钻井常用计算公式Word版

传播优秀Word版文档，希望对您有帮助，可双击去除！传播优秀Word版文档，希望对您有帮助，可双击去除！传播优秀Word版文档，希望对您有帮助，可双击去除！第四节钻井常用计算公式一、井架基础的计算公式（一）基础面上的压力P基=式中：P基——基础面上的压力，MPa；n——动负荷系数（一般取1.25~1.40）；QO——天车台的负荷=天车最大负荷+天车重量，t；QB——井架重量，t；（二）土地面上的压力P地=P基+W式中：P地——土地面上的压力，MPa;P基——基础面上的压力，MPa;W——基础重量，t（常略不计）。（三）基础尺寸1、顶面积F1=式中：F1——基础顶面积，cm2；B1——混凝土抗压强度（通常为28.1kg/cm2=0.281MPa)2、底面积F2=式中：F2——基础底面积，cm2；B2——土地抗压强度，MPa；P地——土地面上的压力，MPa。3、基础高度式中：H——基础高度，m；F2、F1分别为基础的底面积和顶面积，cm2；P基——基础面上的压力，MPa；B3——混凝土抗剪切强度（通常为3.51kg/cm2=0.351MPa）。（二）混凝土体积配合比用料计算1、计算公式配合比为1∶m∶n=水泥∶砂子∶卵石。根据经验公式求每1m3混凝土所需的各种材料如下：2、混凝土常用体积配合比及用料量，见表1-69。表1-69混凝土常用体积配合比及用料量混凝土用途体积配合比每立方米混凝土每立方米砂子每立方米石子每1000公斤水尼水泥kg砂子m3石子m3水泥kg石子m3混凝土m3水泥kg砂子m3混凝土m3砂子m3石子m3混凝土m31.坚硬土壤上的井架脚，小基墩井架脚，基墩的上部分。1∶2∶43350.450.9074422.223720.51.111.352.702.992.厚而大的突出基墩。1∶2.5∶52760.460.9160822.203040.51.101.573.103.633.支承台、浇灌坑穴及其他。1∶3∶62340.460.9350422.152530.51.082.04.04.274.承受很大负荷和冲击力的小基墩。1∶1∶25850.390.78150022.567500.51.280.671.341.715.承受负荷不大的基墩。1∶4∶81800.480.9637522.081880.51.042.705.405.60二、井身质量计算公式（一）直井井身质量计算1、井斜角全角变化率式中：Gab——测量点a和b间井段的井斜全角变化率，（°）/30m；△Lab——测量点a和b间的井段长度，m；αa——测量点a点处的井斜角，°；αb——测量点b点处的井斜角，°；△Φab——测量点a和b之间的方位差，△Φab=Φb-Φa，°。2、井底水平位移式中：SZ——井底水平位移，m；NO——井口N座标值，m；Nn——实际井底N座标值，m；EO——井口E座标值，m；En——实际井底E座标值，m。3、最大井斜角根据井深井斜测量数据获取或井斜测井资料获得。4、平均井径扩大系数式中：Cp——平均井径扩大系数，无因次量D实——实际平均井径，mm；Db——钻头名义直径，mm。5、最大井径扩大系数式中：Cmax——最大井径扩大系数，无因次量；Dmax——实际最大井径，mm；Db——钻头名义直径，mm。（二）定向井井身质量计算1、井斜全角变化率计算公式同（一）2、定向井井底水平偏差距式中：Ss——定向井井底水平偏差距，m；Nd——设计井底座标，m；Nn——实际井底的N座标，m；Ed——设计井底座标，m；En——实际井底的E座标，m。3、定向井井底垂直偏差距△H=H-Hn式中：△H——定向井井底垂直偏差距，m；H——设计垂直井深，m；Hn——实际垂直井深，m。4、定向井实际井底与设计井底的空间距离式中：R——定向井实际井底与设计井底的空间距离，m；△H——实际井底与设计井底的垂直距离，m；Ss——实际井底与设计井底的水平偏差距，m。5、平均井径扩大系数计算同（一）4。6、最大井径扩大系数计算同（一）5。三、喷射钻井水力参数计算公式（一）钻井泵额定水功率Ppr=pr×Qr式中：Ppr——钻井泵额定水功率，kw；pr——钻井泵额定泵压，MPa;Qr——钻井泵额定流量，L/s。（二）钻井泵实发水功率Pp=ps×Q式中：Pp——钻井泵实发水功率，kw；ps——钻井泵工作泵压，MPa;Q——钻井泵工作流量，L/s。（三）钻井泵水功率分配关系Pp=Pb+△Pcr式中：Pp——钻井泵实发水功率，kw;Pb——钻头（喷咀）水功率，kw；△Pcr——循环系统损耗水功率，kw。（四）钻井泵压力分配关系ps=△pb+△pg+△pcs式中：ps——钻井泵实发泵压，MPa；△pb——钻头喷咀压降，MPa；△pg——地面管汇压力损耗，MPa；△pcs——循环系统压力损耗，MPa。△pcs=△ppi+△pci+△ppa+△pca+△pg△ppi、△ppa分别为钻杆内外循环压力损耗，MPa；△pci、△pca分别为钻铤内外循环压力损耗，MPa。（五）钻头（喷咀）压力降△pb=kb×Q2式中:△pb——钻头（喷咀）压力降，MPa；Q——钻井液流量，L/s；kb——钻头（喷咀）压降系数，无因次量。