1固井计算表

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固井相关计算

水泥浆密度计算方法干混名称 G级水泥重晶石氯化钙磁铁矿钛铁矿锰矿粉赤铁矿褐铁矿结晶石膏粉煤灰漂珠复核减轻剂硅粉微硅矿渣降失水剂降失水剂降失水剂降失水剂减阻剂减阻剂晶格膨胀剂晶格膨胀剂早强剂早强剂膨胀剂纤维增韧剂增强剂促凝剂促凝剂 JS-2 AF-1 BYJ-1 代号物质密度ρ ，g/cm3 3.15 4.20 2.50 4.75 4.67 4.65 4.90 3.80 2.24 2.15 0.70 0.70 2.70 2.55 2.70 1.70 1.70 加量，g 体积，cm3 名称 800.0 253.968254 水 0 降失水剂 0 降失水剂 0 缓凝剂 0 缓凝剂 0 缓凝剂 0 缓凝剂 0 消泡剂 0 消泡剂 0 抑泡剂 0 胶乳 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 800 253.968254
11.2167 18.89129
取干混灰，g 取配水，g 调整密度
Байду номын сангаас
800 450 #DIV/0! #DIV/0!
#DIV/0!
部分为计算结果。
灰，g/cm 3
G60S（分） 1.70 G60S（高） 2.30 GF-1 CF40S F17A HLP-1 SW-2 ES-1 QJ-625 F27A HLC-1 BAS-1 CN-1 1.15 1.15 2.85 2.78 2.30 2.30 1.30 2.35 2.70 1.80 1.80 干灰总重量干灰总体积干灰密度ρ 3.15
液，g/cm 浆，g/cm 3 3
加量，g 体积，cm3 366.0 366 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 366 366

控压套管钻井的固井技术

47大庆长垣油田是一个多层系非均质的陆相油气田，在纵向上各油层的渗透性和孔隙度存在较大的差别，经过多年的注水开发，形成了多压力体系，不同储层间形成较大的层间压差。

套管控压固井就是在完井后，使用原特殊钻井管柱直接固井，不进行其它任何操作的固井作业，要求应用控压套管钻完井技术，减少对钻井区块产量的影响，固井质量满足油田开发要求，保证油田整体开采效果。

1 设计依据注采井不钻关，会带来诸多风险：一是地层压力显著升高；二是不停注时最高压力可能超过大多数井的最低破裂压力，造成负钻井液密度窗口；三是钻井过程中一旦发生水浸，将在注水井和新井之间迅速形成孔道，引发复杂事故；四是固井和侯凝期间，不但要解决高压层防窜问题，还要考虑地层流体冲刷的影响。

1.1 地层数据统计所钻井井区450m范围内施工时破裂压力数值，共5口井存在实测地层破裂压力，平均破裂压力为2.53，最低破裂压力梯度为G223-S31井GⅡ14-GⅡ16小层1.92 MPa/100m。

该区萨、葡、高油层均已注水注聚开发，设计井位于套损区，且钻井时不停注降压，地层压力严重偏高。

统计该地区36口邻井实测地层破裂压力，萨尔图油层地层破裂压力16.0~34.0MPa，地层破裂压力梯度在1.64~3.29MPa/100m之间；葡萄花油层地层破裂压力18.0~32.0MPa，地层破裂压力梯度在1.62~2.92MPa/100m之间；高台子油层地层破裂压力21.0~34.0MPa，破裂压力梯度1.78~2.85MPa/100m。

1.2 管串结构PDC钻头（四刀翼）+直螺杆+钻具止回阀+ 加压防斜工具+转换接头+钻井型套管+旁通阀+胶塞座+钻井型套管+钻井型套管+井口工具。

1.3 井底温度及循环温度计算井底静止温度53℃，循环温度45℃。

2 技术措施固井难点主要在于如何保障全过程压稳，为此应用高密度防窜水泥浆（领浆使用超缓凝）、高效加重冲洗隔离液、全控制压力固井等技术措施。

固井设计规范(T1).

