钻井设计常用公式

De指数功能与说明:进行地层压力监测,及时调节钻井液密度,对于安全钻井,快速钻井,保护油层都是非常重要的。此程序用于钻井过程中随时计算Dc指数,回归式直接入输dc指数正常趋向线方程,用反算法将Dc值换算为地层压力梯度,以便调整钻井液密度,保证安全,快速钻进.此程序可用于已有部分De指数或还没有De指数的井,通过回归计算，将最近测点的值与回归计算所得之值进行比较,试图对井底是否发生异常压力做出检查，如果认为异常压力发生,计算机将提示，根据操作者的需要,输入新的数据做进一步的检查验证或给出整个计算结果。由于一口钻井往往要持续较长时间，De指数的监测要随时进行，数据积累较多，每次重新输入以前的全部数据,占用较多时间。此程序上有选项，如果选择保存,下次使用时，程序将可以调用存储数据，然后输入新的数据。基本公式：(1)(2)(3)(4),log(0.0547V

de(1)(2)(3)(4)log(0.671JW) pDDen=A0*H+A1或den=10(aoh+ai)den-GnGp二de参数：A0de正常趋向线回归方程斜率；A1de正常趋向线回归方程截距；dede指数；den正常趋向线计算得de指数；Db钻头直径，毫米；Gn正常地层压力梯度当量，g/em3Gp 地层孔隙压力梯度当量，g/cm3；H 井深，m；R 转速，转/min；V 机械钻速，m/hr；W 钻压，吨；P 钻井液密度，g/cm3。固相含量分析功能与说明:本程序对水基与非加重钻井液及油基DRILLFAZE钻井液进行较全面的固相分析。对于水基钻井液在输入CEC(阳离子交换容量)及CB(钻屑阳离子交换容量与搬土的阳离子交换容量之比),根据较多的现场经验,本程序取做0.11,也可根据您所在地区的实测结果输入值，将进行将低密度固相分解为搬土与钻屑。若无CEC测量值，输入0。对于油基钻井液,程序除输出CaCl2的含量外，还输出CaCl2溶液的重量百分数及密度。运行本程序首先应根据需要,在窗体上选择钻井液体系,水基加重钻井液(1),水基非加重钻井液(2)。注意必须对窗体上的选项进行选择，否则，程序将出错或得不出正确的结果，然后输入数据再进行计算。在本程序中对油基和水基钻井液将分别单独进行计算。理论与实验依据1．水基钻井液1．1．NaCl含量分析根据实验,在一定Cl-含量下，盐水溶液体积与纯水体积之间有下列关系：Vc=Vw*A(1)A=l/(1.00099-5.875*10(-7)*Cl) (2)可得NaCl在钻井液中的体积百分数及每立方米钻井液中重量含

量：PC=Pw*(A-1)(3)CW=Pw*A*Cl*1.64875*10"(-5)(4)1．2．加重水基钻井液固含的分析SP=PS-PC(5)SW=MW*100-PW*1-PO*0.84-CW/10(6)SP=LP+HP(7)SW=LP*2.6+HP*SG(8)LP=(SG*SP-SW)/(SG-2.6)(9)HP=SP-LP(10)1．3．非加重水基钻井液固含分析由固相、水及盐在钻井液中的含量可得：SP2=100-PO(11)SW2=MW*100-PO*0.84(12)SP2=SP+PW+PC(13)SW2=SP*2.6+Pw*1+CW(14)PW=(SW2-2.6*SP2)/(1+A*(CL*1.64875*10"(-6))))(15)LP=100-PO-PW-PC(16)1．4．搬土与钻屑分析CEC=(BP+CB*DP)*2.6/100(17)LP=BP+DP(18)DP=(LP-CEC/0.026)/(1-CB)(19)BP=LP-DP(20)2••油基DRILLFAZE钻井液l.Ca含量分析Ca®立方米含量TOC\o"1-5"\h\zCw=1.5657*103)*CL (21)••••溶液重量百分数••••CP=CW/(10Pw+CW) (22)••由实验数据回归计算溶液密度•••• CG=1+0.814CP+0.4CP32+0.143CP33 (23)Caffl其溶液中的体积百分数Pcl=0.18336CP+0.90849CP32-2.88487CP33+7.03034CP34(CP<0.35)(24)Pcl=0.308375-3.53668CP+16.47775CP32-28.74155CP33-19.9978CP34(CP>=0.35)(25)CaCl2在钻井液中体积百分数Pc=Pcl*Pw2．