本发明属于油、气井修井更换作业管柱工艺技术领域，具体涉及一种欠平衡更换管柱工艺方法。
背景技术：
对于已开发十多年的老井，需要更换作业管柱，或要对原作业层位进行增产作业，不能对现有层位造成污染，当前采取方法为压井更换管柱或采用带压作业更换采油(气)管柱。
压井更换作业管柱时，由于采气多年，地层亏空，需注入大量的压井液才能将井压住，再更换管柱，而进入地层的液体会对地层形成水锁，不易排出，形成二次伤害；使干法CO2或N2气泡沫增产作业效果不佳，或给二次排液带来更大的作业费用。
带压作业更换管柱方法周期长，费用大，风险高；在油气价格处于低位时，起到增产不增收的作用，作业成本不允许进行增产作业。
针对以保护油(气)层，降本增效为核心的作业要求，发明了欠平衡更换采油(气)管柱工艺方法。
技术实现要素：
本发明的目的是通过液、气压力置换法，对油、套管气体用液体进行平衡置换，使套管内对地层的回压由气、液构成，油管内对地层的回压由液体构成，并用液体胶塞封堵，当起钻或下钻时，释放套管内气压，使起、下钻过程形成欠平衡状态，达到对油气层的保护要求。
为此，本发明提供了一种欠平衡更换管柱工艺方法，包括如下步骤：采用套管和油管的气压平衡法求取参数；求取施工参数；液、气压力置换法置换油管内气压；液、气压力置换法置换套管内气压；欠平衡法起钻或者下钻。
所述的参数为井内液面深度及井底压力，施工参数为套管注入液量、油管放压气量、油管注入压井总液量、胶液塞顶替量、前置压井液量、套管放压气量、套管和油管的最大控放的临界天然气流量及最大的注入压井液流量、欠平衡起钻时井内液柱高度、欠平衡压力值。
所述液、气压力置换法置换油管内气压的方法为：向套管内注入压井液，同时在油管进行控制放压；油管气体控制放压的流量，以连续下降的油管气压及温度计算出相应气体放喷的流量，进行控制放压；当注入套管的液量达到设计量后，油管的气压应达到零，气体量应达到计算量。
所述液、气压力置换法置换套管内气压的方法为：当油管内气压释放为零后，在油管内注入压井液量、胶塞液量和顶替液量，同时在套管进行控制放压；套管气体控制放压的流量，以连续下降的套管气压及温度计算出相应气体放喷的流量，进行控制放压；当注入油管的液量达到设计量后，套管的气压应达到设计的压力值，气量应达到设计的放气量。
所述的欠平衡法起钻包括如下步骤：更换井口，将原井口更换为环形防喷器和双闸板防喷器；试提钻具，若钻具能够提动，则进行液、气压力置换法压井；上提油管起钻；钻具到井口位置，卸掉环形防喷器，在双闸板防喷器上安装防喷管，防喷管上部再安装环形防喷器，将钻具起到防喷管中，关闭全封闸板后，卸防喷管，取出钻具；安装井口，等下步措施。
所述的欠平衡法下钻包括如下步骤：井口安装双闸板防喷器；套管放压；钻具下部连接一个可蹩掉式堵头，并将环形防喷器与防喷管连为一体；将油管穿过环形防喷器后将钻具置于防喷管内，然后将防喷管安装在双闸板防喷器上；打开全封闸板，将钻具下入井内；关闭半封闸板，卸掉防喷管后，将环形防喷器安装在双闸板防喷器上，正常下钻，直至下到预定深度；坐好采气井口，并连接好采气管线；在油管中注入气体，将钻具底部堵头蹩掉；采用抽汲诱喷法，排除井内压井液；在油管上连接气液分离器将压井液分离在储液罐中，排出气体点火燃烧。
所述的油管内压井液入口处安装节流器，油管内的液体压井时采用液体胶塞进行封堵。
