Способ и раствор для бурения или эксплуатации скважины, способ предотвращения поглощения раствора

1 Область техники, к которой относится изобретение Изобретение относится к разработке подземных формаций, в частности к бурению скважин формаций, содержащих зоны поглощения бурового раствора или истощенные коллекторы с низким давлением, и к раствору с повышенной устойчивостью для бурения и эксплуатации скважины. Уровень техники Повреждение формации, возникающее вследствие проникновения в нее буровых растворов, является хорошо известной проблемой. Большинство зон формации содержит глины,которые гидратируются при контакте с водой,например с фильтратами буровых растворов. Такие гидратированные глины могут блокировать продуктивные зоны, первоначально пески,что делает невозможным поступление нефти и газа в буровую скважину и их добычу. Повреждение 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 формации, особенно в случае зон низкого давления или истощенных зон. Проникновение происходит также через пустоты в породе и благодаря способности бурового раствора 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 в буровой раствор частиц, 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 и изолирования скважины, причем, когда используются воднорастворимые полимеры, также осуществляют некоторый контроль благодаря вязкости фильтрата. Несмотря на то, что такая корка на стенках ствола скважины образует полупроницаемый барьер, некоторая часть фильтрата все же 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 полным контролем фильтрата, и некоторая часть 2 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 с ВНСС получают добавлением специальных полимеров в воду или солевой раствор при образовании бурового раствора. Эти полимеры обладают уникальной способностью создавать чрезвычайно высокую вязкость при очень низких скоростях сдвига. Такие жидкости с ВНСС широко используются благодаря их несущей пропускной способности и способности суспендировать твердые частицы. Их также используют в качестве средства для сведения к минимуму повреждения при разработке пласта формации 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 "Drill-In Fluids Improve HighAngle Well Production" ("Буровые растворы способствуют увеличению добычи нефти в наклонных под большим углом скважинах"), Supplement to the Petroleum Engineer International,March 1995. Серьезной проблемой роторного бурения является также поглощение бурового раствора. Поглощение бурового раствора происходит в случаях, когда разность давления гидростатического столба намного больше, чем давление формации. 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 крайней мере, поглощение бурового раствора приводит к остановке буровых работ и требует дорогостоящих затрат на замену потерянного объема раствора. 3 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 поглощения 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 твердого шлама. Способы снижения поглощения буровых растворов путем аэрирования буровых растворов описаны Davis в патенте США 2818230 иJackson в патенте США 4155410. В связи с тем, что в последнее время все большее значение приобретает разработка формаций низкого давления, широко используется бурение при пониженном перепаде давления в системе ствол скважины-формация. При горизонтальном бурении в особенности возрастает 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. Это привело к тому, что для контроля потерь и проникновения буровых растворов в такие зоны стали применять технические приемы бурения при пониженном перепаде давления. Некоторые из таких приемов включают использование воздуха, увлажненного воздуха, пены, устойчивой пены и буровых растворов, захватывающих воздух. Проблемы, возникающие при использовании таких флюидов, заключаются в чистке скважины, контроле буровых растворов формации,коррозии, а также связаны с потребностью в дорогостоящем оборудовании, например компрессорах и дожимных компрессорах, которое часто бывает сложно приобрести. Подобные растворы нельзя подвергнуть рециркуляции, и поэтому их необходимо постоянно производить и циркулировать в стволе скважины в процессе бурения. Технические приемы, способы и буровые растворы для бурения при пониженном перепаде давления подробно описаны в книге"Underbalanced Drilling Manual" ("Руководство по бурению при пониженном перепаде давления"), опубликованной the Gas Research Institute, 002832GRI-97/0236), 1997. В параллельно рассматриваемой заявке США, серийный 08/800727, включенной в описание настоящей заявки в виде ссылки, разработаны рециркулируемые афронсодержащие жидкости повышенной вязкости при низких скоростях сдвига, предназначенные для контроля проникновения растворов в подземные формации при их контакте. Сущность изобретения В настоящем изобретении предложены средства для повышения устойчивости жидкостей, содержащих