井控硫化氢现场处置能力-张联波钻井一公司-钻井技术员12.1.1

钻井现场井控硫化氢现场处置能力钻井技术员12.1.1中原石油工程公司钻井一公司2015年7月张联波１对井控工作认识２井场安全要求

３井控设计４井控设备安装、试压５内防喷工具６钻开油气层前工作７钻开油气层后工作８

关井中的气体运移９压井工艺１０“四防”目录1对井控工作的认识●井控工作是油气田企业构建和谐社会的重要工作之一。●井控工作是油气田企业安全工作的重中之重。●井控工作是企业一把手工程：行政正职是本单位安全环保的第一责任人●井控与环保联抓、联管；井控—防火—防爆—防中毒—防触电—安全逃生，联管；●以人为本、预防为主。立足于一级井控，提高二级井控能力，做好三级井控准备。井控工作的依据:

国家与行业标准：如SY/T6426---2005“钻井井控规程”等；

中石化有关井控及安全环保的文件；油田有关井控及安全环保的文件：井控实施细则等等；注:井控《细则》是集团公司《井控规定》在油田的具体细化，适用于油田井控管理的客观要求。随着钻井技术的不断发展进步（如空气钻井、欠平衡钻井等），国家与中油集团不断出台新文件、新要求；行业标准不断更新；油田井控《细则》需要补充要求和重新修定及时得以完善；钻井现场井控工作的重点：三高井、两浅井；探井及特殊工艺井；

中石化工程字【2011】907文件规定“三高”井★高压油气井：当地层流体充满井筒时，预测井口压力≥35MPa★高含硫油气井：天然气中H2S含量＞150mg/m3（100PPM）★高危地区油气井：井口安全距离不能满足《规程》要求2井场安全要求SYT5974-2007(3)井场布局△离井口30m以内是防爆区（不防爆的电器设备、房子置于30m以外，SY/T5225）△要有两个逃生门，以井口为夹角不小于120度△要有两个安全区（集合点），以井口为夹角不小于120度。△井场设有警戒带，划分电焊区（离井口30m以外）△锅炉置于井口季节风上风方向50m以外（SY/T5087;Q/SY1124.2）△录井房置于泥浆灌外侧正前方，离井口30m以外标志：可以是牌子，也可以是旗帜等，但要高挂、醒目绿色：井场安全；H2S浓度<10ppm(阈限值)以内。黄色：井场有危险；H2S浓度在10ppm---20ppm(安全临界值）。除操作人员外其他人员一律不准进入井场。但达20ppm要挂红旗.非抢险人员全部撒离．红色：井场处于危险状态；H2S浓度在20ppm--100ppm(危险临界值)。达100ppm抢险人员也要全部撤离安全标志（设在井场入口处）SY/T5087规定风向标识：在井场的任何角度、24小时都能看到．确保醒目（例如带荧光的裤筒式）；数量至少有三个；高挂超出任何障碍物；井场内不能随意悬挂红、黄、绿旗井架工逃生*井架工逃生装置必须是世界安全监督组织认可的产品*逃生绳与地面的角度30-40度为宜，绳索直径不小于１/４″，无锈蚀、无毛剌、无断丝，沿途无障碍物。*落地点：松软（砂堆），离地面1.8-2.0m处有档卡，落地点3m内无障碍物砂堆1.8-2.0m档卡钻台逃生：安装逃生滑道*顶面与钻台面固定牢固*侧面封闭，整体光滑，高度不小于３０；*底面平整光滑．*落地松软：设置砂坑，沙堆高度与版面相平．钻台面砂堆风向集合区锅炉房录井房泥浆灌逃生门集合区R=30m1200入场须知井场安全标志井口材料库房、值班房逃生门电焊区Q/SY1124.26.2.8.7柴油机排气管出口不就朝向油罐区、电力线路，距井口不小于１５米．6.2.8.２０

值班房、发电房、材料房、化验室、油罐区距井口不就小于３０米，发电房与油罐区距离不就小于２０米，锅炉房距井口上风侧不小于５０米．６.２.９.８野营房应安装烟雾报警器，安装过载、短路、漏电保护和良好的接地保护，就做到人走断电．