27
3、冲洗液、隔离液的使用冲洗液、隔离液的性能和用量，参照本章节前述执行。 4、固井胶塞的使用单级固井应使用双塞，深井、大位移井、水平井应使用三塞，分级固井的第一级固井应使用双塞。 5、U型管效应技术套管或油气层套（尾）管固井，应考虑U型管效应的作用，计算环空水泥浆上返最大排量与设计排量之比值应小于1.25。
e max-----------套管在井眼的最大偏心
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二个弹性扶正器之间的套管最大偏心距：
ε max----------套管在井眼内的最大偏心距cm RB-------------- 井眼半径cm RP-------------- 套管外径 cm PV ----------套管在铅垂面法向力N PS ----------套管在平均井斜狗腿度平面法向力N C------------计算过度参数N/m
注：返高设计要参考浆柱动静态下的经验计算公式
七、水泥浆附加量设计
固井层次
隔水导管表层套管技术套管油气层套管尾管固井裸眼水泥塞挤水泥作业
无井径资料 150%～200%，250% 80%～150% 100% 150%～200% 50%～80% 50%～75% 75%～100% 30%～50% 20%～50%
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4、套管摩阻计算套管扶正器安放间距计算完成后，应进行下套管摩阻计算。当计算摩阻超过设计下套管允许阻力时，可适当减少扶正器的数量，但应满足套管在主要油、气、水层及它们的间隔层内的偏心度小于30%。
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下套管载荷预测
井号井径 Aa5 9 5/8" 9 5/8" PH7 7" 4463 大于60 80 228 套管下深套管扶正率下放最小钩上提最大钩 (M) (%) 载(Ton) 载(Ton) 3300 3800 大于60 大于60 94 116 284 266

固井计算表

1487.23 9.65 1487.23 9.65 1487.23 9.65 1510.52 总替浆量m3 1513.5 口袋长度m 1.15
119.9096 80.51788 1174.333 0 80.51788 0 0 80.51788 0 119.9096 18.39003 2.98 100 300 9.272007 27.81602 是常规下套管作业 m
罐浆段的长度
钻余:
不是下尾管
灌满时需增加的重量 t
套程中的注意事项: 1、钻井队技术员(工程师)应根据本井地质和工程的要求，予先做好下套管的准备工作，做到套管钢级、壁厚符合设计要求，下入深度和长度，入井序号和根数不得有误，阻位、稳定器、短套管等位置不错乱，并将下套管措施向全队职工交底。 2、下井套管要进行螺纹清洗、通径、长度丈量，若条件允许要在场地上涂匀螺纹密封脂或丝扣胶，严禁在井口涂抹，井口操作要防止手套、棉纱等杂物掉入套管内。 3、套管上下钻台要按编号顺序吊戴好护丝，平稳起吊、不碰不挂。 4、套管对扣要居中，联接时防顿扣、严禁错扣，开始上扣时旋合转动要慢，若发现错扣应立即卸扣处理。 5、套管螺纹碰坏，接箍变形，严禁下井。 6、技术套管自浮箍母扣以下每道扣上紧后可根据套管钢级决定是否进行段焊。 7、中间技术套管可以用双钳紧扣，余扣不得多于一扣；完井套管必须使用专用套管钳。梯形扣套管的联接，要按标准扭矩紧扣，套管接箍端面旋紧到外螺纹“△”标记底界为佳，最大不超过标记符号的上端面。标准圆螺纹联接按标准扭矩执行。非标准螺纹联接按厂家规定执行。下井套管扭矩要有记录。 8、根据下套管设计要求加足扶正器。 9、下套管灌好钻井液，灌泥浆时吊卡必须提离转盘面2～3米，套管在裸眼内时静止时间不应超过 3分钟，套管活动距离必须大于套管柱的自由伸长量。技术套管每下20根，油层套管每下30～40根灌满一次钻井液并核对重量。如果使用自动灌浆装置，应根据入井套管的悬重准确判断掏空量，以便及时灌浆。 10、下套管操作应避免猛提、猛放，下放速度一般应控制在20～30秒／每根，易漏井和复杂井应控制在30～60秒／根。套管悬重超过30顿要挂辅助刹车，以便于控制套管下放速度，尽可能使环空钻井液上返速度不大于钻进时的最大上返速度。 11、下套管过程中，专人观察井口泥浆返出情况，如发现井口不返泥浆，必须将环空灌满；当返出量减少或不返、下放遇阻时，要根据情况及时采取循环或起套管措施。 12、错扣、灌泥浆或其它原因停工时，应尽量想办法活动套管，防止粘卡；井下复杂粘卡现象严重时，应调动所有力量，尽可能缩短套管静止时间。 13、如果套管头是座封式的,要提前检查并准备好座封头和短节。套管下完后，先向套管内灌满钻井液然后接循环接头，一个凡尔开泵顶通，待泵压和返浆情况都正常后，逐渐增大循环排量，调整好泥浆性能，使用好固控设备，做好固井施工准备。