полимеры, способствующие высокой вязкости при низких скоростях сдвига,поверхностно-активные вещества (ПАВ) и коллоидные газсодержащие афроны в составе рециркулируемых растворов для бурения и эксплуатации скважины. Повышение устойчивости достигается за счет включения в такие жидкости смеси олигосахаридов, как будет описано более подробно в данном описании. Афроны содержат инкапсулированный воздух, имеющийся в большинстве промывочных жидкостей. Афроны снижают плотность жидкости и используются в качестве средства для образования пробок и закупоривания формаций, контактирующих с жидкостью, так как пузырьки воздуха при расширении заполняют пустоты, обнажаемые в процессе бурения. Полимеры с низкими скоростями сдвига упрочняют микропузырек, а также обеспечивают устойчивость при движении внутри формации, что позволяет значительно снизить потери раствора в процессе бурения формации. Таким образом предотвращается поглощение бурового раствора. Любая жидкость,которая проникает в формацию, является чистой и, в основном, не содержит твердых частиц,вследствие чего формация повреждается значительно меньше по сравнению с повреждением при использовании жидкостей, содержащих твердые частицы. Поскольку согласно настоящему способу не используются ни твердые вещества, ни частицы, для максимально возможной очистки жидкости может быть использовано оборудование для удаления твердой фазы. Объектом настоящего изобретения являются рециркулируемые афронсодержащие растворы для бурения и эксплуатации скважин с повышенной устойчивостью и с повышенной вязкостью при низких скоростях сдвига(ПВНСС). Другим объектом настоящего изобретения является способ образования пробок и закупоривания подземных формаций на поверхности ствола скважины в процессе бурения и эксплуатации скважины. Эти и другие объекты настоящего изобретения становятся очевидными для специалистов в данной области техники после прочтения данного описания и формулы изобретения. 5 Способ может включать заявленные стадии с использованием заявленных материалов,содержать, в основном, все заявленные стадии с заявленными материалами или содержать все заявленные элементы. Композиции могут включать, содержать практически все или содержать все заявленные материалы. Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения Рециркулируемые растворы для бурения и эксплуатации по настоящему изобретению включают водную жидкость, содержащую водорастворимый полимер, гидратируемый в жидкости, и ПАВ. Полимеры, используемые в составе жидкостей с ПВНСС согласно настоящему изобретению, позволяют получить растворы с ПВНСС, которые имеют "индекс разжижения при сдвиге", по крайней мере, 10, причем индекс разжижения при сдвиге означает отношение вязкости по Брукфильду при 0,5 об./мин к вязкости по Брукфильду при 100 об./мин. Индекс разжижения при сдвиге является характеристикой жидкости, разжижающейся при сдвиге. Вязкость при низких скоростях сдвига (ВНСС) для жидкостей с ПВНСС при 0,5 об./мин, измеренная на вискозиметре Брукфельда, составляет,по крайней мере, 10 Па (10000 сП). В качестве жидкости на основе воды, в которой гидратирован полимер, модифицирующий низкую скорость сдвига, может быть использована любая жидкость на основе воды,которая совместима с данным полимером. Следовательно, жидкостью на основе воды может быть свежая вода или солевой раствор, содержащий растворимые соли, такие как хлорид натрия, хлорид калия, хлорид кальция, бромид натрия, бромид калия, бромид кальция, бромид цинка, формиат натрия, формиат калия, формиат цезия и т.п. Солевой раствор может содержать одну или несколько растворимых солей любой требуемой концентрации вплоть до концентрации насыщения. В качестве полимеров, используемых в растворах с ПВНСС согласно настоящему изобретению, используют любые водорастворимыые полимеры, которые приводят к увеличению вязкости раствора при низких скоростях сдвига и придают раствору 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 Xanthomonascompestris, известными также под названием ксантановая камедь. Такие полимеры выпускаются несколькими фирмами, включая Kelco OilField Group, Inc., под торговой маркой "Xanvis" и "Kelzan"; Rhone-Poulenc Chimie Fine, под торговой маркой "Rhodopol 23-p"; Pfizer Inc., под торговой маркой "Flocon 4800C"; Shell International Chemical Company of London, U.K., под тор 002832Company, под торговой маркой "Flowzan". См.,например, патенты США 4299825 и 4758356,каждый из которых включен в описание настоящего изобретения в виде ссылки. Другими биополимерами, применяемыми в этих растворах по настоящему изобретению, являются так называемые велановые камеди, которые получают путем ферментации микроорганизма рода Alcaligenes. См., например, патент США 4342866,включенный в описание настоящего изобретения в качестве ссылки. Велановые камеди описаны в патенте США 