大包设计（区块设计）不能代表单井设计，甲方必须提供单井设计。乙方做的施工单不能代替单井设计甲方设计“井位”，满足安全距离，井场达到防火、防爆要求：安全距离：SYT5974-2007(3.2.12)井位距民宅≥100m（含钻井队住房）

井位距高压线、永久设施≥75m

井位距铁路、高速公路≥200m

井位距高危场所≥500m

满足不了上述要求，甲、乙双方安全、环保部门进行评估，制定应急预案，演练合格，最后由甲方主管领导批准3井控设计

表层套管技术套管封固浅水层、疏松地层、砾石层且坐入稳固岩层不小于10m满足井控安全水泥返至地面满足井控安全、钻井工艺的需要裸眼井段不同压力系统压力梯度差≤0.3MPa/100m水泥返至：中和点以上300m;“三高”井返至上一级套管内或地面生产套管水泥返高至技术套管内或油、气、水层以上300m“三高”油气井，封固已被技套封固了的喷、漏、塌、卡、碎地层及全角变化率超标井段以上100m）。防喷器压力等级欠平衡钻井条件

流体中H2S含量低于50ppm；上一层套管下至欠平衡钻井顶部（抗挤系数1.125）[2007]377文件地层流体中H2S含量≤20mg/m3(SY/T6551)不低于裸眼段中最高地层孔隙压力设计提供

岩性剖面、岩性特征、压力剖面、地温梯度、油气藏类型、流体特征、邻井试油情况等欠平衡钻井旋转防喷器---满足预计产量和设计欠压值井控设备节流管汇—另配独立的专用节流管汇（在储层欠平衡）点火管线---距离井口75m以外的下风风向，有防回火和自动点火装置取样器（气体钻井）---距离井口30m以外液相欠平衡配液气分离器、撇油灌、储油罐三高井：设计者---高级技术职称

审核者---教授职称或设计单位技术专家

批准者---建设方总工或技术主管领导压力检测要求有录井的井，要画四条曲线；无录井的井画三条曲线；设计更改按照设计批准程序进行，更改设计要在施工前完成。常规井：设计者---中级技术职称审核者---高级技术职称批准者---建设方总工或技术主管领导4井控设备安装、试压厂内试压浮动闸板及浮动阀门应做1.4—2.1MPa低密封试压和额定压力试压。（稳定10min降压值额定试压不大于0.7MPa，低压密封试压不大于0.07MPa）节流压井管汇各个阀门都要做高、低压密封试压试压顺序

井控装备到井时，钻井现场应验收井控出厂试压验收单JJSY②②①①③③③③③④④④③⑤⑤⑥⑥⑥现场试压无套管头的井试压值不超过套管抗内压80%为前提，环形防喷器为额定压力的70%；闸板防喷器、防喷管线、节流、压井管汇为额定压力；放喷管线为10MPa有套管头的井用堵塞器试压。环形防喷器为额定压力70%；闸板防喷器、防喷管线、节流、压井管汇为额定压力；放喷管线为10MPa试压介质夏季为清水冬季为防冻液/柴油；试完后扫管线

SY/T5964-2006规定，在钻井现场也要做低密封及阀门单独试压。内控管线阀门考虑北方地区的防冻尽可能避免人进入底座内操作液动阀不允许紧靠四通安装上游常开，下游常闭原则nn--++压井管汇节流管汇y

