Буровые растворы на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества и способы применения

БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА ОСНОВЕ ВЯЗКОУПРУГОГО ПОВЕРХНОСТНОАКТИВНОГО ВЕЩЕСТВА И СПОСОБЫ ПРИМЕНЕНИЯ Настоящее изобретение относится к буровым растворам. Описан буровой раствор на водной основе, содержащий амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, включающее соединение формулы причем значения радикалов раскрыты в формуле изобретения; по меньшей мере один смешиваемый амин, выбранный из триэтаноламина, метилдиэтаноламина, диметилэтаноламина, диэтаноламина,моноэтаноламина и аммиака; и модифицированный крахмал, который структурирован по меньшей мере одним соединением, выбранным из эпихлоргидрина, оксихлорида фосфора, адипиновыхуксусных ангидридов и триметафосфата натрия. Описаны также способы бурения подземных скважин, способы снижения потери жидкости из подземных скважин и способы завершения ствола скважин с использованием упомянутого выше бурового раствора. Область изобретения Варианты, описанные здесь, относятся в основном к буровым растворам. В частности, варианты,описанные здесь, относятся к буровым растворам на водной основе, которые, в частности, могут найти применение при бурении скважин через продуктивный интервал пласта. Во время бурения ствола скважины обычно в скважине используют различные жидкости для осуществления разнообразных функций. Жидкости могут циркулировать через бурильную колонну и буровую коронку в скважину, а затем могут течь вверх через ствол скважины на поверхность. Во время этой циркуляции буровой раствор может действовать как средство для удаления бурового шлама со дна скважины на поверхность, суспендирования шлама и утяжелителей, когда циркуляция прерывается, регуляции давления в скважине, сохранения целостности ствола скважины до тех пор, пока профиль скважины обсаживается и цементируется, изоляции от жидкостей из пласта путем обеспечения достаточного гидростатического давления для предотвращения поступления жидкостей пласта в ствол скважины, для охлаждения и смазки бурильной колонны и коронки и/или для максимизации скорости проходки. Однако другим буровым раствором, используемым в стволе скважины после операции бурения, является раствор для завершения бурения. Раствором для завершения бурения, в широком смысле, называется любая жидкость, закачиваемая на дно скважины после того, как операции бурения завершены,включая жидкости, вводимые во время кислотной обработки, пробивания, образования трещин, капитального ремонта и т.д. Буровой раствор для вскрытия пласта является специфическим типом бурового раствора, который предназначен для бурения и завершения профиля скважины в пласте, в необсаженном стволе скважины, т.е. в продуцирующей части пласта. Такие растворы предназначены для компенсации требований пласта в связи с процессами бурения и завершения. В частности, желательно защитить пласт от повреждения и потери жидкости и не помешать будущей продуктивности. Большинство буровых растворов для вскрытия пласта содержат несколько твердых веществ, включая загустители, буровой шлам и добавки, используемые в качестве закупоривающих средств для предотвращения потери циркуляции и в качестве баритового утяжеляющего материала для регуляции давления в пласте. Во время бурения образуется глинистая корка в виде накопления частиц разных размеров и видов. Эта глинистая корка должна удаляться во время начального режима работы добычи или физически, или химически (т.е. с помощью кислот, окислителей и/или ферментов). Количество и тип бурового шлама влияют на эффективность этих очистных обработок. А также на эффективность очистки ствола скважины перед добычей влияет наличие полимерных добавок, которые могут быть устойчивы к разложению с использованием общепринятых дробящих веществ. Разработка буровых растворов, которые могут гарантировать минимальное проникновение в породу пласта, необходима для завершения скважин с необсаженным забоем. Такие средства должны блокировать поры около проходного отверстия и затем предотвращать проникновение дополнительной жидкости в породу. Примерами формаций, при которых часто возникают проблемы, являются высоко проницаемые и/или плохо консолидированные формации, и таким образом, может быть применена методика, известная как подразбуривание. При проведении процесса подразбуривания ствол скважины бурят так, чтобы проникнуть в зону, несущую углеводороды, с