钻井现场常用数据

钻井现场常用数据1．井低压力：Pm=9.8*10-3P m-- H 其中：Pm-井地压力Mpa, pm-钻井液密度g/cm3 , H-液柱垂直深度m.2．井底有效压力（平衡压力）：Pb=Pm+△P 其中：Pb --井底有效压力Mpa, Pm --井地压力, △P--压力附加值。

油井：△P=1.5∽3.5 Mpa,气井:△P=3.0∽5.0 Mpa.3．压井钻井液密度计算: P m1= P m+102Pd /H 其中:P m1--压井所需钻井液密度g/cm3, P m-原始钻井液密度g/cm3 , Pd-关井时立压Mpa, H-井涌地层的垂直井身m.4．钻具中性截面的位置: Ln=Pb/(Qa*Kb) 其中：Ln --中性截面距井底的高度m, Pb-钻压N, Qa-钻铤在空气中的每米重量N/m, Kb -浮力系数。

5．钻具出现一次弯曲的临界压力：钻柱钻具直径（mm）临界钻压钻铤外径内径Φ203.2 Φ100 72.0Φ75 80.0Φ177.8 Φ80 52.0Φ75 55.0Φ70 55.0Φ158.8 Φ57.15 41.1钻杆Φ127.0 8.83Φ88.9 4.806.卡点计算: L1=K×△L/△P [k=21×F] 其中：△L-平均伸长cm,△P--平均拉力 t， F-管体截面积 cm2.各种常用管具K值表：各种常用管具K值表：直径mm 壁厚mm 截面积cm2 K值内容积l/m钻杆?127 9．19 34．03 715 9．27?88．9 9．35 23．36 491 3．87?73 9．19 18．44 387 2．34套管?244．5 10．03 74．02 1554 38．5011．05 81．04 1702 38．4411．99 87．65 1841 38．17?177．8 8．05 42．93 902 20．539．19 48．73 1023 19．9610．36 54．45 1143 19．3811．51 60．08 1262 18．82?139．7 7．72 31．93 671 12．149．17 37．53 788 11．5710．54 42．81 899 11．047.钻杆允许扭转圈数：N=K×H其中：N---允许扭转圈数圈，H-卡点深度m, K-扭转系数圈/米。

南海五号平台常用单位和计算转盆面至井口头深度21"隔水管的单位内容积5"钻杆在18-5/8"隔水管内的环空单位容积13-3/8"套管下入深度8"DC 长度5“加重钻杆长度8"下部钻具单位内容积5"加重钻杆单位内容积5"钻杆单位内容积13-3/8"套管内的单位容积12-1/4“井眼内的单位容积5"钻杆/加重钻杆在13-3/8"68#套管内的环空单位容积5"钻杆在12-1/4"井眼内的环空单位容积下部钻具在13-3/8"套管内的环空单位容积下部钻具在12-1/4"井眼内的环空单位容积6"缸套每冲泵排量隔水管内容积钻杆内容积下部钻具内容积隔水管内虽要冲数钻杆内虽要冲数下部钻具内虽要冲数总的钻柱内容积:5"钻杆在18-5/8"隔水管内的环空容积5"钻杆在13-3/8"套管内的环空容积5"钻杆在8-1/2"井眼内的环空容积下部钻具在8-1/2"井内的环空容积总的环空内容积BOTTOM UP 循环一周的容积: 迟到时间：27.2Min号平台常用单位和计算0.0178bbls/ft单位容积9.285185378L/M9.28518538L/M0.0178bbls/ft比重换算8.35PPG0.5334 1.00SG223.3447146 1.12SG9.35PPG压力换算40公斤/厘米2568.9PSI3.923兆帕38.71大气压冲数:554235.7599bbls152.79351bbls104.80651bbls82.443231bbls冲数:5661575.80316BBLS 的总冲数:6215632.16807BBLSstkstkstk泵压：2650psi。

2-2、环空容积
Æ ×ÆÆ× ê Æ
30"(762.0mm)
Æ × Æ
20"(508.8mm) 13-3/8"(339.7mm)
9-5/8"(244.4mm)
7"(177.8mm)
5"DPÆÆÆÆ
× ê Æ
5"DPÆ20"CSG 5"DPÆ13-3/8"CSG
5"DPÆ9-5/8"CSG
3-1/2"DPÆ7"CSG
需密度－轻液体密度 )
温度换算
1 、摄氏度换成华氏度： 32＋（℃×1.8） 2 、华氏度换成摄氏度：（oF－℃）×5÷9
单位换算
1英尺 ＝ 12英寸 1米 ＝ 3.281英尺 1英寸 ＝ 2.54厘米 1磅 ＝ 0.4536公斤 1桶 ＝ 42加仑 ＝ 5.61立方英尺 ＝ 0.1509立方米 1大气压 ＝ 14.7 PSI 1PSI ＝ 6.895 KPa 1 g/cm3 ＝ 8.34 lbs/gal 1 lbs/bbl＝ 2.85 kg/m3 桶当量：1 lbs/bbl＝1 g/350ml
工程计算与常用数据
2002年9月
目录
一、井眼和钻杆容积或排量 二、循环时间 三、压力 四、调整密度 五、温度换算 六、单位换算 七、英制单位缩写 八、工程数据
井眼和钻杆容积或排量
1、容积或排量，桶/英尺
(英寸直径)2÷1029.39
(毫米直径)2÷664126.48
2、 容积或排量，方/米
(英寸直径)2÷1973.52
5"DPÆ8-1/2"HOLE
142.06 62.9 23.47