式中：ρd——钻井液密度，g/cm3;AJ——喷咀截面积，mm2。式中：ρd——钻井液密度，g/cm3;Q——钻井液流量，L/s；Ps——钻井泵实发泵压，MPa；△pcs——循环系统压力损耗，MPa。（六）地面管汇压力损耗△pg=kg×Q1.8式中：△pg——地面管汇压力损耗，MPa；Q——流量，L/s；kg——地面管汇压力损耗系数;kg=3.767×10-4×ρd0.8×μpv0.2;μpv(塑性粘度)=θ600-θ300，mpa·s;θ600、θ300分别为旋转粘度计600r/min、300r/min的读数，无因次量。（七）管内循环压力损耗1、钻杆内​​式中：△ppi——钻杆内循环压力损耗，MPa;kpi——钻杆内循环压力损耗系数，无因次量；LP——钻杆长度，m；Q——流量，L/s；ρd——钻井液密度，g/cm3；μpv——塑性粘度，mpa·s；dpi——钻杆内径，mm。2、钻铤内式中：△pci——钻铤内循环压力损耗，MPa;kci——钻铤内循环压力损耗系数，无因次量；LC——钻铤长度，m；Q——流量，L/s；ρd——钻井液密度，g/cm3；μpv——塑性粘度，mpa·sdci——钻铤内径，mm。（八）管外循环压力损耗1、钻杆外式中：△ppa——钻杆外循环压力损耗，MPa;kpa——钻杆外循环压力损耗系数，无因次量；LP——钻杆长度，m；Q——流量，L/s；ρd——钻井液密度，g/cm3；μpv——塑性粘度，mpa·s；dh——井眼直径，mm；dp——钻杆外径，mm。2、钻铤外式中：△pca——钻铤外循环压力损耗，MPa;kca——钻铤外循环压力损耗系数，无因次量；LC——钻铤长度，m；Q——流量，L/s；ρd——钻井液密度，g/cm3；μpv——塑性粘度，mpa·s；dh——井眼直径，mm；dc——钻铤外径，mm。（九）钻头（喷咀）水功率pb=△pb×Q式中：pb——钻头（喷咀）水功率，kw；△pb——钻头（喷咀）压力降，MPa;Q——流量，L/s。（十）射流喷射速度式中：VJ——射流喷射速度，m/s；Q——流量，L/s；AJ——喷咀截面积，mm2。（十一）射流冲击力FJ=ρd×υJ×Q式中：FJ——射流冲击力，N；ρd——钻井液密度，g/cm3;υJ——射流喷射速度，m/s;Q——流量，L/s。（十二）钻头单位面积水功率（比水功率）式中：Pbs——钻头单位面积水功率（比水功率），W/mm2;pb——钻头水功率，kw；Ab——井底面积（即钻头面积），mm2；db——钻头直径，mm。（十三）钻井泵功率利用率式中：——钻井泵功率利用率，无因次量；Pb——钻头水功率，kw；Pp——钻井泵实发水功率，kw。（十四）钻井液环空返速式中：υa——钻井液环空返速，m/s；Q——流量，L/s；dh——井眼直径，mm;dp——钻杆外径，mm。（十五）环空临界流速1、宾汉流体式中：υcr——环空临界流速，m/s；μpv——塑性粘度，mPa·s；τyp——屈服值（动切力），Pa；τyp=0.479(2θ300-θ600)；ρd——钻井液密度，g/cm3;dh——井眼直径，mm；dp——钻杆外径，mm；Re——雷诺数，无因次量；υa——钻井液上返速度，m/s；若υa≥υcr或Re≥2100为紊流。υa＜υcr或Re＜2100为层流。2、幂律流体式中：υcr——环空临界流速，m/s;n——钻井液流型指数，无因次量；K——钻井液稠度系数，Pa·sn;ρd——钻井液密度，g/cm3；dh——井眼直径，mm；dp——钻杆外径，mm;Z——钻井液流态指示值，无因次量；υa——钻井液环空上返速度，m/s;若υa≥υcr或Z≥800为紊数；υa＜υcr或Z＜800为层流。（十六）岩屑滑落速度式中：υs——岩屑滑落速度，m/s；drc——岩屑直径，mm；ρrc——岩屑密度，g/cm3(一般取2.5g/cm3);ρd——钻井液密度，g/cm3;μf——视粘度，mPa·s。（十七）环空净化能力式中：Lc——环空净化能力，无因次量；υs——岩屑滑落速度，m/s;υa——钻井液环空上返速度，m/s。（十八）临界井深（选择宾汉流体）1、最大钻头水功率工作方式式中：Dcr——临界井深，m;pr——钻井泵额定泵压，MPa；kg——地面管汇循环压力损耗系数，无因次量；kc——钻铤循环压力损耗系数，无因次量；Lc——钻铤长度，m；Q——流量，L/s；kp——钻杆循环压力损耗系数，无因次量。2、最大冲击力工作方式式中：Dcr——临界井深，m;pr——钻井泵额定泵压，MPa；kg——地面管汇循环压力损耗系数，无因次量；kc——钻铤循环压力损耗系数，无因次量；Lc——钻铤长度，m；Q——流量，L/s；kp——钻杆循环压力损耗系数，无因次量。（十九）最优流量（选择宾汉流体）1、最大钻头水功率工作方式式中：Qopt——最优流量，L/s；pr——钻井泵额定泵压，MPa；kg——地面管汇循环压力损耗系数，无因次量；kp——钻杆循环压力损耗系数，无因次量;Lp——钻杆长度，m;kc——钻铤循环压力损耗系数，无因次量；Lc——钻铤长度，m。