использованием обычных методик. Обсадная колонна обычно устанавливается в стволе скважины до точки как раз над несущей углеводороды зоной. Несущую углеводороды зону затем можно перебурить до более широкого диаметра, например, используя расширяющий подрасширитель, который увеличивает диаметр ствола скважины. Подразбуривание обычно выполняют, используя такие специальные растворы чистого бурения, растворы для забуривания. Обычно растворы для забуривания, используемые при подразбуривании, являются водными, с высокой плотностью минеральными растворами, которые загущаются с помощью гелирующего и/или структурированного полимера для помощи по удалению бурового шлама. Однако издержки по таким жидкостям ограничивает их общее использование в процессе бурения. Когда целевой подземный пласт имеет высокую проницаемость, значительное количество бурового раствора может быть потеряно в пласте. Когда буровой раствор теряется в пласте, его трудно удалить. Удаление бурового раствора на водной основе желательно для максимизации продукции углеводородов из пласта. Специалистам хорошо известно, что минеральные растворы на основе бромида кальция и цинка могут образовывать высокостабильные, не растворимые в кислоте соединения при реакции с породой сами по себе или с веществами, содержащимися в пласте. Эти реакции часто могут существенно снижать проницаемость пласта в отношении любого последующего наружного потока желаемых углеводородов. Как должно быть хорошо известно специалистам в данной области, широко и общепринято, что наиболее эффективный путь по предотвращению такого повреждения в отношении пласта состоит в ограничении потери жидкости в пласте. Таким образом, обеспечение эффективной борьбы с потерей жидкости является высоко желательным для предотвращения повреждения несущего углеводороды пласта. Например, такое повреждение может происходить во время, при завершении бурения, забуривания, замещения, гидравлического разрыва, переработки, размещении жидкости транспортировщиком, обработке скважины или при операциях испытания. Одна из групп загустителей, обычно используемых в нефтяной промышленности, включает полимерные структуры, начиная с молекулярной массы от сотен тысяч до нескольких миллионов граммов на моль. Эти большие химически связанные структуры часто структурируются с дальнейшим повышением молекулярной массы и эффективной вязкости на грамм полимера, добавленного к раствору. Такие типы загустителей включают полимерные добавки, устойчивые к биоразрушению, расширяя применимость добавок в отношении срока службы бурового раствора. Конкретные примеры биодеградации используемых устойчивых полимерных добавок включают такие биополимеры, как ксантаны (ксантановая камедь) и склероглюкан; разные полимеры на акриловой основе, такие как полиакриламиды и другие полимеры на акриламидной основе и производные целлюлозы, такие как диалкилкарбоксиметилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза и натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы, гуаровая камедь, фосфоманнаны, склерогликаны, глюканы и декстран. Из-за высокой температуры, высокого усилия сдвига (вызванного накачиванием насосом и расположением), высокого давления и низкого рН, которым подвергаются скважинные жидкости(напряженное состояние), полимерные материалы, используемые для тампонов от потери жидкости и для загущения буровых растворов, имеют склонность довольно быстро разлагаться. В частности, у многих видов целлюлоз и целлюлозных производных (таких как ГЭЦ (НЕС, используемых в качестве загустителей и средств для борьбы с потерей жидкости значительное разложение происходит при температурах около 200F (93,33C) и выше. ГЭЦ, например, считается достаточно стабильной, чтобы использоваться в условиях окружающей среды при не более чем примерно 225F (107,22 С). Подобным же образом, из-за высокой температуры, высокого усилия сдвига, высокого давления и низкого рН, которым подвергаются буровые растворы, ксантановую камедь считают достаточно устойчивой, чтобы использовать ее в условиях окружающей среды при не более чем примерно от 290 до 300F (от 143,33 до 148,89 С). Большие молекулы этих соединений вполне стабильны в температурных условиях, которые обычно встречаются в подземном пласте. Однако эта термическая стабильность, как полагают, способствует снижению продуктивности скважины. В результате, были разработаны дорогие и часто коррозионные разрушители, чтобы разрушать молекулярный