含硫油、气井安全钻井技术简易版
高含硫气井钻井
降低应力水平的井身结构设计
第二种： 第二种：在上部采用特厚壁套管同时降低钢级 在上部采用特厚壁套管同时降低钢级以提高硫化物开裂抗力 以提高硫化物开裂抗力， 在上部采用特厚壁套管同时降低钢级以提高硫化物开裂抗力，一些 含硫化氢的气井应优先采用这些方法。例如，美国 含硫化氢的气井应优先采用这些方法。例如，美国1972年在派尼伍 年在派尼伍 兹西南气田气井下6 兹西南气田气井下 5/8"（φ168mm）油层套管，由于含硫化氢，不 （ ）油层套管，由于含硫化氢， 宜用高强度套管。因此采用了钢材屈服强度仅586Mpa（屈服强度 宜用高强度套管。因此采用了钢材屈服强度仅 （ 85Ksi）的特厚壁套管，壁厚28.6mm。 ）的特厚壁套管，壁厚 。 第三种： 第三种：上大下小的复合套管柱和油管柱 这不仅有利于降低应力水平，以便采用较低钢级的套管， 这不仅有利于降低应力水平，以便采用较低钢级的套管，而且有 利于下入大直径油管以适应高产气井抗冲蚀的要求。 利于下入大直径油管以适应高产气井抗冲蚀的要求。
硫化氢气井的井身结构设计方法
（1）满足以临界应力百分比为基础的抗内压设计安全系数 ） J55和K55套管管体和接箍：临界应力百分比大于或等于 和 套管管体和接箍： 套管管体和接箍 临界应力百分比大于或等于80%，安全 ， 系数大于或等于1/0.8=1.25； ； 系数大于或等于 L80，C90和T95，临界应力百分比大于或等于 ， 和 ，临界应力百分比大于或等于90%，安全系数大于 ， 或等于1/0.9=1.11。 。 或等于 C110ksi级别的抗硫钢种未列入标准，其临界应力百分比由厂家提 级别的抗硫钢种未列入标准， 级别的抗硫钢种未列入标准 供，设计者认可。设计者可按上述方法计算设计安全系数。安全系数大 设计者认可。设计者可按上述方法计算设计安全系数。 于或等于1/0.85=1.17 于或等于 GB aq2102石油天然气安全规程：抗挤 —1.125，抗内压 石油天然气安全规程： 石油天然气安全规程 抗挤1— ，抗内压1-1.25
5087含硫化氢油气井安全钻井推荐作法
修改的主要内容有：
范围； 井场和钻机设备布置（对应API RP 49:2001 第8章部分章条）； 地质及钻井工程设计的特殊要求。
新增加内容有：
人员及设备防护（对应 API RP 49:2001 第5章、第6章）； 应急预案（对应API RP 49:2001 第7章部分章节）； 井场安全（对应API RP 49:2001 第10章及API RP 55 第9章部分章节）； 井用材料及设备 （含井控装置的材质和安装）（对应API RP 49:2001 第9章 部分章节）； 特殊作业（对应API RP 49:2001 第11章部分章节）； 海上作业（对应API RP 55：1995 第11章）；
本标准代替SY/T5087－2003《含硫油气井安全钻 井推荐作法》。 井推荐作法》
[说明]SY/T 5087-2003《含硫油气井安全钻井推荐做法》于1985 年颁布实施，之后在1993年和2003年经过二次修订。虽然2003年刚 对该标准进行了修改，但2003版的修订主要是集中在标准名称、章条 标题、规范性引用文件、井场布置示意图及某些条款内容，增补了目 次和前言，而技术内容基本没有大的修改。由于没有发生大的硫化氢 泄漏事故，所以这一问题和矛盾并不显得特别突出。
源部海洋石油作业安全办公室 API Spec 5D 钻杆规范 API Spec 6A 井口和阀门规范 API Spec 16A钻通设备规范 API RP 53 钻井的防喷设备系统
