钻井液流变参数的测量与调控
2019-08-17 11:23阅读：
钻井液流变参数的测量与调控
钻井液的流变参数包括塑性粘度、动切力、静切力、流性指数、稠度系数、漏斗粘度、表观粘度、剪切稀释性、动塑比和触变性，以及卡森流变流变参数、赫-巴流变模式三参数等。
1. 漏斗粘度（Funnel Viscosity）
在钻井过程中需要经常测定的重要参数。由于测定方法简便，可直观反映钻井液粘度的大小。
（1）测试步骤：
用钻井液量杯的上端（500mL）与下端（200mL）准确量取700mL钻井液，将左手食指堵住漏斗口，使钻井液通过筛网后流入漏斗中。
将钻井液量杯500mL的一端置于漏斗口的下方；在松开左手食指的同时，右手按动秒表。注意在钻井液流出过程中，应始终使漏斗保持直立。
待钻井液量杯500 ml的一端流满时，按动秒表记录所需时间。
所记录的时间即漏斗粘度，其单位为s。漏斗粘度计的准确度常用纯水进行校正。在常温下，纯水的漏斗粘度为15 ± 0.2 s。
（2）局限性：
在钻井液从漏斗口流出的过程中，随着漏斗中液面逐渐降低，流速不断减小，因此不能在某一固定的剪切速率下进行粘度测定。因此，使漏斗粘度不能象从旋转粘度计测得的数据那样作数学处理，也无法与其它流变参数进行换算。
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，它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。即便如此，漏斗粘度至今仍然与其它流变参数结合在一起，共同表征钻井液的流变性。
2. 塑性粘度 （Plastic
Viscosity）
（1）定义：塑性流体流变曲线直线段的斜率，不随剪切速率而变化。
（2）物理意义：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。
（3）影响因素：
固相含量（主要因素）
：一般情况下，随着钻井液密度升高，由于固体颗粒逐渐增多，颗粒的总表面积不断增大，所以颗粒间的内摩擦力也会随之而增加。
粘土的分散程度：当粘土含量相同时，其分散度愈高，塑性粘度愈大
高分子聚合物处理剂：钻井液中加入高分子聚合物处理剂会提高液相粘度，从而使塑性粘度增大。显然，其浓度愈大，塑性粘度愈高；分子量愈大，塑性粘度愈高。
（4）调整方法：
降低mp：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。
提高mp：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mp。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mp的作用。
3. 动切力 t0 （Yield Point）
（1）定义：塑性流体流变曲线中的直线段在t 轴上的截距。
（2）物理意义：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，亦即形成空间网架结构能力的大小。
（3）影响因素：
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，但动切力会大幅度上升。相对而言，高岭石和伊利石等粘土矿物对动切力的影响较小。
电解质：在钻进过程中，如果有一定量的NaCl、CaSO4、水泥等无机电解质进入钻井液，均会引起钻井液絮凝程度增大，从而增加动切力。
降粘剂：大多数降粘剂的作用原理都是吸附到粘土颗粒的边面上，使边面带一定的负电荷，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。
（4）调整方法：
降低t0：最有效的方法是加入适合于本体系的降粘剂，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t0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t0的作用。
提高t0：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t0的目的。
4. 流性指数n
（1）定义：在幂律模式中，用来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程度的指数。
（2）物理意义：反映钻井液偏离牛顿流体的程度，n值越小，表示钻井液的非牛顿性越强，钻井的剪切稀化性能越好。
钻井液的n值一般均小于1。从图3-8不难看出，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（0.4~0.7），一般希望有较低的n值，以确保钻井液具有良好的剪切稀化性能，有利于携带岩屑，清洁井眼
（3）影响因素：类似τ0。主要受形成网架结构因素的影响，如加入高分子聚合物，或加入适量无机电解质时，会使形成的网架结构增强，n值便相应减小。
（4）调整方法：主要是降低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。
