EA003014B1

EA003014B1 - Раствор для бурения или эксплуатации скважины, способ бурения или эксплуатации скважины в подземной формации

Info

Publication number: EA003014B1
Application number: EA200100879A
Authority: EA
Inventors: Томми Ф. Бруки
Original assignee: эМЭйэСАй ТЕКНОЛЭДЖИС эЛ.эЛ.Си.
Priority date: 1999-02-09
Filing date: 1999-12-27
Publication date: 2002-12-26
Also published as: CN1342189A; AU2392400A; CA2359844C; NO20013845D0; WO2000047691A1; BR9917055A; NO20013845L; EP1161510A4; EP1161510A1; CN1276961C; MXPA01008089A; AR022525A1; CA2359844A1; AP2001002255A0; EA200100879A1; NO326842B1; DE69921511D1; BR9917055B1; ATE280816T1; AU773533B2

Abstract

Изобретение относится к способу и раствору для бурения или эксплуатации скважины в подземных формациях, содержащих зоны поглощения бурового раствора или истощенные залежи с низким давлением. Раствор включает водную жидкость, в которой диспергирован загуститель, увеличивающий вязкость при низкой скорости сдвига раствора, по меньшей мере, до 10000 мПа∙с, афронобразующее ПАВ и афроны, причем раствор содержит менее чем приблизительно 20 об.% афронов, образующихся предпочтительно за счет турбулентности и падения давления в процессе вытекания раствора из бурильного долота в зоне формации. Способ бурения скважины в подземном пласте включает непрерывное рециркулирование, например, бурового раствора в процессе бурения.

Description

Изобретение относится к добыче углеводородов, в частности к буровому раствору и раствору, применяемому при эксплуатации и техническом обслуживании скважины, а также к способу бурения скважины в подземной формации.

Уровень техники

Аналогами настоящей заявки являются заявка США на изобретение № 08/800727 от 13 февраля 1997 года и международная заявка РСТ/ϋδ 98/02566 от 10 февраля 1998 года.

Повреждение формации, возникающее вследствие проникновения буровых растворов в ствол скважины, является хорошо известной проблемой. Большинство зон формации содержат глины, которые гидратируются при контакте с водой, например, с фильтратом буровых растворов. Такие гидратированные глины могут блокировать продуктивные зоны, главным образом пески, что делает невозможным поступление нефти и газа в буровую скважину и их добычу.

Поврождение таких зон происходит также из-за твердых частиц, которые проникают в пустоты с буровым раствором. Движение буровых растворов и фильтрата через такие пустоты приводит также к смещению и миграции твердых частиц внутри формации. Указанные твердые частицы могут блокировать и заклинивать продвижение добываемых углеводородов. Проникновение бурового раствора возникает вследствие перепада давления гидростатического столба, давление которого обычно выше, чем давление в пласте, особенно в случае зон низкого давления или в истощенных зонах. Проникновение буровых растворов происходит также через пустоты в породе и благодаря способности буровых растворов проникать через толщу породы, ввиду наличия пор и проницаемости зоны.

Вследствие такого перепада давления буровые мастера длительное время использовали различные технические способы контроля фильтрата с целью управления движением буровых растворов и фильтрата внутрь и через пустоты формации. Один такой способ включает добавление частиц в буровой раствор, которые затем осаждаются на стенках ствола буровой скважины в процессе промывки и бурения скважины. В основном такие частицы представляют собой комбинацию бентонита, крахмала, лигнинов, полимеров, барита и бурового шлама. Благодаря форме и размеру таких частиц, их используют для закупоривания или изолирования скважины, причем некоторый контроль осуществляют благодаря вязкости фильтрата, если используются воднорастворимые полимеры. Несмотря на то, что такая корка на стенках ствола скважины образует полупроницаемый барьер, часть фильтрата проникает внутрь и через зону как до, так и после образования корки на стенках ствола скважины.

Таким образом, использование такой корки на стенках ствола скважины не является достаточным для контроля фильтрата, и некоторая часть фильтрационной воды вступает в контакт с продуктивной зоной. Другим недостатком использования корки на стенках ствола скважины является осаждение твердых частиц на корке в процессе движения фильтрата, что, в свою очередь, приводит к утолщению корки и застреванию бурильной колонны.

В настоящее время разработаны жидкости с вязкостью при низких скоростях сдвига (ВНСС). Жидкости ВНСС получают добавлением специальных полимеров в воду или солевой раствор, при этом получают буровой раствор. Такие полимеры обладают уникальной способностью создавать чрезвычайно высокую вязкость при очень низких скоростях сдвига. Такие жидкости ВНСС широко используются вследствие их несущей способности и способности суспендировать твердые частицы. Их также используют в качестве средства снижения образования бурового шлама в наклонной под большим углом и горизонтальной скважинах, а также как средство снижения образования баритовых осадков в тяжелых буровых шламах.

По данным современных исследований и промыслового опыта жидкости ВНСС могут быть использованы для контроля проникновения буровых растворов и фильтрата путем создания высокого сопротивления продвижению буровых растворов и фильтрата в пустоты формации. Поскольку раствор движется с очень низкой скоростью, происходит значительное увеличение вязкости, и при движении бурового раствора внутри скважины наблюдается очень медленное проникновение. Это явление было эффективно использовано для защиты зон от повреждений, а также чтобы исключить застревание буровой колонны в стволе скважины. См., например, статью Бп11-1п Р1шб§ 1тргоуе Нщ11 Аид1е ^е11 РгобисБои (Буровые растворы способствуют увеличению добычи нефти в наклонных под большим углом скважинах), 8ирр1ешеи! 1о 111е Ре1го1еиш Еидшеег 1и1егиа11оиа1. Магсй 1995. Серьезной проблемой роторного бурения является также поглощение бурового раствора. Поглощение бурового раствора происходит в случаях, когда давление гидростатического столба намного больше, чем давление в нефтяном пласте. Буровой раствор может проникать и застревать в пустотах породы, при этом не возвращаясь на поверхность для рециркуляции. Раствор остается в скважине, что является дорогостоящей и опасной проблемой. Поглощение бурового раствора может также привести к нестабильности скважины, застреванию бурильных труб и к потере контроля над скважиной. По меньшей мере, поглощение бурового раствора приводит к остановке буровых работ и требует дорогостоящих затрат на замену потерянного объема раствора.

Кроме восполнения потери объема жидкости требуются также дорогостоящие материалы снижения поглощения бурового раствора (МПР). В качестве МПР обычно используют волокнистые, гранулярные или хлопьевидные материалы, такие как тростниковое волокно, волокна шерсти, кожура семян хлопчатника, кожура орехов, слюда, целлофан и многие другие. Такие МПР добавляют в систему подачи жидкости, и таким образом МПР попадают в зону потери и застревают там, т. е. образуют пробку, на которой оседают другие материалы. Такие МПР сами по себе могут приводить к повреждению зон и поскольку они многократно проходят через буровой раствор для поддержания циркуляции, удаление твердой фазы прекращается и приводит к образованию тяжелого твердого шлама.