[说明]上述规范性引用文件中除了SY/T5964、SY/T5858、SY/T6277之 外，其余均为2004版标准新增加的规范性引用文件。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。 凡是注日期的引用文件，其随后的修改单（不包括勘误的 凡是注日期的引用文件，其随后的修改单（ 内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标 内容）或修订版均不适用于本标准，然而， 准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。 准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。 凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
罗家地区含硫油气井安全钻井技术
井涌甚 至井 喷。 二 、 安 全 钻 井 配 套 技 术 １．安全优 质钻井 技术 合 理优化钻 井参数 、提 高机械钻 速 。合理 的钻 井 、水力 参数设 计 ，
也是 使用 好钻头 的重要 环节 。我 们根 据所钻 地层 的 特性 ，优化 钻井 参 数 ，合理 选 择 喷 嘴 ，实 现 高压 喷射 钻井 技 术 。二 开井 段 保 证 排 量在 ５０１／ｓ以上 ，泵压 ２０ＭＰａ左右 。
在对 罗家油 田高含 Ｈ２Ｓ探井 的管 理上 ，形成 了事套技术 。
案 、逐级 审批 、开 钻验 收 、过程 监控 、事 后总 结 的管理 制度 。做 到 责
一 、 钻 井施工 的难点 １．施 工 井场 附近有 采 油井 、居 民 区 、厂矿 等建 筑 物 ，钻井 过 程 中
施工 配套 方案 。在 实钻 过程 中 ，调 研整 理 了罗 家油 区所有 含硫 油气 井 要对 当天下 达的技 术指令进 行全程 的监督 与指导 。
的资料 ；形 成了罗 家油 区硫化 氢生 成 一运移 一聚集 规律 研究 报告 ，为
２．规范 施工管 理
罗 家油 区含硫 油气 井施 工提 供较 为准 确 的预报 ；形 成了 适合 罗 家油 区
关 键 词 ：胜 利 油 田 黄 河 北 硫 化 氢 安 全 钻 井 技 术研 究
自２０１０年开始 ，针对 含硫地 层的特 点 ，我们 通过分 析硫 化氢 生成
１．成立项 目组
一 运 移一 聚集规 律 、含 硫条件 下钻 井及 完井 存 在的 问题 ，分析 影 响含
建 立钻井 项 目组 ，明确项 目组 成员职 责 ，使 高含 Ｈ２Ｓ探 井钻 井管
探井 实施 项 目管 理 ，工 程 、泥浆 技 术人 员 、安 全管 理 人 员住 在 井上 ， 全天 候 、全 过程 实施 各项 技术 措施 的制 定 与落实 。同时 要理 顺钻 井生 产 中的各个 环节 ，使 得钻 井 生产科 学有 序地 进行 ，避 免 井下 复杂 情况 及 事故 的发生 ，及 时消 除各 种隐 患 ，有效 地遏 止高 危地 区井 喷 事故 的 发生 。
含硫油、气井安全钻井技术
含硫油、气井安全钻井技术含硫油和气井是一种非常特殊的油井，由于其特殊地质条件，钻井、生产、储运都会带来很大的安全风险。
本文将介绍针对含硫油、气井的安全钻井技术，以确保钻井过程安全高效，同时最大化地保留储量。
含硫油的特点含硫油是指含有较高含量的硫和H2S（硫化氢）的油，在钻井、生产过程中会释放出H2S气体，这种气体是一种强烈的毒气，对人体和设备都有很大的危害。
因此，钻井作业时特别需要注意安全措施。
在含硫油井区域中，最常见的岩石是石膏，它具有很高的可塑性和滑动性，因此，需要采取特殊的措施来抑制井壁塌落，并保持井眼稳定。
气井的特点气井通常是指天然气或其他可燃气体的储藏地点，由于其高压和易燃性，需要采取特殊的安全措施。
特别是在钻井和作业过程中，需要小心谨慎，以防止火灾或瞬间释放过多天然气造成爆炸。
由于气井具有高产能、高危险系数等特点，因此在钻井和生产中需要采取一系列特殊技术措施，以保证其安全稳定地运行。
含硫油、气井的安全钻井技术钻头及钻井液在含硫油、气井钻井过程中，钻头和钻井液被认为是最重要的因素之一。
通常钻头不能使用高速钻头，因为这会导致较大的井壁塌落和扰动。
