连续油管钻井水力参数理论计算
钻井水力参数计算
钻井水力参数计算1.钻井水力参数的定义：2.钻井水力参数的计算方法：2.1循环压力（Pp）的计算：循环压力是指钻井液在井眼中循环时施加在井壁上的压力，其计算公式为：Pp=Pg+Ph+π/144*(ID²-OD²)/4*ρm其中，Pp为循环压力，Pg为气体压力，Ph为井斜段压力，ID为钻杆内径，OD为钻杆外径，ρm为泥浆密度。
2.2液柱压力（Pm）的计算：液柱压力是指钻井液柱在井眼中的垂直压力，其计算公式为：Pm=π/144*(ID²-OD²)/4*ρm*L其中，Pm为液柱压力，ID为井眼内径，OD为套管外径，ρm为泥浆密度，L为液柱长度。
2.3摩阻压力（Pf）的计算：摩阻压力是指钻井液在井眼中流动时受到的阻力，其计算公式为：Pf=2f*ρm*V²/(D*g)其中，Pf为摩阻压力，f为阻力系数，ρm为泥浆密度，V为流速，D 为井眼直径，g为重力加速度。
2.4泥浆柱液位压力（Ps）的计算：泥浆柱液位压力是指钻井液静止时产生的压力，其计算公式为：Ps=π/144*(ID²-OD²)/4*ρm*(H+h)其中，Ps为泥浆柱液位压力，ID为井眼内径，OD为套管外径，ρm 为泥浆密度，H为井深，h为液位高度。
2.5井底压力（Pb）的计算：井底压力是指钻井液从井口到井底的压力损失，其计算公式为：Pb=ρm*Ls*g/144其中，Pb为井底压力，ρm为泥浆密度，Ls为井筒长度，g为重力加速度。
2.6水柱效应（Pr）的计算：水柱效应是指钻井液在井眼中垂直上升或下降时，形成的压力差，其计算公式为：Pr=π/144*(ID²-OD²)/4*ρf*h其中，Pr为水柱效应，ID为井眼内径，OD为套管外径，ρf为井口液体密度，h为液位高度。
3.钻井水力参数的分析和应用：通过计算钻井水力参数，可以确定钻井液在井筒中的性能，评估井筒稳定性和泥浆循环能力，并根据计算结果进行钻井工艺设计和井筒优化。
连续油管钻井水力计算(中文版)
弯曲管计算
5576.74 6376.74 层流 0.00770 4038579.29 Pa
1.203
n 1.000 1.000
0.669 0.605 0.507 0.52564
K 0.0010 0.0010
0.0930 0.5110 2.1887 0.8213
直管段 弯管段 弯管层流相关参数psi= 狄恩数的幂phi=
几何尺寸 滚筒直径D = 连续油管外径OD = 连续油管厚度T = 管柱长度L = 滚筒外连续油管长度LOFF=
滚筒上的连续油管长度LON =
连续油管内径ID= 过流面积s=
层流状态下最大直雷管诺计数算 紊流状态下最小雷CR诺E1数= 2749.8732
CRE2= 3549.8732
流态,直管段= 紊流
a Re40.8b
189
154.63(D1/0.0254)5
lon (Qc2/0.2271) 2
Re Re1 Pc4 Pc3
pc Pc3 Re 2 Re 1
(Qc2/0.2271) 2
直管段范宁摩阻系数F1= 0.00640
直管段压力损失P1= 5951212.8 Pa
弯曲管计算 层流状态下最大雷诺数 紊流状态下最小雷C诺RE数3=
CRE4= 流态,弯曲管段=
弯曲管段范宁摩阻系数F2=
弯曲管段压力损失P2=
全部管柱压力损失P3 = 9989792.1 Pa
范宁摩阻系数弯直管段比 bi
Re Re 1 Ps4 Ps3
ps Ps3 Re 2 Re 1
流体流动和压力损失计算表
压力损失
(Pa)
层流
紊流
临界值1
临界值2
插值-f
########### ############ 2828674.11017 ########### ############ 1455857.43602
钻井水力参数的计算
10 2.6 0.355340967 1.254797103 22.49384672
提示：黄色区为需要填入数据的部分，蓝色区为自动计算的结果！
所钻井眼的直径 mm 地面管汇磨阻系数 Φ3 216 0.44 8 108.62 76.2 53.8 23.86536 2.386536 447.3273 3.808142 128.78 70.47056 钻杆长度(m) 加重钻具长度(m) 钻铤长度(m) 3000 120 90 目前钻头所在的深度 m 1828
加重钻杆内的平均流速Vi (m/s)
(m/s) 3.578956 钻杆内的临界流速Vic 7.272204 加重钻杆内的临界流速Vic(m/s) 14.58853 钻铤内的临界流速Vic (m/s) 1.383222 钻杆在裸眼井段内的临界流速Vic(m/s) 0.489453 钻杆在套管井段内的临界流速Vic(m/s) 1.383222 加重钻杆在裸眼井段内的临界流速Vic(m/s) 1.969611 钻铤在裸眼井段内的临界流速Vic(m/s) 447.3268 液流的喷射速度(m/s) 11.16116 0.65 钻头和马达负载的总压耗 (Mpa) 工作方式代号
钻井液的塑性粘度PV(mPa.s)
9.19 钻杆内径(mm) 25.4 加重钻具内径(mm) 52.5 钻铤内径(mm) 当量喷嘴直径 (mm) 喷嘴当量直径 (cm) 喷嘴总面积 (mm2) （kw) 喷嘴的压力降（MPa）
地面管汇的压耗 0.693099971 钻具内的循环总压耗 9.451602319 环空的循环总压耗 1.016462497 钻头压降 3.807217156 动力钻具的压耗 0
0.413212271 0.589017282 0.834258678 0.504304684 0.23255501 0.504304684 0.784669876 70.4794295 3.807217156 1
油气井水力学讲义 钻井水力设计有关的计算公式
钻井水力设计有关的计算公式一．钻柱内压耗钻柱公式 （一）、紊流的计算公式1．一般公式：dLV f P 22ρ=或52232d LQ f P πρ=式中：P - 压耗； f - 范宁阻力系数；ρ - 钻井液密度； Q - 排量 L - 管长； V - 平均流速量； d - 圆管直径。
⎪⎪⎪⎩⎪⎪⎪⎨⎧-=+==7/)]ln(75.1[50/]93.3)[ln(n b n a R a f ben 为泥浆流性指数n nn n nn K V d )413(8Re 21+=--ρ 或nnn n n nn K Q d )413(2Re 243572+=----ρπ2．应用公式∑==Ni G iiGp dL Q G P 1123式中： ⎪⎪⎪⎪⎪⎪⎪⎩⎪⎪⎪⎪⎪⎪⎪⎨⎧+-=+-==⎪⎭⎫⎝⎛+=+-=--==-22543413575222321432143121b nb G b nb G k n n k b bn k nb b k k k aK G b nb b k k ρπN 值可以取4，即地面管汇（立管、软管，方钻杆）、钻杆、钻铤、接头。
（二）、层流的计算公式二．环空内压耗计算公式不同的环空段流态可能不同，需判断流态，分别按紊流和层流计算压耗。
1． 紊流压耗公式 1). 一般公式：p h D D LV f P -=22ρ 或 S D D LQ f P p h )(22-=ρ式中：Dh, Dp —井眼直径，钻柱外径；f, a, b 同上n n n p h n n n K V D D )312()(12Re )2()1(+-=--ρ 或 nnnp h n n Q S D D nn K ----+=221)()312(12Re ρ 2). 应用公式：∑=-=Mi K i K ip i h iK S D D L QK PA 11323)( nbb nb b b n n aK K ⎪⎭⎫⎝⎛+=--31212211ρ； 12+=nb K ； 223+-=b nb K2．层流压耗公式 1). 一般公式：np h p h D D n V n D D KL PA ⎥⎥⎦⎤⎢⎢⎣⎡-+-=)()12(44 或 np h ph S D D n Q n D D KLPA ⎥⎥⎦⎤⎢⎢⎣⎡-+-=)()12(44 2). 应用公式：∑=+-=Mi n i n i p i h i n S D D L Q K PA 111)( 式中：nn n K K ⎥⎦⎤⎢⎣⎡+=)12(441 三．钻头压降及喷嘴当量面积公式222559.513C A Q P b ρ=； 5.022559.513⎥⎦⎤⎢⎣⎡=C P Q A b ρ 式中 Pb —钻头压降，Mpa; Q —排量，I/S; ρ—泥浆密度，（g/cm 3）A —喷嘴总面积，mm 2; C —喷嘴流量系数，一般取0.95-0.96例题胜利油田渤南地区义4-4-13井为长裸眼钻进，即不下技术套管。
钻井液常规计算公式
钻井液常用计算一、水力参数计算：(p196-199)1、地面管汇压耗：Psur=C×MW×(Q/100)1.86×C1Psur---地面管汇压耗，Mpa（psi）；C----地面管汇的摩阻系数；MW----井内钻井液密度，g/cm3(ppg);Q----排量，l/s(gal/min);C1----与单位有关的系数，当采用法定法量单位时，C1＝9.818；当采用英制单位时，C1＝1；①钻具内钻井液的平均流速：V1=C2×Q/2.448×d2V1-------钻具内钻井液的平均流速，m/s(ft/s)；Q-------排量，l/s(gal/min);d-------钻具内径，mm(in)；C2------与单位有关的系数。
当采用法定计量单位时，C2＝3117采用英制单位时，C2＝1。
②钻具内钻井液的临界流速V1c=(1.08×PV＋1.08(PV2＋12.34×d2×YP×MW×C3)0.5)/MW×d×C4V1c -------钻具内钻井液的临界流速，m/s(ft/s)；PV----钻井液的塑性粘度，mPa.s(cps);d------钻具内径，mm(in)MW----钻井液密度，g/cm3(ppg);C3、C4------与单位有关的系数。
采用法定计量单位时，C3＝0.006193，C4＝1.078；采用英制单位时，C3＝1、C4＝1。
③如果≤V1c，则流态为层流，钻具内的循环压耗为P p=C5×L×YP/225×d＋C6×V1×L×PV/1500×d2④如果V1>V1c，则流态为紊流，钻具内的循环压耗为P p=0.0000765×PV0.18×MW0.82×Q1.82×L＋C7/d4.82P p---钻具内的循环压耗，Mpa(psi);L----某一相同内径的钻具的长度，m(ft)；V1-------钻具内钻井液的平均流速，m/s(ft/s)；d------钻具内径，mm(in)MW----钻井液密度，g/cm3(ppg);Q-------排量，l/s(gal/min);C3、C6------与单位有关的系数。
钻井各种计算公式