скелет этих полимерных структур. Эти разрушители обычно являются окислителями или ферментами и, в лучшем случае, только частично эффективны с типичной очисткой нефтеносного слоя до менее 80% завершенности, а чаще до менее 50% завершенности. Соответственно, существует непрерывная потребность в скважинных флюидах, которые не повреждают пласт и легко удаляются, в частности, для использования при бурении через нефтеносный интервал пласта. Краткое изложение сущности изобретения В одном из аспектов воплощения, описанные здесь, относятся к буровому раствору, который включает раствор на водной основе; амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество и модифицированный крахмал. В другом аспекте воплощения, описанные здесь, относятся к способу бурения подземной скважины,который включает бурение подземной скважины с использованием роторной буровой установки и циркулирующего бурового раствора в подземной скважине, где буровой раствор включает непрерывную фазу на водной основе; амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество и модифицированный крахмал. В еще одном аспекте воплощения, описанные здесь, относятся к способу бурения, причем для бурения скважины перед продуктивным интервалом используют другой буровой раствор. В еще одном аспекте воплощения, описанные здесь, относятся к способу снижения потери жидкости из подземной скважины, который включает инжекцию в подземную скважину бурового раствора,содержащего непрерывную фазу на водной основе; амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество и модифицированный крахмал. В еще одном аспекте воплощения, описанные здесь, относятся к способу снижения потери жидкости, который дополнительно включает сбор разрушающей жидкости, имеющей, по меньшей мере, часть разрушенной инвертированной эмульсии с эмульгированной в ней глинистой коркой. В еще одном аспекте воплощения, описанные здесь, относятся к способу снижения потери жидкости, который дополнительно включает начало добычи газонефтяных систем из пласта через ствол скважины. В еще одном аспекте воплощения, описанные здесь, относятся к способу снижения потери жидкости, который включает применение амфотерного поверхностно-активного вещества, которое состоит из соединения, представляемого общей структурой: где R1, R2, R3, R4 и R5 являются углеродными цепями, насыщенными или ненасыщенными, прямы-2 020211 ми или разветвленными, или циклическими, включая ароматические группы, R1 содержит 8-26 атомов углерода, R2 содержит 2-10 атомов углерода, R3, R4 и R5 содержат 1-6 атомов углерода; X представляет N,S или Р и у равен 0 или 1. В еще одном аспекте воплощения, описанные здесь, относятся к способу завершения ствола скважины, который включает бурение ствола скважины с помощью бурового раствора с образованием осадка на его стенках, причем буровой раствор включает непрерывную фазу на водной основе; амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество и модифицированный крахмал; введение разрушающего раствора в скважину и запирание скважины на срок, достаточный для инициации разрушения осадка. В частном варианте способ дополнительно включает набивку гравием по меньшей мере одного интервала ствола скважины. Другие аспекты и преимущества данного изобретения будут очевидны из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения. В одном из аспектов воплощения, описанные здесь, относятся к буровым растворам. В частности,воплощения, описанные здесь, относятся к буровому раствору на водной основе, который может найти особое применение при бурении ствола скважины через нефтеносный интервал пласта. Как обсуждалось выше, при бурении ствола скважины обычно в жидкости необходим загуститель,которым могут быть, например, биополимеры, такие как ксантановая камедь, гуаровая или склероглюкановая смола в жидкостях на водной основе, для получения повышенной вязкости и регуляции вязкости,повышенной прочности геля и/или суспензии и удаления бурового шлама во время операций бурения. Кроме того, некоторые загустители, такие как ксантан, могут также действовать как средство борьбы с потерей жидкости в дополнение к обеспечению реологических свойств. В результате на стенке ствола скважины может образовываться глинистая корка, которая включает в себя такие полимерные добавки. Даже после попытки разрушить такую глинистую корку перед началом добычи из скважины, остаточный полимер часто остается на стенках. Такой остаточный полимер может