统74井气侵险情分析
浅层气井喷失控事故案例分析
浅气层井喷事故规律
9．实钻泥浆密度偏低，泥浆密度设计方法存在 认识误区
◆
2口井井喷时的实际泥浆密度没有达到设计上限。 泉320-1X井：设计1.10~1.20 g/cm3，实际1.08
g/cm3。 西60-8井：设计1.12~1.17 g/cm3，实际1.14 g/cm3。
浅气层井喷事故规律
◆ 泥浆密度设计方法存在认识误区
集团公司钻井井控规定“钻井液密度以裸眼井段中的最高地 层孔隙压力当量钻井液密度值为基准，另加一个安全附加值： 气井为0.07～0.15 g/cm3或增加井底压差3.0MPa～5.0MPa”。 ◆ 西60-8井按当量密度确定泥浆密度为1.10~1.20 g/cm3。 ◆ 西60-8井如果按井底压差3.0MPa ～5.0MPa来确定密度， 安全附加值当量泥浆密度为：0.19～0.31g/cm3（垂深为 1590m），泥浆密度可设计为：1.19～1.31g/cm3。
主要内容
浅气层井喷事故规律
浅气层井喷事故规律
1．井喷均发生在起钻工况
三口井均在起钻过程发生井喷事故，事故发生时 的起出钻杆的柱数为： 泉320-1X井：起钻13柱，起钻前井深1294m 红G+4-52井：起钻3柱，起钻前井深1310m 西60-8井：起钻12双根/折合8柱，起钻前井深 1032m
一、3口浅气层井喷事故简介
3. 华北泉320-1X井喷事故简况
◆ 井喷事故发生后，地质部门分析该井在800～1000m有浅气层。 ◆ 2006年10月1日一开，下入339.7mm套管129.28米。
◆ 10月4日钻至井深1294.24米。10月5日零点班接班继续起钻。
◆ 0:15，起至第5柱钻杆时（钻头在1152m），液压大钳打滑。 ◆ 0:45，修理液压大钳。同时，上提下放活动钻具。 ◆ 10月5日1:20，起至第12柱钻杆时，发现钻具上升时环空泥浆 外溢，司钻判断为拔活塞，上提下放活动钻具(正确方式应接方 钻杆循环泥浆)。
桩74—1HF井钻井液技术难点及对策
桩74—1HF井钻井液技术难点及对策摘要：桩74-1HF井为非常规水平井，良好的携岩能力及润滑性是安全快速完井的关键。
上部直井段采用低粘低切低固相钻井液钻进以保证较大的井眼扩大率及较高的钻速，斜井段及水平段钻进确保井眼稳定，提高润滑防卡能力，强化携岩措施，控制钻井液良好的流变性能。
在目的层段降低钻井液固相含量，维持合理密度，以利于发现并保护油气层。
同时注意防漏、防喷、防塌，确保井下安全。
关键词：非常规水平井钻井钻井液一、钻井液技术难点1、泥岩造浆严重上部欠压实地层快速钻进过程中，粘土细沙等低密度固相会快速大量的入侵，容易造成钻井液性能波动变化较大，当粘土的侵入量达到粘土的容量限后，钻井液的黏度和切力急剧升高，清洁井眼的能力急剧下降，造成粘卡等复杂情况。
据邻井实钻资料可知，本井上部泥岩地层造浆能力强、易吸水膨胀造成缩径，造成起下钻困难甚至发生卡钻事故。
钻屑易水化分散污染钻井液，造成钻井液粘切升高，流变性变差，因此对钻井液抑制性要求较高。
2、深井钻井液固相控制困难3、斜井段、水平段润滑防卡问题钻井液的润滑性是一个很重要的参数，直接影响着扭矩和摩阻。
在定向钻进过程中，由于钻具与井壁之间存在磨擦力，使井眼沿水平方向的位移受到限制。
4、携岩及井眼清洁问题5、钻井液高温流变性控制问题由于井底温度较高，且随着水平段增长，钻井液在高温井段停留时间较久，这就要求钻井液必须具备良好地高温稳定性，防止出现高温稠化及滤失量增大的不利情况，使钻井液在高温状态下仍具备优良性能，确保定向及水平段的安全顺利施工。
6、泥岩地层井壁稳定问题本井二开裸眼段长3533m，通过调研邻井实钻资料发现，进入东营组泥页岩地层后，容易发生坍塌掉块，井壁稳定问题特别突出，提高钻井液的稳定性和造壁能力是该井段钻井液处理的关键。
且泥岩地层微裂缝发育，钻井液滤液顺微裂缝渗透后，会形成较大的水化膨胀应力，易产生剥落掉块，因此降低钻井液滤失量是这个井段的基本要求。