Способы снижения поглощения буровых растворов путем аэрирования буровых растворов описаны в патенте США № 2818230 (Όανίδ) и патенте США № 4155410 (1аек8ои).

В связи с тем, что в последнее время все большее значение приобретает разработка пластов с низким давлением, широко используется бурение при пониженном перепаде давления в системе ствол скважины-формация. Прежде всего, при горизонтальном бурении возникает необходимость бурения через зоны, которые характеризуются не только низким давлением, но и высокой трещиноватостью или проницаемостью. Обнажение множества трещин или пустот с низким давлением в формации приводит к возрастанию проблем, связанных с поглощением бурового раствора и проникновением буровых растворов в формацию. Необходимость использования скважинных инструментов в особенности препятствует применению МПР для снижения указанных потерь. В связи с этим для контроля потерь и проникновения буровых растворов в такие зоны стали использовать способы бурения при пониженном гидростатическом давлении. Некоторые из таких способов включают применение буровых растворов, содержащих воздух, увлажненный воздух, пену. Проблемы, возникающие при использовании таких растворов, заключаются в очистке скважины, контроле растворов в скважине и коррозии, а также связаны с большими затратами, часто чрезмерно дорогостоящими, такими как приобретение оборудования, например, компрессоров и дожимных компрессоров. Подобные растворы не подвергаются рециркуляции и должны постоянно поступать в ствол скважины в процессе бурения.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение относится к новому техническому приему получения раствора (флюида), который сочетает в себе использование загустителей, способствующих повышению вязкости при низких скоростях сдвига, с поверхностно-активными веществами (ПАВ), что приводит к образованию коллоидных газсодержащих афронов при концентрации менее чем приблизительно 20 об.% при атмосферном давлении в составе рециркулируемых водных буровых растворов и технологических жидкостей. Афроны содержат инкапсулированный воздух, имеющийся в большинстве буровых растворов (или промывочных жидкостях). Афроны снижают плотность жидкости и используются в качестве средства для образования пробок и закупоривания формаций, контактирующих с жидкостью, так как пузырьки воздуха расширяются, агрегируют и заполняют пустоты, обнажаемые в процессе бурения. Загустители упрочняют микропузырьки, а также обеспечивают устойчивость при движении внутри формации, что позволяет значительно снизить потери жидкости (поглощение бурового раствора) в процессе бурения пласта. Таким образом, предотвращается поглощение бурового раствора. Любой флюид, который проникает в формацию, является чистым и, по существу, не содержит твердых частиц, вследствие чего повреждение формации значительно снижается по сравнению с использованием флюидов, содержащих твердые частицы.

Задачей настоящего изобретения является разработка рециркулируемых буровых растворов и технологических жидкостей с повышенной вязкостью при низких скоростях сдвига (ПВНСС), содержащих афроны.

Другой задачей настоящего изобретения является разработка способа образования пробок и закупоривания подземных формаций в процессе бурения и эксплуатации скважины.

Эти и другие задачи настоящего изобретения представляются очевидными для специалистов в данной области техники после прочтения данного описания и формулы изобретения.

Способ может включать заявленные стадии с использованием указанных материалов, содержать в основном все заявленные стадии с указанными материалами или содержать все заявленные элементы. Композиции могут включать, содержать практически все или состоять из заявленных материалов.

Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения

В самом широком аспекте настоящее изобретение направлено на включение афронов в водные буровые и технологические растворы (ВБТР) или они могут быть свежеприготовленными ВБТР с требуемыми характеристиками. Устойчивые афронсодержащие ВБТР получают повышением вязкости при низких скоростях сдвига (ВНСС) ВБТР, по меньшей мере, до 10000 мПа-с, предпочтительно, по меньшей мере, 20000 мПа-с и наиболее предпочтительно, по меньшей мере, 40000 мПа-с. Поскольку устой чивость афронов увеличивается по мере увеличения ВНСС, желательно, чтобы величина ВНСС составляла несколько сотен тысяч.

Афроны получают посредством (1) включения ПАВ, образующих афроны, в ВБТР, и, таким образом, афроны образуются в ВБТР, или (2) образования афронов в жидкости, совместимой с ВБТР, и смешением афронсодержащего флюида с ВБТР.

Книга Рейх 8еЬЬа Роатк апб Βί1ίςπί6 Роатк - Арйгопк (Пены и пены, состоящие из двух жидкостей, - афроны), 1ойп Абеу & 8опк, 1987, включенная в описание настоящего изобретения в виде ссылки, является прекрасным источником информации по получению и свойствам афронов, т.е. микропузырьков. Афрон состоит из центральной части, которая обычно представляет собой внутреннюю фазу, обычно газ, в форме сферы, инкапсулированной в тонкую оболочку. Эта оболочка содержит молекулы ПАВ, которые расположены таким образом, чтобы создать эффективный барьер, препятствующий слиянию с соседним афроном.

В момент образования афроны характеризуются широким распределением по размеру, выбираемому в диапазоне вплоть до приблизительно 200 мкм в диаметре. При атмосферном давлении число афронов с очень малым диаметром быстро снижается, в результате остаются афроны с диаметром в диапазоне от 25 мкм до приблизительно 200 мкм. Это происходит за счет избыточного давления внутри афронов, которое возрастает по мере уменьшения диаметра афронов. Таким образом, афроны с более малым диаметром уменьшаются в размере, при этом содержащийся в них газ переносится в афроны с большим диаметром, которые характеризуются меньшим избыточным давлением.

В случае афронсодержащих буровых и технологических растворов по настоящему изобретению афроны предпочтительно образуются в скважине в момент выхода раствора из бурового долота. Раствор находится под значительным давлением, которое складывается из двух величин: гидростатическое давление и падение давления, создаваемое циркуляционной системой. Предполагают, что давление такого раствора компенсирует избыточное давление внутри афронов, и таким образом, афроны с диаметром менее 25 мкм будут устойчивы в процессе их циркулирования в скважине. Таким образом, афроны способны проникать в поры обнаженной формации, где они расширяются и агрегируют вследствие меньшего давления в порах внутри формации и закупоривают поры от попадания в них любых других флюидов. Микротрещины и аналогичные пустоты могут быть заполнены афронами, которые аналогичным образом расширяются и агрегируют внутри формации, закупоривая микротрещины.

Возрастание давления насыщенных паров вследствие падения давления, увеличения тем пературы и кавитации являются обычными условиями, характеризующими скважины. На давление насыщенных паров могут также влиять определенные растворители, которые присутствуют в растворе и которые обеспечивают образование газов, необходимых для получения афронов.