油田生产事业部现场数据手册 FIELD DATA HANDBOOK OF Production OptimizationDivisionA 版Edition A中海油田服务股份有限公司油田生产事业部Production Optimization -China Oilfield Services Limited二00七年八月目 录1.常用单位换算系数 (1)1.1 长度单位换算系数 (1)1.2 体积（容量）单位换算系数 (1)1.3 力单位换算系数 (1)1.4 密度单位换算系数 (1)1.5 压力单位换算系数 (1)1.6 速度单位换算系数 (1)1.7 压力梯度单位换算系数 (2)1.8 力矩单位换算系数 (2)1.9 温度换算 (2)2.钻具技术参数 (3)2.1 API接头丝扣规范 (3)2.2 钻杆允许扭转系数表 (3)2.3 螺纹互换表 (3)2.4 加重钻杆 (4)2.5 钻杆机械性能表 (5)2.6 钻铤机械性能表 (8)2.7 钻头(BIT)上扣扭矩值 (8)2.8 顶驱接头& IBOP 扭矩值 (8)2.9 套管规范 (9)2.10 螺纹分类及代号 (9)2.11 常用油管上扣扭矩及强度 (10)2.12 常用油管几何及机械特性表 (11)3、常用数据表 (12)3.1 钻杆与井眼间的环空容量表（升／米） (12)3.2 钻铤与井眼间的环空容量表（升／米） (13)3.3 套管与井眼间的环空容量表（升/米） (14)3.4 套管与钻杆间的环空容量表（升／米） (15)3.5 套管与钻铤间的环空容量表（升／米） (16)3.6 套管与套管间的环空容量表（升／米） (19)3.7 套管与油管间的环空容量表（升／米） (22)3.8 四方钻杆容量表 (24)3.9 水龙带容量表 (24)3.10 钻杆的容量表（升／米） (25)3.11 加重钻杆的容量表（升／米） (25)3.12 钻铤的容量表（升／米） (26)3.13 套管容量表（升／米） (27)3.14 油管容量表（升／米） (29)3.15 内径为25.4～631.8毫米（1～247／8英寸）圆柱的容量表（升／米） (30)4.泥浆泵参数 (32)4.1 F500三缸单作用泵性能表 (32)4.2 BH800泥浆泵性能参数表 (32)4.3 F800泵性能参数表 (32)5.处理卡钻事故工具 (32)5.1 可退式卡瓦打捞筒卡瓦选用表 (32)5.2 可退式打捞矛卡瓦选用表 (33)5.3 常用套铣管数据表 (33)5.4 Z SX J型随钻震击器技术参数 (34)5.5 JYQ型机械液压式随钻震击器技术参数 (34)5.6 JZ型机械式随钻震击器技术参数 (34)6.现场常用计算公式 (35)6.1 钻井液循环一周所需时间 (35)6.2 配制1m3水泥浆需要的干水泥量 (35)6.3 配制1m3水泥浆需要的水量 (35)6.4 稀释公式 (35)6.5 注解卡浆最高压力计算： (35)6.6 卡点计算： (35)6.7 动态起压时间计算： (35)6.8 环空液柱压力当量密度（ρm）的计算： (36)6.9 常见物体形状的面积和体积计算公式 (37)7.井控知识 (38)8.温度换算表 (42)9.风级表 (43)10.常见材料密度表（克／厘米3） (44)11．钢丝绳参数 (45)12.API 法兰 螺栓 钢圈 (48)13.美国FMC高压油壬的性能摘要 (49)14.定向井工艺 (50)15.部分泥浆处理剂性能及加量 (51)1.常用单位换算系数1.1 长度单位换算系数1米（m）＝3.2808（ft）1英尺（ft）＝0.3048（m）＝12（in）1英寸(in)=25.4(mm)1英里（mile）=1609.344(m)1海里（n mile）=1852(m)1.2 体积（容量）单位换算系数1立方米（m3）=6.28978(bbl)1升(L)=0.264172(gal)1美加仑(gal)=3.78541(L)1美桶（bbl）=158.988(L)=42.02(gal)1.3 力单位换算系数1千克力（kgf）=2.2046(lbf)=9.81(N) 1磅力（lbf）=0.453592(kgf)1.4 密度单位换算系数1 g/cm3 =8.3454(ppg)=350.508(lb/bbl) 1 ppg=0.119826(g/cm3 )1.5 压力单位换算系数1 kgf/cm2 =14.2233(psi)=0.0981(Mpa) 1兆帕(Mpa)=145.037(psi)1巴(bar)=0.1(Mpa)1标准大气压(atm)=0.101325(Mpa)1.6 速度单位换算系数1节＝1海里/小时1.7 压力梯度单位换算系数1 Mpa/m=44.2080(psi/ft)=10.19716(kgf/cm2/m) 1.8 力矩单位换算系数1 kgf.m=9.80665(N.m)=7.23301(lbf.ft)1 lbf.ft=1.35582(N.m)1.9 温度换算T℉=9℃ /5+32T℃=5(T℉-32)/92.钻具技术参数2.1 API 接头丝扣规范公接头(mm)接头类型 扣/寸 锥度 大端直径 小端直径 母扣镗孔直径(mm) 2 3/8REG 5 1：4 66.67 47.62 68.263 2 7/8REG 5 1：4 76.20 53.97 77.78 3 1/2REG 5 1：4 88.90 65.07 90.488 4 1/2REG 5 1：4 117.47 90.47 119.06 5 1/2REG 4 1：4 140.21 110.06 141.68 6 5/8REG 4 1：6 152.19 131.03 153.99 7 5/8REG 4 1：4 177.80 144.47 180.18 正 规 型8 5/8REG 4 1：4 201.98 167.84 204.39 3 1/2FH 5 1：4 101.45 77.62 102.79 4 FH 4 1：6 108.71 89.66 110.33 4 1/2FH 5 1：4 121.716 96.31 123.83 5 1/2FH 4 1：6 147.95 126.79 150.02 贯 眼 型6 5/8FH 4 1：6 171.52 150.37 173.83 2 3/8IF 4 1：6 73.05 60.35 74.61 2 7/8IF 4 1：6 86013 71.32 87.71 3 1/2IF 4 1：6 102.00 85.06 103.58 4 IF 4 1：6 122.70 103.73 124.61 4 1/2IF 4 1：6 133.35 114.30 134.94 内 平 型5 1/2IF41：6162.48 141.32163.912.2 钻杆允许扭转系数表扭转系数(圈/米) API 钻杆外径 (英寸)D 级E 级 G105 S135 2 7/80.007 0.0095 0.0134 0.017 3 1/2 0.006 0.0078 0.0110 0.014 5 0.004 0.0055 0.0077 0.009 5 1/20.00360.0050.00700.0092.3 螺纹互换表数字型 内平型、贯眼型 通常称法 NC26 2 3/8IF 2A11/2A10 NC31 2 7/8IF 211、210 NC38 3 1/2IF 311、310 NC40 4FH 421、420 NC46 4IF 4A11、4A10 NC504 1/2IF 411、4102.4 加重钻杆Size Size Weight Capacity Disp Make up torque O.D. ins I.D.ins lb/ft bbl/ft bbl/ft min max ThreadTypeThreadSize3-1/2" 2.0625 25.3 0.004210.00921 4" 2.5625 29.7 0.006450.01082 4-1/2" 2.75 41 0.007430.014935" 3 49.3 0.008830.0179629,00031,000NC 50 4-1/2 IF6-5/8"FH 4" 79 0.0155 0.027144,00046,6706-5/8FH2.5 钻杆机械性能表2.6 钻铤机械性能表Size Size Weight Capacity Disp Make up torque(ft.lbs)ThreadO.D. ins I.D. ins lb/ft bbl/ft bbl/ft min max Size 4-3/4" 1-3/4 52.1 0.003 0.0189 9,900 9,900 3-1/2 if 6" 2-1/2 79.4 0.0061 0.0289 25,500 25,500 4 if 6-1/2" 2-3/4 92.8 0.0073 0.0338 22,200 22,200 4-1/2 if8" 2-3/4 150.8 0.0073 0.0549 53,00 53,00 6-5/8 reg8-1/4" 2-3/4 161.8 0.0073 0.0589 53,00 53,00 6-5/8 reg8-1/2" 2-3/4 172.8 0.0073 0.0629 53,00 53,00 6-5/8 reg9" 3 192.2 0.0087 0.0714 83,000 83,000 7-5/8 reg2.7 钻头(BIT)上扣扭矩值OD/ THRETH TYPE M/U TORQUE (ft.lbs) 4-1/2'TONG BIT/钻头接头扣型 上扣扭矩 (英尺.磅) 4-1/2'大钳17-1/2" 7-5/8" REG 70,400 15,600 (英尺.磅) 12-1/4" 6-5/8" REG 42,400 9,400 (英尺.磅) 8-1/2" 4-1/2" REG 20,480 4,600 (英尺.磅) 6" 3-1/2" REG 8,000 1777 (英尺.磅) 2.8 顶驱接头& IBOP 扭矩值** = 500 ton * = 350 tontorque ( ft.lbs)Components I.D.Connection O.D. (min.) (max.)Mainshaft to upper Ibop safety valve*3" 6 5/8 API Reg 7 3/4" 50,000 70,000 Upper Ibop to lower Ibop * 3" 6 5/8 API Reg 7 3/4" 50,000 70,000 Lower Ibop to saver sub * 3" 6 5/8 API Reg 7 3/8" 46,000 64,000 X / over sub to lower Ibop * 3" 6 5/8 API Reg 7 3/8" 46,000 60,000 Mainshaft to upper Ibop ** 3" 7 5/8 API Reg 9" 83,000 91,000 Upper Ibop to lower Ibop ** 3" 7 5/8 API Reg 9" 75,000 91,000 Lower to saver sub ** 3" 7 5/8 API Reg 8 5/8" 66,000 85,000 X / over sub to lower Ibop ** 3" 7 5/8 API Reg 9" 75,000 91,0002.9 套管规范规格 钢级 壁厚mm重量(lb/ft)内径(mmin)抗拉屈服强度(T)抗内压强度(Mpa)抗外挤强度(Mpa)接头外径(mm in)平均重量kg/m7" N80 10.4 29 157.1mm6.184"56.348.4194.5mm7.657"43.157" K55 11.5 32 154.8mm6.094"232.6 43 44.6194.5mm7.657"47.67" N80 11.5 32 154.8mm6.094"338.6T62.559.4194.5mm7.657"47.69 5/8" K55 12 47 220.5mm8.681"338.6T32.526.8269.910.626"69.99 5/8" N80 12 47 220.5mm8.681"492.7T47.332.8269.910.626"69.913 3/8" K55 12.2 68 315.3mm12.415"485.5T23.813.4365.1mm14.375"101.213 3/8" N80 12.2 68 315.3mm12.415"705.8T34.615.6365.1mm14.375"20" K55 16.1 133 475.7mm18.73"963.9T21.110.3533.4mm21"19820" L80 16.1 133 475.7mm18.73"1402.5T30.611.1533.4mm21"24" X52 25.4 245.6558.8mm22"1744T 20.716.8365.930" X52 25.4 309.7711.2mm28"2152.2T20.710.9461.32.10 螺纹分类及代号标准 名 称 使用的符号或代号短圆螺纹 (STC)(CSG或C1)长圆螺纹 (LTC)(LCSG或C2)梯形螺纹 (BTC)(BCSG或C33) API直连行螺纹 (XL)(XCSG或C11X)2.11 常用油管上扣扭矩及强度ID公称重量壁厚 上扣扭矩（N.M） 规格钢级（in.） （lb/ft）(in mm ）最小值 最佳值 最大值 通径规直径(in mm ） 抗拉强度（KN）J-55 2.441 6.4 J-55110 1450 323 NUN-80 2.441 6.4 0.217”5.5mm N-8015002050 2.347” 59.6mm 470 J-55 2.441 6.5 J-5517002300 443 2 7/8”EUN-80 2.441 6.5 0.217”5.5mm N-8024003200 2.347” 59.6mm 645 J-55 2.992 9.2 J-5515002050 487 NUN-80 2.992 9.2 0.254”6.5mm N-8021502850 2.867” 72.8mm708 J-55 2.992 9.3 J-5531504150 634 3 1/2”EUN-80 2.992 9.3 0.254”6.5mm N-8033004450 2.867” 72.8mm922 J-55 3.95812.75J-5529503950 3.833” 97.4mm 656 4 1/2”EUN-803.95812.750.29” 7.4mmN-80420055503.833” 97.4mm954现场数据手册 第A 版第0次修改中海油田服务股份有限公司油田生产事业部112.12 常用油管几何及机械特性表名义重量，ID/ft(kg/m) 接篐外径（in/mm) 接篐外径（in/mm) 内压屈服强度(Mpa)丝扣连接屈服强度(KN) 不加厚加厚NEW VAM不加厚加厚不加厚加厚规格尺寸本体外径（in/mm) 不加厚加厚钢级壁厚（in/mm)钢材截面积（m m 2)内径（in/mm) 通径（in/mm)标准接篐 特殊接篐抗挤毁强度（Mpa )标准接篐特殊接篐管体屈服强度(103＋牛顿)容量（I/m) 排代量（I/m)1.90" 1.900/48.32.75 2.76 N800.145/3.68 515 1.610/40.9 1.516/38.5 2.2/55.88 77.873.7 14128428.4 1.31 1.83 2-3/8" 2.375/60.34.60/6.85 4.70/6.99J550.190/4.8841 1.995/50.7 1.901/48.3 2.874/73.0 3.071/78.0 55.853.153.1 31.9 2.02 2.86 N80 81.277.277.2 46.4 2-7/8" 2.875/73.06.40/9.52 6.50/9.67J550.217/5.51169 2.441/62.0 2.346/59.6 3.524/89.5 3.661/93 52.950.150.1 32344344.3 3.02 4.19 N80 3.240/82.377 72.972.9 47064564.5 3-3/8" 3.500/88.99.20/13.69 9.30/13.84 J550.254/6.51671 2.992/76.0 2.866/72.8 4.213/107.0 4.508/114.551 48.248.2 48763463.4 4.54 6.21N8072.670.1 70.1 70892292.24-1/2"4.500/114.312.60/18.75 12.75/18.97J550.271/6.92323 3.958/100.5 3.834/97.4 5.217/132.5 5.571/141.5 39.540 40 88.17.94 10.26N8051.758.158.1128.13、常用数据表3.1 钻杆与井眼间的环空容量表（升／米）注：（1）标零纵栏为井眼的容量（升／米）。