所述的欠平衡更换管柱工艺方法的质量技术要求为：入地液量≤0.5m3；起钻和下钻过程中套放口点火；压井液的密度г≥1；液体胶塞的延迟胶联时间为1-2min，10MPa下，稳压30min，压力下降小于1MPa，水化时间为3-5h；环形防喷器的承压为35MPa，最小通径为180mm，气密封压力为0-15MPa；闸板防喷器的承压为35MPa，最小通径为180mm，双闸板为全封和半封；防喷管的内径为157mm，长度≤2m，连接方式为井口法兰连接；仪表的液体流量计精度为1％，量程为5m3/min，内径为2”，连接方式为油壬连接在注液管线上，供电方式为自供电；仪表的气体流量计的计量方式为温度补偿式压差流量计，连接方式为法兰连接，法兰内径为62mm。
本发明的有益效果：本发明提供的这种欠平衡更换管柱工艺方法，包括如下步骤：采用套管和油管的气压平衡法求取参数；求取施工参数；液、气压力置换法置换油管内气压；液、气压力置换法置换套管内气压；欠平衡法起钻或者下钻；该欠平衡更换管柱工艺方法实现了对油气层的保护，安全环保，施工过程中，没有液体返出，无环境污染。
附图说明
以下将结合附图对本发明做进一步详细说明。
图1是平衡后的井内压力状态图。
附图标记说明：1、环形防喷器；2、双闸板防喷器；3、阀门；4、套管；5、油管；6、第一封隔器；7第二封隔器；8、节流器；P地地层压力；P油气油管气压；P套气套管气压；h平衡后油套液位差
具体实施方式
实施例1：
如图1所示，油管5内套于套管4，环形防喷器1、双闸板防喷器2和阀门3自上而下依次连接于油管5的顶部，油管5的内部自上而下依次连接第一封隔器6、第二封隔器7和节流器8，第一封隔器6的上部连接阀门3。
一种欠平衡更换管柱工艺方法，包括如下步骤：1)采用套管4和油管5的气压平衡法求取参数；2)求取施工参数；3)液、气压力置换法置换油管5内气压；4)液、气压力置换法置换套管4内气压；5)欠平衡法起钻或者下钻，所述的参数为井内液面深度及井底压力。
1、所述的步骤1：采用套管4和油管5的气压平衡法求取井内液面深度和井底压力的计算方法为：
(1)起钻前井内压力状态：
P套气+P套液＝P地 (1)
P油气+P油液＝P地 (2)
P油液≥P套液 (3)
P套气≥P油气 (4)
(2)液、气压力置换法置换压井后达到的目标状态：
P平液+P平气＝P地 (5)
P油气＝0 (6)
P套气:压井前套管内气压，MPa
P平气：压井后，套管内气体压力，MPa
P平液：平衡压井后的液柱压力，MPa
P套液:压井前套管内液体压力，MPa
P油气:压井前油管内气压，MPa
P油液:压井前油管内液压，MPa
P地:采气井的地层压力，MPa
(3)将油、套管气体连通，可使井内液柱的高度平衡，且达到液面高度相等，通过列方程，可进行计算液面深度，为确定油管液体胶塞的顶替液量作计算依据；井底压力为采油、气工艺作参考依据。
已知条件
P油气：油管内气体压力，MPa
P套气：套管内气体压力，MPa
S套:环空面积，m2
S油:油管内截面积，m2
H：管鞋深度，m
求取参数：
P平气：油、套管气压平衡后的井口压力，MPa
h油:压井前油管液柱高度，m
h套:压井前套管内液柱高度，m
h平:油套管气压平衡后，井内液面高度，m
计算参数：
P地:井底压力，MPa
α:地层压力系数
1)压井前，油、套管内气体压力与液柱压力之和等于地层压力，得方程1式。
P油气+h油/102＝P套气+h套/102 (7)
2)压井前、后，油、套管内的液量保持不变，得方程2式
S套h套+S油h油＝(S油+S套)h平 (8)
3)根据压井前后，油套管内的气体质量相等，得方程3式
P套气S套(H-h套)+P油气S油(H-h油)＝P平气(S油+S套)(H-h平) (9)
通过解联立方程组，计算结果如下
h平＝(P平气(S油+S套)H-P套气S套H-102P套气S套(P套气-P油气)S油/(S套+S油)-P油气S油H+102P油气S油(P套气-P油气)-102P油气S油(P套气-P油气)S油/(S套+S油))/(P平气(S油+S套)-P套气S套-P油气S油)油/(S套+S油) (10)
