特殊事故处理模式。
地层破裂压力试验：4:04,开泵进行地层破裂压力试验，排量1800.
0 l/min,泵压15.00mpa,4：14达到最高泵压为18.
00 mpa,持续时间4.0min,压力下降至15.00 mpa,排量1700.
0l/min。
中途测试：采用mfe测试仪，测试方式：悬挂式，测试井段：
3831.40～4003.00m,测试层位：
奥陶系，本次测试进行了二开一关现场操作，录取到完整的压力资料，测试工艺成功。测试过程中**水0.26m3，测试层定为干层。
打捞钻具：1月18日6:30钻至井深4005.
18m时，立压17.0mpa↘8.0mpa,扭矩泵压15mpa↘10mpa,悬重110t↘90t,判断为钻具脱落，起钻后于20:
00起出钻具3143.47m，其余钻具落井，落鱼结构为：3a152.
4mm钻头×0.20m＋(330×310)×0.39m＋120.
7mm钻铤×2根×17.54m＋151mm扶正接头×0.51m＋120.
7mm钻铤×13根×115.45m＋88.9mm钻杆×39根×373.
87m＋146mm防磨接头×0.81m＋88.9mm钻杆×6根×57.
63m＋146mm防磨接头×0.82m＋88.9mm钻杆×6根×57.
04m＋146mm防磨接头×0.81m＋88.9mm钻杆×6根×57.
59m＋146mm防磨接头×0.80m＋88.9mm钻杆×6根×57.
57m＋146mm防磨接头×0.82m＋88.9mm钻杆×6根×57.
61m＋146mm防磨接头×0.81m＋88.9mm钻杆×6根×57.
23m＋146mm防磨接头×0.80m。落鱼总长858.
30m，鱼顶位置3146.88m。1月19日用直径73mm公锥，实探鱼顶位置3146.
88m。鱼顶方入2.81m, 造扣不成功后20日、21日分别2次用直径73mm母锥均打捞不成功后，又于22日用直径73mm反扣母锥打捞钻具，实探鱼顶位置3146.
88m，鱼顶方入4.80m，造扣方入5.00m，捞出钻具106.
76m，井内落鱼总长751.54m，鱼顶位置3253.64m。
24日~30日分别用正扣钻杆对扣5次，至31日起钻完，落鱼全部捞出，打捞成功。
螺杆泵测试：用中途专用螺杆泵进行测试排液，层位：前震旦系、奥陶系，井段：
3831.4～4116.0m, 累计排液时间4935min,累计排出**62.
58m3,折算日产**17.7t/d。取得了合格的资料，测试工艺成功，测试层定为油层。
井漏： 13日8时55分发生井漏，钻井液进多出少，泵压17.0 mpa↓16.
7 mpa,入口排量1800l/min,出口排量680l/min，总池体积75.0m3↓73.0m3，悬重142kn未发生变化，井漏时钻井液相对密度1.
59，漏斗粘度70s，9时工程停泵。自然漏失时间8时55分~9时，自然漏失量2 m3，自然漏速24m3/h。9时10分~9时25分工程单凡尔开泵，泵入钻井液11 m3未返出。
漏失时间8时55分至9时25分，共漏失钻井液13.0m3。平均漏速26m3/h。
漏失层位：沙三段，漏失井段：4369.
00—4370.00m，岩性：灰色油迹砾岩，漏失原因：
渗透性漏失。工程9时25分决定起钻静止堵漏。
27日17时至28日0时11分钻进及循环过程中发生渗漏，渗漏井段1732.00~1770.00m，共漏失钻井液16.
0 m3，平均漏速2.3 m3/h，井漏时钻井液相对密度1.39，漏斗粘度39s，岩性：
灰白色荧光玢岩，层位：二迭-石炭系，漏失原因：裂缝性渗漏。
0时11分至0时49分加入单项封闭剂1.0t后起钻静止堵漏，至6时05分堵漏成功，其间漏失钻井液约6.0 m3，此次井漏共漏失钻井液约22.
0 m3。
槽面显示：2003年5月24日15时56分钻至井深1295.00m，钻时3.
2min/m↓0.7min/m，16时45分槽面见显示，气测录井全烃0.68%↑9.
94%，甲烷0.55%↑0.81%，槽面见棕褐色油花占槽面1%，呈条带状分布，无色透明气泡占槽面2%，呈米粒状，直径1～2mm，具**芳香味和天然气味，槽面未**，钻井液性能无变化，16时50分显示达到高峰，气测录井全烃9.
94%↑15.55%，甲烷0.81%↑7.
91%，槽面见棕褐色油花占槽面3%，呈条带状分布，无色透明气泡占槽面3%，呈米粒状，直径1～3mm，具**芳香味和天然气味，槽面未**，钻井液相对密度1.12，漏斗粘度53s，至16时58分显示消失，显示持续13min，显示井段1286.00~1294.
00m，岩性：浅灰色稠油斑含砾砂岩，层位：馆陶组。
溢流、井漏：14日8时~15日8时钻进及循环过程中于井深1382.00~1407.