固井方案

编号：HJGJS-CB6FB-5-7″CB6FB-5井Ф177.8mm套管固井工程方案设计人：郑新强审核人：批准人：中石化胜利石油工程有限公司海洋钻井公司2015年12月22日一、基本数据1.井号：CB6FB-5井2.井别：开发井3.井型：定向井4.施工井队：胜利八号5.井身结构6.井底静止温度66℃，循环温度：53℃二、固井施工设计1. 固井方式：常规固井(双塞)2. 管串结构：（1）套管串结构（自下而上）（2）扶正器安装位置及数量（Ф241.3×177.8双弓弹性扶正器）扶正器加法：油层段(浮箍-1400m)扶正器加法：每根套管加1只弹性扶正器；其余井段每3根套管加1只弹性扶正器，表层套管鞋处加2只弹性扶正器，加完为止。

共计Ф241.3×177.8弹性扶正器 50只。

3.水泥浆体系设计7. 固井施工泵压计算：施工压力：循环压力：3 MPa，静压差：6MPa，替浆压力：9MPa，碰压：12 MPa 顶压：15 MPa三、材料准备四、固井要求1、井眼准备1）下套管通井前，技术科、固井队技术员及工具服务人员及时到平台，进行完井作业指导。

2）钻完设计井深后，调整好钻井液性能，采取短起下钻的方法把井眼搞畅通，正常后起钻电测。

3）电测期间钻台、井口要有专人值班，预防电测期间事故的发生。

4）收集齐全有关测井数据，为固井作业做好准备。

如：井斜、井径、声波、自然伽玛的ASC码数据，油顶、油底、油层井段、测井异常井段、井底温度等。

5）电测完进行通井，通井时根据电测井径认真进行扩划眼作业，对下钻遇阻井段、井眼曲率变化大的井段要处理畅通，并检查计算好通井井深。

6）通井根据实际情况确定循环排量、时间、泥浆性能，在保证井下安全的前提下，尽量降低粘切，降低含砂量，使之具有良好的稳定性和流变性，要求粘滞系数<0.1，粘度降至45~50s；起钻前根据井眼具体情况确定加适量的润滑剂以减少下套管摩阻，必要时用稠泥浆封井。