井漏造成井喷失控事故安全经验分享
4月19日7时30分，西部钻探公司和青海油田分公司两家立即启动紧急预 案组织开展应急救援工作。
一、事故概况
（三）抢险经过
4月19日12:40 抢接压井管线，通过压井管线向井内注入清水实施进口降温。 17:10消防车进行冷却工作，固井车从环空向井内注水，拖拉机开始进行拖 快绳作业, 用拖拉机拖拉绞车快绳起出井内钻具，关闭全封闸板，井口得到 有效控制。 4月20日1:35 -4:45实施压井作业, 分8次共向井内注入比重1.80 g/cm3的重 浆67方。注压5 MPa↘4MPa。套压由3.4MPa↘2.2MPa↗2.8 MPa。 5:10—9:00配置1.25 g/cm3-1.30 g/cm3堵漏钻井液实施堵漏。
一、事故概况
（一）英9-4-A5井基本情况
英9-4-A5井是青海油田
柴达木盆地西部地区油砂山 油田东南端的一口注水井。
井控装置组合图
目的层：下油砂山组（N21）
地层压力系数：0.81~1管结构：9 5/8*354.06 +5 ½*1615
2FZ35-35
4月19日7时15分，起钻至井内剩余一柱钻铤时提升短节内溢出泥浆，接
着从环空喷出泥浆接近二层台，发生井喷。前期喷出物是泥浆，逐渐转变为 油、气、泥、水混合物。由于喷势过猛，下放游车抢挂吊卡失败，井口一片 大方瓦喷出，井内钻铤上顶5米，由于本井安装的双闸板防喷器，无法实施 关井。
Φ215.9mmPDC+Φ172mm*1°螺杆+Φ214mm螺扶+Φ158.8mm无磁钻铤一根+ Φ158.8mm钻铤一根）（27.55米）
强化加重钻井液和加重材料储备要求。
四、长庆井控风险梳理及控制措施
5、制定了黄陵、合水、黄龙等含浅层气区块井控风险控制措施 （1）井场周边按照防火要求设置隔离带或隔火墙，定期对井场周边30米内林 带喷淋增湿降温 （2）优先实施水源井，建立固定的消防水源点，水源可用在森林消防和钻井 过程。 （3）井队储备重晶石不少于80吨、堵漏材料8吨、消泡剂1吨、乳化剂1吨、 除硫剂0.5吨，发生油气侵后要立即停钻、除气，同时适当加重钻井液，直至 油气侵消除后方可恢复钻进。 （4）放喷管线出口需有防火装置（加装引火筒防火墙） （5）施工单位在开钻前制定井控、森林防火、灭火应急预案。 （6）二开全井段段加装钻具浮阀
气侵与防喷
气侵与防喷天然气进入井内的方式【岩石孔隙中油气的滑脱】【溶洞、裂缝中油气的置换】【岩石孔隙中油气的扩散】【气体塞】井内气体的膨胀：气体在井内上升时其体积一直在膨胀井内气体的运移：井下积聚气柱造成钻井液自动外溢和井喷又喷又漏难题优先解决漏失问题上喷下漏、下喷上漏、同层又喷又漏治“上吐下泻”方停止循环，间歇定时定量反灌钻井液以降低漏速。
当漏速减小、井眼-地层压力系统呈暂时平衡状态后，可着手堵漏，堵漏成功后压井。
•火灾爆炸的必要条件①②③储罐的安全检修•储罐检查外观检查、腐蚀状况检测、泄漏检查、罐底沉降与变形检查、倾斜与局部应力集中检查、内部设备检查目的：储罐检验的目的旨在通过定期的检验，及时发现储罐已经劣化的部件或部位, 降低事故发生的风险，通过建议业主及时采取维修措施，以最小的代价，确保储罐安全地运行，并延长储罐使用寿命。
•清罐作业作业目的、事故特点（脏、累、险、急）、危险源、安全措施•储罐维修作业用火管理、作业组织、事故预防措施油罐发生渗漏或其他损坏，需进行倒空检查或动火修理时，一般程序是对倒空后的油罐进行清洗，并排除罐内的油气，然后进行检验施工。
在洗罐、排气和施工期间存在着很大的火灾、爆炸危险性，必须严格要求，严密防范措施。
一定要按照有关的安全操纵规程进行操纵。
特别要留意清罐作业与检验动火作业的防火防爆。
①、当油罐及作业场所的可燃气浓度超过爆炸下限的20%时，其四周35米范围内应列为爆炸危险场所。
②、禁止在雷雨天进行储罐清洗作业，禁止进罐职员使用氧气呼吸器。
③、清罐工作职员不准着化纤衣服，不准使用化纤绳索和化纤纱头。
