Chapter 3-钻井液流变参数与钻井作业的关系

与 时 间 无 关 的 与时间有 关的 粘弹性体 牛顿流体 宾汉塑性流体 幂律流体 假塑性流体 膨胀性流体 非 牛 顿 流 体
纯 粘 性 体
带屈服值幂律流体
带屈服值假 塑性流体
带屈服值膨 胀性流体
触变性流体 振凝性流体 多种类型
1. 四种基本流型
塑性流型、假塑性性流型和膨胀流型。以上四种基本流型 的流变曲线见图。符合这四种流型的分别叫牛顿流体、塑 性流体、假塑性流体和膨胀性流体。
Test 4
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.
Answers
1.
2. 3.
Density Solid content Methylene blue test Formation pore pressure Mud hydrostatic pressure Rheology of Drilling Fluids laminar flow regime
。
（2）粘塑性流体
① 当剪切应力超过τs时，在初始阶段剪切应力和剪切速率的关系 不是一条直线；继续增加剪切应力，当其数值大到一定程度之 后，粘度不再随剪切速率增大而发生变化，此时流变曲线变成 直线。 ② 此直线段的斜率称为塑性粘度(表示为 p 或PV)。延长直线段与 剪切应力轴相交于一点τ0， (亦可表示为YP)称为动切应力(常简 称为动切力或屈服值yield point)，是将粘塑流体看成塑性流体， 使粘度变为常数(即塑性粘度)所需的最小切应力。 ③ τ0表示此流体运动时结构的存在及其数值的大小。塑性粘度和 动切力是钻井液的两个重要流变参数。
15 实测泥浆粘度 实际粘度 实测清水粘度
2. Direct-Indicating Viscometers
3. Calculation of rheological parameters
（1）Principle:
0.511 N ( Pa) 0.511 N 1000 (mPa)
1.703 rpm(s )
1
Where,
N =the
dial reading under N(rpm);
rpm=rotation per minute.
（2）塑性流体和粘塑性流体:
表观粘度: 塑性粘度： 动切力:
1 a 600 2
（mPa•s） （mPa•s） （Pa） （Pa） （Pa）
μa＝ μP＋τ0/γ
由幂律方程，假塑性流体的表观粘度可表示为
μa ＝ Kγn-1
τ0/γ—结构粘度 ③ 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(Shear Thinning Behavior)。
τ0/μp—动塑比 0.36~0.48Pa/mPa.s n 0.4~0.7
3.1 流性指数n和稠度系数K的调控
降低n值最常用的方法是加入XC生物聚合物等流 性改进剂，或在盐水钻井液中添加预水化膨润土。 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。若需要适当提高K 值时，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)。
假塑流体
膨胀流体
'
θ2 θ1
0
'
θ3
θ4
某些钻井液、高分子化合物的水溶液以及乳状液等均 幂律流体流变曲线
属于假塑性流体。
三、钻井液流变性的测量
1. Marsh Funnel（马氏漏斗粘度计）:
仪器使用前，应用清水进行校正。该仪器 测量清水的粘度为15±0.5秒。若误差在 ±1秒以内，可用下式计算泥浆的实际粘 度。
K值是粘度的度量，但不等于粘度值，而粘度越高，K值也越高。 在剪切速率一定范围内，n值可当作常数处理。n值是非牛顿性的 度量，n值越低或越高曲线也越弯曲，非牛顿性也越强，泥浆n值 一般在0.5以下为好。 上式中，当n<1时为假塑性流体；当n=1时为牛顿流体；当n>1时 为膨胀流体。因此，幂律流体又区分为假塑流体与膨胀流体两种。
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。
2.1 塑性粘度μp和动切力τ
0
塑性粘度μp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相内部的内摩擦 作用的强弱。影响塑性粘度的主要因素：
①
② ③
钻井液中的固相含量；
钻井液中粘土的分散度； 高分子聚合物处理剂。
2.1 塑性粘度μp和动切力τ
0
动切力τ 0 ：是塑性流体流变曲线中的直线段在τ 轴上的 截距。它反映了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。其主要影响因素有：
① ② ③
