作者：长庆油田分公司培训中心
出版社：石油工业出版社
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气田井下作业井控技术试读：
前言
本书是近年来在气田井下作业井控培训教学的过程中，根据管理、技术、操作等各层次培训学员的需求和建议，在现场调研的基础上，总结多年气田井下作业井控培训经验，查阅国内外井控最新文献资料，结合目前在用的井控行业标准和技术规范等编写而成。本书是专门用于气田井下作业井控技术的培训教材，也可以用于气田、高气油比油田从事修井、试油气、采气的现场管理、技术、操作等人员自学井控技术。
结合目前在用的井控行业标准和技术规范，本书部分内容是对中国石油天然气集团公司2008版《石油天然气井下作业井控》进行了补充和完善。
本书新增编写了：井下作业井控设计的内容及要求；气井带压作业井控技术与设备；低压易漏失井溢流检测及相对时间法计算油气上窜速度；液压防喷器无钻台、有钻台时各工况发生溢流的关井程序，剪切闸板的关井程序；水平井气侵的特殊性及水平井常规压井技术；非常规井控技术；气田生产井（包括含硫井）、储气库注采井、报废井、长停井井控管理；井下作业用防喷器组合形式、无钻台作业和有钻台作业井口防喷器与管汇组合形式、连续油管防喷器、全封闭电缆防喷器、井下安全阀、井口快速试压装置、RTU、井控应急控制装置等；同时以现场图片案例的形式，对井下作业现场井控安全管理和井控设备安装、使用中具有代表性的隐患问题进行了剖析，并给出了消除隐患的对策。
本书共18章。第1章由欧阳勇、林勇、郭虹、沈云波编写，第2章由胡子见、杜春文编写，第3章由黎晓茸、李宝琴、郭虹编写，第4章由郭虹、林勇、杜春文编写，第5章由郭虹、林勇编写，第6章由张耀刚、郭虹、胡子见编写，第7章由牛彩云、郭虹、林勇编写，第8章由王效明、郭虹、刘双全、胡相君、沈云波编写，第9章由林勇、刘双全、郭虹、胡子见、沈云波、金婷、卢冰编写，第10章由张发展、郭虹编写，第11章由张发展、张旭升编写，第12章由张旭升、金婷编写，第13章、第14章由张旭升、郭虹编写，第15章由纪龙、张旭升、汪雄雄编写，第16章由张发展、王效明、郭虹、胡相君、胡子见、沈云波编写，第17章由刘双全、景忠峰、王捷、汪雄雄、田军编写，第18章由郭虹、张耀刚编写。参加本书审稿的人员有陆红军、尚万宁、张旺宁、常福寿、巩致远、田建峰、杨保林。在本书的编写中，长庆油田工程技术管理部、长庆油田气田开发处、长庆油田油气工艺研究院、长庆油田储气库管理处、长庆油田第一采气厂等单位的领导和专家给予了大力支持，全书凝聚的是集体的智慧。中国石化张桂林教授、新疆油田孙孝真等专家对本书的编写给予了悉心指导，在此表示衷心的感谢！
由于编者水平有限，书中不妥之处在所难免，敬请读者批评指正！第1章 概 述
井控技术是油气井井下作业技术的重要组成部分，是实施油气井安全作业的关键技术。在井下作业过程中，影响井下作业安全的不确定因素很多，情况十分复杂，无论油（气、水）井的压力高低，都有发生井喷甚至井喷失控的可能。一旦发生井喷，会造成人员伤亡、设备损坏、油气资源浪费、环境污染和井筒报废等重大事故，严重影响正常生产运行，经济损失巨大，造成社会负面影响。
为了保证油（气、水）井井下作业的正常进行，实现油气层保护和井下作业安全，恢复油（气、水）井的正常生产，必须做好井控工作。1.1 井控基本知识1.1.1 井控的概念
井控技术就是实施油气井压力控制的技术。
井控技术一般根据油气田勘探开发过程特点的不同，可分为钻井井控、井下作业井控、采油采气井控，三者之间既有联系，又有区别。钻井井控主要是钻井过程中的压力控制。井下作业井控就是油气井试油、测试、压裂酸化、修井等作业过程中的压力控制。采油采气井控主要是采油采气井、注入井、常停井、废弃井的压力控制。
目前的井控技术已从单纯的防喷技术延伸到油气层保护、环境污染防治等多项技术领域，成为保证井下作业安全施工的关键技术，是实现快速低成本井下作业和实施近平衡压力井下作业的重要保证。做好井控工作，既有利于保护油气层，又可以有效地防止井喷、井喷失控或着火事故的发生。1.1.2 井控分级1.1.2.1 井下作业井控分级
根据井涌规模和采取的控制方法不同，井下作业井控分为三级，即一级井控、二级井控和三级井控。
1）一级井控
一级井控，就是采用适当的井液（本书指的井液为井下作业过程中所使用的循环介质）密度，建立足够的液柱压力去平衡地层压力的工艺技术。此时没有地层流体侵入井内，井侵量为零，自然也无溢流产生。
2）二级井控
二级井控是指仅靠井内液柱压力不能控制地层压力，井内压力失去平衡，地层流体侵入井内，出现井侵，井口出现溢流。这时候要依靠关闭地面设备，通过建立的回压和井内液柱压力共同平衡地层压力，通过井控设备排除气侵的井液，处理掉溢流，恢复井内压力平衡，使之重新达到一级井控状态。
二级井控的核心：
早发现：及时发现溢流及其征兆。
早关井：发现溢流立即关井，疑似溢流关井检查。
早处理：井关了之后，要尽快排除溢流，需要压井的要尽快压井处理。
二级井控是井控培训的重点内容，是井控技术的核心，也是防喷的重点。
3）三级井控
三级井控是井喷发生后，利用现场设施和井控措施不能控制井口而造成井喷甚至失控，通过采用特殊井控措施重新恢复对油气井控制的井控技术，即井喷抢险，可能需要灭火、抢险，如打救援井、水力喷砂切割旧井口、带火换装新井口等。1.1.2.2 采气井控分级
采气井控，是指保持气井日常生产与维护和对长停井、废弃井的安全控制。这部分内容在第九章详细介绍。
1）一级井控
一级井控指为保持气井正常生产状态所进行的预防井喷发生的井控技术。气井生产参数正常、井下管柱与井口无泄漏现象，则气井处于一级井控状态。
2）二级井控
二级井控指气井生产参数发生异常或井筒、井口设备出现异常，造成溢流、井涌，通过采取井控措施对井下与井口装置进行控制和处理，使其恢复正常状态的井控技术。
3）三级井控
三级井控指井喷发生后，利用现场设施和井控措施不能控制井口而造成井喷甚至失控，通过采用抢喷装置、特殊井控措施重新恢复对气井控制的井控技术。1.1.3 井控相关概念1.1.3.1 井侵
地层流体（油、气、水）侵入井内的现象，通常称为井侵。常见的井侵有油侵、气侵、水侵。1.1.3.2 溢流