④、引进储罐的气管、水管、蒸汽管线及其喷嘴等的金属部分以及用于排除的管子和软管等，都应作好可靠的接地。
禁止采用喷嘴喷射蒸汽，或从罐顶插进胶管淋水。
⑤、清洗储罐所使用的工具，必须选用碰撞时不会产生火花的金属或着防爆工具类、木制品类等。
长输管道泄漏探测技术管道泄漏后的表现特征：地面，地下，管道流体1.直接检测方法：人工巡视管道与周围环境，气体浓度检测，噪音监测，沿管道敷设探漏电缆，放射性示踪2.地面间接监测方法：热红外成像法，探地雷达法，气体成像，声学法3.水力参数检测：压力、泵的电机电流变化检测，管道输量平衡，压力梯度法，负压力波法4.管内智能爬机：长输管道的维修安全危险源：油，气停输维修作业安全措施：油、气的堵与清堵——关闭上、下游阀门；或采用各种方法堵塞上下管道，如封堵器清——导出管内油气、氺驱、清洗、吹扫、检测目的：变有油气动火 无油气动火不停输维修作业（带压堵漏）安全措施：首选不动火带压堵漏方法动火带压堵漏：1. 精心组织队伍机具 2. 降低输量，降低管内压力3. 防火防爆措施与预案4. 动火现场监控电测（1）微电极测井方法：主要用微电位和微梯度的差异划分渗透层。
统54井气侵险情分析
四、问题探讨与原因分析
非常规压井法—体积法
钻头不在井底 井内无钻具（空井） 钻具水眼堵塞 关井套压 接近或超过最大允许关井套压
Pa 0.0098 m1
V Vh
1、确定一个大于初始关井套压的允许套压值Pa1，再给定一个允许套压变化值△Pa′ 2、当关井套压由Pa上升至（Pa1+△Pa′）从节流阀放出钻井液，使套压下降至Pa1关井 3、将放出的钻井液体积△V换算成环空静液压力的减小值，即得套压增加值 4、当关井套压由 Pa1上升至（Pa1+△Pa′+△Pa1）MPa时，从节流阀放出钻井液，使套压下 降至（Pa1+△Pa1）,关井。 ……直至气柱到井口再用置换法压井。
一、基本情况
﹝三﹞其它
日常检查、验收查出隐患 1 一具正压呼吸器气瓶开关手柄坏
2
3 4 5 6 7 8
放喷管线固定松动
气动三连体漏气 除气器未调试运转正常 泥浆回收管线无地锚固定 坐岗资料未填写齐全，电子坐岗本未使用 井控装置检查保养记录填写不全 起钻铤、空井、下钻杆工况各只进行一次演习
9
10
八通道主机显示故障，电路接触不良
未按规定召开井控例会
周围没有注水井
二、事故发生经过
2014年 4月14日
19:00 完钻
完钻井深3530米 地层马4 完钻泥浆性能 循环时间3小时 泥浆性能 密度：1.13 g/cm3
电测后下套管前通井正常
密度：1.13 g/cm3
粘度：65s
粘度：65s
钻进时最高气测值:24万
层位：石盒子
二、事故发生经过
每次遇阻不可避免要活动套管 抽吸 从开始下套管算起 井底已静止约60小时
扩散气侵 一般通过滤饼侵入井内的天然气量 不大。但当滤饼受到破坏或停止循 环时间很长时，侵入量会增大。
井下故障分析-案例分析
WHP (Mpa) 0.40 0.28 0.28 0.26 0.26 0.24 0.23 0.22 0.22
TTEST ( C) 45.13 56.70 60.30 60.05 60.00 59.56 59.21 58.97 58.91 58.58
0
Qo BSW% 96.43 98.67 100.00 99.58 99.77 99.77 99.84 99.75 99.61 99.59 99.28 99.11 98.95 98.80 98.63 98.81 (M /d)平 均 5.70 1.85 0.00 0.51 0.30 0.25 0.37 0.42 0.57 0.57 0.84 0.90 0.94 0.90 0.91 0.63 0.00
3
