第三章-钻井液的流变性课件

钻井液流变性是钻井液的一项基本性能，在解决(1)携带岩屑，保证井底和井服的清洁；(2)悬浮岩屑与重晶石；(3)提高机械钻速；(4)保持井眼规则和保证井下安全起着十分重要的作用。钻井液的某些流变参数还直接用于钻井环空水力学的有关计算。

8/23/20231钻井液流变性是钻井液的一项基本性能，在解决(1)携第一节流体的基本流型及其特点一、流体流动的基本概念1．剪切速率和剪切应力液体与固体区别:加很小的力就能使液体发生变形，而只要力作用的时间相当长，很小的力能使液体发生很大的变形。8/23/20232第一节流体的基本流型及其特点1．剪切速率和剪切应力8/钻井液在循环过程中，在各个部位的流速不同，剪切速率不相同。流速越大剪切速率越高。一般情况下，沉砂池处剪切速率最低，大约在10～20s-1；环形空间50～250s-1；钻杆内100～1000s-1；钻头喷嘴处最高，大约在10000～100000s-1。

8/23/20233钻井液在循环过程中，在各个部位的流速不同，剪切速率不

剪切速率：沿垂直于流速方向上单位距离上流速的改变量或增加量。表达式如下：流速分布特点单位为：s-1;流体各层之间流速不同，层与层之间存在相互作用。液体内部内聚力的作用，流速较快的液层带动流速较慢的相邻液层，流速较慢的液层阻碍流速较快的相邻液层。8/23/20234剪切速率：沿垂直于流速方向上单位距离上流速的改变量或增牛顿内摩擦定律：

剪切应力：内摩擦力F除以接触面积S即得液体内的剪切应力τ

，剪切应力理解为单位面积上的剪切力。

µ是量度液体粘滞性大小的物理量，粘度。单位为Pa·s或mPa·s。8/23/20235牛顿内摩擦定律：剪切应力：内摩擦力F除以接触面积S即得液µ物理意义：产生单位剪切速率所需要的剪切应力。µ越大，表示产生单位剪切速率所需要的剪切应力越大。粘度是液体的性质，不同液体有不同的µ值。µ与温度有关，一般随温度的升高而降低。8/23/20236µ物理意义：产生单位剪切速率所需要的剪切应力。µ越大，2、流变模式与流变曲线剪切应力和剪切速率是流变学中的两个基本慨念，钻井液流变性的核心问题是研究各种钻井液的剪切应力与剪切速率之间的关系。用数学关系式表示称为流变方程，又称为流变模式，用图纸来表示称为流变曲线。8/23/202372、流变模式与流变曲线剪切应力和剪切速率是流变学中的两个基本流变方程流变曲线8/23/20238流变方程流变曲线8/2/202383．流体的基本流型按照流体流动时剪切速率与剪切应力之间的关系，流体可以划分为不同的流型。除牛顿流型外，根据所测出的流变曲线形状的不同，将非牛顿流体的流型归纳为塑性流型、假塑性流型和膨胀流型。以上四种基本流型的流变曲线见图3-4。符合这四种流型的流体分别叫做牛顿流体、塑性流体、假塑性流体和膨胀性流体。8/23/202393．流体的基本流型8/2/20239膨胀流体比较少见。流动特点是：稍加外力发生流动；粘度随剪切速率(或剪切应力)增加而增大，静置时又恢复原状。与假塑性流体相反，其流变曲线凹向剪切应力轴。膨胀流体在静止状态时，所含有的颗粒是分散的。剪切应力增大，部分颗粒会纠缠在一起形成网架结构，增大流动阻力。目前广泛使用的多数钻井液为塑性流体和假塑性流体。8/23/202310膨胀流体比较少见。流动特点是：稍加外力发生流动；粘度8/23/2023118/2/202311牛顿流体通常将剪切应力与剪切速率的关系遵守牛顿内摩擦定律的流体，称为牛顿流体。

水、酒精等大多数纯液体、轻质油、低分量化合物溶液以及低速流动的气体等均为牛顿流体。流动特点：加很小的剪切力能流动，剪切应力与流速梯度成正比。在层流区域内，粘度不随切力流速梯度变化，为常量。8/23/202312牛顿流体水、酒精等大多数纯液体、轻质油、低分量化合物溶液牛顿流体的流变模型与流变曲线流变方程流变曲线8/23/202313牛顿流体的流变模型与流变曲线流变方程流变曲线8/2/2023与牛顿流体不同，当剪切速率为零时：即塑性流体剪切力τ≠0，而是τs，即施加的切应力必须超过某一特定值才能开始流动。

τs为开始流动的最小切应力，称为静切力，简称切力或凝胶强度。τsτ08/23/202314与牛顿流体不同，当剪切速率为零时：即塑性流体剪切力τ≠剪切应力继续增大，并超过τs时，塑性流体不能均匀剪切，粘度随剪切速率的增加而降低，图中曲线段；继续增加剪切速率，粘度不随剪切速率的增加而降低，图中直线段；