定向井工程设计

第一节定向井、水平井二维轨道设计一、设计原则：一口定向井的总设计原则，应该是能保证实现钻井目的，满足采油工艺及修井作业的要求，有利于安全、优质、快速钻井。

在对各个设计参数的选择上，在自身合理的前提下，还要考虑相互的制约。

要综合地进行考虑。

(一)选择合适的井眼形状复杂的井眼形状，势必带来施工难度的增加，因此井眼形状的选择，力求越简单越好。

从钻具受力的角度来看：目前普遍认为，降斜井段会增加井眼的摩阻，引起更多的复杂情况。

如图所示(2-1-1)，增斜井段的钻具轴向拉力的径向的分力，与重力在轴向的分力方向相反，有助于减小钻具与井壁的摩擦阻力。

而降斜井段的钻具轴向分力，与重力在轴向的分力方向相同，会增加钻具与井壁的摩擦阻力。

因此，应尽可能不采用降斜井段的轨道设计。

图2-1-1(二)选择合适的井眼曲率井眼曲率的选择，要考虑工具造斜能力的限制和钻具刚性的限制，结合地层的影响，留出充分的余地，保证设计轨道能够实现。

在能满足设计和施工要求的前提下，应尽可能选择比较低的造斜率。

这样，钻具、仪器和套管都容易通过。

当然，此处所说的选择低造斜率，没有与增斜井段的长度联系在一起进行考虑。

另外，造斜率过低，会增加造斜段的工作量。

因此，要综合考虑。

常用的造斜率范围是4°-10°/100米（三）选择合适的造斜井段长度造斜井段长度的选择，影响着整个工程的工期进度，也影响着动力钻具的有效使用。

若造斜井段过长，一方面由于动力钻具的机械钻速偏低，使施工周期加长，另一方面由于长井段使用动力钻具，必然造成钻井成本的上升。

所以，过长的造斜井段是不可取的。

若造斜井段过短，则可能要求很高的造斜率，一方面造斜工具的能力限制，不易实现，另一方面过高的造斜率给井下安全带来了不利因素。

所以，过短的造斜井段也是不可取的。

因此，应结合钻头、动力马达的使用寿命限制，选择出合适的造斜段长，一方面能达到要求的井斜角，另一方面能充分利用单只钻头和动力马达的有效寿命。

45-21固井水泥车参数计算

45-21固井水泥车参数计算一、发动机功率：392kw（525hp）发动机转速：2100转/分二、BY400变速箱：i1=7.62、i2=5.57、i3=4.00、i4=2.80、i5=2.01、i6=1.39、i7=1.00三、柱塞泵：600泵齿轮传动比: 4.61: 1 冲程: 152.4mm (6〞)柱塞直径: 114.3 (4.5〞) 最大连杆负荷: 453600N四、最大工作压力：P=最大连杆负荷/柱塞面积=453600/（π×114.3²÷4）=453600/10260=44Mpa五、排量计算：冲次=发动机转速÷传动箱传动比÷柱塞泵齿轮传动比例：一档冲次：2100÷7.62÷4.61=59.78其余各档冲次以此类推排量=柱塞面积×冲程×柱塞数量×冲次例：一档排量：3.1415×（1.143²÷4）×1.524×3×59.78=280.43其余各档排量以此类推六、压力大泵输入功率=发动机功率×80%=392×80%=313.6 kw功率=压力×排量÷60 即压力=功率×60÷排量一档压力=313.6×60÷280.43=67 Mpa二档压力=313.6×60÷384=48Mpa注意：最高工作压力由连杆负荷决定，不能超过44Mpa三档压力=313.6×60÷534=35Mpa四档压力=313.6×60÷763=24.6Mpa45-21 固井水泥车参数表。

钻井工程常用计算公式

钻井常用计算公式•、地层压力计算1、静液柱压力（MPa）=P（粘井液密度）*0.00981*H（垂深m）2、压力梯度值（MPa）=p（钻井液密度）*0.009813、单位内容积（r∩3Λn>=7.854*10-5*内径2（Cm）4、单位环空容积（m3∕m）=7.854*10^5*（井径2cm-管柱外径2cm）5、容积（m?）=单位内容积（m3∕m）*长度（m）管柱单位排音量（mVm）=7.854*10^5*（外径2cm内径2cm）6、地层压力（MPa）=钻具静液柱压力+关井立压7、压井钻井液密度（g∕c11p>=（关井立压Mpa/O.00981/11（m））+当前井液P（gcm3）8、初始循环压力=关井立压+底泵速泵压9、终止循环压力=（压力井液p/当前井液p）*低泵速泵压10、溢流长度m;钻井液增量m3/环空单位容积m3∕m11、溢流密度p（g∕cm3）=当前井液P-［（套压MPa-立压Mpa）/（溢流长度m*0.00981）］12、当量循环密度p（g/cm3）-（环空循环压力损失Mpa/O.00981/垂深m）+当前井液P13、当量钻井液P（g4zm3）-总压力Mpa/O.00981/垂深m14、孔隙压力MPa=9.81*Wf（地瓜水平均密度g∕cmυ*H（垂高m）15、上覆岩层压力（Mpa）=（岩石基质重量+流体重量）/面积［9.81*［（卜-。

