Chapter 3－钻井液流变参数与钻井作业的关系.pptVIP

Test 4 Density Solid content Methylene blue test Formation pore pressure Mud hydrostatic pressure Rheology of Drilling Fluids laminar flow regime shear rate shear stress Flow models API 钻井液流变特性 The Rheology of Drilling Fluids 一、基本概念 流变学（Rheology）:流变公式，流变曲线 例，牛顿流体： 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) 粘度μ （Viscosity, Pa.s），是牛顿流体的流变参数。 3. Calculation of rheological parameters 钻井液流变性要点： 流变学（Rheology)； 剪切速率(shear rate)，剪切应力(shear stress)； 流变模式（方程）flow model (equation)、流变曲线(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）。 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。 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τ0 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： 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τ0 动切力τ0 ：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： 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。 2. 2塑性粘度的调控 在实际应用中，调整钻井液宾汉模式流变参数的一般方法可概括为： (1)降低μP 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μP 加入低造浆率粘土、重晶石、混入原油或适当提高pH值等均可提高μP。另外增加聚合物处理剂的浓度使钻井液的液相粘度提高，也可起到提高μP的作用。 2.2 动切力τ0的调控 (3)降低τ0 最有效的方法是适量加入降粘剂(也称稀释剂)，以拆散钻井液中已形成的网架结构。如果是因Ca2＋、Mg2+等污染引起的τ0升高，则可用沉淀方法除去这些离子。此外，用清水或稀浆稀释也可起到降τ0的作用。 (4)提高τ0 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Ca2＋、Na+浓度来达到提τ0的目的。 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。 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。 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。 降低n值最常用的方法