Qw (M /d)平 均 187.00 185.87 180.75 167.00 165.78 156.52 148.16 139.15 131.47 119.59 106.44 94.17 87.66 79.75 66.53 50.85 0.00 169.18 174.98 181.39 181.98 181.38 179.66 164.72 158.50 89.21 81.11 73.80 66.54 57.57 50.57 0.00
228 632 4760 2015 624 682 0.27 271 1361 2944
差油层 Ⅰ 油 层 水 层 疏松层 上钙层 Ⅱ 下钙层 致密层 水 层 油 层 Ⅲ 水 层
2）射孔数据 Ⅱ油组射孔数据
Ⅱ油组射孔井段m 斜深 垂深 1097.0~1132.1 964.7~988.3
厚度m 35.1 23.6
58.17 57.79 57.60 57.33 56.79 55.67
五蛟油田里74区开发影响因素认识及下步治理对策
五蛟油田里74区开发影响因素认识及下步治理对策【摘要】五蛟油田里74区油藏边底水发育，处中含水采油期，因采油速度较高，部分井采液强度不合理，造成区块含水上升，稳产形势严峻，本文从地质特征的含水饱和度、区块构造、底水水层厚度、隔夹层厚度四个方面与开发动态方面分析了见水原因，并对治理对策及效果进行评价，摸索出油井生产的合理采液强度、注采井网，注水井合理的注水强度，为后期生产提供了可行的“控水稳油”方案。
【关键词】影响因素治理对策效果1 基本概况1.1 开发概况长庆五蛟油田里74区油藏为构造—岩性油藏，2005年开发，开发层位延10，初期平均日产液7.44m3，日产油3.8t，含水40.2%；投注井1口，平均日注30m3。
2010年9月在东北部投2口采油井，截止2012年6月油井正常开井16口，平均日产液9.55m3，日产油3.70t，含水53.9%，区块累计产油19.59×104吨，累计注水5.32×104m3，地质储量采出程度17.24%，地质储量采油速度1.95%，保持了比较高的采油速度，目前处中含水采油期（图1）。
1.2 见水特征从里74区年产油与综合含水关系图中可以看出：投产阶段与稳产阶段综合含水平稳，递减阶段见水井含水上升速度快，稳油控水难度加大（图2）。
2 油井见水原因分析里74区油井2011年前期因采液强度分布不均受边水内推，底水锥进影响含水呈现上升趋势，现针对油藏地质特征和开发技术政策影响因素两方面思路对油井见水原因进行分析，总结见水特征及规律，实现控水稳油。
2.1 地质因素2.1.1？含水饱和度分布与油井见水的关系里7 4区见水井1 7口，占总井数的89.5%。
对比里74区含水饱和度分布图和区块初期含水分布图，边部尤其是西南部油井含水饱和度较高（50.0%），而区块含水分布和含水饱和度分布基本一致，西南部油井初期综合含水56.6%，北部油井初期综合含水18.2%，分析认为油井初期含水受油井含水饱和度影响较大（图3）。
气井井控技术浅述
气 井井控技术 浅述
刘 宇 飞 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技 术作业公司要】井控 工作是井下作业过程 中的重要 内容，气井的井控工作 更 体 不能膨胀 ，因为井 内容积 固定。气体 要膨胀 ，没有容 积，因此 气体体 积
是以其特殊 性复杂性易发性成 为井下作 业井控 工作 的重 中之重。本文是我 不变，其压 力也不变 ，气体滑脱 上升过 程中始终 保持着原来 的井底压 力
体越 多，越 容易在井内积聚 成气柱造 成井喷。另一种情况 是射孔后的扩
井 内无钻 柱或井 内钻柱很少 时，采用置换法 压井，向井 内强行 泵入
散 气侵 ：气 层中的天 然气穿过 射孔孔 眼向井内扩 散 ，侵 入压 井液 ，即 使 一 定量 的压井 液，关 井。使 压井液 下沉至 井底 ，再放气卸掉 一定量 的井
许 的套压 值后 ，通过节 流阀放 出一 定量 的压 井液 ，然后 关井 ，关 井后 气
１ 天然气侵入 井内的方式。当井底压 力小 于底层压力时，天 然气会 体又继续上升，套压再次升 高，再放 出一定量的压井液 ，重 复上述过程 ， 、