适当增加无机盐的含量也可起到降n值的效果，但这样往往会对钻井液的稳定性造成一定的影响。
通过增加膨润土含量和矿化度来降n值，一般来讲并不是好的方法，而应优先考虑选用适合于本体系的聚合物处理剂来达到降低n值的目的。
5. 稠度系数K
（1）定义：假塑性流体在剪切速率为1s-1时的粘度。 τ =k γ-1 。
（2）物理意义：K值愈大，粘度愈高。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。
（3）影响因素：主要受体系中固体含量和液相粘度的影响，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。
（4）调整方法：
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。
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）。
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，这有利于清洁井眼和消除井塌引起的井下复杂情况，因此K值并非越低越好，有时需要适当提高K值。
6. 表观粘度AV和剪切稀化性（Shear Thinner
Behavior）
（1）表观粘度：又称为有效粘度（Effective
Viscosity）。它是在某一剪切速率下，剪切应力与剪切速率的比值，即ma = t / g
。
表观粘度是流体流动过程中所表现出的总粘度。对于钻井液来说，它既包括流体内部由于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由于形成空间网架结构所引起的粘度。
塑性流体的表观粘度 ma = mp t0 / g，
假塑性流体的表观粘度 ma = K g n-1
（2）剪切稀化性：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化性。
剪切稀化特性是优质钻井液必须具备的一种性能，因为它既能充分发挥钻头的水马力，有利于提高钻速，而在环形空间又能很好的携带钻屑。如果ma随g
增加而降低的幅度越大，则认为剪切稀化性越强。
剪切稀化性能的表示方法：
对于塑性流体：常用动切力与塑性粘度的比值（动塑比）表示剪切稀化性的强弱。t0 /
mp的值越大，剪切稀化性越强。
工艺要求：为了能够在高剪率下有效地破岩和在低剪率下有效地携带岩屑，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流核直径的有关计算，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。
对于假塑性流体：用n值的大小反映剪切稀化性的强弱。当n =1时，ma
等于K，表明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。随流性指数n值逐渐减小，流体的流动性偏离牛顿流体越来越远，ma
随g 增加而降低的幅度也不断增大，即剪切稀化性趋于增强。
工艺要求：一般认为，为了保证钻井液能有效地携带岩屑，将n值保持在0.4~0.7是较为适宜的。
7. 切力 （Gel Strength）
（1）定义：指静切应力，其胶体化学实质是胶凝强度，它表示钻井液在静止状态下形成的空间网架结构的强度。
（2）物理意义：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 。
（3）表示法：用初切力和终切力来表示静切应力的相对值。
初切力是钻井液在经过充分搅拌后，静置10秒钟测得的静切力（简称为初切）；终切力是钻井液在经过充分搅拌后，静置10分钟测得的静切力（简称为终切）。
局限性：初切和终切相同的钻井液，其最终的凝胶强度不一定相同。
8. 触变性（Thixotropic Behavior）
（1）定义：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。
（2）机理解释：在触变体系中一般都存在空间网架结构。在剪切作用下，结构被搅散；在结构恢复过程中，需要一定的时间来完成。
（3）表示法：一般用终切与初切之差相对表示钻井液触变性的强弱。
局限性：初切和终切相同的钻井液，其最终的切力相差较大。若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。
（3）影响因素：
静切力：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。其调控方法与动切力的调控方法基本一致。
触变性：钻井液的触变性与其所形成结构的强弱和方式有关。如果膨润土含量过高，往往会导致最终的凝胶强度过高，并且这种结构的强度受粘土颗粒的z电位和吸附水化膜厚度的影响较大。如果主要是由于高分子聚合物通过在粘土颗粒上吸附架桥而形成的网架结构，一般形成速度快，强度又不是很大，类似于较快的弱凝胶。因此，低固相不分散聚合物钻井液的切力和触变性比较容易满足钻井工艺的要求。
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