当井侵发生后，井口返出的液量比泵入的液量多，停泵后井口修井液自动外溢，这种现象就称为溢流。1.1.3.3 井涌
溢流进一步发展，井液涌出井口的现象称为井涌。井涌时井内涌出的流体不能高于作业面之上2m。1.1.3.4 井喷
井喷分为地面井喷和地下井喷。（1）地面井喷：地层孔隙压力高于井底压力时，地层流体（油、气、水）无控制地进入井筒，并喷出作业面2m以上的现象称为井喷，即地面井喷。（2）地下井喷：地层流体从井喷地层无控制地流入其他低压地层的现象称为地下井喷。如果没有特殊说明，本书所讲的井喷，都是指地面井喷。1.1.3.5 井喷失控
井喷发生后，无法用常规方法控制井口而出现敞喷的现象称为井喷失控。井喷失控的恶性事故，一般会带来严重的后果，造成巨大的损失。
综上所述，井侵、溢流、井涌、井喷、井喷失控反映了地层压力与井底压力失去平衡以后，井下和井口所出现的各种现象及事故发展变化的不同严重程度。1.1.3.6 三高井
三高井是指高压油气井、高含硫油气井、高危地区油气井。
高压油气井：以地质设计提供的地层压力为依据，当地层流体充满井筒时，预测井口关井压力可能达到或超过35MPa的井。
高含硫油气井：地层天然气中硫化氢含量高于150mg/3m（100ppm）的井。
高危地区油气井：在井口周围500m范围内有村庄、学校、医院、工厂、集市等人员集聚场所，油库、炸药库等易燃易爆物品存放点，地面水资源及工业、农业、国防设施（包括开采地下资源的作业坑道），位于江河、湖泊、滩海、海上的含有硫化氢［地层天然气中硫化氢含量3高于15mg/m（10ppm）］、一氧化碳等有毒有害气体的井。1.1.3.7 两浅井
两浅井是指浅气层井和浅井（1000m内）。1.1.3.8 声波时差
声波时差是指一定频率的声波在地层中穿行单位距离所需要的时间Δt（时差），单位为μs/m，主要反映岩石的岩性、压实程度和孔隙度情况。[1]1.1.3.9 高风险井
高风险井应包括高压井、高产气井、含硫等有毒有害气体的高危害井、高敏感区域井、复杂结构井、特殊工艺井等井。1.1.4 常见井控错误做法
井控作业中的错误做法会带来不良后果，轻者会延误恢复井筒—地层压力系统平衡的时间，重者会造成井下事故并带来更加复杂的井控问题。1.1.4.1 发现溢流后不及时关井仍循环观察
这只能使溢流更严重，地层流体侵入井筒更多。尤其是天然气侵入井筒发生的溢流，因向上运移中膨胀而排出更多的井内液体。此时的关井油管压力就有可能包含圈闭压力，据此求算的压井液密度就高，压井时油管压力、套管压力、井底压力也越高，发现溢流后继续循环还可能诱发井喷。因此，发现溢流后无论严重与否，必须毫不犹豫地关井。1.1.4.2 起下管柱溢流时仍侥幸继续作业
这种情况大多发生在起下管柱后期发生溢流时，操作人员企图抢时间起下完。但往往适得其反，关井时间的延误会造成严重的溢流，增加井控的难度，甚至恶化为井喷失控。在装备完善的井口防喷器组（装有环形、全封、半封防喷器）时，其正确方法是关井再下到底，或关井后压井，再下到底。1.1.4.3 关井后长时间不进行压井作业
对于天然气溢流，长时间关井天然气会滑脱上升积聚在井口，使井口压力和井底压力增高，以致超过井口装置的额定工作压力、套管抗内压强度或地层破裂压力。若长期关井又不活动管柱，还会造成卡钻事故。1.1.4.4 压井液密度过大或过小
地层压力求算不准确会造成压井液密度过大或过小。压井液密度过大会造成过高的井底压力，过小会使地层流体持续侵入而延长压井时间。1.1.4.5 排除天然气溢流时保持循环罐液面不变
地层流体是否进一步侵入井筒，取决于井底压力的大小。排除天然气溢流时要保持循环罐液面不变，唯一的办法是降低泵速和控制高的套压，关小节流阀不允许天然气在循环上升中膨胀。其恶果是套压不断升高，地层被压漏，甚至套管损坏、卡钻，以致发生地下井喷或破坏井口装置。
排除溢流保持循环罐液面不变的方法仅适用于不含天然气的盐水溢流和油溢流。1.1.4.6 敞开井口使压井液的泵入速度大于溢流速度
当井内井液喷空后压井，又因其他原因无法关严（如只下了表层套管，井口装置有刺漏等），若不控制一定的井口回压，企图在敞开井口的条件下，尽可能快地泵入压井液建立起液柱压力，把井压住往往是不可能的。尤其是天然气溢流，即使以中等速度侵入井筒，从井筒中举出的井液也比泵入的多。可行的办法是在控制最大井口回压下，提高压井液密度（甚至超重压井液），加大泵入排量并发挥该排量下的最大泵功率。1.1.4.7 关井后闸板刺漏仍不采取措施
闸板刺漏是因闸板胶芯损坏不能封严管柱，若不及时处理则刺漏会更加严重，很快就会刺坏管柱，致使管柱断落。正确的做法是带压更换闸板。1.2 井喷失控的危害及原因1.2.1 井喷失控的危害
近年来，我国井控技术和装备在实践中不断发展完善，井控技术水平不断提高，井控装备承压能力不断增强，井控管理水平不断提升，井控操作逐渐规范，员工的井控意识也有很大程度提高。但随着油气田开发的深入，受新区块、超前注水、多层系开发、大规模体积压裂等开发工艺影响，地下地质条件的变化又带来了新的井控险情。井喷失控的风险仍然威胁着人们的生命、财产安全，造成环境污染和油气资源的损失，其危害可概括为以下几个方面：（1）井喷失控易引起着火、爆炸或喷出有毒气体，严重危及人员生命安全。（2）井喷失控后，地层流体喷出地面或从地下高压层进入其他低压层，严重损害油气层、破坏地下油气资源，引起火灾和地层塌陷，生产设施遭到严重破坏甚至油气井报废，带来巨大的经济损失。（3）井喷失控喷出的原油、天然气、硫化氢、压井液等会造成重大环境污染。（4）井喷失控影响面广，社会公众关注度极高，由于井喷事故的巨大危害性，易引发社会舆论批评，对企业声誉造成不良影响。1.2.2 井喷失控的原因
井下作业人员针对以往的事故案例，纵观各油气田井喷失控的实例，分析井喷失控的原因，大致可归结为以下几个方面。1.2.2.1 井喷失控的客观原因（1）多数油气井中有高压层和漏失层。作业施工时，井筒内压井液受油气层高压液体的影响，其密度逐步降低，以及漏失层的严重漏失，致使液柱压力与地层压力失去平衡，又无及时的补救措施，而引起井喷。（2）因井口设备装置、井身结构、油层套管、技术套管等内在质量问题，完井固井质量问题，以及受地面、地下流体的侵蚀和长期生产维护不及时等诸多因素的影响，造成设备损坏、套管破裂，也能引起井喷。（3）井下工具、封隔器胶皮失灵，起管柱时造成抽汲油层，同样会引起井喷。1.2.2.2 气井井喷失控的主观原因（1）井控意识淡薄是导致事故发生的根本原因，如思想麻痹、违章操作、侥幸心理、井控制度不落实等。