2、最大冲击力工作方式式中：Qopt——最优排量，L/s；pr——钻井泵额定泵压，MPa；kg——地面管汇循环压力损耗系数，无因次量；kp——钻杆循环压力损耗系数，无因次量;Lp——钻杆长度，m;kc——钻铤循环压力损耗系数，无因次量；Lc——钻铤长度，m。四、优选参数钻井计算公式（一）钻速方程式中：υpe——机械钻速，m/h;d——钻压指数（d=0.5366+0.1993kd），无因次量；kd——岩石可钻性级值；λ——转速指数（λ=0.9250-0.0375kd），无因次量；f——地层水力指数（f=0.7011-0.05682kd），无因次量；Ws——单位钻头直径钻压（比钻压），KN/mm；nr——转速，r/min;HPe——喷咀等效比水功率，W/mm2;△ρd——钻井液密度差系数(0.97673kd-7.2703)，无因次量；ρd——钻井液密度，g/cm3;Pbs——钻头比水功率，W/mm2;d1、d2、d3分别为钻头喷咀直径，mm。（二）钻头牙齿磨损方程式中：——钻头牙齿磨损速度，无因次量；P——钻头系数，镶齿钻头P=0.5；Af——地层研磨性系数，无因次量；nr——转速，r/min；D1——钻压影响系数，无因次量；db——钻头直径，mm；Wcr——单位钻头直径临界比钻压，KN/mm;Ws——单位钻头直径钻压（比钻压），KN/mm;c1——钻头牙齿磨损减慢系数，无因次量；hf——牙齿磨损量，无因次量。单位钻头直径临界比钻压取值：D1——钻压影响系数，无因次量；D2——钻压影响系数，无因次量；铣齿牙轮钻头：Wcr=1.77KN/mm;锒齿牙轮钻头：Wcr=1.34KN/mm。（三）钻头轴承磨损方程式中：——钻头轴承磨损速度，无因次量；nr——转速，r/min;db——钻头直径，mm；Ws——单位钻头直径钻压（比钻压），KN/mm；b——钻头轴承工作系数，无因次量。（四）钻井成本方程式中：Cu——钻井直接成本，元/m；Cb——钻头单价，元/只；Cr——钻机作业费，元/h；td——纯钻进时间，h；tt——起下钻时间，h；tcn——接单根时间，h；Fb——钻头进尺，m。（五）其他参数1、地层研磨性系数Af式中：c1——钻头牙齿磨损减慢系数，无因次量；Af——地层研磨性系数，无因次量；hf——钻头牙齿磨损量，无因次量；nr——转速，r/min；D1——钻压影响系数，无因次量；db——钻头直径，mm；P——钻头系数，镶齿钻头P=0.5；td——钻头纯钻进时间，h；Wcr——单位钻头直径临界比钻压，KN/mm;Ws——单位钻头直径钻压（比钻压），KN/mm。2、当Af≤4，由轴承决定钻头寿命td式中：td——钻头轴承寿命，h;bf——钻头轴承磨损量，无因次量；b——钻头轴承工作系数,无因次量；nr——转速，r/min;db——钻头直径，mm;ws——单位钻头直径钻压（比钻压）KN/mm。当Af＞4，则由牙齿决定钻头寿命td式中：Tt——钻头牙齿寿命，h；c1——钻头牙齿磨损减慢系数，无因次量；hf——钻头牙齿磨损量，无因次量；Af——地层研磨性系数，无因次量；nr——转速，r/min；D1——钻压影响系数，无因次量；db——钻头直径，mm；Wcr——单位钻头直径临界比钻压，KN/mm;Ws——单位钻头直径钻压（比钻压），KN/mm。五、地层孔隙压力计算公式（一）地层孔隙压力和压力梯度1、地层孔隙压力pp=10-3×ρf×g×H式中：pp——地层孔隙压力（在正常压实状态下，地层孔隙压力等于静液柱压力），MPa；ρf——地层流体密度，g/cm3;g——重力加速度，9.81m/s2;H——该点到水平面的重直高度（或等于静液柱高度）,m。在陆上井中，H为目的层深度，起始点自转盘方钻杆补心算起，液体密度为钻井液密度ρm，则ph=10-3×ρm×g×H式中：ph——静液柱压力，MPa；ρm——钻井液密度，g/cm3H——目的层深度，m；g——重力加速度，9.81m/s2。在海上井中，液柱高度起始点自钻井液液面（即出口管）高度算起，它与方补心高差约为0.6m~3.3m，此高差在浅层地层孔隙压力计算中要引起重视，在深层可忽略不计。2、地层孔隙压力梯度式中：Gp——地层孔隙压力梯度，MPa/m。其它单位同（一）中1。（二）上覆岩层压力1、上覆岩层压力po=9.81×10-3H〔(1-Φ)ρm+Φρ〕式中：po——上覆岩层压力，MPa；H——目的层深度，m；Φ——岩石孔隙度，%；ρ——岩层孔隙流体密度，g/cm3；ρm——岩石骨架密度，g/cm3。2、上覆岩层压力梯度Go——上覆岩层压力梯度，MPa/m;Po——上覆岩层压力，MPa;H——深度（高度），m。（三）压力间关系Po=Pp+σz式中：Po——上覆岩层压力，MPa；Pp——地层孔隙压力，MPa；σz——有效上覆岩层压力（骨架颗粒间压力或垂直的骨架应力），MPa。（四）地层破裂压力和压力梯度1、地层破裂压力（伊顿法）式中：Pf——地层破裂压力（为岩石裂缝开裂时的井内流体压力），MPa；μ——地层的泊松比；σz——有效上覆岩层压力，MPa；Pp——地层孔隙压力，MPa。或Pf=Ph+P试式中：Pf——地层破裂压力，MPa；Ph——液柱压力，MPa；P试——试验时地层破裂时的立管压力，MPa。