钻井液钻井液流变性课件

§3-1液体流动的特点及其分析

Characteristicsandanalysisoffluidsflow

一、基本概念:

1.剪切速率(γ

Shearrate)与剪切应力(τshearstress)沉砂池：10~20S-1

环空：50~250S-1钻具内：100~1000S-1钻头喷嘴：1万~10万S-1

§3-1液体流动的特点及其分析

Characteristic

2.粘滞性(viscosity)——

流体流动时具有抵抗剪切变形的物理性质。

3.牛顿内摩擦定律:—在一定的条件下，剪切应力与速梯正比。

τ∝γτ=ηγη=τ／γ切力与速梯成正比η—粘滞系数简称粘度2.粘滞性(viscosity)——

4.流变曲线与流变图τ-γ，η′-γ，函数关系曲线与图。钻井液钻井液流变性课件5.液体类型:(1)根据牛顿内摩擦定律：牛顿液体和非牛顿液体(2)根据流变曲线特征：1—塑性液2—假塑性液3—牛顿液4—膨胀液01—塑性液2—假塑性液3—牛顿液4—膨胀液05.液体类型:1—塑性液2—假塑性液3—牛顿液4—膨胀液

6．液体流动类型:（Non-Newtonionfluid）

StaticplugtransitionlaminarturbulentflowP-L）zoneflow(L-T)flow静止塞流层流紊流流体流速增加

6．液体流动类型:（Non-Newtonionflui二．钻井液流动特点及分析1.牛顿流体(Newtonionfluid)无结构、均匀质点，如油类、清水。流变曲线为一条过原点直线,符合τ=ηγ。τ>0、γ>0施加很小的切应力就发生流动。η为常数,不随γ变化γ=τ/γ=tgαabτaγγaγbτbα二．钻井液流动特点及分析1.牛顿流体(Newtonionf静止塞流层流紊流s2.塑性液(Plasticfluid):

(大多数泥浆)存在不流动区τ<τs

、γ=0、τ≠0τs—

静切力：反映静态结构强度。过渡区(塞--层):结构拆散,不能被均匀剪切.层流区(直线段)V拆=V恢ηa>ηb紊流区:ab静止塞流层流紊流s2.塑性液(Plasticfluiηa=τa/γa=tgαa>ηb=τb/γb=tgαbabτaγγaγbτbτs剪切稀释性(shearthinning)—

钻井液表观(视）粘度（AV–Apparentviscosity）随速梯（流速）增大而降低的性质。ηa、ηb---某速梯下的粘度

---表观（视）粘度。ηa=τa/γa=tgαa>ηb=τb/γb=tgαbabτabτaγγaγbτbτs剪切稀释性(shearthinning)—原因：在速梯增大时，网架结构被拆散，结构粘度降低所致。意义：具有剪切稀释性的钻井液，在速梯较低时有较大的表观粘度，有利于悬浮和携带岩屑。而在速梯较大时又有较小的表观粘度，这有利于降低流动阻力，减少功率损耗。abτaγγaγbτbτs剪切稀释性(shearthinn3.假塑性液(Pseudo-plasticfluid)

（聚合物钻井液、油包水乳化钻井液为典型的假塑性液）

流变曲线为过原点的指数曲线；施加很小切应力发生流动，无τs或很小;具有剪切稀释性。abτaγγaγbτb3.假塑性液(Pseudo-plasticfluid)

（4.膨胀性液体(dilatantfluid)淀粉液体为典型的膨胀性液体；流变曲线为指数曲线与假塑性液体相似，但凹凸方向相反；粘度随速梯增加而增加——剪切增稠。γγaabτaγbτb4.膨胀性液体(dilatantfluid)淀粉液体为典型§3-2钻井液流变模式及评价

Drillingfluidrheologicalmodelsevaluation

一、宾汉模式(Bingham1919)

τ=τ0+ηsγγτsτ0τ§3-2钻井液流变模式及评价

Drillingfluid一、宾汉模式(Bingham1919)

τ=τ0+ηsγ1.ηs-塑性粘度PV(plasticviscosity)Pa.sormPa.s

意义:

ηs=(τ-τ0)/γ反映了液相与液相之间、固相与液相之间、固相与固相之间的摩擦力。

影响:固相性质及含量，液相性质。

控制:通常通过清除钻屑来降低。一、宾汉模式(Bingham1919)

τ=τ一、宾汉模式(Bingham1919)

τ=τ0+ηsγ2.τ0-动切应力，YP(YieldPoint)，Pa.