（四）超级震击器规格九、现场常用计算公式（一）钻井液循环一周所需时间T=(V井—V柱)/60×QV井——井筒容积，升；V柱——钻柱体积，升；Q——钻井液排量，升/秒；T——循环一周的时间，分。

（二）配制1m3水泥浆需要的干水泥量T=ρc x(ρS—1)/(ρc—1)ρc——干灰密度，g/cm3；ρS——水泥浆密度，g/cm3。

（三）配制1m3水泥浆需要的水量V=(ρc—ρS)/(ρc—1)（四）稀释公式Q1=Q O×(1—Z/X)Q1——清水用量，吨；Q O——已配制的酸液量，吨；X——已配制的酸浓度；Z——施工需要酸液量。

（五）注解卡浆最高压力计算：p(Max)=P(单泵压力)+0.01(r泥浆-r解卡剂)×解卡剂高度（六）卡点计算：L=K(e/p)L——卡点深度，米E——钻杆连续提升时平均伸长，厘米P——钻杆连续提升时平均拉力，吨K——计算系数（七）动态起压时间计算：设管内外压力平衡时，管内泥浆液柱高度为H im式中 H im—管内泥浆液柱高度，m；H—套管下深，m；C i—套管内每米容积，m3/m；C o—平均环空每米容积，m3/m；ρc—水泥浆密度，g/cm3；ρm—泥浆密度，g/cm3；V c—注水泥浆量，m3；Q—顶替排量，m3/min；T—起压时间，min；Δp—循环压耗，MPa；循环压耗Δp采用经验公式：（当Δp=0时，计算结果为静态起压时间）当套管下深＜1000m时：Δp=0.0981(0.01H)+0.8（MPa）当套管下深5000m＞H＞1000m时: Δp=0.0981(0.01H)+1.6（MPa）（八）环空液柱压力当量密度（ρm）的计算：设井深为H；环空中前置液的高度为H前；前置液的密度为ρ前；水泥浆的高度为H水泥；水泥浆的密度为ρ水泥；泥浆的密度为ρ泥浆；则注：为地层破裂压力当量密度为地层孔隙压力当量密度在固井设计过程中应满足：ρP＞ρm＞ρo（九）套管在自重作用下的伸长：△L=（7.854—r泥）/4 xL2x10-7r泥—泥浆比重△L—自重伸长，米L—套管原有长度，米。