岩石孔隙度％）*pm岩石基颓密度Hem3+4>*p岩石孔隙中流体密度g/cnP］16、地层破裂压力梯度（Mpa）=Pf（破裂地层压力Mpa）/H（破裂地层垂直深度m>Pf（破裂地层压力Mpa）=Ph（液柱压力Mpa）+P（破裂实验时的立管压力MPa）二、喷射钻井计算公式1、射流喷射速度计算相同直径喷嘴VOU1.2.73*Q（通过喷嘴液体排量1.∕S）∕n（喷嘴个数）*dc>2（喷嘴直径Cm）不相同直径喷喷Vo=12.73*Q（通过喷嘴液体排量1.∕S）/de?（喷嘴当量直径Cm）试中:de喷喷当量直径（cm）计算等喷嘴直径de-（根号n喷嘴个数）*d。

第六章固井

pper
fn
Sb
Sf
H n 1,i Hn
SK
通过数字计算或作图法找到与ρpper相等的地层压力梯度所对应的井深，该井深即为尾管下入深
度的初选点。
校核尾管的下入深度初选点是否会发生卡套管
30
井身结构设计
步骤
ρf
1、定中间套管最大下入深度假定点。
ρp
根据可能钻遇的最大地
层压力求设计破裂压力
梯度
35
（2）套管和井眼尺寸的选择和确定方法
确定井身结构尺寸一般由内向外依次进行，首先确定生产套管尺寸，再确定下入生产套管的井眼尺寸，然后确定中间套管尺寸等，依此类推，直到表层套管的井眼尺寸，最后确定导管尺寸。
生产套管尺寸根据采油方面的要求来确定。勘探
井则按照勘探方面的要求来确定。
套管与井眼之间有一定间隙，合理间隙值与井身
第六章固井（Cementing)
1
第六章固井
概述
第一节井身结构设计第二节套管及套管柱强度设计
第三节油井水泥
第四节注水泥
2
概述
1、固井工程的概念为了加固井壁，保证继续钻进，封隔油、气和水层，保证勘探期间的
分层试油及在整个开采中合理的油气生产，为此下入优质钢管，并在井筒与钢管环空充填好水泥的作业，称为固井工程。
➢ 候凝时间通常为24小时或48小时，也有72小时或几小时的，候凝时间的长短视水泥浆凝固及强度增长的快慢而定。候凝期满后。
测井进行固井质量检测和评价
10
概述
（a）
（b）
（c）
（d）
（e）
图7-2 注水泥工艺流程示意图
（a）循环钻井液（b）注隔离液和水泥浆（c）替浆（d）替浆（e）碰压

固井作业常用公式

固井施工作业常用公式一、水灰比的确定设水灰比为λ，水泥浆密度为s ρg/cm 3,干灰密度为c ρg/cm 3,则有：λ=1--s sc ρρρ 二、1m 3水泥浆所需的干水泥量三、四、五、井底压力六、（1）之间）,（2七、已知套管内容积Q （m 2），套管下深h （m ），设计注入水泥浆量L （m 3），注水泥排量为q 1（m 3/min ），替泥浆排量为q 2（m 3/min ）：（1）当Qh ＜L ，则升温时间t=1q Qh（min ）（2）当Qh ＞L ，则升温时间t=1q L +2q L Qh -（min ）八、稠化时间计算已知套管内容积Q （m 2），套管下深h （m ），设计注入水泥浆量L （m 3），注水泥排量为q 1（m 3/min ），替泥浆排量为q 2（m 3/min ）稠化时间t=1q L +1q Qh +附加安全时间（60-90min ）（min ）九、失水量的计算Q 30=2*Q tT30式中：Q 30——30min 失水量，mlQ t ——在时间t 时收集的滤液量，mlθθθ式中：n ——流性指数，无量纲；k ——稠度系数，Pa.s n十一、游离液的计算： FF=%100⨯sf V V式中：FF ——游离液占的比例；V f ——游离液体积（ml ） V s ——水泥浆体积（ml ）十二、固井配水用量计算（1）固体外加剂固体用量：W=1000V a λ%（kg ）式中：a%为固体在干灰中的加量，λ为水灰比，V 为配水总量，单位为m 3。