①井口不安装井控装置。
②井控设备未按规定检测。
③安装不标准，或未按规定程序试压。
④井控装置不配套，设备故障等。
⑤井下作业队伍井控技能满足不了井控安全要求，日常应急演练不扎实，发生溢流或井喷预兆后不能及时关井。
⑥空井时间过长，无人观察井口。
⑦未按设计要求施工，或者工况发生改变未及时变更设计。
⑧不能及时发现溢流或发现溢流后处理措施不当，如未按要求进行压井，或在排除溢流压井过程中造成井喷失控。
⑨规章制度不健全或执行不力。（2）起下钻作业不规范。
①压井未平稳或不观察、观察时间不够就起钻。
②起管柱时井内未灌压井液、灌入量不够、灌入不及时。
③起管柱产生过大的抽汲力，尤其是带大直径的工具（如封隔器等）时必须控制上提速度。
④打捞作业起钻时，未将工具下部聚集气体排出。（3）设计的影响。
①地质设计方案未能提供准确的地层压力资料，造成思想准备不足，防范措施不落实。如使用的井液密度低于地层压力当量密度，致使井筒液柱压力不能平衡地层压力，导致地层流体侵入井内。
②施工设计方案中片面强调保护油气层而使用的井液密度偏小，导致井筒液柱压力不能平衡地层压力。
③由于地质、工程设计的失误，有关油层描述参数不准确，井控设计数据不准确，使井下作业施工带有一定的盲目性。
④设计的审批程序不规范，设计条件发生变化时，不履行设计变更或不及时变更。（4）射孔作业不规范。
①测试地层压力不准。
②射孔负压差过大。
③电缆输送射孔时防喷井口不合格。
④井口控制措施不当。
⑤没有安装射孔防喷装置或安装不合格。（5）地面防喷、放喷、测试流程和设备问题。
①安装不合格，没有试压或未按试压要求试压。
②材质不满足流体介质要求。
③压力控制及紧急泄压系统不合格。（6）压井液密度偏低或循环漏失。（7）防喷器组合设计不合适。（8）内防喷工具缺失或不合格。（9）钻穿水泥塞、桥塞等，底部有高压气体。（10）连续油管作业防喷井口安装不合格、未试压；管柱未接内防喷工具。（11）桥塞、水泥塞、封隔器封闭井段窜气或套管固井不合格，替液时发生溢流。（12）固井质量差，地层流体在不同压力的层间相互窜通；套管腐蚀穿孔，浅层气进入井筒。1.2.2.3 不可预见的原因（1）由于电测解释等技术问题，造成资料分析失误。（2）自然灾害等人们不可预见的因素。1.3 井身结构及完井方法
井身结构是指油气井地下部分的结构。井身结构主要包括：各层套管尺寸及下入深度；各层套管对应的钻头尺寸；各层套管外水泥浆的返回高度；井底深度或射孔完成的水泥塞深度；完井方法等。井身结构通常用井身结构图来表示，它是油气井地下部分结构的示意图（图1-1）。图1-1 某井井身结构示意图
完井是联系钻井和采油气两个生产环节的一个重要生产环节。完井的目的是建立生产层和井眼之间的良好连通，并使井能长期高产稳产。现代完井是建立在对油、气储层的地质结构、储油性质、岩石力学性质和流体性质分析的基础上，研究井筒和生产层的连通关系，追求在井底形成最小的油气流阻力，达到一口井有最大的油气产量和最长的寿命这一目标，达到一口井有最大效益的工艺技术。1.3.1 井身结构及设计原则
井身结构图包括以下几项数据：（1）地面海拔和补心海拔（钻井时转盘面的海拔为补心海拔）。（2）日期（开钻和完钻日期）。（3）产层段。（4）钻头程序。（5）套管程序。（6）完钻井深及射孔完成井的水泥塞深度。（7）水泥返高。（8）油气层完井方法。（9）其他情况。1.3.1.1 井身结构设计应遵循的原则（1）能有效地保护气层，使不同压力梯度的油气层不受钻井液损害。（2）能降低或避免井漏、井喷、井塌、卡钻等复杂情况的发生，降低施工技术难度，为安全快速钻井创造条件。（3）钻下部高压地层时所用的较高钻井液的密度产生的液柱压力，不致压漏上一层套管鞋处薄弱的裸露地层。（4）下套管过程中，井内液柱压力和地层压力之间的压差，不致产生压差卡套管事故。（5）能有效地减少井内液体对地层水的污染。（6）有利于提高钻井速度，缩短钻井时间，达到较高的技术经济效益。
根据以上原则，确定合理的井身结构。
下面以长庆油田为例进行详细介绍。1.3.1.2 长庆气田地层三压力剖面及地层复杂情况
建立地层三压力剖面是确定安全密度窗口、优化井身结构和钻完井、修井等工程方案的设计基础。长庆气田地层三压力剖面如图1-2所示，地层从上而下依次为第四系、白垩系、安定组、直罗组、延安组、延长组、纸坊组、和尚沟组、刘家沟组、石千峰组、石盒子组、山西组等地层。长期开发经验表明，安定组、直罗组易掉块，注意防塌、防卡；延安组、延长组地层易出水，防止地层出水和缩径；纸坊组、和尚沟组有泥岩层段，注意防塌、防漏；刘家沟组地层压力低，注意漏失发生；双石层有泥页岩互层，注意缩径、掉块和泥页岩坍塌；山西组为目的层，应注意地层压力变化，防止井喷。图1-2 长庆气田地层三压力剖面及复杂事故提示图1.3.1.3 长庆气田直井（定向井）井身结构
井身结构设计的合理性，在很大程度上依赖于对当时钻井技术水平和对地质环境（包括岩性、地下压力特性、复杂地层的分布、井壁稳定性、地下流体特性等）的认识程度。
已钻井的测井资料和地层三压力剖面预测软件有助于了解地层的岩性、地层压力分布情况，已钻井的实钻井史资料有助于对井身结构方案的安全性、经济性等方面进行评价，从而获得优化方案。
实钻经验证明，在钻井过程中采用随钻工艺堵漏技术可以安全钻穿大部分气井易漏地层。刘家沟组长庆气田直井钻井过程中采用表套+气套的二开井身结构，能够满足安全钻井的需要。
生产套管确定：生产套管尺寸的选择是钻（完）井工程的重要环节。按现代完井工程的思路，确定生产套管尺寸，首先应根据气藏能量大小，考虑采气工程的要求，确定合理油管尺寸，然后选定与油管尺寸相匹配的最小生产套管尺寸。天然气井油管、套管尺寸匹配关系见表1-1。表1-1 油管直径匹配的生产套管尺寸表
