春光油田钻井复杂与故障案例汇编.docx
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春光油田钻井复杂与故障案例汇编
春光油田钻井复杂与故障案例汇编
2014年5月
中石化河南工程公司春光钻井分公司
目录
一卡钻故障2
案例一【2013-02】春50井2
案例二【2013-03】春10Ⅱ2-9-10H井卡钻故障3
案例三【2013-10】春10Ⅱ2-11-3H井卡钻故障8
案例四【2014-05】K435-443井卡钻故障9
二钻具故障11
案例一【2013-04】春10Ⅱ2-8-9H井断钻具故障11
三井下落物12
案例一【2013-01】春10Ⅱ2-2-8H井掉牙轮故障12
四溢流复杂15
案例一【2013-05】K436-24H井溢流、卡钻故障15
五填井复杂17
案例一【2013-08】K435-32H井工程填井17
案例二【2013-09】K436-36H井工程填井18
六固井故障19
案例一【2013-06】春2-平1X井5½"免钻塞失效20
案例二【2013-07】排8-平42X井5½"免钻塞失效22
案例三【2014-01】排2-平斜92X井5½"免钻塞失效及套管刺漏故障24
春光油田钻井复杂与故障案例汇编
一卡钻故障
案例一【2013-02】春50井
1、基本情况
春50井是部署在准格尔盆地西部隆起车牌子凸起春光区块春29井西北断块圈闭上的一口直井、探井，设计井深2500m，由50861HN钻井队施工。
该井于2013年04月16日1:
00开钻，4月27日18:
40钻进至井深2087.64m。
钻具组合：
8½"HJT437G钻头+430×410接头+Φ177.8mm无磁钻铤+Φ177.8mm钻铤×1根+411×410+Φ215扶正器+411A×410+Φ177.8mm钻铤×1根+411×410A接头+6½"钻铤×12根+411A×410接头+5＂钻杆。
泥浆性能：
密度1.18g/cm³，漏粘52s，塑性粘度12MPas，动切7pa，失水5ml，泥饼0.5mm，含砂0.4。
2、发生经过
2013年4月27日18:
40，该井钻进至井深2087.64m，由于钻时慢，钻头使用到后期决定循环起钻。
20:
00投多点起钻。
起钻过程中有不同程度的挂卡现象，23:
00起钻至井深1775.49m时遇挂卡上提至120吨发生卡钻（原悬重为70吨）。
3、处理过程
⑴向下活动钻具、顶泵
卡钻故障发生后，立即接方钻杆开泵，泵压上升较快，开泵控制泵压最大不超过7MPa，泵压不回零，架空槽不返浆，判断为环空不通畅，反复多次上提钻具至悬重70吨迅速下压至0吨，无效，使用钻杆卡瓦强转转盘，无效。
⑵地面震击器震击和8〞钻铤下砸
4月28日2:
00接地面震击器进行震击，震击吨位50～60吨，最高达到70吨，反复多次无效。
14:
00使用8"钻铤进行下砸，多次下砸仍无效，中途多次顶水眼，当泵压超过10MPa时，出现轻微渗漏现象，井口不返泥浆。
⑶爆炸松口、填井侧钻
4月29日16:
00开始进行测卡作业，卡点位置为井深1639m（钻杆与钻铤连接处），对钻具进行紧扣、下爆炸杆、上提钻具施加反扭矩在井深1635.95m处进行爆炸松扣，4月30日1：
00爆炸松扣成功，9:
00起出上部钻具，井内落鱼长为139.1米。
