钻井事故典型案例.docx

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钻井事故典型案例

钻井事故典型案例分析

（二勘钻井公司）

2004年5月31日

钻井事故典型案例分析

编绪

钻井是一项隐蔽的地下工程，要找油气等资源，就要钻井。

由于地下各类地层的成因不同，钻井时可能会遇到井下地层、压力、温度的各种变化，而这些变化的地下信息，往往在钻井时尚未掌握，这样，在钻到复杂地层时，就可能发生钻井事故，这是发生钻井事故的客观因素。

一个有经验的钻井人员，应能及时识别钻井事故的征兆，准确地判断事故的类别，才能正确果断地采取措施处理，防范事故的发生或避免事故的扩大和恶化，尽可能的挽回经济损失。

否则，钻遇复杂情况时，如果没有经验，不能及时地识别事故、也不能准确地判断与正确地处理，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，导致井的报废。

这是发生钻井事故的主观因素。

我们编辑本册的目的，就是从分析个类事故案例出发，从中吸取一些有益的经验教训，以提高我们应对井下各类复杂情况的处理能力，古人语：

吃一浅，长一智。

一、卡钻事故

1、迪那201井卡钻

事故事故发生经过

2001年8月8日10:

40用16"钻头钻进至井深2974m，循环1:

50后立管由壬盘根刺漏，换盘根后继续循环30分钟进行单点测斜。

14:

00单测过程中起测斜仪至950m时，测斜钢丝绳断，活动钻具被卡，80~210吨范围上下活动无效，正转8圈解卡。

15:

30~19:

00，以38L/s排量循环，无砂子返出；起钻至井深2945m发生阻卡，120~170吨活动起出第一柱；接方钻杆开泵循环，120~210吨活动起出第四根单根，在2930.67~2944m反复划眼。

22:

00上提钻具至井深2930m，悬重由155↗180吨，下压至120吨恢复正常，逐渐增加上提吨位至210吨，下压至120吨均恢复正常，上提至230吨下压至80吨后，悬重不能恢复正常，钻具被卡。

钻头位置2930m，井内钻具组合：

16"FS2563钻头⨯0.42m+730⨯NC610接头⨯0.62m+9"钻铤⨯17.66m+16"扶正器⨯1.89m+9"钻铤⨯8.71m+16"扶正器⨯1.89m+9"钻铤⨯8.69m+NC611⨯NC560接头⨯0.40+8"钻铤⨯119.61m+8"随钻震击器⨯9.96m+8"钻铤⨯25.75m+Nc561⨯410接头⨯0.40m+5"加重钻杆⨯140.52m+5"钻杆

处理经过

2001年8月8日22:

00~9日9:

00上下活动钻具无效（活动范围80吨~200吨），正转12圈全回，循环正常（其中2:

00~2:

15替入ρ1.40g/cm3、FV120s高粘钻井液30m3，未见大量岩屑返出。

8月9日泡解卡剂18m3，间断活动钻具（80~240吨）无效，在悬重145~155吨之间多次正转15圈全回。

替入ρ1.40g/cm3、FV130s高粘钻井液30m3，返出大量岩屑（2.5~3m3，全为钻屑，无井壁掉块），接地面下击器。

下击25次无效（地面震击器坏），上下活动钻具（80~180吨）无效。

8月10日替入解卡剂12m3，上下活动钻具（40~200吨）无效，在悬重145~155吨之间多次正转13~19圈全回，循环未见解卡剂返出。

8月11日替入ρ1.40g/cm3、FV120s高粘钻井液15m3后，泡解卡剂25m3，间断活动钻具（30~180吨）无效，地面下击器下击25次无效，上下活动钻具（30~180吨）无效，地面下击器下击50次无效（倒出），上下活动钻具（30~280吨）无效，上提钻具至悬重258吨循环，悬重无变化。

8月12日下打捞工具捞出钻具内测斜钢丝绳1210m，四次下爆炸杆引爆均未成功，上提至悬重155吨后倒扣，悬重下降至60吨，后下钻对扣成功。

8月16日循环间断活动时解卡（40~190吨），8月17日倒划眼至井深2720m后恢复正常。

事故损失

损失208:

00，单点测斜仪一套、柴油51m3、解卡剂4.4吨、快T1.8吨、∅127mm钻杆6根、∅127mm加重钻杆15根、∅177.8mm地面下击器3套、∅165mm安全接头1只、∅203.2mm加速器1套、∅203.2mm上击器1套。