2．乳化剂的用量••••FW=0.0231+0.265908PO+2.8842*103(-3)PO32-1.704245*103-5*PO33(26)2．3．固相分析•SP=100-PO-PW-PC(28)••••SW=MW*100-PO*0.84-PW-(CW+FW)/10(29)••••SP=HP++LP(30)••••SW=HP*SG+2.6LP(31)••••LP=(SG*SP-SW)/(SG-2.6)(32)••••HP=SP-LP(33)参数:B搬土含量百分数；C钻屑与搬土阳离子交换容量之比；C阳离子交换容量，g/cm3；C氯化钙溶液密度，g/cm3；C氯离子含量，g/m3；C氯化钙溶液中氯化钙重量百分数；C钻井液中NaClorCaCl2单位体积含量，kg/m3；D钻屑含量百分数；F单位体积乳化剂含量，kg/m3；H高密度固相含量百分数；L低密度固相含量百分数；M钻井液密度；g/cm3；；P钻井液中NaClorCaCl2体积百分数；P氯化钙溶液中氯化钙体积百分数；P油相百分数；P总固相百分数(包括可溶性盐成份)；P水相百分数；S加重剂密度，g/cm3；s固相百分数；SP加重钻井液固相积水体积百分数；s单位体积固相含量；Slw加重钻井液单位体积固相和水重量含量；v盐水溶液体积；v纯水液体体积。化学分析功能与说明本程序对于钻井工艺中一般的化学分析结果进行计算,包括以下内容：搬土含量、氯离子含量、CaO、CaCO3及CaSO4含量的计算。•由于以上各项的计算是单独进行的，使用时首先输入要计算内容的实验数据，然后分别单击相应的按钮既可。在氯离子含量分析中,要进行选择NaCl或KCl,要含的是NaCl或KCl,分别做出选择,进而计算其含量。基本公式:请根据钻井液中主搬土含量(CEC)计算:143VmbtCEC= x—10000Vm••••氯2.离子分析:（kg/l,g/cm3）CVCl-— XAgNO30.0282VLig•••• NaCl=1.65*－（C）l（mg/cm3）（mg/cm3）••••KCl=2.1*－（C）l3.含量计算：（mg/cm3）•••• CaO=.742*（Pm-FW*Pf/100）（mg/cm3）总4.硬度计算:CaOVEDTA/VLiq3•••• Ca++=0.4CaCO3（mg/cm3）（mg/cm3）5.Ca含量计算：4C总SC=2.38V'Liq*2.85 (mg/cm3)4C不S溶=(2.38V'Liq-0.0048Fw*V〃Liq)*2.85 mg/cm3)4参数C 硝酸银浓度(常用为0.0282mol/升),mol/l；••••2+Ca钙离子含量，mg/cm3；CaCC碳酸钙含量，mg/cm3；3••••CaO氧化钙含量，mg/cm3；CaS(硫酸钙含量，mg/cm3；4••••CEC钻井液中搬土含量又称阳离子交换容量，mg/cm3；••••－Cl氯离子含量，mg/cm3；••••Fw水的体积百分数••••KCl氯化钾含量，mg/cm3；NaCl氯化钠含量，mg/cm3；Pf 钻井液滤液的酚酞碱度(每mL消耗0.02N酸液mL数.)••••Pm钻井液的酚酞碱度，表示同上；V 硝酸银溶液消耗量，ml；AgN(3••••VEDTA消耗量，ml；EDTA••••V钻井液滤液体积，ml；LiqV'滴10mL稀释钻井液滤液EDTA量，ml；LiqV"滴1mL钻井液用EDTA量，ml；Liq••••Vm钻井液体积，ml；Vmbt亚甲基兰消耗量，ml；井眼与钻井液体积计算功能与说明：本程序用于计算钻柱体积,钻柱内容量,环形空间及整个井眼下入钻柱时的体积。