塑性粘度（PV）：不随切力或流速梯度改变的粘度。

动切力（YP）：直线段延长线与切应力的交点为动切应力或叫屈服值。τsτ08/23/202315剪切应力继续增大，并超过τs时，塑性流体不能均匀剪切塑性流体流变模式与流变曲线τsτ0宾汉模式塑性流体流变曲线此式是塑性流体的流变模式，该式常称为宾汉模式，并将塑性流体称为宾汉塑性流体。8/23/202316塑性流体流变模式与流变曲线τsτ0宾汉模式塑性流体流变曲线

粘土含量高的钻井液、高含蜡原油和油漆等都属于塑性流体。水基钻井液主要由粘土、水和处理剂所组成。粘土矿物具有片状或棒状结构，形状不规则，颗粒之间容易彼此连接在一起。形成空间网架结构。粘上颗粒可能出现三种不同连接方式，面-面、端—面和端—端连接。8/23/202317粘土含量高的钻井液、高含蜡原油和油漆等都属于塑性流体。三种不同的连接方式将产生不同的后果。面—面连接会导致形成较厚的片，颗粒分散度降低，通常称为聚结；端—面与端—端连接形成三维的网架结构、特别是当粘土含量足够高时，形成布满整个空间的连续网架结构，称做凝胶结构，称为絮凝。与聚结和絮凝相对应的相反过程分别叫做分散和解絮凝，如图3-5所示。

8/23/202318三种不同的连接方式将产生不同的后果。面—面连接会导致8/23/2023198/2/202319一般情况下，钻井液中的粘土颗粒在不同程度上处在一定的絮凝状态。要使钻井液开始流动，必须施加一定的剪切应力，破坏絮凝时形成的连续网架结构。这个力为静切应力，静切应力反映所形成结构的强弱，将静切应力称为凝胶强度。在钻井液开始流动以后，初期的剪切速率较低，结构的拆散速度大于恢复速度，拆散程度随剪切速率增加而增大，粘度随剪切速率增加而降低。塑性流体机理分析8/23/202320一般情况下，钻井液中的粘土颗粒在不同程度上处在一定的絮随着结构拆散程度增大，拆散速度逐渐减小，结构恢复速度相应增加。当剪切速率增至一定程度，结构破坏的速度和恢复的速度保持相等(达到动态平衡)时，结构拆散的程度不再随剪切速率增加而发生变化，粘度也不发生变化。该粘度为钻井液的塑性粘度。塑性粘度不随剪切应力和剪切速率改变，对钻井液的水力计算是很重要的。8/23/202321随着结构拆散程度增大，拆散速度逐渐减小，结构恢复速度假塑性流体某些钻井液、高分子化合物的水溶液以及乳状液等属于假塑性流体。流变曲线是通过原点井凸向剪切应力轴的曲线。这类流体的流动特点：施加极小的剪切应力能产生流动，不存在静切应力，粘度随剪切速率的增大而降低。8/23/202322假塑性流体某些钻井液、高分子化合物的水溶液以及乳状液

假塑性流体和塑性流体的一个重要区别在于：塑性流体当剪切速率增大到一定程度时，剪切应力与剪切速率之比为一常数，在这个范围，流变曲线为直线；而假塑性流体剪切应力与剪切速率之比总是变化的，在流变曲线中无直线段。8/23/202323假塑性流体和塑性流体的一个重要区别在于：塑性流体当剪假塑性流体流变模式与流变曲线假塑性流体服从下式所示的幂律方程，即该式为假塑性流体的流变模式，习惯上称为幂律模式,式中的n(流性指数)和是K(稠度系数)是假塑性流体的两个重要流变参数。8/23/202324假塑性流体流变模式与流变曲线假塑性流体服从下式所示的幂

n:表现出流体非牛顿性程度。一般小于1，为无因次量。钻井液设计中经常要确定较合理的范围，一般希望较低的n值，使钻井液具有较好的剪切稀释性能。

K(稠度系数)：反映钻井液的可泵性以及携岩性。0.250.51剪切速率剪切应力8/23/202325n:表现出流体非牛顿性程度。一般小于1，为无因次量。钻井四、膨胀型流体膨胀型流体特点:粘度随剪切速率增加而增加，静止时又恢复原状；也没有静切应力。与假塑性流体相反。流变曲线凹向剪切应力轴。8/23/202326四、膨胀型流体膨胀型流体特点:粘度随剪切速率增加而增加，静止膨胀型流体机理分析静止时，粒子是分散的，剪切速率增加时，粒子排列变乱，有些粒子被搅在一起形成网架结构，架子搭得越多，流动阻力越大，粘度随剪切速率的增加而增大。8/23/202327膨胀型流体机理分析静止时，粒子是分散的，剪切速率增加第二节钻井液流变参数的测量与调控

钻井液的流变性能除塑性粘度、动切力、静切力、流性指数和稠度系数外，还包括漏斗粘度、表观粘度、剪切稀释性、动塑比和触变性等。8/23/202328第二节钻井液流变参数的测量与调控钻井液的流变性能一、钻井液常用的流变参数及其调控方法1.漏斗粘度

