Перенаправил ваш вопрос знакомому "растворщику", посмотрим что ответит.

Нашел только обратную величину: Коэффициент пластичности бурового раствора
Чем больше отношение динамического сопротивления сдвига к пластической вязкости или меньше показатель неньютоновского поведения жидкости, тем значительнее «сплющена» эпюра скоростей и выше при данной средней скорости выносящая способность бурового раствора.
Суть оптимизации промывки состоит в том, чтобы подобрать скорость циркуляции и показатели реологических свойств бурового раствора, при которых обеспечивается максимальная гидравлическая мощность на долоте в пределах «рабочего окна» диаграммы напряжение сдвига — скорость сдвига.

Коэффициент пластичности бурового раствора (КП, с-1) определяется величиной отношения динамического напряжения сдвига к пластической вязкости:
С ростом коэффициента пластичности увеличивается транспортирующая способность потока, а также гидродинамическое давление струй бурового раствора, выходящих из насадок долота, что обеспечивает более эффективное разрушение горных пород на забое и рост механической скорости бурения. При этом высокие значения коэффициента пластичности желательно поддерживать за счет снижения пластической вязкости бурового раствора, а не увеличения его динамического напряжения сдвига.

вот в этом файле посмотри
страница 27-32 по теме

_________________________________________________________________.doc

Rasty пишет:

Нашел только обратную величину: Коэффициент пластичности бурового раствора
Чем больше отношение динамического сопротивления сдвига к пластической вязкости или меньше показатель неньютоновского поведения жидкости, тем значительнее «сплющена» эпюра скоростей и выше при данной средней скорости выносящая способность бурового раствора.
Суть оптимизации промывки состоит в том, чтобы подобрать скорость циркуляции и показатели реологических свойств бурового раствора, при которых обеспечивается максимальная гидравлическая мощность на долоте в пределах «рабочего окна» диаграммы напряжение сдвига — скорость сдвига.

Коэффициент пластичности бурового раствора (КП, с-1) определяется величиной отношения динамического напряжения сдвига к пластической вязкости:
С ростом коэффициента пластичности увеличивается транспортирующая способность потока, а также гидродинамическое давление струй бурового раствора, выходящих из насадок долота, что обеспечивает более эффективное разрушение горных пород на забое и рост механической скорости бурения. При этом высокие значения коэффициента пластичности желательно поддерживать за счет снижения пластической вязкости бурового раствора, а не увеличения его динамического напряжения сдвига.

а в чем суть?
Т.е. ДНС должно быть как можно меньше, а ПВ больше?
Так?

По моему неплохая тема ))) Может поделимся различными проблемами и путями решения оных...

Вот к примеру до сих пор неясно, при extended reach drilling, угол > 30, грят что высоковязкие пачки бесполезны, лучше тупо увеличить, при возможности, обороты инструмента и поднять LSRV...