轴向拉力 ×104N 公称直径 mm 60.3 73.0 88.9 88.9 88.9 101.6 101.6 101.6 114.3 114.3 114.3 127 127 127 139.7 139.7 139.7 168.3 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210 12 71/4 131/2 143/4 93/4 12 13 101/2 111/2 121/2 101/2 11 113/4 10 101/2 101/2 83/4 9/4 2 12 14 8 111/4 121/2 91/2 11 121/4 10 11 111/2 93/4 101/4 101/2 81/2 1 4/2 11 131/4 6 101/2 111/2 81/2 101/2 12 91/2 103/4 111/2 91/2 10 101/4 81/2 1 19/2 121/2 19/2 11 71/2 10 113/4 9 101/2 111/4 9 93/4 10 81/1 8 111/2 8 101/4 61/4 91/2 111/4 81/2 101/4 11 83/4 91/2 10 81/4 15/2 101/2 36/4 91/4 41/4 81/2 103/4 71/2 93/4 103/4 81/4 91/4 93/4 8 19/2 14/4 8 17/2 101/4 61/2 9 101/2 73/4 9 91/2 73/4 8 7 16/2 93/4 51/2 81/2 101/4 71/4 81/2 91/4 71/2 15/2 5 14/2 91/4 41/2 71/2 10 51/2 8 9 71/4 3 83/4 21/4 61/2 93/4 51/2 71/2 81/2 7 8 16/4 91/2 41/2 7 81/4 61/2
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 轴向拉力 ×104N 公称直径 mm 88.9 88.9 88.9 101.6 101.6 101.6 114.3 114.3 114.3 127 127 127 139.7
续表1—75
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 223/4 223/4 223/4 20 20 20 173/4 173/4 173/4 16 16 16 141/2 223/4 223/4 223/4 193/4 193/4 193/4 173/4 173/4 173/4 153/4 153/4 153/4 141/2 221/2 221/2 221/2 193/4 193/4 193/4 171/2 171/2 173/4 153/4 153/4 153/4 141/2 221/4 221/2 221/2 191/2 191/2 193/4 171/4 171/2 171/2 153/4 153/4 153/4 141/2 22 221/4 221/2 191/4 191/2 191/2 171/4 171/4 171/2 151/2 153/4 153/4 141/4 211/4 22 221/4 19 191/4 191/2 17 171/4 171/4 151/2 151/2 153/4 141/4 201/2 22 221/4 183/4 191/4 191/4 17 17 171/4 151/2 151/2 151/2 141/4 20 211/2 22 181/4 19 191/4 163/4 17 171/4 151/4 151/2 151/2 141/4 191/2 211/4 213/4 173/4 183/4 19 161/2 163/4 17 151/4 151/2 151/2 14 181/2 203/4 201/4 171/4 181/2 183/4 16 161/2 17 15 151/4 151/2 14 171/4 201/4 203/4 161/2 18 181/2 151/2 161/4 163/4 143/4 151/4 151/4 14 轴向拉力 ×104N 公称直径 mm 88.9 88.9 88.9 101.6 101.6 101.6 114.3 114.3 114.3 127 127 127 139.7 139.7
110 120 141/2 183/4 20 15 17 18 141/2 151/2 161/2 141/4 143/4 151/4 131/2 130 121/2 18 191/2 14 161/2 171/2 14 151/4 161/4 14 143/4 15 131/4 140 93/4 171/4 19 13 153/4 17 131/2 15 16 131/2 141/2 15 13 150 160 170 180 190 200 210 16 193/4 201/2 16 171/2 181/4 15 16 163/4 141/2 15 151/4 133/4 6 161/2 181/2 113/4 151/4 161/2 123/4 141/2 153/4 13 141/4 143/4 123/4 151/2 18 10 141/4 16 12 14 151/2 121/2 14 143/4 121/2 141/2 171/4 71/2 13 151/4 11 131/2 15 12 131/2 141/2 12 131/4 161/2 41/2 12 141/2 10 123/4 141/2 111/2 13 141/2 113/4 11 151/2 11 133/4 81/2 121/4 141/4 11 121/2 141/2 111/4 9 141/2 91/2 123/4 61/2 111/2 14 101/4 121/4 141/4 103/4 6 131/4 8 113/4 41/2 101/2 133/4 91/4 12 14 10 （四）泡解卡剂量计算
式中：Q——泡解卡剂总用量，m3;
Q1——被卡井段环空容积，m3； Q2——被卡井段管内容积，m3; Q3——预计顶替量，m3;
K——附加系数（一般取1.20～1.30）； H——钻杆外解卡剂高度，m； dh——钻头直径，m；
dp——钻杆（或钻铤）外径，m； dpi——钻杆（或钻铤）内径，m； h——钻杆内解卡剂高度，m。
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。
（四）注解卡剂最高泵压计算
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
式中：Pmax——注解卡剂时最高泵压，MPa；
P1——循环泵压，MPa；
P2——解卡剂与井内钻井液柱压差，MPa； ρd——钻井液密度，g/cm3; ρj——解卡剂密度，g/cm3。 八、定向井计算公式 （一）平均井斜角法
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。
图1 平均井斜角法
从上图可知：
式中 αc23——2、3两点的平均井斜角，（°）； ? c（°）； 23——2、3两点的平均方位角，
α2——2点测得的井斜角，（°）； α3——3点测得的井斜角，（°）； ? ф（°）； 2——2点测得的方位角，? ф（°）； 3——3点测得的方位角，平均角法计算剖面数据用以下公式：
△H23=△L23cosαc23 △δ23=△L23sinαc23 △N23=△δ23cosфc23 △E23=△E23sinфc23
式中 △H23——2、3两测点对应的垂直井深，m；
△L23——2、3两测点的斜井段长度，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
平面E轴上的长度，m；
△N23——2、3两测点的水平面上投影的长度，再投影到
平面N轴上的长度，m；
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。 （二）曲率半径法
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。 在垂直投影面上（见图2）：
图2 曲率半径法（在垂直投影面上）
在水平投影面上（见图3）：
式中 R23——2、3两点间的井身轴线在垂直面上投影的曲
率半径，m；
△α23——2到3点的井斜增量，（°）；
△α23——α3—α2，（°）；
r23——2、3两点间的井身轴线在水平面上投影的曲率半径，m。 △ф23——ф3—ф2，（°）。
图3 曲率半径法（在水平面投影面上）
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。
（三）全角变化率公式——“井眼曲率” 或
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；
α1——上测点的井斜角，（°）； α2——下测点的井斜角，（°）；
β——上下两测点方法变化的绝对值，（°）。