大 量侵入 井内 ，这被称为 气体 溢流 。井底 的 负压 差越 大 ，进入井 内的气 直到井 内充满 压井液 。
几年来在试气队学习工作所得，对 气井井控技 术做 了简单的阐述 ，对 气侵、 值 。天然 气上升 到地面时 ，这个压力就被加 到压 井液柱 上 ，作用 于整 个
溢流的发生发展过 程以及 发生溢流、井涌等险情后的压井方法做 了一些简 井 筒，造 成过高 的井底 压力。由于气体滑脱 上升，套 管鞋 处压 力和压 井
易爆 。为防止气井井喷 ，我们必须清 楚认识从 井侵溢流 到井喷的发展 过 制 一定的井 口压力以保持压 稳底 层的前提 下，间歇放 出压 井液 ，让 天然
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4、开钻时间：2014年6月3日17:00一开、6月8日18:30二开
5、井别： 6、井型：直井
7、目的层：
8、设计完钻层位：马家沟组 9、设计井深：3455米
10、实钻井深：3577米
一、基本情况
﹝二﹞井身结构
设计密度≤1.08g/cm3
一、基本情况
﹝三﹞井控设备
FH28-35
二、事故发生经过
钻速突然加快或放空 泵压下降，泵速增加 钻具悬重发生变化 钻井液性能发生变化 气测值升高或氯根含量增加 井漏
四、问题探讨与原因分析
2014年 6月23日
钻至 3577m，气测显示3.99 W，钻时32min 3578m时气测显示18.3 W，钻时36.9min 3579m气测26 W，钻时47.8min 入口泥浆密度1.14g/cm3，粘度50S 出口泥浆密度1.12g/cm3，粘度53S 循环至18:20分气测值不降，停泵出口断流
统74井气侵险情处置
分析与探讨
川庆钻探长庆井控培训中心
内容提要
一、基本情况 二、事故发生经过 三、处置情况 四、问题探讨与事故原因分析
一、基本情况
﹝一﹞基本数据
1、险情发生时间：2014年6月23日14：03
2、地理位置：陕西省横山县塔湾镇芹河村东峁界小队 3、施工井队：长庆钻井总公司第三项目部40632钻井队
建议
一、天然气的特点
二、天然气侵入井内的方式
三、天然气侵入井内对井内液柱压力影响 四、开井状态下气体的运移 五、关井状态下气体的运移 六、关井后天然气运移的处理方法
2014年 6月23日
7:13
钻进至3567m时进入马四地层
3567至3569气测显示16W
钻时分别为23.6min、46.1min、34.2min 入口泥浆密度1.14g/cm3，粘度51S
出口泥浆密度1.15g/cm3，粘度47S
漏失量1.2-2方每小时
二、事故发生经过
2014年 6月23日 钻至
四、问题探讨与原因分析
气侵对钻井液静液压力的影响
四、问题探讨与原因分析
气侵的处理
发生气侵，采取的首要措施是地面除气 除气后的钻井液泵入井内，若返出密度不再下降，则达到目的
若返出密度仍在下降，应适当提高钻井液密度，使出入口密度相等
四、问题探讨与原因分析
在防喷器关闭的情况下通过节流阀循环， 循环时一定要通过调节节流阀的开启大小，控制立管压力不变
压力低于大气压，从而降低了小气泡
升至表面的压力。使气泡体积增大， 从而使浮力也增大，气泡较迅速升至 液面而破裂。
建议
启动时 应先合上真空泵开关约2分钟 后再合 上主电机开关 并查看电机的旋转方向 应于罐体及泵上箭头所指方向一致 工作时 要随时查看真空表 调节减压阀使真空度 处于0.03～0.05之间 以保证设备正常运转 当真空度小于0.03时 应及时更换汽水分离器中的水 保持水温不超过70℃
14:03
3577m，气测显示3.99 W，钻时32min 3578m时气测显示18.3 W，钻时36.9min 3579m气测26 W，钻时47.8min 入口泥浆密度1.14g/cm3，粘度50S 出口泥浆密度1.12g/cm3，粘度53S
循环至18:20分气测值不降，停泵出口断流