渤海石油实业公司BHTCC 井 名BZ25-1-D 井 别生产井井眼内径(mm)311.15317.90钻井液密度(g/cm 3)1.24排量(l/s)40.53地面管汇磨阻系数0.4463钻杆外径(mm)140 mm 钻杆内径(mm)108.6钻杆长度(m)2600.00喷嘴1直径（inch ）(mm)2419.05加重钻具外径(mm)127 mm 加重钻具内径(mm)76.2加重钻具长度(m)367.00喷嘴2直径（inch ）(mm)2419.05钻铤外径(mm)177.8钻铤内径(mm)71.4钻铤长度(m)41.00喷嘴3直径（inch ）(mm)2419.05套管鞋深(m)760喷嘴流量系数0.95钻头深度（m）3008喷嘴4直径（inch ）(mm)00泵速(spm)106缸套尺寸(mm)180缸套冲程(mm)310.0097.00%机械钻速ROP(m/h)0.3岩屑密度(g/cm3) 2.65完钻井深PBTD(m)30081.006.43 4.385.018.890.7710.120.450.670.170.630.080.640.360.791.54855.06714.0019.8214.273.优选喷嘴计算总循环压耗Pt(Mpa)马达负载压耗Pm(Mpa)工作泵压Pm1(Mpa)钻头压耗Pb(Mpa)喷嘴总面积A(mm 2)液流的喷射速度(m/s)加重钻杆@裸眼循环压耗Pp(Mpa)加重钻杆@裸眼平均流速V i (m/s)加重钻杆@裸眼临界流速Vic(m/s)钻铤@裸眼循环压耗Pp(Mpa)钻铤@裸眼平均流速V i (m/s)钻铤@裸眼临界流速Vic(m/s)钻杆@套管平均流速V i (m/s)钻杆@裸眼循环压耗Pp(Mpa)钻杆@裸眼平均流速V i (m/s)钻杆@裸眼临界流速Vic(m/s)钻杆@套管循环压耗Pp(Mpa)钻杆@套管临界流速Vic(m/s)水力参数计算表地面管汇压耗Psur (Mpa)钻杆内循环压耗Pp(Mpa)加重钻杆内循环压耗Pp(Mpa)钻杆内临界流速Vic(m/s)加重钻杆内临界流速Vic(m/s)泵效2. 水力参数计算钻井液塑性粘度(mPa.s)钻铤内循环压耗Pp(Mpa)套管内径(mm)钻杆内平均流速V i (m/s)加重钻杆内平均流速V i (m/s)钻铤内平均流速V i (m/s)钻铤内临界流速Vic(m/s)6.钻屑浓度与有效钻井液密度。

英吋毫米1吋= 25.4mm 1/8吋=3.175mm2吋= 50.8mm 1/4吋=6.350mm3吋= 76.2mm 3/8吋=9.525mm4吋=101.6mm 1/2吋=12.70mm5吋=127.0mm 5/8吋=15.875mm6吋=152.4mm 3/4吋=19.050mm7吋=177.8mm 7/8吋=22.225mm8吋=203.2mm9吋=228.6mm10吋=254.0mm 11吋=279.4mm12吋=304.8mm 13吋=330.2mm14吋=355.6mm 15吋=381.0mm16吋=406.4mm 17吋=431.8mm18吋=457.2mm 19吋=482.6mm井筒容积吋方／米吋方／米6 0.01824 12 1/4 0.076048 1/2 0.03661 13 5/8 0.094079 1/2 0.04573 17 1/2 0.15518井眼与5吋钻杆环容（5吋外容12.67）井眼mm环容L／M井眼mm环容L／M 216 24 250 36.4220 25.34 260 40.4225 27 315 65.2230 28.9 345 80.8241 33 350 83.54 245 34.5 445 142.86常用钻具套管外容积（升／米）φ88.9钻杆 6.22 φ127钻杆 12.67 φ114.3钻铤10.22 φ165钻铤 21.38 φ139.7套管15.33 φ177.8套管24.82 φ244.5套管46.95 φ273套管 58.56 φ339.7套管90.63方钻杆对边宽上／下扣型3″（76.2）反430／正2113 1／2″（88.9）反430／正3115 1／4″（133.35）反630／正521API钻铤外径扣型4 3／4″（120.65） 311/3106 1/4″ (158) 411/4106 1/2″ (165.1) 411/4106 3/4″ (171.4) 411/4107″ (177.8) 411/4108″ (203.2) 631/6309″ (228.6) 631/630φ311扶正器 631／630G105钻杆参数外径壁厚重（磅／呎）抗拉t扭矩KN／m扣型2 7/8 5.52 6.85 68 12 211(73.02) 9.19 10.4 104 16 2113 1/2 6.45 9.5 95 21 311(88.9) 9.34 13.3 133 27 31111.4 15.5 155 30 3115 9.19 19.5 195 61 411(127) 12.7 25.6 256 77 411API接头型号公末端母鏜口IF 211(NC26) 73.05 74.6311(NC38) 102 103.6411(NC50) 133.4 134.9511 162.4 163.9FH 321 101.5 102.8421(NC40) 108.7 110.34A11 121.7 123.8521(NC56) 148.0 150.0621 171.5 173.8REG230 66.6 68.3330 88.9 90.5430(NC44) 117.5 119.1530 140.2 141.7630 152.2 154730 177.8 180.2830 201.9 204.4 常用套管外径钢级壁厚内径内容积l/m抗拉t抗挤扭矩KN.M 5 J55 6.43 114.1 10.22 82. 291 2.5J55 7.52 112.0 9.85 101 390 3.0N80 7.52 112.0 9.85 141 509 4.3N80 9.20 108.6 9.26 179 737 5.55 1/2J55 7.72 124.3 12.13 112 345 3.0N80 7.72 124.3 12.13 157 441 4.8N80 9.17 121.4 11.57 194 620 6.0N80 10.54 118.6 11.05 227 784 7.07 J55 8.05 161.7 20.54 142 229 4.3N80 8.05 161.7 20.54 200 269 6.1J55 9.19 159.4 19.96 166 303 5.0N80 9.19 159.4 19.96 235 380 7.1P110 9.19 159.4 19.96 314 400 9.5N80 10.36 157.1 19.38 270 493 8.2P110 10.36 157.1 19.38 361 521 11.09 5/8J55 8.94 226.6 40.33 178 6.4J55 10.03 224.4 39.55 205 7.2常用套管外径钢级壁厚内径内容积l/m抗拉t抗挤扭矩KN.MN80 10.03 224.4 39.55 334 10.2N80 11.05 222.4 38.85 374 11.410 3/4J55 8.89 255.3 51.18 190 6.8J55 10.16 252.7 50.17 223 7.513 3/8J55 9.65 320.4 80.63 233 8.2J55 10.92 317.9 79.37 270 9.3套管强度计算抗拉安全系数＝该种套管抗拉强度／实际受拉吨数抗挤安全系数＝该种套管抗挤强度／0.098*ρ*H注：国产套管抗拉安全系数要大于2.0,抗挤要大于1.5进口套管抗拉安全系数要大于1.5,抗挤要大于1.2.常用螺杆参数型号扣型压降扭矩6 1/4(LZ165*3.5Y) 430/430 2.5 9357 3/4(LZ197*3.5Y) 520/630 2.5 15326 1/4(LZ165*7Y) 430/430 4.1 18177 3/4(LZ197*7Y) 520/630 4.1 2928计算卡点深度L＝K＊E／P127钻杆K＝714 88.9钻杆K=490K=21*F(管体截面积)E=平均伸长量CM P=平均拉力T全角变化率:G ab=25/ΔL ab ESP[(αa-αb)∧2+△фab∧2* SIN(αa+αb)/2* SIN(αa+αb)/2] DC指数:DC=lg(3.282/N/T)/lg(0.0684W/D)*ρn/ρm N=转/分T=分/米W=钻压KN D=钻头直径mm 油气上窜速度:V=(H油-H钻头/T迟*T)/T静V =米/秒H油=油气层深度H钻头=循环时钻头深度T迟=钻头位置迟到时间分钟T=从开泵到见到油气显示的时间分T静=纯静止时间分直径Dmm与容积V升的关系D V D V D V30 0.71 130 13.27 230 41.55 35 0.96 135 14.31 235 43.37 40 1.26 140 15.39 240 45.24 45 1.59 145 16.51 245 47.14 50 1.96 150 17.67 250 49.09 55 2.38 155 18.87 255 51.07 60 2.83 160 20.11 260 53.09 65 3.32 165 21.38 265 55.15 70 3.85 170 22.70 270 57.26 75 4.42 175 24.05 275 59.40 80 5.03 180 25.45 280 61.58 85 5.68 185 26.88 285 63.79 90 6.36 190 28.35 290 66.05 95 7.09 195 29.86 295 68.35 1007.85 200 31.42 300 70.69 1058.66 205 33.01 305 73.06 110 9.50 210 34.64 310 75.48 115 10.39 215 36.31 315 77.93 120 11.31 220 38.01 320 80.42 125 12.27 225 39.76 325 82.95 400 122.66 450 159.04 500 196.35。

