Понизитель водоотдачи для буровых растворов на масляной основе

ПОНИЗИТЕЛЬ ВОДООТДАЧИ ДЛЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА МАСЛЯНОЙ ОСНОВЕ Описана композиция понизителя водоотдачи, содержащая продукт, полученный реакцией конденсации тонкоизмельченного квебрахо по меньшей мере с одним органофильным компонентом, где по меньшей мере один органофильный компонент представляет собой реакционноспособный амин, выбранный из группы, состоящей из первичного или вторичного C6C22-амина, и весовое отношение квебрахо по меньшей мере к одному органофильному компоненту составляет от 50:50 до 95:5. 017102 Объекты изобретения, раскрытые в данном документе, относятся в основном к компонентам скважинных флюидов (буровых растворов), буровым растворам и способам бурения подземной скважины. Более конкретно изобретение относится к понизителям водоотдачи, используемым в буровых растворах на масляной основе. Предшествующий уровень техники При бурении или заканчивании скважин в земляных пластах в скважине по разным причинам обычно используются различные флюиды. Обычные виды применения скважинных флюидов включают смазывание и охлаждение режущих поверхностей буровой коронки во время бурения в целом или при добуривании (т.е. при бурении в целевом нефтеносном пласте), транспортировку шлама (кусочков породы, смещенных режущим действием зубьев на буровой коронке) к поверхности, контроль давления пластовых флюидов для предотвращения внезапных выбросов, поддержания стабильности скважины,поддержания твердых частиц во взвешенном состоянии в скважине, минимизацию поглощения флюида породой и стабилизацию пласта, через который пробуривается скважина, разрыв пласта поблизости от скважины, вытеснение флюида внутри скважины другим флюидом, очистку скважины, испытание скважины, передачу гидравлической мощности к буровой коронке, размещение уплотнителя, ликвидацию скважины или приготовление скважины к ликвидации и иную обработку скважины или пласта. В большинстве процедур роторного бурения буровой раствор принимает форму суспензии, т.е. жидкости, содержащей суспендированные в ней твердые частицы. Назначением твердых частиц является придание желательных реологических свойств буровому раствору и также увеличение его плотности,чтобы обеспечить подходящее гидростатическое давление на дне скважины. Буровой раствор может быть буровым раствором на водной основе или же на масляной основе. Множество видов растворов используется в буровых скважинах, в особенности при бурении нефтяных и газовых скважин. Выбор скважинных флюидов на масляной основе включает тщательный подбор баланса положительных и отрицательных характеристик таких флюидов для конкретного вида применения. Главные преимущества выбора бурового раствора на масляной основе включают превосходную стабильность скважины, особенно в сланцевых пластах; образование более тонкой глинистой корки по сравнению с глинистой коркой, образующейся при использовании бурового раствора на водной основе; превосходную смазку компонентов бурильной колонны и скважинных инструментов; проходку соляных пластов без осыпания ствола скважины или увеличения диаметра скважины, а также другие преимущества, которые известны специалистам в данной области. Особенно выгодным свойством буровых растворов на масляной основе являются их превосходные смазывающие качества. Эти смазывающие качества обеспечивают бурение скважин, имеющих значительное отклонение от вертикали, как это типично для буровых работ, выполняемых в прибрежных водах или в открытом море, или же в случаях, когда желательна горизонтальная скважина. В таких скважинах с существенным отклонением от вертикали имеет место значительная проблема с моментной нагрузкой и затяжкой бурильной колонны вследствие того,что бурильная колонна прилегает к нижней стороне скважины, и в случае использования буровых растворов на водной основе возрастает опасность прихвата бурильной колонны в скважине. В противоположность этому буровые растворы на масляной основе обеспечивают образование тонкой гладкой глинистой корки, которая способствует предотвращению прихвата бурильной колонны, что может служить обоснованием применения бурового раствора на масляной основе. Буровые растворы обычно характеризуются как тиксотропные жидкостные системы. А именно, они проявляют низкую вязкость при приложении сдвиговых усилий, например при циркуляции (как это происходит во время закачки или при соприкосновении с перемещающейся буровой коронкой). Однако когда воздействие сдвиговых усилий прекращается, раствор должен быть способен к поддержанию содержащихся в нем твердых частиц в суспендированном состоянии, чтобы предотвратить разделение под действием силы тяжести. Кроме того, когда буровой раствор находится в условиях воздействия сдвиговых усилий и является свободно движущейся