钻头水利参数计算公式：1、 钻头压降：dc QP eb 422827ρ= （MPa ） 2、冲击力：VF Q j02.1ρ= (N)3、 喷射速度：dV eQ201273=(m/s)4、 钻头水功率：d c QN eb 42305.809ρ= （KW ）5、比水功率：DNN b 21273井比＝ (W/mm 2)6、 上返速度：D DV Q221273杆井返＝- （m/s ）式中：ρ－钻井液密度 g/cm 3Q－排量 l/sc －流量系数，无因次，取0.95～0.98de －喷嘴当量直径 mmd d d de 2n 2221+⋯++= d n ：每个喷嘴直径 mmD 井、D 杆 －井眼直径、钻杆直径 mm全角变化率计算公式：()()⎪⎭⎫ ⎝⎛∂+∂+∆=-∂-∂225sin 222b a b a b a L K abab ϕϕ 式中：a ∂ b ∂ －A 、B 两点井斜角；a ϕ b ϕ －A 、B 两点方位角套管强度校核：抗拉：安全系数 m ＝1.80（油层）；1.60～1.80（技套） 抗拉安全系数＝套管最小抗拉强度/下部套管重量 ≥1.80 抗挤：安全系数：1.12510ν泥挤H P= 查套管抗挤强度P c ' P c'/P挤≥1.125按双轴应力校核：Hn P ccρ10=式中：P cc －拉力为T b 时的抗拉强度（kg/cm 2） ρ －钻井液密度（g/cm 3） H －计算点深度（m ） 其中：⎪⎭⎫⎝⎛--=T T KPP b b ccc K 223T b ：套管轴向拉力（即悬挂套管重量） kg P c ：无轴向拉力时套管抗挤强度 kg/cm 2K ：计算系数 kg σs A K 2=A ：套管截面积 mm 2 σs ：套管平均屈服极限 kg/mm 2 不同套管σs 如下：J 55：45.7 N 80:63.5 P 110:87.9地层压力监测：⎪⎭⎫⎝⎛⎪⎭⎫ ⎝⎛=D W NT R R d m n c 0671.0lg 282.3lg (d c 指数)100417.04895.8105⎪⎭⎫ ⎝⎛+⨯-=H cn ddR d Rcmcnp= （压力系数）式中：T –钻时 min/m N –钻盘转数 r/minW －钻压 KN D －钻头直径 mmR n －地层水密度 g/cm 3 R m －泥浆密度 g/cm 3压漏实验：1、 地层破裂压力梯度：HPG Lm f 10008.9+=ρ KPa2、 最大允许泥浆密度：HP Lm 102max +=ρρ g/cm 3为安全，表层以下[]06.0max-=ρρm g/cm 3 技套以下[]12.0max-=ρρmg/cm 33、 最大允许关井套压：[]8.01000'max ⨯⎪⎭⎫ ⎝⎛--=gHm R a P P ρρ式中：P L －漏失压力（MPa ） PR－破裂压力（MPa ）ρm－原泥浆密度（g/cm 3） H －实验井深（m ）ρ'm ax－设计最大泥浆密度（g/cm 3） 10008.9mHP PL ρ+＝漏10008.9HmR P P ρ+=破井控有关计算：最大允许关井套压经验公式：表层套管[Pa]=11.5%×表层套管下深（m ）/10 MPa 技术套管[Pa]=18.5%×技术套管下深（m ）/10 MPa地层破裂压力梯度：HPG RR 1000=KPa/m最大允许关井套压：8.000981.01000max ⨯⎪⎪⎭⎫⎝⎛-=H H G P R a 套套ρ Mpa 最大允许钻井液密度：81.9'max G R=ρ－0.06 (表层)81.9'maxGR=ρ－0.12 （技套）套管在垂直作用下的伸长量：10724854.7-⨯-=∆LmL ρ式中：ρm －钻井液密度 g/cm 3 L ∆ －自重下的伸长 m L －套管原有长度 m 套管压缩距：()ρρmL LLE L 总钢固自-⨯=∆10式中：L ∆ －下缩距 m L自－自由段套管长度 mL固－水泥封固段套管长度 mL总－套管总长 mρ钢－钢的密度 7.85g/cm 3ρm－钻井液密度 g/cm 3E －钢的弹性系数 （2.1×106kg/cm 3）泥浆有关计算公式：1、加重剂用量计算公式：()rr r r r 重加原重原加加－＝-V W 式中：W 加 －所需加重剂重量 吨 V 原 －加重前的泥浆体积 米3r 原、r 重、r 加－加重前、加重后、加重材料比重 g/cm 32、泥浆循环一周时间：QT V V 60柱井-=式中：T －泥浆循环一周时间 分 V 井、V 柱 －井眼容积、钻柱体积 升 Q －泥浆泵排量 升/秒 3、井底温度计算公式：1680HT T += 式中：T 、T 0 －井底、井口循环温度 o C H －井深 米 4、配制泥浆所需粘土和水量计算：粘土量 ()rr r r r 水土水泥泥泥土－＝-V W 水量r土土泥水－＝W VQ 式中：W 土 －所需粘土的重量 吨 V 泥 －所需泥浆量 米3r 水、r 土、r 泥 －水、土和泥浆的比重 g/cm 3 Q 水 －所需水量 米35、降低比重所需加水量：()rrrrr水稀水稀原原水＝--VQ式中：Q水－所需水量米3V原－原泥浆体积米3r原、r稀、r水－原泥浆、稀释后泥浆和水的比重g/cm3。
连续管钻井水力参数计算软件公式2
A B C D E F G H I J1 油管层数油管增加的径向长度每层长度总长度弯曲半径r0/Rv管雷诺管f管管内摩阻21 0.0365 260.32260.321.3370.02373.172020310.0061590.5132 0.1059 273.83534.151.4060.02253.172020310.0061300.5343 0.1752 287.34821.491.4750.02153.172020310.0061030.5654 0.2446 300.851122.331.5450.02053.172020310.0060780.5865 0.3139 314.351436.691.6140.01963.172020310.0060550.6176 0.3833 327.861764.551.6830.01883.172020310.0060330.6387 0.4526 341.372105.921.7530.01813.172020310.0060120.6598 0.5220 354.882460.801.8220.01743.172020310.0059930.68109 0.5913 368.392829.181.8910.01683.172020310.0059750.701110 0.6607 381.893211.071.9610.01623.172020310.0059570.721211 0.7300 288.933500.002.030.01563.172020310.0059410.5513 总摩阻6.72A B C D E F G H I J K L14 清水15 套管直径套管壁厚S环空v环空摩阻1摩阻2雷诺环空f环空0.005004直段盘管段15 0.1397 0.012100.00631.5892.041.45679510.004870.0061755.580.05.5817 0.1778 0.016260.01240.8070.320.23586810.005030.0061163.981.955.9318 0.006033 0.06.726.7219 Nreg环空水基泥浆Nreg管20 4.97 3.551580 0.010130.0063954444521 1.55 1.11769 0.020810.0076108.360.08.3622 0.007532 5.972.818.7823 0.007416 0.09.699.691K L M N O P Q R S T1 狄恩数DECT直径DCT厚度TCT内径d筒芯直径TD绝对粗糙度ks相对粗糙度KSNRe1 Q(L/min)2 31548 0.0730.00480.06342.60.0000472440.0007451741015096003 299654 直段长度盘管段长度密度Pn k a b △Pg5 第1种情况3500 清水1006 1 0.001 0.07860.25 0.0246 第2种情况2501000 水基泥浆1180 0.52564 0.8213 0.07300.28990.1047 全盘在滚筒上0 35002A B C D E F1 油管层数油管增加的径向长度每层长度总长度弯曲半径r0/R2 1 B2=$L2/2 C2=2*PI()*31*E2D2=C2E2=$O$2/2+$L$2/2F2=$N$2/2/E23 2 B3=B2+$L$2*0.95C3=2*PI()*31*E3D3=C3+D2E3=E2+$L$2*0.95F3=$N$2/2/E34 3 B4=B3+$L$2*0.95C4=2*PI()*31*E4D4=C4+D3E4=E3+$L$2*0.95F4=$N$2/2/E43G H I J1 v管雷诺管f管管内摩阻2 G2=($S$2/60000)/(PI()*$N$2^2/4)H2=$O$5*$N$2*$G2/$Q$5I2=$I$15+(0.0075*(F2)^0.5)J2=C2*$O$5*G2*G2*I2*2/$N$2/10000003 G3=($S$2/60000)/(PI()*$N$2^2/4)H3=$O$5*$N$2*$G3/$Q$5I3=$I$15+(0.0075*(F3)^0.5)J3=C3*$O$5*G3*G3*I3*2/$N$2/10000004G4=($S$2/60000)/(PI()*$N$2^2/4)H4=$O$5*$N$2*$G4/$Q$5I4=$I$15+(0.0075*(F4)^0.5)J4=C4*$O$5*G4*G4*I4*2/$N$2/1000000 45N1 CT内径d2 N2 =$L$2-2*$M$26Q R1 相对粗糙度KS NRe12 Q2=$P$2/$N$2 R2=59.7/(2*Q2)^(8/7)7R S T 4 a b △Pg5 R5=(LOG10(P5)+3.93)/50 S5=(1.75-LOG10(P5))/7T5=0.0003767*($O5/1000)^0.8*($Q5*1000)^0.2*($S$2/60)^1.86 R6=(LOG10(P6)+3.93)/50 S6=(1.75-LOG10(P6))/7T6=0.0003767*($O6/1000)^0.8*($Q6*1000)^0.2*($S$2/60)^1.88 K1 狄恩数DE2 K2=H2*($N$2/2/1.3)^0.53 K3=H3*($N$2/2/1.441)^0.5C D E15 S环空v环空摩阻116 C16=PI()*(($A16-2*$B16)^2-$L$2^2)/4 D16=36/3600/$C16E16=2*$H$16*$L$5*$O$5*$D16^2/($A16-2*$B16-$L$2)/100000017 C17=PI()*(($A17-2*$B17)^2-$L$2^2)/4 D17=36/3600/$C17E17=2*$H$17*$L$5*$O$5*$D17^2/($A17-2*$B17-$L$2)/10000009E20 E20=2*$H20*$L$5*$O$6*$D16^2/($A16-2*$B16-$L$2)/100000021 E21=2*$H21*$L$5*$O$6*$D17^2/($A17-2*$B17-$L$2)/100000010F15 摩阻216 F16 =2*$H$16*$L$6*$O$5*$D16^2/($A16-2*$B16-$L$2)/100000017 F17=2*$H$17*$L$6*$O$5*$D17^2/($A17-2*$B17-$L$2)/1000000181920 F20=2*$H20*$L$6*$O$6*$D16^2/($A16-2*$B16-$L$2)/100000021 F21=2*$H21*$L$6*$O$6*$D17^2/($A17-2*$B17-$L$2)/100000011G19 Nreg环空20 G20=($O$6*$D16^(2-$P$6)*($A16-2*$B16-$L$2)^$P$6/($Q$6*12^($P$6-1)))*(4*$P$6/(3*$P$6+1))^$P$621 G21=($O$6*$D17^(2-$P$6)*($A17-2*$B17-$L$2)^$P$6/($Q$6*12^($P$6-1)))*(4*$P$6/(3*$P$6+1))^$P$612G15 雷诺环空16 G16=$O$5*($A16-2*$B16-$L$2)*$D16/$Q$517 G17=$O$5*($A17-2*$B17-$L$2)*$D17/$Q$513H15 f环空16 H16=(1/(2*(1.8*LOG10($G16)-1.53)))^217 H17 =(1/(2*(1.8*LOG10($G17)-1.53)))^215H20 H20=16/G2021 H21=16/G2115I14 清水15 I15=(1/(2*((-2)*LOG10($Q$2/3.7065-(5.0452/H2)*LOG10($Q$2^1.1098/2.8257+(7.149/H2)^0.8961)))))^216I16 I16=$I$15+(0.0075*($N$2/2/1.3)^0.5)17 I17=$I$15+(0.0075*($N$2/2/1.441)^0.5)18 I18=$I$15+(0.0075*($N$2/2/1.683)^0.5)19 水基泥浆20 I20=$R$6/$J$20^$S$621 I21=1.06*$R$6*($N$2/2/1.3)^0.1/$J$20^(0.8*$S$6)22 I22=1.06*$R$6*($N$2/2/1.441)^0.1/$J$20^(0.8*$S$6)23 I23 =1.06*$R$6*($N$2/2/1.683)^0.1/$J$20^(0.8*$S$6)J15 直段16 J16=2*$I$15*$L5*$O$5*$G$2^2/$N$2/100000017 J17=2*$I$15*$L6*$O$5*$G$2^2/$N$2/100000018 J18=2*$I$15*$L7*$O$5*$G$2^2/$N$2/100000019 Nreg管20 J20=($O$6*$G$2^(2-$P$6)*$N$2^$P$6/($Q$6*8^($P$6-1)))*(4*$P$6/(3*$P$6+1))^$P$621 J21=2*$I$20*$L5*$O$6*$G$2^2/$N$2/100000022 J22=2*$I$20*$L6*$O$6*$G$2^2/$N$2/100000023 J23=2*$I$20*$L7*$O$6*$G$2^2/$N$2/100000018K L15 盘管段16 K16=2*$I16*$M5*$O$5*$G$2^2/$N$2/1000000 L16=J16+K1617 K17=2*$I17*$M6*$O$5*$G$2^2/$N$2/1000000 L17=J17+K1718 K18=2*$I18*$M7*$O$5*$G$2^2/$N$2/1000000 L18=J18+K18192021 K21=2*$I21*$M5*$O$6*$G$2^2/$N$2/1000000 L21=J21+K2122 K22=2*$I22*$M6*$O$6*$G$2^2/$N$2/1000000 L22=J22+K2223 K23=2*$I23*$M7*$O$6*$G$2^2/$N$2/1000000 L23=J23+K23()Re18/759.72Nε=1.10980.8961Re Re1 5.04527.1492lg[lg(())]3.7065 2.82572SLN N fεε=--+22fL vP fdρ∆=eRdNρνμ=214318nn nReg nnnd vNkρ--⎛⎫⎪+⎝⎭=0.10.81.06CL bRegrafN R⎛⎫= ⎪⎝⎭2CT 1431-12n n nRegn n n d d v N k ρ--⎛⎫ ⎪+⎝⎭=外套内）（0.100.81.06CLb Reg r a f N R ⎛⎫= ⎪⎝⎭11.8lg 1.532Re SLN f =-。
连续油管的工作能力计算
2002年3月第17卷第2期 西安石油学院学报(自然科学版)Jou rnal of X i ′an Petro leum In stitu te (N atu ral Science Editi on ) M ar .2002V o l .17N o.2 收稿日期:2001202220 作者简介:何东升(19642),男,四川岳池人,博士,主要从事石油机械、数值计算方法等方面的研究. 文章编号:100125361(2002)022*******连续油管的工作能力计算Co m puta tion of the Opera tion Ab il ity of Co iled Tub i ng何东升1,武学尧2,雷建安3(11大连理工大学力学系,辽宁大连 116023; 21西安石油学院机电与材料工程学院,陕西西安 710065;31长庆油田公司第二采油厂,甘肃庆阳 741500)摘要:连续油管的刚度小,在承受纵向压力载荷时易发生正弦形、螺旋形弯曲(失稳),因而难以承受有效的压力载荷.讨论了连续油管在受压缩载荷时发生正弦和螺旋形弯曲的条件;建立了任意井眼轨迹时连续油管受力模型,提出了起升、下放作业时的力边界条件,从而可以确定连续油管的作业能力.它包括是否可以下达预定井底并以期望的作业力进行作业,确定连续油管各点的受力大小和方向以判断该作业是否安全.如果靠简单下放连续油管在井底不能实现预定作业力,则应使用加力器并在连续油管内部打压,采用迭代法求解.同时,给出了简单下放和下放打压的计算实例,结果与实际工作相吻合.关键词:连续油管;弯曲;失稳;作业能力中图分类号:T E 933+18 文献标识码:A 20世纪80年代中后期以来,由于连续油管(下称CT )制造技术的进步和石油勘探开发难度的增加,CT 以其高效益而获得越来越广泛的应用.进入90年代,CT 装置以每年20%的速度增长[1],CT 的井下作业量也以每年25%的速度增加,CT 的尺寸已达到168.4mm (658″).国外在使用CT 上已经积累了丰富的经验[2].CT 不仅用于井下作业,也拓宽到CT 钻井、开发、测井、海底管线等领域,可以说CT 基本上可以进行所有的管柱作业.虽然CT 在国内已经得到一定应用,但主要用在垂直井眼中的洗井、注氮等常规作业中,而CT 的起下速度快、运移性好、可以通过弯曲井段或水平井段的优点,在水平井或定向井作业中没能得到充分发挥.到1999年,我国共进口价格昂贵的CT 装置18套,大多处于闲置状态.由于现代技术日新月异,CT 这一高技术装备迅速贬值.造成这些损失的原因在于,CT 用于常规井中作业成本高,而用于非垂直井眼作业时因其刚度小,较难承受纵向压缩载荷,在通过弯曲井段或水平井段时较为困难,在井底作业时能施加的作业力太小.这是因为我们对CT 的性能还缺乏了解,只要掌握了它在井眼中的受力及弯曲变形模式,便可以充分利用CT 来提高作业效率.1 CT 的弯曲模式当CT 在井内受到纵向压力作用,且压力超过极限纵向载荷F sin 时,CT 就会发生正弦形弯曲,其中临界压力F sin [3]为F sin =2(E IW e sin Η r )1 2(1)式中:E 为弹性模量,N m 2;I 为惯性矩,m 4;W e 为CT 在介质中单位长度的重量,N m ;r 为环形空间内径与CT 外径之差,m ;Η为井斜角.当纵向压缩载荷进一步增加,超过一定压力F hel 时,CT 就进入螺旋形弯曲状态[4].F hel =2(2E IW e sin Η r )1 2(2)当发生螺旋形弯曲时,由于井眼限制CT 的径向弯曲,在井眼与C T 之间产生一个相互作用力[5]. N hel=rF t2 (4E I)(3)式中:F t为CT所受轴向力,N.2 弯曲井段内CT的计算模型图1为任一段长为d x的CT在任意轨迹井眼内的受力,经推导即得如式(4)的微分方程[6]:d F t dx=W e co sΗ+Λq n(4)式中:q n为管柱对井壁的正压力,N m. q n=(F t d Ηd x +We sinΗ-E Id3Ηd x3)2+(F t sinΗdΑd x-E Id2d x2(sinΗdΑd x))1 2(5)式中:F t为轴向载荷,N;Λ为CT与井筒的摩擦系图1 任意管柱的受力图数;Α为方位角;x为井深,m.将式(5)代入式(4),所得微分方程可以采用数值方法求解,由此可求得CT所受轴向力F t.由式(3),当-F t>N hel时,CT将发生螺旋形弯曲,还应考虑CT与井眼之间相互作用力N hel的影响,这时CT受力的微分方程为d F t d x=We co sΗ+Λq n+ΛN hel(6)式(4),(6)的边界条件为在起升、下放,且当x=0时,F t为钩载;在CT的最下端,F t为零;在井下作业,且当x=0时,F t为钩载;在CT的最下端,F t未知.这两个微分方程均可采用四阶L unge2ku tta法求解.由于所测数据是关于井深的离散数据,而式(4),(6)二微分方程是对连续变量建立的,必须对数据进行连续处理.本文对数据处理之前还进行了最小二乘平滑以消除测量误差,然后再进行三次样条拟合使数据连续化.由此可计算出F t,同时也可确定CT的弯曲状态:当-F t<F sin时,CT发生不稳定性弯曲;当F sin<F t<F hel时,CT发生正弦形弯曲(失稳);当-F t>F hel时,CT发生螺旋形弯曲(失稳).3 CT的工作能力计算分析计算CT的目的在于对CT的工作能力进行评价,即它是否能达到指定的井底,并用指定的作业力进行作业,如果达不到作业要求,是否可以采取一定的措施来保证这一要求.因而,工作能力包括通过能力和具体的作业力的计算.通过能力可认为在下放CT时,当钩载放松到零CT不能进一步下放时CT通过弯曲井段的能力.对任意井深代入式(4)或式(6),加上井口处拉力为零的边界条件求解.如果CT在该井深处受力大于零,则需要一个拉力作业在底部才能使CT到达该井深,因而CT不能通过该处;若CT在该井深处受力小于或等于零,则CT可以通过或到达该处.采用CT进行井下作业时,CT底部作业力大小关系到井下作业的质量甚至成败.CT在井下受多种约束,实际上是个超静定系统,故考察CT受力必须考虑其变形条件.由于CT平时缠绕在滚筒上时,已经发生了塑性变形,自由状态时CT呈螺旋线,同时螺旋形弯曲的轴向压力只是正弦形弯曲的2倍,而产生两个正弦形弯曲半波的轴向压力为一个半波时的4倍,所以通常CT只产生一个半波的正弦形弯曲就进入了螺旋形弯曲状态.实际计算中,忽略正弦形弯曲对伸长所产生的影响.CT的各种伸长(缩短为负)如下所述.(1)螺旋伸长当-F t>F hel时,管柱发生螺旋弯曲,此时管柱长度比实际井深略长.—83—西安石油学院学报(自然科学版)螺旋角 Υ=∫0l1Π F t-F hel8E Id x螺旋伸长 ∃L hel=(rΥ)2+L2-L2(7)式中:L为CT长度,m.(2)膨径伸长在内外压差作用下,CT将发生膨径效应,从而发生伸长.∃L D=-2ΧLE ∃p′i-R2∃p′oR2-1(8)式中:R为CT外径与内径之比;∃p i′,∃p o′为油管内、外平均压力变化,M Pa;Χ为泊松比,Χ=0.3.(3)拉压伸长∃L p=F t L (EA)(9)式中:A为CT截面积.(4)温升伸长∃L T=ΑT L∃T(10)式中:ΑT为管柱线胀系数,ΑT=11×10-5 ℃;∃T为管柱平均温度变化,℃.(5)总伸长量计算在不同作业中应采用以上4种不同组合,如:∃L=∃L hel+∃L D+∃L p+∃L T(11) CT进行任何作业时均会产生拉压变形(伸长,受压时的伸长为负),下入井底的作业状态变化前后一般∃L并不相等,而在CT底部的变形协调条件是二者相等.为此必须把∃L的变化∃L′引起的附加力考虑到CT的实际受力中,而附加力与∃L′之间是一个复杂的非线性关系,本文首先假设附加力与∃L′之间具有单调关系,再通过迭代来确定其附加作用力.由于实际计算的迭代是收敛的,表明单调假设是正确的.如对CT下放进行开启工具作业,当CT刚接触井底时,CT底部受力为零;进一步下放CT,据钩载可由式(4)、式(6)确定CT底部开启力即作业能力,同时可按式(11)得出一个伸长量∃L0.若开启力不够,则可采用向CT内打压和加力杆的办法来增大开启力.内部加压使管柱受到P内A内的拉力,可能使原来发生正弦形、螺旋形弯曲的部分不再弯曲或弯曲减小,同时也使CT的其他部分发生伸长.加力杆其实相当于一个液压活塞,在压力的作用下伸长.