在钻井过程中，钻井液漏斗粘度需要经常测定。由于测定方法简便，可直观反映钻井液粘度的大小。漏斗粘度计的外观如图3-7所示。漏斗粘度与其它流变参数的测定方法不同。其它流变参数一般使用按API标准设计的旋转粘度计，在某一固定的剪切速率下进行测定，而漏斗粘度使用一种特制的漏斗粘度计来测量。8/23/202329一、钻井液常用的流变参数及其调控方法在钻井过程中，钻记录的时间为漏斗粘度，单位为s。漏斗粘度只能用来判别在钻井作业期间各个阶段粘度变化的趋向，不能说明钻井液粘度变化的原因，也不能作为对钻井液进行处理的依据。8/23/202330记录的时间为漏斗粘度，单位为s。8/2/202、塑性粘度和动切力塑性粘度是塑性流体的性质，不随剪切速率而变化。塑性粘度反映了在层流情况下，钻井液中网架结构的破坏与恢复处于动平衡时，悬浮的固相颗粒之间、固相颗粒与液相之间以及连续液相内部的内摩擦作用的强弱。

8/23/2023312、塑性粘度和动切力塑性粘度是塑性流体的性质，不随剪影响塑性粘度的因素主要有：

(1)钻井液中的固相含量。是影响塑性粘度的主要因素。一般情况下，随着钻井液固体颗粒逐渐增多，颗粒的总表面积不断增大，颗粒间的内摩擦力增加。

(2)钻井液中粘土的分散程度。当粘土含量相同时，分散度越高，塑性粘度越大。(3)高分子聚合物处理剂。钻井液中加入高分子聚合物处理剂提高液相粘度，增大塑性粘度。高分子聚合物处理剂浓度越高，塑性粘度越高；相对分子质量越大，塑性粘度越高。8/23/202332影响塑性粘度的因素主要有：(1)钻井液中的固相含量。是影响动切力动切力(屈服值)是塑性流体流变曲线中的直线段在τ轴上的截距。动切力反映钻井液在层流流动时，粘土颗粒之间及高分子聚合物分子之间相互作用力的大小，即形成空间网架结构能力的强弱。影响钻井液形成结构的因素，影响动切力值。

τsτ08/23/202333动切力τsτ08/2/202333影响动切力的因素主要有

（1）粘土矿物的类型和浓度。在常见的粘土矿物中，蒙脱石最容易水化膨胀和分散、并形成网架结构。随着钻井液中蒙脱石浓度增加，塑性粘度上升比较缓慢，动切力上升很快。高岭石和伊利石等粘土矿物对动切力的影响较小。钻井液需要提高动切力时，可选用膨润土。

8/23/202334影响动切力的因素主要有（1）粘土矿物的类型和浓度。在常见的（2）电解质：在钻井过程中无机电解质的侵入均会引起钻井液絮凝程度增加，增加动切力。（3）降粘剂：大多数降粘剂都是吸附在粘土端面，使粘土带有一定的负电荷，拆散网架结构，降低动切力。8/23/202335（2）电解质：在钻井过程中无机电解质的侵入均会引起钻井液絮凝宾汉流变模式参数调整

（1）降低塑性粘度：通过合理使用固控设备、加水稀释或化学絮凝等方法，尽量减少固相含量。（2）提高塑性粘度：应用低造浆粘土配浆，加入加重剂、混油、提高PH值、加入高分子聚合物等。

8/23/202336宾汉流变模式参数调整（1）降低塑性粘度：通过合理使用固控设（3）降低动切力：最有效的方法加入降粘剂，若由钙镁离子侵入，可加入沉淀剂，除去钙镁离子。（4）提高动切力：可加入预水化膨润土浆，或增大高分聚合物的加量。对于钙处理钻井液或盐水钻井液，可通过适当增加钙钠离子浓度。8/23/202337（3）降低动切力：最有效的方法加入降粘剂，若由钙镁离子侵入，3.流性指数和稠度系数由幂律方程，假塑性流体的表现粘度表示为：流型指数n表示假塑性流体在一定剪切速率范围内所表现出的非牛顿性的程度。钻井液的n值一般均小于1。n值越小，表示钻井液的非牛顿性越强。流性指数是一个无因次量。在钻井液设计中，一般希望有较低的n值，确保钻井液具有良好的剪切稀释性能。8/23/2023383.流性指数和稠度系数由幂律方程，假塑性流体的表现粘度表示为K值与钻井液的粘度、切力联系在一起。K值与流体在剪切速率为s-1时的粘度有关。K值越大，粘度越高，一般将K值称为稠度系数。对于钻井液，K值反映可泵性。K值过大，造成重新开泵困难。K值过小，对携岩不利。K值的单位为Pa·sn