h套＝h平-102(P套气-P油气)S油/(S套+S油) (11)
h油＝102(P套气-P油气)+h套 (12)
地层压力及压力系数计算如下
P地＝P油气+h油/102 (13)
α≈102P地/H (14)
2、所述的步骤2：求取施工参数；施工参数为套管4注入液量、油管5放压气量、油管5注入压井总液量、胶液塞顶替量、前置压井液量、套管4放压气量、套管4和油管5的最大控放的临界天然气流量及最大的注入压井液流量、欠平衡起钻时井内液柱高度、欠平衡压力值。
所述液、气压力置换法置换油管5内气压的方法为：向套管4内注入压井液，同时在油管5进行控制放压；油管5气体控制放压的流量，以连续下降的油管5气压及温度计算出相应气体放喷的流量，进行控制放压；当注入套管4的液量达到设计量后，油管5的气压应达到零，气体量应达到计算量。
(1)套管注入液量：
V套液＝102P平气S油 (15)
V套液：注入套管液量，m3
P平气：油套平衡后，油管气体压力，MPa；
S油：油管内截面，m2；
102:换算系数1MPa＝102m液柱压力；
(2)油管放压气量：
V油气＝10.13(P平气+0.1)V套液(T1+273)/(T2+273) (16)
V油气：地面温度下油管内天然气体积量m3
P平气：油套平衡后，油管气体压力，MPa
T1:井内温度℃
T2:地面温度℃
所述液、气压力置换法置换套管4内气压的方法为：当油管5内气压释放为零后，在油管5内注入压井液量、胶塞液量和顶替液量，同时在套管4进行控制放压；套管4气体控制放压的流量，以连续下降的套管4气压及温度计算出相应气体放喷的流量，进行控制放压；当注入油管5的液量达到设计量后，套管4的气压应达到设计的压力值，气量应达到设计的放气量。
(3)油管5注入压井总液量V油液：
V油液＝102(P平气-P欠气)S套
V油液：油管注入总液量(包括胶塞液)，m3
P平气：套管气体压力，MPa；
P欠气：气、液置换后的套管气体压力，即为欠平衡预留的套管气压，
MPa
S套：套管内截面，m2；
102:换算系数1MPa＝102m液柱压力；
(4)胶液塞顶替量：
将地层压力换算为油管内液柱高度，液柱形成的液量为顶替量。
V顶＝102P地S油-V胶液 (18)
V顶：顶替胶塞液量，m3
V胶液：胶塞液量，m3
P地：计算出的地层压力，MPa
(5)前置压井液量
前面计算的V油液值为注入油管中的总液量，该液量包括前置压井液量，胶塞液量和胶塞顶替液量。
V前液＝V油液-V胶液-V顶 (19)
V胶液：胶液量，m2
V前液：胶塞液注完后，置换的压井液，m3
V顶：顶替胶塞液量，m3
(6)套管4放压气量V套气：
V套气＝10.13(P平气-P欠气+0.1)V油液(T1+273)/(T2+273) (20)
V套气：地面温度下套管内天然气体积量，m3
V油液：油管内注入的胶塞液量+压井液量，m3
P平气：油套平衡后，套管内天然气压力,MPa
P欠气：预留套管气压，以形成欠平衡压力，MPa
T1:井内温度℃
T2:地面温度℃
所述的液、气压力置换法置换时，注入液体流量小于最大注入液流量，控放气流量小于最大控放气流量。
天然气在井内的流动速度大于临界速度时，会将井内积液或压井液携带出井外，因此，不管在油管内放压或在套管内放压，须保持管内的天然气流速小于或等于其携液的临界流速，其临界流速的计算公式如下：
天然气携液临界流速
vg＝1.85((ρl-ρg)σ/ρg)1/4 (21)
vg：液滴在气流中的最小运动速度，m/s；
ρl：液体密度，kg/m3；
ρg：天然气密度，kg/m3；
g：重力加速度，m/s2；
σ：气液界面张力，N/m；