液动阀紧靠四通是不允许的，上游常闭也是不允许的。S内控管线阀门根据修订的SY/T5964-2006标准应做到实现了手动阀紧靠四通，上游阀常开，也满足了防冻要求※内控(防喷)管线:必须是钢管,不允许弯曲Snn--++压井管汇节流管汇y浮动阀门倒回1/2—1/4圈校正与固定中心偏差不大于10mm用四根16mm钢丝绳对角固定在钻机底座上固定绳不能妨碍侧门的开关阀板阀座阀腔阀杆经探伤合格的专用管线（中国不允许用软管）通径符合要求以法兰或螺纹联结（SY/T-20025127<等效API6A>规定压力等级在35MPa以上的管汇必须法兰连接)不允许在现场进行焊接弯度大于120o，拐弯处使用铸钢弯头节流管汇、压井管汇、防喷（内控）管线、放喷管线原则井控管汇包括(SY/T5964-2006)放喷管线井控过程中最容易出事的管线，应足够重视。地层孔隙压力＞21MPa----接出井口75m以外≤21MPa----1条，接出井口50m以外≥35MPa----2条，接出井口75m以外出口应为季风下风方向。且避开居民区、道路、油罐区、电力线及各种设施及枯草、森林等；应采取保护措施，不能与其它管线交叉。组接紧固，密封试压合格，固定牢靠。通径不小于∮78mm/5″钻杆，外螺纹朝外，尽可能不拐弯放喷管线固定：每隔10-15m及拐弯处用水泥墩地角螺丝/地锚固定，距放喷口0.5-2.0m有双基墩。深井水泥墩长x宽x高为800x800x1000普通井水泥墩长x宽x高为800x800x800低角螺栓直径≥∮20mm，埋深≥0.5m孔隙压力≤21MPa井，可采用铁基墩，铁基墩灌满砂，重量不少于600kg（塔里木），1/3高度埋入地下压板（塔里木）宽≥100mm，厚≥10mm；压板与管线之间垫胶皮出口处设有远程点火装置。≥15m回收管线通径不小于78mm的钢管进入1号罐，固定牢固管材要求、连接方式同井控管汇同等要求进浆管线通径不小于78mm，高压耐火隔热软管/专用管线、法兰连接，不得现场焊接，每4m用水泥墩固定；绷绳--∮16,3根或4根；压力表量程≤4MPa；安全阀卸荷口背向钻台和泥浆罐；排气管线通径与法兰通径一致（SY/T5694），接出离井口50m以外，设有远程点火和防回火及防水装置。液气分离器点火系统15m3m防回火H

液面高度（管内未充满）液面高度（管内充满）

按静液法控制时，U形管高度计算式为：

H=102（P1-P2）/ρ式中：H—U形管高度

ρ—U形管内流体密度（g/cm3）

P1—排气管入口气体压力（MPa）

P2—排气管出口气体压力（MPa）

SY/T6543.2--2003液气分离器液面控制在筒高1/2-1/3之间国际承包商一般做法H≥3m

液面高度（管内未充满）液面高度（管内充满）当管内充满液体时，液体排出管口高度和分离器内液面高度几乎是相等的。当液体排出管口埋入到泥浆中时，管口处产生负压，虹汲现象更严重。※定期探伤、试压、测厚液气分离器液面控制新疆油区的液气分离器控制液面高度上限液面高度下限液气分离器液面控制进回收池排液口高度应高于液气出液管。通常不小于３０cm压力表

远程台、节流、压井管汇压力表应该是防震表量程：工作压力在表量程的25%-75%之间＊校检：一年一次节流管汇安装高、低量程两种表，平时低量程表的截止阀关闭，关井后需要时打开。远程控制台SY/T5964-2006要求

管排架和高压软管在车间试压31.5MPa,在现场试压21MPa.电动泵、气动泵总输出液量关闭储能器情况下在2min内关闭环形、打开液动阀，并使管汇压力不小于8.4MPa。