жидкостью, он должен обладать достаточно высокой вязкостью, чтобы переносить все ненужные твердые частицы от дна ствола скважины к поверхности. Состав бурового раствора должен также обеспечивать осаждение или отделение иным образом выбуренной породы и иных ненужных твердых частиц от жидкой фракции. Имеется возрастающая потребность в буровых растворах, обладающих реологическими профилями,которые облегчают бурение скважин. Буровые растворы, имеющие заданные реологические свойства,обеспечивают удаление выбуренной породы из ствола скважины настолько рационально и эффективно,насколько это возможно, чтобы избежать образования слоев выбуренной породы в скважине, которое может вызвать застревание бурильной колонны, наряду с другими проблемами. Имеется также потребность в усовершенствовании гидравлических характеристик бурового раствора (эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора), чтобы снизить давление, требующееся для циркуляции раствора, и уменьшить воздействие на породу избыточных усилий, которые могут вызвать образование разломов в пласте под действием раствора и утрату скважины. Кроме того, требуется улучшенный профиль,чтобы предотвратить осаждение или оседание утяжелителя в растворе, поскольку это может привести к неравномерному профилю плотности в системе циркуляции раствора и вызвать появление проблем с-1 017102 контролем скважины (притоком газа/жидкости) и стабильностью ствола скважины (обрушение/разломы стенок скважины). Чтобы получить характеристики раствора, отвечающие этим требованиям, раствор должен легко закачиваться, чтобы требовалось минимальное давление для его пропускания через сужения в системе циркуляции раствора, такие как струйные насадки буровой коронки или скважинные инструменты. Иными словами, раствор должен иметь минимально возможную вязкость при условиях воздействия высоких сдвиговых усилий. Напротив, в зонах скважины, в которых площадь поперечного сечения потока раствора велика и скорость протекания раствора мала, или же при условиях воздействия низких сдвиговых усилий вязкость раствора должна быть такой высокой, насколько это возможно, чтобы суспендировать и транспортировать буровой шлам. Это также относится и к тем периодам, когда раствор оставляют в неподвижном состоянии в скважине, и как выбуренная порода, так и утяжелители должны поддерживаться в суспендированном состоянии, чтобы предотвратить осаждение. Однако следует также заметить,что вязкость раствора не должна продолжать увеличиваться в статическом состоянии до неприемлемых уровней. С другой стороны, когда требуется, чтобы раствор начал снова циркулировать, это может привести к чрезмерным давлениям, которые могут обусловить образование разломов в пласте или привести к простою, если усилие, требующееся для восстановления полной циркуляции раствора в системе, находится за пределами усилий, создаваемых насосами. Кроме того, также важно, чтобы буровой раствор обладал способностью к противостоянию фильтрации. Чтобы предотвратить проникновение пластовых флюидов в ствол скважины, гидростатическое давление столба бурового раствора должно быть больше давления флюидов в порах пласта. Вследствие этого имеет место тенденция к внедрению жидкой части скважинных флюидов в проницаемую породу,окружающую ствол скважины, при этом такую внедренную жидкую часть называют фильтратом. По этой причине твердые частицы бурового раствора отфильтровываются на стенках скважины и образуют покрытие или корку. Соответственно, буровые растворы должны иметь такой состав, чтобы поддерживать такую низкую проницаемость осажденной корки, насколько это возможно, чтобы поддерживать стабильность ствола скважины и минимизировать проникновение фильтрата в потенциально продуктивную толщу пород и горизонты в продуктивном пласте и их повреждение. Потери фильтрата вследствие его проникновения в пласт называют водоотдачей. Одним из средств регулирования водоотдачи является выбор добавок, которые совместимы с растворителем бурового раствора. В буровых растворах на масляной основе часто используются обращенные эмульсии со смесью нефти и воды в присутствии поверхностно-активных веществ. Материалы для регулирования водоотдачи, обычно используемые в буровых растворах, включают растительные таннины, такие как те, что находятся в древесине квебрахо, каштана, дуба и астрониума и в коре акации, мангрового дерева, дуба, эвкалипта, тсуги, сосны, лиственницы и ивы. Другие материалы включают крахмалы (например, кукурузный крахмал, картофельный крахмал), производные крахмала, водорастворимые производные целлюлозы, гуматы, полифосфаты или материалы, содержащие фосфаты, лигнитовые материалы, лигносульфонаты и синтетические полимеры (в особенности набухающие полимеры и гели). Многие из этих полимеров и конденсированных таннинов являются либо