Афроны с достаточно большим диаметром и видимые без увеличения, можно наблюдать невооруженным глазом в растворе, вытекающем из скважины в наземные резервуары (отстойники) перед рециркуляцией. Обычно раствор поступает через фильтр для удаления бурового шлама. Для фильтрования растворов по настоящему изобретению могут быть использованы фильтры с диаметром отверстий 200 меш (74 мкм). Афроны, размер которых больше отверстия фильтра, будут удалены из раствора. При необходимости размер частиц афронов в растворе может быть определен с помощью различных устройств для определения размеров частиц, выпускаемых различными фирмами. См., например, следующие статьи: (1) МктоЬиЬЬ1ек: Оепетайоп апб 1п1етасйоп \\йй Со11о1б Ратйс1ек (Микропузырьки: образование и взаимодействие с коллоидными частицами), 1атек В. МеМ11е и Едоп Ма1уеук, глава 14 в книге Роатк (Пены), под ред. К.Э. Акегк, Асабетк Ргекк, 1976; (2) 8ератабоп оР Отдашс Эуек Ргот Аак1е\уа1ег Ьу Иктд Со11о1ба1 Сак Арйгопк (Выделение органических красителей из сточных вод с использованием коллоидных газосодержащих афронов), Ό. Роу, К.Т. Уа1ката.) и 8.А. КоИас 8ерагаОоп 8скпсе апб Тесйпо1оду (1992), т. 27 (5), стр. 573-588. Эти статьи включены в описание настоящего изобретения в виде ссылок.

В ходе рециркуляции вдоль бурильной колонны и через буровое долото образуется дополнительное количество афронов при условии, что в буровых растворах имеется достаточная концентрация ПАВ. Желательно добавлять дополнительное ПАВ в раствор либо непрерывно, либо периодически до тех пор, пока не образуется требуемое количество афронов.

Афроны могут быть получены способами, хорошо известными в данной области техники. Кроме способов, описанных Рейх 8еЬЬа в книге, упомянутой выше, способы также описаны Мкйе1кеп и соавт. в патенте США № 5314644, включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки, Уооп и соавт. в патенте США № 5397001, включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки, Ко1щш в патенте США № 5783118, включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки, Айеабеу в патенте США № 5352436, включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки, в патентах США № 4162970; 4112025; 4717515; 4304740 и 3671022, каждый из которых включен в описание настоящего изобретения в качестве ссылки. Затем

ВБТР могут быть использованы для непрерывной циркуляции в скважине. Следует отметить, что обычные буровые растворы с более низкими ВНСС, содержащими включенный воздух, могут привести к возникновению серьезных проблем при эксплуатации насосов. Такие фдюиды могут легко закачиваться насосом в случае правильного формирования афронов и повышения ВНСС согласно настоящему изобретению.

При необходимости в раствор можно подавать воздух или другой газ для включения большего количества газа в образующиеся афроны. Используемый газ может быть любым газом, который характеризуется не слишком высокой растворимостью в жидкой фазе флюида. Таким образом, в качестве газа можно использовать воздух, азот, диоксид углерода, органические газы и т. п., включающие воздух, инкапсулированный в растворе при смешивании.

Количество афронов в растворе зависит от требуемой плотности. В основном, раствор содержит приблизительно менее 20 об.% афронов, предпочтительно приблизительно менее 15 об.% афронов. Таким образом, плотность бурового раствора можно контролировать на поверхности и при необходимости добавлять дополнительное количество ПАВ, чтобы поддерживать необходимую величину плотности, если плотность слишком велика, и если плотность слишком мала, можно добавить утяжелитель. Количество афронов в растворе можно определить разрушением или снижением ВНСС жидкости, разрушая таким образом ПАВ-содержащие оболочки, окружающие афроны. Измерение изменения объема раствора будет означать объемные проценты афронов в растворе. Количество афронов в растворе предпочтительно определяют сравнением плотности раствора при атмосферном давлении с плотностью раствора при повышенных давлениях, например, с помощью рычажных весов для определения удельной массы бурового раствора под давлением.

ВБТР включают водную жидкость, содержащую загуститель, таким образом, чтобы величина ВНСС ВБТР составляла, по меньшей мере, 10000 мПа-с, предпочтительно, по меньшей мере, 20000 мПа-с и наиболее предпочтительно, по меньшей мере, приблизительно 40000 мПа-с, афронобразующее ПАВ, афроны и необязательно высвобождающий агент. Любой загуститель, который увеличивает вязкость жидкой фазы, окружающей афроны, увеличивает их устойчивость; однако, изобретателями было обнаружено, что такие загустители, которые обеспечивают повышенную ВНСС, необходимую в соответствии с настоящим изобретением, обладают уникальным свойством замедления коалесценции афронов в течение чрезвычайно долгого периода времени.

В предшествующем уровне техники не описано использование афронов (или микропузырьков) в системах с повышенным давлением, как в настоящем изобретении. Хорошо известно, что гидростатическое давление раствора в буровой скважине увеличивается с увеличением глубины. Таким образом, хотя размер микропузырьков уменьшается, полагают, что повышенная ВНСС препятствует коалесценции афронов. В связи с этим, афроны могут иметь больший размер на поверхности скважины до тех пор, пока они остаются индивидуальными пузырьками, в то время, как при прокачивании их вниз вдоль буровой скважины размер афронов уменьшается до приблизительно менее чем 100 мкм.

Жидкостью на основе воды может быть свежая вода, морская вода или солевой раствор, содержащий растворимые соли, такие как хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция, хлорид магния, бромид натрия, бромид калия, бромид кальция, бромид цинка, формиат натрия, формиат калия, формиат цезия и их смеси. Солевой раствор может содержать одну или более растворимых солей требуемой концентрации вплоть до насыщения. В действительности можно использовать сверхнасыщенные солевые растворы в случае, если не требуется наличие бурового раствора, не содержащего твердых веществ.

В уровне техники описаны средства для увеличения ВНСС жидкостей. Так водные системы можно загустить с помощью некоторых полимеров, которые придают флюиду высокий предел текучести и свойство разжижения при сдвиге. Прежде всего используют биополимеры, продуцируемые бактериями, грибами или другими микроорганизмами на подходящем субстрате. Примерами биополимеров являются полисахариды, продуцируемые бактериями ХаиШотоиак сотрек1пк, известными также под названием ксантановая камедь. Такие полимеры выпускаются несколькими фирмами, включая Ке1со 011 Р1е1й Сгоир, 1ис., под торговой маркой Хаиущ и Ке1/ап; Кйоие-Рои1еис СЫш1е Рте, под торговой маркой Р1юйоро1 23-р; РПхег 1ис., под торговой маркой Р1осои 4800С; 8йе11 1и1ета!юиа1 Сйеш1са1 Сотраиу о! Ьоийои, Англия, под торговой маркой 811е11По ΖΑ и Όη111ид 8рек1аШек Сотраиу, под торговой маркой Р1одхан. См., например, в патенте США № 4299825 и патенте США № 4758356, каждый из которых включен в описание настоящего изобретения в виде ссылки. Другими биополимерами, применяемыми в растворах по настоящему изобретению, являются так называемые велановые камеди, которые получают с помощью ферментации микроорганизма рода А1са11деиек. См., например, в патенте США № 4342866, включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки. Геллановые камеди описаны в патенте США № 4503084, включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки. Шлероглюкановые полисахариды, продуцируемые грибами рода 8с1егойит, описаны в патенте США № 3301848, включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки. Шлероглюкан выпускается под торговым названием Ро1у1гап фирмой РйкЬшу Сотрапу и под торговым названием Асйдит С8-11 фирмой СЕСА 8. А. Сукциноглюкановые полисахариды получают культивированием слизеобразующих бактерий Ркеиботопак, ИЫхоЬшт. А1са1щепе5 или АдгоЬас1егшт, например, Ркеиботопак кр. ΝίΊΒ 11264, Ркеиботопак кр. ΝίΊΒ 11592 или АдгоЬас1егшт габюЬас1ег Νί,ΊΒ 11883 или их мутантов, как описано в европейских патентах № А40445 или А138255. Сукциноглюкановый биополимер выпускается под торговым названием 8Не11По-8 фирмой 81е11 1п1егпаОопа1 Сйетка1 Сотрапу о! Ьопбоп, Англия.