2、破裂压力当量密度式中：ρp——破裂压力当量密度，g/cm3；ρm——试验时所用钻井液密度，g/cm3；PL——试验时地层漏失压力，MPa；H——裸眼段中点井深，m。3、地层破裂压力梯度式中：Gf——地层破裂压力梯度，MPa/m;Pf——地层破裂压力，MPa。（五）dc指数1、dc指数方程式中：dc——修正d指数，无因次量；nr——转速，r/min；td——纯钻时，min；w——钻压，KN；db——钻头直径，mm；ρp——正常地层孔隙压力当量钻井液密度，g/cm3;ρd——钻井液密度，g/cm3。2、正常趋势线方程dcn=a×10bh式中：dcn——dc指数正常趋势线方程（无因次量）；a——正常趋势线截距，无因次量；b——正常趋势线的斜率，m-1；h——做dc指数试验时的井深，m。六、压井计算公式（一）关井立管压力Ps+Pd=Pa+Pad=Pp式中：Ps——关井立管压力，MPa；Pd——钻柱内钻井液液柱压力，MPa；Pa——关井套管压力，MPa；Pad——环空受油气侵钻井液静液柱压力，MPa；Pp——地层孔隙压力，MPa。（二）装有钻具回压阀的关井立管压力Ps=Ps1-△Pa式中：Ps——关井立管压力，MPa；Ps1——仃泵时立管压力，MPa；△Pa——关井时套管压力升高值，MPa；（三）在循环钻井液情况下求关井立管压力Ps=PT-△Pci式中：Ps——关井立管压力，MPa；PT——压井时立管总压力，MPa；Pci——压井时的循环压力，MPa；（四）压井时所需钻井液密度式中：ρd1——压井时所需钻井液密度，ｇ/cm3；ρd——钻柱内钻井液密度，ｇ/cm3△ρ——压井所需钻井液密度增量，ｇ/cm3；Ps——关井立管压力，MPa；H——井深，m；g——重力加速度（=9.81m/s2）;ρe——安全附加当量钻井液密度（油井0.05g/cm3~0.1ｇ/cm3，气井为0.07g/cm3~0.15ｇ/cm3）。Pe——安全附加压力，MPa（油井为1.5MPa~3.5MPa，气井为3.0MPa~5.0MPa）。（五）压井循环时立管总压力pT=ps+△pcs+pe式中：PT——压井循环时立管总压力，MPa；Ps——关井立管压力，MPa；△Pcs——循环压耗，MPa；Pe——安全附加压力（同上），MPa。（六）压井钻井液刚泵入钻柱时立管初始循环总压力pTi=ps+pci+pe式中：PTi——压井钻井液刚泵入钻柱时立管初始循环总压力，MPa；Ps——关井立管压力，MPa；Pci——压井流量下的循环压力，MPa；Pe——安全附加压力(同上)，MPa。（七）压井钻井液到达钻头时的立管终了循环总压力式中：PTf——压井终了循环总压力，MPa；ρd1——压井时所需钻井液密度，ｇ/cm3；ρd——关井时钻柱内未气侵钻井液密度（钻柱内钻井液密度），ｇ/cm3；pci——压井流量下的循环压力，MPa。（八）压井钻井液从地面到达钻头时所需时间式中：td——压井钻井液从地面到达钻头时所需时间，min；Vd——钻具内容积，L/m；H——井深，m；Qr——压井流量，L/s；Qr=（1/3~1/2）Q；Q——正常钻井时钻井泵实发流量，L/s。（九）压井钻井液充满环空所需循环时间式中：ta——压井钻井液充满环空所需循环时间，min；Va——井眼环空容积，L/m；H——井深，m；Qr——压井流量，L/s；Qr=（1/3~1/2）Q；Q——正常钻井时钻井泵实发流量，L/s。（十）油气上窜速度计算公式1、迟到时间法式中：v——油气上窜速度，m/h；H油——油气层深度，m；H钻头——循环钻井液时钻头所在深度，m；t迟——钻头所在深度迟到时间，h；t——从开泵循环到见到油气显示的时间，h；t静——从停泵起钻至本次开泵的总静止时间，h。2、相对时间法对于相同井径的井眼，应用该方法计算比较简单并且更准确。（1）钻头深度等于油层顶部深度式中：v——油气上窜速度，m/h；H钻头——循环钻井液时钻头所在深度（与油层顶部深度相等），m；t1——循环时油气显示时间，h；t2——从开泵循环到见到油气显示的时间，h；t静——从停泵起钻至本次开泵的总静止时间，h。（2）钻头深度大于油层顶部深度式中：v——油气上窜速度，m/h；H油——油气层顶部深度，m；t1——钻头所在深度循环时油气显示时间，h；t2——从开泵循环到见到油气显示的时间，h；t静——从停泵起钻至本次开泵的总静止时间，h；Δh——油层厚度，m。七、卡点深度、钻杆允许扭转圈数及泡油量的计算公式（一）卡点深度计算式中：L——卡点深度，m；△L——在P作用下钻杆连续提升时平均伸长，cm；E——钢材弹性系数，E=2.1×105MPa；F——管体截面积，cm2；P——钻杆连续提升时超过自由悬重的平均拉力，KN；K——计算系数，，其值见表1—70。被卡钻具长度L1。L1=H—L式中：H——井深，m。（二）复合钻具卡点深度计算1、通过大于钻柱原悬重的实际拉力提拉被卡钻具，量出钻柱总伸长△L（一般取多次提拉伸长量的平均值，用平均法算出△L，使计算更加准确）。