意义:用以表示钻井液流动时钻井液中粘土网架结构的强度反映了钻井液携带和悬浮钻屑的能力。

影响:形成网架结构的因素，如粘土含量及性质、聚合物、电解质等。

控制:提高动切力：加上述物质；

降低动切力：加拆散结构的物质如：降粘剂、反絮凝剂等。

一、宾汉模式(Bingham1919)

τ=τ一、宾汉模式(Bingham1919)

τ=τ0+ηsγ3.视粘度表达式:

η′=τ0/γ+ηs=ηg+ηs

结构粘度定义为ηg=τ0/γ由此表明采用宾汉模式的视粘度由结构粘度和塑性粘度构成，其所占的比例不同对钻井液的流变性影响很大。讨论：两种钻井液在某相同的速梯下视粘度相同，其悬浮携带钻屑的性能是否相同？例：(1)

η′=25+10=35mPa.s

(2)

η′=10+25=35mPa.s一、宾汉模式(Bingham1919)

τ=τ二、幂律模式(Bingham1928)

(Powerlawmodel)

表达式：τ=Kγn（指数方程）1.n―流性指数(无因次n<1)

意义：当n<1时为假塑流体；当n=1时为牛顿流体；当n>1时为膨胀流体。对大多数钻井液，n<1，反映了流体非牛顿性的强弱，即结构性强弱。影响与控制：与动切应力类似。2.K—稠度系数(consistencyindex)Pa.sn

意义:反映流体的稀稠程度，与粘滞性有关。影响与控制：与粘度相同。3.视粘度:二、幂律模式(Bingham1928)

(三、赫－巴模式

Herschel-Bulkely(修正幂律模式)

77年.Zamaro-Lord首用于钻井液τ=τy+Kγn流变参数：τy―屈服值；故又称带屈服值的幂律模式（三参数），K，n同幂律模式参数。η′=τy/γ+Kγn-1

γ→∞η`→0γτyτ三、赫－巴模式

Herschel-Bulkely(修正幂律四、卡森模式Cassonmodel

(1959.Casson.1979Lawron-Reid首用)表达式：τcτγ特点:流变曲线符合大多数钻井液的流变特征,适应范围广,低、中、高速梯；参数意义明确，准确性高。四、卡森模式Cassonmodel

(1959.Ca流变参数:1.τc―卡森屈服值（Cassonyieldpoint-CP)意义:反映泥浆的结构强弱及携带悬浮能力,实测接近初始凝胶强度(γ→0.τ→τc)2.η∝―极限高剪粘度（infiniteshearviscosity-IV

）,水眼粘度、紊流粘度.意义:表示体系的纯粹内摩擦性质（粘滞性）,数值上等于剪切速率为无穷大时的有效（视）粘度。（γ→∝η→η∝

）流变参数:1.τc―卡森屈服值（Cassonyieldp3.剪切稀释性指数Im:——最大粘度(γ=1的粘度)与最小粘度(η∝)之比值。

低固相聚合物Im=300-600为宜(ＭＭＨ体系可达几千)。3.剪切稀释性指数Im:——最大粘度(γ=1的粘度)与最小粘三种常用流变模式与实测流变曲线三种常用流变模式与实测流变曲线§3-3钻井液流变参数的测量与计算

MeasurementandComputationofDFRheclogicalparameter一.旋转粘度计结构及工作原理动力部分:双速同步电机、电源

变速部分:可变六速（转/分）36100200300600

测量部分:扭力弹簧、刻度盘与内外筒组成测量系统。§3-3钻井液流变参数的测量与计算

MeasurementZNN型旋转粘度计局部放大图

旋转粘度计实物ZNN型旋转粘度计局部放大图旋转粘度计实物旋转粘度计基本公式:(ZNN-D6仿范氏)τ=0.511Φn(Pa)γ=1.703N(1/s)η=300φn/N(mPa.s)Fann旋转粘度计：N(RPM):60030020010063γ(1/S)：1022511340170105.11旋转粘度计基本公式:Fann旋转粘度计：二．常用流变参数直读公式二．常用流变参数直读公式三、静切力及测量

钻井液的切力是指静切力——静态形成泥浆结构强度(凝胶强度-GELSTRENGTH)，凝胶强度取决于单位体积中结构链下的数目和单个链环的强度其大小反映泥浆静置时悬浮钻屑或加重剂的能力。