根据油管对产量的敏感性分析、压裂改造及排水采气的需要，确定苏里格气田单（合）层开采和分压合层开采气井均采用ϕ73.02mm油管。根据采气管柱的尺寸要求，直井定向井选择采用ϕ139.7mm生产套管完全满足采气要求，同时满足后期下入速度管柱要求，主体ϕ139.7mm生产套管完井。
基于以上分析和现场实践，形成了适合长庆气田的直井井身结构。（1）苏里格、榆林气井考虑后期作业，ϕ139.7mm生产套管需要固井，参考SY/T 5431—2008《井身结构设计方法》，采用二开井身结构，见图1-3。图1-3 ϕ139.7mm套管固井井身结构图（2）苏里格、神木、靖边气井多层开发的井采用套管滑套完井方式，井身结构见图1-4。（3）对部分区块上部地层存在漏失或高压地层等特殊情况，用技术套管封隔复杂层位，采用三开井身结构，见图1-5。图1-4 ϕ114.3mm套管滑套固井井身结构图图1-5 ϕ127mm尾管完井井身结构图1.3.1.4 长庆气田水平井井身结构
水平井钻井周期长，钻井技术难度相比斜井和直井复杂，刘家沟组存在漏失问题，上古生界的山西组、太原组、本溪组都存在多套煤层及泥页岩层，且处于40°以上的井斜位置，极易坍塌，为了充分提高单井产量，地质工程人员都倾向于钻出更长的水平段，但长庆气田不论上古生界还是下古生界的储层，非均质性都很强，储层薄，往往夹有易坍塌的炭质泥岩，保证钻井安全的难度大，结合地质条件和现有钻井工艺技术能力，通过实践和优化，确定了长庆气田水平井井身结构以“表套+技术套管+生产套管”的三开井身结构为主。对于部分刘家沟地层漏失严重的区块，为保证钻井安全，采用四开井身结构，专门用一层技术套管封隔漏失层。（1）苏里格、靖边、子洲、神木气田等刘家沟地层承压能力高的区块，采用三开井身结构，如图1-6所示。（2）靖边气田存在上部刘家沟地层易漏区块，适用四开井身结构，如图1-7所示。图1-6 三开井身结构示意图图1-7 四开井身结构示意图1.3.1.5 套管及选材
为防止井壁垮塌，根据地层情况和钻井、采气工艺要求，钻井过程中沿井壁下入井内的空心管串称为套管。根据井的深度和穿过地层的岩性情况，一口井可有多层套管。
1）导管
导管引导钻头入井开钻和作为泥浆的出口。导管是在开钻前由人工挖成的深2m左右的圆井中下入壁厚3～5mm的钢管，外面浇注水泥制成。导管是开钻前下入，用来封隔地表第四系黄土或流沙层，提供钻井液循环通道，避免钻井液漏失影响钻井平台基础的安全，或者造成环境污染的一层“技术套管”，其长度根据第四系表层的具体情况设计，一般3～5m，易漏、邻近环保敏感区的，如河流、湖泊、农田，可适当加深到8～10m。
2）表层套管
表层套管是下入井内的第一层套管，用于封隔第四系地层或浅层饮用水层，用于保护水源，确保下一步钻井安全，为安装井口防喷器和支撑技术套管提供条件。表层套管一般下入几十米至几百米。
3）技术套管
技术套管是因为某种技术目的而下的套管，一般情况下是为了降低钻井风险，用来封隔易漏层、易塌层、水源层等；或者为了确保井控安全或地质目的，用于封隔中间油气层；水平段之前下入技术套管的主要目的大多是为“储层专打”提供条件，保障水平段钻井安全，有利于开展储层保护工作。技术套管外面的水泥要求上返至需要封隔地层的上部100m左右，对高压气井，为防止窜气，水泥要返至地面。
4）气层套管
气层套管（生产套管）下入生产层位，支撑井眼，为固井、射孔、压裂、修井等作业提供条件，为天然气从井底到地面提供生产通道，其上通过套管头连接采气树。
5）长庆气田套管管材
靖边气田套管选用进口管材（表1-2），主要来自于日本、阿根廷和奥地利等国。对于井深大于3500m的井，套管主要采用AC95-AC80-N80-P110组合类型，气井0～500m采用95级防硫套管，500～2000m采用80级防硫套管，2000～3000m采用N80套管，3000m至井底采用P110套管；对于井深小于3500m的气井，主要采用AC80-N80-P110组合类型，气井0～2000m采用80级防硫套管，2000～3000m采用N80套管，3000m至井底采用P110套管。表1-2 长庆气田油管、套管应用情况1.3.2 直井、定向井和水平井完井方法1.3.2.1 直井、定向井完井方法
目前国内外最常见的气井完井方式有裸眼完井、衬管完井、射孔完井和尾管完井等。各种完井方式都有其各自适用的条件和局限性。因此，了解各种完井方式的特点十分重要。
1）裸眼完井
裸眼完井有先期裸眼完井和后期裸眼完井。当钻到气层顶部时，下油层套管固井，再用小钻头钻开油气层，称为先期裸眼完井，见图1-8。后期裸眼完井则是钻穿油气层后，将生产套管下至产层顶部完井，见图1-9。气井多采用先期裸眼完井。图1-8 先期裸眼完井示意图图1-9 后期裸眼完井示意图
裸眼完井法的优点：油气层完全裸露，油气流动的阻力小，在相同地层条件下，气井的无阻流量高。由于单井产量高，在同样开发规模时，气田需要的总井数减少，降低了开发费用和采气成本。对裂缝性油气层，裸眼完井可以使裂缝完全暴露。使用其他完井（射管完井、尾管完井）方法时，要射到裂缝上相当困难。
裸眼完井法的缺点：当油气层中有夹层水不能被封闭时，采气时气水互相干扰，裸眼井段地层易垮塌，不能进行选择性上增产措施。裸眼完井法主要适用于坚硬不易垮塌的无夹层水的石灰岩气层。
2）衬管完井
衬管完井改进了裸眼完井，即当钻到气层顶部时，下油层套管固井，然后钻开油气层，再下带缝或孔的衬管，并用悬挂器将衬管挂在油层套管底部，见图1-10。衬管完井除具有裸眼完井的优点外，同时可防止地层垮塌。图1-10 衬管完井示意图
3）射孔完井
钻完油气层后下油层套管固井，然后用射孔枪在油气层射孔，射孔弹穿过套管和水泥环射入气层，形成若干条人工通道，让油气进入井筒。射孔完井见图1-11。
射孔完井和裸眼完井的优缺点刚好相反。射孔完井主要用于易垮塌的砂岩油气层、要进行选择性增产措施的油气层、多产层的油气藏、有底水的油气藏，和油、气、水关系复杂的油气层，为防止水对开采的干扰，多采用射孔完井。
4）尾管完井
钻完油气层后下尾管固井。尾管用悬挂器挂在上层套管的底部，用射孔枪射开油气层。尾管完井如图1-12所示。图1-11 射孔完井示意图图1-12 尾管完井示意图