原因及经验教训

①发现阻卡后没有采用倒划眼的方法起出钻具，而是强行上提钻具，致使上提钻具吨位过大卡死钻具。

②钻进循环排量不够（井壁虚泥饼厚），∅406.4mm井眼钻进排量仅为38L/S，上返速度为0.32m/s。

③16"井眼段钻进，短起下作业中未将钻具起至171/2"井眼段（171/2"⨯2626m+16"⨯2974m），使16"井眼段上部虚泥饼没有及时被破坏。

④遇卡时对井下情况认识不清楚，未考虑到扶正器进入缩径小井眼井段（2880~2970m井段钻进中钻时相对较快，岩性为砂质泥岩，易吸水膨胀缩径）。

2、窿108井卡钻

事故事故发生经过

2001年10月20日钻至井深473.03m循环，起钻至437m遇阻，接方钻杆倒划眼并间断上提，悬重由50吨↗80吨；继续上提钻具至井深318m，悬重提至140吨；坐吊卡时井漏，无法循环，逐步上提悬重至200吨解卡无效，钻具卡死，钻头位置：

318m，井内钻具组合：

171/2"钻头⨯0.42m+730⨯NC610接头⨯0.62m+9"钻铤⨯17.69m+171/2"扶正器⨯2.20m+9"钻铤⨯26.08m+NC611⨯NC560接头⨯0.44m+8"钻铤⨯100.80m+NC561⨯410接头⨯0.48m+5"加重钻杆⨯54.97m+5"钻杆⨯125.92m。

处理经过

从井深120m倒扣后接方钻杆开泵，泵压1MPa↘0，活动钻具无效（20~160吨），注桥浆4m3堵漏（泵压3↘1.5MPa）后活动钻具无效（20~160吨），泡柴油4m3无效，用地面下击器下击并在20~160吨范围内活动钻具无效。

倒扣，倒出5"加重钻杆5根和5"钻杆12根。

用103/4"mm套铣筒套铣后下5"反扣公锥造扣，上提至17吨倒扣未成功后上提至25吨倒扣，公锥倒断；套铣后下入631反扣接头错扣打捞3次，捞获8"钻铤3根；下41/2"反扣公锥捞获8"钻铤2根；下171/2"钻头划眼至154m井漏，注桥浆9m3堵漏成功后继续划眼至220.18m；套铣至250.59m用41/2"反扣公锥打捞滑扣；下631反扣接头错扣打捞3次共捞获8"钻铤4根；下41/2"反扣公锥打捞2次捞获剩余落鱼。

事故损失

损失时间445:

00，∅127mm钻杆1根、∅203.2mm钻铤2根、∅228.6mm钻铤根、地面下击器1套、∅127mm反扣公锥1根、∅114.3mm反扣公锥若干根、∅273mm套铣筒根、631反⨯410接头1只、∅444.5mm钻头1只。

经验教训

①该井表层钻进使用高粘切防漏钻井液钻进中，没有及时进行短程起下钻，导致井壁泥饼太厚，井径缩小。

②发现起钻遇卡后不认真分析井下情况，没有及时对钻井液进行处理，致使钻井液不能满足井下需要。

③没有及时采用倒划眼的方法处理，而是盲目大吨位拔活塞上提钻具，造成上提吨位过大卡死钻具。

④用5"反扣公锥倒扣，在17吨没倒开时错误地加大吨位至25吨倒扣致使公锥倒断，增加了处理的难度和时间。

3、砂新1井卡钻

事故事故发生经过

2001年5月9日9:

00用171/2"钻头钻至861m，至10:

00短起至806m遇卡，悬重由58吨上提至90吨卡死钻具。

处理经过

在10~220吨范围内活动钻具无效，开泵11MPa蹩通.接下击器,泡解卡剂两次各3.8m3和7.6m3,活动钻具20~160t无效,下砸110次无效.至24日2:

25~7:

00,泡盐酸8m3（浓度10%）,接下击器并调至90t,振击15次于10:

00解卡。

损失时间120:

00。

T0.6吨,SR301×1.5吨,盐酸8方（浓度10%）,钻井液ρ1.0840方。

原因及经验教训

①短起前仅循环0:

20，且循环排量明显不足（循环时Q20,P3.4,钻进中Q55,P11），环空过多钻屑未返出井口，钻屑沉降卡钻；

②短起过程中遇卡后处理不当，不是在放松的基础上逐步上提或倒划眼，而是一次性将钻具由悬重58吨提至90吨，造成钻具卡死；

③卡钻后初期处理措施不当，上提吨位过大（220吨），加大了后期处理的难度。

以上三口井都是起钻遇卡后没有认真分析井下情况，导致处理方式不当。

在有活动范围时没有耐心坚持划眼，而是不断地加大吨位上提，导致上提吨位过高而卡死。

4、塔中471C井遇卡处理

事故事故发生经过

2001年12月31日钻至井深4152.80m后起钻，18:

00起钻至井深3826.70m时上提困难，悬重由128吨逐渐提至180吨，钻具不能上行，钻具遇卡，开泵正常。

处理经过

在3838~3818m井段进行倒划眼，反复上提下放活动（60~180吨），畅通后起出钻具。

卡钻的原因:

井内有键槽，起钻中途钻具进入键槽内卡钻。

经验教训

塔中471C井遇卡后，由于及时进行倒划眼，没有一味大吨位上提钻具，很快解除了卡钻，避免了迪那201井、窿108井和砂新1井那样的情况发生。

5、沙96井卡钻

事故发生经过

2001年10月23日钻至井深4527.39m，转盘传动链条断，上提钻具至井深4510m，开泵循环，上下活动钻具，抢接链条。

7:

30上提悬重由140吨升至170吨，下放至80吨悬重不恢复，钻具发生粘卡。

处理经过

在20~200吨范围内活动钻具无效后，泡解卡剂9.7m3活动钻具解卡。

损失时间10:

00，柴油15m3、快T0.4吨、DJS-20.8吨。

。

（3）经验教训

思想麻痹、违章作业。

本次事故的发生在于接转盘传动链条前没有坚持好勤活动钻具，没有将钻具起至套管鞋内，造成钻具粘卡。

6、哈德4-16H井卡钻

事故发生经过

2001年11月27日12:

20钻进至井深3361m，循环至13:

50进行单点测斜，14:

20上提钻具至悬重170吨遇卡（原悬重110吨），反复活动钻具无效，钻具粘卡。

处理经过

注解卡剂12m3后活动钻具解卡。

损失时间8:

10。

经验教训

①单点测斜时，钻具在井内静止时间过长（15分钟未活动钻具）造成粘附卡钻。

②井深2400~3361m未进行短程起下钻。

以上两口井粘附卡钻都是违章作业造成的。

哈德4-16井钻具在裸眼内静止时间太长，没有及时活动钻具；沙96井没有将钻具起至套管鞋内。

7、轮古13井卡钻

事故发生经过

2001年7月21日13:

00钻至井深5211.77m后循环调整钻井液至18:

45，22:

30短起至井深4336.90m，下至4933m遇阻（163↘138吨），上提至190吨遇卡，活动钻具（140~216吨）无效，钻具粘卡。

处理经过

22日11:

00注解卡剂8.6m3活动钻具170↗225↘130吨解卡。

12:

19溢流，循环加重后开井活动遇卡，多次活动解卡；起钻至3210m遇卡，170~202吨范围活动钻具解卡。

损失时间69:

00，解卡液10方。

原因分析

①遇阻吨位过大，没有及时采取划眼方式处理。

②钻井液性能变化大，不均匀，从而造成频繁粘卡。

③井身质量差，井眼曲率大，井壁虚泥饼厚。

8、轮古13井卡钻

事故发生经过

2001年8月2日钻至井深5295.59m上提遇卡（悬重由170吨提至195吨），下放遇阻（170↘150吨），钻具粘卡。

处理经过

循环活动钻具（170~220吨）无效，注解卡剂8.1m3正转10圈解卡，3日1:

35循环划眼到底恢复钻进。

损失时间14:

10，解卡液10方。

原因分析

钻井液性能变化大，钻井液密度提高后，井下存在一定的压差作用，极易粘卡钻具。

轮古13井连续两次卡钻都与钻井液性能变化太大有关。

由于裸眼段太长，提高钻井液密度存在压差和钻井液发生渗漏使其虚泥饼增厚是发生这两次事故的主要原因。

9、塔中41X1井卡钻

事故发生经过

2000年12月4日钻至井深H4429.36m，扭矩由300↗350kN⋅m，泵压由17MPa↗19MPa（钻压40kN）。

停转盘，上提钻具，悬重由120吨↗140吨↗160吨，下放至120吨转动无效，钻具卡。

处理经过

钻具不能转动，上下活动钻具（110~225吨）无效；泡原油10.4m3无效；注解卡剂20m3活动钻具解卡。

循环1:

15后出口管断流，解卡剂未返出。

强行起钻至4014m遇卡，上下活动钻具（40~240吨）起至3101m，悬重恢复正常。

损失时间154:

05。

原因分析

本井处于塔中40号构造和塔中35号构造结合过渡带，地层应力不稳定，二叠系、三叠系泥岩存在周期性缩径与垮塌，井壁不稳定，井眼形成了很多糖葫芦串形状的“大肚子”。

钻进中，钻屑在原垮塌的“大肚子”内聚集，突然垮出形成砂桥填埋钻具，导致扭矩突然增大而卡钻。

10、大北2井卡钻导致侧钻

事故发生经过

2000年8月14日钻至井深4553m时出现快钻时，钻时由113min/m降至35min/m，钻进至4555m地质循环，地质认为并非钻遇膏盐层，至15日0:

50继续钻进至4570.68m，上提钻具准备划眼接单根时遇卡，悬重由176吨提至185吨，多次活动无效，钻具无法转动，卡死。

被卡钻具组合：

121/4"FM2745R钻头⨯0.38m+630⨯730接头⨯0.61m+9"钻铤⨯17.37m+731⨯630接头⨯0.48m+121/4"扶正器⨯1.70m+631⨯730接头⨯0.47m+9"钻铤⨯8.55m+731⨯630接头⨯0.48m+121/4"扶正器⨯1.63m+8"钻铤⨯102.50m+8"随钻震击器⨯9.80m+8"钻铤⨯25.50m+631⨯410接头⨯0.49m+5"加重钻杆⨯124.04m+411⨯520接头⨯0.47m+51/2"钻杆⨯4264.04m+521⨯410接头⨯0.47m+下旋塞⨯0.46m+方保接头⨯0.38m+51/4"方钻杆

处理经过

注入密度0.85g/cm3、粘度54s的解卡剂6m3浸泡8小时，并间断活动钻具（170~250吨）无效；注入密度1.78g/cm3、粘度61s的解卡剂14.6m3浸泡22小时，并间断活动钻具（176~300吨）无效；注入密度1.54g/cm3、粘度59s的解卡剂12.7m3浸泡39小时，并间断活动钻具（176~290吨）无效。

测卡点两次（第一次测卡仪坏），测得卡点在4470~4566m井段（卡点位置不明显）。

第一次下爆炸杆至4561.90m爆炸松扣，未炸松；第二次下爆炸杆至4550.14m炸开，井下落鱼21.01m，鱼顶井深4549.67m，落鱼结构：

121/4"FM2745R钻头⨯0.38m+630⨯730接头⨯0.61m+9"钻铤⨯17.37m+731⨯630接头⨯0.48m+121/4"扶正器⨯1.70m+631⨯730接头⨯0.47m。

下对扣接头带61/4"超级震击器和61/4"加速器至鱼顶对扣成功，多次下压震击器未工作，倒开安全接头。

下安全接头上体带8"超级震击器和8"加速器至鱼顶多次对扣不成功。

后经研究决定填眼侧钻至井深4565.00m，下95/8"套管固井后用81/2"钻头侧钻至4570.68m解除事故。

损失时间841:

00。

原因分析

由于本井是一口预探井，设计中地质层位预告不准确，钻时加快表明实际已进入膏泥岩地层。

由于膏泥岩地层地应力大，上部钻井液密度不足以平衡膏泥岩地层应力，导致钻进时很快蠕变缩径卡钻，这是造成这次事故的主要原因。

经验教训:

该井钻时加快，没有引起足够的重视，没有认真分析井下出现新的变化，更没有一套可行的应急预案，盲目钻进导致卡钻。

探井应制定应急措施,要始终掌握钻遇的地层情况,并估计到可能出现的问题,提前做好各种复杂情况的应变计划,一旦出现问题就不会使你措手不及。

11、哈得4-25H井卡钻事故

该井在2003年3月2日下入83/8″RC475钻头取心钻进（井段5013.8-5022.76m），起钻出芯完下钟摆钻具钻进，下到井深4610米遇阻5吨划眼，井段：