使用钻头需要特别注意，以避免塌落和沉降。
另外，由于施工现场气体中含有硫化氢，因此钻头需要覆盖住气腔。
钻井液是防止井眼塌陷的关键。
通常，含硫油、气井用的钻井液都是氯化钙压裂液，因为它能够抑制石膏塌陷和应力倒挂。
而在气井中，一般会使用水基泥浆，以避免刺激天然气的释放。
安全设备在含硫油、气井钻井过程中，需要采取一系列安全措施，以保证工人的安全和设备的安全。
通常需要使用鼻子阀、控制阀、排气阀和蓄能器等安全设备。
鼻子阀被用来调节控制钻杆的封闭度，从而减小对井壁结构的伤害。
控制阀、排气阀和蓄能器则用于控制井口气体的释放和储存。
通风及空气净化由于含硫油、气井中气体的毒性和危险性，通风和空气净化也是非常关键的安全措施。
在施工过程中，需要使用吸气式排风机来排出有毒气体和惰性气体，同时需要对空气进行净化和过滤，以提高空气质量。
含硫化氢油气井安全钻井推荐作法(doc28)
含硫化氢油气井安全钻井推荐作法(doc28)SY/T 5087-2005（API RP49：2001，NEQ）代替SY/T 5087-2003自2005-5-1起执行续表A.1表A.2 硫化氢的职业暴露值表B.2 二氧化硫的职业暴露值附录C（资料性附录）硫化氢扩散的选择方法注：美国石油学会（API）空气模拟工作小组（AQ7）采纳简单的选择模型及模拟技术给出了暴露半径的估量值（图C.1～图C.4）。
关于硫化氢和携带气体的平稳悬浮混合物的低速开释，这些模型较准确。
图C.1～图C.4关于高速开释的、以轻的气体为硫化氢携带气的混合物，可用作一种较保守的选择处理方式。
但不举荐将图C.1～图C.4用于低速开释、携带气和硫化氢混合物重于空气的场合，或可能产动气溶胶的场合，因为现在可能会得出偏小的暴露半径推测值。
宜对具体的应用条件进行评判，以决定是否需要使用条件更为苛刻的模拟技术。
使用者宜对他们自己的作业过程进行评判，以选择适合的模型用于具体的应急预案。
C.1 引言本附录列出的内容是一样性的，以供编制应急预案时，保守地估量硫化氢扩散达到的浓度时使用。
图C.1～图C.4给出了纯硫化氢连续开释或瞬时开释时，由运算模型算出的其在大气中呈屏幕平面的浓度为15mg/m3（1 0ppm），45mg/m3（30ppm），150mg/m3（100ppm），450mg/m3（300ppm），750mg/m3（500ppm）的暴露半径。
暴露半径描述了开释源与沿着羽长状的地面中心线到达所关怀的浓度之间的距离。
已开发出了一些作为开释的硫化氢的量/速率和不同的开释方式（连续开释或瞬时开释）的函数的暴露半径的关系式，来推测不同浓度的暴露半径。
方程式和有关系数在C.8和表C. 1中给出。
模拟了最坏的气象条件下的白天和夜晚的情形。
涉及硫化氢操作的不同的规范都给出了一个暴露半径（ROE）的推测方法和技术，必须考虑这些方法，因为为了符合某些专门的要求，规范可能会规定特定的方法，除非承诺使用其他方法。
5087含硫化氢油气井安全钻井推荐作法
广、左柯庆、李强、陈戎、邢公执笔。
本次修订的主要经过以下几个阶段：
a) API 防硫化气系列标准的原文翻译 b) 确定硫化氢报警和防护级别 c) 采标原则的讨论，确定为非等效采标 d) 硫化氢系列标准的要求内容统一，合并和理顺同类七个防硫化氢 标准
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本标准
3.1 阈限值 threshold limit value (TLV)
几乎所有工作人员长期暴露都不会产生不利影响的某种有毒物质在空 气中的最大浓度。硫化氢的阈限值为15mg/m3(10ppm)；二氧化硫的 阈限值为5.4mg/m3(2ppm)。