Другие водорастворимые полимеры, которые придают водным растворам реологическое свойство разжижения при сдвиге, включают производные альгиновой кислоты, такие как гидроксипропилальгинат, альгинат натрия, смешанный альгинат натрия и кальция, смешанный альгинат аммония и кальция и т.п. Сшивание растворов альгината натрия ш 5Йи двухвалентным катионом, таким как соль кальция, приводит к увеличению ВНСС.

В патенте США МШег и соавт. № 4707281, включенном в настоящее изобретение в виде ссылки, описано, что добавка, включающая ксантан с высоким содержанием пировиноградной кислоты, содержащая от приблизительно 5 до приблизительно 9 мас.% пировиноградной кислоты, и смолу из плодов рожкового дерева, причем массовое соотношение ксантана с высоким содержанием пировиноградной кислоты к смоле из плодов рожкового дерева составляет приблизительно от 40:60 до 80:20, обеспечивает увеличение ВНСС водных буровых растворов и флюидов для вскрытия пластов.

В патенте США Эащ1е № 3953336 описано, что буровые растворы с разжижением при сдвиге и повышенной ВНСС получают из водных растворов полисахарида, такого как ксантановая камедь и производного целлюлозы, такого как гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) или гидроксипропилцеллюлоза (ГПЦ), причем массовое соотношение ксантановой камеди к производному целлюлозы, предпочтительно ГЭЦ, составляет от 8:20 до 20:80.

Минимальную концентрацию полимера, необходимую для увеличения вязкости при ВНСС раствора, определяют стандартным тестированием. Так, минимальная концентрация равна количеству, достаточному для обеспечения требуемой ВНСС раствора. В основном концентрация в растворе составляет от приблизительно 1,4 кг/м³ (0,5 ррЬ) до приблизительно 28,5 кг/м³ (10 ррЬ), предпочтительно от прибли зительно 2,85 кг/м³ (1,0 ррЬ) до приблизительно

14,3 кг/м³ (5,0 ррЬ).

Как описано Ра1е1 и соавт. в патенте США № 5134118, включенном в описание настоящего изобретения в виде ссылки, полимером, необходимым для увеличения ВНСС водных буровых растворов, является смесь (1) водорастворимого полимера, который является продуктом реакции (ί) 25-75 мас.% 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, (й) 0,5-50 мас.% Ν,Νдиметилакриламида; (ш) вплоть до 60 мас.% акриламида; (ίν) вплоть до 25 мас.% стиролсульфоновой кислоты; и (2) гелеобразующего агента, который выбирают из группы, состоящей из частично гидролизованного полиакриамида, биополимеров, бентонита, аттапульгита и их комбинаций.

Как описано №ίί и соавт. в патенте США № 4861499, включенном в описание настоящего изобретения в виде ссылки, увеличение ВНСС водной жидкости осуществляют диспергированием в ней водорастворимой композиции, в основном состоящей из (1) водорастворимого терполимера (а) акриламида; (б) соли 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, акриловой кислоты или хлоридной соли металла диметиламиноэтилакрилата;

и (в) С8-С20 алкилового эфира акриловой кислоты и (2) воднорастворимой неорганической соли.

Определенные водные жидкости могут быть загущены с помощью комбинации диспергированной смектитовой глины, такой как бентонит натрия, и смешанного гидроксида металла, как указано в патентах США № 4664843 и 5094778, включенных в описание настоящего изобретения в виде ссылки. Действительно, водные флюиды с повышенной ВНСС могут быть получены с помощью соответствующих флокулирующих дисперсий водных растворов бентонитовых глин или включением в них 71,25 кг/м³ (25 ррЬ) или более немодифицированного глинопорошка на основе бентонита натрия.

Как описано С1а§8 1г. в патенте США № 4561985, включенном в описание настоящего изобретения в виде ссылки, бентонитсодержащие буровые растворы содержат добавку для модификации бентонита, такая добавка включает в себя (1) неионный водорастворимый полисахарид, который выбирают из группы, включающей в себя (ί) неионное водорастворимое производное целлюлозы, (и) неионное водорастворимое производное гуара, или (2) анионный водорастворимый полисахарид, который выбирают из группы, включающей в себя (1) карбоксиметилцеллюлозу или (и) полисахарид Хап11ютопа5 сатрейгй, или (3) их комбинацию, и (4) полигликоль средней молекулярной массы, который выбирают из группы, включающей в себя полиэтиленгликоль, полипропиленгликоль и поли(алкандиол), средняя молекулярная масса которых составляет от приблизительно 600 до приблизительно 30000, при этом упомянутый полигликоль используют в количестве, достаточном для обеспечения совместимости глины и полисахарида в буровом растворе. Комбинация бентонит/добавка позволяет получить буровые водные растворы с повышенными ВНСС и разжижением при сдвиге.

Афронобразующее ПАВ, которое используется в жидкостях для закачки по настоящему изобретению, должно быть совместимо с основной жидкостью и содержащимся в ней загустителем таким образом, чтобы поддерживать ВНСС раствора. ПАВ также может содержать один или более стабилизаторов, таких как алкиловые спирты, жирные алканоламиды и алкилбетаины. В основном алкильная цепь содержит от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода. Афронобразующее ПАВ может быть анионным, неионным или катионным в зависимости от совместимости с загустителем. В ежегодном издании МсСдЦсйсопА ΕιηιιΙδίΓίοδ & Ос1сгдсп15. МС РиЫйЫпд Со., МсСШсйсоп Όίνίδίοη перечислено большое количество ПАВ и их производители. Предпочтительными анионными пенообразующими ПАВ являются алкилсульфаты, альфа-олефинсульфонаты, сульфированные алкил(гидроксиалкил)эфиры, очищенные нефтесульфонаты и их смеси. Обычно такие ПАВ включают алкильную цепь, содержащую от 8 до приблизительно 18 атомов углерода, предпочтительно от приблизительно 12 до приблизительно 16 атомов углерода. Предпочтительными неионными ПАВ являются этоксилированные спирты и аминоксиды, содержащие алкильную цепь, включающую от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов, предпочтительно от приблизительно 12 до приблизительно 16 атомов углерода. ПАВ на основе фторуглерода предпочтительны для систем, в которых маслянистая жидкость является непрерывной фазой.