4610—4631米，划通后继续下钻到5000米遇阻5吨划眼，2003年3月3日10：

00开始从5000米划眼，因取芯井段5013.80米---5022.76米有小井眼，选择划眼参数：

钻压0--0.5吨转数90转/分泵压15Mpa排量28L/S，到10：

30划眼到井深5014.00米，转盘负荷增大停转盘，上提钻具到180吨提开，悬重152吨，驱动转盘正常，继续划眼到井深5014.06米，方入4.9米，转盘负荷增大停转盘，上提钻具到180吨未提开；下压到155吨，上提钻具到190吨2次未提开，放到原悬152吨，驱动转盘7—12圈数次无效，活动钻具，逐渐增加提拉吨位，最大提拉到260吨，驱动转盘10--20圈都无效，决定使用随钻震击器活动钻具，共提拉3次，第一次下压到120吨，上提到260吨震击器未工作，第二次下压到110吨，上提到200吨震击器工作，继续上提到260吨未开，第三次下压到110吨，上提到200吨震击器工作，继续上提到252吨，悬重降到130吨，泵压由15Mpa↓12.3Mpa，驱动转盘正常，现场分析钻具断，13：

30起钻，23：

30起钻完发现最上部的钻铤公扣断，落鱼长207.72米，悬空8.7米，鱼顶井深：

4806.34米。

事故处理进展不顺利，至3月7日捞获后不能解卡，不能建立循环，测卡仪不能通过鱼头位置（最终鱼头位置为4845.8m），只有退出卡瓦打捞筒起钻，打塞回填侧钻。

侧钻吊打从4580~4650m，发现井壁垮塌成“糖葫芦”形状，吊打难以成功，遂采用动力钻具造斜侧钻。

结合事故前用83/8″取心钻头和PDC钻头划眼时的情况，事故的主要原因应为划眼速度过快，PDC钻头塞入小井眼造成恶性卡钻。

事故损失钻井时间537小时，经济损失达到200万元。

教训：

对于使用较小尺寸的钻头取心作业后进行扩眼，必须严格控制扩眼参数，最好使用牙轮钻头扩眼后再恢复钻进。

12、TZ40-H7井卡钻

发生时间:

2003年5月28日8:

00

解除时间:

2003年6月23日19:

00

事故发生经过:

2003年5月27日22:

00钻至导眼井深4410m。

28日2:

00循环后起钻，起至井深4394.68m遇卡，开泵通，28日8:

00强行起钻至4248.7m时，开泵不通，钻具卡死。

被卡钻具组合:

91/2"HJ517钻头×0.25m+630×410×0.61m+63/4"无磁钻铤1根×9.29m+7"钻铤1根×8.63m+91/2"扶正器×2.14m+7"钻铤1根×8.92m+91/2"扶正器×2.13m+7"钻铤2柱×52.42m+411×4AO×0.39m+61/4"钻铤5柱×131.67m+4A1×410×0.47m+61/4"随钻震击器1套×9.9m+411×4AO×0.5m+61/4"钻铤1柱×26.28m+4A1×410×0.49m+5"加重钻杆（斜坡）5柱×140.75m+5"斜坡钻杆。

处理经过:

（1）测卡点4199m。

下爆炸杆4187.28m，爆炸松扣；

（2）循环处理泥浆后，起完，发现从4074.29m处爆炸开；

（3）下光钻杆打捞，无法探到鱼头；11:

30起完；

（4）下偏心距330mm弯钻杆，对扣打捞成功；

（5）下电缆，通水眼至4096m，遇阻，在4092.65m爆炸松扣后，获61/4"钻铤2根

井下落鱼:

91/2"HJ517钻头×0.25+630×410×0.61+63/4"无磁钻铤1根×9.29+7"钻铤1根×8.63+91/2"扶正器×2.14+7"钻铤1根×8.92+91/2"扶正器×2.13+7"钻铤2柱×52.42+411×4AO×0.39+61/4"钻铤8根×70.57=155.35m。

（6）下光钻杆至4076m注水泥塞；

（7）从4037m侧钻，侧钻至4137m后采用常规钻具组合于6月23日19:

00钻至原井深4410m，恢复正常生产。

事故损失：

损失时间:

635:

00，报废进尺:

373m

原因分析:

（1）对新的泥浆体系认识不足，当时泥浆静切力和屈服值低，无法将垮塌物带出，导致垮塌沉砂卡钻；

（2）操作不当，在井下不正常的情况下，应及时处理泥浆，不应强行起钻，而将钻具提死。

教训:

（1）对新的泥浆体系认识不足，不能较好地满足快速钻进的需要；

（2）应变能力差，违章操作，将复杂情况转化为事故。

13、YH7—H1井卡钻

发生时间:

2003年3月16日21:

30

解除时间:

2003年3月17日12:

30

事故发生经过:

2003年3月16日21:

30钻进至5248m，准备划眼，上提钻具时悬重由159↗200吨遇卡。

处理经过:

（1）在120—240T之间活动40次，最大上提250吨，转动无效；

（2）注解卡剂，转动18圈解卡。

损失时间:

15:

00

原因分析:

井壁垮塌卡钻后又造成粘卡。

教训:

应提前调整好泥浆性能，特别是防塌润滑性能。

14、YH7—H1井卡钻

发生时间:

2003年3月18日13:

20

解除时间:

2003年3月19日1:

30

事故发生经过:

:

2003年3月18日13:

20钻进至5249m，上提钻具时悬重由159↗200吨遇卡。

处理经过:

（1）在110—240T之间活动，转动无效；

（2）注解卡剂，转动16圈解卡。

损失时间:

12:

10

原因分析:

井壁垮塌卡钻后未及时解卡又造成粘卡（井底压差大，极易造成压差卡钻）。

教训:

应及时调整好泥浆性能，特别是防塌润滑性。

YH7—H1井连续二次卡钻，均未能充分调整钻井液性能，说明井队干部防卡意识淡泊，在井下未恢复正常的前提下，盲目钻进。

15、TZ68井垮塌卡钻导致侧钻

事故发生时间：

2003年9月13日14:

00

事故发生经过：

2003年9月12日19:

50钻至H4449.60m中完，层位：

S。

9月13日10:

00起钻至H3140m遇卡，上下活动畅通，至10：

30接方钻杆准备开泵循环，泵开通，泥浆刚返出，突然泵压4↑10MPa，停泵泵压7MPa，用方钻杆上提（170～230T）带出5根单根，至14:

00时,下放（140～170T）无位移，后提至H3079.74m时向下活动（30～180T）无位移,钻具卡死,多次开泵蹩压不通。

被卡钻具组合:

121/4"FS2563BG钻头⨯0.37m+630⨯NC61母接头⨯0.61m+9"钻铤2根+NC61公⨯NC56母接头⨯0.47m+121/4"扶正器⨯1.66m+NC56公⨯NC61母接头⨯0.49m+9"钻铤1根+NC61公⨯NC56母接头⨯0.47m+121/4"扶正器+8"钻铤15根+8"随钻震击器1套+8"钻铤2根+NC56公⨯410接头⨯0.50m+5"加重钻杆15根+5"钻杆

处理经过:

（1）经上下活动（30～270T）振击无效。

（2）测卡点,爆炸松扣,从8"DC第一根母扣处倒开，鱼顶井深3039.04m，鱼长：

40.70m，落鱼结构：

121/4"FS2563BG钻头⨯0.37m+630⨯NC61母接头⨯0.61m+9"钻铤2根+NC61公⨯NC56母接头⨯0.47m+121/4"扶正器⨯1.66m+NC56公⨯NC61母接头⨯0.49m+9"钻铤1根+NC61公⨯NC56母接头⨯0.47m+121/4"扶正器+8"钻铤1根

（3）套铣,因套铣中仍有垮塌,处理泥浆,提ρ1.28↑1.35g/cm3,还是多次卡套铣管,套铣无进展。

（4）在H2200～2400m,打悬空水泥塞,从H2160m定向侧钻。

（5）截止至2003年11月4日，侧钻至井深4449.60m。

事故损失：

事故损失时间：

1237:

45,报废进尺:

2289.60m。

事故原因：

本井在井深3000m左右有“大肚子”,由于泥浆的防塌性能差,井壁掉块严重,造成起钻时垮塌埋掉钻具卡钻.

事故教训:

（1）钻井液应具有良好的防塌性，应适时加入足量的防塌剂，不能只依靠密度来支撑井壁,还应从化学性能上进行解决。