Cd：为曳力系数。井筒中液滴为椭球状，曳力系数约为1
(7)油、套管最大控放的临界天然气流量
当临界流速计算出来后，可根据下式计算出油套管的最大控放流量如下
油管内最大控放的临界流量
Q油气＝173611.1S油Pvg/Z/T (22)
套管内最大控放的临界流量
Q套气＝173611.1S套Pvg/Z/T (23)
Q油气：油管内最小携液产量，m3/min；
Q套气：套管内最小携液产量，m3/min；
S油：油管横截面积，m2；
P:油管或套管放压时的井口流动压力，MPa
Z:不同温度、压力条件下的气体压缩因子
T:为温度，K。
(8)油、套管内最大的注入压井液流量
临界流速是天然气在井口控放压力下的流速，该流速与油管内截面或与油套环空面之积，就是置换压井时注入油套内的最大流量；当注入流量大于该值时，会出现瞬间的井内压力大于地层压力，使部分液体被压入地层。
Q油液＝60S套vg (24)
Q套液＝60S油vg (25)
Q油液：置换套管内气体时，油管内最大注入液量，m3/min；
Q套液：置换油管内气体时，套管内最大注入液量，m3/min；
以一定液流量注入时，控放气流量计算
前面计算了采用液、气压力置换法置换压井时，最大注入液流量与最大的控放气流量，设计和施工时不能超过这个参数，否则会部分液体压入地层中，或放压时会将井内液体随气体排出；由于设备性能的限制，注入流量的变化范围不可能在太大，因此，以定液流量注入的方式，来控制随气压变化的气流量，其计算公式如下：
Q油气＝10.13(P套气+0.1)Q套液(T1+273)/(T2+273) (26)
Q套气＝10.13(P油气+0.1)Q油液(T1+273)/(T2+273) (27)
Q油气：油管控放气流量，m3/min
Q套液:套管注入液的流量,m3/min
P套气:套管中控制放压时的井口压力，MPa
P油气:油管中控制放压时的井口压力，MPa
Q套液:套管内注入的流量，m3/min
Q油液：油管内注入的流量，m3/min
对于7”套管，27/8"油管采用液、气压力置换法压井时，注入液流量与控放
气流量之间的关系如下表：
(9)欠平衡起钻时井内液柱高度
当完成液、气压力置换法压井后，套管内为欠平衡状态预留的压力P平气释放后，井内液体压力略小于地层压力，井内油、套管液面达到平衡状态；将套管气压换算为井内液柱高度，将地层压力亦换算为井内液柱高度，两者之差，即为井内欠平衡状态时的液柱高度，计算式如下
h欠平＝102P地-102P欠气S套/(S油+S套) (28)
(10)欠平衡压力值：
P欠＝P地-h欠平/102 (29)
欠平衡压力值的大小，以套放口有稳定的天然气燃烧为原则，该值太小火焰易熄灭，该值太大，浪费井内天然气资源。
P欠：欠平衡起钻时的欠压值，MPa
P地：油、套管液、气压力置换法求取的地层压力，MPa
h平液:欠平衡起钻时，井内液面高度，m
V油液：注入油管中的总液量，m3
所述的油管5内压井液入口处安装节流器8，油管5内的液体压井时采用液体胶塞进行封堵。
1)油管限流注液法：
在置换套管内气体时，油管内的气压为零，而液体进入空油管后，在自身重力作用下，会形成负压，会使压井液不受控制地自动流入油管中，很快将油管灌满，而套管内的放压流量与注入流量不能及时匹配，很快使井内的压力高于地层压力，造成井内液体被压入地层，使地层受到伤害。
为了防止液体不受控制地进入油管，在油管内压井液入口处，安装一个节流器8，产生节流压差，使进入油管的压井液必须通过泵增压后，克服节流阻力，才能进入油管内，通过调节泵的流量，使进入油管中的流量受控，达到液、气压力置换法置换套管内气体的工艺要求。
当注入流量为0.5m3/min，节流压差为3.8MPa时，节流器的直径为12mm.
