤被粘卡，采用浸泡解卡是正确的。

（4）本井判断准确，发现鱼需下移，立即对扣开泵，顺利处理完事故。

如果稍为粗心，未发现鱼顶下移，面继续倒扣，就会处长处理时间，一旦水眼被堵，失去循环通路，处理起来难度就相当大了。

例二，胜利油田T5-8-34井

1、基础资料

（1）表层套管：

φ273mm；下深31m。

（2）裸眼：

钻头直径：

φ215.9mm；钻深1884m。

（3）钻具结构：

φ215.9mm钻头+φ177.8mm钻铤108.73m+φ127mm钻杆。

（4）钻井液性能：

密度1.12g/cm3，粘度22s。

2、事故发生经过

下钻至井深1504m，循环钻井液。

由于高压管线焊缝剌，停泵补焊。

放回水时，由于钻柱内外压力不平衡，大量钻井液回流。

经过22分钟焊好管线，司钻活动钻具，由原悬重500KN提到1000KN，下放到零，经多次活动后，逐渐增大活动范围，但仍有180KN阻力，当即强行起钻，起出四柱钻杆后，钻杆内反喷大量钻井液，又接了方钻杆循环，但钻井液只进不返。

于是又继续起钻，井下情况越来越恶化，在上提拉力1300KN的情况下，起出钻杆33柱，最后上提拉力达1400KN，钻具卡死，钻头位置在478m处。

3、事故处理过程

（1）倒扣，一次倒出8根立柱，落鱼长266m，鱼顶在井深212m。

（2）下反扣钻杆带安全接头倒扣，因下钻时用转盘给反扣钻杆上扣，将安全接头和公锥甩入井中。

（3）打捞安全接头和公锥一次成功。

（4）再下反扣钻杆倒扣，倒出175m，落鱼51m，鱼顶427m。

（5）下外径φ244.5mm钻头，扦眼到鱼顶。

（6）下外径φ219mm套铣筒，套铣到钻头。

（7）下钻杆对扣，捞出全部落鱼。

4、分析意见

（1）地面管线容量应为0.5m3左右，放回水时超过此量，肯定会使钻柱内液体倒流。

此时应关闭立管阀门或开泵循环，无论如何不能让钻井液倒流。

倒流的结果，一是堵塞钻头水眼；二是环空液面下降，引起松软围岩的坍塌，造成卡钻事故。

如果高压管线在无法工作的情况下，应使低压管线及时向环空补充钻井液，维持环空液柱压力，防止坍塌卡钻。

（2）凡是严重坍塌必然迫使钻井从钻杆内反喷，此时循环钻井液如发生只进不出，就不应该把更多的钻井液憋入地层，因为憋入多少就会从地层中吐出多少，使钻杆内反喷更历害。

同时把坍塌的岩屑挤压的更结实，钻具浮动更困难。

正确的处理方法是立即向环空灌入钻井液，以维持环空液柱压力减轻或遏止坍塌的继续发展，同时强行起钻。

本井在起出四柱钻杆后，对接方钻杆开泵循环丧失了可以起出钻具的机会，犯了一个非常严重的错误。

（3）下反扣钻具绝不允许用转盘上扣，因为如用转盘上扣，转盘以下钻具正好倒扣，如带有反扣安全接头就更加危险，本井就是例子。

例三，胜利油田B17-17井

1、基础资料

（1）表层套管：

φ339.7mm；下深1880.39m。

（2）裸眼：

钻头直径：

φ215.9mm；钻深1485.34m。

（3）钻井液性能：

密度1.20g/cm3，粘度45s。

2、事故发生经过

钻至1485.34m发生井漏有进无出，起前三柱时，井口钻井液灌不满，起第四柱时，可以灌满，共漏失钻井液200m3。

起完第十柱钻杆观察井口，液面不降，随后接方钻杆小排量循环，20分钟后，钻井液未返出井口，钻具卡死。

3、事故处理过程

（1）原钻具倒扣，一次倒出钻杆322.40m。

（2）用反扣钻杆反扣套铣筒，内装反扣公锥套铣倒扣，历时30天，起下钻38次，将事故处理完。

4、分析意见

（1）在设计中未设计将漏层封掉。

（2）井漏就起钻，同时开双泵向环空灌注钻井液，如无钻井液也可用清水代替，是完全可以起出全部钻具，本井的错误就在于中途循环丧失了时机。

（3）井口液面下降，正是有砂桥的象征，此时应该加速起钻，但本井却错误地认为是漏失停止的象征，以至事故恶化。

（4）处理事故的方法是正确的，但平均一次只能倒出一根立柱速度太慢，这有可能是套铣筒选择不当，长度不够。

本井上部地层安全可用200-300m长筒套铣，但在最后一根立柱时要特别小心，因为套通后有可能再次发生井漏。

例四，胜利油田T3-9-204井

1、基础资料

（1）表层套管：

φ305mm；下深32m。

（2）裸眼：

钻头直径：

φ215.9mm；钻深1601m。

（3）钻井液性能：

密度1.14g/cm3，粘度21s。

2、事故发生经过

钻至井深1601m起钻，起至第39柱时，钻杆内反喷钻井液，当即接方钻杆循环，泵压上升到5Mpa，井口不返钻井液，活动钻具时阻卡严重，直至卡死。

钻头位置在井深521m，经检查，原来灌注钻井液的胶管掉入出口槽内钻井液根本未灌入环空。

3、事故处理过程

首先向环空内灌满钻井液，并上下活动钻具。

经8小时后，上提拉力到930KN钻具解卡。

4、分析意见

（1）表层套管下的大小，灌钻井液不及时，很容易引起上部地层垮塌。

（2）灌钻井液