Флюид и способ высвобождения заклинившей в буровой скважине трубы или инструмента

1 Область техники, к которой относится изобретение Изобретение относится к способу высвобождения заклинивших в буровой скважине труб или инструментов и к флюиду для заливки,используемому в данном способе. Уровень техники Аналогами настоящей заявки являются заявка США на изобретение 08/800727 от 13.02.97, международная заявка PCT/US 98/02566 от 10.02.98 и заявка США на изобретение 09/121713 от 24.07.98. В находящихся на рассмотрении заявке на выдачу патента США на изобретение 08/800727 от 13.02.97, включенной в описание данного изобретения в виде ссылки, находящейся на рассмотрении международной заявкеPCT/US 98/02566 от 10.02.98, включенной в описание данного изобретения в виде ссылки, и находящейся на рассмотрении заявке на выдачу патента США на изобретение 09/121713 от 24.07.98, включенной в описание данного изобретения в виде ссылки, описаны флюиды для бурения и технического обслуживания скважин,которые обладают высокой вязкостью при низких скоростях сдвига (здесь и далее ВНСС) и которые содержат афроны (т.е. микропузырьки газа). Предпочтительные флюиды содержат афроны, которые образуются при контактировании флюидов с поглощаемым воздухом и формируются в результате падения давления, которое возникает при вытекании текущего флюида из бурового долота. Однако инертные газы, такие как азот и диоксид углерода, могут быть включены во флюиды вместо того, чтобы полагаться на поглощенный воздух, или могут быть образованы in situ реакционоспособными компонентами, такими как карбонаты и кислоты. Более того, афроны могут быть образованы на поверхности скважины и включены во флюид или сформированы на поверхности флюида. Данное изобретение относится к способу и композиции для ускорения высвобождения заклинивших внутри буровой скважины труб и инструментов, преимущественно при прихвате трубы, застрявшей по дифференциальному механизму. Известно, что заклинившая труба или инструмент могут быть определены как буровая труба, воротник бура, буровое долото, стабилизаторы, расширители, обсадные трубы, трубопровод, инструменты для измерения в процессе бурения, скважинные зонды и т.д., которые непреднамеренно остаются недвижимыми в стволе скважины. Термин "заклинившая труба" используется в промышленности в качестве удобного общего термина, который означает заклинивание любого подобного оборудования и обычно относится не только к трубам. Заклинивание может произойти в процессе бурения,когда труба и обсадные трубы продвигаются в скважине или при подъеме бурильной трубы. 2 Заклинивание труб может происходить по многочисленным причинам: некоторые встречаются регулярно, другие могут быть специфическими для определенного участка, а некоторые могут быть уникальными. В промышленности принято разделять причины заклинивания на дифференциальные и механические. Считается, что дифференциальное заклинивание происходит по следующему механизму. В ходе большинства буровых операций гидростатическое давление, вызванное столбом бурового раствора, превосходит давление жидкости в пласте. В проницаемых формациях фильтрат бурового раствора течет из скважины в породу и создает глинистую корку. Существующий перепад давления через глинистую корку равен разнице давления столба бурового раствора и давления в формации. Если труба находится по центру скважины,вызванное перевесом бурового раствора гидростатическое давление действует во все стороны вокруг трубы. Если же труба касается глинистой корки, перевес бурового столба продвигает трубу дальше в корку, увеличивая, таким образом,площадь поверхности контакта трубы и корки. Фильтрат все еще вытесняется из корки между трубой и породой, сжимая, таким образом, корку, что приводит к еще более глубокому проникновению трубы в корку и к дальнейшему увеличению площади контакта. Если перепад давлений достаточно велик и действует на достаточно большой площади, трубу может заклинить. Дифференциальное заклинивание обычно происходит, если на протяжении некоторого времени труба была без движения, например,при монтаже соединений или в процессе разведки. Дифференциальное заклинивание может создавать особые проблемы при бурении истощенных пластов в связи со значительным перепадом давлений. Сила, необходимая для высвобождения трубы, заклинившей по дифференциальному механизму, зависит, в том числе, от следующих факторов. а. Разница давлений между скважиной и породой. Любой перепад вносит вклад в боковое усилие, которое может существовать в результате искривления скважины. б. Площадь поверхности трубы, внедренной в глинистую корку на стенках скважины. Очевидно, что чем толще корка или чем больше диаметр трубы, тем больше эта площадь. в. Важным фактором является сцепление,образующееся между трубой и коркой, которое прямо пропорционально сцепляющим силам. К ним относятся силы трения, силы когезии и адгезии. Сцепление имеет тенденцию усиливаться со временем, затрудняя высвобождение трубы. Дифференциальное заклинивание может отличаться от других форм заклинивания, например, механического. Циркуляция бурового 3 раствора не прерывается, так как в скважине нет преграды для остановки потока, как это случается при заклинивании трубы в результате обвала стенок ствола скважины или образования пустот. Невозможно продвинуть или повернуть трубу в каком-либо направлении. В случае заклинивания трубы мастер бурения обычно пытается высвободить ее механическими движениями, такими как подъем, вибрация, вращение, или, если труба двигалась непосредственно перед заклиниванием, пытается привести трубу в движение в обратном направлении. В большинстве случаев этого недостаточно для высвобождения трубы, и, конечно,существует предел силы, которая может быть приложена, так как слишком большая сила может привести к разлому трубы, что усугубит ситуацию. Если труба остается заклинившей, то в этом случае на практике иногда используют реагенты для высвобождения труб, т.