2、计算在该拉力下，每段钻具的绝对伸长：（假设有三种钻具）：3、分析△L与△L1+△L2+△L3值的关系：若△L≥△L1+△L2+△L3，说明卡点在钻头上；若△L≥△L1+△L2，说明卡点在第三段上；若△L≥△L1，说明卡点在第二段上；若△L≤△L1，说明卡点在第一段上。表1—70钻杆计算系数K值表外径壁厚（mm）F（cm2）K备注外径壁厚（mm）F（cm2）K备注（in）mm（in）mm23/860.37.11211.892496.9API51277.51828.235928.3API813.12751.0国产933.357003.5国产27/873.0714.53045.0前苏联9.19534.037146.3API918.03780.0国产联1140.098418.9国产9.19518.433870.3API51/2139.7936.957759.5国产31/288.9820.34263.0前苏联9.16937.617898.1API922.54725.0国产10.54142.778981.7API9.34723.364905.6API1144.489340.8国产1126.85628.0国产59/16141.3833.57035.0前苏联11.40527.775831.7API937.57875.0前苏联4101.6926.185497.8国产1041.17631.0前苏联1131.316575.1国产1145.09450.0前苏联41/2114.3826.75607.0前苏联65/8168.3840.58505.0前苏联929.76237.0国产945.09450.0前苏联1032.86888.0前苏联1049.610416.0前苏联10.92235.477448.7API1154.2011382.0前苏联1135.707497.0国产4、计算△L≥△L1+△L2的卡点位置：①先求△L3：△L3=△L—（△L1+△L2）②计算L3′值：​​该值即为第三段钻具没卡部分的长度。③计算卡点位置：L=L1+L2+L3＇5、其他情况可类推。6、符号说明：△L1、△L2、△L3——自上而下三种钻具的伸长，cm；△L——总伸长，cm；P——上提拉力，KN；L1、L2、L3——自上而下三种钻具的下井长度，m；F1、F2、F3——自上而下三种钻具的截面积，cm2；E——钢材弹性系数，E=2.1×105MPa；L3＇——第三段钻具没卡部分的长度，m；L——卡点位置，m。（三）钻杆允许扭转圈数N=K×L式中：N——钻杆允许扭转圈数，圈；K——扭转系数，圈/m；L——卡点深度，m。式中：бs——钢材屈服强度，MPa；π——园周率=3.1416；G——钢材剪切弹性系数8×104，MPa；S——安全系数,取S=1.5；dp——钻杆（钻铤或套管）外径，cm。钻杆扭转系数见表1—71，1000mE级、1000mX95级、1000mG105级、1000mS135级钻杆在已知的轴向拉力下的最大许可扭转圈数见见表1—72、见表1—73、见表1—74、见表1—75。表1—71钻杆扭转系数外径扭转系数（圈/m）（in）(mm)国产APID55D65D75D级E级G105S13523/827/831/2441/2551/259/1665/860.37388.9101.6114.3127139.7141.3168.30.012100.009990.008200.007180.006380.005740.00522——0.014300.011800.009700.008480.007540.006790.00617——0.016500.013620.011190.009790.008700.007840.00712——0.008510.007030.005770.005050.004490.004040.00368—0.003050.011600.009570.007870.006880.006120.005510.00501—0.004150.016240.013400.011010.009630.008560.007710.00701—0.005810.025540.021100.017320.015160.013470.012130.011020.010900.00915表1—721000mE级钻杆在已知的轴向拉力下的最大许可扭转圈数轴向拉力×104N公称直径mm010203040506070809010060.373.088.988.988.9101.6101.6101.6114.3114.3114.3127127127139.7139.7139.7168.3183/4151/2123/4123/4123/411111193/493/493/483/483/488863/4181/4151/4121/2121/2123/411111193/493/493/483/483/483/488863/4173/415121/4121/4121/21111101/293/491/283/493/493/481/288863/4161/2141/2113/412121/2101/2101/2101/291/291/293/481/281/281/2873