测量：初切Φ3（10s）——终切Φ3(10min)(Pa)三、静切力及测量

钻井液的切力是指静切力——四、泥浆的触变性（thixotropy）——静切应力随搅拌后的静置时间增大而增大的特性。

反映钻井液恢复结构的速度和最终凝胶强度。主要特征：恢复结构所需时间和最终凝胶强度的大小。意义：良好的触变性有利于悬浮钻屑和开泵。四种钻井液典型的变性曲线快的强凝胶慢的强凝胶快的弱凝胶慢的弱凝胶四、泥浆的触变性（thixotropy）——静切应力随搅拌后五、漏斗粘度（

FUNNELVISCOSITY）

一定体积（700ml)钻井液流经特制漏斗漏出500ml(Marsh946ml）所需的时间（Sec）。五、漏斗粘度（FUNNELVISCOSITY）

§3-4钻井液流变学的应用

ApplictionsofD.FRheclogy钻井液流变性对钻井工艺的影响主要表现在以下几个方面：1）影响井底冲刷效果，从而影响钻头的破岩效率及钻速；2）影响岩屑的携带能力；3）影响加材料的悬浮；4）影响井内液柱的压力激动和井壁稳定；5）影响泵压和排量；6）影响造壁性能和固井质量§3-4钻井液流变学的应用

Applictionsof一、携带岩屑原理影响携岩的主要因素：钻井液流变性、钻屑尺寸、形状、流态。一、携带岩屑原理影响携岩的主要因素：1.层流携带原理转动力矩效应—层流呈现抛物形过水断面特点，片状岩屑上升过程受力不均匀，产生力矩作用，产生岩屑翻转下滑的现象。不利影响：（1）携带时间延长（携带效率低）（2）在井壁形成假泥饼；优点：环空返速小，有利于井壁稳定和喷射钻进。片状岩屑在层流中上升受力分析1.层流携带原理转动力矩效应—层流呈现抛2.紊流携岩原理

紊流平滑的抛物形过水断面，任何形状的岩屑在上升过程中受力均匀，岩屑随上升液流而稳定上升。优点：不产生转动力矩效应；携岩效率高，井眼净化好。局限：（1）要求排量大，泵功率消耗大；（2）返速高对井壁冲刷大；（3）岩屑相对下滑速度大。2.紊流携岩原理紊流平滑的抛物形过水断3.平板层流携岩原理：

（Flatteningofthevelocityprofile）由尖峰型→平板型→克服转动力矩→增加流核宽度流核d0

——速梯为0的区域3.平板层流携岩原理：

（Flatteningofthe3.平板层流携岩原理：

（Flatteningofthevelocityprofile）平板程度→流核宽度影响因素：

D.Dp-mV-m/sτ0-Paηs-Pa.sV↙d0↗,但不能小于Vs(一般0.5-0.6m/s);τ0↗d0

↗;动塑比（τ0/ηs

）↗d0

↗，(一般360-4781/s)3.平板层流携岩原理：

（Flatteningofthe平板程度的判准数E值：E≤0.2-0.1符合平板层流。

一般认为动塑比值τ0／ηs＝360～478（1／s）或流型指数n值＝0.7～0.4时，可以获得较好的携岩效果。控制方法：

通过加入适量电解质、聚合物提高动切应力；通过固控设备清除无用固相（钻屑）来降低塑性粘度提高动/塑比值是最佳途径。

D.Dp-mV-m/sτ0-Paηs-Pa.s平板程度的判准数E值：E≤0.2-0.1符合平板层流。二、钻井液携带钻屑能力计算

1.钻屑输送比:钻屑上升速度与钻井液环空返速之比。Rt=Vt/VVt=V-VsVt—钻屑上升速度；Vs——钻屑下滑速度Rt=1-V/Vs满足井眼净化要求Rt>0.52.Vs计算：颗粒沉降流态:钻屑颗粒沉滑时,边界液流所呈的状态.颗粒雷诺数-Re.p(particalReynoldsNumber)二、钻井液携带钻屑能力计算

1.钻屑输送比:钻屑上升速度与Vs计算：Re.p<1层流沉降.Re.p=1～2000过渡沉降Re.p>2000紊流沉降Vs计算：Re.p<1层流沉降.环空视粘度计算公式宾汉模式幂律模式卡森模式