8/23/202339K值与钻井液的粘度、切力联系在一起。K值与流体在剪切

影响K值的主要因素：受体系中固含和液相粘度的影响，同时也受结构强度的影响。当固体含量或聚合物处理剂的浓度增大时，K值相应增大；降低K值类似于降低钻井液的粘度，有利于提高钻速；提高K值类似于增大钻井液的粘度，有利于清洁井眼和消除井塌引起的井下复杂情况。8/23/202340影响K值的主要因素：受体系中固含和液相粘度的影响，同时影响n值主要因素：主要受形成网架结构因素的影响。一般降低n值有利于携带岩屑、清洁井眼。降低n值类似于降低钻井液的粘度，有利于提高钻速。降低n值常用的方法：1、加入XC生物聚合物等流性改进剂；2、在盐水钻井液中添加预水化膨润土。3、适当增加无机盐的含量；方法2、3往往对钻井液稳定性造成影响。并不是最好的方法，优先考虑选用适合体系的聚合物处理剂降低n值。8/23/202341影响n值主要因素：主要受形成网架结构因素的影响。一般调节K值常用的方法：降低K值最有效的方法是通过加强固相控制或加水稀释以降低钻井液中的固相含量。适当提高K值，可添加适量聚合物处理剂，或将预水化膨润土加入盐水钻井液或钙处理钻井液中(K值提高，n值下降)；也可加入重晶石粉等惰性固体物质(K值提高，n值基本不变)。8/23/202342调节K值常用的方法：8/2/2023424.表观粘度与剪切稀释表观粘度又称为有效粘度，是在某一剪切速率下，剪切应力与剪切速率的比值，即式中，μa表示表观粘度。当τ和γ的单位分别为Pa和s-1时，μa的单位为mPa·s。塑性流体的表观粘度可表示为：由幂律方程，假塑性流体的表观粘度表示为：

8/23/2023434.表观粘度与剪切稀释8/2/202343塑性流体和假塑性流体的表观粘度随着剪切速率的增加而降低的特性称为剪切稀释性，例如在钻头水眼处，剪切速率高达10000～100000s-1，钻井液变得很稀；在环形空间，当剪切速率为50～250s-1，钻井液变得比较稠。剪切稀释特性是一种优质钻井液必须具备的性能，充分发挥钻头的水马力，有利于提高钻速，在环形空间能很好地携带钻屑。表观粘度随剪切速率增加而降低的幅度越大，剪切稀释性越强。8/23/202344塑性流体和假塑性流体的表观粘度随着剪切速率的增加而降塑性流体的表观粘度等于塑性粘度与由动切力和剪切速率所决定的那部分粘度(τ0／γ）之和，表观粘度是流体在流动过程中所表现出的总粘度。对于钻井液来，既包括流体内部内摩擦作用所引起的粘度，又包括粘土-颗粒之间及高分子聚合物分子之间形成空间网架结构所引起的粘度。8/23/202345塑性流体的表观粘度等于塑性粘度与由动切力和剪切速率所

在有的文献中，将后一种粘度(τ0／γ）称为结构粘度。塑性粘度不随剪切速率而变化；随着剪切速率增加，结构粘度不断减小，当剪切速率达到很高数值(如钻头水眼处）时，结构粘度趋近于零。有的文献指出、塑性粘度是剪切速率极高时的表观粘度。

8/23/202346在有的文献中，将后一种粘度(τ0／γ）称为结构粘度。在钻井液工艺中，常用动切力与塑性粘度的比值(简称动塑比)表示剪切稀释性的强弱。τ0／μp越大，剪切稀释性越强。为能够在高剪率下破岩和在低剪率下携带岩屑，要求钻井液具有较高的动塑比。根据现场经验和平板型层流核直径径的有关计算，一般情况下将动塑比控制在0.36～0.48(Pa／mPa·s）是比较适宜的。

8/23/202347在钻井液工艺中，常用动切力与塑性粘度的比值(简称动塑比用幂律模式表征钻井液的流变性，n的大小反映剪切稀释性的强弱。n＝1，μa=K，此时的表观粘度是一个与剪切速率无关的常数，此时的流体为牛顿流体。从图3-9看出，随流性指数n逐渐减小，流体的流动性偏离牛顿流体越来越远，μa随剪切速率增加而降低的幅度不断增大，剪切稀释性趋于增强。为保证钻井液能有效地携带岩屑，n值保持在0.4～0.7。

8/23/202348用幂律模式表征钻井液的流变性，n的大小反映剪切稀释性8/23/2023498/2/2023491、一般钻井液中表观粘度中塑性粘度所占的比重比结构粘度大。2、表观粘度相同的钻井液，由于动塑比不相同，当流速梯度改变时，表观粘度不相同。表观粘度相同而具有不同动塑比的钻井液，在实际井眼的各个部位粘度是不相同的。3、动塑比越大，剪切稀释性能越强，有利于高压喷射钻井，同时低流速时，有利于携岩。8/23/2023501、一般钻井液中表观粘度中塑性粘度所占的比重比结构粘度大5.切力和触变性