二、事故发生经过
四、问题探讨与原因分析
2014年 6月23日 间接显示 ﹝告警信号﹞
7:13
钻进至3567m时进入马四地层 3567至3569气测显示16W 钻时分别为23.6min、46.1min、34.2min 入口泥浆密度1.14g/cm3，粘度51S 出口泥浆密度1.15g/cm3，粘度47S 漏失量1.2-2方每小时
3578 3579
36.9 47.8
18.3 W 1.14 1.12 26 W
50
53
三、处置情况
2014年 6月23日 2014年 6月24日
20:00
4:00
边循环边加重
控制入口密度在1.16g/cm3 加重循环无效 入口密度至1.19g/cm3，粘度60S 出口1.18g/cm3，粘度60-65S 气测值为80W不降，漏失量8方每小时
三、处置情况
钻进观察,随钻堵漏
2014年 6月24日
10:30
11:30
15:10
双凡尔循环堵漏 入口泥浆密度1.18g/cm3，粘度52S 出口泥浆密度1.15g/cm3，粘度49S 稀释泥浆 入口泥浆密度1.19g/cm3，粘度58S 出口泥浆密度1.19g/cm3，粘度62S 气测值77W 漏失量5方每小时
入口 出口 入口 出口 气测值 密度 密度 粘度 粘度
井深 3567 3568 3569 3577
钻时 23.6 46.1 34.2 32
备注 7:13钻进至3567 漏失量 1.2-2方每小时 14:03钻至3577m 循环至18:20分 气测值不降 停泵出口断流
16W
1.14 1.15
51
47
3.99 W
PTi
PTf
Pa变化线
五、教训与启示
1、要弄明白天然气侵入井内的方式及特点
2、发生气侵首先要用除气器除气 3、边循环边加重时 要节流循环 4、要计算循环立管压力
PTi
PTf
PT
i
PTf
Pa变化线
建议
建议
除气器的功用是除掉小气泡
所谓小气泡一般是指
直径小于1.5875mm的气泡 除气器的进口管线接在第二个罐 （紧靠沉砂罐）的搅拌器之后 这样可以利用搅拌器将直径为 4——25毫米的气泡除去 以方便除气器的吸入 同时也避免旋流除砂器的 离心泵发生自锁
气测值86W，漏失量5方每小时
ห้องสมุดไป่ตู้、处置情况
2014年 6月25日 2014年 6月26日
8:00
7:00
井深3600m 入口泥浆密度1.17g/cm3，粘度49S 出口泥浆密度1.15g/cm3，粘度47S 气测值60W 漏失量1-1.5方每小时
井深3638m 入口泥浆密度1.19g/cm3，粘度50S 出口泥浆密度1.18g/cm3，粘度52S 气测值46W 漏失量1-1.5方每小时
节流循环
PTi
PTf
Pa变化线
四、问题探讨与原因分析
2014年 6月23日 2014年 6月24日
20:00
4:00
边循环边加重
控制入口密度在1.16g/cm3 加重循环无效
入口密度至1.19g/cm3，粘度60S 出口1.18g/cm3，粘度60-65S 气测值为80W不降，漏失量8方每小时
地层压力 循环立管压力 循环排量 必须始终保持井底压力略大于地层压力
岩屑气侵——钻开气层
气侵 14:03
气体侵入钻井液中 使性能变坏的过程
置换气侵——钻遇大裂缝或溶洞
扩散气侵 ——泥饼受到破坏或停止循环 一般地面循环除气 气体溢流 ——井底压力小于地层压力
关井、压井
四、问题探讨与原因分析
气侵的钻井液在不同深度的密度是不同的
天然气侵 对钻井液密度的影响
密度随井深自下而上逐渐降低 不能用井口测量的密度值计算井内液柱压力
建议
基本原理 一般情况下，当钻井液中的气泡直径 大于4毫米时，能在浮力的作用下很快 逸出液体表面而破裂。直径小于1毫米 的气泡被包在钻井液中，出现钻井液 密度下降的气侵现象。利用真空泵或 喷射式抽空装置使除气罐中形成一定 的真空度。循环罐中的气侵钻井液， 在真空造成的压差作用下被吸入除气 罐内。在真空环境下，使钻井液表面