井身结构设计得合理与否，其中一个重要的决定因素是设计中所用到的抽吸压力系数、激动压力系数、破裂压力安全系数、井涌允量和压差卡钻允值这些基础系数是否合理。目前这些系数一般采用经验值。

3.4.3.1　抽吸压力系数Sb和激动压力系数Sg

石油钻井过程中，起下钻或下套管作业时将在井眼内产生波动压力，下放管柱产生激动压力（surge pressure），上提管柱产生抽吸压力（swab pressure）。由于现代井身结构设计方法建立在井眼与地层间压力平衡基础上，因此，这种由起下钻或下套管引起的井眼压力波动势必要引入井身结构设计中。

波动压力可采用稳态或瞬态模型进行计算。稳态波动压力分析模型是在刚性管-不可压缩流体理论基础上建立的，它不考虑流体的可压缩性和管道的弹性。瞬态波动压力分析模型建立在弹性管-可压缩流体理论基础上，该理论认为运动管柱在井内引起的压力变化，将以一个很大但又有限的波速在环空流道内传遍液柱，它考虑了液体的压缩性和流通的弹性，其结果是使井内容纳的泥浆比其在不受压状态下所容纳的要多，因而使环空流速减小。瞬态井内波动压力计算模式更为精确。

对于抽吸压力系数和激动压力系数，可通过以下步骤求出：

①收集所研究地区常用泥浆体系的性能，主要包括密度、黏度以及300转和600转读数。

②收集所研究地区常用的套管钻头系列、井眼尺寸及钻具组合。

③根据稳态或瞬态波动压力计算公式，计算不同泥浆性能、井眼尺寸、钻具组合以及起下钻速度条件下的井内波动压力；根据波动压力和井深，计算抽吸压力系数和激动压力系数。

海洋钻井手册中规定的抽吸压力系数、激动压力系数为

Sb=Sg=0.014～0.06g／cm3

美国现场取值为

Sb=Sg=0.06g／cm3

对于不同的井段由于井眼尺寸的不同，其抽吸压力系数和激动压力系数是不同的。所以，对不同的井段采用统一的抽吸压力系数、激动压力系数是不科学的，应根据不同井段的情况选取不同的压力系数，对于较深的井段，应采用精确的计算获得压力系数（表3-3）。

在海洋深水井深结构设计中，对不同井眼尺寸，建议使用表3-3所示的抽吸压力系数和激动压力系数推荐值。

表3-3　抽吸压力系数和激动压力系数取值

国内外对抽吸压力系数的取值为Sb=0.3g／cm3。

3.4.3.2　地层破裂压力安全系数Sf

Sf是考虑地层破裂压力预测可能的误差而设的安全系数，它与破裂压力预测的精度有关。直井中美国取Sf=0.024g／cm3，在其他地区的井身结构设计中，可根据对地层破裂压力预测或测试结果的把握程度来定。测试数据（漏失试验）较充分、生产井或在地层破裂压力预测中偏于保守时，Sf取值可小一些；而在测试数据较少、探井或在地层破裂压力预测中把握较小时，Sf取值须大一些。一般可取Sf=0.03～0.06g／cm3。

对于地层破裂压力安全系数Sf，可通过以下步骤求出：

①收集所研究地区不同层位的破裂压力实测值和破裂压力预测值。

②根据对实测值与预测值的对比分析，找出统计误差作为破裂压力安全系数。

深水钻井中，泥线以下的岩石胶结强度较低，井身结构设计时一般采用漏失压力，相比破裂压力已经很保守了，因此，国外在深水井身结构设计时均未考虑Sf。

3.4.3.3　井涌允量Sk的确定

钻井施工中，由于对地层压力预测不够准确，所用钻井液密度可能小于异常高压地层的孔隙压力当量钻井液密度值，从而可能发生井涌。发生溢流关井时，关井立管压力的大小反映了环空静液柱压力与地层压力之间的欠平衡量。

真实地层压力

式中，Pd反映井眼欠平衡的程度，这种欠平衡主要是由地层压力预测误差引起的。

关井套压为

上二式中　Pp——地层压力（MPa）；

Pd——关井立管压力（MPa）；

ρm——井内钻井液密度（g／cm3）；

H——溢流深度（m）；

Pa——关井套压（MPa）；

hw——溢流柱高度（m）；

ρw——溢流密度（g／cm3）。

因此(www.daowen.com)

由式（3-56）可知，关井套压的大小取决于井内钻井液与地层压力之间的欠平衡量Pd、溢流量大小hw和溢流密度ρw。关井套压受防喷设备、套管抗内压强度和地层破裂压力三者的制约，并应低于最大允许套压。在井内钻井液密度和溢流类型一定时，井眼安全性取决于欠平衡量Pd和溢流量大小hw。

