置换法压井具体作业程序是向井内泵入定量压井液，关井使其下落，然后释放一定的套管压力，使套管压力降低值与泵入的钻井液所产生的液柱压力相等，重复上述过程就可以逐步降低套管压力[1]。直到泵入的压井液量等于井涌时钻井液池增量，井筒内侵入气体就会排除，达到套压为零（压井液能够平衡地层压力）的状态。下面就以A井（成功）和B井（未成功）利用置换法压井的具体情况，总结出经验和教训，希望对以后类似作业提供一定的借鉴。

临危受命，陈颐磊多少有点壮怀激烈的感觉，他从顾祝同手里接过委任状，转身向属下敬了礼：“陈某不才，恐难肩此大任，但我心昭日，誓与全军官兵同生死，城在我在！城破我亡！”

1　A井（成功案例）压井过程分析

1.1　A井基本情况

A井为海上常规定向井，井底斜深1 831 m、垂深1 672.7 m、井斜37.7°、最大全角变化率4.76°/30 m，φ244 mm生产套管下深1 825.5 m；A井油气层预测压力为13.6～14.5 MPa，压力梯度为0.992 MPa/100 m，温度梯度为3.57 ℃/100 m，属正常压力、温度系统。

井喷发生在完井作业期间，已完成刮管、洗井作业，下入射孔管柱到位、校深，射孔枪响后拆卸顶驱，观察环空液面下降，计量泵环空灌液。计划将41柱立柱提出井筒（错开射孔段进行压井作业），上提管柱2.4 m时，钻杆内喷出大量完井液覆盖司钻房玻璃窗，遮挡视线，无法接顶驱循环压井。快速上提钻具（计划在二层台接顶驱），当上提管柱至15.76 m时，钻杆内持续喷出大量完井液及气体至二层台，声音刺耳，无法进行常规压井作业。立即关闭上闸板防喷器及剪切闸板防喷器，剪断井内钻具，封井成功，剪切钻具前钻杆内已无液体，溢流量7 m3。

1.2　压井过程

由于本井射孔管柱被剪断，不能采用常规压井方法，优选后采用置换法压井。由于气体及完井液是以井喷的方式喷出井口，无法准确计量溢流量，只能关井求取套压，不能准确确定压井液密度。

套压上涨至11.34 MPa后稳定，顶驱连接一根钻杆下入万能防喷器和闸板防喷器之间，憋压至1.4 MPa后开始实施置换法压井。用固井泵以3.2～9.6 L/s的排量泵入密度为1.03 g/cm3完井液，置换、放压，具体数据见表1。

 

表1　完井液置换数据表

  

卸万能与剪切之间压力3:45～5:00 第1轮次泵入 1.03完井液 2.65～5.30 11.35 10.00 10 1.38 5:00～7:15 第2轮次泵入 1.03完井液 7.95 10.20 7.90 7.58 50 1.38 2.76 7:15～8:30 第3轮次泵入 1.03完井液 5.30 7.58 7.32 6.26 10 1.72 2.00 8:30～11:00 第4轮次泵入 1.03完井液 7.95 7.11 6.92 4.48 20 2.00 3.40 1.00 卸压、有气体放出11:00～13:00 第5轮次泵入 1.03完井液 7.95 5.89 5.38 4.48 20 2.75 4.00 1.00 卸压、有气体放出13:00～17:00 第6轮次泵入 1.07PRD压井液 5.30～7.95 4.37 9.58 4.66 24 1.00 2.75 17:00～22:00 第7轮次泵入 1.03完井液 2.65 4.66 8.50 2.73 4.6 2.75 22:00～24:00 第8轮次泵入 1.07压井液 1.33 2.73 3.80 0.00 3.66 2.75 3.80 0.00时间 作业内容 压井液比重/( g·cm-3 )排量/( L·s-1 )泵压/套压/MPa单次泵入/m3万能与剪切防喷器间的压力变化/MPa

继续正挤压井液（16次），累计前24次共挤入重压井液111.25 m3，若考虑刺漏点以下环空和钻杆内的压井液全部喷空条件下，井内已有3 806 m的液柱，形成液柱压力70.88 MPa压力，低于井底77.8 MPa的压力，因此继续通过置换挤入压井液进行判断。

该计算方法是利用CUDA强大的计算功能，模拟半径R的1个球体，沿需要防直击雷的建构筑物部位各个方向滚动。把不触及的范围通过Dclaunay法构造平滑曲面，得到接闪器的防雷范围，是真正根据“滚球法”原理的计算方法。在复杂布置的接闪杆、避雷线、避雷网情况下，也能准确地计算出防雷范围，是一个高通用性、高准确性、计算高速性的计算方法。