环空视粘度计算公式宾汉幂律卡森井眼净化计算机框图基本数据计算环空流态式（18）计算VsRep≥2000式（19）计算Vs式（16）计算RepRep≥1式（17）计算Vs计算Vt计算Rt流态层流紊流YNYN井眼净化计算机框图基本数据计算环空流态式（18）计算VsRe三．钻井液密度的计算

１．钻井液密度(

Density)静态测量三．钻井液密度的计算

１．钻井液密度(Density)静态２．当量循环泥浆密度

（E.C.D—EquivalentCirculatingDensity）

——由于钻井液循环流动所产生附加压力的相当密度。单位：E.C.D、ρf—kg/m3；ΔP—Pa；L—m单位：E.C.D、ρf—g/cm3；ΔP—MPa；L—m２．当量循环泥浆密度

（E.C.D—Equivalent四、钻井液流变性与井内压力激动钻井液的井内压力激动—

起下钻和钻井过程中，由于钻柱的上下移动、泥浆泵的开动等原因，使井内液柱压力产生突然变化（升高或降低），给井内增加一个附加压力（正值或负值）的现象。影响激动压力的因素：钻柱运动速度钻头及钻柱的泥包程度环形空间的间隙、井深泥浆性能（粘度、切力）四、钻井液流变性与井内压力激动钻井液的井内压力激动—四、钻井液流变性与井内压力激动下钻:

当钻头在井内向下运动时，钻井液被推动着向上流动。这时钻头处的压力等于钻头以上钻井液的流动阻力与该段钻井液的静液柱压力。超出静液柱压力的部分被称为“激动”。这是造成井漏的原因之一。起钻:相反，当钻头在井内向上运动时，钻井液向下流动。这时钻头处的压力等于钻头以上钻井液的静液柱压力减去该段钻井液的流动阻力。低于静液柱压力的部分被称为“抽吸压力”。这是诱发井喷、井塌的原因之一。

主要控制措施：控制起下钻速度；降低钻井液粘切。四、钻井液流变性与井内压力激动下钻:当四、钻井液流变性与井内压力激动开泵时的压力激动:

由于钻井液具有触变性，停止循环后，钻井液中的粘土颗粒随停泵时间增加，被拆散的网架结构恢复强度增加，静切力升高，开泵泵压将超过正常循环所需的泵压，造成压力激动。

主要控制措施：开泵操作平稳；降低钻井液粘切。QPsP0P1P2M1M2Ps、P0、分别为克服静、动切力所需压力；P1、P2分别为钻井液静止若干时间之后所需压力。四、钻井液流变性与井内压力激动开泵时的压力激动:QPs钻井液流变性的一般要求对于非加重钻井液：塑性粘度（PV):5~12mPa.s动切力（YP):1.4~14.4PaYP/PV=376~478（1/s）流型指数n：0.4-0.7卡森屈服值:0.6-3Pa极限高剪粘度：:2-6mPa.s静切力：0.5～1／1～2（Pa）漏斗粘度T=2.2PV(S)钻井液流变性的一般要求对于非加重钻井液：习题1.根据旋转粘度计基本公式，用Φ600、Φ100推导出卡森参数计算公式η∞、τc。2.旋转粘度计读数：Φ600=26.8Φ300=16.5Φ200=14.5Φ100=9Φ6=4.5Φ3=4.2（1）用坐标纸画出实际与三模式的流变曲线,并进行对比哪一流变模式更准确。（2）计算三套流变参数及Ｉm。３．钻头81/2〞、钻铤7〞

(15根×9.1m)钻杆5〞

，井深3500m，排量Q=20l/s；钻井液密度为1.08；钻屑密度为2.6；钻屑当量直径为0.7cm,计算E、Rt和E.C.D.。4.编制计算Rt和E.C.D的计算机程序（选做）。思考题1.钻井液剪切稀释性和触变性对钻井工艺有什么影响？2.钻井液流态对携带钻屑效果有什么影响？3.动/塑比值对平板层流有何影响?如何实现平板层流？习题1.根据旋转粘度计基本公式，用Φ600、Φ100推导出§3-1液体流动的特点及其分析

Characteristicsandanalysisoffluidsflow

一、基本概念:

1.剪切速率(γ

Shearrate)与剪切应力(τshearstress)沉砂池：10~20S-1

环空：50~250S-1钻具内：100~1000S-1钻头喷嘴：1万~10万S-1

§3-1液体流动的特点及其分析

Characteristic

2.粘滞性(viscosity)——

流体流动时具有抵抗剪切变形的物理性质。

3.牛顿内摩擦定律:—在一定的条件下，剪切应力与速梯正比。

τ∝γτ=ηγη=τ／γ切力与速梯成正比η—粘滞系数简称粘度2.粘滞性(viscosity)——

4.流变曲线与流变图τ-γ，η′-γ，函数关系曲线与图。钻井液钻井液流变性课件5.液体类型:(1)根据牛顿内摩擦定律：牛顿液体和非牛顿液体(2)根据流变曲线特征：1—塑性液2—假塑性液3—牛顿液4—膨胀液01—塑性液2—假塑性液3—牛顿液4—膨胀液05.液体类型:1—塑性液2—假塑性液3—牛顿液4—膨胀液

6．液体流动类型:（Non-Newtonionfluid）

StaticplugtransitionlaminarturbulentflowP-L）zoneflow(L-T)flow静止塞流层流紊流流体流速增加

6．液体流动类型:（Non-Newtonionflui二．钻井液流动特点及分析1.牛顿流体(Newtonionfluid)无结构、均匀质点，如油类、清水。流变曲线为一条过原点直线,符合τ=ηγ。τ>0、γ>0施加很小的切应力就发生流动。η为常数,不随γ变化γ=τ/γ=tgαabτaγγaγbτbα二．钻井液流动特点及分析1.牛顿流体(Newtonionf静止塞流层流紊流s2.塑性液(Plasticfluid):

(大多数泥浆)存在不流动区τ<τs

、γ=0、τ≠0τs—

静切力：反映静态结构强度。过渡区(塞--层):结构拆散,不能被均匀剪切.层流区(直线段)V拆=V恢ηa>ηb紊流区:ab静止塞流层流紊流s2.塑性液(Plasticfluiηa=τa/γa=tgαa>ηb=τb/γb=tgαbabτaγγaγbτbτs剪切稀释性(shearthinning)—

钻井液表观(视）粘度（AV–Apparentviscosity）随速梯（流速）增大而降低的性质。ηa、ηb---某速梯下的粘度

---表观（视）粘度。ηa=τa/γa=tgαa>ηb=τb/γb=tgαbabτabτaγγaγbτbτs剪切稀释性(shearthinning)—原因：在速梯增大时，网架结构被拆散，结构粘度降低所致。意义：具有剪切稀释性的钻井液，在速梯较低时有较大的表观粘度，有利于悬浮和携带岩屑。而在速梯较大时又有较小的表观粘度，这有利于降低流动阻力，减少功率损耗。abτaγγaγbτbτs剪切稀释性(shearthinn3.假塑性液(Pseudo-plasticfluid)

（聚合物钻井液、油包水乳化钻井液为典型的假塑性液）

流变曲线为过原点的指数曲线；施加很小切应力发生流动，无τs或很小;具有剪切稀释性。abτaγγaγbτb3.假塑性液(Pseudo-plasticfluid)

（4.膨胀性液体(dilatantfluid)淀粉液体为典型的膨胀性液体；流变曲线为指数曲线与假塑性液体相似，但凹凸方向相反；粘度随速梯增加而增加——剪切增稠。γγaabτaγbτb4.膨胀性液体(dilatantfluid)淀粉液体为典型§3-2钻井液流变模式及评价

Drillingfluidrheologicalmodelsevaluation

一、宾汉模式(Bingham1919)

τ=τ0+ηsγγτsτ0τ§3-2钻井液流变模式及评价

Drillingfluid一、宾汉模式(Bingham1919)

τ=τ0+ηsγ1.ηs-塑性粘度PV(plasticviscosity)Pa.sormPa.s

意义:

ηs=(τ-τ0)/γ反映了液相与液相之间、固相与液相之间、固相与固相之间的摩擦力。

影响:固相性质及含量，液相性质。

控制:通常通过清除钻屑来降低。一、宾汉模式(Bingham1919)

τ=τ一、宾汉模式(Bingham1919)

τ=τ0+ηsγ2.τ0-动切应力，YP(YieldPoint)，Pa.