钻井液的触变性：是指搅拌后钻井液变稀（切力下降），静止后钻井液变稠（切力升高）的这种特性。一般用终切与初切之差相对表示钻井液触变性的强弱。切力为静切应力，实质为胶凝强度，即静止时空间网架结构的强度。物理意义是，破坏钻井液内部单位面积上的结构所需的剪切力，单位为Pa。τs是静切应力的极限值。结构强度的大小与时间有关，要想测τs，花费相当长的时间。在生产现场测定不现实，规定用初切力和终切力来表示静切力的相对值。8/23/2023515.切力和触变性钻井液的触变性：是指搅拌后钻井液变稀初切力：钻井液在经过充分搅拌后，静止1分钟或10秒钟后测得的静切力为初切力。终切力：钻井液经过充分搅拌后，静止10分钟后测得的静切力为终切力。触变性的机理：触变体系一般存在空间网架结构。在剪切作用下，结构被搅散，结构恢复过程需要一定的时间来完成。恢复结构所需的时间和最终的凝胶强度(切力)的大小，反映某种流体触变性的强弱。8/23/202352初切力：钻井液在经过充分搅拌后，静止1分钟或10秒钟后测得的钻井液对触变性的要求：①结构恢复要快（有利钻屑悬浮，防止沉砂）②最终切力要适当（防止开泵阻力大，压力激动）钻井液触变性的衡量标志：①恢复结构的速度（即时间）。②最终结构的强度（即最终切力的大小）。8/23/202353钻井液对触变性的要求：8/2/202353在对几种膨润土钻井液的触变性进行试验以后，可归纳出四种典型的情况，如图3-10所示。图中的曲线l代表恢复结构所需的时间较短，最终切力相当高的情况．称做较快的强胶凝；曲线2代表较慢的强胶凝；曲线3代表恢复构时间较短而最终切力也较小的情况、称做较快的弱胶凝；曲线4代表慢的弱胶凝。8/23/202354在对几种膨润土钻井液的触变性进行试验以后，可归纳出四较快的强胶凝较慢的强胶凝较快的弱胶凝较慢的弱胶凝8/23/202355较快的强胶凝较慢的强胶凝较快的较慢的8/2/202355影响钻井液静切力的主要因素：粘土矿物的类型、含量及分散度；所选用的聚合物处理剂及其浓度；无机电解质及其浓度等。静切力调控方法与动切力的调控方法基本一致。（1）降低静切力：最有效的方法加入降粘剂，若由钙镁离子侵入，可加入沉淀剂，除去钙镁离子。（2）提高静切力：可加入预水化膨润土浆，或增大高分子聚合物的加量。对于钙处理钻井液或盐水钻井液，可通过适当增加钙钠离子浓度。8/23/202356影响钻井液静切力的主要因素：（1）降低静切力：最有效的方法加二、流变参数的测量与计算1.旋转粘度计的构造及工作原理

旋转粘度计由电动机、恒速装置、变速装置、测量装置和支架箱体等五部分组成。恒速装制和变速装置合称旋转部分。在旋转部件上固定一个外筒，即外筒旋转。测量装置由测量弹簧部件、刻度盘和内筒组成。内筒通过扭簧固定在机体上、扭簧上附有刻度盘，如图3-11所示。通常将外筒称为转子，内筒称为悬锤。8/23/202357二、流变参数的测量与计算1.旋转粘度计的构造及工作原理旋转粘度计

常用仪器：Fan-35SA型旋转粘度计。

8/23/202358旋转粘度计

常用仪器：Fan-35SA型旋转粘度计。

8/2六速粘度计的六种转速和与之相对应的剪切速率如下：600r／min(1022s-1)、300r／min(511s-1)、200r／min(340.7s-1)、100r／min(170.3s-1)、6r／min(10.22s-1)和3r／min(5.11s-1)。对于抗高温深井钻井液，还需测定井下高温高压条件下的流变性能。研制生产专门的仪器,常用的有Fann50c型和RcoChan7400型高温高压流变仪等。

8/23/202359六速粘度计的六种转速和与之相对应的剪切速率如下：602．表观粘度的测量与计算可将任意剪切速率(或转子的转速)下测得的刻度盘读数换算成表观粘度、常用的六种转速的换算系数见表3-18/23/2023602．表观粘度的测量与计算8/2/202360例如，在300r／min时测得刻度盘读数为36,则该剪切速率下的表观粘度等于36x1.0＝36(mPa·s)；若在6r／min时测仍刻度盘读数为4.5，则该剪切速率下的表现粘度等于4.5×50＝225(mPa.s)。在评价钻井液的性能时，如果没有特别注某一剪切速率，一般是指测定600r／min时的表观粘度，即8/23/202361例如，在300r／min时测得刻度盘读数为36,则该3．宾汉塑性流体流变参数的测量与计算

由测得的600r／min和300r／min的刻度盘读数，可分别利用以下两式求得塑性粘度和动切力。

η’=ф600/2mPa.s

ηs=ф600-ф300mPa.sτ0=0.511(ф300-ηs)Pa

塑性粘度的单位为mPa·s,动切力的单位为Pa。

8/23/2023623．宾汉塑性流体流变参数的测量与计算8/2/202362宾汉塑性流体的静切力用以下方法测得：将经充分搅拌的钻井液静置10s(或1min)，在3r／min的剪率下读取刻度盘的最大偏转值；再重新搅拌钻井液，静置10min后重复上述步骤并读取最大偏转值。最后进行以下计算:8/23/202363宾汉塑性流体的静切力用以下方法测得：8/2/2023634．假塑性流体流变参数的测量与计算由测得的600r／min和300r／min的刻度盘读数，可分别利用以下两式求得幂律模式的两个流变参数，即流性指数(n)和稠度系数(K)：