此程序同时计算地面钻井液体积并给出全部钻井液体积和钻井液在地面管汇和井眼中循环一周所用时间。在本程序中，首先输入钻杆等的参数再点击计算按钮即可的出结果。基本公式:TOC\o"1-5"\h\zVm仝-D2L ⑴4X106ii1i=1,2,3,4,5N井眼,钻杆,钻铤段数V6=V3-V2 (2)V7=V1-V3 (3)V8=V1-V3 (4)V=V1+V2-V3+V4+V5+V9 (5)T=(V-V9)X1000 ⑹Q参数:Di井眼，钻柱，水龙带,地面管汇内径与钻柱外径，mm；Li井眼,钻柱,水龙带与地面管汇长度，m；Q流量，l/s；T钻井液在管内循环一周时间，s；钻井液总体积，m3；未下入钻柱时井眼容量，m3；V2钻柱内容量，m3；V3钻柱体积与内部容量之和，m3；V4地面管汇容量，m3；V5水龙带容量，m3；V6钻柱体积，m3；V7下入钻柱后井眼容量，m3；V8环空容量，m3；V9钻井液罐中钻井液体积，m3。卡点计算功能与说明:此程序用于计算在卡钻时，卡点至井口转盘的距离。钻柱结构基本参数及钻井液密度等数据输入后，首先计算得拉直钻柱的最小用力。然后根据使用不同的拉力，钻柱的伸长，计算得相应的卡点。为了使卡点计算准确,一般对多组数据进行计算，直至对拉力输入零值，然后计算平均卡点值及卡点以上钻柱在钻井液中的零载点(中性点)。基本公式:1.初始拉力计算.TOC\o"1-5"\h\zW=工PW(i)XPL①+工-^X(DO(i)2-DL(i)2)xDL(i)x7.84 (1)4000i=1 i=1Fi=W(7.84-P)1 784(2)2.卡点计算L=27277xPW丄AF(3)LO=心4-P7.84(4)参数:P 钻井液密度，g/m3；TOC\o"1-5"\h\zDI(i) 第i段钻廷的内径， mm；DL(i) 第i段钻廷的长度， m；DO(i) 第i段钻廷的外径， mm；F 拉力增量，kg；Fi 初始拉力(钻井液中钻柱重)，kgL 卡点深度，m；L拉力增量作用下钻柱伸长，cm；LO卡点以上钻柱中性点，m；PL(i)第i段钻杆长度，m；PW(i)第i段钻杆单位长度上的重量，kg/mW钻柱总重量，kg。参考资料:Magcobar:钻井液手册P9--3注:铁密度取7.84g/cm3。流变参数功能与说明:流变参数的控制对于钻井液工作是一个非常重要的工作。此程序对于我国现场常用流变仪(仪器常数为1.07&r=n*1.703,T=0*0.511(n为转/分为应力读数)测定结果进行流变参数计算。对于仪器常数不同的流变仪,请将程序中的有关常数进行改正。此程序将利用二点法计算宾汉、幂律、卡森流体的流变参数,可计算其中之一,也可计算其全部。在计算宾汉、卡森流体时,同时给出动塑比和剪切稀释常数,供钻井液工作者考察钻井液的携屑能力。基本公式宾汉流体TOC\o"1-5"\h\zP二1.067P+nY (1)bbD=t ⑵^b幂律流体(K/C)yn (3)\o"CurrentDocument"C二8.133n(1—0.87721”) (4)卡森流体t2二1.033ti2+qi2xyi2cb(6)Im=(1+(t,)2)2(6)产qc屈服幂律流体t—t二(K/C)yn (7)3参数：Y 剪切速率，s-i；n 宾汉塑性粘度，Pa.s；bn卡森塑性粘度，Pa.s；cT 剪切应力，Pa；T 宾汉屈服值，Pa；bT卡森屈服值，Pa；cT三转下剪切应力，Pa；3C与仪器有关的常数；D动塑比，s-1；Im剪切稀释常数，s-1；K稠度系数，Pa.sn；N流型指数钻井液流变性能最优工作区功能与说明:此程序基于以下原理设计的,应使钻井液在环空呈层流动,井底清洁,携带岩屑好,井下安全不致压裂地层,由以下四条线围成一个钻井液流变性能最优工作区.