Примерами выпускаемых фирмами ПАВ являются: (1) алкилсульфаты - фирмы Уйсо Согр. под торговой маркой ΌυΡΟΝΟΕ™; фирмы В1опе-Рои1епс под торговой маркой ΒΗΟΌΑΡΟΝ™; фирмы 81ерап Со. под торговой маркой 8ТЕОЬ™; (2) альфа-олефинсульфонаты фирмы Уйсо Согр. под торговой маркой У1ТΕΌΝΑΤΕ™ ΑΟ8 и 3203; фирмы 81ерап Со. под торговой маркой 8ΤΕΡΑΝΤΑΝ™ Α8-40; фирмы В1опе-Рои1епс под торговой маркой ΒΗΟΌΑСЛЕ ™ А-246/6; (3) сульфаты алкиловых эфиров - фирмы Уйсо Согр. под торговой маркой У1Т№ΕΑΤΕ™; фирмы К.йопе-Рои1епс под торговой маркой ΒΗΟΌΑΡΕΕΧ™; фирмы Сйешгоп Согр. под торговой маркой 8υΕΕΟί.’ΗΕΜ'^ΙΛΙ; (4) нефтесульфонаты - фирмы Кей Сйетюа1 под торговой маркой ΒΑ8Ε™; фирмы Мопа 1пби81пе8 1пс. под торговой маркой ΜΟΝΑΒυΒΕ™ 605; фирмы Уйсо Согр. под торговой маркой \νΐΤί.ΌΝΑΤΕ™ ΝΑ8-8; (5) этоксилированные спирты фирмы У181а С1еш1са1 Со. под торговой маркой

ΑΒΕΟΝΙΟ™; фирмы Напитал Согр. под торговой маркой δυΚΕΟΝΙΟ™; фирмы 8йе11 Сйепйса1 Со. под торговой маркой ΝΕΟΌΟΕ™; (6) аминоксиды - фирмы 81ерап Со. под торговой маркой ΑΜΜΟΝΥΧ™; фирмы В1опе-Рои1епс под торговой маркой ΚΗΟΌΑΜΟΧ™; фирмы СНегтгоп Согр. под торговой маркой Ε’ΗΕΜΟΧΙΌΕ™; (7) бетаины - фирмы СНетгоп Согр. под торговой маркой ΟΗΕΜΒΕΤΑΙΝΕ™; фирмы Уйсо Согр. под торговой маркой ΒΕνΟΤΕΒΙΟ™; фирмы К.йопе-Рои1еп8 под торговой маркой ΜΙβΑτΑΙΝΕ™; (8) ПАВ на основе фторуглерода - фирмы 3М Со. под торговой маркой ΕΕυΟΒΑΌ™; фирмы Эироп! Эе №тошь & Со. под торговой маркой ΖΟΝΥΕ™; (9) жирные алканоламиды - фирмы К1опе-Рои1епс под торговой маркой ΑΒΚΑΜΙΌΕ™; фирмы Сйегттоп Согр. под торговой маркой ΑΜΙΌΕΧ™; фирмы Уйсо Согр. под торговой маркой УIΤСΑΜI^Ε™.

Как описано 8с1ш11 и соавт. в патенте США № 5639443, включенном в описание настоящего изобретения в виде ссылки, подходящие ПАВ для образования микропузырьков включают блоксополимеры полиоксипропилена и полиоксиэтилена, сложные эфиры сахаров, жирные спирты, алифатические аминоксиды, алифатические сложные эфиры гуалуроновой кислоты, соли алифатических эфиров гуалуроновой кислоты, додецилполи(этиленокси)этанол, нонилфеноксиполи(этиленокси)этанол, гидроксиэтилкрахмал, эфиры жирных кислот и гидроксиэтилкрахмала, декстраны, сложные эфиры жирных кислот и декстрана, сорбит, эфиры жирных кислот и сорбита, желатин, сывороточные альбумины, фосфолипиды, сложные эфиры жирных кислот и полиоксиэтилена, такие как стеараты полиоксиэтилена, простые эфиры жирных спиртов и полиоксиэтилена, сложные эфиры жирных кислот и полиоксиэтилинированного сорбита, оксистеарат глицерилполиэтиленгликоля, рисинолат глицерилполиэтиленгликоля, этоксилированные стерины сои, этоксилированные касторовые масла и их гидрированные производные, холестерин, жирные кислоты, содержащие от 12 до 24 атомов углерода, или их соли, и ПАВ, которые образуют организованные структуры в растворе и создают неньютоновское вязкоупругое поверхностное натяжение, такие как ПАВ на основе сахаридов и ПАВ на основе белков или гликопротеинов. Один из предпочтительных типов таких ПАВ содержит сахаридную или другую углеводную группу в начале и углеводородную или фторводородную группу на конце. Известны многочисленные сахариды, которые могут быть использованы в качестве начальной группы, включая глюкозу, сахарозу, маннозу, лактозу, фруктозу, декстрозу, альдозу и т.п. Конечная группа предпочтительно содержит от 2 до 24 атомов углерода, предпочтительно группу жирной кислоты (разветвленной или неразветвленной, насыщенной или ненасыщенной), ковалентно связанную с сахаридным остатком посредством эфирной связи. Предпочтительная смесь ПАВ включает неионный ПАВ или другой ПАВ в комбинации с одним или более неньютоновских вязкоупругих ПАВ.

Как описано \У11са11су и соавт. в патенте США № 5352436, включенном в описание настоящего изобретения в виде ссылки, подходящий ПАВ для формирования устойчивых микропузырьков газа включает первый растворимый ПАВ и второй диспергируемый ПАВ. Подходящие первые ПАВ включают эфиры жирных кислот и полиоксиэтилена, такие как монолаурат полиоксиэтиленсорбитана, моностеарат полиоксиэтиленсорбитана, тристеарат полиоксиэтиленсорбитана, моноолеат полиоксиэтиленсорбитана и их смеси. Подходящие вторые ПАВ, которые отличаются от первого ПАВ, включают моностеарат сорбитана, моноолеат сорбитана и их смеси.