2)防少量管柱上窜计算与控制
a、计算
在套管放压过程中，气流会在大直径工具上产生一定的节流压差；若将管柱起到井内只剩余一根油管时，因油管内封堵，该节流压差作用在钻具的等效截面上，有将其推出井外的风险；气流在封隔器与套管之间形成的间隙产生的节流阻力，要克服管柱的重量，套管内形成的气压及气流量通过计算，其结果如下：
通过以上的计算可知，在7"的套管内，放气量达到5.6万方/天(41m3/min)，才能产生57KPa的节流压差将一根油管推出井外；在51/2"的套管内，放气量达到5.2万方/天(37.1m3/min)，才能产生96KPa的节流压差将一根油管推出井外，起钻时，通过欠平衡压力值，来控制套管的放气量，使释放气流量产生的节流压差分别低于20、32KPa；实质上套管放气量只有1000方/天左右，不可能产生以上的节流压差，在欠平衡状态起下钻时，钻具是喷不出井外的。
b、控制
通过控制环形防喷器的工作压力，提高管柱与环形防喷器的磨擦阻力，防止最后一根油管失控地向上窜动；当油管节箍或钻具进入到环形防喷器后，钻具被卡住，达到控制要求。
本发明的适用条件：
(1)高、低压气井的修井更换作业管柱；
(2)井内有气压的油井，更换采油管柱；
(3)更换气井采气井口。
本发明的质量技术要求：
(1)考核指标
入地液量：≤0.5m3；起、下钻过程中套放口点火。
(2)压井液：密度г≥1
(3)液体胶塞
延迟胶联时间：1-2min；
10MPa下，稳压30min，压力下降小于1MPa；
水化时间：3-5h；
(4)环形防喷器
承压：35MPa
最小通径：180mm
气密封压力：0-15MPa
(5)闸板防喷器：
承压：35MPa
最小通径：180mm
双闸板：全封和半封。
(6)防喷管：
内径：157mm
长度：≤2m
连接方式：井口法兰连接。
(7)仪表
1)液体流量计
精度1％
量程：5m3/min
内径：2"
连接方式：油壬，连接在注液管线上。
供电方式：自供电。
2)气体流量计
计量方式：温度补偿式压差流量计
连接方式：法兰
法兰内径：62mm
3、所述步骤3和4具体参见步骤2。
本发明的具体实施方法：
1)、将步骤1和2的参数填入设计表格中，以指导每步的施工程序。
2)、循环排净泵内空气，泵内返出液进入水柜。
3)、液、气压力置换法置换油管5内气压，详见步骤2的(1)和(2)，在套管内以0.09m3/min的流量注入压井液，放喷气流量以油管放喷流量参数监控表和流量计结合，进行监控放压，使放喷过程中，保持注入液量形成的液柱压力，等于油管中气体的释放压力，当套管注够压井液量后停止注入，此时油管内压力应等于零。
4)、用水柜中的液体做小样，验证胶塞液的性能，延迟胶联时间为≥2min，挑挂后的冻胶30min内不掉落；此时胶塞液中不加水化剂。
5)、按胶塞液的参数及比例要求，在700型水柜内配制总量为0.3-0.5m3的表面活性剂胶液、胶联液，准备好胶塞液。
6)、若井内没有采气节流器，在井口油管上安装节流器内径为12mm在油管内以0.45m3/min的流量注入前置压井液+胶塞液+顶替液，放喷气流量以套管放喷流量参数监控表和流量计结合，进行监控放压。使放喷过程中，保持注入液量形成的液柱压力，等于油管中气体的释放压力；当套管压力等于设计的P欠气时，停止注入，或当油管注够设计液量后，套管内的压力应等于设计的P欠气。并记录相关参数，以进行标校参数，
注入液量＝前置液+胶塞液+顶替液