оказывать повреждающее действие на пласт и свойственную ему продукцию. Таким образом, в соответствии с воплощениями по данному описанию, скважинные флюиды на водной основе могут составляться из, по меньшей мере, одного вязкоупругого поверхностно-активного вещества и модифицированного крахмала для достижения комбинированных реологических свойств,свойств потери раствора и очистных свойств без включения биополимеров. Способы бурения по меньшей мере одного интервала при использовании таких растворов и способы завершения и продукции скважины, пробуренной с помощью такого раствора, также описаны здесь. Кроме того, в то время как растворы по данному описанию могут быть особенно пригодны для использования при бурении продуцирующего интервала ствола скважины, специалист в данной области поймет, что не существует ограничения объема данного изобретения. Скорее такие растворы можно использовать для бурения любых (и всех) интервалов ствола скважины независимо от того, соответствует ли интервал продуцирующего участка или участка продуктивной зоны. Чтобы достичь требуемых для растворов по данному описанию реологических свойств, в растворе может присутствовать по меньшей мере одно амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество. Термин амфотерное относится к соединению, которое может действовать или как кислота, или как основание. Вязкоупругое поверхностно-активное вещество обычно представлено относительно небольшими молекулами, причем каждая молекула обычно представляет менее 500 г на моль (т.е. молекулярная масса менее 500). Эти небольшие молекулы будут связываться при некоторых условиях с образованием структур, которые похожи на полимерные молекулы, но которые являются нестабильными структурами. Отдельные молекулы поверхностно-активного вещества могут скорее связываться с образованием стержнеподобных или спирально-цилиндрических мицелл. Путем включения вязкоупругого поверхностно-активного вещества в раствор можно сделать его вязкоупругим. Вязкоупругими растворами являются те, в которых применение усилия дает повышение напряжения, которое приходит к своему равновесному значению относительно медленно. Поэтому вязкоупругие жидкости могут вести себя как вязкая жидкость или как упругое твердое вещество, в зависимости от усилия, приложенного к системе. Вязкоупругость у растворов, придаваемая поверхностноактивным веществам, может проявляться сама в поведении уменьшения скорости сдвига. Например, когда такой раствор закачивается внутрь скважины, раствор проявляет низкую вязкость, тогда как раствор возвращается к его более вязкому состоянию, когда усилие сдвига уменьшается. Этот эффект уменьшения усилия сдвига может быть результатом строения отдельных молекул поверхностно-активного вещества и склонности этих молекул образовывать стержнеподобные или спиралевидные цилиндроподобные мицеллы. Таким образом, включение вязкоупругого поверхностно-активного вещества может дать возможность раствору вести себя как вязкая жидкость при низких показателях усилия сдвига и как жидкость с низкой вязкостью при высоком усилии сдвига. Вязкоупругий раствор содержит также эластичный компонент, который проявляет себя получением параметра. Это дает возможность суспендировать в вязкоупругой жидкости нерастворимое вещество, например закупоривающие твердые вещества или буровой шлам, в течение большего периодавремени, по сравнению с вязкой жидкостью с той же относи-3 020211 тельной вязкостью с предотвращением гравитационного разделения. Кроме того, когда буровой раствор находится в условиях сдвига и свободно текущей почти жидкости, он должен сохранять достаточно высокую вязкость, достаточную для того, чтобы унести все нежелательное измельченное вещество со дна ствола скважины на поверхность. В соответствии с конкретным воплощением по данному описанию вязкоупругое поверхностноактивное вещество предпочтительно является амфотерным. Подходящими амфотерными поверхностноактивными веществами являются алифатические производные соединений четвертичного аммония, фосфония и сульфония, причем алифатические радикалы содержат от 8 до 18 атомов углерода и могут иметь прямую или разветвленную цепь, и дополнительно содержать анионную солюбилизирующую в воде группу, такую как карбоксил, сульфонат, сульфат, фосфат или фосфонат. В частности, амфотерное поверхностно-активное вещество может быть соединением, представленным общей структурой:N, S или Р и у равен 0 или 1. В конкретном воплощении амфотерным поверхностно-активным веществом может быть алкилбетаин или алкиламидопропилбетаин, где R1 может быть производным от различных жирных кислот, таких как масляная кислота (С 4), капроновая кислота (С 6), каприловая кислота (С 8), каприновая кислота (С 10),лауриновая кислота (С 12), миристиновая кислота (С 14), пальмитиновая кислота (С 16), стеариновая кислота (С 18) и т.