现场实用钻井数据一、常用单位换算表二、干水泥和清水混合量备注：1。

干水泥浆密度； 2。

每袋水泥重50Kg。

三、API套管规范(下表中除133/8"和20"为短扣外其它均为长圆扣)三、环容数据表（一）各尺寸井眼容积与套管的环空容积(L/m)（二）各尺寸井眼容积与钻具的环空容积(L/m)（三）特殊钻具使用参数（四）部分常用尺寸和长度的钻杆钢材体积(排代量)四、钻井泥浆泵排量与压力表（一）3NB1300C钻井泵排量与压力关系表（二）、3NB1600钻井泵排量与压力关系表五、常用套铣管数据表六、弯接头的测量与检查1.如图所示，弯接头公扣端的中心线与弯接头本体的中心线偏离一定角度，此角度即为弯接头的度数k。

2.弯接头度数计算公式如下：式中：a－－长边长度，毫米b－－短边长度，毫米d－－本体直径，毫米k－－弯接头度数，度七、API钻具技术参数（一）、钻杆允许扭转系数表钻杆外径(英寸)扭转系数(圈/米) APID级E级G105S1352 7/83 1/255 1/2（二）、螺纹互换表（三）加重钻杆（四）API钻铤规范八、现场常用计算公式（一）钻井液循环一周所需时间T=(V井—V柱)/60×QV井——井筒容积，升； V柱——钻柱体积，升；Q——钻井液排量，升/秒； T——循环一周的时间，分。

（二）配制1m3水泥浆需要的干水泥量T=ρc x(ρS—1)/(ρc—1) ρc——干灰密度，g/cm3；ρS——水泥浆密度，g/cm3。

（三）卡点计算：L=K(e/p) L——卡点深度，米E——钻杆连续提升时平均伸长，厘米P——钻杆连续提升时平均拉力，吨K——计算系数(四) 浮重计算公式浮重=悬重×（1-泥浆密度/铁的密度），铁密度=cm3,九、井控有关计算（一）、压井有关计算a. 1 关井立管压力P d=P t-P c (1)式中：P d-—关井立管压力(MPa)；P t—压井排量循环时的立管压力值(MPa)；P c—压井低泵速下循环泵压(MPa)。

井下作业常用数据及装备二〇一一年七月第一部分：常用工程数据第二部分：常用地面设备第三部分：常用防喷器第一部分：常用工程数据法兰、钢圈、螺丝基本数据汇总1 1 法兰、钢圈、螺丝基本数据汇总常用油管及其机械性能参数2 2 常用油管及其机械性能参数常用套管数据3 3 常用套管数据常用油、套管环空容积数据4 4 常用油、套管环空容积数据常用几种井况井口装置选用及操作5 常用几种井况井口装置选用及操作6 射孔器主要性能指标表）法兰、钢圈、螺丝基本数据汇总 （1）法兰、钢圈、螺丝基本数据汇总（2）常用油管数据）常用油管数据）常用油管机械性能数据 （3）常用油管机械性能数据）常用套管数据 （4）常用套管数据（5）常用油管、套管环空容积）常用油管、套管环空容积）常用几种井况井口装置选用及操作 （6）常用几种井况井口装置选用及操作）射孔枪主要性能指标表 （7）射孔枪主要性能指标表第二部分：常用地面设备11 常见采油井口常见采油井口 22 油管四通及油管悬挂器油管四通及油管悬挂器3 3 3 常见套管头结构及参数常见套管头结构及参数4 4 4 套管四通套管四通 5 5 套管悬挂器套管悬挂器 6 6 套管头防磨套及取送工具套管头防磨套及取送工具 7 7 常见阀门常见阀门 8 8 试压及注脂装备试压及注脂装备 提 纲（1）普通）普通250250250型机采井口型机采井口型机采井口1、常见采油（气）井口BX158BX158**R45R45法兰法兰R45R45法兰法兰生产流程光杆调偏器盘根盒手动防喷器-29-121℃额定温度EE 材料级别65mm 采油三通旁通径65mm 采油三通主通径160mm 油管头通径21MPa 工作压力主要技术参数（2）新型）新型250250250型机采井口型机采井口型机采井口-29-121℃额定温度EE材料级别65mm 各侧翼通径80mm 采油三通主通径160mm 油管头通径21MPa 工作压力主要技术参数BX156法兰BX158或BX160法兰栽丝法兰连接油管挂31/2”EUE 丝扣（3）350350型机采井口型机采井口型机采井口-29-121℃额定温度PR1性能级别EE 材料级别PSL2规范级别65mm 采油树旁通径65mm 采油树主通径160mm 油管头通径35MPa 工作压力BX158BX158法兰法兰BX156BX156法兰法兰光杆调偏器盘根盒手动双闸板防喷器主要技术参数（3）350350型机采井口剖视图型机采井口剖视图型机采井口剖视图（4）7070型自喷或电泵井口型自喷或电泵井口型自喷或电泵井口-29-121℃额定温度PR1性能级别EE 材料级别PSL2规范级别65mm 采油树旁通径78mm 采油树主通径160mm 油管头通径70MPa 工作压力主要技术参数BX158BX158法兰法兰BX156BX156法兰法兰清蜡闸门电缆穿越器采油树主闸门截流针型阀（4）7070型井口剖视图型井口剖视图型井口剖视图（5）105105型自喷井口型自喷井口型自喷井口-29-121℃额定温度PR1性能级别EE 材料级别PSL2规范级别65mm 采油树旁通径78mm 采油树主通径160mm 油管头通径105MPa 工作压力主要技术参数BX158BX158法兰法兰BX156BX156法兰法兰清蜡闸门采油树主闸门截流针型阀（5）105105型井口剖视图型井口剖视图型井口剖视图（6）偏心井口）偏心井口35MPa 35MPa偏心井口偏心井口BX158BX158法兰法兰BX156BX156法兰法兰手动全封密封器采油通道测试通道手动半封密封器光杆密封、调偏装置25MPa 25MPa偏心井口偏心井口-29-121℃额定温度PR1性能级别DD 材料级别PSL2规范级别30mm 测试通道直径59mm 采油通道直径65mm 油管头旁通径35MPa 工作压力350型偏心井口主要技术参数（6）350350型偏心井口剖视图型偏心井口剖视图型偏心井口剖视图2、油管四通及油管悬挂器（1）油管头剖视图）油管头剖视图-29-121℃额定温度PR1性能级别EE 材料级别PSL2规范级别65mm 旁通径160mm 主通径70MPa105MPa 工作压力2、油管四通及油管悬挂器老式250型井口油管挂O 型圈油管螺纹O 型圈油管挂主体支撑座密封圈锁紧螺帽油管螺纹密封圈油管挂主体（2）油管头）油管头新型250及350型井口油管挂解决问题：常规钻井过程中，需要安装专用的钻井四通BX159法兰，在钻完井后吊装采油树四通完井，存在一定空井时段，存在潜在的风险。