即A线一一井下安全分界线，在区内钻井液柱压力不致将地层压裂而造成漏失.B线 井底清洁分界线,在区内井底清洁.C线 环空流态分界线,在区内钻井液呈层流流动.D线 岩屑携带分界线,在区内岩屑可以被较好的携带至地面.希望您的流变曲线位于此区域内,最佳点在图中三角形区域内.基本公式:对于幂律流体1A线t二24.495(WF-MW-WE)(DH_DP)(LP+LC)大 LP+LCxCA(1)CA二A0.4DH-。卩DH-PC(2)A二(DH—DC)2x(DH+DC)x10-6(3)WE二0.05(RW—MW)2(4)WF二1.5234+0.002829(LP+LC)0.6065(5)（上式适用于中原文留地层,各油田可根据自己情况改写相关语句）(6)(7)(8)(9)(6)(7)(8)(9)(10)t二21.39[HR(RW-MW)]o.5小C线t二1.85x10-7[(DH-DC)r]2xMWc 延r二Axr延A_(DH-DC)2x(DH+DC)(DH-DP)2x(DH+DP)D线180xV厂小_(DH-DC)5.最优剪切速律r二0.0569 Qa x2n^1 (11)优 (DH—DP)2(DH+DP) 3n

参数:mm；DC,DH,DP分别为钻铤,井眼,钻杆直径mm；HR 岩屑厚度，mm；KA 井眼扩大系数；LC,LP 分别为钻廷,钻杆长度，m；MW 钻井液密度，g/cm3；Q 流量，cm3/s；RW 岩屑高度，g/cm3；V 环空内岩屑最小输运速度， m/sWE 钻井液中岩屑密度，g/cm3；WF 地层破裂压力梯度，g/cm3。塑性粘度予测功能与说明:此程序根据D.N.Wilde和B.S.Wilton对于利用重晶石加重钻井液其塑性粘度变化的研究,予测加重后钻井液塑性粘度的变化,在此同时给出由于加重剂的加入,钻井液固相含量增加百分数。计算机程序中采用了基本公式中的修正MOONEY公式。n=n=no（i+2.5屮）n=n0*exp（2.5e/（i-Ke））爱因斯坦公式MOODEY公式修正MOODEY公式n=n=n0exp（2.5©1-0.52©©P-P4.2-p1参数：p 加重前钻井液密度，g/cm3；1

p2 加重后钻井液密度，g/cm3；屮 固相增加百分数n 加重后钻井液塑性粘度，mPa.s；n0加重前钻井液塑性粘度，mPa.s。参考资料D.N.Wilde和B.S.WiltonSPE11701。碳酸盐和碳酸氢盐分析功能与说明:一定的碳酸根及碳酸氢根的存在(一般维持20毫克/升)使钻井性能稳定,但过量的碳酸根及碳酸氢根的存在，使钻井液性能不易处理。本程序将根据测定的pH、pf值计算钻井液中碳酸根及碳酸氢根的存在量，提出处理措施。若pH比较适宜可混合加入石膏和石灰；若pH较低，可根据VARYINGpH项下提供的石灰量,加入钻井液体系,以改善钻井液性能.基本公式：P0H=50*10"(pH-14)(1)CO3--=20*(Pf-PoH)(2)HC03-二[C03—]*10"(9.7-pH)(3)维持pH基本保持不变：PwLIME=0.37x[HCO-]x3 1000(4)GYP=1.72xGYP=1.72x{[HCO-]3—+[CO--]-20}x3Pw^00改变pH值：LIME二0.739x{[HCO-]+[CO-]-20}x (6)331000参数：[CO3--]碳酸根含量，mol/l；GYP石膏用量，kg/m3；[HCO3-]碳酸氢根含量，mmol/lLIME石灰用量，kg/m3；Pf钻井液滤液酚酞碱度PH测定pH值POHOH-根含量，mmol/l；Pw水体积百分数。钻井液性能评价功能与说明:本程序用于对现场钻井液性能进行设计和评价。只需输入钻井液密度,实际井深和使用加重剂密度，就可得到正常情况下钻井液流变参数，API失水，固相控制三个方面13个参数的一般要求.可将它们做为正常情况下的性能标准,对全井钻井液性能做出设计，或对实际钻井液性能进行评价分析.