意义:用以表示钻井液流动时钻井液中粘土网架结构的强度反映了钻井液携带和悬浮钻屑的能力。

影响:形成网架结构的因素，如粘土含量及性质、聚合物、电解质等。

控制:提高动切力：加上述物质；

降低动切力：加拆散结构的物质如：降粘剂、反絮凝剂等。

一、宾汉模式(Bingham1919)

τ=τ一、宾汉模式(Bingham1919)

τ=τ0+ηsγ3.视粘度表达式:

η′=τ0/γ+ηs=ηg+ηs

结构粘度定义为ηg=τ0/γ由此表明采用宾汉模式的视粘度由结构粘度和塑性粘度构成，其所占的比例不同对钻井液的流变性影响很大。讨论：两种钻井液在某相同的速梯下视粘度相同，其悬浮携带钻屑的性能是否相同？例：(1)

η′=25+10=35mPa.s

(2)

η′=10+25=35mPa.s一、宾汉模式(Bingham1919)

τ=τ二、幂律模式(Bingham1928)

(Powerlawmodel)

表达式：τ=Kγn（指数方程）1.n―流性指数(无因次n<1)

意义：当n<1时为假塑流体；当n=1时为牛顿流体；当n>1时为膨胀流体。对大多数钻井液，n<1，反映了流体非牛顿性的强弱，即结构性强弱。影响与控制：与动切应力类似。2.K—稠度系数(consistencyindex)Pa.sn

意义:反映流体的稀稠程度，与粘滞性有关。影响与控制：与粘度相同。3.视粘度:二、幂律模式(Bingham1928)

(三、赫－巴模式

Herschel-Bulkely(修正幂律模式)

77年.Zamaro-Lord首用于钻井液τ=τy+Kγn流变参数：τy―屈服值；故又称带屈服值的幂律模式（三参数），K，n同幂律模式参数。η′=τy/γ+Kγn-1

γ→∞η`→0γτyτ三、赫－巴模式

Herschel-Bulkely(修正幂律四、卡森模式Cassonmodel

(1959.Casson.1979Lawron-Reid首用)表达式：τcτγ特点:流变曲线符合大多数钻井液的流变特征,适应范围广,低、中、高速梯；参数意义明确，准确性高。四、卡森模式Cassonmodel

(1959.Ca流变参数:1.τc―卡森屈服值（Cassonyieldpoint-CP)意义:反映泥浆的结构强弱及携带悬浮能力,实测接近初始凝胶强度(γ→0.τ→τc)2.η∝―极限高剪粘度（infiniteshearviscosity-IV

）,水眼粘度、紊流粘度.意义:表示体系的纯粹内摩擦性质（粘滞性）,数值上等于剪切速率为无穷大时的有效（视）粘度。（γ→∝η→η∝

）流变参数:1.τc―卡森屈服值（Cassonyieldp3.剪切稀释性指数Im:——最大粘度(γ=1的粘度)与最小粘度(η∝)之比值。

低固相聚合物Im=300-600为宜(ＭＭＨ体系可达几千)。3.剪切稀释性指数Im:——最大粘度(γ=1的粘度)与最小粘三种常用流变模式与实测流变曲线三种常用流变模式与实测流变曲线§3-3钻井液流变参数的测量与计算

MeasurementandComputationofDFRheclogicalparameter一.旋转粘度计结构及工作原理动力部分:双速同步电机、电源

变速部分:可变六速（转/分）36100200300600

测量部分:扭力弹簧、刻度盘与内外筒组成测量系统。§3-3钻井液流变参数的测量与计算

MeasurementZNN型旋转粘度计局部放大图

旋转粘度计实物ZNN型旋转粘度计局部放大图旋转粘度计实物旋转粘度计基本公式:(ZNN-D6仿范氏)τ=0.511Φn(Pa)γ=1.703N(1/s)η=300φn/N(mPa.s)Fann旋转粘度计：N(RPM):60030020010063γ(1/S)：1022511340170105.11旋转粘度计基本公式:Fann旋转粘度计：二．常用流变参数直读公式二．常用流变参数直读公式三、静切力及测量

钻井液的切力是指静切力——静态形成泥浆结构强度(凝胶强度-GELSTRENGTH)，凝胶强度取决于单位体积中结构链下的数目和单个链环的强度其大小反映泥浆静置时悬浮钻屑或加重剂的能力。