4503084, включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки. Шлероглюкановые полисахариды, продуцируемые грибами рода Sclerotium, описаны в патенте США 3301848, включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки. Шлероглюкан выпускается под торговым названием "Polytran" фирмой Pillsbury Company и под торговым названием "Actigum CS-11" фирмой СЕСА S.A. Сукциноглюкановые полисахариды получают культивированием слизеобразующих бактерий Pseudomonas, Rhizobium, Alcaligenes или Agrobacterium, например Pseudomonas sp. NCIB 11264, Pseudomonas sp. NCIB 11592 или Agrobacterium radiobacter NCIB 11883 или их мутантов, как описано в европейских патентахА 40445 или А 138255. Сукциноглюкановый биополимер выпускается под торговым названием "Shellflo-S" фирмой Shell InternationalChemical Company of London, U.K. Растворы с ПВНСС по настоящему изобретению получают путем добавления полимерного загустителя, так как афроны обеспечивают незначительное увеличение вязкости жидкости. Этим афроны отличаются от стабильных пен высокого качества, в которых инкапсулированный газ увеличивает вязкость жидкости. Минимальную концентрацию полимера,необходимую для увеличения вязкости при низких скоростях сдвига жидкости, определяют обычным тестированием. Величина ВНСС должна составлять, по крайней мере, 10 Па(10000 сП), предпочтительно, по крайней мере,20 Па (20000 сП) и наиболее предпочтительно,по крайней мере, 40 Па (40000 сП). Было показано, что удерживание афронов в жидкости увеличивается по мере увеличения ВНСС. Более того, при увеличении ВНСС уменьшается тенденция образования крупных пузырьков пены на поверхности жидкости после ее циркулирования в скважине. Таким образом, минимальная концентрация равна количеству, необходимому для обеспечения требуемой вязкости при низких скоростях сдвига. В основном, концентрация жидкости составляет от приблизительно 0,7 кг/м 3(0,5 ppb) до приблизительно 14,3 кг/м 3 (5 ppb). Буровые растворы на основе воды по настоящему изобретению, в основном, могут со 7 держать материалы, хорошо известные в данной области техники, придающие жидкости различные характеристики или свойства. Таким образом, при необходимости растворы могут содержать один или более загустителей или суспендирующих агентов наряду с требуемыми полисахаридами, утяжелителями, ингибиторами коррозии, растворимыми солями, биоцидами,фунгицидами, добавками для контроля потерь из-за фильтрации, агентами, образующими пробки, дефлокулянтами, замасливателями, добавками для контроля гидратации сланцев и другими желаемыми добавками. Буровые растворы могут содержать один или более материалов, которые действуют как инкапсуляторы или добавки для контроля потери жидкости для дальнейшего ограничения проникновения бурового раствора в зону контактирования с глинистыми сланцами. Примерами материалов, известных в данной области техники, являются частично солюбилизированный крахмал, клейстерированный крахмал, производные крахмала, производные целлюлозы,соли гуминовых кислот (соли лигнита), лигносульфонаты, камеди, синтетические водорастворимые полимеры и их смеси. Растворы могут содержать утяжелитель, в этом случае основная жидкость без афрона характеризуется плотностью от приблизительно 1 г/см 3 до приблизительно 2,3 г/см 3. Растворы по настоящему изобретению имеют рН в интервале от приблизительно 7,0 до приблизительно 11,5, предпочтительно от 8 до приблизительно 11. Такие величины рН могут быть получены, как хорошо известно в данной области техники, добавлением в жидкость оснований, таких как гидроксид калия, карбонат калия, гумат калия, гидроксид натрия, карбонат натрия, гумат натрия, оксид магния, гидроксид кальция, оксид цинка и их смеси. Предпочтительным основанием является оксид магния. ПАВ, т.е. поверхностно-активные пенообразующие агенты, используемые в настоящем изобретении для получения афрона, должны быть совместимы с полимерами, добавленными в жидкость для создания требуемой вязкости при низкой скорости сдвига. Таким образом,ПАВ должны быть, в основном, неионными или анионными. Предпочтительные ПАВ выбирают из группы, включающей сульфированные этоксилаты спиртов, сульфонаты альфа-олефинов,алкилсульфаты, эфиры фосфатов, алкилбетаины, этоксилированные эфиры гликозидов, этоксилированные алкилгликозиды и их смеси. Чтобы определить возможность использования данного ПАВ для получения афронов по настоящему изобретению, был разработан метод тестирования, который заключается в следующем. В низкотемпературную фильтрационную ячейку низкого давления, разработанную американским нефтяным институтом (API), опи 002832 8 санную в Практических рекомендациях американского нефтяного института (API Recommended Practice 13 В-1), цилиндрический корпус которой изготовлен из плексигласа толщиной 0,5 дюйма (1,3 см), добавляют 200 г песка с размером частиц в интервале от 50 до 70 меш (от 297 до 210 мкм). Таким образом, получают слой песка толщиной 2,1 см. В ячейке не используют бумажные фильтры. Затем в ячейку медленно добавляют 350 мл тестируемой жидкости, ячейку закрывают и через нее пропускают ток азота при давлении 689,5 кН/м 2 (100 фунт/дюйм 2). Давление сбрасывают через 30 с после пропускания тока азота через слой песка. После снижения давления слой песка расширяется по объему/высоте в процессе увеличения пузырьков газа в песке. Т.