д. в дополнение к ненасыщенным жирным кислотам, таким как миристолеиновая кислота(С 14), пальмитолеиновая кислота (С 16), олеиновая кислота (С 18), линолевая кислота (С 18), альфалинолевая кислота (С 18), эруковая кислота (С 22) и т.д. или их смеси. Коммерческие примеры таких поверхностно-активных веществ включают поверхностно-активные вещества, продаваемые под торговым названием MIRATAINE от Rhodia Inc. (Cranbury, New Jersey), включая поверхностно-активные вещества BET-O-type (олеамидопропилбетаин) и BET-E-type (эуркамидопропилбетаин), которые могут промышленно производиться с разной активностью действующего поверхностно-активного вещества (например, 30-40%) в воде с приспосабливающим к зимним условиям средством, таким как пропиленгликоль. Количество активного амфотерного поверхностно-активного вещества по данному изобретению может находиться в интервале от примерно 0,01 до примерно 30%, от примерно 0,5 до примерно 10%, в другом воплощении, между примерно 1 и примерно 5 мас.% от общего количества бурового раствора в еще одном воплощении. Однако специалист в данной области поймет, что могут использоваться и другие количества, поскольку поверхностно-активное вещество присутствует в количестве, достаточном для придания желаемого реологического эффекта путем образования мицелл в буровом растворе. В конкретном воплощении количество активного амфотерного поверхностно-активного вещества может быть выбрано на основе желаемой вязкости для низкой скорости сдвига для конкретного применения. Кроме того, в дополнение к вязкоупругому поверхностно-активному веществу, которое будет придавать реологические свойства, в буровом растворе может быть представлен модифицированный крахмал для придания желаемых свойств по борьбе с потерей раствора, даже при более высоких температурах. Модифицированные крахмалы, используемые в растворах по данному описанию, могут включать химически модифицированные виды крахмала, включая крахмал, обработанный рядом многофункциональных структурирующих средств. В конкретном воплощении химически модифицированный крахмал включает крахмал, имеющий гидроксильные группы, частично замещенные группами сложных эфиров или простых эфиров. В частности, гидроксильные группы могут быть этерифицированы пропиленоксидом с образованием гидроксипропилкрахмала или эстерифицированы монохлоруксусной кислотой с образованием карбоксиметилкрахмала; однако, альтернативно можно использовать другие алкоксилированные или сложные эфиры крахмала, такие как ацетаты крахмала. Кроме того, специалист в данной области поймет, что могут быть представлены и другие модификации. В конкретном воплощении модифицированный крахмал для использования в буровом растворе по данному описанию может включать крахмал, этерифицированный с использованием пропиленоксида в присутствии гидроксида натрия и сульфата натрия. Когда желателен структурированный крахмал, подходящие структурирующие вещества могут включать, например, эпихлоргидрин, оксихлорид фосфора, адипиновый-уксусный ангидриды и триметафосфат натрия. Кроме того, специалист в данной области поймет, что исходное вещество для структурирования может быть химически модифицированным крахмалом, таким как крахмал, имеющий часть гидроксильных групп, замененных группами или сложного эфира, или простого эфира. Выбор между эстерифицированным/этерифицированным крахмалом и/или структурированным крахмалом может зави-4 020211 сеть, например, от конкретной операции бурения (и от пласта), при которой нужно использовать флюид. Например, специалист в данной области поймет, что в зависимости от ожидаемых температур (и, таким образом, потребности в термостабильности), структурирование может обеспечить дополнительную термостабильность крахмалу. Виды крахмала, которые можно использовать в качестве базового материала в модифицированных видах крахмала, включают разновидности крахмала, получаемые из любого растительного источника,такого как кукуруза, пшеница, рис, тапиока, саго, восковая кукуруза, восковой рис, сорго, картофель,горох, корнеплоды, имеющие высокое содержание крахмала и т.