尾管完井具有射孔完井的优点，但又节省了大量套管。尾管顶部装有回接接头，必要时，还可回接套管到井口。尾管完井可用于超深井或者探井这种油气层工业价值未明的井型，降低钻探成本。
为满足致密储层改造技术的要求，国内新疆油田、长庆油田、西南油气田等气区的直井、定向井普遍采用套管射孔完井。1.3.2.2 水平井完井
相比直井和定向井，水平井在增加产气面积、降低生产压差、提高单井产量、增加气藏的可采储量等方面具有较大优势，在控制气层坍塌、出砂和底水锥进方面也优于其他类型井，对低渗透、裂缝性气藏也都有明显的增产效果。影响水平井完井方式的因素很多，需要综合考虑地质构造、储层物性条件、井眼类型及其稳定性和出砂状况、增产措施、后期测井和修井等井下作业要求、经济综合评价等因素，以确定最科学的完井方式。
1）水平井完井基本原则（1）应最大限度发挥产能，达到高效开采的目的。（2）应有效防止井壁垮塌，对胶结疏松的砂岩气层需进行有效防砂。（3）对穿越复杂带层段的气井，完井时应实施有效分隔。（4）应便于试井、修井作业时管柱或连续油管重新进入施工。（5）永久性完井工具应满足长期生产的要求。
气井水平井完井可分为裸眼、衬管、套管固井射孔、管外封隔器等几种不同类型的完井方式。不同气田应根据其储层特点选择最佳完井方式，满足生产需要。
2）水平井完井方法（1）水平井衬管完井和筛管完井。
对生产过程可能垮塌的储层，采用衬管完井，见图1-13。衬管为钻眼或割缝套管，钻眼直径和缝隙大小依据储层岩性选择。衬管下井后由液压或机械悬挂器坐封在上部套管内。衬管完井适合厚度大、生产稳定、无须进行后期压裂改造的水平井段，完井工艺简单，成本低、效果好。图1-13 水平井衬管完井示意图
筛管完井技术适用于产层渗透性较好、不需要采用大型水力压裂进行增产措施的水平井。筛管的孔数、孔径由气层生产能力决定，若气层出砂，则需要采用防砂筛管。水平井筛管完井见图1-14。图1-14 水平井筛管完井示意图
筛管和衬管主要用来支撑井壁，建立油气生产通道，为后期测试或酸化等井下作业创造条件。（2）水平井预制防砂管完井。
对于储层岩性胶结差、预测出砂的水平井段，采用预制砾石填充防砂管，不锈钢金属纤维棉纱防砂管，防砂效果较好。（3）水平井裸眼完井。
受随钻导向钻井和生产测井技术的发展影响，目前可以利用管外封隔器、套管、滑套、衬管和防砂管等工具组合对非均值性较强的水平段气层进行分段改造或封隔。水平井裸眼封隔器完井方式见图1-15。图1-15 水平井裸眼封隔器完井示意图（4）水平井套管、尾管固井射孔和套管不固井完井。
对于一些在投产前或生产过程中需要采取增产措施，或由于井壁不稳定，在生产过程中随着地层压力的降低井壁可能垮塌的井，采用下入生产套管或尾管，然后用水泥封固整个水平段及气层顶部，射孔完成；也可以采用下套管，但不打水泥封固的完井方式，如图1-16所示。图1-16 水平井套管不固井完井（5）膨胀管完井。
膨胀管完井技术就是把钢管及其螺纹的冷扩工艺在井下数千米深处完成，处理复杂工况条件下的完井技术。图1-17为侧钻井中作为技术套管封堵高压地层的膨胀套管完井。图1-17 膨胀套管完井（6）智能完井。
智能完井技术，用于减少修井作业次数，优化生产流程，如图1-18所示。1.3.2.3 储气库注采井井身结构
储气库注采井的特点是井筒寿命长，短时间注采气量大，井型的选择主要依据设计库容量、调峰最大工作气量和储层地质条件等因素，采用水平井井型，增加水平段长，最大可能增加储层裸露面积，以满足工作气量需要。
注采井井身结构设计原则是以固井质量为核心，综合考虑大气量注采、井筒完整性和运行寿命，兼顾钻井和固井工艺水平、低压储层保护等因素，满足两方面要求：一是满足安全钻井的需要；另一方面要保证长周期注采运行过程中井筒在交变压力下的完整性。因此采用大尺寸多层套管井身结构更为可靠。图1-18 智能完井
1）生产套管尺寸确定
依据地质与气藏工程预测，如陕××井区注采井平均工作气量107432×10m，根据计算，1500m的ϕ152.4mm水平井眼泄气面积为717m；21500m的ϕ215.9mm水平井眼泄气面积为1017m，比ϕ152.4mm井眼提2高42%；2000m的ϕ215.9mm水平井眼泄气面积为1356m，比ϕ152.4mm井眼提高89%。井眼尺寸越大，水平段越长，泄气面积越大，有利于大气量注采（表1-3）。表1-3 水平井眼泄流面积对比表
根据注采工程要求油管需要采用ϕ139.7mm，配套生产套管选择ϕ244.5mm。
2）井身结构优选
储气库建设区块刘家沟地层普遍存在漏失情况，二叠系存在多套煤层和泥页岩夹层，斜井段钻井安全风险大。综合以上难点，对“四开”和“三开”两种井身结构的优缺点进行比较，为储气库注采井井身结构优选提供依据。（1）三开井身结构。
井身结构：表层套管ϕ339.7mm+生产套管ϕ244.5mm+生产尾管（筛管）ϕ139.7mm。
三开井身结构的钻井工艺技术比较成熟，钻井速度快，投资费用低，缺点是生产套管封固段长，固井水泥一次很难上返至井口，分级固井风险大、质量难保证，难以确保井筒密封效果。（2）四开井身结构。
井身结构：套管程序为表层套管ϕ508.0mm+技术套管ϕ339.7mm+生产套管ϕ244.5mm+生产尾管（筛管）ϕ139.7mm。
采用ϕ339.7mm技术套管封固刘家沟漏失层，可为ϕ244.5mm生产套管固井创造良好条件，生产套管下至水平段入窗点，采用套管回接固井技术更有利于保证固井质量，利于低压水平段“储层专打”，降低钻井风险。（3）井身结构对比。
通过两种井身结构的对比，考虑储气库对井筒密封的要求，四开结构更具有优势，见表1-4。考虑另外分级固井工艺的风险和分接箍自身结构的缺陷，保证井筒30～50a的密封寿命难度大的情况，要求生产套管采用回接固井技术，回接筒置于上层套管内。表1-4 井身结构优缺点对比表
3）井身结构数据
ϕ508.0mm表层套管+ϕ339.7mm套管+ϕ244.5mm套管+ϕ139.7mm筛管完井，见图1-19。图1-19 注采井井身结构示意图
4）生产套管材质和扣型