由于进行开启作业或井底受阻时,总的CT并未伸长,这些伸长就变作CT下部的作用力而施加在井底,从而井底作用力更大,有利于井底作业.然而,这是个复杂的非线性超静定问题,并不能简单地把伸长换算成作业力.这时可以进行迭代计算,首先考虑因为内部压力增加而造成的长度增加,若这时的伸长量为∃L1,且∃L1-∃L0≠0,可采用式(12)计算附加作用力F a的初值:F a=-∃L EAL(12)把该初值加在式(4),(6)的边界上求解,又可得出另一伸长量∃L1.由此反复迭代即求得井底作业力及CT上各点受力.4 计算实例及分析(1)基本参数CT参数:D o=25.4mm D i=22mm278″油管参数:D o=73mm D i=62mm 该作业为CT在任平二井进行油管内洗井和开启滑套作业.(2)摩阻系数的确定由于起升时CT的底部不受力,同时对任意的摩擦系数,都可得到一个钩载.一般地,摩擦系数大,摩阻力也大,其钩载也大,即钩载与摩擦系数是单调的.故总可以采用从CT底部到注入头即由下往上的摩阻计算迭代方法得到摩擦系数.本处由CT下入3140m处起升,已知钩载为26656N(6000lb s),则摩擦系数Λ=0.0925.一般CT在套管内作业可取Λ=0.1.(3)CT下入3140m,钩载为10233N(2300 lb s),见表1.可见此时CT长度方向受力为由受拉逐渐减少、在1730m左右受力为零、再逐步减少(受压)、直到底部CT受压为3246N,CT截面的最大应力Ρi m ax=93.8M Pa;(4)CT下入3140m,加压0.36kN,打压26.7 M Pa.CT在下至3140m时,CT底部作用力为0,加压0.36kN后,CT底部作用力为压力690N.打压时,CT在内压的作用下受拉,增大了伸长量;此时轴向力大于原螺旋弯曲力,消除了螺旋弯曲;再考虑膨径伸长.底部遇阻时这伸长趋势将变为压缩作用力作用在工具上,其底部作用压力为7268N,因而在进行工具开启作业时可能比工况3具有更大的开启力.由于计算值与实际工作中的CT仪表读数吻合,表明本文的计算是正确的.—93—何东升等:连续油管的工作能力计算表1 CT下入3140m、钩载为10233N时的CT受力和等效应力井深 m F t N V y N V z N M y(N·m)M z(N·m)ΡiM Pa井深 m F t N V y N V z N M y(N·m)M z(N·m)ΡiM Pa0.0102330.00.00.00.093.82114.0-2290.8-0.6-0.0-1.6-0.636.25.110190-0.0-0.00.00.093.42144.0-2385.11.0-0.10.51.137.1 700.04486.1-0.00.0-0.40.044.92162.9-2438.10.10.00.1-0.137.7 800.03666.0-0.00.0-0.6-0.038.12194.0-2519.6-0.8-0.00.1-0.738.5 900.02852.2-0.0-0.11.4-0.031.52240.0-2626.40.20.00.40.239.7 1700.0288.1-0.00.1-24.8-0.121.12287.0-2725.70.2-0.00.30.240.8 1734.014.4-1.6-2.830.3-1.021.22337.0-2819.60.10.00.30.142.8 1742.0-47.5-0.936.2-95.40.921.32395.0-2914.9-0.1-0.00.7-0.143.1 1743.5-55.60.2-8.7-24.30.021.42444.0-2986.5-0.00.1-0.3-0.044.0 1753.0-133.0-1.43.9-3.9-1.421.52496.0-3057.80.1-0.0-0.00.145.0 1761.0-198.0-0.7-2.3-7.1-0.321.72570.0-3134.31.10.0-0.31.246.1 1769.0-263.2-0.31.2-5.5-0.621.92635.0-3188.0-0.6-0.11.4-0.747.0 1778.5-339.8-3.9-1.2-4.8-4.722.12690.0-3219.14.90.5-9.15.247.6 1791.0-439.73.01.3-8.05.622.52706.0-3227.04.3-0.3-2.64.647.8 1794.5-466.9-0.2-2.3-3.6-4.322.62730.0-3225.11.5-0.10.91.047.9 1797.5-490.7-6.42.1-5.1-5.422.72743.0-3226.81.30.1-0.31.448.0 1807.0-565.2-2.6-2.6-2.5-3.223.02765.0-3231.31.50.0-0.91.448.2 1816.0-635.0-0.74.4-13.61.123.32822.0-3240.5-1.0-0.00.1-1.048.5 1820.0-665.9-0.2-0.7-10.8-0.723.52870.0-3239.4-0.20.00.4-0.148.9 1826.0-711.7-1.70.0-8.6-1.523.72921.0-3239.30.40.00.10.449.2 1837.0-794.9-0.4-0.5-6.4-0.424.22970.0-3243.50.30.1-1.10.349.5 1870.0-1031.80.20.0-0.10.225.63005.0-3247.30.0-0.0-0.60.049.8 1970.0-1649.70.4-0.0-0.50.430.33035.0-3247.40.20.1-1.10.249.9 2002.0-1816.60.70.1-2.10.731.73085.0-3239.90.8-0.21.60.950.2 2030.0-1954.30.30.0-3.00.333.03131.0-3226.4-3.30.4-5.5-3.550.3 2058.0-2079.00.3-0.1-1.20.434.13139.6-3224.4-1.80.5-2.3-1.850.4 2086.0-2189.9-0.40.1-1.3-0.535.23140.0-3246.0-1.80.5-2.3-1.850.45 结论与普通的管柱不同,CT的刚性小,难以承受纵向压力载荷,在下入弯曲井段和水平井眼时易发生失稳而产生正弦形和螺旋形变形,影响CT的通过能力和作业能力,故采用CT作业之前应对具体的作业进行计算和作业方案设计,否则可能导致CT 作业困难甚至失败.在正常的起升、下入工作时,CT 的受力可以按式(4)、式(6)在相应的力边界条件下求解,可以确定CT是否能够到达预定井底进行作业,及这时的钩载和管柱任意截面的受力大小,以便对CT在该作业时是否安全进行判断.本计算还可以确定下放对井底工具所能施加的作用力的大小,如果该力太小不足以进行预定作业,应考虑在CT上安加力器和CT管内打压.打压过程是个复杂的非线性过程,需要对由内压和加力器的附加伸长转化为施加在CT上的作用力,并通过迭代进行求解.参考文献:[1] A ndy M aslow sk i.Co iled tub ing techno logy advancesat w ell site[J].W ell Servicing,1997,(2):43245. [2] Sas2Jaw o rsky A ,B loun t C G.T ailby R.Co iledtub ing…operati on s and services,part16w hat ahead[J].W o rld O il,1993,214(6):55264.[3] D aw son R,paslay P R.D rillp i pe buck ling includeho les[J].JPT,1984,36(10):173421738.[4] Chen Y C,L in Y H,Cheathan J B.A n analysis oftub ing and casing buck ling in ho rizon tal w ells[A].O TC6037[C].21ST annual O TC in Hou ston(T exas):1989.[5] M itchell R F.Si m p le fracti onal analysis of helicalbuck ling of tub ing[J].SPE D rilling Engineering,1986,1(10):4572465.[6] 何东升,徐克彬,魏广森,等.连续油管在水平井中作业的力学分析[J].石油钻采工艺,1998,20(4):61265.编辑:田美娥—4—西安石油学院学报(自然科学版)m easu res of p rofile con tro l is taken,the increase of o il recovery efficiency is less than that w hen p rofile con tro l is carried ou t earlier.Key words:p rofile con tro l;w ater shu toff agen t;crude o il;recovery efficiencyL I K e2hua,ZH A O F u2lin,J IA O Cu i,et a l(D ep artm en t of Chem ical Engineeing,J ianghan Petro leum In stitu te,J ingzhou434102,H ubei,Ch ina)JXA P I2002V.17N.2p.30232A New Ca lcula tion M ethod of the Pressure D rop Around the W ellbore of a Gravel-packed Perfora tedW ellAbstract:T he p ressu re drop around the ho le of a gravel2p acked p erfo rated w ell takes p lace in fo llow2 ing th ree areas:the convergen t flow area from near w ell zone to a p erfo rati on channel,the linear flow area in side a p erfo rati on channel,and the divergen t flow area betw een casing and screen tube.In th is p ap er, the new m odel of calcu lating the p ressu re drop in the convergen t flow area is derived on the basis of B ernou lli equati on,and the si m p lified fo rm u la of calcu lating the p ressu re drop in the divergen t flow area is also p resen ted based on Fo rchhei m er equati on.T he resu lts of several cases show that the m ain p art of the p ressu re drop takes p lace in the convergen t flow area and the