必需说明由于各油田现场情况不同，性能要求也将有所不同，各油田钻井液工作者应根据自己油田实际情况，集累数据，做出分析，对程序做出修正，以变应用。基本公式:FVl=64p-41.1FV2=42p-27.3YP=13.5EXP(—2(P—1)2)， p<1.41YP=-81.2+16.8P1.1+81.6P-0.6，p>=1.41YP=-52.5+53.76P0.052YP=—49+53.76P0.05PV=3+9.16P2.5 p=P二比重1PV=—7+10P+0.678p4.252PV=(PV+PV)x0.0412N=0.93—0.44p1N=0.19p+0.112K=0.612—0.218p1K2=0.126—0.105pWC=4.9-0.0035HWH=4WCGS=2.6-0.72pGM=6.18-1.2pBW=60p<=1.5BW=102.5-28.3pp>1.5BP=BW/25CW=48BWCP=CW/27WW1=(1245p-1208)S/42WW2=(1378p-1536)S/42WP1=WW1/SWP2=WW2/SSP1=29.6p-21.3SP2=30p-29.4参数:BP 搬土体积百分数；BW 搬土含量，kg/m3；CP 钻屑体积百分数；CW 钻屑含量，kg/m3；FV 漏斗粘度，s；GM 终切，Pa；GS 初切，Pa；K 稠度系数，Pa.sn；N 流型指数；PV 钻井液塑性粘度，mPa.s；S 加重剂密度，g/cm3；SP 固相含量体积百分数；WC 中压失水（API失水） ，cm3/30min；WH 高温高压失水，cm3/30min；WP 加重剂体积百分数；WW 加重剂含量，kg/m3；YP 钻井液屈服值，Pa；注:下标1表示该参数上限。下标2表示该参数下限。无下标推荐值。压力控制功能与说明:本程序计算在井涌发生时,控制井下压力所需的钻井液密度.加重用钻井液到达井底的时间,最终循环压降.同时计算给出压井开始后,每一时间的井底压力.基本公式:T=T+「PLN）-D（N） ⑴n n-i 4000QLPI=Ps+Pp(4)LPI=Ps+Pp(4)压井后Ti时刻井底压力:np*(5)P二PI-(PI-Ps)T(5)参数：p1起始钻井液密度，g/cm3；p2压井钻井液密度，g/cm3；p安全差值，g/cm3；Di 钻柱内径mm；P压井后Tr1i时刻井底压力，kPa；PLi钻柱长度，m；PI起始井底压力，kPa；Pp关井钻柱内压力，kPa；Ps系统循环压降，kPa；T压井钻井液循环至井底时间，s；Ti压井开始后某时刻，s；参考资料1.Magcobar:泥浆工程手册.华东石油学院泥浆研究室译。2.岩屑下滑速度计算程序名：滑落速度(SLIPVELOCITY)功能与说明:携带岩屑是钻井液的最主要功能之一,钻井液携带岩屑的好坏关系到钻井的安全与钻进的速度。此程序将根据岩屑在宾汉流体与卡森流体中的滑落速度规律分别计算岩屑在环形空间中的滑落速度,输运速度和输运比,向钻井液工作者提供岩屑在钻井液中的输运状况信息,以便钻井液工作者根据需要调节钻井液性能,保证钻井液有较好的携屑能力。基本公式1.钻屑在宾汉流体中的滑落速度Re(ID—OD)-v•p

而(1Jb啤。叫

b0.8U-vb(1)0.048((p—p)0.75)r1.25v= 2 1s 0.37(t(0.92—0.005t/(0.8+耳))p0.5+p0.5p0.25b b b bRe<2000)(2)=0.1319(h(p—p)2p)0.5(RE>=2000) (3)2.钻屑在卡森流体中的滑落速度t=21.69(h(p—p))0.5s 2 11rW=4.05p0-25(-)0-5[t0-5—(10t)0.5]W>1则令v=0.061tsss ccW=1Wp0.53.