Как описано Б'Атпдо в патенте США № 4684479, включенном в описание настоящего изобретения в виде ссылки, смеси ПАВ содержат (а) компонент, который выбирают из группы, включающей в себя моноэфиры глицерина и насыщенных карбоновых кислот, содержащих от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода, и алифатических спиртов, содержащих от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода; (б) сложный эфир стерола и ароматической кислоты; (в) компонент, который выбирают из группы, включающей в себя стеролы, терпены, желчные кислоты и соли щелочных металлов желчных кислот; (г) компонент, который выбирают из группы, включающей в себя сложные эфиры стерола и алифатических кислот, которые содержат от 1 до приблизительно 18 атомов углерода; сложные эфиры стерола и сахарных кислот; сложные эфиры сахарных кислот и алифатических спиртов, которые содержат от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода; сложные эфиры сахаров и алифатических кислот, которые содержат от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода; сахарные кислоты; сапонины и сапогенины; и (д) компонент, который выбирают из группы, включающей в себя глицерин, ди- или триэфиры глицерина и алифатических кислот, которые содержат от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода, и алифатические спирты, содержащие от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода; упомянутые компоненты присутствуют в указанной смеси в следующем массовом соотношении а:б:в:г:д=2-4:0,5-1,5:0,51,5:0-1,5:0-1,5.

Фторсодержащие ПАВ включают, без ограничения перечисленным (ί) фторированные теломеры, (ίί) амфотерные фторсодержащие ПАВ, (ίίί) полифторированный аминоксид, (ίν) фторалкилэтилтиополиакриламиды, (ν) перфто ралкилэтилтиополиакриламиды, (νί) производные хлорида 2-гидрокси-М,М,М-триметил-3гамма-омега-перфтор-(С6-С20-алкил)тио-1-пропанаммония, (νίί) фторалкилсульфонат натрия и (νίίί) натриевые соли производного 2-{{[1-окси3(гамма,-омега,-перфтор-С1₆-С₂₆-алкил)тио]пропил}амино }-2-метил-1 -пропансульфоновой кислоты.

Требуемая концентрация афронобразующего ПАВ обычно меньше критической концентрации мицеллообразования (ККМ) для ПАВ или смеси ПАВ. Объем образованных афронов может быть получен путем определения уменьшения плотности, которое происходит в процессе образования афронов в растворе. Пенообразование раствора, которое является нежелательным, может происходить, если концентрация афронобразующего ПАВ слишком высока. Изобретателями обнаружено, что концентрация ПАВ может быть увеличена без отрицательного влияния на свойства раствора, таких как увеличение ВНСС. Таким образом, концентрация афронобразующего ПАВ, которая может быть определена обычным способом, представляет количество, необходимое для получения числа афронов, достаточного, чтобы снизить плотность до необходимой величины, но которого предпочтительно не достаточно для образования прочной пены на поверхности раствора. Обычно требуется концентрация ПАВ от приблизительно 0,15 об.% до приблизительно 2 об.%, предпочтительно от приблизительно 0,3 об.% до приблизительно 1,0 об.%, при условии, что ПАВ содержат приблизительно 80 мас.% твердых веществ.

При необходимости плотность флюидов может быть подобрана добавлением утяжелителей или растворимых солей, которые хорошо известны в данной области техники. Утяжелитель предпочтительно добавляют к раствору перед образованием в нем или перед включением в него афронов, подбирая таким образом конечную плотность заливочного афронсодержащего флюида до требуемой величины путем изменения концентрации в ней афронов.

Как указано, концентрация афронов в растворе должна составлять приблизительно менее 20 об.% при атмосферном давлении. Однако при циркуляции раствора в стволе скважины полагают, что объем афронов уменьшается при увеличении гидростатического давления раствора. Действительно, афроны могут уменьшаться в размерах практически до нулевого объема в зависимости от глубины скважины. Измеренная плотность под давлением должна быть очень близка к плотности раствора без афронов. Однако афроны не исчезают. Они все еще присутствуют и может образовываться дополнительное количество афронов на поверхности бурового долота вследствие падения давления и кавитации. Афроны чрезвычайно малы, имеют очень высокую площадь поверхности и характеризуются высокой энергией.

Как только раствор выходит из бурового долота и возвращается в кольцевой зазор, возникает определенное падение давления и афроны начинают расширяться. Когда раствор двигается вверх вдоль ствола буровой скважины, происходит поглощение раствора в формации, афроны проникают в поры, микротрещины и в другие зоны потерь. Такими зонами потерь являются области, в которых возникает падение давления. Афроны в таких зонах расширяются, агрегируют и следовательно закупоривают зоны потерь. Содержание афронов в об.% в таком микроокружении может сильно изменяться и зависит от удельного давления и падения давления в зонах потерь. Таким образом, полагают, что плотность в микроокружении значительно отличается от плотности жидкости в скважине.

Уменьшение плотности при атмосферном давлении, которое происходит при включении 20 об.% газа в растворы согласно изобретению, является достаточным для обеспечения количества афронов, необходимого в скважине, при этом обеспечивается рециркуляция раствора и не возникает проблем при эксплуатации насосов.

В основном, скважинные растворы на основе воды согласно настоящему изобретению могут содержать материалы, хорошо известные в данной области техники, которые обеспечивают различные характеристики и свойства раствора. Таким образом, при необходимости растворы могут содержать один или более загустителей или суспендирующих агентов, кроме загустителей, которые увеличивают ВНСС, утяжелителей, ингибиторов коррозии, растворимых солей, биоцидов, фунгицидов, добавок для контроля потерь при утечках растворов, пробкообразующих агентов, замасливателей, добавок для контроля содержания глинистых сланцев и других добавок.

Скважинные флюиды могут содержать один или более материалов, которые используют в качестве инкапсулирующих добавок или в качестве добавок для контроля поглощения флюида, ограничивающие попадание жидкости из раствора в глинистые сланцы при контакте с ними. Примеры материалов, известные в данной области техники, включают частично солюбилизированный крахмал, клейстеризованный крахмал, производные крахмала, производные целлюлозы, камеди, синтетические водорастворимые полимеры и их смеси.

Растворы по настоящему изобретению имеют щелочной рН. Такое значение рН можно получить, как хорошо известно в данной области области техники, добавлением в раствор оснований, таких как гидроксид калия, карбонат калия, гидроксид натрия, карбонат натрия, гидроксид магния, оксид магния, оксид кальция, гидроксид кальция, оксид цинка и их смеси.

Без ограничения перечисленным, полагают, что афроны, содержащиеся в растворе, эффективно закупоривают пласт во время бурения или технологической эксплуатации (обслуживания) скважины, что позволяет предотвратить значительные потери раствора в пласте, в котором происходит бурение или эксплуатация скважины.

Растворы по настоящему изобретению могут быть использованы при обычном бурении и технологической эксплуатации скважины, как известно в данной области техники. Таким образом, при бурении нефтяной и/или газовой скважины раствор циркулирует от поверхности вниз вдоль бурильной трубы, змеевику из труб или аналогичным образом через долото и вверх через зазор между бурильной трубой и стенками скважины на поверхность. Афроны, содержащиеся в растворе закупоривают поверхность скважины, предотвращая поглощение значительных количеств раствора в пластах при бурении.