衡量一个地区地层压力预测误差Pd的大小，通常用井涌允量Sk来表示：

井涌允量Sk也即表示井涌时能够安全关井且循环压井时不至于压漏地层所允许的井筒最大溢流量，根据估计的最大井涌地层压力与钻井液密度的差别来确定，该值也取决于现场控制井涌的能力，设备技术条件较好时可取低值。而且，风险较大的是高压气层和浅层气，高压水层控制起来较容易。国际上，美国取Sk=0.06g／cm3；国内中原油田在“六五”阶段取Sk=0.06～0.12g／cm3，“七五”阶段取Sk=0.05～0.1g／cm3。

由以上分析可知，井涌允量还可写为

式中　ρb——井底地层压力当量密度；

ρm——井内钻井液密度。

3.4.3.4　压差允值（ΔPn和ΔPa）的确定

1）压差允值的产生

压差允值主要用来防止压差卡钻。压差卡钻是指钻具在井中静止时，在钻井液与地层孔隙压力之间的压差作用下，紧压在井壁泥饼上而导致的卡钻。对压差卡钻的机理可做如下解释：当钻柱旋转时，它被一层钻井液薄膜所润滑，钻柱各边的压力均相等。但是，当钻柱静止时，钻具的一部分重量压在泥饼上，迫使泥饼中的孔隙水流入地层，造成泥饼的孔隙压力降低，而泥饼内的有效应力则随其孔隙压力降低而增加。如果钻具较长时间停靠井壁，泥饼内的孔隙压力逐渐降至与地层的孔隙压力相等，此时在钻柱两侧则会产生一个压差，此压差等于钻井液在井眼内的液柱压力与地层孔隙压力之间的差值。这种压差的产生必然会增加上提钻柱的阻力，如果该阻力超过了钻机的提升能力，就会造成卡钻。

另外，裸眼中泥浆液柱压力与地层孔隙压力的差值过大时，除了易造成压差卡钻、使机械钻速降低外，还会使下套管过程中发生压差卡套管事故。特别是在高渗透地层、钻井液失水较大并且钻具在井下长期静止时，更容易发生卡钻。

因此，在井身结构设计中应考虑避免压差卡钻和压差卡套管事故的发生。具体方法就是在井身结构设计时保证裸眼段任何部位泥浆液柱压力与地层孔隙压力的差值小于某一安全的数值，即压差允值。它的大小与钻井工艺技术和钻井液性能有关，也与裸眼井段的地层孔隙压力有关。若正常地层压力和异常高压同处一个裸眼井段，则卡钻易发生在正常压力井段，所以压差允值又有正常压力井段和异常压力井段之分，分别用ΔPn和ΔPa表示。

2）影响压差允值的因素

（1）井深

主要影响钻柱重量及实际压差的大小。

（2）地层渗透性

渗透性好的地层易形成泥饼，增大钻柱与泥饼的接触面积，可增大压差卡钻的可能性。

（3）泥浆性能

泥浆的密度、黏度、失水、泥饼及含砂量直接影响摩擦系数的大小。

（4）井斜角

影响钻柱与井壁或泥饼的接触面积。

由上所述，发生压差卡钻的压差临界值是一个与井深、地层、泥浆性能以及井眼状况等多种因素有关的一个变量，以往将其视为一固定值的做法显然是不妥的，其不利于压差卡钻事故的预防与处理。在各个地区，由于地层条件、所采用的钻井液体系、钻井液性能、钻具结构和钻井工艺措施有所不同，因此压差允许值也不同，应通过大量的现场统计获得。

3）压差允值的计算步骤

①通过卡钻事故统计资料，确定易压差卡钻层位及井深。

②记录卡钻层位的地层孔隙压力。

③统计卡钻事故发生前井内曾用过的最大泥浆密度，以及卡钻发生时的泥浆密度。

④根据卡钻井深、卡点地层压力、井内最大安全泥浆密度，计算单点压差卡钻允值。

⑤统计分析各单点压差卡钻允值，确定适合所研究地区的压差卡钻允值。

海洋钻井手册中压差允值的推荐系数为

美国现场取为

中原油田的经验系数为

在深水钻井中，由于安全泥浆密度窗口相对较窄，井身结构设计时按漏失压力作为上限进行设计，所以压差允值的估计是相对保守的，再加上深水钻井中普遍使用油基钻井液，降低了泥饼的摩擦系数，使得深水钻井压差卡钻风险减小。