15min内储能器压力能从7+0.7MPa升至21MPa.“细则”规定气管线从压风机房单独接出电源从MCC房总开关之前单独接出液压油＊在任何季节关闭闸板防喷器时间不能超过10s。液压油的选择20#液压油/22#汽轮机油46#抗磨液压油5#航空液压油10#航空液压油司钻控制箱与远程控制台压差不大于：储能器压力0.6MPa；管汇和环形压力0.3MPaSY/T5964-2006节流控制箱节流阀全闭到全开在2min以内，否则换油。立压传感器和立管之间安装截止阀，平时关闭进厂检测检修每三月期进行外观检测与全额试压每年折、卸、检查更换部分密封件，修复、组装和试压每三年折、卸全部零件，修复更换报废井控装置出厂时间总年限达到：防喷器13年，管汇13年，控制系统15年，应报废达到报废总年限后确实需要延期使用，须经第三方检验并合格，延长使用最长3年中石化工程字[2011]907文SY/T6160标准包括：旋塞阀、止回阀（箭形、球型、碟形、投入式、浮阀）、旁通阀及防喷钻杆，转换接头。内防喷工具、对井控而言与防喷器组一样重要，要求：建立档案、统一管理、动态管理、定期试压和探伤、定期报废。＊旋塞阀SY/T5525开启位置进行强度试压关闭位置，正向和反向做密封试压做带压开关力矩检测试压周期3个月止回阀SY/T5215-2005做强度（耐压）试验做高、低压密封试压（反向）5内防喷工具井场应有的内防喷工具所有井备一个防喷钻杆，上接旋塞阀（开启状态），并接空心提升器防喷钻杆长度：底座≤9.5m，为一根钻杆底座≥10.5m，为一根半钻杆（上短、下长）使用顶驱为立根所有内防喷工具涂红色，保养、保存良好，有专人管理所有内防喷工具压力等级不低于地层最高孔隙压力方钻杆旋塞：探井、气井和安装环形的井。方钻杆上接上、下旋塞，其它井接下旋塞所有井钻台上备有止回阀和旋塞阀（开启状态）6钻开油气层前井控工作破裂压力实验SY/T5430深井、参数井、新区第一口井、有技套的井钻开水泥塞后，遇到第一个3-5m厚的易漏层要做破裂压力实验。（机械驱动的泥浆泵钻机应由水泥车来做）承压实验其它井钻开油层前50m，应以预计最大钻井液密度的压力梯度做承压实验●按照设计要求备好加重材料、重泥浆，混配设备良好，儲泥浆罐应设有搅拌器，对其能进行有效吸取。●取得钻开油气层批准，并得到甲方认可坐岗无表层井从钻开油气层前100m开始探井及有表层井从二开开始有浅气层井从开钻开始开始钻开油气层前每一小时一次钻开油层后每半小时一次钻开气层后每15min一次起下钻杆每三柱一次起下钻铤每一柱一次记录频次7钻开油气层后井控工作起下钻速度钻头进入油气层开始到油气层顶300m井段内用Ⅰ档。提、放速度≤0.5m/s钻开浅气层或油气层后每次起钻前进行250m—350m短起下钻，计算气体上窜速度，循环观察候效，确认安全后起钻。短程起下钻钻开油气层后井控工作低排量实验探井、深井、采气井，从钻开油气层前50m开始每次新换钻头钻进前每钻进２５０－－３５０m钻井液性能发生较大变化以正常排量的1/3—1/2循环，记录立压孔隙压力检测地层——泥岩、页岩牙轮钻头水力因素正常施工水基钻井液dc指数数学模式限制条件dc指数法不是万能方法dc指数是反映钻井速度的，由于提高钻井速度的条件变化了，目前误差大。数学模式不是“四海”通用dc指数方程式不应是固定的。

水力因素固定的d方程式修正地层水密度建立dc方程式求出地层孔隙压力钻井速度数据

目前钻井条件变了，dc指数误差很大，只能是定性反映孔隙压力。孔隙压力检测ρT页岩与淡水混合物密度1=2－ρTρSh页岩密度法不受钻井条件影响

做艰苦细致的工作，还要建立分地区（构造）页岩密度和孔隙压力之间的曲线方程式/图板ρ页岩密度g/Shcm3孔隙压力检测●空井△空井前进行短起下钻测候效，计算油气上窜速度，并在空井时间控制在油气上窜高度，深于井口以下1000m△空井期间实行双坐岗-----钻井队、录井队采集员，同时录井队操作员坚守岗位监视●完井作业●完井作业期间不允许折防喷器（中小型钻机用简易套管头）更换半封闸板并试压/

使用5’’-51/2”微变径闸板

/

准备接有转换接头的防喷单根●测井队在钻台准备电缆剪严格控制浅气层井段抽吸△在浅气层部位不允许多次上下活动钻具。△上提钻具时采用低速档。△保持井筒液面高度。△控制钻速，充分携砂，严防泥包、砂桥、井漏及堵钻具水眼等各类复杂情况发生。8气体运移关井