/4861/21414111/4113/41210101/2101/291/491/491/291/481/281/273/473/473/461/213101/4113/4113/491/210101/483/491/491/281/481/281/273/473/473/461/2113/49111/2111/2991/21081/283/491/2881/481/271/271/271/261/4101/271/4101/4118991/271/281/291/48881/471/271/271/461/481/443/491/4101/2781/291/463/481/4971/273/481/471/471/4761/4581/41051/273/481/2673/481/2771/281/47771/267921/261/285781/261/271/4861/263/471/26续表1—72轴向拉力×104N公称直径mm11012013014015016017018019020021060.373.088.988.988.9101.6101.6101.6114.3114.3114.3127127127139.7139.7139.7168.351/2851/271/431/261/481/453/47861/461/2753/461/231/2651/273/4561/273/453/461/463/451/251/241/241/271/44671/25661/251/423/421/2361/221/451/471/441/451/261/4553/441/263/431/251/4643/4531/261/2243/451/441/233/4261/433/45411/253/4341/233/451/441/431/443/431/221/2421/211/2表1—731000mX95级钻杆在已知的轴向拉力下的最大许可扭转圈数轴向拉力×104N公称直径mm010203040506070809010060.373.088.988.988.9101.6101.6101.6114.3114.3114.3127127127139.7139.7139.7168.3233/4191/2161616141414121/2121/2121/2111/4111/4111/4101/4101/4101/481/2231/2191/4153/41616141414121/4121/4121/2111/4111/4111/4101/4101/4101/481/=23191/4153/4153/416141414121/4121/4121/2111/4111/4111/4101/4101/4101/481/22219151/2153/4153/4133/4133/4133/41212121/411111110101081/4201/2181/215151/2151/2131/2131/2133/41212121/411111110101081/4181/418141/4151/4151/413131/4131/2113/41212103/4111110101081/41517131/21515121/213131/2111/2111/212101/2103/41193/493/41081/4101/416121/2141/2143/412121/2131/411111/412101/4103/4103/493/493/493/48141/21114141/21112123/4101/211113/410101/2103/491/291/293/4813913131/210111/2121/410103/4111/293/4101/4101/291/491/291/28103/461/4121381/211113/491/2101/2111/491/210101/2991/491/273/4续表1—73轴向拉力×104N公称直径mm11012013014015016017018019020021060.373.088.988.988.9101.6101.6101.6114.3114.3114.3127127127139.7139.7139.7168.373/411121/271/410101/281/21011993/4101/483/4991/471/2101251/491071/291/2103/481/291/2101/481/283/4971/281/21181061/283/4101/28910881/2971/461/4107941/281071/483/41073/481/483/471/42943/4871/491/261/281/493/471/4881/2771/2761/4951/273/491/263/473/481/4751/25581/241/271/491/4671/2861/221/4371/421/461/2951/4773/461/261/451/283/441/261/271/261/451/441/281/431