7)、若井内有采气节流器，其内径只有3-5mm，注入节流阻力大，油管注入施工压力高，要求施工功率大；可根据实际施工的设备功率所能达到的压力及流量，按以上的计算公式，重新计算出套管释放的气流量，进行控制施工。
5、所述的步骤5的欠平衡法起钻或者下钻
所述的欠平衡法起钻包括如下步骤：
1)更换井口，将原井口更换为环形防喷器1和双闸板防喷器2。
2)试提钻具，若钻具能够提动，则进行液、气压力置换法压井；在套放口安装自动点火装置，释放套管内气压，且自动点火；为防止有气体泄漏，井口采用有害气体检测，并辅以风扇吹送有害气体，减少环境污染。
3)上提油管5起钻；在起钻过程中，若油管内有溢流，说明胶塞上移，采取防喷措施后，将胶塞推送到管鞋位置，可继续起钻；当起出油管中有胶塞时，油管上部连接水笼带，并起出油管，用700型水泥车将胶塞冲到计量罐中，并用水化剂水化。
4)钻具到井口位置，卸掉环形防喷器1，在双闸板防喷器2上安装防喷管，防喷管上部再安装环形防喷器1，将钻具起到防喷管中，关闭全封闸板后，卸防喷管，取出钻具。
5)安装井口，等下步措施。
所述的欠平衡法下钻包括如下步骤：
1)井口安装双闸板防喷器2；井口四通，并在套管口安装压力表。
2)套管4放压；参照套管最大放气流量放压并压点火，以防套放时，将井内液体带出井外，直止井口压力为零。
3)钻具下部连接一个可蹩掉式堵头，并将环形防喷器1与防喷管连为一体；将油管5穿过环形防喷器1后将钻具置于防喷管内，然后将防喷管安装在双闸板防喷器2上；
4)打开全封闸板，将钻具下入井内；
5)关闭半封闸板，卸掉防喷管后，将环形防喷器1安装在双闸板防喷器2上，正常下钻，直至下到预定深度；
6)坐好采气井口，并连接好采气管线；
7)在油管5中注入气体，将钻具底部堵头蹩掉；
8)采用抽汲诱喷法，排除井内压井液；
9)在油管5上连接气液分离器将压井液分离在储液罐中，排出气体点火燃烧。
实施例2
如图1所述，在实施例1的基础上，
1、所述的步骤1：采用套管4和油管5的气压平衡法求取井内液面深度和井底压力的计算方法为：
P油＝2MPa；P套＝10MPa；P平气＝8.7MPa；7"套管S套＝0.0157m2；27/8"油管S油＝0.003m2；管鞋深度H＝3500m，求取压井前油管液柱高度h油，压井前套管内液柱高度h套，油套管气压平衡后，井内液面高度h平；并计算井底压力P地，地层压力系数α
将已知参数代入下式：
h平＝(P平气(S油+S套)H-P套气S套H-102P套气S套(P套气-P油气)S油/(S套+S油)-P油气S油H+102P油气S油(P套气-P油气)-102P油气S油(P套气-P油气)S油/(S套+S油))/(P平气(S油+S套)-P套气S套-P油气S油)油/(S套+S油)
得：h平
＝(8.7*(0.003+0.0157)*3500-10*0.0157*3500-102*10*0.0157*(10-2)*0.003/(0.0157+0.003)-2*0.003*3500+102*2*0.003*(10-2)-102*2*0.003*(10-2)*0.003/(0.003+0.0157))/(8.7*(0.003+0.0157)-10*0.0157-2*0.0157)
＝687.3m
将上式计算结果代入下式
h套＝h平-102(P套气-P油气)S油/(S套+S油)
得：
h套＝687.3-102*(10-2)*0.003/(0.0157+0.003)
＝556.39m
再将上式计算结果代入下式