气体运移是钻开气层或者钻开油气比大（1:300以上）的油层后遇到的较大井控风险问题。

发生气侵后不能以井口密度计算井内液柱压力，当井比较深时，气侵刚发生时，钻井液对井底压力降低值很小，关键是及时除气、观察判断正确，应对得当。

岩屑脱气、置换气侵、扩散、气体溢流天然气侵入井内的方式●压缩性与膨胀性。气体的体积与压力成反比●强烈的置换性。常温下气体密度不足清水的1/1000，与钻井液有强烈的置换性（滑脱性），气体的滑脱速度为270-360m/h不等，与钻井液流变性及液气密度有关。●易燃易爆性。体积比：天然气5-15%之间爆炸，H2S在4.3-46%之间爆炸。●高含H2S等高危性。H2S等有害气体对人体、钢材、非金属有严重危害。●易扩散性（受风向和风力影响）。天然气特性气体在井底时体积增加很少，越接近井口膨胀越加速，从溢流到井涌时间较长，从井涌到井喷时间极短，使人措手不及。为了及时发现溢流。起下钻过程中应经常进行流动测试。一旦发现异常及时抢接方钻杆......气体运移天然气侵入井筒后，开始时气泡（粒）状态，后在运移中聚集（关井状态），膨胀（开井状态）变为泡状或气柱。开井状态下气体运移关井条件下运移速度的测试；运移距离（高度）mH

=

ΔPa/g*ρm

运移速度(m/h)

V

=

H/ΔtΔPa---套压升高值（MPa）；Δt---关井观察时间（小时）g----与重力加速度有关的0.00981；ρm---钻井液密度关井条件下气体运移带压运移，上升过程中关井压力不断上升，作用在井眼各处压力不断增大。关井原则※关井越早越好，越及时、越快越好※发现溢流立即关井，怀疑溢流先关井再查明原因一切关井程序和动作，都是为了在发生溢流的第一时间内控制井口。防喷演习定然成时间规定：钻进、空井工况在3min内完成；起下钻工况在5min内完成。关井方法关井快，减少溢流发生量，但冲击压力大，只要是井口、套管及地层允许情况下，采用硬关井，尤其是深层气井、高压油、水井，要尽可能硬关井。对井口冲击力小，但关井操作时间长，不利于立即控制井口。对于易漏井发生溢流应采用软关井。硬关井软关井可以是硬关井，也可以是软关井。根据井口控制能力和溢流情况而定。需较长时间关井时，要锁紧封井器闸板，手动锁紧后不应回旋。打开封井器闸板前应先解锁到位。手动解锁到位后不应回旋。发生管内/管内管外同喷接回压阀、方钻杆等均在关井完成之后进行抢接敞开状态的旋塞阀关闭旋塞阀关闭环空（管外）关井已经结束：处置管内喷优先关井初期工作●坚持井筒压力始终大于地层压力，严禁继续发生溢流。●坚持有效控制井口压力，严防产生井漏、地下井喷，损伤套管及井口。●第一时间录取有关参数：立压、套压、溢流量、密度等严防继续发生溢流△关闭节流阀前的平板阀（国内常用的节流阀是只节流不截止）做好井口压力控制●关井后及时做井口压力控制；尽快处置，不能让发生溢流的井长时间处于关井状态。△保持井筒压力大于地层压力△套压小于井口承压能力，立压小于管柱承受能力△井筒内某深度压力不大于套管抗内压强度的80%和地层破裂压力控制原则△立管压力法（管柱上没接止回阀）△体积法（管柱上接有止回阀）压力计算录取参数初期立压是最关键的参数，准确录取立压反映欠平衡程度靠立压值确定压井密度影响立压因素△产层漏斗效应---读取立压应待到地层压力恢复之后（10min左右）△管内圈闭压力的影响---采用“顶出法”读取方法△直读法---管柱上没接止回阀△顶开法---管柱上接有止回阀消除圈闭压力（当钻井液密度不足于平衡地层压力时侵入流体可能进入钻具内—当未接近钻头止回阀时）。方法：通过节流阀排放40-80L钻井液当立压不变、套压略升为无圈闭压；当立压略降为有圈闭压；有圈闭压重新做上述工作，直到排除圈闭压力因素，最终确定关井压力Pdi值。消除压力漏斗因素.发生溢流地层形成压力漏斗，等候10-15min的恢复后读取。关井初始立压是常规压井的关键参数，应该准确确定。有低排量试验数据时：