/453/471/453/431/2851/471/45表1—741000mG105级钻杆在已知的轴向拉力下的最大许可扭转圈数轴向拉力×104N公称直径mm010203040506070809010060.373.088.988.988.9101.6101.6101.6114.3114.3114.3127127127139.7139.7139.7168.3261/4213/4173/4173/4173/4151/2151/2151/2133/4133/4133/4121/2121/2121/2111/4111/4111/491/426211/2171/2171/2173/4151/4151/4151/2131/2133/4133/4121/4121/4121/4111/4111/4111/491/4251/221171/4171/4171/215151/4151/4131/2131/2133/4121/4121/4121/411111/4111/491/42521171/4171/4171/41515151/4131/4131/2131/212121/4121/41111111/491/4231/2201/2163/417171/4141/2151513131/4131/21212121/41111119211/22016163/417141/2151513131/4131/41212121/41111119181/2191/4151/4161/21714143/4143/4123/413131/4113/412121/4111111915181/4141/2160/4161/2131/2141/2141/2121/2123/413111/2113/412103/4103/411910171/4131/4153/4161/213141412121/213111/2111/212103/4103/4103/4916113/415153/412131/4133/4111/2121/2123/4111/4111/212101/2103/4103/491493/4141/4151/411121/2131/21112123/411111/412101/4139.7101/283/4续表1—74轴向拉力×104N公称直径mm11012013014015016017018019020021060.373.088.988.988.9101.6101.6101.6114.3114.3114.3127127127139.7139.7139.7168.31271/4131/2143/493/41213101/2111/2121/2101/211113/410101/2101/283/491/4212148111/4121/291/211121/41011111/293/4101/4101/281/241/211131/46101/2111/281/2101/21291/2103/4111/291/210101/481/291/2121/291/21171/210113/49101/2111/4993/41081/18111/28101/461/491/2111/481/2101/41183/491/21081/451/2101/263/491/441/481/2103/471/293/4103/481/491/493/4891/241/4871/2101/461/29101/273/4991/273/48761/293/451/281/2101/471/481/291/471/251/2541/291/441/271/21051/28971/4383/421/461/293/451/271/281/27861/491/241/2781/461/2表1—751000mS135级钻杆在已知的轴向拉力下的最大许可扭转圈数轴向拉力×104N公称直径mm010203040506070809010088.988.988.9101.6101.6101.6114.3114.3114.3127127127139.7223/4223/4223/4202020173/4173/4173/4161616141/2223/4223/4223/4193/4193/4193/4173/4173/4173/4153/4153/4153/4141/2221/2221/2221/2193/4193/4193/4171/2171/2173/4153/4153/4153/4141/2221/4221/2221/2191/2191/2193/4171/4171/2171/2153/4153/4153/4141/222221/4221/2191/4191/2191/2171/4171/4171/2151/2153/4153/4141/4211/422221/419191/4191/217171/4171/4151/2151/2153/4141/4201/222221/4183/4191/4191/41717171/4151/2151/2151/2141/420211/222181/419191/4163