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；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。po=9.81×10-3H〔(1-Φ)ρm+Φρ〕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。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；ρp——正常地层孔隙压力当量钻井液密度，g/cm3;式中：dcn——dc指数正常趋势线方程（无因次量）；h——做dc指数试验时的井深，m。
式中：ρd1——压井时所需钻井液密度，ｇ/cm3；
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）。式中：PTi——压井钻井液刚泵入钻柱时立管初始循环总压力， MPa； ![]()
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；式中：td——压井钻井液从地面到达钻头时所需时间，min；Qr——压井流量，L/s；Qr=（1/3~1/2）Q；式中：ta——压井钻井液充满环空所需循环时间，min；Qr——压井流量，L/s；Qr=（1/3~1/2）Q；![]()
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。
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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；Δh——油层厚度，m。
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P——钻杆连续提升时超过自由悬重的平均拉力，KN；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）：![]()
表1—70 钻杆计算系数K值表
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若△L≥△L1+△L2+△L3， 说明卡点在钻头上；②计算L3′值：![]()
△L1、△L2、△L3——自上而下三种钻具的伸长，cm；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；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—72 1000mE级钻杆在已知的轴向拉力下的最大许可扭转圈数![]()
续表1—72
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表1—73 1000mX95级钻杆在已知的轴向拉力下的最大许可扭转圈数
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续表1—73
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表1—74 1000mG105级钻杆在已知的轴向拉力下的最大许可扭转圈数
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续表1—74
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表1—75 1000mS135级钻杆在已知的轴向拉力下的最大许可扭转圈数
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续表1—75
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（四）泡解卡剂量计算
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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。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。![]()
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式中 αc23——2、3两点的平均井斜角，（°）；式中 △H23——2、3两测点对应的垂直井深，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△N23——2、3两测点的水平面上投影的长度，再投影到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。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。![]()
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式中 R23——2、3两点间的井身轴线在垂直面上投影的曲r23——2、3两点间的井身轴线在水平面上投影的曲率半径，m。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。![]()
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；