linear flow area,and the p ressu re drop in the divergen t flow area is very little.T he resu lts also show that p erfo rating p aram eters and the p erm eab ility of p acked gravel are the key facto rs of affecting the p ressu re drop.T he diam eter of p erfo rati on channels had better be m o re than15mm,and p erfo rati on den sity shou ld be above30ho les p er m eter.Fo r h igh p roduc2 tivity,the p erm eab ility of p acked gravel shou ld be30～40D arcy at least.Key words:sand con tro l;gravel p ack;p erfo rati on channel;p ressu re drop;calcu lati on m odelDON G Chang2y in,ZH A N G Q i,L I Z h i2f en,et a l(Schoo l of Petro leum Engineering,T he U n iversity of Petro leum,Dongying257061,Shandong,Ch ina)JXA P I2002V.17N.2p.33236Co m puta tion of the Opera tion Ab il ity of Co iled Tub i ngAbstract:T he stiffness of co iled tub ing(CT)is poo r.W hen it bears longitudinal com p ressive load, co iled tub ing is easy to bend in to sine cu rve o r helical cu rve,w h ich is called as destab ilizati on.T he desta2 b ilizing conditi on s of co iled tub ing are discu ssed.T he m echan ical m odel of the co iled tub ing in the ho le of arb itray track is estab lished,and its boundary conditi on s in tri p2ou t and tri p2in op erati on s are p resen ted.A cco rding to these,it can be determ ined w hether the co iled tub ing can reach to the exp ected po siti on in w ellbo re and exert the fo rce designed fo r com p leting the desired w o rk,and the m agn itude and directi on of the fo rces bo rne by the co iled tub ing are also calcu lated to determ ine w hether its w ell2service op erati on is safe.If the fo rces designed fo r the op erati on can no t be ob tained on ly by the w eigh t of the co iled tub ing,a pow er p u sher and a p um p are requ ired in o rder to supp ly h igh p ressu re liqu id in to CT.T he num erical so lu2 ti on in th is case can be ob tained by iterati on m ethod.Tw o exam p les are given in the tw o cases,and the calcu lated resu lts are iden tical w ith the m easu red ones.Key words:co iled tub ing;bending;destab ilizati on;op erati on ab ilityH E D ong2sheng,W U X ue2y ao,L E I J ian2an(D ep artm en t of M echan ics,D alian U n iversity of T ech2 no logy,D alian116023,L iaon ing,Ch ina)JXA P I2002V.17N.2p.37240D i agnosis of theW ork i ng Sta te of a Hydraul ic Jet Pu m p Production Syste m and Adjust m en t of Its Param e-tersAbstract:In o rder to m ake a jet p um p p roducti on system w o rk under op ti m al conditi on s and to in2 crease the efficiency of the system,a m ethod is p u t fo rw ard of calcu lating the w o rk ing p aram eters of the jet p um p acco rding to the data m easu red in su rface.T he p aram eters include the p ressu re rati o,flow rate rati o and efficiency.B ased on the p aram eters,the w o rk ing state of the jet p um p p roducti on system can be deduced,and the fau lts of it can be diagno sed.T he in let p ressu re of the jet p um p can also be ob tained by the p ressu re rati o,and it can be u sed fo r acqu iring the p roductivity cu rve of an o il w ell.T he fau lt diagno2 sis of the jet p um p p roducti on system is carried ou t by th is m ethod w ithou t the term inati on of p um p ing and the dow nho le m easu rem en t of data.Tw o exam p les show that the m ethod is feasib le and effective.Key words:jet p um p;o il w ell;diagno sis of w o rk ing state;jet nozzle;vertical p i p eline flowW A N G H a i2w en,T IA N Z hong2qiang,W U Guo2bin,et a l(Schoo l of Petro leum Engineering,T he U2 ,257061,,)2002.17.2.41243。
钻井各种计算公式
钻头水利参数计算公式:1、 钻头压降:dc QP eb 422827ρ= (MPa) 2、冲击力:VF Q j02.1ρ= (N)3、 喷射速度:dV eQ201273=(m/s)4、 钻头水功率:d c QN eb 42305.809ρ= (KW)5、比水功率:DNN b 21273井比＝ (W/mm 2)6、 上返速度:D DV Q221273杆井返＝- (m/s)式中:ρ－钻井液密度 g/cm 3Q－排量 l/sc －流量系数,无因次,取0、95～0、98de －喷嘴当量直径 mmd d d de 2n 2221+⋯++= d n :每个喷嘴直径 mmD 井、D 杆 －井眼直径、钻杆直径 mm全角变化率计算公式:()()⎪⎭⎫ ⎝⎛∂+∂+∆=-∂-∂225sin 222b a b a b a L K abab ϕϕ 式中:a ∂ b ∂ －A 、B 两点井斜角;a ϕ b ϕ －A 、B 两点方位角套管强度校核:抗拉:安全系数 m ＝1、80(油层);1、60～1、80(技套) 抗拉安全系数＝套管最小抗拉强度/下部套管重量 ≥1、80抗挤:安全系数:1、12510ν泥挤H P =查套管抗挤强度P c ' P c'/P挤≥1、125按双轴应力校核:Hn P ccρ10=式中:P cc －拉力为T b 时的抗拉强度(kg/cm 2) ρ －钻井液密度(g/cm 3) H －计算点深度(m) 其中:⎪⎭⎫ ⎝⎛--=T T KPP b b ccc K 223T b :套管轴向拉力(即悬挂套管重量) kg P c :无轴向拉力时套管抗挤强度 kg/cm 2K:计算系数 kg σs A K 2=A:套管截面积 mm 2 σs :套管平均屈服极限 kg/mm 2 不同套管σs 如下:J 55:45、7 N 80:63、5 P 110:87、9地层压力监测:⎪⎭⎫⎝⎛⎪⎭⎫⎝⎛=DW NT R R d m n c0671.0lg 282.3lg (d c 指数)100417.04895.8105⎪⎭⎫ ⎝⎛+⨯-=H cnddR d R cmcnp =(压力系数)式中:T –钻时 min/m N –钻盘转数 r/minW －钻压 KN D －钻头直径 mmR n －地层水密度 g/cm 3 R m －泥浆密度 g/cm 3压漏实验:1、 地层破裂压力梯度:HPG Lm f 10008.9+=ρ KPa2、 最大允许泥浆密度:HP Lm 102max +=ρρ g/cm 3为安全,表层以下[]06.0max-=ρρmg/cm 3技套以下[]12.0max-=ρρmg/cm 33、 最大允许关井套压:[]8.01000'max ⨯⎪⎭⎫ ⎝⎛--=gH m R a P P ρρ式中:P L －漏失压力(MPa) PR－破裂压力(MPa)ρm－原泥浆密度(g/cm 3) H －实验井深(m)ρ'm ax－设计最大泥浆密度(g/cm 3) 10008.9mHP P L ρ+＝漏10008.9HmR P P ρ+=破井控有关计算:最大允许关井套压经验公式:表层套管[Pa]=11、5%×表层套管下深(m)/10 MPa 技术套管[Pa]=18、5%×技术套管下深(m)/10 MPa 地层破裂压力梯度:HPG RR 1000=KPa/m最大允许关井套压:8.000981.01000max ⨯⎪⎪⎭⎫⎝⎛-=H H G P R a 套套ρ Mpa 最大允许钻井液密度:81.9'max GR=ρ－0、06 (表层)81.9'maxGR=ρ－0、12 (技套)套管在垂直作用下的伸长量:10724854.7-⨯-=∆LmL ρ式中:ρm －钻井液密度 g/cm 3 L ∆ －自重下的伸长 m L －套管原有长度 m 套管压缩距:()ρρmL LLE L 总钢固自-⨯=∆10式中:L ∆ －下缩距 m L自－自由段套管长度 mL固－水泥封固段套管长度 mL总－套管总长 mρ钢－钢的密度 7、85g/cm 3ρm－钻井液密度 g/cm 3E －钢的弹性系数 (2、1×106kg/cm 3)泥浆有关计算公式:1、加重剂用量计算公式:()rr r r r 重加原重原加加－＝-V W式中:W 加 －所需加重剂重量 吨 V 原 －加重前的泥浆体积 米3r 原、r重、r 加－加重前、加重后、加重材料比重 g/cm 32、泥浆循环一周时间:QT V V60柱井-=式中:T －泥浆循环一周时间 分 V 井、V 柱 －井眼容积、钻柱体积 升 Q －泥浆泵排量 升/秒 3、井底温度计算公式:1680HT T += 式中:T 、T 0 －井底、井口循环温度 o CH －井深 米 4、配制泥浆所需粘土与水量计算:粘土量 ()rr r r r 水土水泥泥泥土－＝-V W 水量r土土泥水－＝W VQ 式中:W 土 －所需粘土的重量 吨 V 泥 －所需泥浆量 米3r 水、r 土、r 泥 －水、土与泥浆的比重 g/cm 3 Q 水 －所需水量 米35、降低比重所需加水量: ()rr r r r 水稀水稀原原水＝--V Q式中:Q 水 －所需水量 米3 V 原 －原泥浆体积 米3r 原、r 稀、r 水 －原泥浆、稀释后泥浆与水的比重 g/cm 3。