к. расширение неравномерное, то определяют среднее увеличение высоты, усредняя расширение, измеренное у стенок ячейки и в центре слоя песка. ПАВ, которые характеризуются увеличением слоя песка, по крайней мере, на 50%, являются предпочтительными для получения афрона по настоящему изобретению. Тестируемая жидкость содержит 1,5 фунтов на 42 баррельгаллонов (4,285 кг/м 3) полностью гидратированной ксантановой камеди в воде и 1 фунт на 42 баррель-галлонов (2,857 кг/м 3) тестируемого ПАВ. ПАВ диспергируют в дисперсии ксантановой камеди с помощью шпателя для предотвращения пенообразования. Перед добавлением твердых ПАВ к дисперсии ксантановой камеди их сначала растворяют в подходящем воднодисперсном или водорастворимом растворителе. Приготовление и свойства микропузырьков подробно описаны в книге Felix SebbaSons, 1987, включенной в описание настоящего изобретения в виде ссылки. Афрон состоит из ядра, которое обычно представляет собой сферическую внутреннюю фазу, обычно жидкость или газ, инкапсулированную в тонкую водную оболочку. Эта оболочка содержит молекулы ПАВ, которые расположены таким образом, чтобы создать эффективный барьер, препятствующий слиянию с соседним афроном. В момент получения афроны характеризуются диаметром с широким распределением вплоть до приблизительно 200 мкм. При атмосферном давлении число афронов с очень малым диаметром быстро снижается, в результате остаются афроны в диапазоне от приблизительно 25 мкм до приблизительно 200 нм. Это явление 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, 9 которые характеризуются меньшим избыточным давлением. В случае афронсодержащих растворов для бурения и эксплуатации по настоящему изобретению афроны генерируются в скважине в момент выхода раствора из бурового долота. Жидкость находится под значительным давлением,которое складывается из двух величин: гидростатическое давление и перепад давлений, создаваемый 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 разрабатываемой формации,где они расширяются вследствие меньшего давления в порах внутри формации и закупоривают поры от попадания любых растворов. Микротрещины и аналогичные пустоты могут быть заполнены афронами, которые расширяются аналогичным образом внутри формации, закупоривая микротрещины. Возрастание давления насыщенных паров вследствие перепадов давления, увеличения температуры и кавитация являются общеизвестными условиями скважин. На давление насыщенных паров могут также влиять определенные растворители, которые присутствуют в жидкости и которые обеспечивают образование газов, необходимых для образования афронов. Афроны с достаточно большим диаметром и видимые без увеличения можно наблюдать невооруженным глазом в растворе, вытекающем из скважины в резервуар перед рециркуляцией. Обычно раствор поступает через фильтр для удаления бурового шлама. Для фильтрования жидкостей по настоящему изобретению могут быть использованы фильтры с диаметром отверстий 200 меш (74 мкм). Афроны, размер которых больше отверстия фильтра, будут удалены из жидкости. 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) "Microbubbles: Generation and InteractionAphrons" ("Выделение органических красителей из сточных вод с использованием коллоидных газосодержащих афронов"), D. Roy, K.T. Valsaraj and S.A. Kottai, Separation Science andTechnology, 27 (5), стр. 573-588 (1992). Эти статьи включены в описание настоящего изобретения в виде ссылок. В ходе рециркуляции вдоль бурильной колонны и через буровое долото образуется дополнительное количество афронов 10 при условии, что в бурильных растворах имеется достаточная концентрация ПАВ. Желательно добавлять ПАВ в раствор либо непрерывно, либо периодически до тех пор, пока не образуется требуемое количество афронов. Необходимое количество афронов в растворе зависит от требуемой степени снижения плотности. Таким образом, плотность циркулирующего раствора можно контролировать на поверхности и добавлять дополнительное количество ПАВ при необходимости, чтобы поддерживать необходимую величину плотности. Растворы содержат, по крайней мере, 60 об.% жидкой фазы, предпочтительно, по крайней мере, 70 об.% жидкой фазы и наиболее предпочтительно более 80 об.% жидкой фазы в составе афронсодержащего раствора при атмосферном давлении. Концентрация ПАВ в любом случае меньше, чем критическая концентрация мицеллообразования (ККМ) ПАВ. Обычно концентрация ПАВ составляет от приблизительно 0,03 об.% до приблизительно 0,4 об.