[说明]在API RP49：2001中的阈限值是指物质在大气中的一个浓度，人 们相信，在此浓度下，几乎所有工人可日复一日重复暴露于此物质中而不会 有不良影响。这些值可以说是8小时加权平均值（TWA），高限值，或15分钟 短期暴露极限（STEL）。同时，还定义了可接受的上限浓度（ACC）是指在每 班8小时的工作时间中，一个在环境空气中选定的污染物的含量值。除了污染 物浓度可以在一段时间内超过该值但不超过“可接受的最大峰值浓度”外， 其他任何时间雇员都可以暴露于该值之下。在这里一是用了8小时加权平均的 概念，二是15分钟短期暴露极限，三是将阈限值和可接受的上限浓度分别定 义。
氢防护的标准现状，就石油行业硫化氢防护的具体情况和目前标准状
况的协调进行了探讨，最后卫生部意见同意石油行业根据行业具体情
况制定硫化氢标准要求，同时向卫生部标准管理部门提交一份的情况 说明。
3.2 安全临界浓度 safety critical concentration
工作人员在露天安全工作可接受的硫化氢最高浓度[参考《海洋 石油作业硫化氢防护安全要求》 （1989）1.3条中硫化氢的安全临界 浓度为30mg/m3 (20ppm)]。
H2S 钻井推荐做法
含硫化氢油气井安全钻井推荐作法1 范围本标准规定了含硫化氢油气井钻井作业中从钻井设计、设备安装、井场布置、硫化氢监测、人员和设备防护、应急管理等方面的安全要求。
本标准适用于油气勘探开发中含硫化氢油气井的钻井作业。
2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件, 其随后所有的修改单 ( 不包括勘误的内容 ) 或修订版均不适用于本标准 , 然而 , 鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件 , 其最新版本适用于本标准。
SY/T0599 天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求SY/T5323-2004 节流和压井系统 (API Spec16C:1993,IDT)SY/T5466 钻前工程及井场布置技术要求SY/T5858 石油工业动火作业安全规程SY/T5964 钻井井控装置组合配套、安装调试与维护SY/T6194 石油天然气工业油气井套管或油管用钢管SY/T6277 含硫油气田硫化氢监测与人身安全防护规定SY/T6426 钻井井控技术规程《海洋石油作业硫化氢防护安全要求》 (1989)原中华人民共和国能源部海洋石油作业安全办公室API Spec5D 钻杆规范API Spec6A 井口和阀门规范API Spec16A 钻通设备规范API RP53 钻井的防喷设备系统3 术语和定义下列术语和定义适用于本标准。
3.1阈限值 threshoid Iimit value(TLV)几乎所有工作人员长期暴露都不会产生不利影响的某种有毒物质在空气中的最大浓度。
硫化氢的阈限值为15mg/m3(10ppm), 二氧化硫的阈限值为 5.4 mg/m3 (2ppm)。
3.2安全临界浓度 safety critical concentration工作人员在露天安全工作 8h 可接受的硫化氢最高浓度〔参考《海洋石油作业硫化氢防护安全要求》 (1989 〉 1.3 条中硫化氢的安全临界浓度为 30mg/m3(20ppm)] 。
SY∕T 5087-2005 含硫化氢油气井安全钻井推荐作法
含硫化氢油气井安全钻井推荐作法SY/T 5087-2005（API RP49：2001，NEQ）代替SY/T 5087-2003 Recommended practice for safe drilling operations involving hydrogen sulfide自2005-5-1 起执行目次前言1 范围2 规范性引用文件3 术语和定义4 人员防护5 井场及钻井设备的布置6 井用材料及设备7 地质及钻井工程设计的特殊要求8 应急管理9 井场安全10 钻井作业中的特殊要求11 特殊作业12 海上作业附录A（资料性附录）硫化氢的物理特性和对生理的影响附录B（资料性附录）二氧化碳的物理特性和对生理的影响附录C（资料性附录）硫化氢扩散的筛选方法附录D（资料性附录）酸性环境的定义前言本标准参考API RP 49:2001《含硫化氢油气井钻井、修井作业推荐作法》（英文版）进行修订。