（2）液体外加剂液体用量：W=1000l c V w aρλ（kg ）式中：a 为试验加量，单位（ml ）十三、十四、已知井径环空容积十五、十六、环空返速式中：Q q V 十七、钻井液替量计算已知套管阻位为H （m ），套管内容为Q （L/m ）钻井液替量L=QH/1000（m 3）。

十八、静压差计算已知钻井液密度为ρm （g/cm 3），注入前置液所占环空高度为H f （m ），密度ρf （g/cm 3），注入水泥浆所占环空高度为H s （m ），密度为ρs （g/cm 3），g 为重力加速度。

固井计算常用公式

常用固井计算公式一、伸长对比计算： 1、套管变形计算：ΔL 自＝Kf FE L G ***2*2；式中：G ：套管单位长度的重量kg/m ；F ：套管横截面积cm 2；E ：弹性模量2.1×106kg/cm 2；L ：套管或钻具长度m ；Kf ：浮力系数=7.851ρ-；2、外力伸拉长：ΔL 外=FE Lkf P ***式中：P —外力，kg ； kf —浮力系数；L —上段被拉套管长度m ； E —弹性模量；F —被除拉套管面积；3、套管进扣量：ΔL 进=310**C N式中：C —进扣量，取0.002~0.0025；N —入井套管根数；4、套管内外密度变化引起套管轴向变形量：（1）管外流体密度变化引起的轴向变形：ΔL 外=1)-E(R L 1.0222套外ρμ∆R （2）管内流体密度变化引起的轴向变形：ΔL 内=1)-E(R L 0.122套内ρμ∆（3）浮力引起的轴向变形：ΔL 浮=EA)L A -(1.02套外外内内ρρ∆∆A式中：μ—波桑比，取0.30；ΔP —（密度增加，密度减少）；E ：弹性模量；A 内、A 外、A 本体—指横截面积cm 2；L —套管长，m 5、井口压力引起套管轴向变形（蹩压时）ΔL 井口=EAP A -P (04.0内内外外套∆∆A L6、最大上提拉力计算：下套管遇阻时在不考虑弯曲应力的情况下，上提套管时最大载荷在井口，可由下式计算：抗拉安全系数丝扣抗拉强度上提n P T =注：短期抗拉安全系数取1.60。

7、允许套管最大下压力计算2181K K I DD A P r ss⎪⎪⎭⎫⎝⎛=＋下压δ备注： K 1取1.8、K 2取1.75。

8、关闭分级箍循环孔增加的轴向载荷因该井套管下深较深，套管在空气中的重量达260t ，关闭分级箍循环孔的压力达18—20MPa ，对井口套管轴向载荷增加较大，增加的轴向载荷可根据下式计算：100/785.02关闭压力轴向力P d P ==79t9、关闭分级箍循环孔时上部套管的轴向变形量EFL P L 上部套管长外力轴向变形量⨯=∆37.77101.224001000796⨯⨯⨯⨯==1.17m10、下尾管或套管允许掏空深度和灌泥浆量及悬重变化因尾管或套管的抗挤强度远远高于回压凡尔的试泵压力，故下尾管或套管允许掏空深度按回压凡尔的试泵压25MPa 计算，并考虑2.5的安全系数，则：H 掏空=ρ⨯⨯⨯0.12.59.8025或者说 H 掏空=ρ⨯10/P m 试11、允许下套管速度计算：（1）下放尾管时允许泥浆上返速度尾管本体处允许上返速度取钻进时钻杆本体处环空上返速度，钻进排量如为20L/S ，井径取225mm 则上返速度：V 杆=杆环V Q（2）允许下放尾管速度计算：布科哈德公式，V 环=)5.0(*222管井管下D D D V -+由该公式中可知，V 环是知道的，由此可以求出V 下；式中，V 环，环空泥浆上返速度，m/s ；V 下，允许下放速度m/s ； D 井，井径，cm ；D 管，管柱外径，cm ；由上式可以计算出每米套管可下速度，求出每根套管的可下速度。