Афронсодержащий раствор по настоящему изобретению предпочтительно используют в бурильном процессе, в котором бурильное долото снабжено дополнительным устройством струйного типа с кавитационным эффектом. Примеры бурильных долот, снабженных дополнительным устройством струйного типа с кавитационным эффектом, приведены ΙοΗηκοη 1г. и соавт. в патенте США № 4262757, включенном в описание настоящего изобретения в виде ссылки, и Ιοίιηκοη 1г. и соавт. в патенте США № 4391339, включенном в описание настоящего изобретения в виде ссылки. Насадка струйного типа в дополнительном устройстве долота предпочтительно включает резьбовую соединительную часть долота в центральном положении, которая снижает давление буровых растворов, находящихся под давлением, и приводит к образованию кавитационных пузырьков в растворе. См., например, Непкйате патент США № 5217163, включенный в описание настоящего изобретения в виде ссылки.

Аналогичным образом растворы согласно изобретению могут быть использованы при технологической эксплуатации скважины, например, при вскрытии скважины, капитальном ремонте скважины, контроле за содержанием песка, операциях по гидравлическому разрыву пласта и т.п. Флюиды могут быть использованы в качестве заливочных растворов, т.е. таких, которые используются для обнаружения неисправностей и в целях высвобождения труб и устройств, застрявших в шламе на стенках скважины при дифференциальном бурении.

Более того, афронсодержащие буровые растворы и технологические флюиды на основе воды, описанные в аналогах, заявках США на изобретения № 08/800727 от 02.13.97 и № 09/121713 от 07.24.98, а также заявке на на изобретение РСТ № РСТ/И8 98/02566 от 02.10.98, также могут быть использованы при технологической эксплуатации скважины, включающей вскрытие скважины, капитальный ремонт скважины, контроль за содержанием песка, операции по уплотнению скважины и т.п., использование флюидов в качестве заливочных растворов, т.е. для закачки с целью высвобождения труб и устройств, застрявших в глинистой корке на стенках скважины при прихвате бурильной колонны по дифференциальному механизму, наряду с раствором согласно изобретению, без ущерба производственному процессу.

Для более полного описания настоящего изобретения представлены следующие иллюстративные примеры, которые не ограничивают область изобретения. Исследованы следующие афронобразующие ПАВ: 8ТЕОБ™ С8-460, лаурилсульфат натрия, активность которого составляет 60 %, и РЬиОКАБ™ РС-740, представляющий смесь фторированных алифатических полимерных эфиров. В данной таблице и в данном описании использованы следующие сокращения: г = грамм, мПа· с = миллипаскаль в секунду; ЪЫ = 42 галлонный барель; ррд = фунт на галлон; ррЪ = фунт на баррель; рД = фунт на квадратный дюйм; об/мин = обороты в минуту; 8Т1 = индекс разжижения при сдвиге, который означает отношение вязкости по Брукфильду при 0,5 об/мин к вязкости по Брукфильду при 100 об/мин, причем упомянутый индекс является мерой степени разжижения раствора при сдвиге, об. = объем, ВНСС = вязкость при низкой скорости сдвига, определенная с помощью вискозиметра Брукфельда при 0,5 об/мин.

Пример 1. Получают раствор, который содержит 2,85 кг/м³ (1,0 ррЪ) гидроксиэтилцеллюлозы НЕС-10™, 2,85 кг/м³ (1,0 ррЪ) ксантановой камеди ХСБ™, 0,57 кг/м³ (0,2 ррЪ) каустической соды, 2,85 кг/м³ (1,0 ррЪ) полиэтиленгликоля РОБУСБУСОБ™ Е-8000, М... 8000 и 42,75 кг/м³ (15 ррЪ) бентонита ^уошшд, как описано С1а55. 1т. в патенте США № 4561985. 2,85 кг/м³(1,0 ррЪ) афронобразующего ПАВ ВБИЕ 8ТКЕАК добавляют при перемешивании в смесителе типа ^апид, установленном на самую низкую скорость. Определяют плотность раствора и вязкость по Брукфильду. Полученные результаты представлены в таблице. Концентрацию афронов в растворе оценивают по уменьшению плотности с помощью уравнения:

[(рассчитанная плотность)-(измеренная плотность)](100) % Эфронов = ------------------------------------------(рассчитанная плотность)

Пример 2. Получают раствор, который содержит 5,7 кг/м³ (2 ррЪ) гидроксиэтилцеллюлозы НЕС-10™, 5,7 кг/м³ (2,0 ррЪ) ксантановой камеди ХСБ™ и 0,57 кг/м³ (0,2 ррЪ) каустической соды, как описано Бащ1с в патенте США № 3953336. К раствору добавляют 1,42 кг/м³(0,5 ррЪ) афронобразующего ПАВ ВБИЕ 8ТРЕАК, раствор обрабатывают и оценивают его характеристики, как описано в примере 1.

Полученные результаты представлены в таблице.

Таблица

	Вязкость по Брукфильду, мПа· с	Плотность	Содержание афронов
При мер	0,5 об/мин	100 об/мин	8ΊΊ	ррд (кг/м³)	об.%
1	98000	1120	87	7,01 (839,8)	16,0
2	61000	1460	42	6,68 (800,26)	19,8
3	256000	4800	53	7,4 (886,52)	11,2
4	168000	4440	38	6,9 (826,6)	17,2

Пример 3. В 350 мл свежей воды гидратируют 8,55 кг/м³ (3,0 ррЪ) альгината натрия. Затем добавляют сшитый полимер 1,0 г 33 мас.%ного раствора хлорида кальция последующим добавлением 1,42 кг/м³ (0,5 ррЪ) афронобразующего ПАВ ВБИЕ 8ТРЕАК. Характеристики раствора оценивают, как описано в примере 1. Полученные результаты представлены в таблице.

Пример 4. К раствору по примеру 3 добавляют дополнительные 1,42 кг/м³ (0,5 ррЪ) афронобразующего ПАВ ВБИЕ 8ТВЕАК и аналогичным образом оценивают характеристики раствора. Полученные результаты представлены в таблице.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ.