本标准代替SY/T 5087-2003《含硫油气井安全钻井推荐作法》。
本次修订的主要内容有：——范围：——井场和钻机设备布置（对应API RP 49:2001第8章部分章条）；——地质及钻井工程设计的特殊要求。
新增加内容有：——人员及设备防护（对应API RP 49:2001第5章、第6章）；——应急预案（对应API RP 49:2001第7章部分章节）；——井场安全（对应API RP 49:2001第10章及API RP 55第9章部分章节）；——井用材料及设备（含井控装置的材质和安装）（对应API RP 49:2001第9章部分章节）；——特殊作业（对应API RP 49:2001第11章部分章节）；——海上作业（对应API RP 55第11章）；——附录A（对应API RP 49:2001附录A，API RP 55表Ａ.１和表Ａ.2）；——附录B（对应API RP 55附录B、表B.1和表B.2）；——附录C（对应API RP 49附录C）；——附录D（对应API RP 55附录D）；本标准的附录A、附录B、附录C和附录D均为资料性附录。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
In Order To Simplify The Management Process And Improve The Management Efficiency, It Is Necessary To Make Effective Use Of Production Resources And Carry Out Production Activities.编订：XXXXXXXX20XX年XX月XX日含硫油、气井安全钻井技术简易版含硫油、气井安全钻井技术简易版温馨提示：本安全管理文件应用在平时合理组织的生产过程中，有效利用生产资源，经济合理地进行生产活动，以达到实现简化管理过程，提高管理效率，实现预期的生产目标。
文档下载完成后可以直接编辑，请根据自己的需求进行套用。
一、引言海上钻井是一项高投入、高风险的特殊作业，具有多学科性、复杂性、隐蔽性等特性。
钻进时遇到地层中含有H₂S会造成工具、管材不同程度的腐蚀及氢脆，一旦H₂S超标扩散会给钻井平台施工人员造成生命威胁，因此H₂S 的监测与控制给钻井技术研究和实施作业提出了更高的要求。
基于海上钻井平台受气候、海域、运输等不利条件影响，具有不同于陆地钻井的独特风险性，要求管理、设计、技术、施工等人员具有强烈的责任心、做到精心设计、精心组织、精心施工，确保井下、设备、人员的安全。
二、含硫气田的分布与开发1、行业标准国际上：天然气中H₂S≥5％（即77g/m ³）为高含H₂S气藏， CO₂含量2％～＜10％间为中含CO₂气藏（即39.6～＜197.8g/m3）我国：现行石油行业标准SY/T6168《气藏分类》规定：天然气中H₂S≥2％（即≥30.8g/m³）为高含H₂S气藏。
CO₂含量2％～＜10%为中含CO₂气藏。
2、分布高含硫气田在世界上分布比较广泛，几乎各产油大国都有含H₂S气田。
目前已发现具有工业价值的高含硫气田约400多个，其中很多分布在碳酸盐岩地层中。
H₂S含量高于5％的天然气气藏：我国天然气中H₂S含量大于1％的气田，约占全国天然气储量的1/4。
主要分布在四川盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地以及南海崖13－1气田等。
其中华北赵兰庄气田H₂S含量高达92％。
目前国内仍以四川盆地含硫气田分布最为广泛。
盆地内80％以上气田不同程度含H₂S 。
其中川东卧龙河气田卧63井嘉五1气藏，H₂S含量达31.95％， CO₂含量达1.65％。