% в зависимости от природы ПАВ, присутствующего в жидкости, предпочтительно от приблизительно 0,05 об.% до приблизительно 0,3 об.% с учетом того, что ПАВ содержит приблизительно 80 мас.% твердого вещества. При необходимости афроны могут быть получены на поверхности с использованием методик и оборудования, описанных в следующих патентах США, включенных в описание настоящего изобретения в качестве ссылок: патентSebba3900420 и патент Michelsen5314644. Растворы для бурения и эксплуатации, содержащие афроны, затем могут быть использованы для непрерывной циркуляции в скважине. Так называемый водно-растворимый полимер, присутствующий в растворе для увеличения величины ВНСС, также способствует стабилизации афронов, препятствуя их слиянию. Предпочтительно, чтобы ПАВ добавлялось к растворам для бурения и эксплуатации скважин под давлением путем подачи ПАВ в жидкость с помощью насоса. При необходимости в раствор можно подавать воздух или другой газ, используемый для включения в афроны на выходе раствора из бурового долота в нижней части скважины. Чтобы включить большее количество воздуха в жидкость, необходимо установить смеситель для бурового раствора. Афронсодержащие растворы по настоящему изобретению могут быть использованы для любого вида бурения или эксплуатации скважин, в которых необходимо устранить проблемы, связанные с поглощением бурового раствора, стабильностью сланцев и т.п. Таким образом, жидкости могут быть утяжелены либо добавлением твердых веществ, либо водорастворимых солей, чтобы поддерживать величину плотности, необходимую после образования афронов. Такие растворы могут быть использо 11 ваны для бурения при пониженном перепаде давления, для бурения при повышенном перепаде давления или для бурения с нулевым перепадом давления в системе формация-ствол скважины. Было показано и описано в данном тексте,что величина ВНСС рециркулируемых растворов с ПВНСС, описанных в данном описании,уменьшается при старении при повышенных температурах. Следовательно, чтобы поддерживать величину ВНСС, к жидкости необходимо добавлять дополнительное количество полисахарида. Показано, что добавление смеси олигосахаридов к содержащим полисахарид растворам с ПВНСС приводит к увеличению термической стабильности жидкостей, в значительной степени предотвращая термическое снижение величины ВНСС жидкостей, что, в свою очередь,приводит к увеличению устойчивости рециркулируемых растворов с ПВНСС по настоящему изобретению. Предпочтительная олигосахаридная смесь(ОСС), используемая согласно настоящему изобретению, состоит, в основном, из пентозанов и гексозанов, содержащих от 1 до приблизительно 10 соединенных сахаридных звеньев, более предпочтительно от 1 до приблизительно 5 сахаридных звеньев, и предпочтительно содержит водорастворимые фракции термически гидролизованной лигноцеллюлозы. Такая ОСС состоит из сахаридных звеньев арабинозы, маннозы, галактозы, глюкозы и ксилозы. Другие ОСС могут быть получены путем деградации других полисахаридов, таких как крахмал, камеди, целлюлоза, хемицеллюлоза и т.п., с помощью известных методов, включающих кислотный гидролиз, термический гидролиз, биологические превращения и т.п. Таким образом, например, в качестве ОСС по настоящему изобретению могут быть использованы сиропы, полученные из кукурузы и сахарного тростника. В широком смысле слова ОСС состоит из пентозанов и/или гексозанов, содержащих от 1 до приблизительно 10 соединенных сахаридных звеньев, которые выбирают из группы, включающей арабинозу, маннозу, галактозу, глюкозу, ксилозу, целлобиозу и их смеси. Как указано выше, предпочтительный олигосахарид, используемый согласно настоящему изобретению, предпочтительно получают термическим гидролизом лигноцеллюлозного материала. Термический гидролиз можно осуществлять несколькими способами, такими как воздействие пара при повышенных температуре и давлении на древесину и стебли кукурузы,тростника или других растений. ОСС можно также получать кислотным гидролизом лигноцеллюлозы, а также путем осахаривания древесины. Термический гидролиз предпочтительно проводить путем загрузки древесных опилок в 12 закрытый резервуар (например, в пушку, описанную Mason в патенте США 824221, включенном в описание настоящего изобретения в качестве ссылки), обработкой опилок при давлении приблизительно 1379-8274 кН/м 2 (2001200 фунт/дюйм 2) и температуре приблизительно 200-300 С в течение приблизительно 30 мин 5 с соответственно в присутствии пара; после чего древесные материалы выпускают из пушки с помощью средств шнурового разряда в зону с низким давлением, предпочтительно атмосферным давлением, вытягивая при этом древесную стружку в относительно тонкие вытянутые волокна. При такой обработке древесина подвергается гидролизу, при этом водонерастворимые и легко гидролизуемые компоненты растворяются или диспергируются в воде. Такие водорастворимые компоненты удаляют из волокон путем промывания волокон водой или обжатия волокон на шнеках или вальцах. См., например,Boehm, патент США 2224135, включенный в описание настоящего изобретения в качестве ссылки. Водорастворимые компоненты могут быть сконцентрированы или высушены удалением из них воды путем выпаривания, сушки и т.