钻井常用计算公式Word文档格式.docx
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2
2.22
372
5
11
35
2.70
2.99
2.厚而大的突出基墩。
1∶2。
5∶5
276
46
91
608
2.20
304
0.5
1.10
1.57
3。
10
63
3.支承台、浇灌坑穴及其他。
1∶3∶6
234
0.46
0.93
504
2.15
253
08
2。
4。
4.27
4.承受很大负荷和冲击力的小基墩。
1∶1∶2
585
39
78
1500
2.56
750
28
67
34
71
5.承受负荷不大的基墩。
1∶4∶8
180
48
0.96
375
188
1.04
5.40
5。
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
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
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
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
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
△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
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
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
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
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
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
△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.
ρd-—钻井液密度，g/cm3;
AJ——喷咀截面积，mm2.
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
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
△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
△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·
s
dci-—钻铤内径，mm.
（八）管外循环压力损耗
1、钻杆外
△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；
ρd-—钻井液密度,g/cm3；
μpv-—塑性粘度,mpa·
dh-—井眼直径,mm；
dp—-钻杆外径，mm。
2、钻铤外
△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;
ρd——钻井液密度,g/cm3；
μpv——塑性粘度，mpa·
dh——井眼直径，mm；
dc-—钻铤外径,mm。
（九）钻头（喷咀）水功率
pb=△pb×
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
VJ-—射流喷射速度，m/s；
AJ——喷咀截面积,mm2。
（十一）射流冲击力
FJ=ρd×
υJ×
FJ--射流冲击力,N；
ρd--钻井液密度，g/cm3;
υJ-—射流喷射速度，m/s;
（十二）钻头单位面积水功率（比水功率）
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
-—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
υa—-钻井液环空返速，m/s;
dp-—钻杆外径，mm。
（十五）环空临界流速
1、宾汉流体
υcr——环空临界流速，m/s;
μpv—-塑性粘度,mPa·
τyp——屈服值（动切力），Pa；
τyp=0。
479（2θ300-θ600）；
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
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；
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
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）;
μf—-视粘度，mPa·
s。
（十七）环空净化能力
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
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
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；
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）
Qopt-—最优流量,L/s;
pr——钻井泵额定泵压,MPa；
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。
Qopt——最优排量，L/s；
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
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;
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
-—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;
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:
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
-—钻头轴承磨损速度，无因次量；
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
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
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
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
Tt——钻头牙齿寿命,h；
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
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×
ph——静液柱压力，MPa；
ρm-—钻井液密度，g/cm3
H—-目的层深度,m；
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
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〕
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
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）
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
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
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
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
dc——修正d指数，无因次量；
nr-—转速，r/min；
td——纯钻时，min；
w——钻压，KN；
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
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
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
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
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
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；
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
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
PTi-—压井钻井液刚泵入钻柱时立管初始循环总压力，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
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
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
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；
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
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
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
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
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
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
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