特别是近十余年在川东北地区发现的渡口河、罗家寨和中石化普光等气田，高含H₂S和中含CO₂很具代表性。
3、开发现状在勘探开发高含硫气田中，法国、加拿大、美国、俄罗斯和伊朗等国，积累了丰富经验。
（1）法国拉克气田H₂S含量为15.4％，CO₂含量为9.5％，1957年投产，生产至今。
已累积产气2258×108m²，采出程度70％。
（2）20世纪60年代中期，壳牌公司在美国密西西比州南方，勘探开发的一个高含硫气田， H₂S含硫达45％，最深井深达7620m，井底压力为165.6MPa，温度为221℃。
（3）俄罗斯奥伦堡高含硫气田， H₂S含量达1.3～5％， CO₂含量0.7～2.6％，已开发45年，最高年产气490×108m³，目前年产气180×108m³。
4、目前为止，四川地区有测试依据的高温、高压、高含硫最高指标情况最高温度：176℃(盘1井)最高压力：龙4井关井井口压力103.42MPa未稳，由于井口受限，未能继续关井，推算地层压力130MPa左右。
最高含硫：496g/m³（卧龙河嘉陵江气藏）。
5、危害H₂S为无色、剧毒的酸性气体,与空气的相对密度为1.189,爆炸极限范围为4.3% ~46%（天然气5%~15%）。
H₂S是一种神经毒剂,亦为窒息性和刺激性气体,一旦发生泄漏,不仅影响高含硫气井平稳开发,还将危及人和环境安全，其浓度为150ppm（225mg/m³）时就会刺激人眼、呼吸道，麻痹嗅觉神经，浓度为800ppm(1200mg/m³)以上时，2min就能造成死亡。
1ppm=1.5mg/m³。
三、含硫油、气井钻井施工难点1、地质构造复杂，不易判断无论前期勘探资料多么丰富，不同区块及相邻井位所钻地质构造均有所不同，设计书中不能概述全部的风险，特别是碳酸盐岩裂缝性气藏深井，纵向上普遍存在多产层多压力系统，由于套管程序的限制，往往造成同一裸眼井段出现喷漏复杂情况。
横向上油气水分布不均，且地层压力也存在较大差异，造成同一井组，邻井施工难易程度也不尽相同。
2、钻井平台地域狭小，人员稠密，安全、环保风险较大钻井平台面积不如一个足球场大，施工人员达到100余人，矗立大海上施工相对较孤立，一旦发生油、气井井喷，人员的生命和国家重大资产将面临巨大威胁，如果大量原油或H ₂S泄露将给环境造成不可估量的损失。
众所周知“12.23”含硫气井井喷事故造成了数百人死亡，数万人员撤离，但这是在陆地，还有地方可疏散；墨西哥湾“深水地平线”平台钻井事故，原油泄露，造成了巨大的海洋环境污染，BP公司面临巨额损失。
3、气井井控风险压力大（1）天然气溢流速度快，来势凶猛天然气具有可压缩、易膨胀特性，溢流与井喷间隔时间比油井短得多。
据有关统计，在一百多井次中，从发现溢流到井喷的时间间隔小于30min的占2/3以上，其中一半以上在10min以内，而且来势凶猛，容易失控。
（2）天然气井关井压力高天然气密度低，是原油的0.7‰，不能靠自重平衡大部分地层压力，不仅井涌、井喷临时关井压力高，完井后井口关井压力也高。
1997年6月14日20:15某油气田某井取心钻进至2924.89m，因最后1.6m钻速突快，当时判断可能钻遇高压油气层，钻井液密度1.74g/cm³（设计值：1.79—1.84g/cm ³，主要原因密度低）故决定割心起钻,循环钻井液观察后效，至20:45，甲方监督为了不影响岩心收获率要求停止循环立即起钻，起出2立柱钻杆发现井口溢流，3—5秒钟后井喷，喷高10m。
关井15min后关井立压4.5Mpa、套压5MPa。
在压井过程中因回收钻井液闸门开启不畅，在抢换过程中，套压上升为25MPa。
环形防喷器刺漏，又关半封闸板防喷器控制井口（23:24），用一条放喷管线放喷，套压18MPa，此时半封闸板防喷器也被刺坏。
15日0:30终因半封闸板防喷器完全刺坏而失控。
（3）天然气井易窜漏天然气上窜能力强，气层钻进中容易发生气侵，导致平衡地层压力的液柱压力降低，导致井涌，甚至井喷，表层套管下入较浅时，钻遇气层关井易发生地下井喷，有时也表现为地面窜漏。