生产套管的材质主要依据气井的腐蚀环境选择，以保障生产管柱3长周期运行寿命。例如长庆靖边气田，平均HS含量达到540mg/m，2CO含量达到5.74%，属于酸性腐蚀环境，生产套管必须采用抗硫管2材，综合考虑生产套管的SSCC敏感性和强度校核（抗拉、抗内压、抗外挤），采用组合下入方式，上部0～2600m段下入95S抗硫管材，2600m至气层顶部下入普通P110级碳钢。表层套管和技术套管下深均在气层段以上，在正常固井后，与含HS的天然气接触概率很小，因此2表层套管选用J55级碳钢，技术套管选用普通N80级碳钢，生产尾管（筛管）选用普通N80碳钢，ϕ244.5mm套管的壁厚在不影响水平段钻头入井的同时，可适当选择壁厚较厚的套管，利于延长注采井使用寿命。为保证生产套管密封可靠，扣型采用气密封扣。1.4 有毒有害气体基本知识1.4.1 长庆部分气田有毒有害气体分布情况
以长庆部分气田为例，各种有毒有害气体均有分布，具体情况如下。1.4.1.1 靖边气田
靖边气田下古硫化氢（HS）分布呈北高南低趋势，HS含量为22333.24g/m，CO最高含量9.05%；靖边气田上古HS含量为45.31mg/223m，CO含量2.18%。高桥区气藏HS和CO含量明显低于靖边气田本222部。1.4.1.2 苏里格气田33（1）中区下古HS平均含量为442mg/m，最高为3018mg/m，CO22含量平均3.61%；上古微含HS。233（2）东区下古HS平均含量为241mg/m，最高为4796mg/m，CO22含量平均4.41%；上古微含HS。2（3）西区上古气藏CO含量低，微含HS。223（4）南区下古HS含量98.2～10031mg/m，平均含量为4126mg/23m；CO含量0.56%～5.8%，平均含量2.56%。南区上古微含HS，CO222平均含量0.46%。3（5）苏东南下古HS含量为3893.58mg/m，最高为4268.41mg/23m；CO含量3.44%，最高为4.61%。上古微含HS。221.4.1.3 子洲气田3
HS平均含量为4.2mg/m，属微含HS，CO含量平均1.4%。2221.4.1.4 神木气田
微含HS。21.4.2 HS21.4.2.1 H2S特性
HS气体为酸性气体，了解并熟知它的特性，才能有效地预防HS22的侵害，保证井下作业的安全。HS剧毒，其毒性仅次于氰化物，是一2种致命的气体。它的毒性为CO的5～6倍。在正常条件下，对人的安全3临界浓度是不能超过30mg/m。现场HS浓度达到安全临界浓度时立2即佩戴正压式呼吸器。
现场若发生HS中毒，人员出现心跳呼吸骤停时，在现场立即实2施心肺复苏。
HS的相对密度为1.189，比空气重，因此，在通风条件差的环境，23它极容易聚集在低凹处。HS在低浓度（0.195～6.9mg/m）时可闻到臭23鸡蛋味，当浓度高于6.9mg/m，人的嗅觉迅速钝化而感觉不出HS的2存在。当HS的含量在4.3%～46%时，在空气中形成的混合气体遇火将2产生强烈的爆炸（甲烷爆炸浓度5%～15%）。HS的燃点为250℃（甲烷2为595℃），燃烧时为蓝色火焰，并生成危害人眼睛和肺部的SO。2
HS可致人眼、喉和呼吸道发炎，严重时还会致人眼瞎。HS易溶22于水和油，在20℃、1个大气压下，1体积的水可溶解2.9体积的HS，随2温度升高溶解度下降。
HS及其水溶液，对金属都有强烈的腐蚀作用，如果溶液中同时2含有CO或O，其腐蚀速度更快。221.4.2.2 HS有关术语2（1）阈限值：几乎所有工作人员长期暴露都不会产生不利影响的3某种有毒物质在空气中的最大浓度。HS的阈限值为15mg/m，CO的233阈限值为31.25mg/m，SO的阈限值为5.7mg/m。2（2）安全临界浓度：工作人员在露天安全工作8h可接受的有害气3体最高浓度。HS的安全临界浓度为30mg/m，CO的安全临界浓度为2362.5mg/m。（3）危险临界浓度：达到此浓度时，对生命和健康会产生不可逆3转的或延迟性的影响。HS的危险临界浓度为150mg/m，CO的危险临23界浓度为375mg/m。（4）含HS天然气：天然气的总压等于或大于0.4MPa，而且该气23体中HS分压等于或高于0.0003MPa；或HS含量大于75mg/m的天然22气。（5）HS分压：在相同温度下，一定体积天然气中所含HS单独占22有该体积时所具有的压力。（6）呼吸区：从肩膀算起前方半径为152～229mm（6～9in）的半球形区域。（7）HS的爆炸极限：HS气体与空气混合后能够爆炸的浓度范22围。HS的爆炸极限为4.3%～46%。21.4.2.3 H2S对金属的腐蚀
HS对金属材料的腐蚀形式有电化学失重腐蚀、氢脆和硫化物应2力腐蚀开裂，以后两者为主，一般统称为氢脆破坏。氢脆破坏往往造成井下管柱的突然断脱、地面管汇和仪表的爆破、井口装置的破坏，甚至发生严重的井喷失控或着火事故。1.4.2.4 HS对非金属材料的腐蚀2（1）橡胶会产生鼓泡胀大，失去弹性。（2）浸油石墨及石棉绳上的油被溶解而导致密封件失效。1.4.3 CO
CO无色、无味、无刺激性、易燃，是有毒气体，微溶于水。CO相对分子质量28.01，相对密度0.967（与空气比）。由于CO的密度与空气相差无几，人员在高处和低处，都存在风险，逃生时若只考虑往高处还是往低处撤离，是危险的，因此，应迅速向上风向撤离。
含碳物质不完全燃烧均可产生CO气体，汽车尾气、爆炸气体、机车废气中均含有。石油天然气开发中爆燃压裂、射孔等作业过程可产生一定量的CO气体，天然气中CO含量因区块而异，油田伴生气中也含有CO。
CO有毒，吸入可能引起脑损害，影响中枢神经系统，吸入高浓度CO可致人死亡。CO影响血液中氧与红细胞结合，CO中毒后红细胞不能携带氧，增加心脏和循环系统负荷。
饮酒、吸烟、肥胖者及患有心脏病者比健康人对CO更敏感。
紧张、疲劳、饥饿时，及有高温或其他有害气体（如油田伴生气）存在时，人对CO的敏感性增高。
CO易燃，受热、遇明火或火花可引起燃烧，与空气能形成爆炸性混合物，爆炸极限12%～74%。3
当空气中CO含量超过阈限值（31.25mg/m）时，启动报警，提示现场作业人员CO的浓度超过阈限值。第二级报警值应设置在安全临3界浓度（62.5mg/m），达到此浓度时，现场作业人员应佩戴正压式空气呼吸器，控制CO泄漏。第三级报警值应设置在危险临界浓度3（375mg/m），启动报警，立即组织现场人员撤离。