n=3.322lg(ф600/ф300)K=0.511ф300/511nPa·sn8/23/2023644．假塑性流体流变参数的测量与计算8/2/202364例3-1使用Fann35A型旋转粘度计，测得某种钻井液的θ600＝38,θ300＝28，试求该钻井液的表观粘度、塑性粘度、动切力、流性指数和稠度系数。解：将测得的刻度盘读数分别代入有关公式，可求得：8/23/202365例3-1使用Fann35A型旋转粘度计，测得某使用θ600和θ300计算的n、K值，对应的剪切速率与钻井液在钻杆内的流动情况大致相当，称为中等剪切速率条件下的n、K值。环形空间的n、K值直接影响钻井液悬浮和携带钻屑的能力，是计算环空压降和判别流型的重要参数。在实际应用中，有必要分段计算这两个参数。介绍如何用计算法解决环形空间的n、K值8/23/202366使用θ600和θ300计算的n、K值，对应的剪切速转速分别为200、100r／min和6、3r／min，计算式为：8/23/202367转速分别为200、100r／min和6、3r／min例3-2用Fann35A型旋转粘度计测得某钻井液在600、300、200、100、6和3r／min的刻度盘读数分别为38、28、22、17、5．5和4．5，试分成三组计算钻井液的流性指数和稠度系数。解；第一组转速为600、300r／min，在例3-1中已求得n1＝0.44，K1＝0.92Pa·sn。第二、三组的钻速分别为200、100r／min、和6、3r／min，求得其n、K值。

8/23/202368例3-2用Fann35A型旋转粘度计测得某钻井液在60三、卡森流变模式1．卡森方程及其参数的物理意义宾汉和幂律模式是广泛应用于钻井液的两个流变模式。宾汉和幂律模式在实际应用中存在着一定的局限性，不能较好地描述钻井液在高剪切速率下的流变性能，提出了卡森模式。卡森模式在低剪切区和中剪切区有较好的精确度，可以利用低、中剪切区的测定结果预测高剪切速率下的流变特性。8/23/202369三、卡森流变模式8/2/202369该式又称为卡森方程。将式中每一项分别除以γ1/2，可得卡森模式的另一表达式：8/23/202370该式又称为卡森方程。将式中每一项分别除以γ1/2，可得卡8/23/2023718/2/202371卡森方程中两个流变参数的物理意义和影响因素：卡森动切力τc表示钻井液内可供拆散的网架结构强度,τc是流体开始流动时的极限动切力，τc大小反映钻井液携带与悬浮钻屑的能力。能够影响胶体体系电化学性质的物质(如降粘剂、电解质、絮凝剂等)、体系中的固相含量以及外界条件(如温度、压力)等都可能影响τc

。高固相含量钻井液的τc值一般较高,加入降粘剂和清水可以降低τc

，加入适量电解质和絮凝剂可以提高τc值。一般低于宾汉动切力τ0

，与初始静切力较为接近。

8/23/202372卡森方程中两个流变参数的物理意义和影响因素：8/2/2023极限高剪切粘度η

简称为高剪粘度。表示钻井液体系中内摩擦作用的强度，常用来近似表示钻井液在钻头喷嘴处紊流状态下的流动阻力。η

在数值上等于剪切速率为无穷大时的有效粘度。8/23/202373极限高剪切粘度η简称为高剪粘度。表示钻井液体系中内

η

的大小是流体中固相颗粒之间、固相颗粒与液相之间以及液相内部的内摩擦作用强度的综合体现。固相类型、含量、分散度和液相粘度等对η

产生影响，η

类似于宾汉模式中的塑性粘度，η

比塑性粘度小。降低η

有利于降低高剪切速率下的压力降，提高钻头水马力，有利于从钻头切削面上及时地排除岩屑，提高机械钻速。8/23/202374η的大小是流体中固相颗粒之间、固相颗粒与液相之间以卡森模式的另一特性参数是剪切稀释系数Im,Im可用下式求得。Im为无因次量，用于表示钻井液剪切稀释性的相对强弱。实际上它是转速为lr／min时的有效粘度η1与η

的比值。Im越大，剪切稀释性越强。分散钻井液的Im一般小于200，不分散聚合物钻井液和适度絮凝的抑制性钻井液的Im值常在300～600之间。Im过大会使泵压升高，造成开泵困难。8/23/202375卡森模式的另一特性参数是剪切稀释系数Im,Im可用下2．卡森流变参数的测量与计算

η

1/2=1.195(ф6001/2–ф1001/2)(mPa.s)1/2τc1/2=0.493[(6ф100)1/2-ф6001/2

]Pa1/2例3-3密度为1.22g/cm3的某种分散钻井液，用Fann35A型旋转粘度计测得其θ600=76，θ100＝25.5，试计算该钻井液的卡森模式参数τc和η

。8/23/2023762．卡森流变参数的测量与计算8/2/202376四、赫谢尔—巴尔克莱三参数流变模式（自学）8/23/202377四、赫谢尔—巴尔克莱三参数流变模式（自学）8/2/20237第三节钻井液流变性能与钻井工程的关系