1.3　压井总结

p轻= 10-3ρ轻g ( H-H'1-H'2 ) = 25 MPa

射孔作业破坏了井壁滤饼，同等条件下地层更容易漏失；由于完井液不能形成滤饼，再加上井口套压，更容易漏失[2]；建议以后类似情况先堵漏后压井。

初步计算仍小于地层压力。

2　B井（失败案例）压井过程分析

2.1　B井基本情况

B井为海上常规定向井，发生溢流时为钻井作业（井深5 108 m、井斜45°、钻井液密度1.57 g/ cm3），关井后测得关井套压为10.3 MPa。先采取循环加重法进行压井作业，后因为缺少加重材料、泥浆泵修理等问题压井不成功；后来发现钻具刺漏（测井显示在731 m附近有刺漏点），无法有效地实施常规压井作业，决定采取置换法进行压井作业。

2.2　B井压井过程

根据套压估算钻遇的高压层地层压力当量为1.8，现场配置密度为1.8 g/cm3的压井液进行置换压井。挤入压井液过程中遵循的原则是：①挤入过程控制套压不超过20 MPa，静止20分钟后放压；②放压时套压不低于pdown1=11 MPa ，若返出为液，立即关闭。

（2）混合料稳定系数—GSI荷载作用时试件的最终应变与最小应变比值，该指标宜为1.0左右，并以此作为沥青用量阈值，该指标反应混合料在旋转压实过程中的塑性变形。

首先采用正挤方式（通过钻杆），连续正挤4次（期间未进行放气、放压），共挤入1.8 g/cm3压井液23 m3；置换至井底可形成1 961 m液柱（H'1垂深1 416 m），形成静液柱压力Δp'1为：

Δp'1=10-3ρmhH'1=24.98 MPa

其中：Δp'1为挤入压井液在井底形成的静液柱压力，MPa；ρm为挤入压井液密度，g/cm3；H'1为挤入压井液在井底形成的液柱垂直高度，m。

再次反挤8次，排气时控制不低于套压pdown2 = 8 MPa，共挤入密度为1.9 g/cm3的压井液34.97 m3。前后共挤入88.07 m3压井液，仅考虑环空容积，形成液柱压力74.21 MPa，形成垂直液柱高度4 059.99 m；若井筒刺漏点以下存在低比重的压井液，则基本可以把井压稳，实际仍未把井压稳。分析判断：①井漏，导致挤入的压井液漏入地层；②前期井筒内刺漏点以下部分低比重的压井液已被气体带出，无法定量，目前仍未填满井筒容积，因此还需继续置换；③放压时压井液没有置换充分，部分压井液被放压形成的高压流雾化，不能准确判断放出的是气体还是压井液雾。表2为部分挤注压井液的相关数据：

若刺漏点以下气侵的压井液密度按照1.45 g/ cm3进行计算，形成的液柱压力为：

经计算井筒容积约为60 m3，其中环空体积42 m3，钻具内体积18 m3。经过前5轮次的置换共泵入了110 m3的完井液，关井套压依然较高，分析邻井相同层位射孔后井筒静态漏失速度在4.2～6.0 m3/ h之间，初步推断本井C气层亦存在一定程度漏失，为防止压井液漏入地层而无法起到压井作用，现场决定泵入密度为1.07 g/cm3的简易PRD压井液堵漏。

其中：p轻——刺漏点下部侵钻井液在井底形成的静液压力，MPa；ρ轻为气侵钻井液密度，g/cm3；H'2为反挤1.9 g/cm3压井液在井底形成的静液柱高度，m；H为井的垂深，m。

井底压力：P = p轻+ p1 = 72.88 MPa

天明了我就往回赶。从木港镇到石浮村也就三十里，转来我走得慢，天擦黑了才到那儿。到村里讨了点儿吃的，在桥头人家屋檐下将就歇了一夜。次日清早，我壮起胆子踏上了石浮桥。我光看桥面，不敢瞄流动的河水，这样就少了许多惧怯。只是头晕得很，昏头昏脑的，走着总觉得不大稳当。过了一半，迎面大步流星走来个后生，我一紧张，打个趔趄，身子就砸在桥边滑进了河里。后生跑过来跳下河，把我推上石桥，扶我过了桥转身就跑了。

在任一图像中,角点特征的数量都远低于边缘特征的数量。因此,式(5)得到的值非常小,但这并不意味着角点检测器的性能比边缘检测器好。因此,最重要的是要知道在计算过程中图像的特征:0.01%Rfa相当于600～900误报,而0.01%UGT能够将误报控制在1个～3个角点左右。采用Noble和SUSAN技术来分析检测图像,改进算法能够对后者进行自适应修改,以得到较为精确的角点检测结果。

然后通过压井管线进行反挤，前6次反挤共挤入密度为1.9 g/cm3压井液26.9 m3；每次反挤均静置一定时间后放压排气，遵循原则和正挤一样。通过四次正挤和六次反挤，共挤入压井液52.6 m3，形成液柱压力：p1=Δp'1 +Δp'2= 47.88 MPa

 

表2　置换压井数据表

  