连续管钻井水力参数计算软件计算
每层长度 260.32 273.83 287.34 300.85 314.35 327.86 341.37 354.88 368.39 381.89 288.93
管内压降 狄恩数DE CT直径D CT厚度T CT内径d 筒芯直径TD 绝对粗糙度ks 0.51 31548 0.073 0.0048 0.0634 2.6 4.7E-05 0.10 29965 0.10 直段长度 盘管段长度 密度P n 0.10 第1种情况 3500 0 清水 1006 1 0.11 第2种情况 2500 1000 泥浆 1180 0.52564 0.11 全盘在滚筒上 0 3500 平均弯曲半径 0.11 第一种情况 1.3 0.11 第二种情况 1.441 0.11 第三种情况 1.683 0.12 0.09 进入混合摩擦区的雷诺数下限 1.56
Q(L/min) 600 b 0.25 0.2899 △Pg 0.024 0.104
a
lg n 3.93 50
b
1.75 lg n 7
NRe1
59.7
kg 3.767 104 ρ 0.8 μ 0.2 d pv
2
8/ 7
65
5.0452 1.1098 7.149 0.8961 lg( ( ) )] N Re 2.8257 N Re
a b NRe g
0.1
NRe
d
平均弯曲半径 1.3 1.441 1.683 平均弯曲半径 1.3 1.441 1.683
石油钻井各种计算公式
钻头水利参数计算公式：1、钻头压降：（MPa）2、冲击力：(N)3、喷射速度：(m/s)4、钻头水功率：（KW）5、比水功率：(W/mm2)6、上返速度：（m/s）式中：ρ－钻井液密度 g/cm3Q －排量 l/sc －流量系数，无因次，取0.95～0.98de －喷嘴当量直径 mmdn：每个喷嘴直径 mmD井、D杆－井眼直径、钻杆直径 mm全角变化率计算公式：式中：－A、B两点井斜角；－A、B两点方位角套管强度校核：抗拉：安全系数 m＝1.80（油层）；1.60～1.80（技套）抗拉安全系数＝套管最小抗拉强度/下部套管重量≥1.80抗挤：安全系数：1.125查套管抗挤强度/≥1.125按双轴应力校核：式中：－拉力为时的抗拉强度（kg/cm2）－钻井液密度（g/cm3）H －计算点深度（m）其中：Tb：套管轴向拉力（即悬挂套管重量） kgPc：无轴向拉力时套管抗挤强度 kg/cm2K：计算系数 kgA：套管截面积 mm2：套管平均屈服极限 kg/mm2不同套管如下：J55：45.7 N80:63.5 P110:87.9地层压力监测：(指数)（压力系数）式中：T –钻时 min/m N –钻盘转数 r/min W －钻压 KN D －钻头直径 mmRn －地层水密度 g/cm3 Rm －泥浆密度 g/cm3压漏实验：1、地层破裂压力梯度：KPa2、最大允许泥浆密度：g/cm3为安全，表层以下g/cm3技套以下g/cm33、最大允许关井套压：式中：－漏失压力（MPa）－破裂压力（MPa）－原泥浆密度（g/cm3） H －实验井深（m）－设计最大泥浆密度（g/cm3）井控有关计算：最大允许关井套压经验公式：表层套管[Pa]=11.5%×表层套管下深（m）/10 MPa 技术套管[Pa]=18.5%×技术套管下深（m）/10 MPa 地层破裂压力梯度：KPa/m最大允许关井套压：Mpa最大允许钻井液密度：－0.06 (表层)－0.12 （技套）套管在垂直作用下的伸长量：式中：－钻井液密度 g/cm3－自重下的伸长 mL －套管原有长度 m套管压缩距：式中：－下缩距 m－自由段套管长度 m－水泥封固段套管长度 m－套管总长 m－钢的密度 7.85g/cm3－钻井液密度 g/cm3E －钢的弹性系数（2.1×106kg/cm3）泥浆有关计算公式：1、加重剂用量计算公式：式中：－所需加重剂重量吨－加重前的泥浆体积米3、、－加重前、加重后、加重材料比重 g/cm32、泥浆循环一周时间：式中：T －泥浆循环一周时间分V井、V柱－井眼容积、钻柱体积升Q －泥浆泵排量升/秒3、井底温度计算公式：式中：T、T0 －井底、井口循环温度 oCH －井深米4、配制泥浆所需粘土和水量计算：粘土量水量式中：W土－所需粘土的重量吨V泥－所需泥浆量米3r水、r土、r泥－水、土和泥浆的比重 g/cm3Q水－所需水量米35、降低比重所需加水量：式中：Q水－所需水量米3V原－原泥浆体积米3r原、r稀、r水－原泥浆、稀释后泥浆和水的比重 g/cm3。
连续管钻井水力参数计算软件公式
连续管钻井水力参数计算软件公式流体性质几何尺寸密度MW = 1180 kg/m^3 滚筒直径D = 2.54 m流型指数N = 0.52564连续油管外径OD =0.073025 m流变系数K = 0.8213 pa.s^n 连续油管厚度T =0.004776 m管柱长度L = 3500 m流动参数滚筒外连续油管长度LOFF= 2500 m流量Q = 36 m^3/h滚筒上的连续油管长度LON= 1000 m 流速V = 3.160327337 m/s雷诺数RE=4432.993792连续油管内径ID=0.063473 m系数A =0.073013768过流面积s=0.003164229 m^2系数B =0.289901656直管计算弯曲管计算层流状态下最大雷诺数CRE1= 2749.8732 层流状态下最大雷诺数CRE3=5576.74紊流状态下最小雷诺数CRE2= 3549.8732 紊流状态下最小雷诺数CRE4=6376.74流态,直管段= 紊流流态,弯曲管段= 层流直管段范宁摩阻系数F1= 0.00640 弯曲管段范宁摩阻系数F2=0.0077直管段压力损失P1= 5951212.806 Pa 弯曲管段压力损失P2=4038579.29 Pa全部管柱压力损失P3 =9989792.1 Pa 范宁摩阻系数弯直管段比bi 1.203几种典型流体的流变参数流体密度n K。
连续管钻井水力参数计算软件公式
流体性质几何尺寸密度MW = 1180 kg/m^3 滚筒直径D = 2.54 m流型指数N = 0.52564连续油管外径OD =0.073025 m流变系数K = 0.8213 pa.s^n 连续油管厚度T =0.004776 m管柱长度L = 3500 m流动参数滚筒外连续油管长度LOFF= 2500 m流量Q = 36 m^3/h滚筒上的连续油管长度LON= 1000 m 流速V = 3.160327337 m/s雷诺数RE=4432.993792连续油管内径ID=0.063473 m系数A =0.073013768过流面积s=0.003164229 m^2系数B =0.289901656直管计算弯曲管计算层流状态下最大雷诺数CRE1= 2749.8732 层流状态下最大雷诺数CRE3=5576.74紊流状态下最小雷诺数CRE2= 3549.8732 紊流状态下最小雷诺数CRE4=6376.74流态,直管段= 紊流流态,弯曲管段= 层流直管段范宁摩阻系数F1= 0.00640 弯曲管段范宁摩阻系数F2=0.0077直管段压力损失P1= 5951212.806 Pa 弯曲管段压力损失P2=4038579.29 Pa全部管柱压力损失P3 =9989792.1 Pa 范宁摩阻系数弯直管段比bi 1.203几种典型流体的流变参数流体密度n K清水1006 1.000 0.0010盐水 1018 1.000 0.0010 单元格颜色模式 水溶液(凝胶)1 1030 0.669 0.0930 绿色= 用户输入值水溶液(凝胶)2 1042 0.605 0.5110 蓝色 = 计算值水溶液(凝胶)310540.507 2.188711800.525640.8213流体流动和压力损失计算表过渡流压力损失(Pa)流量 (m^3/h)层流 紊流临界值1 临界值2插值-f直管段26.040051 30.964283 3353665.832715951212.80631 2828674.110174695625.99035 6756555.5528弯管段 42.064289 46.068147 4038579.28537 2863224.58722 1455857.4360210825082.39628 21167776.7648弯管层流相关参数psi= 4.318574 雷诺数 4433狄恩数的幂phi=(0.055065)狄恩数700.76883直 863.150479 psi 弯 585.7464281 psi110.51324Re 210031phin phin D psi n D -⎛⎫⎛⎫= ⎪ ⎪+⎝⎭⎝⎭21513022Q/0.2271154.63(/0.0254)Reoff s l P D ρ=（）22513022(Q/0.2271)154.63(/0.0254)off b s a l Re P D ρ⎛⎫⎪⎝⎭=2s135113022(Q /0.2271)154.63(/0.0254)Re off s l P D ρ=2s24513022(Q /0.2271)154.63(/0.0254)off b s a l Re P D ρ⎛⎫ ⎪⎝⎭=()()143321Re Re Re Re s s s s P P p P --=+-()21513022(Q/0.2271)154.63(/0.0254)Reon c psi Des l P D ρ=0.1120.822511.069189(Q/0.2271)154.63(/0.0254)on b c D al D ReP D ρ⎛⎫ ⎪⎝⎭=2c135133022(Q /0.2271)154.63(/0.0254)Re on c l P D ρ=()0.1212c20.84451(/0.2271)(/0.2271) 1.069189(Q /0.2271)154.63(/0.0254)on bc a D D l Re P D ρ=()()143321Re Re Re Re c c c c P P p P --=+-系号表示步骤1. LON=L-LOFF2, ID=OD-2*T3 S=ID^2*PI()/4 PI=3.1415926544 