h油＝102(P套气-P油气)+h套
得：
h油＝102*(10-2)+556.39
＝1372.39m
再将上式结果代入下式:
P地＝P油气+h油/102
得：
P地＝2+1372.39/102
＝15.455MPa
再将上式结果代入下式
α≈102P地/H
得：
α≈102*15.455/3500
＝0.45
2、所述的步骤2：求取施工参数；施工参数为套管4注入液量、油管5放压气量、油管5注入压井总液量、胶液塞顶替量、前置压井液量、套管4放压气量、套管4和油管5的最大控放的临界天然气流量及最大的注入压井液流量、欠平衡起钻时井内液柱高度、欠平衡压力值。
液、气压力置换法置换油管内气体
(1)套管注入液量V套：
已知，井口油管压力P平气＝8.7MPa,井内为27/8"采气管柱，利用公式V套液＝102P平气S油，计算出注入套管的置换液量如下,
V套液＝102*8.7*0.003
＝2.6m3
(2)油管内释放天然气量计算：
已知，油管内气体压力P平气＝8.7MPa,V套液＝2.6m3，按如下公式，计算得
V油气＝10.13(P平气+0.1)V套液(T1+273)/(T2+273)
V油气＝10.13*(8.7+0.1)*2.6*(20+273)/(30+273)
＝224.1m3
(3)油管注入总液量(包括胶塞液)V油液：
已知，P平气＝8.7MPa，7"套管，27/8"油管，设计预留套管气压P欠气＝2MPa，注入油管总液量根据
V油液＝102(P平气-P欠气)S套
计算如下：
V油液＝102*(8.7-2)*0.0157
＝10.73m3
(4)顶替液量：V顶＝102P地S油-V胶液
V顶＝102*15.455*0.003-0.3
＝4.42m3
(5)前置压井液量：
将已知参数代入下式
V前液＝V油液-V胶液-V顶
得
V前液＝10.73-0.3-4.42
＝6.01m3
(6)套管释放气量计算
已知，P平气＝8.7MPa,设计P欠气＝2MPa,地面温度T1＝20℃，T2＝30℃，根据计算公式
V套气＝10.13(P平气-P欠气+0.1)V油液(T1+273)/(T2+273)计算如下：
V套气＝10.13*(8.7-2+0.1)*10.73*(20+273)/(30+273)
＝714.73m3
(7)最大控放气流量
已知，液体密度ρl＝1074(kg/m^3)，表面张力σ＝0.06(N/m)，气体密度ρg＝3.297(kg/m^3)，井口压力P＝0.1-15(MPa),井口温度T＝273+30K(30℃)；不同温度、压力条件下的气体压缩因子Z＝0.995，取天然气体相对密度＝0.57；S油＝0.003m2,S套＝0.157m2
将天然气携液临界流速vg＝1.85((ρl-ρg)σ/ρg)1/4，油管内最大控放的临界流量Q油气＝173611.1S油Pvg/Z/T，套管内最大控放的临界流量Q套气＝173611.1S套Pvg/Z/T，对于27/8"油管，S油＝0.003m2,在7"套管中的环形面积S油＝0.0157m2输入EXCELE表，进行计算，其计算结果如下：
液、气压力置换法置换套管内气体
设胶塞液量：暂堵10个油管，对于27/8”油管，总量为V胶液＝0.3m3
(8)最大注入液流量
将公式Q油液＝60S套vg和Q套液＝60S油vg输入EXCELE表，进行计算，其计算结果如下：
以一定液流量注入时，控放气流量的计算
根据公式：
Q油气＝10.13(P套气+0.1)Q套液(T1+273)/(T2+273)