考虑到无法建立循环，进行套铣倒扣时间长、风险高，而且套铣至扶正器位置时仍存在无法解卡的风险，为规避风险，尽快恢复正常钻进，经请示甲方，决定填井侧钻。
5月1日在井段1616～1496m打入5.3m3水泥。
5月3日下钻探塞、钻塞，4日下螺杆钻具进行侧钻。
故障损失3.83天（不含侧钻时间）。
4、原因分析
⑴值班干部违章指挥，司钻违章操作是此次卡钻故障发生的主要原因。
起钻遇挂卡时，理应少提多放或者进行倒划眼起钻，而在本井起钻过程中，钻具原悬重仅70吨，遇挂卡时上提到120吨，超出原悬重50吨，由于上提吨位过大，致使使用地面震击器和下砸工具效果不理想。
⑵技术措施不当，未及时进行短程起下钻，是导致起钻困难的主要原因。
本趟钻于4月24日17:
00下钻到底开始钻进，27日20:
00开始起钻，钻进井段1733.0～2087.64m，进尺354.64m。
在本趟钻钻井过程中一直未进行短程起下钻，加之泥浆失水大，泥岩缩径严重，是导致起钻困难的主要原因。
⑶由于泥浆失水大，泥岩缩径严重，在起钻过程中扶正器泥包，由于上提吨位过大，扶正器塞入缩径井段，环空堵塞，致使开泵困难，这也是致使故障处理难度增大的一个重要原因。
⑷另外，该井在投多点前违反规定，在没有进行短起下钻的情况下直接投多点起钻。
5、防范措施
⑴加强井队操作人员和技术人员的井下故障预防的培训和和钻井操作规程的学习，在上提遇阻时应采用少提多放或采用倒划眼的方式起出遇阻井段。
⑵在钻井过程中应根据井下情况及时合理安排短程钻下钻，在投多点起钻前更应该进行短程起下钻，防止长时间未进行起下钻，造成起钻困难。
⑶井队技术人员，在起钻前10柱、下钻后10柱时应加强监督、指导，防止出现井下故障。
⑷在出现井下复杂时，井队工程技术员应按照常规的处理方式进行处理，不要怕麻烦、图省事，凭借经验违章指挥，盲目大吨位上提活动钻具。
案例二【2013-03】春10Ⅱ2-9-10H井卡钻故障
1、基本情况
春10Ⅱ2-9-10H井是春10区块的一口稠油水平井，设计井深1441m，由20506HN钻井队施工。
该井于2013年6月12日15:
30一开，6月18日6:
38定向复合钻进至1077.21m（单根全方入打完）。
钻具组合：
9½″钻头+197mm×1.75°单弯螺杆+回压凡尔+无磁承压钻杆×1根+MWD接头+521×410接头+127mm加重钻杆×4根+127mm斜坡钻杆×70根+127mm加重钻杆×20根+127mm斜坡钻杆×16根。
泥浆性能：
比重1.18g/cm3,粘度65s,失水5.5ml，塑性粘度16MPa.s，动切8Pa，泥饼0.5mm，含砂0.3%；泥浆药品使用情况：
3吨土粉，0.16吨纯碱，0.2吨HV-CMC，0.5吨FA-367，0.35吨LV-CMC，0.15吨KPAM，1吨SHN-1，4吨JRH-616，1吨SPC，1吨RT-1，0.25吨GF-2，6吨石灰石粉，0.5吨KJ-1。
2、发生经过
2013年6月18日6:
38定向复合钻进至1077.21m（单根全方入打完），上提1m时蹩泵（泵压11MPa↗13.5MPa），悬重由39T↗50T（原悬重39T），发现保险凡尔爆了。
更换保险凡尔期间，上提下放活动钻具，吨位35-50T，至6:
43更换完保险销，此时钻头位置1075m。
6:
45开泵，泵压快速升至11MPa，立即停泵,泵压回至5MPa，架空槽未见泥浆返出。