CO中毒人员出现心跳呼吸骤停时，在现场立即实施心肺复苏。
CO泄漏时应隔离泄漏区，疏散无关人员并建立警戒区；进入密闭空间之前必须先通风；佩戴正压式呼吸器；消除所有点火源（泄漏区附近禁止吸烟，消除所有明火、火花或火焰）。1.4.4 CO21.4.4.1 特性3
CO是一种无色气体，密度1.964mg/cm，比空气重，极易溶解于2水形成碳酸，CO溶解于水中发生二级电离。CO的腐蚀产物在金属表22面形成保护膜，由于各种因素对生成物的影响，仍会出现局部腐蚀（坑点腐蚀，轮癣状、台面状腐蚀）。1.4.4.2 腐蚀影响因素
1）CO的分压2
CO分压指在相同温度下，一定体积天然气中所含CO单独占有22该体积具有的压力。
碳钢的腐蚀速率随CO分压的升高而增加。据经验：CO分压大于220.21MPa，严重腐蚀；CO分压小于0.021MPa，没有腐蚀；CO分压在220.021～0.21MPa之间，可能产生腐蚀。
在40℃以下时，碳钢表面生成疏松的FeCO腐蚀产物，其均匀腐3蚀速率随温度升高而增加（FeCO薄膜溶解，形成深坑腐蚀）。3
2）温度
温度对腐蚀速率的影响既重要又复杂。CO分压在60Pa时，在402～80℃出现坑蚀，60℃时坑蚀密度最大，大于100℃时FeCO膜溶解度降3低形成致密膜，腐蚀速率降低。
对于含9%Cr、13%Cr、25%Cr的铬钢，耐CO腐蚀的临界温度分2别为100℃、150℃和250℃。在此温度下，有良好的耐蚀性，超过此温度，铬钢的失重腐蚀与在介质中暴露时间成正比。-
3）Cl浓度-（1）碳钢：随Cl的浓度增大而坑蚀严重。﹣（2）铬钢：温度低于各种铬钢的临界温度时，Cl不影响CO对铬2﹣钢的腐蚀状态。温度高于各种铬钢的临界温度时，Cl对铬钢的耐蚀性是有害的。
4）合金元素
钢中随铬、铌和钴含量的增加，钢材的耐蚀性显著提高。
5）流速（1）碳钢和低合金钢：总趋势是腐蚀速率随流速的增大而增大。（2）铬钢：小于临界温度时，流速几乎不影响腐蚀速率。
6）O2（1）碳钢：O加速腐蚀。2（2）铬钢：大于临界温度时，O不干扰CO对钢材的腐蚀；小于临22界温度时，O会加重CO对钢材的腐蚀。22
7）HS23（1）碳钢：HS浓度低于4.95mg/m时，HS加速CO对碳钢的腐222蚀；HS浓度增大时，暂时形成FeS膜而减缓腐蚀；HS浓度大于223495mg/m时，使腐蚀率降低。
HS对碳钢的腐蚀程度与温度有关，当温度高于150℃时，由于钢2材表面形成致密的FeCO薄膜，腐蚀速率不受HS浓度的影响。32（2）铬钢：HS浓度越高，腐蚀趋势越明显，并随温度升高而加2重。抗CO腐蚀的含铬不锈钢，不能抗HS应力腐蚀开裂。含CO的油222气井中，HS分压超过含硫油气井划分标准时，应按含HS的油气井对22待。
法国拉克气田用分点记录测井规测量腐蚀，并以管壁减薄量C（以mm/a表示）划分腐蚀程度：轻微腐蚀，0＜C＜0.8；中等腐蚀，0.8＜C＜2.4；严重腐蚀，C＞2.4。1.4.5 应急处置3（1）当检测到空气中HS浓度达到15mg/m或CO浓度达到2331.25mg/m阈限值时启动并执行关井程序，现场应：
①立即关井，切断危险区的电源；向上级（第一责任人及授权人）报告。
②立即安排专人观察风向、风速以便确定受侵害的危险区。
③安排专人佩戴正压式空气呼吸器到危险区检查泄漏点。
④开启排风扇，向下风向排风，驱散工作区域的弥漫的HS、CO等2有毒有害及可燃气体。
⑤非作业人员撤入安全区。33（2）当检测HS浓度达到30mg/m或CO浓度达到62.5mg/m的安2全临界浓度时，启动作业队处置预案，现场应：
①戴上正压式空气呼吸器。
②启动并执行试油（气）作业关井程序，控制HS或CO泄漏源。2
③切断作业现场可能的着火源。
④指派专人至少在主要下风口距井口50m、100m和500m处进行HS或CO监测，需要时监测点可适当加密。2
⑤向上级（第一责任人及授权人）报告。
⑥清点现场人员，撤离现场的非应急人员。
⑦通知救援机构。33（3）若当现场HS达到150mg/m或CO浓度达到375mg/m危险临2界浓度时，启动应急预案，先切断电源、作业机立即熄火，迅速组织现场人员全部撤离，撤离路线依据风向而定，均选择上风向撤离，HS向2高处撤离。现场总负责人按应急预案的通信表通知（或安排通知）其他有关机构和相关人员（包括政府有关负责人）。由施工单位和建设单位（项目组）按相关规定分别向上级主管部门报告，并通知救援机构等待救援。3（4）当发生井喷失控，现场HS含量达到150mg/m或CO浓度达到23375mg/m时，在人员生命受到威胁、失控井无希望得到控制的情况下，作为最后手段应按抢险作业程序，制定点火安全措施，对油气井井口实施点火，油气井点火决策人应由生产经营单位代表或其授权的现场总负责人来担任（特殊情况下由施工单位自行处置），并做好人员撤离和安全防护。（5）现场警示标志要求。
当检测到井口周围有HS、CO时，在作业现场入口处挂牌或挂旗2警示，由坐岗人员负责。33
①绿色警示：HS浓度在0～15mg/m，CO浓度在0～31.25mg/m。23
②黄色警示：HS浓度在15～30mg/m，CO浓度在31.25～62.5mg/23m。33
③红色警示：HS浓度大于30mg/m，CO浓度大于62.5mg/m。2[1]参见SY/T 6690—2016《井下作业井控技术规程》。第2章 压 力2.1 井下各种压力的概念
压力是井控技术中最重要的基本概念之一。了解压力的概念及各种压力之间的关系对于掌握井控技术和防止井喷是十分必要的。2.1.1 压力
压力是指物体单位面积上所受到的垂直方向上的力，物理学上也称压强。2
式中 p——压力，N/m；
F——作用于面积S上的垂直方向的力，N；2
S——面积，m。
压力的国际标准单位是帕斯卡，符号是Pa。
有关压力单位的换算：21Pa=1N/m31kPa=1000Pa=10Pa61MPa=1000kPa=10Pa21kgf/cm=98.067kPa≈0.1MPa（误差约2%）1psi=6.895kPa≈7kPa2.1.2 静液柱压力
静液柱压力是由静止液体重力产生的压力。
式中 p——静液柱压力，MPa；2
g——重力加速度，9.8m/s；3