Q套气＝10.13(P油气+0.1)Q油液(T1+273)/(T2+273)
设计油管注入流量Q油液＝90m3/min,套管注入的液流量Q套液＝450m3/min,井口温度T1＝30℃，地面温度T2＝20℃；根据井口压力的变化，油、套管内控制释放压力的气体流量，可将以上两个公式输入EXCELE表，进行计算，其计算结果如下：
套管内以0.09m3/min的压井液流量注入，油管控制放出的气体流量如上表所示，当油管压力为14.5MPa时，以13.76m3/min的气流量放压，并点火；当油管压力为1MPa时，以1.037m3/min的气流量放压并点火。
油管内以0.45m3/min的压井液流量注入，套管控制放出的气体流量如上表所示，当套管压力为14.5MPa时，以68.826m3/min的气流量放压，并点火；当套管压力为1MPa时，以5.185m3/min的气流量放压并点火。
(9)欠平衡起钻时井内液柱高度
将已知参数代入下式
h欠平＝102P地-102P欠气S套/(S油+S套)
得
h欠平＝102*15.455-102*2*0.0157/(0.003+0.0157)
＝1405.1m
(10)欠压值计算
设计P欠气＝2MPa,根据地层压力与井筒压力相等，可得如下计算式：
将已知参数代入下式
P欠＝P地-h欠平/102得
P欠＝15.455-1405.1/102
＝1.68MPa
施工准备：
1.液体及材料：
压井液＝1-1.5倍井筒容积(m3)
表面活性剂胶塞：50kg
2.设备
作业设备一套。
700型水泥车一台(带水柜)
30m3储液大罐2具
2方计量罐一具
双闸板防喷器：1套
环形防喷器：1套，备用胶套2个；
3.工具
防喷管：一套
可蹩掉堵塞器：1件
等气量放压阀：1件
自动点火器：一套
4.计量仪表：
压力表：2只，
液体流量计1个，气体流量计1个，
要求计量准确，提前对其进行计量标校。
5.地面放喷管线：
油管：10*9.6m
高压三通：8个
排酸筒：1-2个；
旋转地锚：30个
35Mpa水笼带：1*15m
简易操作台：高度2m。
放喷油管：15*9.6m油管。
高压三通：8个
具体实施方法
液、气压力置换法置换压井
针对7"套管和2 7/8"油管形成的采气井筒结构
1.以设计示例为参照，设计出施工参数，添入设计表格中，以指导每步的施工
程序。
附表：
步骤2－5参见实施例1。
本发明的工艺原理为：
通过压井液置换井内大部分天然气，使套管内气体压力与套管内液柱压力之和等于地层压力，使油管内液柱压力等于地层压力，油管井口压力为零，同时使油管内用胶塞封堵；在井口油管环空密封的条件下，套管放压点火，使地层压力处于欠平衡状态；再起、下钻具作业，以达到压井液不压入地层，保护油气层的目的。
本发明的有益效果：
1、利用井内原有的积液，辅之以液、气压力置换法置换压井，达到了保护气层的要求。
2、在压井的同时，使油管采用液体胶塞进行封堵，起钻时不会引起井喷，对环境无污染。
3、井控装置采用成熟的环形防喷器及闸板防喷器技术，可直接实施，不用投入研发。
4、液体胶塞采用表面活性剂类物质，产品低伤害，易于破胶，来源广，成本低，便于实施。
5、可替代带压作业工艺技术，更换井内管柱，防止地层污染，降低作业成本，达到安全、环保的作业要求，具有简单、经济、实用的特点，在三低气田推广应用前景广阔。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。