测量：初切Φ3（10s）——终切Φ3(10min)(Pa)三、静切力及测量

钻井液的切力是指静切力——四、泥浆的触变性（thixotropy）——静切应力随搅拌后的静置时间增大而增大的特性。

反映钻井液恢复结构的速度和最终凝胶强度。主要特征：恢复结构所需时间和最终凝胶强度的大小。意义：良好的触变性有利于悬浮钻屑和开泵。四种钻井液典型的变性曲线快的强凝胶慢的强凝胶快的弱凝胶慢的弱凝胶四、泥浆的触变性（thixotropy）——静切应力随搅拌后五、漏斗粘度（

FUNNELVISCOSITY）

一定体积（700ml)钻井液流经特制漏斗漏出500ml(Marsh946ml）所需的时间（Sec）。五、漏斗粘度（FUNNELVISCOSITY）

§3-4钻井液流变学的应用

ApplictionsofD.FRheclogy钻井液流变性对钻井工艺的影响主要表现在以下几个方面：1）影响井底冲刷效果，从而影响钻头的破岩效率及钻速；2）影响岩屑的携带能力；3）影响加材料的悬浮；4）影响井内液柱的压力激动和井壁稳定；5）影响泵压和排量；6）影响造壁性能和固井质量§3-4钻井液流变学的应用

Applictionsof一、携带岩屑原理影响携岩的主要因素：钻井液流变性、钻屑尺寸、形状、流态。一、携带岩屑原理影响携岩的主要因素：1.层流携带原理转动力矩效应—层流呈现抛物形过水断面特点，片状岩屑上升过程受力不均匀，产生力矩作用，产生岩屑翻转下滑的现象。不利影响：（1）携带时间延长（携带效率低）（2）在井壁形成假泥饼；优点：环空返速小，有利于井壁稳定和喷射钻进。片状岩屑在层流中上升受力分析1.层流携带原理转动力矩效应—层流呈现抛2.紊流携岩原理

紊流平滑的抛物形过水断面，任何形状的岩屑在上升过程中受力均匀，岩屑随上升液流而稳定上升。优点：不产生转动力矩效应；携岩效率高，井眼净化好。局限：（1）要求排量大，泵功率消耗大；（2）返速高对井壁冲刷大；（3）岩屑相对下滑速度大。2.紊流携岩原理紊流平滑的抛物形过水断3.平板层流携岩原理：

（Flatteningofthevelocityprofile）由尖峰型→平板型→克服转动力矩→增加流核宽度流核d0

——速梯为0的区域3.平板层流携岩原理：

（Flatteningofthe3.平板层流携岩原理：

（Flatteningofthevelocityprofile）平板程度→流核宽度影响因素：

D.Dp-mV-m/sτ0-Paηs-Pa.sV↙d0↗,但不能小于Vs(一般0.5-0.6m/s);τ0↗d0

↗;动塑比（τ0/ηs

）↗d0

↗，(一般360-4781/s)3.平板层流携岩原理：

（Flatteningofthe平板程度的判准数E值：E≤0.2-0.1符合平板层流。

一般认为动塑比值τ0／ηs＝360～478（1／s）或流型指数n值＝0.7～0.4时，可以获得较好的携岩效果。控制方法：

通过加入适量电解质、聚合物提高动切应力；通过固控设备清除无用固相（钻屑）来降低塑性粘度提高动/塑比值是最佳途径。

D.Dp-mV-m/sτ0-Paηs-Pa.s平板程度的判准数E值：E≤0.2-0.1符合平板层流。二、钻井液携带钻屑能力计算

1.钻屑输送比:钻屑上升速度与钻井液环空返速之比。Rt=Vt/VVt=V-VsVt—钻屑上升速度；Vs——钻屑下滑速度Rt=1-V/Vs满足井眼净化要求Rt>0.52.Vs计算：颗粒沉降流态:钻屑颗粒沉滑时,边界液流所呈的状态.颗粒雷诺数-Re.p(particalReynoldsNumber)二、钻井液携带钻屑能力计算

1.钻屑输送比:钻屑上升速度与Vs计算：Re.p<1层流沉降.Re.p=1～2000过渡沉降Re.p>2000紊流沉降Vs计算：Re.p<1层流沉降.环空视粘度计算公式宾汉模式幂律模式卡森模式

环空视粘度计算公式宾汉幂律卡森井眼净化计算机框图基本数据计算环空流态式（18）计算VsRep≥2000式（19）计算Vs式（16）计算RepRep≥1式（17）计算Vs计算Vt计算Rt流态层流紊流YNYN井眼净化计算机框图基本数据计算环空流态式（18）计算VsRe三．钻井液