е. флюиды для заливки. Флюиды для заливки представляют собой химически активные смеси, которые могут быть на маслянистой основе или водной основе,включая эмульсии, которые помещают на заклинивший участок в попытке высвободить трубу, если это не удалось сделать механическим способом. Считается, что эти реагенты действуют, разрушая глинистую корку. Их закачивают вниз вдоль стенок скважины к заклинившему участку в виде порции, называемой пилюля. Обычно пилюля содержит достаточно материала, чтобы покрыть заклинивший участок и незначительный участок вокруг него до общей площади, в 1,5 раза превосходящей участок заклинивания. Необходимый для этого объем пилюли обычно составляет 159 м 3 (100 bbl). Пилюли часто оставляют для впитывания до высвобождения трубы или до прекращения попыток высвободить трубу. Используют также пилюли большего или меньшего размера и закачивают две или более пилюли одну за другой, оставляя время на пропитку каждой пилюли, а также периодически понемногу продвигают пилюли вдоль участка заклинивания посредством накачивания. Флюиды для заливки обычно продаются фирмами, торгующими в данной отрасли, в виде запатентованных продуктов и, зачастую, без разглашения химических компонентов. Некоторые флюиды для заливки имеют в своей основе соединения асфальтового битума, другие составлены на основе гликолей, глицеринов, спиртов и жирных кислот, а также их производных. Обычно плотность пилюли увеличивают по аналогии с буровыми растворами, используя твердые частицы - утяжелители, такие как барит, и загустители для предотвращения отстаивания предпочтительно таким образом, чтобы плотность флюида для заливки была равной плотности бурового раствора, использовавшего 002964 4 ся в тот момент, когда произошло заклинивание трубы. Например, если буровой раствор имел плотность 1677,2 кг/м 3 (14 ррg), плотность флюида для заливки увеличивают, например,добавлением барита до 1677,2 кг/м 3 (14 ррg). Однако выравнивание плотностей не всегда считается необходимым и не всегда является лучшей методикой. В данной области техники известны многие флюиды для заливки. В тех случаях, когда правила по охране окружающей среды не запрещают и не препятствуют его использованию,с достаточным успехом использовалось дизельное масло. На протяжении многих лет с достаточным успехом использовались флюиды для заливки на основе асфальтового битума, такие какBLACK MAGIC SFT и BLACK MAGIC производства фирмы Baker-Hughes. В случаях,когда флюиды для заливки на основе асфальтового битума, дизельного масла, минерального масла и других масел не могут быть использованы или их использование не рекомендовано,для высвобождения заклинивших труб использовали большое количество других, экологически приемлемых флюидов для заливки, зачастую с ограниченным успехом. Например, использование поли-альфаолефина в качестве замасливателя/флюида для заливки описано David О. Trahan и соавт. в патенте США 4876017, причем этот продукт производится фирмой The Coastal Mud Company под торговой маркой COASTALUBE. В патенте США 5002672, James R.Hayes и соавт., описан другой пример флюида для заливки (производится фирмой Turbo-ChemInternational, Inc. Of Lafayette, La.), содержащий сложные эфиры глицерофосфорной кислоты и полиацилоксиполикарбоновой кислоты и монои/или диглицеридов, в комбинации с другими загустителями и герметиками. В патенте США 4964615, Heinz Mueller и соавт., описан другой флюид для заливки с использованием алкиловых сложных эфиров кислот или смесей сложных эфиров. В патенте США 5608879, Halliday и соавт., описано использование изомеров олефинов, содержащих, по меньшей мере, одну двойную связь в цепи углеводорода, в качестве добавок к флюиду для заливки.Patel и соавт. (изобретение под государственным регистрационнымН 1000) описывает использование синтетических углеводородов,содержащих олигомеры с разветвленной цепью,синтезированных из одного или более олефинов с длиной цепи от С 2 до С 14, причем олигомеры имеют средние молекулярные массы от 120 до 1000. Известны многие флюиды для заливки,выпускаемые в промышленности, такие как,например, COASTALSPOT (сложный эфир полиола), производства фирмы Coastal Mud Com 5BARO-SPOT является смесью поверхностноактивных веществ (ПАВ), замасливателей и загустителей. SURFYNOL 440, С 14 ацетиленполиол, производится фирмой Air Products, Inc.BXR-2000 является полигликолем производства фирмы Baroid Drilling Fluids, Inc. MONA 939 является фосфоэфиром производства фирмыMona Industries, Inc. Известно также использование лимонной кислоты в комбинации с органическими или неорганическими солями (включая хлорид калия) для высвобождения заклинивших труб(продукт KOPLUS LL фирмы Gait International of Dublin, Ireland). Однако все имеющиеся флюиды для заливки имели только ограниченный успех при