井号 B 井深/m 5 108 井径/mm 152.4 井内容积/m3 131.02挤注序次形成液柱压力/MPa注入 静止与放气时间/min 累计压井时间/min注入量/m3累计注入量/m3最高套压/MPa最低套压/MPa形成液柱高度/m 11 15 85 100 10.00 10.00 14.48 8.00 406.00 7.56 12 20 50 170 5.00 15.00 16.00 8.00 202.12 3.76 13 20 40 230 5.00 20.00 16.00 9.00 203.39 3.79 14 5 30 265 5.00 25.00 16.50 9.80 203.75 3.79 15 15 45 325 0.84 25.84 16.00 9.80 34.23 0.64 16 35 45 405 5.14 30.98 16.00 10.34 205.30 3.82 17 10 20 435 3.30 34.28 16.55 10.34 131.80 2.45 18 10 15 460 0.69 34.97 16.40 13.40 27.56 0.51

随后开泥浆泵小排量（6.7 L/s）循环，微漏；开剪切闸板防喷器，立压为零；打开万能防喷器，灌满完井液，液面稳定；压井成功，进入后续打捞作业。

在包世臣的碑派笔法理论方面，李阳洪[18]指出，包世臣对碑派笔法理论做出极大贡献，并从5个方面对其评书标准的笔法内涵进行了分析：力到毫端、铺毫与始艮终乾、墨到处皆有笔、用曲、“行处皆留，留处皆行”与用涩。

但是在挤注过程中液气分离器、阻流管汇先后刺漏，挤入井内压井液大量喷出，喷出压井液量无法计量，继续置换共挤入压井液，累计34次，累计挤入153.04 m3（未减去喷出压井液），仍未能平衡地层压力，停止置换法压井作业。

2.3　压井总结

随着草根民众在网络空间中的政治地位不断提高，能够获取和使用的数据也逐渐增多，每个网民的背后都在持续产生着海量数据，这些海量数据不断超越草根民众的认知范围，无论是从静态，还是动态来看，大数据都以新的方式冲击着草根民众的政治生活，并且对网络草根民主形成一定威胁和挑战。大数据技术和网络草根民主的结构性要素都存在固有的弊端；而大数据技术运行过程不可避免地给草根民众带来“负外部效应”，并阻碍网络草根民主化进程。

3　思考及认识

通过对上述两口井置换法压井过程的分析，形成认识如下：

本井由于液气分离器、阻流管汇先后刺漏，无法继续进行压井作业，是置换法压井作业失败的一个主要原因，另外一个主要原因是钻井液污染，由于钻井液受到CO2气体的污染，黏度由60 s增加至200 s，钻井液的可置换性急剧变差，这样放压时会放出大部分压井液，置换至井内的压井液比理论量偏少[3-4]。

（1）置换法压井时，泵入的钻井液应有助于天然气滑脱，虽然B井置换入井的是新配置的压井液，但由于井内一直有CO2气体污染压井液，反复置换后污染更加严重，不利于气体和压井液置换，要想法排除CO2的影响；A井气液置换比较理想；

（2）排出气体（放压）的过程，有一种错误的认识是“只要排出的不是液体就可以继续排”，以套压为基础是排出气体（或放压）的唯一正确做法，这是井内压力平衡决定的；

（3）控制套压的上限为：井口装置额定工作压力、套管抗内压强度的80% 和薄弱地层破裂压力三者中的最小值；下限压力为：压井的全过程中不出现二次溢流；

（4）压井过程中，应以小排量逐次注入压井液，使其在气体中下沉至井底；逐次小排量排除上部气体，防止对已形成液柱的干扰；注入压井液和排出气体采取小排量，有利于有效置换和稳定已形成的液柱；

（5）注入压力控制不合理是压井中存在的一个比较普遍的问题，要以井内压力平衡为基础，防止注入过程的漏失和排气过程的溢流；关井后井底压力基本上是由液柱压力和套压组成，井底压力与地层压力在一定范围内是处于平衡状态的，置换法压井就是始终在此平衡中进行。

由于国际工程的特殊性，在整个建设过程中，所采用的文字不会是我国语言，这在招投标、以及合同签订和管理过程中影响较大。并且，国际工程项目中包含的规范也多，比如：国际标准、国家标准、行业标准、公司标准等，而且规范不同，内容也可能相互影响。所以，承包商在合同中可能遇到内容有遗漏，错误或者合同间不一致的问题。一旦在此过程中出现理解错误，就会影响我国企业的合同管理行为，从而影响施工过程，造成损失。

参考文献：

[1]董星亮等编写组. 海洋钻井手册[M]. 北京：石油工业出版社，2011：498.

窖泥在浓香型白酒生产中发挥着极其重要的作用，窖泥质量直接影响酒质。目前，对窖泥质量的评价大多停留在感官层面[1]，评价较主观，没有量化指标。对窖泥理化指标、微生物指标的研究[2-3]，数据虽有一定规律，但普遍适用性不强。本研究将感官指标、理化指标、微生物指标相结合，建立了一套简单快速、易操作的窖泥质量评价方法，设置了具体评分细则，见表1。最大程度降低评价过程中的主观性。

[2]董星亮等编写组. 海洋钻井手册[M]. 北京：石油工业出版社，2010：499.

[3]张桂林，曾强渗. 从伊朗Arvand-1井溢流压井再谈置换法压井方法，[J]．石油钻探技术，2012，40（4）：124-126.

[4]张桂林. 置换法压井操作方法， [J]．石油钻探技术，2010，38（2）：1-3.