钻井液流变性能与钻井工程的关系主要体现在下列几个方面：

影响钻井速度；

影响环空携带岩屑能力；影响井壁稳定；影响岩屑和加重物质的悬浮；影响井内压力激动；影响钻进泵压和排量；影响固井质量。888/23/202378第三节钻井液流变性能与钻井工程的关系钻井液流变一钻井液流变性与井眼净化的关系钻井液的主要功用之一清洗井底并将岩屑携带到地面上来。钻井液清洗井眼的能力除取决于循环系统的水力参数外，还取决于钻井液的性能，特别是流变性能。岩屑的清除分为两个过程，一是岩屑被冲离井底，二是岩屑从环形空间被携至地面。只讨论钻井液携带岩屑的问题。主要介绍三种流型携带岩屑原理：层流携带岩屑原理、紊流携带岩屑原理以及平板形层流的实现。8/23/202379一钻井液流变性与井眼净化的关系钻井液的主要功用之一1.层流携带岩屑的原理一方面钻井液携带岩屑颗粒向上运动，另一方面岩屑颗粒由于重力作用向下滑落。在环形空间里，钻井液携带岩屑颗粒向上运动的速度取决于流体的上返速度与颗粒自身滑落速度二者之差。上式两边同除以vf得8/23/2023801.层流携带岩屑的原理一方面钻井液携带岩屑颗粒向上运通常用Vp/Vf表示井筒的净化效率。提高净化效率的途径是：1、提高钻井液在环空的上返速度；2、降低岩屑的滑落速度。综合考虑钻井的成本和效益，上返速度不能大幅度提高。尽量降低岩屑的滑落速度对携岩至关重要。岩屑的滑落速度除与岩屑尺寸、岩屑密度、钻井液密度和流态等因素有关，与钻井液的有效粘度成反比。8/23/202381通常用Vp/Vf表示井筒的净化效率。提高净化效率的途层流时岩屑受力情况：8/23/202382层流时岩屑受力情况：8/2/202382层流时钻井液的流速剖面为一抛物线，中心线处流速最大，两侧流速逐渐降低，靠近井壁或钻杆壁处的速度为零。片状岩屑在上升过程中各点受力是不均匀的、中间处流速高、作用力大；靠近两侧流速低、作用力小。F4＞F2、F3＞F1，致使有一个力矩作用在岩屑上，使岩屑翻转侧立，向环空两侧运移。有的岩屑贴在井壁上形成厚的“假泥饼”，有的向下滑移。由于两侧液面的阻力，岩屑下滑至一定距离后又会进入流速较高的中心部位而向上运移。

8/23/202383层流时钻井液的流速剖面为一抛物线，中心线处流速最大，岩屑的这种转动现象对携岩是不利的。延长了钻屑从井底返至地面的时间，容易使一些出岩屑返不出地面，造成起钻遇卡、下钻遇阻、下钻下不到井底等复杂情况。岩屑翻转现象与岩屑的形状有关，当岩屑厚度与其直径之比小于0.3或大于0.8时会出现转动，此范围之外的岩屑将会比较顺利地携带出来。钻柱转动有利于层流携带岩屑，钻柱转动改变层流时液流的速度分布状况，靠近钻柱表面的液流速度加大，岩屑螺旋形上升。8/23/202384岩屑的这种转动现象对携岩是不利的。延长了钻屑从井底返片状岩屑在层流时上升的情况(钻柱不转动）片状岩屑在层流时上升的情况(钻柱转动）8/23/202385片状岩屑在层流时上片状岩屑在层流时上升的情况(钻柱转动）8/2.紊流携带岩屑的原理钻井液在作紊流流动时，岩屑不存在转动和滑落现象，几乎全部都能携带到地面上来，环形空间里的岩屑比较少。但是紊流携岩也有一些缺点，主要表现在：

(1)岩屑在紊流时的滑落速度比在层流时大，要求钻井液的上返速度高，泵的排量大。受到泵压和泵功率的限制，特别是当井眼尺寸较大、井较深以及钻井液粘度、切力较高时，更加难以实现。

8/23/2023862.紊流携带岩屑的原理钻井液在作紊流流动时，岩屑不存(2)沿程压降与流速的平方成正比，功率损失与流速的立方成正比。用紊流携岩还会使钻头的水马力降低，不利于喷射钻井。(3)紊流时的高流速对井壁冲蚀严重，不能很好地形成泥饼，容易引起易塌地层井壁垮塌。

紊流携岩受到各种条件的限制，不是随便可以采用的。8/23/202387(2)沿程压降与流速的平方成正比，功率损失与流速的立方成3.平板形层流的实现

关键在于如何消除岩屑转动现象。造成岩屑转动的原因是层流时过水断面上的尖峰型流速分布，解决途径是设法改变层流时过水断面尖峰型流速分布，用平板型层流来代替尖峰型层流。液流周围呈层流流动状态，中央是一个速度面较为平齐的等速核，即流核。8/23/2023883.平板形层流的实现关键在于如何消除岩屑转动现象。造8/23/2023898/2/202389塑性流体层流时流核直径可由下式计算：8/23/202390塑性流体层流时流核直径可由下式计算：8/2/20239在一定尺寸的环形空间里，流动剖面平板化的程度（流核直径的大小）与动塑比和上返速度有关。其中动塑比影响更大，动塑比越高，平板化程度越大。图3-19说明动塑比对钻井液在环形空间流态的影响。8/23/202391在一定尺寸的环形空间里，流动剖面平板化的程度（流核通过调节钻井液的流变性能，增大动塑比可使钻井液的流核尺寸增大，从尖峰型层流转变为平板型层流。如果钻井液按假塑性流型来考虑，还可得到环形空间流态与钻井液流性指数n之间的关系，如图3-20所示。减小n值如同提高动塑比可使环空液流逐渐转变为平板型层流。