地层油气显示厚度统计(m/层)
界系统组段视深度
(m)
视厚度
(m)
油斑油迹荧光含气层合计
新生界第四系
中生界白
垩
系
下
统
X群
侏
罗
系
中
统
X组
X组
下
统
X组
X组三
叠
系
上
统
X组
中
统
X组
下
统
X组
X组
古生界二
叠
系
上
统
X组
中
统
X组
下
统
X组
X组石
炭
系
上
统
X组
奥
陶
系
下
统
X组
合计
钻井基本数据表2
地层油气显示厚度统计(m/层)
界系统组段视深度
(m)
视厚度
(m)
垂深
(m)
垂厚
(m)
油斑油迹荧光含气层合计
新生界第四系
中生界白
垩
系
下
统
X群
侏
罗
系
中
统
X组
X组
下
统
X组
X组三
叠
系
上
统
X组
中
统
X组
下
统
X组
X组
古生界二
叠
系
上
统
X组
中
统
X组
下
统
X组
X组石
炭
系
上
统
X组
奥
陶
系
下
统
X组
合计
钻井基本数据表3。

第一章：基本数据1.1 常用钻具数据1.1.1 塔里木常用钻杆数据表6-1-1 塔里木常用钻杆数据1.1.2 推荐钻杆上扣扭矩表6-1-2 推荐钻杆上扣扭矩1.1.3 塔里木常用钻铤数据表6-1-3 塔里木常用钻铤数据1.1.4 推荐钻铤上扣扭矩1.1.5 塔里木油田常用钻具稳定器表6-1-5 塔里木油田常用钻具稳定器规格与扣型1.1.6 塔里木常用加重钻杆数据1.1.7 塔里木常用方钻杆数据1.1.8 常用接头丝扣数据表6-1-9 石油钻具接头螺纹尺寸表6-1-10 石油钻具接头螺纹正常磨损允许量单位：mm1.1.9 石油钻具接头螺纹名称与现场叫法对照表1.1.10 塔里木油田钻具分级方法表6-1-13 钻杆分级标记表6-1-14 钻杆接头允许最小长度单位：mm表6-1-15 钻杆接头分级数据表6-1-19 钻杆允许直线度（SY/T5369-94）表6-1-20 钻铤允许直线度（SY/T 5369-94）表6-1-21 方钻杆允许直线度（SY/T5369-94）表6-1-22 方钻杆与方补心间隙（SY/T5369-94）1.1.11 螺杆钻具技术参数螺杆钻具命名方式：例：C 5 LZ 172 * 7.0 Ⅱ－D K W F G其中“C”表示：马达形式（C-长马达、D-短马达、K-空气或泡沫马达省略-常规马达）“5”表示：转子头数“LZ”表示：螺杆钻具产品代号“172”表示：螺杆钻具规格（外径,mm）“7.0”表示：允许使用的转子水眼压降（MPa）“II”表示：产品改进次数“D”表示：弯钻具弯角形式:D-单弯（弯接头或弯壳体）P-大偏移距同向双弯（弯接头+单弯壳体）T-同向双弯S-异向双弯（DTU）J-铰接钻具K-可调弯壳体无-直钻具“K”表示：K-可调弯壳体钻具结构形式省略-固定弯壳体钻具结构形式“W”表示：稳定器（W-传动轴壳体带稳定器；省略-不带稳定器）“F”表示：转子中空分流（F-转子中空分流；省略-转子非中空）“G”表示：钻具耐温特性（G-耐温150℃；省略-耐温120℃）1.1.12 Q10Y-M液气大钳扭矩表6-1-26 Q10Y-M液气大钳扭矩表1.2 油管及套管数据1.2.1 API 油管基本数据 API 油管数据见表6-1-27。

钻井现场常用数据1、井底压力P m=9.8×10-3ρm H其中：P m—井底压力 MP aρm—钻井液密度 g/cm3H—液柱垂直深度 m2、钻具中性截面的位置L n=P b/(Q a* K b)其中：L n—中性截面距井底的高度 mP b—钻压 NQ a—钻铤在空气中的每米重量 N/mK b—浮力系数3、钻柱出现一次弯曲的临界压力4、卡点计算L1=K*△L/△P ［K=21*F］其中：△L—平均伸长 cm△P—平均拉力 tF—管体截面积 cm2各种常用管具K植表:5、钻杆允许扭转圈数N=K * H其中：N—允许扭转圈数, 圈；H—卡点深度，m；K—扭转系数，圈/米；各种钻杆K值：(API.E级)Φ127mm K=0.00551Φ89mm K=0.00787Φ73mm K=0.009576、泥浆循环一周时间T=(V井-V柱)/60*Q其中：T一循环一周所需时间min；V井一井眼容量，L；V柱一管柱体积，L；Q一泥浆排量L/s7、泥浆上返速度V返=12.7*Q/( D井2- D柱2)其中：V返一泥浆上返速度m/s；Q一泥浆排量L/s；D井一井径cm；D柱一钻柱外径cm；8、常用钻铤、钻杆基本数据9、益都3NB－1300泵排量表10、常用井眼容积量10、单弯钻具结构与性能参数11. API接头扣型与国内名称对照注意：1．某些NC型扣型可以与FH、IF型接头互换2．国内的接头加工尺寸与API标准略有误差3．IF=内平扣；FH=贯眼扣；REG=正规扣12、钻具尺寸***各类井眼钻具组合。

现场实用钻井数据一、常用单位换算表二、干水泥和清水混合量备注：1。

干水泥浆密度3.15；2。

每袋水泥重50Kg。

三、API套管规范(下表中除133/8"和20"为短扣外其它均为长圆扣)三、环容数据表（一）各尺寸井眼容积与套管的环空容积(L/m)（二）各尺寸井眼容积与钻具的环空容积(L/m)（三）特殊钻具使用参数（四）部分常用尺寸和长度的钻杆钢材体积(排代量)四、钻井泥浆泵排量与压力表（一）3NB1300C钻井泵排量与压力关系表（二）、3NB1600钻井泵排量与压力关系表五、常用套铣管数据表六、弯接头的测量与检查1.如图所示，弯接头公扣端的中心线与弯接头本体的中心线偏离一定角度，此角度即为弯接头的度数k。

2.弯接头度数计算公式如下：式中：a－－长边长度，毫米b－－短边长度，毫米d－－本体直径，毫米k－－弯接头度数，度七、API钻具技术参数（一）、钻杆允许扭转系数表钻杆外径(英寸)扭转系数(圈/米) APID级E级G105 S1352 7/8 0.007 0.0095 0.0134 0.0173 1/2 0.006 0.0078 0.0110 0.0145 0.004 0.0055 0.0077 0.009 5 1/2 0.0036 0.005 0.0070 0.009（三）加重钻杆（四）API钻铤规范（五）、钻具抗拉、抗扭、及挤毁数据八、现场常用计算公式（一）钻井液循环一周所需时间T=(V井—V柱)/60×QV井——井筒容积，升；V柱——钻柱体积，升；Q——钻井液排量，升/秒；T——循环一周的时间，分。

（二）配制1m3水泥浆需要的干水泥量T=ρc x(ρS—1)/(ρc—1) ρc——干灰密度，g/cm3；ρS——水泥浆密度，g/cm3。

（三）卡点计算：L=K(e/p) L——卡点深度，米E——钻杆连续提升时平均伸长，厘米P——钻杆连续提升时平均拉力，吨K——计算系数(四) 浮重计算公式浮重=悬重×（1-泥浆密度/铁的密度），铁密度=7.85g/cm3,九、井控有关计算（一）、压井有关计算a. 1 关井立管压力P d=P t-P c (1)式中：P d-—关井立管压力(MPa)；P t—压井排量循环时的立管压力值(MPa)；P c—压井低泵速下循环泵压(MPa)。