водорастворимыми, либо,по меньшей мере, гидрофильными и тем самым предоставляют преимущество при химической модификации для придания органофильного характера при использовании в буровых растворах на масляной основе/на основе обращенной эмульсии. Например, патент США 4421655 раскрывает использование гуматов, модифицированных амидоаминами в присутствии ионов многовалентного металла. Патент США 4710586 раскрывает использование алкильных солей четвертичного аммония, прореагировавших с квебрахо, в качестве понизителей водоотдачи. Другим фактором, принимаемым во внимание, является использование материалов, которые совместимы с окружающей средой. Материалы, которые влияют на реологический профиль буровых растворов на масляной основе,могут включать как загустители, так и понизители водоотдачи. Соответственно, имеется сохраняющаяся потребность в улучшении этих буровых материалов и составов скважинных флюидов. Сущность изобретения В одном из аспектов варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к композиции, которая включает продукт, полученный реакцией конденсации квебрахо по меньшей мере с одним органофильным компонентом, включающим реакционноспособный амин. В другом аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к буровому раствору в виде обращенной эмульсии, которая включает масляную непрерывную фазу, немасляную дисперсную фазу, эмульгатор, присутствующий в количестве, достаточном для стабилизации обращенной эмульсии, и добавку на основе квебрахо, полученную реакцией конденсации квебрахо и по меньшей мере одного органофильного компонента, который включает реакционноспособный амин. В еще одном аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к способу бурения подземной скважины с использованием бурового раствора с обращенной эмульсией, который включает смешивание масляной жидкости, немасляной жидкости, эмульгатора и добавки на основе квебрахо, полученной реакцией конденсации квебрахо и органофильного компонента, включающего реакционноспособный амин, чтобы образовать обращенную эмульсию, и бурение подземной скважины при-2 017102 использовании этой обращенной эмульсии в качестве бурового раствора. Другие особенности и преимущества данного изобретения будут очевидны из представленного ниже описания и приложенной формулы изобретения. Подробное описание Варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к понизителям водоотдачи в композициях буровых растворов. В частности, некоторые варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к понизителям водоотдачи, которые являются продуктами реакции конденсации квебрахо и липофильных аминов. В представленном ниже описании изложено множество подробностей,чтобы обеспечить понимание данного изобретения. Однако специалистам в данной области техники будет понятно, что данное изобретение может быть осуществлено на практике без этих подробностей и что возможны многочисленные изменения или модификации описанных вариантов осуществления. Понизитель водоотдачи В одном варианте осуществления композиция понизителя водоотдачи содержит продукт реакции конденсации квебрахо и органофильного компонента, имеющего реакционноспособный амин. Как это использовано в данном документе, под термином реакционноспособный амин понимается любой амин,имеющий по меньшей мере один активный атом водорода, т.е. первичные или вторичные амины, которые могут взаимодействовать с квебрахо с протеканием реакции конденсации. В одном из вариантов осуществления органофильный реакционноспособный амин может содержать амины C6-C22-жирных кислот. Такие амины могут быть получены стандартными методиками из жирных кислот, включая, например, лауриновую кислоту, миристиновую кислоту, пальмитиновую кислоту, стеариновую кислоту, олеиновую кислоту или линолевую кислоту. С квебрахо могут взаимодействовать другие природные амины с длинной молекулярной цепью, такие как амин талловой кислоты. В одном из вариантов осуществления органофильный реакционноспособный амин может включать любойC6-C22-алкиламин или полиамин. Одна или несколько углеродных цепей могут быть алкилами с разветвленными или неразветвленными цепями, которые могут быть замещенными алкилами. Обычному специалисту в данной области понятно, что замещение означает замену атома водорода вдоль алкильной цепи любым другим атомом или группой атомов, включая изотопы, такие как дейтерий. В другом варианте осуществления органофильный реакционноспособный амин может содержать по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество из поверхностно-активных веществ типа полиамина и поверхностно-активных веществ типа амидоамина. Подходящие поверхностно-активные вещества типа амидоамина, которые могут взаимодействовать с квебрахо, включают вещества, представленные следующей формулой: в которой R1 - группа, выбранная из