высвобождении труб. Сущность изобретения Изобретателями обнаружено, что трубы и инструмент, заклинившие в буровой скважине,могут быть высвобождены при использовании в качестве флюида для заливки жидкости, включающей один или более загуститель, которые придают флюиду ВНСС, составляющую, по меньшей мере, приблизительно 10000 мПас,афронобразующий ПАВ и афроны, причем афроны предпочтительно образуются на поверхности перед размещением флюида для заливки на участке заклинившей трубы или инструмента. Способ высвобождения заклинившей трубы или инструмента включает в себя определение местоположения участка, в котором труба или инструмент заклинили в формации, через которую происходит бурение, и введение объема флюида для заливки на глубину расположения участка заклинившей трубы или инструмента, причем объем флюида для заливки должен быть достаточным для вытеснения скважинной жидкости во всем участке заклинивания. Таким образом, задачей изобретения является введение афронов во флюид для заливки для улучшения характеристик последнего. Другой задачей изобретения является приготовление флюидов для заливки с ВНСС, составляющей, по меньшей мере, приблизительно 10000 мПас и содержащих афроны. Еще одной задачей изобретения является разработка способа высвобождения заклинивших труб или инструментов внутри буровой 6 скважины, в котором новый флюид для заливки по настоящему изобретению заливают в участок буровой скважины, в котором заклинила труба или инструмент. Эти и другие задачи настоящего изобретения представляются очевидными для специалистов в данной области техники после прочтения данного описания и формулы изобретения. В то время как изобретение допускает различные модификации и альтернативные формы,предпочтительные варианты воплощения настоящего изобретения будут детально описаны и показаны на примерах. Тем не менее, следует понимать, что изобретение не ограничено определенными формами, описанными в данном контексте, но наоборот, все модификации и варианты входят в объем притязаний изобретения,как представлено в прилагаемых пунктах формулы изобретения. Композиции могут включать в себя заявленные материалы, состоять, по существу, из заявленных материалов или состоять из заявленных материалов. Способ может включать в себя, состоять практически из или состоять из заявленных стадий с использованием заявленных материалов. Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения В самом широком аспекте данное изобретение нацелено на введение афронов во флюиды для заливки, которые используют для высвобождения трубы или инструментов в буровой скважине. Основным флюидом для заливки может быть любой флюид для заливки, используемый в данной области техники, как показано выше на примерах патентов и флюидов, или может быть свежеприготовленный флюид для заливки с заданными характеристиками. Устойчивые афронсодержащие флюиды для заливки получают путем увеличения вязкости флюида при низкой скорости сдвига (ВНСС), по меньшей мере, до 10000 мПас, предпочтительно, по меньшей мере, до 20000 мПас и наиболее предпочтительно, по меньшей мере, до 40000 мПас. Так как стабильность афронов увеличивается с возрастанием ВНСС, может быть необходимо ВНСС порядка нескольких сотен тысяч мПас. Афроны получают путем (1) введения афронобразующего ПАВ во флюид для заливки с последующим образованием афронов во флюиде для заливки или (2) образования афронов в совместимой с флюидом для заливки жидкости и смешивания афронсодержащей жидкости с флюидом для заливки. Книга Felix Sebba, "Foams and BiliquidFoams - Aphrons" ("Пены и двухжидкостные пены - афроны"), John WileySons, 1987,включенная в описание данного изобретения в виде ссылки, является отличным источником информации по методам получения и свойствам афронов, т.е. микропузырьков. Афрон состоит 7 из центральной части, которая обычно представляет собой внутреннюю фазу, обычно газ, в форме сферы, инкапсулированной в тонкую оболочку. Оболочка содержит молекулы ПАВ,расположенные таким образом, чтобы создать эффективный барьер, препятствующий слиянию соседних афронов. Афроны могут быть образованы известными в данной области техники способами. Кроме способов, описанных Felix Sebba в цитированой выше книге, способы описаны в патенте США 5314644, Michelsen и соавт., включенном в описание данного изобретения в виде ссылки, патенте США 5397001, Yoon и соавт., включенном в описание данного изобретения в виде ссылки, патенте США 5783118,Kolaini, включенном в описание данного изобретения в виде ссылки, патенте США 5352436, Wheatley и соавт., включенном в описание данного изобретения в виде ссылки, и патентах США 4162970, 4112025, 4717515,4304740 и 3671022, каждый из которых включен в описание данного изобретения в виде ссылки. Афроны получаются в результате падения давления в процессе прокачивания флюида для заливки через буровое долото. Любой газ, малорастворимый в жидкой фазе раствора, может быть использован для образования афронов. Таким газом может быть воздух, азот, диоксид углерода, органические газы и т.