泄压后单凡尔开泵泵压9MPa，停泵后泵压回至5MPa，泄压后继续单凡尔开泵，泵压升至9MPa稳住，循环15min，循环期间悬重在40T-90T多次活动钻具，井口仍未见泥浆返出，地层漏失。
至21:
15多次上提下放、开转盘活动钻具（上提下放吨位40T-90T，开转盘不超过7圈）均无效，期间间歇性开泵，泵压稳在9MPa，活动钻具无效，停泵回至5MPa，井口未见泥浆返出。
3、处理经过
⑴震击
18日22:
00接地面震击器震击，初始震击吨位为20T，后逐渐增加吨位，最大吨位为45T,每个吨位震击多次，均无效。
⑵倒扣
至6月21日13:
30上提、下放活动钻具（悬重40-60吨，活动间隔5-10min，等反扣钻杆）。
14:
00开始紧扣（紧扣吨位35-5吨每隔5吨紧扣一次，5-30吨每隔5吨紧扣一次）-14:
20倒扣（倒扣时上提至悬重40吨，转盘倒8圈倒开，倒开后悬重32吨，原悬重39吨）-21:
30循环起钻（共起出57根斜坡钻杆，20根加重钻杆，总长729.82m；鱼头位置740.2m，井斜9°；落鱼长度334.8m，落鱼为：
9½″钻头+1.75°螺杆×1根+回压凡尔+无磁承压钻杆+MWD接头+521×410接头+加重钻杆×4根+斜坡钻杆×29根）。
⑶下倒扣接头倒扣
第一次下倒扣接头
6月22日6:
30下反扣钻杆到鱼头位置（悬重26吨），开泵循环15min，泵压5MPa；6:
45停泵下放钻具对扣成功（悬重放至25吨，转4.5圈），上提钻具至36吨（胀心力10吨），倒转转盘7.5圈倒扣，上提悬重21吨，应为反扣钻具倒开。
10:
30共起出反扣钻杆55根，长度525.31m，井内剩余反扣钻杆22根，长度211.75m。
12:
30下反扣钻具到鱼头位置，开泵，泵压0.5MPa，悬重20吨。
将悬重保持在19吨轻转转盘对扣，转3.5圈，上提至悬重50吨，对扣成功。
下放游车至悬重32吨开始倒扣，转盘转6圈倒扣成功，悬重26吨。
-17:
00起钻（起出全部反扣钻杆及倒扣接头，目前鱼头位置740.2m，井斜9°）。
⑷下公锥倒扣
第一次下公锥
23日16:
00安全接头到井-18:
20下公锥（钻具组合：
127mm反扣公锥（70mm-108mm）+安全接头+反扣钻杆77根），到鱼头位置总悬重26吨-19:
00开泵冲洗鱼头后开始打捞，转盘有效旋转圈数为8圈，开泵闪合气门，最大泵压为13MPa，停泵后蹩压5MPa，井口未有泥浆返出，造扣成功。
在悬重为26吨（原悬重）时倒扣，转8.5圈倒开，上提悬重为28吨-22:
00起钻完（共倒出斜坡钻杆8根，长度76.84m，落鱼为：
钻头+1.75°螺杆×1根+回压凡尔+无磁承压钻杆+MWD接头+521×410接头+加重钻杆×4根+斜坡钻杆×21根，总长257.96m，鱼头位置817.04m，井斜27°）。
第二次下公锥
6月24日2:
00第二次下公锥到鱼头位置（钻具组合：
127mm反扣公锥（70mm-108mm）+安全接头+反扣钻杆85根），悬重28吨，开泵冲洗鱼头，泵压5MPa。
2:
20开始造扣，转盘旋转圈数3.5圈。
随后将悬重放在26吨倒扣（原悬重28吨），转盘转8圈倒开，悬重28吨-10:
00起钻（只起出反扣钻杆和公锥，没有倒出斜坡钻杆，公锥母扣胀扣、公锥扣滑扣）。
⑸下倒扣接头倒扣
第二次下倒扣接头
6月24日13:
50下倒扣接头到鱼头位置（817.04m，井斜27°；钻具组合：
倒扣接头+反扣钻杆×85根，悬重28吨）-14:
15开泵冲洗鱼头，泵压5MPa，停泵悬重28T-14:
45对扣、倒扣（对扣时悬重28吨，转盘有效转动圈数为3圈，倒扣悬重为48吨（胀心力20吨），转盘倒转9圈倒开，倒开后悬重为30吨）-17:
20起钻（捞出斜坡钻杆5根，长度47.99m；落鱼为：
钻头+1.75°螺杆×1根+回压凡尔+无磁承压钻杆+MWD接头+521×410接头+加重钻杆×4根+斜坡钻杆×16根，总长207.97m；鱼头位置865.03m，井斜37°）
第三次下倒扣接头
6月24日21:
20下倒扣接头到鱼头位置（865.03m，井斜37°；钻具组合：
倒扣接头+反扣钻杆×90根，悬重29吨）-22:
25冲洗鱼头、对扣、倒扣（对扣时悬重29吨，转盘有效旋转5.25圈；倒扣时上提至50吨，倒9.5圈倒开，倒开后扭矩释放缓慢，悬重下降缓慢，开泵后井口无泥浆返出，上提16m开泵顶通环空，井口出泥浆）-22:
50循环（循环15min返出大量杂色岩屑，持续2min），停泵后悬重32吨-6月25日4:
00起钻（捞出斜坡钻杆13根，长度124.65m；落鱼为：
钻头+1.75°螺杆×1根+回压凡尔+无磁承压钻杆+MWD接头+521×410接头+加重钻杆×4根+斜坡钻杆×3根，总长85.32m；鱼头位置989.68m，井斜64°）
至6月25日8:
00换冲管、方钻杆调头，通井准备-12:
20下钻（钻具组合：
244.5mm钻头+630×410+斜坡钻杆×102根）-13:
00循环（出现大量杂色岩屑，持续5min）-17:
00起钻
第四次下倒扣接头
至6月25日22:
45方钻杆调头、下倒扣接头到鱼头位置（989.68m，井斜64°；钻具组合：
倒扣接头+反扣钻杆×103根），开泵冲洗鱼头，泵压4MPa，停泵悬重32吨；原悬重紧扣（转盘有效旋转4.25圈），上提至62吨倒扣（胀心力30吨），转盘转10圈倒开，悬重33吨-4:
00起钻（捞出斜坡钻杆3根，加重钻杆1根，总长38.03m；落鱼为：
钻头+1.75°螺杆×1根+回压凡尔+无磁承压钻杆+MWD接头+521×410接头+加重钻杆×3根，总长47.29m；鱼头位置1027.71m，井斜73°）-8:
00整改、保养设备
第五次下倒扣接头
6月26日12:
30下倒扣接头到鱼头位置（1027.71m，井斜73°；钻具组合：
倒扣接头+反扣钻杆×107根），开泵冲洗鱼头，泵压4MPa，13:
00停泵，悬重32吨；对扣时为原悬重，转盘有效旋转4.25圈，上提至61吨（原悬重32吨，胀心力29吨），转盘倒转9圈倒开-17:
30起钻（没有打捞到井内落鱼）-22:
00检查、保养设备。
第六次下倒扣接头
6月27日02:
00下倒扣钻具至鱼头位置（1027.71m，井斜73°；钻具组合：
倒扣接头+反扣钻杆×107根）-02:
30循环冲洗鱼头-03:
30对扣、倒扣（原悬重32吨，上提至62吨，胀心力30吨，转盘倒转8圈倒开，倒扣后悬重32T）-10:
20起钻（起出回压凡尔+无磁承压钻杆+MWD接头+521×410接头+加重钻杆×3根，总长38.98m；落鱼为：
钻头+1.75°螺杆×1根，鱼头位置：
1066.69m，井斜81°）-14:
00甩加重钻杆、方钻杆调头、更换吊环保险绳-0:
30下钻通井（钻具组合：
244.5mm钻头+630×410+斜坡钻杆×110根）
⑹下下击器
至6月28日8:
00下下击器-9:
30循环-12:
30震击无效（震击吨位42吨，初始震击15次；后双凡尔开泵震击，泵压10MPa，无泥浆返出，震击间隔20min）-13:
00倒扣（转盘转5圈倒开）,从安全接头处倒开-17:
40起钻（出井钻具组合：
410×411反+下击器+加重钻杆×8根+斜坡钻杆×15柱+加重钻杆×12根+斜坡钻杆×61根；落鱼为：
钻头+1.75°螺杆×1根+411×410反，鱼头位置1066.2m，井斜81°）
⑺注水泥
6月28日21:
00下光钻杆到鱼顶-22:
00循环-22:
30注水泥（注水泥井段1066.2m-900m，水泥用量16吨，最大密度1.87g/cm3，最小密度1.82g/cm3，平均密度1.85g/cm3，替浆7.3m3）-23:
00起钻9柱到882m-23:
30循环-6月29日3:
00起钻。
4、原因分析
⑴操作不当是本次卡钻的直接原因。
当班司钻对井下异常判断不准确，蹩泵后又继续上提1.21m，再加上换好保险销子，开泵过猛，致使环空直接堵死，把地层蹩漏，无法建立起循环，加大了后期处理难度。
⑵泥浆密度采用设计下限1.18g/cm³，平衡不住井壁坍塌压力，致使井壁失稳，把部分井段钻具埋住，致使环空堵死，是造成本次故障处理难度加大的一重要原因。
从第三次下倒扣接头倒扣来看，在989.72米处倒开，上提困难，开不起泵，上提16m后，摩阻恢复正常，摩阻从14T降至2T，此时开泵正常，振动筛处返出大量掉块，由此可判断973.72m-989.72m这16m井段被埋；由于开不起泵，螺杆极有可能被埋，导致采用闭式下击器对螺杆下击时效果不理想。
⑶钻井队对泥浆泵保险凡尔销钉选用、定位不合适，日常巡回检查不到位，对设备存在的问题未及时发现，导致保险凡尔在13.5MPa时销钉剪断，沉砂下沉，上提困难，是导致此次卡钻的另一重要原因。
5、防范措施
⑴在日常工作中，应针对井下故障判断、预防及应急处理等方面，加强对钻井队操作人员的培训，提高其操作技能，减少事故的发生。
⑵钻井队在日常工作中，应加强设备巡回检查，及时监测设备运行状况，对设备参数加强监控，确保设备正常运转。
⑶泥浆站技术人员应在日常工作中对施工井的泥浆性能进行及时监督跟踪，尤其加强对水平井泥浆性能的监控，认真做好泥浆技术指导工作，确保泥浆性能符合工程设计要求，确保井下安全。
⑷在出现井下复杂时，井队工程技术员应认真分析原因，根据井下实际情况，采取有效措施进行处理并及时汇报。
案例三【2013-10】春10Ⅱ2-11-3H井卡钻故障
1、基本情况
由40501队施工的春10Ⅱ2-11-3H井是一口双靶心水平井，生产井。
该井位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起，设计井深为1410m。
2013年10月29日17:
00一开，表层下深150.11m，10月31日二开，于2013年11月14日19:
00完钻，完钻井深1398m，最大井斜91.95°，井底位移512.97m。
20:
30循环完毕，准备小起下钻，起钻时钻具悬重440kN。
钻具组合：
9½″HJ437G+2°螺杆（239扶正器）+回压凡尔+双公接头+定向直接头+无磁承压钻杆+加重钻杆1柱+斜坡钻杆21柱+加重钻杆7柱+斜坡钻杆+方保。
泥浆性能：
比重1.21g/cm3，粘度73s，失水4ml。
2、发生经过
2013年11月14日20:
30开始起钻，前4柱均有遇阻现象，最大遇阻吨位560kN，通过多次上下活动钻具，可顺利起出立柱，起钻至第5柱，钻具悬重410kN，上提至600kN，多次上下活动钻具，仍然无法起出钻具。
于是接方钻杆循环、划眼，停泵后上下活动钻具，一次可以提出10-30cm，每起出一个单根，将单根甩下，然后接方钻杆先划眼后开泵上提钻具，遇阻后停泵上下活动，上提最大吨位600kN。
15日6:
30起至第7柱下单根时，上提钻具遇阻，悬重由400kN至510kN，出现蹩泵现象，泵压蹩至15MPa，立即停泵，泵压蹩至7MPa，活动钻具。
发现钻具卡住，卡钻井深1196m。
当即打开回水让泵压回0，又将泵拆掉两个凡尔尝试单凡尔顶通。
开泵后泵压顶至9.5MPa稳住，观察振动筛无泥浆返出。
分析为地层压漏，停泵后又多次尝试顶通未果。
后开泵（3凡尔）泵压升至14MPa，随后降至12.5MPa，震动筛泥浆返出量正常，循环建立。
但上下活动钻具无效，钻具卡死。
3、处理经过
用钻杆卡瓦转钻具，钻杆卡瓦和钻杆之间打滑，钻具未转动。
15日10：
30泥浆配高粘泥浆13m³。
循环带砂。
振动筛返砂仍是细砂。
砂量未见增加。
14:
30接震击器处理，调整吨位从100kN开始，上提后释放冲击力较小，无效果，然后逐渐调整震击器，增加吨位，每一个吨位震击2-3次。
15:
30调至500kN震击，钻具悬重恢复390kN，钻具解卡，故障排除。
4、原因分析
⑴钻时快，失水大固控设备未及时使用导致泥浆性能差，劣质固相含量高，井壁形成劣质泥饼在油层水平段砂岩岩性缩径造成起钻困难。
⑵未及时小起下，11月13日19:
00下钻到底，井深1110m。
14日19:
00钻至井深1398m，期间钻进288m未进行小起下作业。
⑶操作方面存在问题，本井起钻比较困难，遇卡比较严重，开泵上提钻具注意力不集中，遇卡后没有及时采取下放钻具措施，最终导致钻具卡死。
好在遇卡后上提吨位不大，没有多提。
案例四【2014-05】K435-443井卡钻故障
1、基本情况
由20506队承钻的K435-443是一口定向评价井，5月18日08:
10复合钻进至939.83m，上提至936.83m时，悬重400KN↗450KN（原悬重400KN），泵压突然上升（10MPa↗15MPa），立即停泵,钻具上窜，停泵泵压达到18MPa。
司钻上提钻具，发现上提遇卡，下放遇阻。
泄压重新开泵,泵压迅速上升至5MPa,不降，环空堵死。
钻具组合：
241.3mmHJ437G钻头+1.5°单弯螺杆+回压凡儿+双公短节+MWD悬挂接头+无磁承压钻杆+127mm加重钻杆*24根+127mm斜坡钻杆。
泥浆性能：
比重1.19g/cm3，粘度52s，失水5mL，含砂0.3﹪。
地层岩性：
黄色泥岩。
井斜数据：
916.08m，井斜8.17°，方位189.3°。
2、处理经过
⑴向下活动钻具
5月18日08:
20～8:
50,上提悬重至700KN，下冲钻具悬重至100KN，中间间断强转转盘、顶泵（单凡尔），无效。
⑵原钻具倒扣
鉴于卡钻时，方入8.4m，无法接地面震击器，于是决定原钻具倒扣。
13:
30下压钻具至悬重0KN倒扣,14:
00倒扣成功，上提钻具，悬重380KN。
17:
30起钻完，发现井下落鱼结构为：
241.3mmHJ437G钻头+1.5°螺杆，落鱼长8.32m。
⑶对扣、震击
18:
00开始下钻，20:
30下钻至鱼头位置927.03m，上提钻具0.5m冲洗鱼头。
20:
55停泵下放钻具进行对扣（悬重390KN↘370KN,正转4.5圈），上提钻具至450KN，悬重不降，对扣成功。
21:
00～23:
30震击，初始震击吨位为200KN，后逐渐增加吨位，最大震击吨位为500KN,无效。
⑷上提钻具、顶泵
由于向下震击无效，19日10:
00上提钻具至800KN，憋压7MPa，悬重、泵压缓慢下降,悬重800KN↘750KN，泵压7MPa↘6MPa稳住不降，泄压。
继续上提钻具至800KN，憋压7MPa，悬重、泵压缓慢下降，顶泵至9MPa时，悬重、泵压快速下降（悬重800KN↘400KN），继续顶泵，架空槽泥浆返出，建立循环，逐步增大泵排量循环，循环一周后开始起钻，15:
30起钻完，故障解除，此次故障耗时31.33h（1.31天）。
3、原因分析
⑴操作不当是导致本次故障的主要原因。
一是司钻在开泵上提钻具过程中，应及时观察泵压及悬重变化，在出现上提遇阻，泵压有上升迹象时，应及时下放钻具，而在本次上提钻具过程中，司钻发现上提遇阻时，未及时下放钻具，而是刹住刹把，由于环空堵塞，泵压急速上窜，将钻具向上顶，导致了本次卡钻（18MPa作用在241.3mm钻头上可产生82.27吨的推力）；二是发生卡钻故障后，司钻在向下活动钻具的过程中，操作不当也是加剧本次卡钻的一个重要原因。
司钻在上提钻具向下冲的过程中，多次上提至700KN～800KN，刹住刹把，然后再向下冲，进一步加剧了本次卡钻故障。
⑵泥浆维护处理不合理也是导致本次卡钻的一个重要原因。
一是通过记录仪卡片分析，该井在二开直井段钻进、小起下钻过程中均有不同程度的挂卡现象，在定向钻进初始阶段，未及时对泥浆性能进行调整（17日22:
00下钻到底，18日4:
00左右才开始处理泥浆）。
二是在调整泥浆性能过程中，未按照技术要求进行操作，具体表现在：
一是短时间内处理剂加量过大（4:
00～8:
00累计加入石灰石粉、降失水剂、白油等约6.5吨）。
二是降失水剂（KJ-1）未按要求配成胶液进行补充，而是直接加干粉，造成短时间内局部泥浆粘稠，是导致本次卡钻的一个重要因素。
（3）钻井队井下安全意识不强，对井下风险重视程度不够，也是导致本次卡钻的一个重要原因。
通过记录卡片分析，该井17日22:
00下钻到底，在接单根过程中均有不同程度的挂卡现象，未能引起井队足够重视，及时对泥浆进行处理，或采取停泵上提钻具等技术措施。
4、防范措施
⑴加强水平井操作技能培训。
司钻在开泵上提钻具过程中应及时注意泵压和悬重变化，在上提遇阻和泵压上升时，应及时下放钻具、停泵；钻遇粘滞性较强的泥岩井段时，应停泵上提，在划眼顺畅后，再开泵上提钻具。
⑵加强各井段泥浆维护处理。
钻井队泥浆大班应严格执行分公司泥浆技术措施，严格按照各井队泥浆处理重点进行维护处理。
⑶要求技术服务公司使用偏心扶正器螺杆，同时督促井队技术员加强螺杆扶正器外径丈量，确保入井螺杆扶正器不超过238mm。
⑷加强井队日常技术管理，敦促井队严格按照相关规定和制度执行。
二钻具故障
案例一【2013-04】春10Ⅱ2-8-9H井断钻具故障
1、基本情况
春10II2-8-9H井是新疆维吾尔自治区伊犁哈萨克自治州乌苏市农七师123团17连的一口采油水平井，设计井深1437m，由HN20507钻井队承钻。
该井于2013年7月8日开钻，17
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