V=Q/3600/S5RE=(0.124*(Q/0.2271)^(2-N)*MW/(9.804^N*K*(ID/0.0254)^(4-3*N)))*(N/(1+3*N))^N6 CRE1 =3470-1370*N7 CRE2 =4270-1370*N8 psi=47.969-153.8*N+166.22*N^2-60.132*N^39 phi=0.875*N-0.51510 CRE3 =(4*N/(3*N+1))^N*(2100*psi*(ID/D)^(0.5*phi))^(1/(1-phi))11 CRE4=CRE3+80012 A=(LOG(N)+3.93)/50 LOG(N)= LOG(N)/LOG(10)13 B=(1.75-LOG(N))/7 LOG(N)= LOG(N)/LOG(10)14 F1=A/RE^B15 F2=(1.069*A/RE^(0.8*B))*(ID/D)^0.116 bi=F2/F117 L10=(A/RE^B)*189*LOFF*MW*(Q/0.2271)^2/(154.63*(ID/0.0254)^5)18I10=((((0.124*MW/(9.804^N*K*(ID/0.0254)^(4-3*N)))*(N/(1+3*N))^N)^(-1)*CRE1)^(1/(2-N))) *0.227119 M10=3022*LOFF*MW*(I10/0.2271)^2/(154.63*(ID/0.0254)^5*CRE1)20J10=((((0.124*MW/(9.804^N*K*(ID/0.0254)^(4-3*N)))*(N/(1+3*N))^N)^(-1)*CRE2)^(1/(2-N)) )*0.227121 N10=(A/CRE2^B)*189*LOFF*MW*(J10/0.2271)^2/(154.63*(ID/0.0254)^5)22 O10=M10+(RE-CRE1)*(N10-M10)/(CRE2-CRE1)23 K10=3022*LOFF*MW*(Q/0.2271)^2/(154.63*(ID/0.0254)^5*RE)24K12=(0.124*(Q/0.2271)^(2-N)*MW/(9.804^N*K*(ID/0.0254)^(4-3*N)))*(N/(1+3*N))^N25 K13 =K12*(ID/D)^0.526 K11=(psi*K13^phi)*3022*LON*MW*(Q/0.2271)^2/(154.63*(ID/0.0254)^5*RE)27L11=(ID/D)^0.1*1.069*A/RE^(0.8*B)*189*LON*MW*(Q/0.2271)^2/(154.63*(ID/0.0254)^5)28I11=((((0.124*MW/(9.804^N*K*(ID/0.0254)^(4-3*N)))*(N/(1+3*N))^N)^(-1)*CRE3)^(1/(2-N))) *0.227129 M11=3022*LON*MW*(I11/0.2271)^2/(154.63*(ID/0.0254)^5*CRE3)30 J11=((((0.124*MW/(9.804^N*K*(ID/0.0254)^(4-3*N)))*(N/(1+3*N))^N)^(-1)*CRE4)^(1/(2-N)))*0. 227131N11=((ID/0.0254)*(D/0.0254))^0.1*(1.069*A/CRE4^(0.8*B))*189*LON*MW*(J11/0.2271)^2/(154.63*(ID/0.0254)^5)32 O11=M11+(RE-CRE1)*(N11-M11)/(CRE2-CRE1)33 P1=IF(RE<CRE1,K10,IF(RE>CRE2,L10,O10))IF RE<CRE1 THENP1=K10ELSEIF RE>CRE2 THENP1=L10ELSEP1=O10END IF34 P2 =IF(RE<CRE3,K11,IF(RE>CRE4,L11,O11))IF RE<CRE3 THENP1=K11ELSEIF RE>CRE4 THENP2=L11ELSEP2=O11END IF35 P3 =P1+P2。
油气井水力学讲义6钻井水力优化设计与计算
6钻井水力优化设计与计算深井水力设计时主要应考虑两方面的因素。
一是应该充分发挥地面泵的功率，使钻头获得尽可能大的水力能量；二是要尽量减少钻井过程中的井底压力差，以减少压持效应及保护好油气层。
本报告的第二部分已详细介绍了以井底压差最小为目标的设计合理排量的方法及过程。
但是使井底压差保持较小数值的排量并不一定都能使钻头获得最大水力能量。
因而这一部分对常规最大水马力工作方式中设计最优排量的有关计算模式进行了修正，使其更加准确。
然后将两种设计排量的方法结合起来使用，以使设计的排量更加便理，另外也利于更有效的估算和预测钻井过程中与排有关的各种钻井参数。
6.1 最大水马力工作方式理论模式修正国外在50年代开始应用喷射钻井技术。
经过几十年的发展，目前已于泛为钻井界所接受。
我国在60年代初开始研究喷射钻井，并且进行了一些现场应用性试验。
便由于各种原因未能继续进行下来。
直到 1978年后才开始全国推广喷射钻井技术，接着经过六·五攻关，出现了高压大功率泥浆泵、高效钻头、良好的固控设备以及相应的泥浆体系等配套技术。
在全国各油田都取得了显著的成就。
喷射钻井水力程序设计中常用的工作方式有四种：钻头最大水马力工作方式、射流最大冲击力工作方式、最大射流喷速工作方式和经济水马力工作方式。
前两种工作方式是Kendall 和Goins 首先提出来的。
实践证明最大钻头水马力工作方式效果比较显著，而且应用也较为广泛。
下面首先对最大钻头水马力工作方式进行简单的分析。
一、最大钻头水马力工作方式综述最大钻头水马力工作方式是以钻头获得最大水马力为目标函数，以泵功率或高管压力为约束条件的。
按钻头最大水马力工作方式设计水力参数，在第一临界井深以前最优排量即为泵缸套的额定排量；第一临界井深后，为保证钻头获得最大水马力，最优排量随井深增加而逐渐变小，其表达式为：8.18.2Lr opt k P Q = (美) Lropt k P Q 3=(苏) 式中：r P －额定泵压， kg f cm ⋅/2; L k －循环压耗系数。
石油管道水力计算
石油管道水力计算
概述
本文档旨在介绍石油管道水力计算的基本概念和方法。
在设计和运营石油管道系统时，正确的水力计算是确保系统安全和高效运行的关键。
水力计算可以帮助我们确定管道的最佳直径、流量以及所需的泵站和阀门配置。
水力计算的基本原理
石油管道水力计算的基本原理是通过应用伯努利方程和连续方程来分析管道流动。
伯努利方程描述了管道中流体的能量守恒，连续方程则描述了质量守恒。
结合这两个方程，我们可以计算流体在管道中的速度、压力和流量。
水力计算的步骤
进行石油管道的水力计算通常需要以下步骤：
1. 收集管道系统的相关参数和数据，包括管道长度、管道材料、起止点海拔差、流体性质等。
2. 根据管道设计的要求和使用情况，确定所需的流量和速度。
3. 根据伯努利方程和连续方程，计算管道中的压力损失和摩擦
阻力。
4. 根据计算结果，确定合适的管道直径和所需的泵站和阀门配置。
5. 对计算结果进行验证和优化，以确保系统的安全性和性能。
注意事项
在进行石油管道水力计算时，需要注意以下事项：
- 确保使用准确的管道参数和流体性质数据，以提高计算的准
确性。
- 考虑管道的海拔差和局部阻力，以更准确地计算压力损失。
- 遵守相关法律法规和标准，确保设计和运营的合法性和安全性。
- 定期检查和维护管道系统，以预防漏损和故障。
总结
石油管道水力计算是设计和运营石油管道系统的重要环节。
正确的水力计算可以帮助我们确定合适的管道直径、流量和配置，确保系统的安全和高效运行。
在进行水力计算时，需要注意准确性、合法性和安全性等关键因素。
钻井水力参数计算
已知：某216mm 井眼，井深3005m ，钻具组合为216mmbit+177.8mmDC(309m ，内径71.44mm)+ +127mmDP(内径108.6mm ，2696m)，钻井液密度1.35g/cm 3，Φ600＝47，Φ300＝32，Φ3＝4，泵的排量为34.55l/s ，最大泵压 18MPa ，试设计本井段的水力参数。
流量系数C=0.981．流变参数计算钻杆内流型指数：5546.0)32/47log(322.3)/log(322.3300600==ΦΦ=p n钻杆内稠度系数：)(5146.01022/47511.01022/511.05546.0600nn p Pas K p=⨯=Φ=环空流型指数：4515.0)4/32log(5.0)/log(5.03300==ΦΦ=a n环空稠度系数：9786.0511/511.0511/511.04515.0300=⨯=Φ=an a K2．计算钻柱内压力损失钻杆内分两段，分别是177.8mm 钻铤（309m ，内径71.44mm ），2696mm 钻杆2800米，先分别计算钻柱内水力压力损失。
（1）钻杆内 1）钻杆内流速s m d QV ip /725.3)1086.0(*1415.310*55.34*44232===-π2）计算管内雷诺数5.116935546.0415546.035146.087.21086.01035.14138Re 5546.015546.05546.025546.0312=⎪⎭⎫⎝⎛⨯+⨯⨯⨯⨯=⎪⎪⎭⎫⎝⎛+=----pp pp n p p p n n pn i n n K V d ρ3）判别流态若n 13703470Re -<，则为层流若n 13704270Re ->，则为紊流若n n 13704260Re 13703470-≤≤-，则为过渡流 2.35105546.013704270137042702.21705546.0137034701370347021=⨯-=-==⨯-=-=p p n C n C由于Re ＝11693.5>C2，为紊流 4）计算范宁摩阻系数 层流：Re16=f紊流：b a f Re /=过渡流：800Re 1121C C G C a C Gf b -⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛++= 其中： G=16（钻杆内） G=24（环空中）5093.3log +=n a7log 75.1nb -=n C 137034701-=nC 137042702-=按紊流计算公式，先计算a ，b ：07348.05093.35546.0log 5093.3log =+=+=n a 28657.075546.0log 75.17log 75.1=-=-=nb按照紊流摩阻系数计算公式：328657.01001647.55.11693/07348.0Re/-⨯===ba f5）计算钻杆内的压耗)(663.41086.02696725.31035.11001647.52223322MPa d L V f P ip p =⨯⨯⨯⨯⨯⨯==-ρ（2）钻铤内压耗计算1）钻铤内流速s m d QV ic /62.8)07144.0(*1415.310*55.34*44232===-π2）计算管内雷诺数2.311485546.0415546.035146.087.20714.0.01035.14138Re 5546.015546.05546.025546.0312=⎪⎭⎫⎝⎛⨯+⨯⨯⨯⨯=⎪⎪⎭⎫⎝⎛+=----pp pp n p p p n n pn i n n K V d ρ3）判别流态若n 13703470Re -<，则为层流若n 13704270Re ->，则为紊流若n n 13704260Re 13703470-≤≤-，则为过渡流 2.35105546.013704270137042702.21705546.0137034701370347021=⨯-=-==⨯-=-=p p n C n C由于Re ＝31148.2>C2，为紊流 4）计算范宁摩阻系数 层流：Re16=f紊流：ba f Re /=过渡流：800Re 1121C C G C a C Gf b -⎪⎪⎭⎫ ⎝⎛++=其中： G=16（钻杆内）G=24（环空中）5093.3log +=n a7log 75.1nb -=n C 137034701-=n C 137042702-=按紊流计算公式，先计算a ，b ：07348.05093.35546.0log 5093.3log =+=+=n a 28657.075546.0log 75.17log 75.1=-=-=nb按照紊流摩阻系数计算公式：328657.01078848.32.31148/07348.0Re/-⨯===ba f5）计算钻杆内的压耗)(2857.307144.030962.81035.11078848.32223322MPa d L V f P ic p =⨯⨯⨯⨯⨯⨯==-ρ钻具内的总压耗为Pp=Pp1+Pp2=4.663＋3.2857=7.95MPa3. 计算环空压力损失环空划分为二段，第一段是216mm 钻头与177.8mm 的钻铤组成的长为309米的流道，第二段为216mm 钻头与127mm 的钻杆组成的长为2696m 的流道。