固井填井现场计算常用表

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。

固井

输入数据有误，请重新输入数据！Wrong input data, enter data again段(当前段)管柱计算下入井深depth calculating through sector (recent sector)column没有保存数据，请先保存数据Does not save the data, please save the data缺失井号数据miss well number data缺失井眼数据miss borehole data缺失油田数据miss field data缺失设计井深数据miss design well depth data缺失井身结构数据miss well structure data缺失钻井液密度数据miss Drilling fluid density data缺失钻井液屈服值或塑性粘度数据Miss value or plastic viscosity fluid yield data缺失地质资料数据miss geological data请先进行测斜数据处理Please make inclinometer data processing保存完毕save completed数据保存失败data saving failure你确认退出本系统吗? Are you sure you exit the system?新建工程new construction请输入基础数据并保存！Please enter the basic data and save!找不到帮助文件或帮助文件已损坏Can not find the help file or help file is corrupted操作异常！Operation exception!是否确定删除该项？Are you sure to delete this?请选择工程文件Please select the project file是否保存当前工程文件？To save the current project file?请选择保存路径Please select the save path信息丢失，暂无法保存！Information is lost, temporarily unable to save!设计数据与数据表异步，部分设计结果未成功保存design data and data table is asynchronous, part of design results are not successfully saved缺少基本信息，暂不能打印报告！Lack of basic information, temporarily can not print the report!请选择施工报告保存路径Please select the save path construction report固井设计报告Cementing Design Report正在生成施工设计报告. Construction Design Report is being generated.钻井资料Drilling data井身结构well structure完井方法下套管前钻井液性能钻井泵参数钻井复杂情况描述Description of the drilling complex井身质量Wellbore quality请选择导入的稠化曲线图片Please select the picture into the thickening curve找不到文件或文件内容不可读！Can not find file or file content unreadable!数据保存有误，请核实！Data stored in error, please check没有输入测试数据，无法进行拟合计算，请重试！No input test data, calculations can not be fitted, please try again!找不到资源文件！Can not find resource file!请输入单位数值？Please enter unit value?请选择换算的单位？Please select a unit conversion?压强pressure能量energy密度density加速度Acceleration速度velocity角度angle质量quality动力粘度Dynamic viscosity运动粘度Kinematic viscosity质量流率Mass flow rate体积流率Volume flow rate设置取消，可能导致计算误差！Set cancellation may result in calculation errors!信息未添加成功，请重试！Information is not added successfully, please try again!文件损坏！File is corrupt!原始数据有误或未经计算，绘图失败The original data is incorrect or not calculated, drawing is failed请选择已编排文件Please select the layout file请选择图像保存路径Please select an image save path。

常规测井曲线说明

水层
CAL不扩径，SP呈副幅度差，电阻率在0.3－ 1.0Ω.m。
一、碎屑岩固井
固
碎屑岩固井评价标准：
井
质
固井质量好： CBL<20%
量评
固井质量中等：20%<CBL<40%
价
固井质量差： 40%<CBL<100%
一、碎屑岩固井
碎屑岩固井评价标准：
固井质量好： CBL<20%
固
井
固井质量中等：20%<CBL<40%
一、碎屑岩常规测井曲线
碎屑岩常规测井曲线包括九条，具体如下：
自然伽玛(GR):一般泥岩高值，砂岩低值，塔河油田砂泥岩GR值无明显区分。
岩性自然电位(SP)：砂岩段(负)幅度差异大,泥岩成基线。
井径(CAL)：砂岩段缩径或者不扩径，泥岩段扩径。
说明：塔河油田一般用SP来划分碎屑岩岩性。
常
规
八侧向电阻率(RFOC)：对应阵列感应HT02(或者M2R2、RT10)
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常规测井曲线说明
盛海波二00六年三月十七日
汇报内容
碎屑岩和碳酸盐岩由于岩性的不同，测井时所采用的测井项目也不同。因此，下面就分碎屑岩和碳酸盐岩常规测井曲线来讲：
1、碎屑岩常规测井曲线及其它测井项目（倾角、固井）。 2、碳酸盐岩常规测井曲线。
密度(DEN)：在灰岩段接近骨架值。
二、碳酸盐岩测井解释常用参考测井曲线
碳酸盐岩常规测井曲线包括八条，具体如下：
总自然伽玛(GGR):一般泥值充填洞穴高值，灰岩低值，含放射性物质段(铀等)高值。
钾钍和(KTH)：反映泥质含量情况。