C12-C30-алкила, C12-C30-алкенила, C12-C30-арилалкила и C12-C30 циклоалкила; R2 и R3, каждый независимо, выбраны из H или C1-C4-алкила; R4 и R5, каждый независимо,выбраны из H, C1-C4-алкила, C1-C4-алкоксиалкила и C1-C4-гидроксиалкила; и n является целым числом от 1 до 10. Амидоамины могут быть образованы реакционным взаимодействием полиамина с карбоновой кислотой. Например, в частном варианте осуществления амидоамин образован реакционным взаимодействием C6-C22-жирной кислоты с полиамином. В частном варианте осуществления органофильный реакционноспособный амин может включать продукт реакции C6-C22-жирной кислоты с полиалкиленполиамином. В качестве варианта органофильный реакционноспособный амин может включать 2 алкилимидазолин, образованный реакционным взаимодействием C12-C22-жирной кислоты с полиалкиленполиамином, который может быть затем модифицирован дикарбоновой кислотой. Такие производные 2-алкилимидазолина описаны, например, в патенте США 4544756, который включен в данный документ посредством ссылки во всей его полноте. В частном варианте осуществления SUREMUL, поверхностно-активное вещество типа амидоамина, которое поставляется на рынок компанией M-I L.L.C. (Хьюстон, Техас), может вступать в реакционное взаимодействие с квебрахо, чтобы образовать продукт реакции квебрахо с амином, как описано в данном документе. Полиамины, которые подходят для реакционного взаимодействия с квебрахо, включают линейные или разветвленные органофильные C6-C36-жирные полиамины, включая полиалифатические полиамины, гетероциклические полиамины и алкилалканолполиамины. В одном из вариантов осуществления органофильные реакционноспособные полиамины могут иметь по меньшей мере один амин,являющийся реакционноспособным амином. В качестве варианта в реакционное взаимодействие с квебрахо может быть приведен органофильный компонент, содержащий третичный амин. Образование понизителей водоотдачи Чтобы образовать реакционные продукты квебрахо и органофильного реакционноспособного амина, раскрытые в данном документе, органофильный реакционноспособный амин может быть медленно смешан с требуемым количеством тонкоизмельченного квебрахо и перемешан в течение примерно 15-3 017102 мин в смесителе Варинга или измельчен в ступке пестиком. Смесь может быть нагрета, чтобы инициировать реакцию конденсации между квебрахо и органофильным реакционноспособным амином. Продукты реакции конденсации могут быть высушены и измельчены снова в тонкий порошок. В промышленных масштабах может быть использован любой обычный смеситель высокой производительности, такой как глиномялка, смеситель Литлфорда и т.п. После сушки и измельчения продукт реакции конденсации между квебрахо и амином может быть легко диспергирован в композиции бурового раствора на масляной основе смешиванием или взбалтыванием; или же продукт реакции квебрахо с амином может быть добавлен на любой стадии приготовления композиций бурового раствора на масляной основе. В одном из вариантов осуществления для протекания реакции конденсации квебрахо с органофильным реакционноспособным амином может требоваться применение внешнего нагрева. В частном варианте осуществления реакция может протекать в температурном интервале от примерно 100F (37,8C) до 350F(176,7 С) и от примерно 175F (79,4C) до примерно 275F (135C) в другом варианте осуществления. В другом варианте осуществления массовое процентное соотношение квебрахо и органофильного реакционноспособного амина может находиться в интервале от примерно 50:50 до примерно 95:5, от примерно 66:34 до примерно 90:10 в другом варианте осуществления и от примерно 75:25 до 80:15 в еще одном варианте осуществления. В еще одном варианте осуществления продукт реакции квебрахо с амином может быть тонко измельчен до получения частиц размером в интервале от 10 до 400 меш стандарта США таким образом,что по меньшей мере 50 мас.% частиц проходит через сито 20 меш. В другом варианте осуществления продукт реакции квебрахо с амином может быть тонко измельчен до получения частиц размером в интервале от 10 до 50 меш и в интервале от примерно 15 до 25 меш в еще одном варианте осуществления. Флюиды в виде обращенной эмульсии и способ бурения В одном варианте осуществления продукты реакции квебрахо с амином, раскрытые в данном документе, могут быть включены в скважинный флюид. Скважинные флюиды могут включать, например,масляную непрерывную фазу, немасляную дисперсную фазу, продукт реакции квебрахо с амином, утяжелители, эмульгаторы и/или загустители. Масляная фаза может являться жидкостью и более предпочтительно является природным или синтетическим маслом, и более предпочтительно масляная фаза выбрана из группы, включающей дизельное топливо; минеральные масла; синтетические масла, такие как гидрогенизированные и негидрогенизированные олефины, включая полиальфаолефины, олефины с линейной и разветвленной цепью и т.п., полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны, сложные эфиры жирных кислот, особенно линейные, разветвленные и циклические алкилэфиры жирных кислот, их смеси и аналогичные соединения,известные специалистам в данной области; и смеси вышеуказанных веществ. Концентрация масляной фазы должна быть достаточной, чтобы образовалась обращенная эмульсия, и может составлять менее примерно 99 об.% обращенной эмульсии. В одном варианте осуществления количество масляной фазы составляет от примерно 30 до примерно 95% и более предпочтительно от примерно 40 до примерно 90 об.% раствора в виде обращенной эмульсии. Масляная фаза в одном варианте осуществления может включать по меньшей мере 5 об.% материала, выбранного из группы, включающей сложные эфиры, простые эфиры, ацетали, диалкилкарбонаты, углеводороды и их комбинации. Немасляная фаза, использованная в композиции раствора в виде обращенной эмульсии, раскрытой в данном документе, является жидкостью и более предпочтительно является водной жидкостью. Более предпочтительно немасляная жидкость может быть выбрана из группы, включающей морскую воду, рассол, содержащий растворенные в нем органические и/или неорганические соли, жидкости, содержащие водорастворимые органические соединения, и их комбинации. Количество немасляной фазы обычно меньше теоретического предела, требующегося для образования обращенной эмульсии. Соответственно,в одном варианте осуществления количество немасляной фазы составляет менее примерно 70 об.% и предпочтительно от примерно 1 до примерно 70 об.%. В другом варианте осуществления немасляная фаза предпочтительно составляет от примерно 5 до примерно 60 об.% флюида в виде обращенной эмульсии. Жидкая фаза может включать водную фазу, или масляную фазу, или же их смесь. В частном варианте осуществления в скважинный флюид могут быть включены различные утяжелители. Для приготовления буровых растворов, раскрытых в данном документе, могут быть использованы обычные способы таким же образом, как они используются обычно, чтобы приготовить обычные буровые растворы на масляной основе. В одном из вариантов осуществления желательное количество масляной жидкости, такой как базовое масло, и подходящее количество поверхностно-активного вещества смешивают одно с другим и последовательно добавляют остальные компоненты при непрерывном перемешивании. Обращенная эмульсия может быть также образована энергичным взбалтыванием, перемешиванием масляной жидкости и немасляной жидкости или приложением к ним сдвиговых усилий. Количество продукта реакции квебрахо с амином, используемого в составах бурового раствора,может варьироваться от примерно 1 фунта на баррель (2,9 кг/м 3) до примерно 20 фунтов на баррель (57,1 кг/м 3) бурового раствора на масляной основе в одном из вариантов осуществления; от 3 до 16 фунтов на баррель (от 8,6 до 45,6 кг/м 3) в другом варианте осуществления и от 6 до 12 фунтов на баррель (от 17,1 до-4 017102 34,2 кг/м 3) в еще одном из вариантов осуществления. Специалисту в данной области будет понятно, что количество, превышающее примерно 16 фунтов на баррель (45,6 кг/м 3), увеличивает затраты и может быть ненужным, хотя большее количество и может быть использовано в случае необходимости. Другие добавки, которые могут быть включены в скважинные флюиды, раскрытые в данном документе, включают, например, увлажнители, органофильные глины, загустители, поверхностно-активные вещества, диспергаторы, агенты, снижающие межфазное натяжение, буферы pH, сорастворители, разбавители, разжижающие агенты и очищающие агенты. Добавление таких агентов должно быть хорошо знакомо обычному специалисту в области составления смесей промывочных жидкостей и буровых растворов. Эмульгаторы, которые могут быть использованы в растворах, раскрытых в данном документе,включают, например, жирные кислоты, мыла жирных кислот, амидоамины, полиамиды, полиамины,сложные эфиры олеиновой кислоты, такие как сорбитанмоноолеат, сорбитандиолеат, производные имидазолина или производные спирта и комбинации вышеуказанных соединений или их производных. Кроме того, как правило, к обычным промывочным жидкостям и буровым растворам в виде обращенной эмульсии добавляют известь или другие щелочные материалы, чтобы обеспечить резервную щелочность. Увлажнители, которые могут подходить для использования в растворах, раскрытых в данном документе, включают неочищенное талловое масло, окисленное неочищенное талловое масло, поверхностноактивные вещества, органические сложные эфиры фосфорной кислоты, модифицированные имидазолины и амидоамины, сульфаты и сульфонаты алкилированных ароматических углеводородов и т.