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连续油管钻井水力计算实例分析一、计算原始参数CT 规格："7873 4.8(20.188")3500mm m φ⨯⨯⨯，级别CT80。
滚筒尺寸（底径x 内宽x 轮缘）：260024504200mm φφ⨯⨯采用老井加深工艺，原井筒1500m （5-1/2”和7”套管）加深钻井1000m 和2000m ，参考大量实例，钻头采用4-3/4”和6-1/8’牙轮钻头或PDC 钻头，螺杆马达采用3-3/4”和4-3/4”规格。
钻井液采用清水和一种水基泥浆（ULTRADRIL 钻井液），其流体参数为： ρl =1180kg/m 3，n=0.52564，k=0.8213Pa.s n ，粘度为45.5mPa.s 。
二、泵压计算P P P P P P P =∆+∆+∆+∆+∆+∆泵工具CT 直管汇钻头环空CT 盘（一）管内压降计算模型CT 内流体的摩阻损失通常表示为压力降低的形式，即：22f L v P f dρ∆=中L 和d 分别是管长和管径，v 是管内的平均速度，f 是范宁Fanning 摩擦因子，它与流体的雷诺数、管壁的粗糙度等因素有关。
（二）清水（牛顿流）介质管内摩阻计算 1.雷诺数计算及狄恩数计算e R d N ρνμ=式中，N Re 为雷诺数，无量纲；ρ为液体密度，kg/m 3；ν为循环介质在管路中的平均流速，m/s ； d 为模拟连续油管内径，m ；μ为牛顿流体的动力粘度，Pa*s ；狄恩数(Dean)是研究弯管流动阻力的基本无量纲数：De N N =其中r 0为连续油管内径，R 为连续油管弯曲半径，N Re 为雷诺数。
2.直管摩阻系数计算模型 （1）层流对于直管，范宁摩阻系数可用如下公式计算： Re16SL f N =（2）紊流对管内单向流摩阻系数公式进行了分析，当不考虑管粗糙度，在紊流光滑区（3*103<De N <3*106），采用Miller 公式：1.8lg 1.53Re N =-对一定的相对粗糙度，雷诺数影响不能忽略。
可采用下式来确定光滑区上限，即进入混合摩擦区的雷诺数下限。
()Re18/759.72N ε=对于商用钢管，绝对粗糙度：ks=0.00186”=0.047244mm ，则相对粗糙度ε=ks/d 。
王弥康等推荐的公式：1.10980.8961Re Re 5.04527.1492lg[lg(())]3.7065 2.8257N N εε=--+（3）过渡流按照过渡流雷诺数上下限（2100和2900）分别计算后插值计算。
3.盘管摩阻系数计算模型 （1）层流(0.556CL SL f f =+（2）紊流0.500.0075[]CL SL rf f R=+（3）过渡流对于过渡流可采用如下Srinivasan 公式：0.2500.5Re 1.8CLr f N R ⎛⎫= ⎪⎝⎭对于临界雷诺数的计算模型：()00.5Re 2100112cr r R N ⎡⎤⎛⎫⎢⎥⎪⎢⎥⎝⎭⎣⎦=+Srinivasan 等将连续油管内流态分为3类，即层流30<De N <300，过渡流300<De N <()De cr N ，紊流()De cr N <De N <14000。
连续油管盘在滚筒上，按照多层缠绕的平均弯曲半径计算.（三）水基泥浆（非牛顿流）管内摩阻计算 1.广义雷诺数计算计算对于广义雷诺数的计算有：214318nn n Regn n n d v N k ρ--⎛⎫ ⎪+⎝⎭=K 为流变系数，n 为流型指数。
临界广义雷诺数：()Re 34701370crg n N -=Re Re()g crg N N <为层流，Re 42701370g N n >-为紊流，二者之间为过渡流。
2.直管摩阻系数计算模型 （1）层流 Re 16SL gf N =（2）紊流Re SL bgaf N =lg 3.9350n a +=1.75lg 7nb -=（3）过渡流计算同牛顿流。
3.盘管摩阻系数计算模型 （1）层流 ()00.30.65.22CLRegr R f N =（2）紊流0.100.81.06CLbReg r a f N R ⎛⎫=⎪⎝⎭系数a,b 同上。
（3）过渡流计算同牛顿流。
（四）环空摩阻计算此时采用直管的摩阻系数计算即可，公式如下。
2CT 2-f L v P f d d ρ∆=环空环空外套内1. 清水雷诺数计算公式如下：CT (-)e R d d N ρνμ=外套内环空2.水基泥浆此时广义雷诺数计算公式为：2CT 1431-12n n nRegn n n d d v N k ρ--⎛⎫ ⎪+⎝⎭=外套内环空）（ 层流，摩阻系数采用前述的层流公式： （五）含磨粒摩阻梯度系数计算模型对于含磨粒情况，考虑在计算的摩阻梯度前乘上一个磨粒摩阻梯度系数M 。
对于层流：0.60.41r r M μρ=对于过渡流：0.50.52r r M μρ=对于紊流：0.20.83r r M μρ=其中r μ和r ρ分别为相对粘度和相对密度。
其中r ρ可用如下公式表示：()11/1r s L v C ρρρ=+-211P P r L S C C ρρρ⎛⎫⎛⎫=++⎪ ⎪⎝⎭⎝⎭其中s ρ和L ρ分别为砂粒和液体密度，v C 和P C 分别为砂粒和凝胶的体积分数。
对牛顿流：其中r μ可用如下公式表示： 16.6211 2.510.050.00273vC r v v C C e μ=+++(){}22max 1 1.25/1/r v v v C C C μ=+-⎡⎤⎣⎦()3max1v BC r v v e C C μ=-其中max 2.50.63v B C ==，。
对非牛顿流：() 2.51max 1/nr v v C C μ-=-⎡⎤⎣⎦()21.5(1)/10002 1.2510.7511 1.5n n v r v C e e C γμ--⎧⎫⎡⎤=+-⎨⎬⎣⎦-⎩⎭其中γ 为名义剪切率，单位s -1。
分别采用1r ρ公式和1r μ公式，将相关颗粒参数代入，并根据前面的计算，对于清水采用紊流公式M3，对于泥浆采用层流公式得到M1。
代入前面计算的环空摩阻，最终得到不同情况下连续油管内摩阻和考虑环空携岩颗粒影响的环空摩阻。
（六）地面管汇压力损耗计算模型1.8g g P k Q =⨯Δ其中：g P Δ—地面管汇压力损耗，MPa ；g k —地面管汇压力损耗系数，无因次量；40.80.23.76710g d pv k -=⨯⨯⨯ρμ其中 d ρ—作业液密度，g/3cm ；pv μ—作业液塑性粘度，mPa ·s ；Q —流量，L/s 。
（七）工具组合及钻头喷嘴压力损失计算模型 喷嘴压降的计算模型为：22240.844Q p n d ρμ∆=其中：μ分别为流量系数，根据喷射流道结构确定，无量纲；ρ—流体密度，kg/m 3；Q —排量，m 3/s ； d —喷嘴直径，m ；p n —射孔孔眼数量，无量纲；P ∆—喷嘴压降，Pa 。
根据计算，采用常规泥浆泵不能满足泵压要求，此时考虑可能需采用压裂泵。
二、排量计算（一）环空返速得到的最低流量11Q v A =⨯环返（二）连续管钻井水平井筒携岩最低流量2 1.单颗粒沉降末速计算（1）层流区沉降(Re s ≤1)或 ()1231.225p l sl d μρρρ⎡⎤≤⎢⎥-⎣⎦这时，颗粒与液体之间的相对运动是层流。
根据Stokes 公式，24e D s C R =()218s l p t g d v ρρμ-=（2）过渡区沉降(1≤e s R ≤500)它描述在固体颗粒运动中逐渐发展的紊流。
根据Allen 公式，10/D C =()1231.195s l t p l v d ρρμρ⎡⎤-=⎢⎥⎢⎥⎣⎦适用粒径范围：()()1122330.91520.4pl s l l s l d μμρρρρρρ⎡⎤⎡⎤≤≤⎢⎥⎢⎥--⎣⎦⎣⎦（3）紊流区沉降(500≤e s R ≤2*105)描述除边界层外完全发展的紊流。
作紊流沉降的圆球形固体颗粒的阻力系数接近一常数： 0.45D C ≈t v =适用粒径范围：()()11223320.41105pl s l l s l d μμρρρρρρ⎡⎤⎡⎤≤≤⎢⎥⎢⎥--⎣⎦⎣⎦则单个砂粒的沉降末速度为：()()112233235010061.195 1.1950.000250.0354/0.0011006s l t p lv d m s ρρμρ⎡⎤⎡⎤--==⨯⨯=⎢⎥⎢⎥⨯⎢⎥⎢⎥⎣⎦⎣⎦钻井液通常符合宾汉流型，通过大量分析，岳湘安等给出了在该流型下的颗粒下滑速度公式：()()22230011800.000250.6880.6880.0011/0.0455s l p t d v m s ρρμ--⨯==⨯=2.颗粒群沉降末速计算计算表明，当颗粒体积密度较小时（Cs<0.05m 3/m 3），干扰沉降末速度均小于前面计算的自由沉降末速度，这样以单颗粒模型计算的携砂所需的最低流量值更安全一些。
另外，当颗粒体积浓度大于5%时，此时由于干扰颗粒增多，干扰沉降末速度可能会大于自由沉降末速度，必须另外考虑。
霍利克斯(Hawksley)从斯托克斯定律出发，考虑了浑水粘性和容重的增加，以及颗粒下沉引起的回流作用，得出固体颗粒浓度高时的沉降速度公式：212(1)exp 1t ss ts sv k C C v k C ξ-=--其中ξ，1k ，2k 为相关系数。
其中ξ=1(泥沙不发生絮凝现象)，ξ≈2/3(泥沙形状近似球体，存在絮凝现象)，无因次；1k —形状系数，对于球体来说k1=2.5，对于非球体来说k1=2.5Λ(颗粒的球度)，无因次；2k —固体颗粒之间的相互影响系数，对于球体来说，k2=39/64，无因次。
采用不同砂粒浓度带入上式计算，当颗粒形状近似球体，存在絮凝现象时，加快了砂粒沉降，此时沉降速度v ts 要大于自由沉降末速。
3.连续管钻井水平井筒携岩最低流量226Q v A =⨯⨯ts 环对于老井加深的竖直井筒情况:22Q v A =⨯⨯ts 环泥浆携岩的颗粒群沉降末速较小，不作为计算依据。
则清水连续管钻井水平井筒携岩最低流量计算如下：（三）根据连续油管内外压承载极限反算的最大允许流量根据井身结构，将最大连续油管内外压差代入为连续油管内部屈服压力，考虑套管放空，求得最大允许流量Q3。
（四）根据所选螺杆钻具查参数表得最大允许流量Q4 （五）连续油管钻井合适排量推荐根据前面的计算，连续油管钻井合适排量应满足下式：(max(1,2),min(3,4))Q Q Q Q Q ∈。