常用资料常用单位换算表长度:1英尺（1ˊ）=12英寸1海里=1.8537公里1英尺(1ˊ)=0.3048米1英里=1.60935公里1英寸=25.4毫米1码=0.9144米面积:1码2=9英尺21码2=0.836131米21英尺2=144英寸2 1英尺2=0.0029米2体积: 1美桶=159升1英桶=163.654升1美加仑=3.785升1英加仑=4.54596升1码3=0.764559米31英尺3=28.32升重量: 1磅=0.4536公斤1英两=28.57克1吨=0.9842英吨=1.1023美吨=2205磅流量: 1英尺3/分=0.472升/秒1美加仑/分=0.0631升/秒1米3/时=0.278升/秒速度: 1英尺/分=0.3048米/分1英里/时=88英尺/分1公里/时=0.278米/秒压力: 1磅/英寸2=0.0703千克/厘米21大气压=14.7磅/英寸2=1.0332千克/厘米21巴=1.02千克/厘米2=760毫米汞柱=10.332米水柱功率: 1英马力=1.014马力1马力=0.735千瓦温度: 1华氏度=(9/5)x摄氏度+320力: 1千克力=9.8牛顿10牛顿=1.02千克力1万牛顿=1.02吨力1吨力=0.98万牛顿扭矩: 1磅.英尺=0.138255千克力.米1千克力=9.8牛顿.米10牛顿.米=1.02千克力.米1-2 塔指钻井监督钻井液规范单位1、密度D（Density）单位：g/cm32、漏斗粘度FV（Funnel Viscosity）单位：s3、表观粘度A V（apparent Viscosity）单位：mpa.s4、塑性粘度PV(Plastic Viscosity) 单位:mpa.s5、静切力G10″(Gelatin Strength) G10′(GelatinＳtrength) 单位:Pa6、滤失量FL(fluid Loss) 单位:ml7、含水量V w(V olume of W ater)含油量V o(V olume of oil)固含量V s(V olume of Solids)含砂量C s(V olume of sands)8、亚甲基蓝量MBC(Methylene Blue Capacity)所取泥浆的坂土含量(g/L或kg/m3)9、电稳定性E s(Emulsion Stability) 单位:V1-3 部分常用国际单位代号及名称1-4 常见物质密度表1-5 常见井内管具容积数据表1-6 钻井工程定额表1.7 喷射钻井计算公式1、 射流喷射速度计算V 0=10Q/A 0（1）对相同直径的喷嘴：A 0=n πd 02/4 V 0=12.73Q/(nd 02) (2)对不同直径的喷嘴: V 0=12.73Q/d e 2 V 0——射流速度，m/s ，Q ——通过喷嘴的液体排量。

钻井常用数据一、最低环空返速:444.5mm井眼:Va=0.41/ρ(m/s) 311.1mm井眼:Va=0.59/ρ(m/s)215.9 mm井眼:Va=0.85/ρ(m/s)式中：ρ密—g/cm3二、最小排量:444.5mm井眼: Qa=142.44*Va 311.1mm井眼: Qa=63.31*Va 215.9 mm井眼: Qa=23.93*Va (L/S)三、喷嘴压降：Pb=0.084*ρ*Q2/de4 (Mpa) de=(d1²+ d1²+d3²)½—cm四、井眼容积:444.5mm井眼: 0.155m3/m 311.1mm井眼: 0.076 m3/m 215.9 mm井眼: 0.037 m3/m五、套管容积:339.7mm: 外0.091 m3/m, 内0.081 m3/m 244.5mm: 外0.047 m3/m, 内0.038 m3/m177.8mm: 外0.025 m3/m, 内0.018 m3/m 139.7mm: 外0.015 m3/m, 内0.011 m3/m六、钻具内容积与排代量: （浮力系数f=1-ρ泥/ρ铁）钻杆5”壁厚:9.19mm内径108mm 重量29.01kg/m 容积0.0092方/m 排代量0.004方/m 0.58方/5柱加重钻杆5”容积0.0046方/m 重量73.5kg/m钻铤9”容积0.0046方/m 排代量0.036方/m 0.94方/柱重量286.0 kg/m8”容积0.004方/m 排代量0.028方/m 0.73方/柱重量219.48 kg/m7”容积0.004方/m 排代量0.021方/m 0.55方/柱重量163.20 kg/m61/4”容积0.003方/m 排代量0.017方/m 0.44方/柱重量123.56 kg/m（螺旋型=常规*0.96）七.泥浆(钻杆)上返速度计算:444.5mm井眼: V=0.007*Q 311.1mm井眼: V=0.016*Q 215.9 mm井眼: V=0.042*Q (m/s)八、油气上窜速度：v上窜=[H油气-（H钻头/t迟）*t显]/t静m/min九、常用换算：1英尺′=12″=0.3048m 1″=8吩 1m=3.28英尺 1吩=3.175mm 1美桶=159L 1英桶=163.654L 额1lbs-ft=1.35m.N 1psi=0.0069Mpa 1000lft=45kN十、F-1600钻井泵（宝鸡）(η=0.925)型号F1600 功率1180KW 冲数120r/min 冲程3048mm缸径180 170 160 150 140 mm压力22.76 25.51 28.84 32.77 34.34 Mpa排量(理论) 46.53 41.51 36.77 32.31 28.15 L/s每冲排量23.26 20.75 18.39 16.16 14.08 L/r（实际选用）21.86 19.51 17.29 15.19 13.24 L/r计算系数1 0.364 0.325 0.288 0.253 0.221 L/r.s计算系数2 0.02186 0.01951 0.01729 0.01519 0.01324 m3/r.min排量Q=冲数×计算系数十一、英、汉对照MW—密度VIS—粘度PV—塑性粘度sec--秒qt—夸脱cps—cm/s YP—屈服点lb—磅Ft—英尺CC--cm³桶—bbl 磅/桶—ppb WL—失水gpm—加仑十二、定向井参数井深Dm或L m 井斜角а(°)方位角Φ(°)垂深D m 狗腿角γ(°)狗腿度к(°) /30m水平长度Lp m 水平位移s m 视平移ν m平移方位角θ(°)装置角ω(°)反扭角& (°)。