п., а также комбинации вышеуказанных соединений и их производных. Однако в случае использования с раствором в виде обращенной эмульсии применение увлажнителей на базе жирных кислот должно быть минимизировано с тем, чтобы не оказывалось неблагоприятное действие на обратимость обращенной эмульсии,раскрытой в данном документе. FAZE-WET, VERSACOAT, SUREWET, VERSAWET и VERSAWET NS являются примерами коммерчески доступных увлажнителей, которые производятся и поставляются M-I L.L.C. и могут быть использованы в растворах, раскрытых в данном документе. Silwet L77, L-7001, L7605 и L-7622 являются примерами коммерчески доступных поверхностно-активных веществ и увлажнителей, производимых и поставляемых General Electric Company (Wilton, CT). Органофильные глины, обычно глины, обработанные амином, могут быть применимы в качестве загустителей и/или стабилизаторов эмульсии в композиции раствора, раскрытой в данном документе. Другие загустители, такие как маслорастворимые полимеры, полиамидные смолы, поликарбоновые кислоты и мыла, также могут быть использованы. Количество загустителя, используемого в композиции,может варьироваться в зависимости от конечного использования данной композиции. Однако для большинства видов применения обычно достаточно количества в интервале от примерно 0,1 до 6 мас.%. VG69 и VG-PLUS являются органоглинистыми материалами, поставляемыми компанией M-I, L.L.C,Хьюстон, Техас, и VERSA-HRP является полиамидной смолой, производимой и поставляемой M-I,L.L.C, которые могут быть использованы в растворах, раскрытых в данном документе. В некоторых вариантах осуществления вязкость буферных жидкостей достаточно высока, чтобы такая буферная жидкость могла действовать в качестве собственного тампонажного средства в скважине. Обычные суспендирующие агенты, которые могут быть использованы в растворах, раскрытых в данном документе, включают органофильные глины, глины, обработанные амином, маслорастворимые полимеры, полиамидные смолы, поликарбоновые кислоты и мыла. Количество обычного суспендирующего агента, используемого в композиции, если он имеется, может варьироваться в зависимости от конечного использования данной композиции. Однако для большинства видов применения обычно достаточно количества от примерно 0,1 до примерно 6 мас.%. VG-69 и VG-PLUS являются органоглинистыми материалами, поставляемыми M-I L.L.C, и VERSA-HRP является полиамидной смолой, производимой и поставляемой M-I L.L.C, которые могут быть использованы в растворах, раскрытых в данном документе. Утяжелители или материалы, увеличивающие плотность, которые подходят для использования в растворах, раскрытых в данном документе, включают галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестин, доломит, кальцит и т.п. Количество добавляемого такого материала, если он используется, зависит от желательной плотности конечной композиции.Обычно утяжелитель добавляют, чтобы получить плотность бурового раствора до примерно 24 фунтов на галлон (2875 кг/м 3) или менее. Утяжелитель предпочтительно добавляют до 21 фунта на галлон (2516 кг/м 3) или менее и наиболее предпочтительно до 19,5 фунта на галлон (2336 кг/м 3) или менее. В одном из вариантов осуществления способ бурения подземной скважины с использованием бурового раствора в виде обращенной эмульсии включает смешивание масляной жидкости, немасляной жидкости, эмульгатора и продукта реакции конденсации квебрахо и амина, чтобы образовать обращенную эмульсию; и бурение подземной скважины при использовании этой обращенной эмульсии в качестве бурового раствора. Такой раствор может быть прокачан к дну скважины через бурильную колонну, где раствор выпускается через отверстия, например, в буровой коронке. В одном из вариантов осуществления раствор может быть использован при выполнении любой операции бурения, включая, например,-5 017102 вертикальное бурение, бурение с увеличенным отклонением от оси скважины и наклонно-направленное бурение. Специалистам в данной области понятно, что буровые растворы на масляной основе могут быть приготовлены при использовании разнообразных композиций. Конкретные составы могут зависеть от состояния бурения скважины в конкретное время, например в зависимости от глубины и/или состава пласта. Составы буровых растворов, описанные выше, могут быть адаптированы, чтобы предоставлять улучшенные буровые растворы на масляной основе для условий с высокими температурой и давлением,таких как те, что имеют место в глубоких скважинах. Флюиды, раскрытые в данном документе, в особенности применимы при бурении, заканчивании и ремонте подземных нефтяных и газовых скважин. В частности, флюиды, раскрытые в данном документе,могут найти применение при составлении смесей буровых растворов и жидкостей для заканчивания скважин, которые обеспечивают удаление глинистой корки простым и быстрым образом. Такие буровые растворы и жидкости в особенности применимы при бурении горизонтальных скважин в нефтегазоносных пластах. Примеры