д. Крахмал состоит из связанных элементов ангидро-D-глюкозы, имеющих или, главным образом, линейное строение (амилоза), или разветвленное строение (амилопектин). Однако специалист в данной области поймет, что у единственного вида растений может существовать с определенными пропорциями амилозы и амилопектина, и что могут также существовать гибриды с разными пропорциями. Кроме того, известно, что крахмал может также относиться к обычному крахмалу, который содержит как молекулы амилозы, так и амилопектина, или восковой крахмал, который практически представляет все амилопектиновые молекулы. Структурированные виды крахмала по данному описанию могут быть получены с использованием известных методик путем реакции крахмала с соответствующим структурирующим средством в водном растворе в щелочных условиях. Густую суспензию структурированного крахмала затем сушат таким способом, как с помощью горячей барабанной сушилки или экструдера. Кроме того, крахмальные гранулы желатинизируются или частично, или полностью при сушке известным образом. Данный продукт может быть размолот с получением сухого продукта (при желаемом размере частиц), который затем может быть включен в буровой раствор на месте бурения. Хорошо известно измерение вязкости структурированного крахмала с использованием амилографа для определения вязкости C.W. Brabender. С использованием этого измерительного устройства могут быть структурированы разные виды крахмала с получением пика вязкости Брабендера, равного от примерно 800 до примерно 1250, предпочтительно от примерно 920 до примерно 1150 единиц Брабендера,после от примерно 40 до примерно 70 мин взаимодействия при примерно 92 С. Специалист в данной области поймет, что количество структурирующего средства, используемое для достижения этой степени структурирования, будет меняться в зависимости от применяемых условий и материалов. Обычно количество используемого структурирующего вещества может находиться в интервале от примерно 0,05 до 0,15% по массе от массы крахмала; однако специалист в данной области поймет, что данное количество может меняться, например, в зависимости от используемого реагента, условий реакции, вида крахмала и желаемой степени структурирования. Структурированные виды крахмала данного изобретения применяются в растворах для подземной обработки в эффективном количестве для обеспечения контроля над потерей раствора и снижения потери раствора в широком интервале температур. Эффективное количество структурированных видов крахмала будет меняться в зависимости от других компонентов раствора для подземной обработки, а также от геологических характеристик и условий подземной формации, при которых они применяются. Обычно добавку структурированного крахмала для борьбы с потерей раствора можно использовать в количестве от примерно 1 фунта до примерно 10 фунтов (фнт) крахмала на баррель (брл) (от примерно 2,81 кг до примерно 28,13 кг крахмала на м 3) раствора для подземной обработки, предпочтительно от примерно 3 до примерно б фунтов на баррель (от примерно 8,44 до примерно 16,86 кг на м 3). Водные растворы, которые могут образовывать непрерывную фазу вязкоупругого раствора, могут включать по меньшей мере одну из: пресной воды, морской воды, насыщенного минерального раствора,смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей. Например, водный раствор может быть составлен из смесей желаемых солей в пресной воде. Такие соли могут включать (но не ограничиваются этим), например, хлориды щелочных металлов, гидроксиды или карбоксилаты. В разных воплощениях бурового раствора, описанных здесь, насыщенный минеральный раствор может включать морскую воду, водные растворы, в которых концентрация солей меньше, чем их концентрация в морской воде или водных растворах, или водные растворы, в которых концентрация соли больше, чем их концентрация в морской воде. Соли, которые можно обнаружить в морской воде, включают, но не ограничиваются этим, натрий, кальций, серу, алюминий, магний, калий, стронций, кремний, литий и фосфор, соли из хлоридов, бромидов, карбонатов, йодидов, хлоратов, броматов, формиатов, нитратов, оксидов и фторидов. Соли, которые могут быть включены в насыщенный минеральный раствор, включают любые одну или более из тех, которые присутствуют в природной морской воде, или любые другие органические или неорганические растворенные соли. Кроме того, насыщенные минеральные растворы, которые можно