井号:×××套管直径 mm下入的井深 m 套管内的替入量钻杆内的替入量套管顶界面m 00.0000不是挂尾管作业第一段深度m512.399.170.0000第二段深度m2982.77.720.0000阻流环位置m 3581.949.170.0000钻杆壁径 mm 9.19套管下深 m 3584.44累计替浆量 m 30.0000井 深 m3590口袋长度 m 5.56憋压压力 MPa憋压产生负荷 t吊卡高度 m接头影响系数 K送入钻具的长度 m下井尾管的浮重 t送入的钻杆浮重 t钻杆的回缩距 m 109.450.300.90不是挂尾管作业0.000计算无意义计算无意义下压重量 t泥浆密度 g/cm 3母接头长度 m钢材弹性系数 mpa 钻具内径 mm钻具的截面积 cm 2下完灌满总浮重 t 要求的钻余长度 m10 1.220.27205900108.6234.013174980.000计算无意义顶界面 m 0段长 m 套管直径 mm壁厚 mm 得:单位重量kg/m得:段重 KN 得:累重 KN 深度1 m 512.39512.3909.170.0000.0000.000深度2 m 2982.72470.3107.720.0000.0000.000深度3 m 3581.94599.2409.170.0000.0000.000深度4 m 3584.442.59.170.0000.0000.000顶界面 m 套管的抗拉强度KN 想选用的密度值空气中的抗拉系数所用泥浆的密度抗外挤强度 MPa抗外挤安全系数抗内压强度MPa深度1 m 000 1.2200.0000深度2 m 000 1.2200.0000深度3 m 000 1.2200.0000深度4 m001.2200.00009.17罐浆段的长度m 100泥浆密度 g/ml1.22需增加的重量 t 0.009.17罐浆段的长度m 300泥浆密度 g/ml1.22需增加的重量 t0.00实用的灰浆量m 3返到的上界面深度环空当量密度套管内外压差MPa127套管壁厚 mm 分段替浆量m 3尾管上的钻杆内容积m3常规固井或挂尾管固井时常用数据的计算套管基础数据输入部分水泥浆的不同密度值 g／mm 3坐挂时钻杆回缩距的计算管柱外径尺寸 mm 管柱外径尺寸 mm 管柱壁厚 mm管柱壁厚 mm套管强度的 校 核在下入不同长度的管柱时,每次灌满泥浆需要增加的重量固井时的:内外压差的简易计算不同密度的界面对应深度 m井固井、打水泥塞实用计算表计算结果部分总替入量 m30.0000胜利渤海钻井：李守众挂尾管时上部钻具的数据尾管上的钻杆长度 m 0钻杆直径 mm 数据对应上水泥返高 m 1000泥浆的密度 1.2203590 1.67低密度下界面m 1000水泥浆的低密度① 1.8503590水泥浆当量密度中密度下界面m 1000水泥浆的中密度② 1.8503590套管内外压差at高密度下界面m3584.44水泥浆的高密度③ 1.853590162.820循环排量 l/sQ 300Q 600朔性粘度mpa·s阻流环个数循环孔直径管内总压耗Mpa环空压耗Mpa32.88372030101500.00000.0000回压时间则是min套管下深 m平均井径 mm套管直径 mm套管均内容积m3/m环空均容积m3/m注入的水泥浆量m3平均水泥浆密度泥浆密度g／mm30000000取值井段顶深m 1000段 长 m电测井径 in电测井径 mm 井内管柱直径 mm分段环空体积 m 3环空累计体积 m 3井深1 m 100119228.600.041043271井深2 m 100109228.600井深3 m 100109228.600井深4 m 100109228.600井深5 m 100109228.600井深6 m 100109228.600井深7 m 100109228.600井深8 m 100109228.600井深9 m 100109228.600井深10 m 100109228.600井深11 m 100109228.600井深12 m 100109228.600井深13 m 100109228.600井深14 m 100109228.600井深15 m 100109228.600井深16 m 100109228.600井深17 m 100109228.600井深18 m10019228.600以上井段平均井径mm 所用钻头的直径mm 井眼的平均扩大率％缩径扩径的判断是否有缩径段平均间隙 mm 是否属于小间隙固井？228.6215.95.8824扩大率满足要求没有缩径的井段114.3呵呵!固井间隙是否太大了点?不附加的体积要求水泥浆密度所需灰量 t所需水量 m 3附加10％的体积要求水泥浆密度所需灰量 t所需水量 m 3固井水泥20％、30％的分别计算井眼扩大率方面的计算及判断0.041井眼环空容积的计算循环压力的简易计算固井时的:当量密度内外压差的简易计算 1.8515.967～井底～～～0.0410432711.850.051113190.024*******.045147598 1.850.0562245090.027298548附加20％的体积要求水泥浆密度所需灰量 t 所需水量 m3附加30％的体积要求水泥浆密度所需灰量 t 所需水量 m 30.049251925 1.850.0613358280.0297802340.053356252 1.850.0664471470.03226192所需水泥量的另算法水泥浆的密度1.85干水泥的密度3.15配浆水的密度1所需要的水泥量 t 0.05111319要填到的上界面井深要填到的下界面井深界面以上准备附加需要填埋的井段长井眼的平均容积则需总水泥浆量m3准备使用的密度则填井需用的灰量t00505041.043271142.0521635571.852.839621666所用钻杆的直径钻杆壁厚 mm钻杆内容积l/m钻杆内预留高度 m填井段的实际上点填井段的实际下点1279.199.26100-50准备垫稠泥浆的长度 m最初光钻杆应下到的最深位置 m 替稠泥浆所需的替浆量替稠泥浆时所需的总冲数替完稠浆后应起出的柱数替水泥所需的替浆量替水泥浆时所需用的总冲数替完水泥浆后起到安全位置的柱数200200007-1.18-59.80173631 3.750泵的冲程 mm 单作用泵的缸数缸套直径 mm上水效率 ％柴油机转速rpm冲数 冲／分排量 l/s 排量 方/分305317095125010032.883737531.973024252初始液面深度cm长 m宽 m初始液面深度cm长 m宽 m初始液面深度cm长 m宽 m208.22.5218.22.5258.22.5液面实际深度cm深度变化量cm3号罐已替入量液面实际深度cm深度变化量cm4号罐已替入量液面实际深度cm深度变化量cm5号罐已替入量20没 用 着 3 号 罐21没 用 着 4 号 罐25没 用 着 5 号 罐还没用罐计量-2.1818.4617.6814.37(1.105)0.000-1.105-110.4850.000-110.485-27.44258613已使用的理论时间 min 预计替泥浆总的使用时间 min仅用5号罐，替入终了时的用循环罐计量时,才用得着以下部分3、4、5号罐实际已替入的总泥浆量3、4、5号罐仍需替入的总泥浆量 m3用5和4号罐，替入终了时的1预计剩余冲数预计替泥浆剩余时间 min用5、4和3号罐，替入终了时的打水泥塞时有关的计算不附加、附加10％20％、30％的分别计算5号罐（仅用5号罐时）单作用泥浆泵预计替入总冲数已替入泥浆所使用的冲数-1.18压胶塞时所使用的压塞液量（方）应替入的总泥浆量（方）3号罐（同时使用5号、4号、3号罐时）4号罐（用5号、4号罐时）钻杆内水泥未下沉前井筒内实际封固段长抗内压安全系数0.0000.0000.0000.000平均井斜角 °压差的减小值 Mpa0没打重泥浆,=0对应效果如下替浆压力的Mpa配重泥浆的量 方重泥浆的密度1.22重泥浆的液柱高度m管内的当量密度3581.94 1.220全井循环压耗 Mpa0.0000全井循环压耗Mpa替浆压力的理论最高值Mpa15.97。

Ф114.3（4 1/2″） D级钢0.00441 E级钢0.00638
Ф127（5″）
D级钢0.00404 E级钢0.0055
Ф139.7（51/2″） D级钢0.00368 E级钢0.00502
Ф73（2 7/8″）
D级钢0.00957 E级钢0.01340
15、旋转黏度计各参数计算：
η塑=φ600-φ300 厘泊
r加—加重剂密度，g/cm3；
V—加重前原泥浆体积，m3；
r压—压井泥浆密度，g/cm3； rm—使用泥浆密度，g/cm3；
9、泥浆循环周：T周=（V总-V钻体）/60Q
T周—泥浆循环一周时间，min；
V总—井眼容积，L；
V钻体—钻柱体积，L；
Q—循环排量，L/s。
10、泥浆上返速度：V返=12.7Q/（D2-d2）
rm—使用泥浆密度，g/cm3； H—井深，m。
5、压井需泥浆密度：r压= rm+102 P关立/ H r压—压井所需泥浆密度，g/cm3； rm—使用泥浆密度，g/cm3； P关立—关井立管压力，MPa； H—井深，m。
6、压井初始立管压力：P初= P关立+ P低立 P初—初始立管压力，MPa； P关立—关井立管压力，MPa；
V返—泥浆上返速度，m/s；
Q —循环排钻柱外径，cm。
11、千米井眼容积（经验）：Vkm=D径2/2 Vkm—千米井眼容积，m3；
D径—井径，in。
12、单位环空容积：V环=（D2-d2）/12.73 13、卡点深度计算：H=K*L/P
H—卡点深度，m；
P—钻杆连续提升时平均拉力，T；
H—套管鞋深度，m。
3、关井后天然气在井内上升速度：V=（Pc1-Pc）/Gm