8/23/202392通过调节钻井液的流变性能，增大动塑比可使钻井液的流核8/23/2023938/2/202393

相对于尖峰型层流和紊流来说，平板型层流具有以下特点：(1)可实现用环空返速度较低的钻井液有效地携带岩屑。现场经验表明，在多数情况下，环空返速保持在0.5～0.6m/s可满足携岩的要求。能使泵压保持在合理范围，又能够降低钻井液在钻柱内和环空的压力损失，使水力功率得到充分、合理的利用。

8/23/202394相对于尖峰型层流和紊流来说，平板型层流具有以下特点：(2)解决了低粘度钻井液能有效携岩的问题，为普通推广使用低固相不分散聚合物钻井液提供流变学上的依据。尽管粘度较低，只要保证动塑比较高，使环空液流处于平板型层流状态、再加上具有一定的环空返速,在一般情况下能有效地携岩，保持井眼清洁。8/23/202395(2)解决了低粘度钻井液能有效携岩的问题，为普通推广使用低固(3)避免了钻井液处于紊流状态叫对井壁的冲蚀。有利于保持井壁稳定。钻井液的动塑比保持在0.36～0.48Pa／(mPa·s）或n值保持在0.4～0.7时是比较适宜的，动塑比过小会导致尖峰型层流；动塑比过大，τ0值的增大引起泵压显著升高。n值的适宜范围定为0.4～0.7，也是同样的道理。为减小岩屑的滑落速度，钻井液的有效粘度不能太低。对于低固相聚合物钻井液，将塑性粘度保持在6～12mPa·s是较为适宜的。8/23/202396(3)避免了钻井液处于紊流状态叫对井壁的冲蚀。有利于保持井壁为了使动塑比达到0.36～0.48Pa／(mPa·s）要求，常采取以下措施和方法：(1)选用XC生物聚合物、HEC、PHP和FA367等高分子聚合物作为主处理剂。并保持足够的浓度。体系所形成的结构使τ0值增大，钻井液的液相粘度也会相应有所增加(塑性粘度同时有所增大)，但τ0值的增幅往往要大很多，有利于提高动塑比。

8/23/202397为了使动塑比达到0.36～0.48Pa／(mPa·s）(2)通过有效地使用固控设备。除去钻井液中的无用固相，降低固体颗粒浓度降低塑性粘度、提高动塑比。(3)在保证钻井液性能稳定的情况下，通过适量地加入石灰、石膏、氯化钙和食盐等电解质，增强体系中固体颗粒形成网架结构的能力。8/23/202398(2)通过有效地使用固控设备。除去钻井液中的无用固相，降低固提高动塑比主要是为了解决岩屑转动问题，同时可增强钻井液的剪切稀释性能。但如果遇到井下情况比较复杂或出现井塌时，还是需要适当提高钻井液的有效粘度并加大排量，才能有效地降低岩屑滑落速度，提高钻井液环空返速，提高岩屑的净上升速度小。

8/23/202399提高动塑比主要是为了解决岩屑转动问题，同时可增强钻井通过控制动塑比使环空液流处于平板形层流的方法只适用于层流状态，动切力和塑性粘度是反映钻井液在层流流动时的流变参数。如果环空液流处于紊流状态时，应首先考虑通过降低环空返速或同时提高粘度、切力，使钻井液从紊流状态转变为层流状态，然后再考虑如何通过控制动塑比转变为平板型层流。8/23/2023100通过控制动塑比使环空液流处于平板形层流的方法只适用于二、钻井液流变性与井壁稳定的关系

紊流时液流质点的运动方向是紊乱的和无规则的，而且流速高，具有较大的动能。紊流对井壁有较强的冲蚀作用，容易引起易塌地层垮塌，不利于井壁稳定。在钻井液循环时,一般应保持在层流状态，尽量避免出现紊流。对于非牛顿流体，一般采用综合雷诺数Re来判别流态。将钻井液作为塑性流体考虑，当综合雷诺数Re＞2000时为紊流。按Re＝2000，即可推导出计算临界返速的公式。8/23/2023101二、钻井液流变性与井壁稳定的关系紊流时液流质点的运动方计算出临界返速之后，可对钻井液的流态进行判断。实际环空返速大于临界返速为紊流，反之为层流。8/23/2023102计算出临界返速之后，可对钻井液的流态进行判断。实际环空返

临界返速很大程度上受钻井液的密度、塑性粘度和动切力的影响。以三种不同密度的钻井液为例，计算结果表明，随着钻井液密度、塑性粘度和动切力的减小，临界流速明显降低，更容易形成紊流。在调整钻井液流变参数和确定环空返速时，既要考虑携岩问题，又要考