例如罗家寨罗家2井、川东北的普光9井在发生溢流关井后，均因为表层套管下入太浅发生窜漏，附近的河流和农田溢流天然气，给附近群众生命造成巨大威胁，钻井液顺着裂缝溢流到地面和河流，破坏了当地的生态环境。
（4）天然气易燃、易爆、易中毒天然气井在发生井喷后，由于各种原因易引起着火，含硫天然气易造成钻具等管材氢脆折断。
含硫天然气井一旦井喷失控，将大大增大处理难度。
4、气井固井质量影响因素多（1）天然气上窜能力强，固井时，极易窜槽，影响固井质量；（2）含硫气井，由于H₂S的应力腐蚀和电化学腐蚀特性，易造成套管损坏，从而影响井的安全；（3）H₂S的腐蚀性能还会对水泥石造成腐蚀，从而降低水泥石的强度。
（4）深井温差大，水泥浆稠化时间的控制难度大，超缓凝易造成气窜。
四、含硫油、气井安全钻井技术1、钻前调研与设计方案论证了解施工区域地质情况，邻井构造或邻井钻井与完井试油情况，并对井位周边环境进行调查，做好《安全应急预案》，同时注意放喷地点的选择，做好防火工作。
对初步《设计方案》有一个较完善的论证审查体系和制度，组织相关专家和部门，对初步《设计方案》进行审查，确定最终的《设计方案》。
2、分析《钻井地质与工程设计》（1）地质设计方面重点：地层压力（孔隙压力、破裂压力、坍塌压力）预测的准确性；储层的类型；地层流体性质(包括H₂S含量)；可能存在的复杂情况及地质家初步确定的完井方式。
（2）工程设计方面重点：井身结构设计，各层套管下入深度是否合理（目的层之上有溶洞、裂缝性漏层，要求有两层套管封隔）；必须按标准严格控制井眼轨迹全角变化率(狗腿度)，以减少套管磨损，降低井筒风险。
（3）钻井液密度设计：按各裸眼井段中最高地层压力当量密度值附加0.07～0.15g/cm ³，高含硫气井按高限(即0.15g/cm³)附加；高含硫气井储备不少于1～1.5倍井筒容积、密度高于设计地层压力当量钻井液密度0.3g/cm ³～0.4g/cm³的高密度钻井液，储备足够的加重材料和除硫材料。
PH值对电化学失重腐蚀和硫化物应力腐蚀的影响都较大，当PH9时，就很少发生硫化物应力腐蚀。
而随PH值的降低，电化学失重腐蚀增加，因此在钻开含硫地层后，钻井液的PH值应始终控制在9.5以上。
3、钻柱设计（1）钻杆材质选择：加大壁厚，内外有防腐涂层。
研究表明，各种钢级的管材都有其抗H ₂S腐蚀的最低临界温度，在临界温度之上，它就具有抗H₂S的腐蚀性能。
含硫气井在强度满足要求的条件下，一般选用G级或低钢级钻杆，高钢级易氢脆。
若强度要求选用S135钻杆时，必须调整钻井液性能以防止H₂S腐蚀。
另外温度对硫化物应力腐蚀开裂的影响较大，当温度升高到一定（93℃）以上可不考虑金属材料的防硫问题；油气井钻井中套管和钻铤，当井下温度高于93℃时，可以不考虑其抗硫性能。
（2）钻具组合满足井眼轨迹控制要求；井斜较大的井和全角变化率较大的井段，应采取防磨措施(加装防磨接头或钻杆接头敷焊防磨材料)；气层钻井中在钻柱下部还应安装钻具止回阀。
4、固井方式及水泥浆体系：固井方式尽可能选用一次性固井，以避免分级箍、悬挂器等附件存在薄弱环节，从而导致安全风险的存在。
水泥浆体系选用水泥石致密的水泥浆体系，如塑性水泥浆体系，抗硫防腐水泥浆体系。
天然气井，特别是高温高压高含硫气井，要求各层套管固井水泥浆均返至地面。
5、井控设计（1）井口选择及试压要求：井口选择一般是根据地层压力确定。
川庆做法：地面控制系统，主要按照SY/T6616—2005《含硫油气井钻井井控装置配套、安装和使用规范》和SY/T5964—2003《钻井井控装置组合配套、安装调试与维护》施行，防喷器组合从上至下：环形、半封、剪切、双闸板（上全封、下半封）、双四通、套管头。
节流、压井管汇各一套，主放喷管线两条，副放喷管线两条，液气分离器排气管线一条，各个放喷口均配置点火及燃烧装置。
（2）井控装置试压：应在不超过套管抗内压强度80%的前提下，环型防喷器封闭钻杆试压到额定工作压力的70%；闸板防喷器、压井管汇试压到额定工作压力。