岩屑输运4000Q兀(ID2—OD2)Vc=V-Vs人VcA=——V(4)5)(6)(7)(8)参数:nb 宾汉塑性粘度，mPa.s；nc卡森塑性粘度，mPa.s；p 钻井液密度，g/cm3；p2钻屑密度，g/cm3；tb宾汉屈服值，Pa；tc卡森屈服值，Pa；A输运比；h钻屑的厚度，mm；ID 井筒的内径，mm；OD 钻柱的外径，mm；Q 流量，l/s；RE 雷诺数；r 钻屑的直径，mm；V 环空平均流速，m/s；Vc 钻屑平均上返速度，m/s；Vs 钻屑平均下滑速度，m/s；W 园盘假说流态判别指数，W<=1层流;W>1紊流。钻井液成本功能与说明:本程序可用于钻井液助剂的成本予算和完井后成本的核算。关于钻井液成本的予算，为了对付不同的地层我们往往使用不同的钻井液体系。使用本程序时，请首先将井身结构、使用钻井液体系数输入计算机。然后将全井准备使用的钻井液助剂种类数、助剂名称和单价输入计算机。针对不同的钻井液体系输入该体系使用层位、深度及各类助剂加量。计算机将计算出各类钻井液体系的总成本、每米成本及各种助剂成本所占百分数，并将绘制出成本图及其使用的相应井段。最后将对全井各类助剂使用情况列表做出分析，绘出全井各类助剂使用情况的直方图，打印输出全井使用钻井液助剂的总成本、每米成本。对于完井后总的成本核算，也可以使用以上程序，输入各类助剂的实际使用量，详细做出不同井段的核算后，对全井成本再进行总的核算。也可以简单地认为全井仅使用了一种钻井液体系进行总的换算。在需要时同样也将各钻井液体系及全井助剂使用情况列表输出。注意：最后一种钻井液体系适用深度应等于或略大于全井井深，各体系中助剂的用量单位应与单价的计量单位相统一。基本公式:Bij=Aij*Cj(1)Fj=ZAij(2)Di二工Bij(3)Ei=Zji(4)F=Z工Bij(5)CSij=Bij/Di(6)CSj=Ej/F(7)CSi=Di/Hi(8)CS=F/H(9)参数:Aij 第i种钻井液体系中第j种助剂的用量；Bij 第i种钻井液体系中第j种助剂的成本；Ci 第i种助剂的单价，元/单位重量（体积）；CS 全井平均每米成本，元/m；CSi 第i种钻井液体系,平均每米成本，元/m；CSj 全井第j种助剂成本百分数；Cij 第i种钻井液体系中第j种助剂成本百分数Di 第i种钻井液体系中各类助剂总成本，元；Ei 全井第i种助剂成本，元；F 全井各类助剂总成本，元；Fj 全井第i种助剂用量；H 全井深度，m；Hi 第i种钻井液体系使用井深，m；M 使用钻井液体系数；N 全井使用钻井液助剂种类数。钻井液加重功能与说明:本程序计算加重钻井液时所用的加重剂用量、加重后钻井液体积与加重剂成本。本程序也将计算简单的仅用清水或配制好的胶液稀释钻井液体积。对于加重与稀释的选择,窗口上已经提供了选项，只要选中加重或稀释即可。当选择时可以看到窗口的变化。在需要输入数据的地方输入数据，然后点计算按钮。基本公式:TOC\o"1-5"\h\zAV'=VKP2—Pl) ⑴pa-p2W'=V'*pa (2)V2'=V1+V' (3)V1AK二二 (对于可增体积)K=1 (4)V'2△V=V'*K (5)W=W'*K (6)V2=V2'*K (7)Vx=V1(1-K) (8)参数:p1 钻井液初始密度，g/cm3；p2 钻井液最终密度，g/cm3；pa 添加剂密度，g/cm3；V1,V分别为体积增加,体积不变时添加剂体积，m3；w',W分别为体积增加，体积不变时添加剂重量，kg；V2',V2分别为体积增加,体积不变时最终钻井液体积，m3；V1初始钻井液体积，m3；Vx弃去旧浆体积，m3；参考资料黄汉仁等《泥浆工艺原理》P96,石油工业出版社。钻井液流变性对钻速的影响功能与说明:本程序是钻井液流变性优化设计的主要部分，包括两个计算部分。下面对两个部分分别作一介绍：第一部分：在这部分里，要求您首先作一个数据文件，其名称为:f1.dat,输入数据情况如下所示：2范式粘度计读数组数；46600转下粘度计读数；600粘度计转数；33300转下粘度计读数；300粘度计转数；2650预测最大泵压力；1000泵功率；7245井深；8.5套管直径；4.5钻杆外径；3.67钻杆内径；620钻铤长度；7.55钻铤外径；2.8125钻铤内径；