1. Раствор для бурения или эксплуатации скважины, отличающийся тем, что он содержит водную жидкость, включающую в себя, по меньшей мере, один загуститель, афронобразующее ПАВ и афроны, причем раствор имеет вязкость при низкой скорости сдвига, измеренную на вискозиметре Брукфильда при 0,5 об./мин и составляющую, по меньшей мере, 20000 мПа<.
2. Раствор по п.1, отличающийся тем, что концентрация афронов в растворе составляет менее 20 об.% от объема раствора при атмосферном давлении.
3. Раствор по п.1 или 2, отличающийся тем, что вязкость при низкой скорости сдвига составляет, по меньшей мере, около 40000 мПа<.
4. Раствор по п.1 или 2, отличающийся тем, что вязкость при низкой скорости сдвига составляет, по меньшей мере, около 98000 мПа· с.
5. Раствор по любому из пп.1, 2, 3 или 4, отличающийся тем, что в качестве загустителя он содержит (1) альгинатный полимер, выбранный из группы, включающей в себя альгинат натрия, смешанный альгинат натрия и кальция, смешанный альгинат аммония и кальция, альгинат аммония, альгинат калия, альгинат пропиленгликоля и их смеси; или (2) смеси ксантановой камеди и производного целлюлозы, причем массовое соотношение ксантановой камеди к производному целлюлозы находится в диапазоне от приблизительно 80:20 до приблизительно

20:80, а производное целлюлозы выбирают из группы, включающей в себя гидроксиэтилцеллюлозу, гидроксипропилцеллюлозу, карбоксиметилцеллюлозу и их смеси; или (3) смеси бентонитовой глины и добавки, содержащей (а) неионный водорастворимый полисахарид, выбранный из группы, включающей в себя (1) неионное водорастворимое производное целлюлозы, (ίί) неионное водорастворимое производное гуара; или (б) анионный водорастворимый полисахарид, выбранный из группы, включающей в себя (ί) карбоксиметилцеллюлозу или (и) полисахарид из ХаиШотоиак еатрекйтк; или (в) их комбинацию; и (г) полигликоль средней молекулярной массы, выбранный из группы, включающей в себя полиэтиленгликоль, полипропиленгликоль и поли(алкандиол), имеющие среднюю молекулярную массу от приблизительно 600 до приблизительно 30000, при этом указанный полигликоль содержится в эффективном количестве, обеспечивающем совместимость глины и полисахарида в буровом растворе, или (4) их совместимые смеси, причем компоненты смесей могут быть добавлены в раствор каждый в отдельности для обеспечения увеличения вязкости при низкой скорости сдвига раствора.
6. Раствор по п.5, отличающийся тем, что концентрация афронов составляет менее 15 об.% от объема раствора при атмосферном давлении.
7. Раствор по любому из пп.1, 3 или 4, отличающийся тем, что концентрация афронов составляет менее 15 об.% от объема раствора при атмосферном давлении.
8. Раствор по любому из пп.1, 3, 4 или 7, отличающийся тем, что он является непрерывно рециркулируемым.
9. Раствор по любому из пп.1, 3, 4 или 7, отличающийся тем, что, по меньшей мере, один из загустителей содержит биополимер.
10. Раствор по любому из пп.1, 3, 4 или 7, отличающийся тем, что, по меньшей мере, один из загустителей содержит бентонитовую глину.
11. Раствор по любому из пп.1, 3, 4 или 7, отличающийся тем, что, по меньшей мере, один из загустителей содержит бентонитовую глину и добавку.
12. Раствор по любому из пп.1, 3, 4 или 7, отличающийся тем, что афроны расположены в растворе с возможностью поглощения избытка раствора для бурения или эксплуатации при его выходе внутрь формации.
13. Раствор по любому из пп.1, 3, 4 или 7, отличающийся тем, что, по меньшей мере, один из загустителей содержит флокулирующую бентонитовую глину, придающую вязкость раствору при низкой скорости сдвига.
14. Способ бурения или эксплуатации скважины в подземной формации, включающий циркулирование раствора для бурения или эксплуатации в скважине, отличающийся тем, что в качестве раствора для бурения или эксплуата ции используют водную жидкость, в которой диспергированы, по меньшей мере, один водорастворимый ПАВ, по меньшей мере, один загуститель, причем раствору для бурения или эксплуатации придают вязкость при низкой скорости сдвига, измеренную на вискозиметре Брукфильда при 0,5 об./мин, составляющую, по меньшей мере, 20000 мПа-с, и включают в него афроны.
15. Способ по п.14, отличающийся тем, что концентрацию афронов задают менее 20 об.% от объема раствора при атмосферном давлении.
16. Способ по п.14, отличающийся тем, что концентрацию афронов задают менее 15 об.% от объема раствора при атмосферном давлении.
17. Способ по п.14, отличающийся тем, что раствору придают вязкость при низкой скорости сдвига, по меньшей мере, около 40000 мПа-с.
18. Способ по п.14, отличающийся тем, что раствору придают вязкость при низкой скорости сдвига, по меньшей мере, около 98000 мПа-с.
19. Способ по п.14, отличающийся тем, что в составе, по меньшей мере, одного загустителя используют (1) альгинатный полимер, выбранный из группы, включающей в себя альгинат натрия, смешанный альгинат натрия и кальция, смешанный альгинат аммония и кальция, альгинат аммония, альгинат калия, альгинат пропиленгликоля и их смеси; или (2) смеси ксантановой камеди и производного целлюлозы, причем массовое соотношение ксантановой камеди к производному целлюлозы находится в диапазоне от приблизительно 80:20 до приблизительно 20:80, а производное целлюлозы выбирают из группы, включающей в себя гидроксиэтилцеллюлозу, гидроксипропилцеллюлозу, карбоксиметилцеллюлозу и их смеси; или (3) смеси бентонитовой глины и добавки, содержащей (а) неионный водорастворимый полисахарид, выбранный из группы, включающей в себя (1) неионное водорастворимое производное целлюлозы, (й) неионное водорастворимое производное гуара; или (б) анионный водорастворимый полисахарид, выбранный из группы, включающей в себя (ί) карбоксиметилцеллюлозу или (и) полисахарид из ХаиШотоиак еатрекйтк; или (в) их комбинацию; и (г) полигликоль средней молекулярной массы, выбранный из группы, включающей в себя полиэтиленгликоль, полипропиленгликоль и поли(алкандиол), имеющие среднюю молекулярную массу от приблизительно 600 до приблизительно 30000, при этом указанный полигликоль содержится в эффективном количестве, обеспечивающем совместимость глины и полисахарида в буровом растворе; или (4) их совместимые смеси, причем компоненты смесей могут быть добавлены в раствор каждый в отдельности для обеспечения увеличения вязкости при низкой скорости сдвига раствора.
20. Способ по любому из пп.14-18, отличающийся тем, что циркулирование раствора осуществляют непрерывно.
21. Способ по любому из пп.14-18, отличающийся тем, что в составе, по меньшей мере, одного из загустителей используют биополимер, продуцируемый бактериями, грибами или другими микроорганизмами на подходящем субстрате.
22. Способ по любому из пп.14-18, отличающийся тем, что в составе, по меньшей мере, одного из загустителей используют бентонитовую глину.
23. Способ по любому из пп.14-18, отличающийся тем, что в составе, по меньшей мере, одного из загустителей используют бентонитовую глину и добавку.
24. Способ по любому из пп.14-18, отличающийся тем, что посредством афронов предотвращают потерю раствора от проникновения избытка раствора для бурения или эксплуатации внутрь формации.
25. Способ по любому из пп.14-18, отличающийся тем, что вязкость при низкой скорости сдвига получают посредством флокулирующей бентонитовой глины.