粘土矿物的类型和浓度 电解质 降粘剂:大多数降粘剂的作用原理都是吸附到粘土颗粒的 端面上，使端面带一定的负电荷，于是拆散网架结构。因 此，降粘剂的作用主要是降低动切力，而不是降低塑性粘 度。
初切力是钻井液在经过充分搅拌后，静置1 min(或 10s)测得的静切力(简称为初切)；终切力是钻井液在经过
充分搅拌后，静置10min测得的静切力(简称为终切)。其
测定方法将在后面介绍。
所谓钻井液的触变性(Thixotropic Bahavior)，是指
搅拌后钻井液变稀(即切力降低)，静置后又变稠的这种性质。 一般用终切与初切之差相对表示钻井液触变性的强弱。
在循环系统中，不同部位的平均剪切速率（s-1）范围：
泥浆罐内 环形空间 钻杆 钻铤
1～5 10～500 100～500 700～3000
钻头喷嘴
10 000～100 000
5. 切力和触变性
钻井液的切力是指静切应力。其胶体化学实质是胶凝强度，
即表示钻井液在静止状态下形成的空间网架结构的强度。 其物理意义是，当钻井液静止时，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。前面在讨论塑性流 体的流动特性时，曾引用了τs这一参数。实际上τs是静切应 力的极限值，即真实意义上的胶凝强度。但结构强度的大 小与时间因素有关，要想测得τs，必须花费相当长的时间。 显然，在生产现场测定该值是不现实的，于是人们规定用 初切力和终切力来表示静切应力的相对值。
600 n 3.322lg 300
0.511 600 k 511n
（无因次） （Pa.Sn）
钻井液流变性要点：
1. 流变学（Rheology)；
2. 剪切速率(shear rate)，剪切应力(shear stress)； 3. 流变模式（方程）flow model (equation)、流变曲线 4. 5. 6. 7. 8.
10. 剪切应力
11. API
钻井液流变特性
The Rheology of Drilling Fluids
一、基本概念
1. 流变学（Rheology）:流变公式，流变曲线
例，牛顿流体：

2. 剪切速率γ
(Shear rate, s-1 )或速度梯度, (velocity gradient)和剪切应力τ (shear stress, Pa)
在钻井液设计中，经常要确定流性指数的合理范围，
一般希望有较低的n 值，以确保钻井液具有良好的剪
切稀释性能；K值则与钻井液的粘度、切力联系在一 起。显然，它与流体在剪切速率为1s-1时的粘度有关。
K值愈大，粘度愈高，因此一般将K值称为稠度系数。
对于钻井液，K值可反映其可泵性。若K值过大，将造 成重新开泵困难。若K值过小，又将对携岩不利。因 此，钻井液的K应保持在一个合适的范围内。在SI单 位制中，K值的单位为Pa· sn。
对触变性的机理可作如下解释： 在触变体系中一般都存在空间网架结构。在剪切作用下， 当结构被搅散后，只有颗粒的某些部位相互接触时才能彼此重 新粘结起来，即结构的恢复要求在颗粒的相互排列上有一定的 几何关系。 因此，在结构恢复过程衣中，需要一定的时间来完成这种 定向作用。恢复结构所需的时间和最终的凝胶强度(即切力)的 大小，可更为真实地反映某种流体触变性的强弱。
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，钻井液的漏斗粘度(Funnel Viscosity) 是需要经常测定的重要参数。 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APl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。
2. 宾汉塑性流体 Bingham Plastic Fluids
s p
式中：
。
C2 C1 A
B
τs
θ2
· γ
θ1
0
s
—静切力（凝胶强度Gel strength），Pa；
p —塑性粘度(plastic viscosity)，Pa·s 。
可见，塑性流体有两个流体参数，即塑性粘度 p 和静切力 s
3．流性指数n和稠度系数K
① 在幂律模式中，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，因此通常将n称为流性指数。水、 甘油等牛顿流体的n值等于1。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。
② 随n值减小，曲线的曲率变大，表明流体
的流变性偏离牛顿流体越来越远。流性指 数是一个无因次量。
(curve)； 牛顿流体的特点； 宾汉流体－塑性流体：静切力(Gel strength)、塑性粘度 (plastic viscosity)； 宾汉流体－粘塑性流体：静切力、塑性粘度、动切力(yield point)； 幂律流体及其参数：稠度系数K，流性指数n； 钻井液流变特性的测量（阅读P38－39旋转粘度计测量原理）。