п. Водорастворимые компоненты, полученные после такого гидролиза лигноцеллюлозных материалов, являются предпочтительным классом соединений для использования согласно настоящему изобретению. Данные типичного анализа показывают, что водорастворимые компоненты предпочтительной ОСС по настоящему изобретению, полученной из древесины сосны, содержат 70 мас.% гексозанов и пентозанов, 15 мас.% лигнина, 10 мас.% несахаридных углеводов и 5 мас.% камеди. Состав ОСС может изменяться в зависимости от типа гидролизуемых лигноцеллюлозных материалов и условий, например времени, температуры, давления и т.д. В зависимости от этих условий состав ОСС может изменяться приблизительно в следующем диапазоне: 60-80 мас.% гексозанов и пентозанов, 525 мас.% лигнина, 5-15 мас.% несахаридных углеводов и 2-8 мас.% камеди. Пентозаны и гексозаны содержат в среднем от 1 до приблизительно 5 соединенных сахаридных звеньев, состоящих из сахаридных звеньев арабинозы,маннозы, галактозы, глюкозы и ксилозы. Как описано Fuller в патенте США 2713029 и Brink с соавт. в патенте США 2713030, добавление небольших количеств предпочтительных ОСС в водно-глинистые буровые шламы,например от приблизительно 0,07-1,75 до 0,205 кг/м 3 (0,07-1,75 фунтов ОСС на 1 бочку объемом 42 галлона шлама), приводит к снижению вязкости и предельного статического напряжения сдвига. Включение ОСС в водные растворы для бурения и эксплуатации ПВНСС, которые содержат один или более гидратированных полисахаридов (солюбилизированных или дисперги 13 рованных), приводит к увеличению термической устойчивости жидкости, определенной вискозиметрией при низкой скорости сдвига, т.е. вязкость составляет менее приблизительно 1 с-1. Минимальная концентрация ОСС, включенной в водные полисахаридсодержащие растворы, составляет количество, определенное обычным тестированием, которое обеспечивает увеличение термической устойчивости жидкости. В случае жидкостей с ПВНСС это количество определяют путем измерения величины ВНСС после выдерживания при требуемой температуре и при сравнении полученных результатов с величиной для жидкости, не содержащей ОСС. Обычно концентрация ОСС составляет от приблизительно 0,7 кг/м 3 (0,25 ppb) до приблизительно 428 кг/м 3 (150 ppb), предпочтительно от приблизительно 1,4 кг/м 3 (0,5 ppb) до приблизительно 171 кг/м 3 (60 ppb), наиболее предпочтительно от приблизительно 2,85 кг/м 3 (1,0ppb) до приблизительно 57 кг/м 3 (20 ppb). Для более полного описания настоящего изобретения представлены следующие иллюстративные примеры, не ограничивающие объем притязаний изобретения. В данных примерах и в данном описании могут быть использованы следующие сокращения: см 3=кубический сантиметр,кг/м 3=килограмм на метр кубический, 1 ppb= 2,853 кг/м 3 (фунт на 1 бочку объемом 42 галлона); мкм=микрометр (микрон), с-1=обратная секунда;lbm/bbl=фунт на 1 бочку объемом 42 галлона; 1 фунт/дюйм 2=6,89 кПа; об./мин=оборот в минуту; ПВНСС=вязкость при низкой скорости сдвига в сантипуазах, определенная с помощью вискозиметра Брукфильда при 0,5 об./мин, STI=индекс разжижения при сдвиге, определенный с помощью вискозиметра Брукфельда, который означает отношение вязкости при 0,5 об./мин к вязкости при 100 об./мин, ПВНСС=повышенная вязкость при низкой скорости сдвига,LCM=материал для снижения поглощения бурового раствора, ККМ=критическая концентрация мицеллообразования, API=American Petroleum Institute (Американский нефтяной институт); ОСС=олигосахаридная смесь. Пример 1. Готовят жидкости, содержащие 4,285 кг/м 3(2,0 lbm/bbl) буфера рН на основе оксида магния и 2,857 кг/м 3 (1,0 lbm/bbl) ПАВ BLUE STREAK(выпускаемого фирмой ActiSystems, Inc.,Edmond, Oklahoma, U.S.A.) плюс иногда добавляют 28,57 кг/м 3 (10 lbm/bbl) предпочтительного ОСС, как указано в табл. 1, или не добавляют последний компонент. Для полученных жидкостей измеряют исходную вязкость по Брукфельду. Растворы выдерживают в условиях статического старения в течение 16 ч при 82,2 С(180F), охлаждают до комнатной температуры, 002832 14 перемешивают с помощью шпателя и снова измеряют вязкость по Брукфельду. Растворы повторно перемешивают для включения афронов и измеряют вязкость по Брукфельду. После этого жидкости хранят в неподвижном состоянии в течение 20 ч и снова измеряют вязкость по Брукфельду. Полученные данные представлены в табл. 1 [раствор 1-А, не содержащий ОСС, не является примером по настоящему изобретению]. Полученные данные указывают на значительно стабилизирующее действие ОСС на вязкость жидкостей. Пример 2. Готовят жидкости, содержащие 10,0 