10.0钻井液密度；120最小有效粘度2650测量泵压；482测量流量；0．451总流量面积；数据存好后，就可以调用数据文件来计算，及相应按钮就可作相应工作。计算结果也可以存在名为f2.dat的数据文件里，也可以直接在窗体上显示出来，根据需要可选择不同的方式。第二部分：本部分基本与第一部分相似，只是计算的参数不同，输入数据也有变化。在本部分中，也要输入数据文件，建立名为“mod.dat”的数据文件，下面是该数据文件的示例：2范式粘度计度数组数（钻井液1）90600转下粘度计读数；600粘度计转读数；59300转下粘度计读数；300粘度计转读数；32.0机械钻速1485流量110.0钻井液密度10.451总流量面积12范式粘度计度数组数255600转下粘度计读数；600粘度计转读数；44600转下粘度计读数；300粘度计转读数；44485流量210.0钻井液密度20.451总流量面积2本程序主要参考SPE35062:RheologyDesignToOptimizeRateofPenetration，1996。钻井液配制功能与说明:此程序用以计算在配制水基钻井液时需要的水、油、盐类和其它的处理剂加量。其中柴油的加量是以钻井液的总体积计算，盐的体积是按水的体积计算，且可以根据需要选择NaC1、KC1或不加盐。其它种类的处理剂加量，可以根据需要以水或以总钻井液体积计算。基本公式:盐对钻井液体积的影响及加量对于NaCICl-=PC*0.60684 (1)KC1 Cl-=PC*0.47651KC1 Cl-=PC*0.47651Vc=Vw(A-1)A-11.00099-5.87510-xCl-Wr1C=PC*Vw柴油加量VO=PO*V/100VO=VO*0.84处理剂加量(1)按所加水体积计算:VM=C/2520*VWWM=C*VW(2)(3)(4)(5)(6)(7)(8)C二工Ci(2)按全部钻井液体积计算VM=C/2520*V(11)(14)(11)(14)(15)(16)(17)(18)-C/100°] (19)(20)WM=C*V4.水与加重剂加量(1)处理剂按水体积计算V=VO+VW+VM+VS+VC=V*PO/100+VW(A+C/2520)+VSW=V*PO*840+(PC+C+1000)VW+VS*SG*1000则:V[(SG-P)-(SG-0.84)XPO/100]VW=一(A+C/2520)XSG-1000-PC-CVS=V(1-PO/100)-Vw(A+C/2520)WS=VS*SG(2)处理剂按全部钻井液体积计算V=(V*PO/100)+VwA+(V*C/2520)+VsW=V*PO*840+C*V+(PC+1000)Vw+Vs*SG*1000V(SG-P)-[(SG-0.84)XPO/100]-[(CXSG/2520)VW=(SGXA-1-PC/1000)Vr1S=V[1-(PO/100)-(C/2520)]-Vw*A参数:p 钻井液密度，g/cm3；C单位体积含处理剂总量，kg/m3；Ci单位体积第i种处理剂含量，kg/m3；PC单位体积水的含盐量，kg/m3；PO油相百分数；V钻井液体积，m3；VO油相体积，m3；VS加重剂体积，m3；VW水相体积，m3；WC加盐量，kg；WM处理剂加量，kg；WO油加量，kg；WS加重剂加量，kg。参考资料:1.MagcobarETSS。黄汉仁,罗平亚,杨坤鹏:《泥浆工艺原理》,石油工业出版社.功能与说明:此程序具有以下六种功能:1）水基钻井液中降低密度;2）水基钻井液中降低固相含量;3）油基钻井液增大油水比;4）油基钻井液降低油水比;5）油基钻井液降低密度;6）油基钻井液降低固相含量。