/417171/4151/4151/2151/2141/4191/2211/4213/4173/4183/419161/2163/417151/4151/2151/214181/2203/4201/4171/4181/2183/416161/21715151/4151/214171/4201/4203/4161/218181/2151/2161/4163/4143/4151/4151/414续表1—75轴向拉力×104N公称直径mm11012013014015016017018019020021088.988.988.9101.6101.6101.6114.3114.3114.3127127127139.7139.716193/4201/216171/2181/41516163/4141/215151/4133/4141/2183/420151718141/2151/2161/2141/4143/4151/4131/2121/218191/214161/2171/214151/4161/414143/415131/493/4171/41913153/417131/21516131/2141/215136161/2181/2113/4151/4161/2123/4141/2153/413141/4143/4123/4151/21810141/4161214151/2121/214143/4121/2141/2171/471/213151/411131/21512131/2141/212131/4161/241/212141/210123/4141/2111/213141/2113/411151/211133/481/2121/4141/411121/2141/2111/49141/291/2123/461/2111/214101/4121/4141/4103/46131/48113/441/2101/2133/491/4121410（四）泡解卡剂量计算式中：Q——泡解卡剂总用量，m3;Q1——被卡井段环空容积，m3；Q2——被卡井段管内容积，m3;Q3——预计顶替量，m3;K——附加系数（一般取1.20～1.30）；H——钻杆外解卡剂高度，m；dh——钻头直径，m；dp——钻杆（或钻铤）外径，m；dpi——钻杆（或钻铤）内径，m；h——钻杆内解卡剂高度，m。如果使用复合钻具，则按不同的井径、不同的管柱内、外径分段计算后累加，即可得解卡剂总用量。（四）注解卡剂最高泵压计算产生最高泵压是在解卡剂全部注入钻柱内流动尚未返出管柱时。Pmax=P1+P2=0.0981×(ρd-ρj)×h式中：Pmax——注解卡剂时最高泵压，MPa；P1——循环泵压，MPa；P2——解卡剂与井内钻井液柱压差，MPa；ρd——钻井液密度，g/cm3;ρj——解卡剂密度，g/cm3。八、定向井计算公式（一）平均井斜角法这种方法按相邻两测点间的井段为一直线进行计算，（实际上两测点间的井段并不都是直线），该直线的井斜角α和方位角等于上下两测点间的相应角度的平均值。如图1所示。图1平均井斜角法从上图可知：式中αc23——2、3两点的平均井斜角，（°）；c23——2、3两点的平均方位角，（°）；α2——2点测得的井斜角，（°）；α3——3点测得的井斜角，（°）；ф2——2点测得的方位角，（°）；ф3——3点测得的方位角，（°）；平均角法计算剖面数据用以下公式：△H23=△L23cosαc23△δ23=△L23sinαc23△N23=△δ23cosфc23△E23=△E23sinфc23式中△H23——2、3两测点对应的垂直井深，m；△L23——2、3两测点的斜井段长度，m；△δ23——2、3两测点的水平面上投影的长度，m；△E23——2、3两测点的水平面上投影的长度，再投影到平面E轴上的长度，m；△N23——2、3两测点的水平面上投影的长度，再投影到平面N轴上的长度，m；其余井段计算方法相同，这种方法比较简单，但误差相对较大，逐步被其它方法取代。（二）曲率半径法此法认为相邻两测点间的井段为一圆弧曲线，整个井眼由若干段曲率半径不等的圆弧组成。在垂直投影面上（见图2）：图2曲率半径法（在垂直投影面上）在水平投影面上（见图3）：式中R23——2、3两点间的井身轴线在垂直面上投影的曲率半径，m；△α23——2到3点的井斜增量，（°）；△α23——α3—α2，（°）；r23——2、3两点间的井身轴线在水平面上投影的曲率半径，m。△ф23——ф3—ф2，（°）。图3曲率半径法（在水平面投影面上）这种方法的假设比较接近井眼的实际情况，计算结果较为准确。由于实际井段并不都是真正的圆弧，计算结果仍有一定的误差。在计算曲率半径（垂直及水平投影面上的R与r）时，所用计算公式比较复杂，计算工作量较大，在设计井段要求精确度较高时，使用这种计算方法。（三）全角变化率公式——“井眼曲率”或式中△E——上下两测点在任意长度时计算出的“井眼曲率”，（°）/25m(或)（°）/30m；α1——上测点的井斜角，（°）；α2——下测点的井斜角，（°）；β——上下两测点方法变化的绝对值，（°）。nQO+QB4P基B1P地B2