Представленные ниже примеры были использованы для тестирования эффективности продуктов реакции квебрахо с амином, раскрытых в данном документе, в качестве понизителей водоотдачи. Тестированные понизители водоотдачи получали следующим образом: 1) добавка A: 55 г квебрахо тщательно смешивали с 15 г амина, являющегося производным жирной кислоты, при использовании ступки и пестика и смесь нагревали до 225F (107,2 С) в течение 16-20 ч. Полученный таким образом продукт тонко измельчали при использовании смесителя, просеивали через сито 20 меш и использовали в качестве понизителя водоотдачи; 2) добавка B: 55 г TANNATHIN тщательно смешивали с 15 г амина,являющегося производным жирной кислоты, при использовании ступки и пестика и смесь нагревали до 225F (107,2 С) в течение 16-20 ч. Полученный таким образом продукт тонко измельчали при использовании смесителя, просеивали через сито 20 меш и использовали в качестве понизителя водоотдачи; и 3) добавка С: 300 г порошкового квебрахо тщательно смешивали с SUREMUL (75 г) при использовании ступки и пестика и смесь нагревали до 225F (107,2 С) в течение 16-20 ч. Полученный таким образом продукт тонко измельчали при использовании смесителя, просеивали через сито 20 меш и использовали в качестве понизителя водоотдачи. Понизители водоотдачи (добавки A, B и C) включали в растворы в виде обращенной эмульсии, образованной IO 1618 в качестве базового масла (синтетическое масло, содержащее C16-C18-внутренние олефины) и водой в примерном соотношении 65:35 и различными добавками. В табл. 1a и 1b ниже представлены компоненты, включенные в образцы 1-13 растворов в виде обращенной эмульсии. Составы бурового раствора [количества в фунтах на баррель (в кг/м 3)] Составы бурового раствора [количества в фунтах на баррель (в кг/м 3)] 017102 Представленные выше буровые растворы в виде обращенной эмульсии выдерживали при нагревании при температурах, указанных ниже в табл. 1a и 1b, посредством горячей прокатки в течение 16 ч и определяли реологические свойства различных композиций бурового раствора при использовании вискозиметра Fann 35, поставляемого Fann Instrument Company. Флюид проявлял свойства, представленные ниже в табл. 1. Таблица 1 Реология растворов при 120F (48,9C) Результаты измерений водоотдачи при высоких температуре и давлении показывают, что продукты реакционного взаимодействия квебрахо с аминами жирных кислот (образцы 1, 2, 5 и 6) или с поверхностно-активным веществом на базе амидоамина, SUREMUL, (образцы 7, 9-13) превосходят продукты реакционного взаимодействия немодифицированного квебрахо (образец 8) или TANNATHIN, лигнита,с аминами жирных кислот (образцы 3 и 4). Преимущества добавок и растворов, описанных в данном документе, могут включать по меньшей мере одно из следующих преимуществ. Растворы, содержащие продукт реакционного взаимодействия органофильного реакционноспособного амина и квебрахо, могут обладать улучшенными реологическими свойствами. Такие агенты могут также увеличивать смазывающую способность и уменьшать износ бурового оборудования. Кроме того, продукты реакционного взаимодействия квебрахо с аминами, описанные в данном документе, могут считаться совместимыми с окружающей средой по причине их высокой способности к биологическому разложению. Композиции, описанные в данном документе, могут быть эффективным образом использованы в качестве понизителей водоотдачи при высоких температурах от 375F (190,6 С) до 450F (232,2 С). По сравнению с другими продуктами, понизители водоотдачи,раскрытые в данном документе, могут быть простым образом диспергированы в растворах на масляной основе. Помимо этого, образование понизителей водоотдачи, раскрытых в данном документе, может не требовать присутствия многозарядных катионов, и такие понизители водоотдачи могут в основном не содержать многозарядных металлических катионов. Несмотря на то, что данное изобретение описано на примере ограниченного числа вариантов осуществления, специалисты в данной области при использовании сущности изобретения примут во внимание, что могут быть разработаны другие варианты осуществления, которые не отклоняются от объема изобретения, изложенного в данном документе. Соответственно, объем данного изобретения должен быть ограничен лишь прилагаемой формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Композиция понизителя водоотдачи, содержащая продукт, полученный реакцией конденсации тонкоизмельченного квебрахо по меньшей мере с одним органофильным компонентом, где по меньшей мере один органофильный компонент представляет собой реакционноспособный амин, выбранный из группы, состоящей из первичного или вторичного C6-C22-амина, и весовое отношение квебрахо по меньшей мере к одному органофильному компоненту составляет от 50:50 до 95:5. 2. Композиция по п.1, в которой органофильный компонент содержит амин C6-C22-жирной кислоты. 