п., включая воздух, инкапсулированный во флюид в процессе перемешивания. Флюид для заливки содержит жидкость с включенным в нее загустителем, так что ВНСС флюида для заливки составляет, по меньшей мере, 10000 мПас, афронобразующее ПАВ, афроны и необязательно антиадгезив. Любой загуститель, повышающий вязкость жидкой фазы,окружающей афроны, увеличит их стабильность; тем не менее, изобретатели обнаружили,что загустители, обеспечивающие высокие ВНСС, необходимые в настоящем изобретении,обладают уникальным свойством замедления коалесценции афронов в течение чрезвычайно долгого периода времени. В предшествующем уровне техники отсутствует описание использования афронов (или микропузырьков) в системах с повышенным давлением согласно настоящему изобретению. Известно, что с увеличением глубины буровой скважины гидростатическое давление флюида повышается. Таким образом, полагают, что повышенная ВНСС удерживает афроны от коалесценции, хотя размер микропузырьков уменьшается. 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. 8 Флюид для заливки может состоять из более чем одной жидкости, например, из жидкости, диспергированной или эмульгированной в другой, основной жидкости, в которой первая относительно нерастворима, т.е. дисперсии или эмульсии типа вода-в-масле, масло-в-воде и других жидкостей, в которых "водная фаза" означает водную или водорастворимую жидкость,а "маслянистая фаза" означает водонерастворимую жидкость. Основной жидкостью может быть как водная, так и маслянистая жидкость. Если основной жидкостью является водная жидкость, то флюид для заливки имеет непрерывную водную фазу. Если основной жидкостью является маслянистая жидкость, то непрерывная фаза флюида для заливки является маслянистой. Основная водная жидкость может представлять собой чистую воду, морскую воду или солевой раствор, содержащий такие растворимые соли, как хлорид натрия, хлорид калия,хлорид кальция, хлорид магния, бромид натрия,бромид калия, бромид кальция, бромид цинка,формиат натрия, формиат калия, формиат цезия,а также их смеси. Солевой раствор может содержать одну или более из растворимых солей в любой требуемой концентрации вплоть до насыщения. Если отсутствие твердых частиц во флюиде не требуется или не желательно, возможно использование перенасыщенных растворов солей. Основная маслянистая фаза может представлять собой любую органическую водонерастворимую жидкость, которую можно загустить до нужной степени и которая, будучи помещенной в буровую скважину в участке заклинившей трубы или инструмента, приведет к разрушению глинистой корки или к снижению избыточного давления другим путем, что приведет к высвобождению трубы или инструмента. Примерами маслянистых жидкостей могут быть минеральные масла и их фракции, растительные масла, различные синтетические органические жидкости, такие как олигомеры ненасыщенных углеводородов, сложные эфиры карбоновых кислот, сложные эфиры фосфорных кислот,простые эфиры, полиалкиленгликоли, диглимы,ацетали и т.п. Основная жидкость как водная, так и маслянистая, может содержать другие материалы,жидкие или твердые, которые могут быть растворимы и нерастворимы в ней. В данной области техники известны различные методы повышения ВНСС жидкости. Так, водные среды могут быть загущены добавлением некоторых полимеров, которые придают жидкости высокий предел текучести и свойство разжижения при сдвиге. Прежде всего, используют биополимеры, продуцируемые бактериями, грибами или другими микроорганизмами на подходящем субстрате. Примером таких биополимеров служат полисахариды, известные как 9 ксантановые камеди, продуцируемые бактериями Xanthomonas compestris. Они выпускаются несколькими фирмами, включая Kelco Oil FieldGroup, Inc. под торговыми марками "Xanvis" и"Kelzan"; Rhone-PoulencChimie Fine под торговой маркой "Rhodopol 23-p"; Pfizer Inc. под торговой маркой "Flocon 4800C"; Shell InternationalChemical Company of London, U.K. под торговой маркой "Shellflo ZA"; и Drilling Specialties Company под торговой маркой "Flowzan". Примеры можно найти в патенте США 4299825 и патенте США 4758356, каждый из которых включен в описание данного изобретения в виде ссылки. Другими биополимерами, используемыми во флюидах по настоящему изобретению,являются так называемые велановые камеди,являющиеся продуктом ферментации микроорганизма рода Alcaligenes. Примеры можно найти в патенте США 4342866, включенном в описание данного изобретения в виде ссылки. Геллановые камеди описаны в патенте США 4503084, включенном в описание данного изобретения в виде ссылки. Шлероглюкановые полисахариды, продуцируемые грибами видаSclerotium, описаны в патенте США 3301848,включенном в описание данного изобретения в виде ссылки. Шлероглюкан выпускается под торговыми марками "Polytran" фирмой PillsburyCompany и "Actigum CS-11" фирмой СЕСА S.A. Сукциноглюкановые полисахариды получают культивированием слизеобразующих штаммовradiobacter NCIB 11883 и их мутантами, как описано в европейских патентахA40445 или А 138255. Сукциногликановый биополимер выпускается фирмой Shell International Chemical"Shellflo-S". Другими водорастворимыми полимерами,придающими водным жидкостям реологическое свойство разжижаться при сдвиге, являются производные альгиновой кислоты, такие как гидроксипропилальгинат, альгинат натрия,смешанный альгинат натрия и кальция, смешанный альгинат кальция и аммония и другие. При сшивании растворов альгината натрия insitu двухвалентным катионом, таким как кальций, получают жидкости с повышенной ВНСС. Минимальная концентрация полимера, необходимая для увеличения ВНСС флюида, может быть определена стандартным тестированием. Минимальная концентрация представляет количество полимера, достаточное для придания флюиду искомой ВНСС. Обычно концентрация полимеров во флюиде составляет от приблизительно 1,4 кг/м 3 (0,5 ppb) до приблизительно 28,5 кг/м 3 (10 ppb), предпочтительно от приблизительно 2,85 кг/м 3 (1,0 ppb) до приблизительно 14,3 кг/м 3 (5,0 ppb). 