Pd初=Pdi+PLPdi为关井立压；

PL

低排量试验时立压。确定压井时初始立压（Pd初）无低排量试验数据时：以压井排量（正常排量的1/3-1/2）开泵；调节节流阀使套压保持在关井套压；读取立压值为初始立压值Pd初。

确定压井钻井液密度

根据关井立压Pdi确定欠平衡密度值：

ρ欠=Pdi/(H*g)

ρ欠--g/cm3g=0.00981H-井深mPdi-关井立压MPa压井钻井液密度附加值油、水井:0.05---0.10g/cm3或井底正压差1.5—3.5MPa

气井:0.07---0.15g/cm3或井底正压差3—5MPa井口压力的控制关井后，压井准备期不能盲目放喷气井不能长期关井不做井口压力控制原则：井底压力始终略高于地层压力严防新的溢流发生，控制井口压力使井口压力与井筒某处压力“三个不突破”。条件：钻头水眼畅、钻柱中无止回阀、钻具完好无短路、钻头位置不在气体之上。立管压力法控制井口压力原理：通过节流阀，间断放出一定量钻井液，使气体膨胀、降压；控制立压使立压始终大于关井立压（Pdi）方法：确定立压下降值△Pd，一般为0.35~1MPa确定立压升高后压力值(Pdmax),一般比关井立压大0.7~1.4MPa。还要考虑在钻井液中压力传递的迟后性(300m/s)，再附加1MPa。当立压升为Pdmax时，打开节流阀放掉△Pd压力。※由于放出钻井液，环空液柱压力减少，使套压回升为一个值，这个套压的升值应确保对裸眼安全无影响。立管压力法控制井口压力方法：确定大于初关井套压1MPa第一次放压前最高套压值Pamax；确定放钻井液使环空液柱压力下降值，一般为ΔP=0.5MPa；确定对应ΔP需释放钻井液量ΔV。

ΔV=VhΔP/(0.00981ρm)体积法原理：通过节流阀、间断放出一定量钻井液，使气体膨胀，降压；通过增加套压，补偿因放出钻井液而减少的环空压力，使环压略大于地层压力。当套压升为Pamax+ΔP值时，保持套压不变放出ΔV（计量）钻井液。等候至当套压升为Pamax+ΔP+ΔP时保持套压不变放出ΔV（计量）钻井液-----反复做直至钻井液膨胀到达井口为止。当膨胀到达井口后，以置换法排出气体，并挤入重泥浆压井。9压井工艺

基本原则：压井时井底压力始终必须保持略大于地层压力，并保持井底压力不变。压井过程中不能使井筒受压过大，要保证不压漏地层。压井过程中防止失控。根据“U”型管原理，钻具内与环空压力是“平衡的”，立压是重要的参数，通过节流阀的开度调整控制立压。套压以最大充许值限制用以防止压井过程中发生井漏。关井后立压为“0”的处理：

立压为零说明原钻井液密度足于平衡地层压力。套压也为“0”，则可以正常循环除气。套压不为“0”，证明环空被气侵。控制回压，保持循环立压不变的情况下循环，排除受污染泥浆并除气。

常规方法压井：

能正常关井，在泵入压井钻井液的过程始终遵循井底压力保持略大于地层压力的压井作业法。种类：一次循环法（工程师法）:优点：压井过程中套压峰值小，对浅部地层施加的应力小;条件：已备有足够的适合压井的重泥浆。二次循环法（司钻法）:前提：没有足够的适合压井的重泥浆;缺点：压井过程中套压峰值大，对浅部地层施加的应力大。边循环边加重法。压井过程出现的套压峰值小于二次循环法，但压力关系复杂不容易控制。常规压井法节流阀和节控箱工作功能和寿命最关键．要选择高可靠性高工作寿命远控节流阀、高压手动的仅防万一所需。一次循环法压井