3. Композиция по п.2, в которой органофильный компонент содержит по меньшей мере один амин,являющийся производным по меньшей мере одной кислоты, выбранной из лауриновой, миристиновой,пальмитиновой, стеариновой, олеиновой или линолевой кислот. 4. Композиция по п.1, в которой органофильный компонент содержит полиамин, в котором по меньшей мере один из аминов является реакционноспособным. 5. Композиция по п.1, в которой органофильный компонент содержит по меньшей мере одно по-8 017102 верхностно-активное вещество, выбранное из полиамина или амидоамина. 6. Композиция по п.1, в которой органофильный компонент содержит производное 2 алкилимидазолина. 7. Буровой раствор в виде обращенной эмульсии, содержащий масляную непрерывную фазу; немасляную дисперсную фазу; эмульгатор, присутствующий в количестве, достаточном для стабилизации обращенной эмульсии; и понизитель водоотдачи на основе квебрахо, полученный реакцией конденсации тонкоизмельченного квебрахо и по меньшей мере одного органофильного компонента, где по меньшей мере один органофильный компонент представляет собой реакционноспособный амин, выбранный из группы, состоящей из первичного или вторичного C6-C22-амина, и весовое отношение квебрахо по меньшей мере к одному органофильному компоненту составляет от 50:50 до 95:5. 8. Буровой раствор по п.7, в котором органофильный компонент содержит амин C6-C22-жирной кислоты. 9. Буровой раствор по п.8, в котором органофильный компонент содержит по меньшей мере один амин, являющийся производным по меньшей мере одной кислоты, выбранной из лауриновой, миристиновой, пальмитиновой, стеариновой, олеиновой или линолевой кислот. 10. Буровой раствор по п.7, в котором органофильный компонент содержит полиамин, в котором по меньшей мере один из аминов является реакционноспособным. 11. Буровой раствор по п.7, в котором органофильный компонент содержит по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, выбранное из полиамина или амидоамина. 12. Буровой раствор по п.7, в котором органофильный компонент содержит производное 2 алкилимидазолина. 13. Буровой раствор по п.7, в котором масляная фаза содержится в количестве от 30 до менее 100% от объема бурового раствора. 14. Буровой раствор по п.7, в котором масляная фаза выбрана из дизельного топлива; минеральных масел; синтетических масел, сложноэфирных масел, глицеридов жирных кислот, алифатических сложных эфиров, алифатических простых эфиров, алифатических ацеталей или других таких углеводородов и их комбинаций. 15. Буровой раствор по п.7, в котором немасляная фаза содержится в количестве от 1 до 70% от объема бурового раствора. 16. Буровой раствор по п.7, в котором немасляная фаза выбрана из пресной воды, морской воды,рассола, водных растворов, содержащих водорастворимые органические соли, водорастворимые спирты или водорастворимые гликоли, или их комбинаций. 17. Буровой раствор по п.7, дополнительно содержащий по меньшей мере один компонент, выбранный из органофильной глины, загустителя, увлажнителя, утяжелителя, агента для резервирования щелочности, буфера pH, поверхностно-активного вещества, диспергатора, понизителя водоотдачи и разбавителя. 18. Способ бурения подземной скважины с использованием бурового раствора в виде обращенной эмульсии, включающий смешивание масляной жидкости, немасляной жидкости, эмульгатора и понизителя водоотдачи на основе квебрахо, полученного реакцией конденсации тонкоизмельченного квебрахо и органофильного компонента, включающего реакционноспособный амин, для образования обращенной эмульсии; где по меньшей мере один органофильный компонент представляет собой реакционноспособный амин, выбранный из группы, состоящей из первичного или вторичного C6-C22-амина, и весовое отношение квебрахо по меньшей мере к одному органофильному компоненту, представляющему собой реакционноспособный амин, составляет от 50:50 до 95:5, и бурение подземной скважины с использованием полученной обращенной эмульсии в качестве бурового раствора. 19. Способ по п.18, в котором органофильный компонент содержит амин C6-C22-жирной кислоты. 20. Способ по п.19, в котором органофильный компонент содержит по меньшей мере один амин,являющийся производным по меньшей мере одной кислоты, выбранной из лауриновой, миристиновой,пальмитиновой, стеариновой, олеиновой или линолевой кислот. 21. Способ по п.18, в котором органофильный компонент содержит полиамин, в котором по меньшей мере один из аминов является реакционноспособным. 22. Способ по п.18, в котором органофильный компонент содержит по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, выбранное из полиамина и амидоамина. 23. Способ по п.18, в котором органофильный компонент содержит производное 2 алкилимидазолина. Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2