10 Некоторые водные жидкости могут быть загущены с использованием смеси диспергированной смектитовой глины, такой как бентонит натрия, и смешанного гидроксида металлов, как изложено в патентах США 4664843 и 5094778. Действительно, водные флюиды с повышенным ВНСС могут быть получены флокуляцией водной дисперсии бентонитовой глины или введением во флюид необогащенного бентонита натрия до концентрации 71,25 кг/м 3 (25ppb) или более. Масляные жидкости могут быть загущены различными материалами, такими как органофильные глины, коллоидные мореные кремнеземы, смолы, полимеры, димеры кислот, соли жирных аминов и анионных полисахаридов,соли жирных кислот и катионных полисахаридов, а также смеси этих материалов, как хорошо известно в данной области техники. В патенте США 4816551, Oehler и соавт., описано использование амидной смолы с органофильными глинами для получения флюидов со свойством разжижаться при сдвиге. Афронобразующее ПАВ, используемое во флюиде для заливки по настоящему изобретению, должно быть совместимо с основной жидкостью и загустителем, для поддержания необходимых величин ВНСС жидкости. ПАВ так же может содержать один и более стабилизаторов,таких как алкильные спирты, жирные алкиламиды и алкилбетаины. Обычно алкильная цепь содержит от 10 до 18 атомов углерода. Афронобразующее ПАВ может быть анионным, неионным или катионным в зависимости от совместимости с загустителем. В ежегодном издании "McCutcheon's EmulsifiersDetergents",МС Publishing Co., McCutcheon Division, перечислено большое количество ПАВ и их производителей. Предпочтительными анионными пенообразующими ПАВ являются алкилсульфаты, альфа-олефинсульфонаты, сульфированные алкил (гидроксиалкил) эфиры, рафинированные нефтесульфонаты и смеси этих материалов. Обычно алкильная цепь таких ПАВ содержит от 8 до 18 атомов углерода, предпочтительно от 12 до 16 атомов. Предпочтительными неионными ПАВ являются этоксилированые спирты и аминоксиды с алкильной цепью, содержащей от 10 до 18 атомов углерода, предпочтительно от 12 до 16 атомов углерода. В случае непрерывной маслянистой фазы предпочтительными являются ПАВ на основе фторуглеродов. Типичными выпускаемыми в промышленности ПАВ являются: (1) алкилсульфаты - торговая марка DUPONOL фирмы Witco Corp.; торговая марка RHODAPON фирмы RhonePoulenc; торговая марка STEOL фирмы StepanCHEMOXIDE фирмы Chemron Corp.; (7) бетаины - торговая марка CHEMBETAINE фирмы Chemron Corp.; торговая марка REWOTERIC фирмы Witco Corp.; торговая марка MIRATAINE фирмы Rhone-Poulenc; (8) ПАВ на основе фторуглеродов - торговая марка(9) жирные алканамиды - торговая марка ALKAMIDE фирмы Rhone-Poulenc; торговая марка AMIDEX фирмы Chemron Соrр; торговая марка WITCAMIDE фирмы Witco Corp. В патенте США 5639443, включенном в описание данного изобретения в виде ссылки,описано, что подходящие для образования микропузырьков ПАВ включают блоксополимеры полиоксипропилена и полиоксиэтилена, сложные эфиры cахаров, жирные спирты, алифатические аминоксиды, алифатические сложные эфиры гиалуроновой кислоты, соли алифатических сложных эфиров гиалуроновой кислоты,додецилполи(оксиэтилен)этанол, нонилфеноксиполи(оксиэтилен)этанол,гидроксиэтилцеллюлоза, сложные эфиры гидроксиэтилцеллюлозы и жирных кислот, декстраны, сложные эфиры декстранов и жирных кислот, сорбит, сложные эфиры сорбита и жирных кислот, желатин,сывороточные альбумины,фосфолипиды,сложные эфиры жирных кислот и полиоксиэтилена, такие как полиоксиэтиленстеараты, простые эфиры полиоксиэтилена и жирных спиртов, сложные эфиры полиоксиэтиленированного сорбита и жирных кислот, глицерилполиэтиленгликольоксистеарат, глицерилполиэтиленгликольрицинолат, этоксилированные соевые стерины, этоксилированные касторовые масла и их гидрированые производные, холестерин,жирные кислоты, содержащие от 12 до 24 атомов углерода, и их соли, а также ПАВ, которые образуют упорядоченные структуры в растворе и придают жидкости неньютоновское вязкоупругое поверхностное натяжение, такие как ПАВ на основе cахаров и белков или ПАВ на основе гликопротеинов. Один из таких предпочтительных ПАВ имеет сахаридную или другую углеводную группу в качестве начальной группы и углеводород или фторуглерод в качестве концевой группы. Известно большое количество са 002964 12 харидов, которые могут выполнять роль начальной группы ПАВ, такие как глюкоза, сахароза, манноза, лактоза, фруктоза, декстроза,альдоза и т.