运行此程序计算机将首先需选择待稀释的钻井液体系是水基钻井液还是油基钻井液。对于水基钻井液,将需进一步选择是降低密度或是降低固相含量，使用者可在询问时，以Y或N来回答是与不是。对于水基钻井液可在稀释时加入五种以下的处理剂材料,当加入材料少于五种时输入最后一种后，对于下一种以0输入。在输完数据后，要求你做出保持钻井液体积不变还是可以增加体积的选择。同时你还须做出所加处理剂含量是以水的体积还是以全部新加体积为依据，以W（WATER）或A（ALL）来回答。对于油基钻井液，需依次输入:降低密度，降低固相，还是改变油水比。在输入数据后，同样要求你做出保持原体积或增加体积的选择。限制:水基钻井液，降低固相含量时，必须保证最终体积，固相百分数小于或等于初始固相百分数，且最终的油相百分数大于或等于初始的油相百分数，最终的钻井液密度水基钻井液在降低密度时，要保证最终钻井液密度小于或等于初始钻井液密度，最终的油相百分数大于或等于初始油相百分数。对于油基钻井液，在改变水油比时，钻井液密度保持不变;降低密度时，钻井液的水油比与固相含量保持不变;在降低固相含量时，钻井液的水油比和密度保持不变。基本公式:

TOC\o"1-5"\h\zV2=V'2*K (1)V0=V'0*K (2)Vw=Vw'*k (3)Ws=Vs'*K*SG (4)Vx=V1*(1-K) (5)K=V1/V2对于可增加体积K=1 (6)水基钻井液C=C'1+C'2+C'3+C'4+C'5 (7)降低水基钻井液密度,添加剂以所加水体积为依据V'2=V1+V0'+Vw'*B (8)V2'P2=V2*P1+V0'*0.84+Vw'*A (9)V0'=(V2'*FO-V1*LO)/100 (10)(11)(12)B(100p-0.84L)-A(100-(11)(12)V'= 1 0 0-V2B(100p-0.84F)-A(100-F) 1200V0'=(V2'FO-V*LO)/100Vw'=(V2'-V1-V0')/B(13)其中TOC\o"1-5"\h\zA=pw+C/1000 (14)B=1+C/2520 (15)然后代入基本方程添加剂加量计算Ci=C1'*Vw(i=1,2,3,4,5) (16)降低水基钻井液密度,添加剂以全部新加体积计算Vw=Vw'*K[1-V1(1-K)]*C/2520 (17)Ci=C'iV1(1-K) (18)其余各项计算与1.1式相同。2.1水基钻井液降低固相,添加剂以所加水体积计算(19)(20)(19)(20)V2'p2=V11+V0'*0.84+Vs'*SG+Vw'(Pw+C/1000)

TOC\o"1-5"\h\zV0'=(V2'FO-V1LO)/100 (21)Vs'=(V2'FO-V1LO)/100-CVw'/2520 (22)Vw'=V1x(23)Vw'=V1x(23)12 21AB-AB32 23Vs'=—xVB+Vw'B (24)B11 321CV'二 x[LSxV+100Vs'+ Vw' (25)2FS1 25.2V0=[V2'FO-V1LO]/100 (26)式中:A1=LS(100-FO)-FS(100-LO) (27)A2=100(100-FS-FO) (28)A3=100[FS/(C/2520)*(100-FO-FS)] (29)Bl=100(p2-pl)+FO(pl-0.84)-L0(p 2-0.84) (30)B2=100(SG-p2)-F0(SG-0.84) (31)B3=(100p2-0.84FO)(1+C/2520)-(pw+C/1000)(100-FO) (32)然后代入基本方程,并以(16)式计算添加剂加量。水基钻井液降低固相,添加剂按全部新添体积计算与1.2相同。油基钻井液3.1增加油水比V0'=(V1/100)[(O/W)pw-P0] (33)(34)(35)(36)VO'(P-(34)(35)(36)Vs= —SG-P1V2'=V1+V0'+V