确定初始循环立压（Pd初）确定重泥浆到达钻头位置时的循环立压即终了立压（Pd终）

Pd终=Pd初-0.00981ΔρHΔρ-重泥浆与原泥浆密度差（g/cm3）

H-钻头位置深度m

确定重泥浆到达钻头处所需要时间

T=VhH/QVh—每米管内容积（L/m）

H-钻头位置深度mQ-压井排量（L/秒）按照立压控制曲线施工，开始压井时调节节流阀使在压井排量下套压为初期关井套压，立压从Pd初降为Pd终之后，使立压保持不变，直到套压变为“0”。一次循环法压井施工

压井中套压变化是很复杂的。控制立压时，只能按在压井液情况下的最大充许套压值调控，以确保压井施工过程中不发生井漏。套压的峰值何时出现、其具体数值设计中都不能准确给出。常规压井时，气体溢流的上窜、膨胀具有不易确定性。但发现溢流就关井，尽早组织压井更安全。工程师法压井立管和套管压力变化曲线PTiPa0t1t2t3t4时间压力1234PTf注：t1：压井液到井底的时间；t２：溢流到井口的时间；

t３：溢流排完的时间；t３：压井重浆循环到井口的时间；一次循环法压井充许最大套压Pd初原泥浆循环排气立压套压P二次循环法(司钻法）压井确定Pd初与Pd终

第一循环周：以原泥浆，以压井排量，从关井初套压开始，调节节流阀，使一周内Pd初不变。第二循环周上半期：重泥浆到达钻头处为止，保证套压不变，立压变为Pd终；第二周下半期：重泥浆到达井口为止，保持立压不变Pd终直到套压变为“0“为止。充许最大套压PTfPTiPdPa0t1t2t3t4ⅠⅡP司钻法压井立压和套压的变化规律注：t1：原浆循环排溢时，溢流到井口的时间；t２：原浆循环到井口的时间；t３：压井重浆循环到井底的时间；t３：压井重浆循环到井口的时间；充许最大套压压井应尽早进行，主要是避免油气上窜使压井过程中套压过高．为了安全施工以充许套压为上限．考虑Ｕ型管两端液柱压差等影响，压井施工中，压井液到钻头时，气体液流到井口（气体滑脱、膨胀），套压达充许套压为上限．可建数学模型设计套压变化曲线。通常压井过程中，套压的变化不易确定，不能设计准确的压井施工曲线，只能收集并描绘压井的实际曲线。纯气体的溢流压井中套压变化最复杂，压井的安全风险最大，井控管理级别要提升，井控装备功能要加强。压井施工中，压井液到钻头时，气体液流到井口（气体滑脱、膨胀），套压达充许套压为上限．可建数学模型设计套压变化曲线。气体溢流关井测压后的相关计算⑴气柱高度的计算：：气柱高度，米：关井套压，MPa：关井立压，MPa：钻井液密度，g/cm3：９.８８１⑵关井和压井中充许的套压最大值Ｐp充许的套压最大值Ｐp是具体的井身结构和地质情况所决定的。钻井施工中要具体试验确定，即通过做地漏度验获得。⑶压井液到钻头时，气体液流到井口（气体滑脱、膨胀），套压达充许套压为上限时气柱高度h2的计算：：溢流关井时的气柱高度，米；：气层压力，MPa；：气体溢流到井口时气柱高度，米；特殊压井方法

原理：向井内泵入定量钻井液，关井一段时间，使气体滑脱，然后放掉一定量的套压值。使套压值降低值和泵入的钻井液产生的液柱压力相等。重复进行直到套压为“0”

ΔP=ΔV*ρ*0.00981/Vh

ΔV-泵入钻井液（L）

Vh—每米环空（L/m）

ρ--泥浆密度

置换法（井内钻井液大部分被气体喷空，同时井内无钻具或仅有少量钻具）

平衡法（钻井液被气喷空）

原理：找出最大允许关井套压+某点以下的加重钻井液刚好平衡地层压力的点，即平衡点。保持最大允许关井套压下，尽可能大的排量快速泵入重泥浆，使其达到平衡点。之后采用常规压井方法。步骤：根据地层压力确定压井钻井液密度；根据压井钻井液密度和允许最大套压计算平衡点深度。

平衡点深