п Концевая группа ПАВ предпочтительно имеет от 2 до 24 атомов углерода,предпочтительно остаток жирной кислоты (разветвленный или неразветвленный, насыщенный или ненасыщенный), ковалентно связанный с остатком сахара через сложноэфирную связь. Предпочтительная смесь ПАВ содержит неионное или другое ПАВ в комбинации с одним или более неньютоновским вязкоупругим ПАВ. Как описано Wheatley и соавт. в патенте США 5352436, включенном в описание данного изобретения в виде ссылки, подходящие для получения стабилизированных микропузырьков газа ПАВ включают в себя первое растворимое ПАВ и второе диспергируемое ПАВ. Подходящие первые ПАВ включают сложные эфиры полиоксиэтилена и жирных кислот, такие как полиоксиэтиленсорбитмонолаурат, полиоксиэтиленсорбитмоностеарат, полиоксиэтиленсорбиттристеарат, полиоксиэтиленсорбитмоноолеат и их смеси. Подходящие вторые ПАВ,которые отличаются от первых ПАВ, включают сорбитмоностеарат, сорбитмоноолеат и их смеси. В патенте США 4684479, D'Arrigo,включенном в описание данного изобретения в виде ссылки, описаны смеси ПАВ, состоящие из(а) компонента, выбранного из группы, включающей сложные моноэфиры глицерина и насыщенных карбоновых кислот, содержащие от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода, и алифатические спирты, содержащие от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода; (б) сложного эфира стерина и ароматической кислоты; (в) компонента,выбранного из группы, включающей стерины,терпены, желчные кислоты и их соли щелочных металлов; (г) компонента, выбранного из группы, включающей сложные эфиры стерина и алифатических кислот, содержащих от 1 до приблизительно 18 атомов углерода; сложные эфиры стерина и сахарных кислот; сложных эфиров сахарных кислот и алифатических спиртов, содержащих от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода; сложные эфиры сахаров и алифатических кислот, содержащих от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода, сахарные кислоты, сапонины и сапогенины; и (д) компонента, выбранного из группы, включающей глицерин, сложные дии триэфиры глицерина и алифатических кислот,содержащих от приблизительно 10 до приблизительно 18 атомов углерода; вышеупомянутые компоненты представлены в смеси в массовом соотношении а:б:в:г:д = 2-4:0,5-1,5:0,5-1,5:01,5:0-1,5. Фторсодержащие ПАВ включают без ограничения перечисленных: (i) фторированые теломеры, (ii) амфотерные фторсодержащие 13 ПАВ, (iii) полифторированый аминоксид, (iv) фторалкилэтилтиополиакриламиды, (v) перфторалкилэтилтиополиакриламиды, (vi) производные хлорида 2-гидрокси-N,N,N-триметил-3 гамма-омега-перфтор-(С 6-С 20-алкил)тио-1-пропанаммония, (vii) фтороалкилсульфонат натрия и (viii) натриевые соли производного 2-[1 окси-3(гамма-омега-перфтор-С 16-С 26-aлкил)тио] пропиламино-2-метил-1-пропансульфоновой кислоты. Требуемые концентрации афронобразующего ПАВ обычно ниже, чем критическая концентрация мицеллообразования (ККМ) ПАВ или смеси ПАВ. Оценить объем образовавшихся афронов можно по уменьшению плотности, которое происходит в процессе образования афронов во флюиде. В случае использования чрезмерно высокой концентрации афронобразующего ПАВ, может произойти являющееся нежелательным вспенивание жидкости. Мы определили, что с увеличением ВНСС концентрация ПАВ может быть увеличена без какого-либо отрицательного эффекта на свойства флюида. Таким образом, концентрация афронобразующего ПАВ, которая может быть определена стандартным тестированием, является количеством ПАВ, необходимым для образования достаточного числа афронов для достижения требуемого уменьшения плотности, но, предпочтительно, недостаточного для образования устойчивой пены на поверхности флюида. При необходимости плотность флюидов для заливки может быть подобрана путем добавления во флюиды утяжелителей или растворимых солей, как хорошо известно в данной области техники. Утяжелитель предпочтительно добавляется во флюид до образования или введения афронов, а затем конечная плотность афронсодержащего флюида для заливки доводится до требуемой величины варьированием концентрации афронов. Кроме того, флюид для заливки может содержать другие функциональные материалы,известные как эмульсификаторы, смачивающие вещества и т.п. Когда бурильная колонна или другое скважинное оборудование заклинивает в глинистой корке, образованной из твердых частиц влажных скважинных жидкостей на стенке ствола скважины в проницаемой формации, и считается, что это заклинивание произошло изза перепада гидростатического давления вдоль бурильной колонны, труба или инструмент могут быть высвобождены путем практически полного заполнения флюидом для заливки по настоящему изобретению пространства скважины вне бурильной колонны в проницаемой формации. Флюид для заливки выдерживают в скважине в контакте с глиняной коркой в течение времени, достаточного для изменения или разрушения корки таким образом, чтобы в результате действия флюида корка была обезво 002964 14 жена или сжата и были образованы трещины, и чтобы флюид проникал через корку твердых частиц, образованную из влажных скваженных жидкостей. Такое течение флюида из скважины в корку через образованные трещины должно,по меньшей мере, частично снять или уменьшить перепад давления через трубы бурильной колонны или другое скважинное оборудование. Флюид для заливки может быть выдержан в контакте с глинистой коркой в течение дополнительного времени для дальнейшего сжатия,растрескивания корки и проникновения флюида через корку, таким образом флюид для заливки полностью проникает через корку и смачивает поверхность проницаемой формации. Смачивание поверхности проницаемой формации с помощью флюида для заливки уменьшает силы адгезии между коркой влажных твердых частиц и забоем скважины, и таким образом корка,контактирующая с бурильной колонной, может оторваться от поверхности породы с большей вероятностью, и в то же время может оставаться в сцеплении с бурильной колонной. Дальнейшее выдерживание флюида для заливки в контакте с коркой из влажных твердых частиц приводит к проникновению флюида в проницаемую формацию и установлению градиента