ρ——液体密度，g/cm；
H——液柱高度，m。
对井深需要特别注意的是，井深必须用垂直井深，而不是测量井深（管柱下入深度）。静液柱压力的大小仅取决于流体的密度和液柱的垂直高度，与井筒尺寸无关。2.1.3 当量流体密度
工程上为了方便起见，常使用当量流体密度这一概念。地层某一位置的当量流体密度是这一点以上各种压力之和（静液柱压力、回压、环空压力损失等）折算成流体密度，简称当量密度。其计算公式为：
式中 p——作用于该点的总压力，MPa；3
ρ——当量流体密度，g/cm。e2.1.4 压力梯度
压力梯度是指每增加单位垂直深度压力的变化值，即每米垂直井深压力的变化值或每10m垂直井深压力的变化值。其计算公式为：
式中 G——压力梯度，kPa/m；
p——压力，kPa；
H——深度，m或10m。2.1.5 压力四种表示方法（1）用压力单位表示。这是一种直接表示法，如1000kPa或1MPa。（2）用压力梯度表示。其好处或方便之处是在对比不同深度地层中的压力时，可消除深度的影响，而该点的压力只要把压力梯度乘上深度即可得到。（3）用当量密度表示。与压力梯度类似，也可以在对比不同深度压力时消除深度的影响。（4）用压力系数表示。压力系数指某点压力与该点纯水柱静液压力之比，无因次，其数值等于该点的当量密度。2.1.6 地层压力
地层压力指地下岩石孔隙中流体所具有的压力。正常情况下，地下某一深度的地层压力等于地层流体作用于该处的静液柱压力。清水3和地层盐水是两种常见的地层流体，地层水密度在1～1.07g/cm之间，压力梯度在9.8～10.5kPa/m为正常地层压力（图2-1）。图2-1 砂岩层的正常和异常压力1—正常压力；2—异常压力
地层压力正常或者接近正常静液柱压力，则地层内的流体必须一直和地面连通，这种通道常常被封闭层或隔层截断。在这种情况下，隔层下部的流体必须支撑上部岩层。岩石重于盐水，所以上覆岩层压力是某深度以上的岩石和其中流体对该深度所形成的压力。
上覆岩层压力与地层孔隙压力的关系是：
式中 p——上覆岩层压力，MPa；0
p——基体岩石压力，MPa；M
p——地层孔隙压力，MPa。p
地层压力可能超过井液压力。我们称这种地层压力为异常高压地层，如图2-1所示。有些地层是异常低压的，即其压力低于盐水柱压力。这种情况发生于衰竭产层和大孔隙的老地层。2.1.7 地层破裂压力
地层破裂压力是指某一深度地层发生破碎和裂缝时所能承受的压力。当达到地层破裂压力时，地层原有的裂缝扩大延伸或地层产生裂缝。井内压力过大会使地层破裂并将全部修井液漏入地层。
为了便于比较，地层破裂压力通常以梯度或当量密度来表示，常3用单位是kPa/m或g/cm。
井下作业时，修井液液柱压力的下限要保持与地层压力相平衡，既不污染地层，又能实现压力控制；而其上限则不能超过地层的破裂压力以免压裂地层造成井漏。尤其是地层压力差别较大的裸眼井段，如设计不当会造成先漏后喷的事故。2.1.8 循环压力损失、泵压、油压、套压2.1.8.1 循环压力损失
流体流动过程中产生的压力降低称为循环压力损失或者循环阻力，阻力方向与流体流动方向相反。阻力大小取决于井内液体的密度、黏度、井深、排量和过流面积等。2.1.8.2 泵压
泵压是克服井内循环系统中摩擦损失所需的压力。正常情况下，摩擦损失发生在地面管汇、油管和环形空间中。如果环形空间与油管之间压力不平衡，也将影响泵压。2.1.8.3 油管压力（油压）
油管压力就是油气从井底流动到井口后的剩余压力。2.1.8.4 关井油管压力（关井油压）
关井油管压力是指在管柱内地层压力、圈闭压力大于管柱内液柱压力时的剩余压力。2.1.8.5 套管压力（套压）
油管与套管环形空间内，油和气在井口的压力。2.1.8.6 关井套管压力（关井套压）
关井套压是指油管与套管环形空间内，地层压力、圈闭压力大于环空液柱压力时对井口所产生的压力。2.1.9 波动压力
抽汲压力和激动压力又统称为波动压力。
抽汲压力：起钻时使井底压力减小的压力。这部分压井液在流动时的流动阻力，其结果是降低有效的井底压力。
激动压力：下钻时使井底压力增加的压力。产生于下管柱时，因为管柱下行，挤出下部的压井液，压井液流动受到的阻力，便是激动压力。
抽汲压力和激动压力的影响因素：（1）管柱的起下速度；（2）压井液黏度；（3）压井液静切力；（4）井眼和管柱或钻具之间的环形空隙；（5）压井液密度；（6）环形节流（如扶正器、封隔器等）；（7）井径不规则，摩擦系数越大，井液的流动阻力越大，波动压力越大；（8）管柱开闭状态，管柱处于堵塞状态时产生的波动压力比管柱处于畅通状态时更大。
因此，应严格控制起下钻速度，防止速度过快，尤其是在油气层附近更应高度重视；起下管柱时严禁猛提猛放，以防产生过大的波动压力；应调整好井液性能，压井液黏度、切力要适当；大修侧钻作业中要防止钻头泥包和井眼缩颈引起波动压力增大；应保持井筒畅通。2.2 井底压力分析2.2.1 井底压力
井底压力是指井口和井内各种压力作用在井底的总压力。这个压力以井筒静液柱压力为主，还有环空流动阻力、波动压力、地面压力等，井底压力随着作业工况的不同而变化。2.2.2 井底压差
井底压差是指井底压力与地层压力之间的差值。
式中 p——井底压力；b
p——地层压力。p
当井底压力大于地层压力，即Δp＞0时，称为正压差；当Δp=0时，称为平衡；当井底压力小于地层压力，即Δp＜0时，称为负压差。
井下作业就是在井底压力稍大于地层压力、保持最小井底压差（近平衡压力）的条件下进行的。这样既可以提高作业速度，又可达到保护油、气层的目的。2.2.3 各种工况下的井底压力
井底压力就是指地面和井内各种压力作用在井底的总压力。（1）井内井液处于静止状态时：井底压力=井液静液柱压力。（2）起钻时：井底压力=井液静液柱压力-抽汲压力-起管柱时因液面下降而减少的静液柱压力。（3）下钻时：井底压力=井液静液柱压力+激动压力。（4）循环井液时：井底压力=井液静液柱压力+环空流动阻力。（5）节流循环时：井底压力=井液静液柱压力+环空流动阻力+循环时节流回压。（6）空井时：井底压力=井液静液柱压力。
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