кг/м 3(2,0 lbm/bbl) pH буфера на основе оксида магния и 2,857 кг/м 3 (1,0 lbm/bbl) ПАВ BLUE STREAK(выпускаемого фирмой ActiSystems, Inc.,Edmond, Oklahoma, U.S.A.), к которым добавляют или не добавляют 28,57 кг/м 3 (10 lbm/bbl) предпочтительной ОСС, как указано в табл. 2. Для полученных жидкостей измеряют исходную вязкость по Брукфельду. Растворы выдерживают в условиях статического старения в течение 16 ч при 82,2 С (180F), охлаждают до комнатной температуры, перемешивают с помощью шпателя и снова измеряют вязкость по Брукфельду. Растворы повторно перемешивают для включения афронов и измеряют вязкость по Брукфельду. После этого жидкости хранят в неподвижном состоянии в течение 20 ч и снова измеряют вязкость по Брукфельду и плотность. Полученные данные представлены в табл. 2[жидкость 2-А, не содержащая ОСС, не является примером по настоящему изобретению]. Полученные данные указывают на значительное стабилизирующее действие ОСС на вязкость и плотность растворов. Таблица 1 Раствор 1-А 1-В ОСС, lb/bbl 0 10 Исходные реологические свойства 0,5 об./мин, Па (сП) 20,6 (20600) 22,4 (22400) 100 об./мин, Па (сП) 0,376 (376) 0,292 (292)STI 55 77 Реологические свойства после старения в течение 16 ч при 82,2 С 0,5 об./мин, Па (сП) 4,4 (4400) 21 (21000) 100 об./мин, Па (сП) 0,152 (152) 0,257 (257)STI 29 82 Реологические свойства после перемешивания для включения афронов 0,5 об./мин, Па (сП) 9,2 (9200) 20,3 (20320) 100 об./мин, Па (сП) 0,354 (354) 0,38 (380)STI 26 54 Реологические свойства после хранения в неподвижном состоянии в течение 20 ч 0,5 об./мин, Па (сП) 4,56 (4560) 18,8 (18800) 100 об./мин, Па (сП) 0,152 (152) 0,26 (260) Раствор Обработка жидкости Вязкость по Брукфельду 0,5 об./мин, Па (сП) 100 об./мин, Па (сП)STI Реол. свойства по Фанну 600 об./мин 63 46,5 57 47,5 77 75 73 73 300 об./мин 53 42 49 42 63 63 62 61 200 об./мин 49 40,5 47 40 57,5 61 55,5 55 100 об./мин 44 38,5 42 38 50 52,5 48,5 48 6 об./мин 32 32 32,5 31 35 37,5 35,5 35 3 об./мин 30 29 29,5 28 32,5 35 32 32 Плотность, г/см 3 0,61 1,0 0,61 0,91 0,67 0,89 0,70 0,80 Обработка жидкости: А=исходные данные, В=растворы, выдержанные в условиях старения при 82,2 С (180F) в течение 16 ч; С=растворы после повторного перемешивания; D=растворы, выдержанные в условиях старения при 22,2 С (72F) в течение 20 ч. Пример 3. Определяют возможность использования ПАВ в настоящем изобретении с помощью способа тестирования, описанного выше. Определяют следующие средние величины увеличения высоты слоя песка в процентах. ПАВ Увеличение, % Диоктилсульфосукцинат натрия 118,8 Высокократная пена Chubb National Foam 96,4 63,7 Сульфонат -олефинов Этоксилированный 2,4,7,9-тетраметил-556,0 децин-4,7-диол Линейные этоксилированные С 9-С 11 спир 56,0 ты, в среднем 6 моль ЭО-групп/моль Тетранатриевая соль N-(1,2-дикарбоксиэтил)50,6N-октадецилсульфосукциновой кислоты Смесь диэтаноламидов жирных кислот 50,0 Диизопропилнафталинсульфонат натрия 38,1 Линейные этоксилированные С 12-С 15 спир 38,1 ты, в среднем 7 моль ЭО-групп/моль Модифицированный сульфат алкилового эфира 28,6 Комплекс этоксилированного октадецила 19,0 мина-октадецилгуанидина Этоксилированный (20 моль) метилглюко 19,0 зид сесквистеарата 2,4,7,9-Тетраметил-5-децин-4,7-диол 10 Этоксилированный (1 моль) нонил фенол 10 Алкилсульфат натрия 10 Блок-сополимер полиоксипропилена 10 полиоксиэтилена ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ бурения или эксплуатации скважины, включающий циркулирование раствора в стволе скважины, отличающийся тем, что используют раствор, содержащий водную жидкость с диспергированным в ней загустителем,посредством которого увеличивают вязкость раствора при низких скоростях сдвига до такой степени, что индекс разжижения раствора при сдвиге составляет, по крайней мере, приблизительно 10, а вязкость при низких скоростях сдвига составляет, по крайней мере, 10 Па(10000 сП), причем к раствору добавляют поверхностно-активное вещество (ПАВ) и агент,увеличивающий термическую устойчивость,после чего генерируют образование афронов в растворе. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что афроны генерируют путем циркулирования раствора вдоль буровой колонны и через отверстия бурового долота, при этом афроны образуются за счет перепада давления при выходе раствора из бурового долота и контактировании раствора с формацией в процессе ее бурения. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что содержание афронов составляет менее чем приблизительно 15 об.% раствора. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что ПАВ добавляют для получения среднего процента расширения слоя песка, равного, по крайней мере, приблизительно 50%, определенного способом тестирования, согласно которому в низкотемпературную фильтрационную ячейку низкого давления, в которой не используют бумажные фильтры и цилиндрический корпус которой изготовлен из плексигласа толщиной 1,27 см,добавляют 200 г песка с размером частиц в интервале от 297 до 210 мкм с получением слоя песка толщиной 2,1 см и медленно добавляют 350 мл тестируемой жидкости, затем ячейку закрывают, пропускают через нее азот при давлении 689,5 кН/м 2 и через 30 с давление сбрасывают, при этом после снижения давления слой песка расширяется по объему/высоте за счет увеличения пузырьков газа в песке, после чего определяют среднее увеличение высоты неравномерно расширенного слоя песка, исходя из измерений у стенок ячейки и в центре слоя песка, причем для получения тестируемой жидкости ПАВ диспергируют в дисперсии ксантановой камеди путем медленного перемешивания при чрезвычайно малом сдвиге для предотвращения пенообразования, и тестируемая жидкость содержит 4,285 кг/м 3 полностью гидратированной ксантановой камеди в воде и 2,857 кг/м 3 тестируемого ПАВ. 5. Способ по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что ПАВ подают в буровой раствор под давлением. 6. Способ по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что загуститель представлен полимером. 7. Способ по одному из пп.1-4, отличающийся тем, что агент, увеличивающий термическую устойчивость, представлен смесью олигосахаридов, состоящей из пентозанов и/или гексозанов, содержащих от одного до приблизительно 10 соединенных сахаридных звеньев,которые выбирают из группы, включающей арабинозу, маннозу, галактозу, глюкозу, ксилозу, целлобиозу и их смеси. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что раствор является рециркулируемым. 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что загуститель создает вязкость при низких скоростях сдвига, равную, по крайней мере, 40 Па(40000 сП). 10. Раствор для бурения или эксплуатации скважины, в частности для циркулирования в стволе скважины, отличающийся тем, что он содержит водную жидкость, загуститель для увеличения вязкости раствора при низких скоростях сдвига до такой степени, что индекс разжижения раствора при сдвиге составляет, по крайней мере, 10, ПАВ, агент, увеличивающий термическую устойчивость, и афроны, причем вязкость раствора при низких скоростях сдвига составляет, по крайней мере, 10 Па. 11. Раствор по п.10, отличающийся тем,что загуститель представлен полимером. 12. Раствор по п.8, отличающийся тем, что агент, увеличивающий термическую устойчивость, представлен смесью олигосахаридов, состоящей из пентозанов и/или гексозанов, содержащих от 1 до приблизительно 10 соединенных сахаридных звеньев, которые выбирают из группы, включающей арабинозу, маннозу, галактозу, глюкозу, ксилозу, целлобиозу и их смеси. 13. Раствор по п.10, отличающийся тем,что смесь олигосахаридов представлена воднорастворимой фракцией термически гидролизованной лигноцеллюлозы. 18 14. Раствор по п.10, отличающийся тем,что содержание афронов составляет менее чем приблизительно 15 об.% раствора. 15. Раствор по п.10, отличающийся тем,что он является рециркулируемым раствором. 16. Раствор по п.10, отличающийся тем, что загуститель создает вязкость при низких скоростях сдвига, равную, по крайней мере, 40 Па(40000 сП). 17. Способ предотвращения поглощения раствора, включающий бурение или эксплуатацию скважины в подземной формации, содержащей зоны поглощения раствора или истощенные коллекторы с низким давлением, и циркулирование раствора внутри ствола скважины,отличающийся тем, что в качестве раствора для бурения или эксплуатации используют раствор по любому из пп.10-13. 18. Способ предотвращения поглощения бурового раствора по п.17, отличающийся тем,что ПАВ добавляют для получения среднего процента расширения слоя песка, равного, по крайней мере, приблизительно 50%, определенного способом тестирования, согласно которому в низкотемпературную фильтрационную ячейку низкого давления, разработанную американским нефтяным институтом (Практические рекомендации американского нефтяного института), в которой не используют бумажные фильтры, а цилиндрический корпус которой изготовлен из плексигласа толщиной 1,27 см, добавляют 200 г песка с размером частиц в интервале от 297 до 210 мкм с получением слоя песка толщиной 2,1 см и медленно добавляют 350 мл тестируемой жидкости, затем ячейку закрывают, пропускают через нее ток азота при давлении 689,5 кН/м 2 и через 30 с давление сбрасывают, при этом после снижения давления слой песка расширяется по объему/высоте за счет увеличения пузырьков газа в песке, после чего определяют среднее увеличение высоты слоя, измеренное у стенок ячейки и в центре слоя песка, вследствие неравномерности расширения, причем для получения тестируемой жидкости ПАВ диспергируют в дисперсии ксантановой камеди путем медленного перемешивания при чрезвычайно малом сдвиге для предотвращения ценообразования, и тестируемая жидкость содержит 4,285 кг/м 3 полностью гидратированной ксантановой камеди в воде и 2,857 кг/м 3 тестируемого ПАВ.