давления от скважины вне бурильной колонны через корку к формации, уменьшая таким образом перепад давления, который продвигает бурильную колонну относительно корки. В процессе установления градиента давления от ствола скважины через корку в формацию, проникновение флюида для заливки через трещины в корке не ограничено проникновением через указанный участок корки, в котором заклинило бурильную колонну. Флюид, проникающий через корку с обоих краев этого участка, может свободно проникать в формацию и распространяться в ней до участка за бурильной колонной, при этом устанавливается градиент давления от бура скважины через корку в формацию. Этот градиент давления значительно уменьшает силу, удерживающую бурильную колонну в корке за счет гидростатического давления в скважине. Обезвоживание и растрескивание корки, происходящее при проникновении флюида для заливки в корку, приводят также к изменению трения между коркой и бурильной колонной. В результате некоторых или всех вышеперечисленных сил, бурильная колонна высвобождается из участка заклинивания или прихвата в стенке скважины. После того как флюид для заливки заполнил участок проницаемой формации и предпочтительно после того как такой флюид выдерживают в скважине в течение длительного времени, достаточного для того, чтобы флюид вызвал обезвоживание или сжатие и растрескивание корки и проник через корку, трубу можно расхаживать с помощью обычных механических методов, таких как кручение и раскачивание, 15 чтобы облегчить высвобождение колонны из стенки скважины. Время, необходимое для того, чтобы под действием флюида для заливки произошло сжатие, растрескивание корки и проникновение через корку, невозможно определить точно, часто оно составляет от нескольких минут до нескольких часов в зависимости от конкретного состояния скважины, состава корки, ее проницаемости и других факторов. Для помещения флюида для заливки в скважину в проницаемой формации может быть использован любой известный в данной области техники способ. Один из предпочтительных способов заполнения скважины в проницаемой породе флюидом для заливки по настоящему изобретению заключается во введении порции такого флюида в жидкость, циркулирующую в скважине, и закачивании этой порции флюида после закачивания бурового раствора, используемого для бурения скважины, вниз вдоль бурильной колонны, а затем вверх вдоль скважины вне бурильной колонны до требуемого участка, и в остановке циркуляции в момент достижения флюидом необходимого участка. Такой способ доставки флюида для заливки в определенные участки хорошо известен в данной области техники. Без ограничения перечисленным, считается, что содержащиеся во флюиде для заливки афроны эффективно закупоривают породу после высвобождения заклинившей трубы или инструмента, препятствуя, таким образом, дальнейшему заклиниванию трубы. Следующие примеры приведены для иллюстрации изобретения, но не ограничивают объем притязаний изобретения. Были исследованы следующие афронобразующие ПАВ: STEPOSOL СА-207, алкилэфирсульфат аммония с активностью 60%; STEOL CS-460, лаурилсульфат натрия с активностью 60%; и NEODOL 25-3, триэтиленоксидэтоксилат С 12-С 15 спирт. В таблицах и настоящем описании используют следующие сокращения: мПас = миллипаскаль в секунду; г = граммы; bbl = 42 галлонный баррель, ррg = фунты на галлон; ppb = фунты на баррель; psi = фунты на квадратный дюйм; об./мин = оборотов в минуту; STI = индекс разжижения при сдвиге, являющийся отношением вязкостей по Брукфельду при 0,5 об./мин и при 100 об./мин, т.е. степень разжижения при сдвиге; об. = объем. Пример 1. 1,5 г ксантановой камеди гидратируют в 175 г (0,5 bbl) воды. 0,5 г афронобразующего ПАВ (STEPOSOL СА-207) добавляют при перемешивании на 6-скоростном смесителе Hamilton Beach, установленном на минимальную скорость. К этому афронсодержащему флюиду медленно добавляют 91,5 г (0,3 bbl) смеси 90 г дизельного масла и 1,5 г маслорастворимого ПАВ (NEODOL 25-3). Указанный афронсодержащий флюид типа масло-в-водеCA-207 и 5,356 кг/м 3 (1,875 ppb) NEODOL 253, причем жидкая фаза содержит 37,5 об.% дизельного масла и 62,5 об.% воды. Пример 2. 1,5 г ксантановой камеди гидратируют в 175 г (0,5 bbl) воды. 1,0 г афронобразующего ПАВ, STEOL CS-460, добавляют при перемешивании на 6-скоростном смесителеHamilton Beach, установленном на минимальную скорость. К этому афронсодержащему флюиду медленно добавляют 61 г (0,2 bbl) смеси 60 г дизельного масла и 1,0 г NEODOL 253. Этот афронсодержащий флюид типа масло-вводе содержит 6,113 кг/м 3 (2,14 ppb) ксантановой камеди, 4,085 кг/м 3 (1,43 ppb) STEOL CS460 и 4,085 кг/м 3 (1,43 ppb) NEODOL 25-3,причем жидкая фаза содержит 28,6 об.% дизельного масла и 71,4 об.% воды. Пример 3. 300 г (1,0 bbl) минерального масла с низкой вязкостью загущают с помощью 7,0 г мореного кремнезема Cab-O-Sil М 5. 6,0 гbbl) смеси 1,25 г ПАВ STEOL CS-460 и 87,25 г воды. Образуется флюид типа масло-в-воде с чрезвычайно высокой вязкостью. Затем отбирают 180 г и обозначают его как образец А. Для снижения вязкости добавляют 28 г (0,079 bbl) смеси, содержащей 0,394 г ПАВ STEOL CS460 и 27,606 г воды. Данный афронсодержащий флюид типа масло-в-воде содержит 14,355 кг/м 3(1,08 ppb) ПАВ STEOL CS-460, причем жидкая фаза содержит 72,85 об.% масла и 27,15 об.% воды. Пример 4. 