30m发生停泵溢、开泵漏的溢流、井漏现象。停泵时，井口溢流，层位：寒武系，岩性：
灰色鲕状灰岩，溢出物为钻井液和**及地层水的混合物，溢出物表面见黑色油花呈星点状分布，占槽面5%~8%，**味淡，地层水味臭。共溢出12.0m3，溢出速度3.
0m3/h，钻井液性能相对密度1.01，粘度30s；开泵后，溢流现象消失，开始井漏，钻井液进多出少，井漏时钻井液性能相对密度1.01，粘度30s，14日8:
00~15日8:00漏失钻井液90m3，漏速3.75m3/h。
漏失井段：1363.00~1366.
00m，岩性：灰色稠油斑鲕状灰岩、灰色荧光鲕状灰岩，层位：寒武系，漏失原因：
裂缝性漏失。工程未采取措施。
石膏浸：21日 9时20分钻进至井深3252.00m发生石膏浸，录井岩性：
灰色含膏泥岩，层位：沙四段，井段：3250.
00m-3252.00m,钻井液相对密度1.59↑1.
60粘度73 s↑184 s失水：3.2ml↑4.
5 ml，氯离子3700mg/l，9时30分加入sif1.5t,纯碱0.64t,gd-18 0.
14t,sak-1 1.0t,钻井液相对密度1.60,粘度184 s↓81 s，失水：
4.5ml↓3.8 ml,经循环钻井液性能基本稳定后恢复钻进。
井喷：10日8时01分钻进至井深4370.00m，钻时18.
5min/m↓13.7min/m，发生井喷，喷出高度2.0m ，喷出物为钻井液、油气混合物，喷出总量2.
0m3，罐面**5cm。气测录井全烃11.32%↑39.
34%，甲烷0.28%↑15.30%。
槽面见棕褐色油花占槽面10%，呈星点状分布，无色透明气泡占10%，呈米粒状，直径1~3mm，具**味和天然气味，槽面**5cm，钻井液性能未变化。井喷时井底地层：沙三段，岩性为灰色油迹砾岩，8时04分工程关闭封井器，井喷时间维持3min。
关井后立压4.5mpa，套压8.0mpa。
8时07分接现场地质监督转车西勘探项目组通知：钻井液相对密度提至1.35，循环观察槽面显示情况，8时04分至8时40分放喷，未见喷出物。
井涌：至12日0时03分短起下后循环钻井液测后效。0时59分发生连续式井涌，井涌高度0.
3m，涌出物为钻井液、油气混合物，涌出量0.5m3，气测录井全烃9.81%↑100.
00%，甲烷1.41%↑49.21%，槽面见棕褐色油花占槽面30%，呈条带状分布，无色透明气泡占30%，呈蜂窝状，直径1—3mm，**味和天然气味浓，槽面**5cm，钻井液性能1.
42↓1.35，漏斗粘度65s↑70s,工程1时01分停泵，井涌维持2min。工程1时08分开泵，气测录井全烃12.
166%↑100.00%，甲烷1.84%↑49.
21%，槽面持续见显示，钻井液相对密度1.35↓1.28，漏斗粘度70s↑75s,1时44分全烃基值稳定在27.
54%,钻井液性能相对密度1.28↑1.42,漏斗粘度75s↓65s。
测算油气上窜速度93.4m/h。1时10分至4时30分加入重晶石粉30t，钻井液密度1.
42↑1.45，漏斗粘度65s。井涌时井底层位：
沙三段。自12日15时至13日8时55分循环加重钻井液，加入重晶石粉95t，钻井液相对密度1.45↑1.
59，漏斗粘度65s↑70s。
卡钻：15日16时20分起钻至井深2685.70m遇卡，井深4403.
00m,钻头位置2685.70m, 接方钻杆活动钻具，钻具活动范围2.30m，上提钻具悬重至2000kn，下放钻具悬重至0kn无效，钻具伸长2.
00m，计算卡点深度2430.00m，钻井液相对密度1.59，漏斗粘度70s。
层位：沙一段，卡点岩性：褐灰色泥岩。
卡钻原因：泥饼粘附卡钻。16日20时至22时50分注入解卡剂27.
0m3，相对密度1.50，注入井段2150.00 ~2686.
00m。22时50分至23时15分工程替钻井液19.0 m3，钻井液相对密度1.
52，漏斗沾度55s。至19日4时25分泡解卡剂53个小时35分钟后上提钻具1800kn解卡成功。4时30分至5时替钻井液30.
0m3排放解卡剂。
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离职证明的几种参考写法
1.证明格式。2.必有信息 单位名称 注册全称 离职者姓名，离职者曾任职务，在职时间，证明开具日期，开具日期处加盖公章 骑年压月 另外，一般写明身份证号，因为那才是唯一的。3.有竞业限制协议且公司方面支付了补偿金的，建议在离职证明里加以说明竞业限制约定。4.页眉打印有公司logo 宣传公司形象。可以...