174 г образца 1, полученного в примере 3, смешивают с 102 г смеси 1,44 г ПАВSTEOL CS-460 и 100,56 г воды. К этому флюиду добавляют 2,0 г ксантановой камеди,затем 37 г смеси 0,52 г ПАВ STEOL CS-460 в 36,48 г воды. Данный афронсодержащий флюид типа масло-в-воде содержит 8,827 кг/м 3 (3,09STEOL CS-460, причем жидкая фаза содержит 68,7 об.% масла и 31,3 об.% воды. Пример 5. 8,0 г органофильного гекторитаbbl) дизельного масла с 1 г пропиленкарбоната в качестве диспергатора, при этом образуется вязкая взвесь. 2,0 г ПАВ STEOL CS-460 добавляют при перемешивании на высокоскоростном смесителе. Афроны вводят в вязкий флюид из воронки в перемешиваемую смесь. Пример 6. Повторяют операции, указанные в примере 5, в тех же условиях, но с использованием 11,0 г CARBO-GEL. Во флюидах, полученных в примерах 1-6,измеряют вязкость по Брукфельду при 0,5 об./мин, которая является мерой ВНСС, и вязкость по Брукфельду при 100 об./мин. Соотношение вязкости при 0,5 об./мин к вязкости при 100 об./мин является степенью разжижения флюидов при сдвиге. Измеряют также плотность флюидов и используют эту величину для расчета концентрации афронов во флюидах по уравнению: Полученные данные приведены в табл. 1. Реальная плотность(флюида) на основе обращенной маслянистой эмульсии, содержащей смесь дизельное масло/вода в соотношении 80/20 и содержащей 15,67 кг/м 3 (5,5 ppb) CARBO-GEL, 2,85 кг/м 3(229 ppb) барита, причем внутренняя водная фаза содержит 30 мас.% хлорида кальция, помещают в высокоскоростной лабораторный Жидкость гомогенизирована Нет Да Пример 8. Флюиды, содержащие композиции флюидов согласно примерам 1, 2, 3, 4, 5, 6 и 7 используют в качестве флюида для заливки для высвобождения бурильной трубы, заклинившей в буровой скважине. Объем флюида,достаточный для заполнения участка, в котором труба заклинила в формации, циркулируют вниз вдоль бурильной трубы к участку заклинивания трубы. Циркуляцию останавливают и флюид для заливки выдерживают в скважине в течение времени, достаточного для высвобождения трубы под воздействием флюида. Периодически трубу расхаживают обычными механическими методами, такими как вибрация, для ускорения высвобождения трубы. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Флюид, предназначенный для высвобождения заклинивших труб или инструментов внутри буровой скважины, отличающийся тем,что он содержит жидкость, выбранную из группы, состоящей из водных жидкостей, маслянистых жидкостей и их смесей, включающую вppb) фторуглеродного ПАВ (неионный фторалифатический полимерный сложный эфир) перемешивают в течение 5 мин. Затем измеряют плотность и вязкость по Брукфельду. Данный флюид, содержащий приблизительно 9,7% афронов, пропускают через гомогенизатор APVGaulin при давлении 6895 кН/м 2 и снова измеряют плотность и вязкость. Полученные данные представлены в табл. 2. Таблица 2 Концентрация Плотность афронов ррg (кг/м 3) об.% 11,43 (1369,31) 9,7 11,52 (1380,1) 7,5 себя, по меньшей мере, один загуститель, афронобразующее ПАВ и афроны, причем флюид имеет вязкость при низкой скорости сдвига, измеренную с помощью вискозиметра Брукфельда при 0,5 об./мин, равную, по меньшей мере, около 10000 мПас. 2. Флюид по п.1, отличающийся тем, что вязкость при низкой скорости сдвига составляет, по меньшей мере, около 40000 мПас. 3. Флюид по п.1, отличающийся тем, что в качестве жидкости, включающей в себя загуститель, он содержит непрерывную водную фазу с загустителем. 4. Флюид по п.1, отличающийся тем, что в качестве жидкости, включающей в себя загуститель, он содержит непрерывную маслянистую фазу с загустителем. 5. Флюид по п.1, отличающийся тем, что вязкость при низкой скорости сдвига составляет, по меньшей мере, 111000 мПас. 6. Флюид по одному из пп.1, 2 или 5, отличающийся тем, что концентрация афронов на 19 ходится в интервале между 7,5 и 17,8 об.% от объема флюида. 7. Флюид по одному из пп.1, 2, 3, 4, 5 или 6, отличающийся тем, что указанный, по меньшей мере, один загуститель содержит биополимер. 8. Флюид по одному из пп.1, 2, 3, 4, 5 или 6, отличающийся тем, что указанный, по меньшей мере, один загуститель содержит альгинатный полимер. 9. Флюид по одному из пп.1, 2, 3, 4, 5 или 6, отличающийся тем, что указанный, по меньшей мере, один загуститель содержит бентонитовую глину. 10. Флюид по одному из пп.1, 2, 3, 4, 5 или 6, отличающийся тем, что указанный, по меньшей мере, один загуститель содержит бентонитовую глину и добавку. 11. Способ высвобождения заклинившей в буровой скважине трубы или инструмента, отличающийся тем, что сначала вводят флюид по одному из пп.1, 2, 3, 4, 5 или 6 на глубину участка заклинившей трубы или инструмента в 20 объеме, достаточном для вытеснения скважинной жидкости из всего участка заклинивания, и затем выдерживают флюид в течение времени,достаточного для проникновения флюида и высвобождения заклинившей трубы или инструмента. 12. Способ по п.11, отличающийся тем, что используют флюид, включающий в себя, по меньшей мере, один загуститель, содержащий биополимер. 13. Способ по п.11, отличающийся тем, что используют флюид, включающий в себя, по меньшей мере, один загуститель, содержащий альгинатный полимер. 14. Способ по п.11, отличающийся тем, что используют флюид, включающий в себя, по меньшей мере, один загуститель, содержащий бентонитовую глину. 15. Способ по п.11, отличающийся тем, что используют флюид, включающий в себя, по меньшей мере, один загуститель, содержащий бентонитовую глину и добавку.