использовать в буровых растворах, описанных здесь, могут быть натуральными или синтетическими,причем синтетические минеральные растворы имеют тенденцию быть значительно проще по составу. В одном из воплощений плотность бурового раствора может регулироваться путем повышения концентрации соли в насыщенном минеральном растворе (до насыщения). В конкретном воплощении насыщенный минеральный раствор может включать галоидные или карбоксилатные соли моно- или двухвалентных катионов металлов, таких как цезий, калий, кальций, цинк и/или натрий. Кроме того, когда желательна большая термостабильность, специалист в данной области поймет, что может быть желательно включить смешиваемые с водой растворители, такие как различные гликоли, для улучшения термостабильности жидкой системы. Кроме того, в конкретном воплощении по меньшей мере один твердый материал, такой как закупоривающее вещество или утяжелитель, может быть включен в буровые растворы по данному описанию. Закупоривающие вещества, утяжелители или повышающие плотность вещества, пригодные для использования при некоторых воплощениях, включают галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, илменит,барит, сидерит, целестит, доломит, кальцит и тому подобное. Альтернативно, такие материалы могут также включать волокнистые целлюлозные материалы, графит, кокс, перлит и т.д. Количество такого добавленного материала, если его добавляют, зависит от желаемой плотности конечной композиции. Обычно утяжелитель добавляют, чтобы получить в результате плотность бурового раствора до примерно 24 фунтов на галлон (до примерно 2,87 кг на литр). Утяжелитель предпочтительно добавляют до 21 фунта на галлон (до 2,51 кг на литр), а более предпочтительно, до 19,5 фунта на галлон (до 2,33 кг на литр). В конкретном воплощении в качестве закупоривающего агента можно использовать карбонат кальция при формировании глинистой корки. Кроме того, в конкретном воплощении можно использовать смешиваемый амин в качестве буфера для рН и/или средство теплового растяжения для предотвращения катализируемого кислотой разложения полимеров, присутствующих в жидкости. Подходящий смешиваемый амин может включать триэтаноламин; однако, специалист в данной области поймет, что другие смешиваемые амины, такие как метилдиэтаноламин (МДЭА), диметилэтаноламин (ДМЭА), диэтаноламин (ДЭА), моноэтаноламин (МЭА) или другие подходящие третичный, вторичный и первичный амины и аммиак можно использовать в растворах по данному описанию. Подходящие количества смешиваемого амина могут находиться в интервале от 0,1 до 10 мас.%. Другие добавки, которые обычно содержат буровые растворы, включают, например, средства борьбы с потерей жидкости, общие растворители, увлажняющие вещества, органофильные глины, загустители, поверхностно-активные вещества, диспергаторы, вещества, снижающие поверхностное натяжение,разбавители, разжижающие вещества и чистящие агенты. Добавление таких веществ должно быть известно специалисту в области составления буровых растворов и глинистых растворов. Для изготовления буровых растворов, описанных здесь, можно использовать общепринятые способы аналогично обычно применяемым способам изготовления обычных буровых растворов на водной основе. В одном из воплощений желаемое количество жидкости на водной основе и соответствующее количество вязкоупругого поверхностно-активного вещества и структурированного крахмала, как описано выше, смешивают друг с другом и последовательно добавляют остальные компоненты раствора при непрерывном перемешивании. Кроме того, в пробуриваемый ствол скважины может быть введен разрушающий раствор с растворами по данному описанию, когда желательна очистка/или удаление глинистой корки. Брейкер может быть селективно помещен в ствол скважины, например, путем локального введения раствора через спиральную трубку или путем закачки под давлением. Скважинный анемометр или подобное ему средство может быть использовано для определения потоков жидкости в скважине, которые показывают, где может происходить потеря жидкости в пласте. Обсуждаются разные методы помещения тампона, известные специалистам, например, в патентах США 4662448, 6325149, 6367548, 6790812, 6763888, которые включены в настоящее описание в виде ссылки во всей их полноте. Однако нет ограничений по методикам, по которым размещается разрушающий раствор по данному описанию, что подразумевается в объеме данного изобретения. После достаточного периода времени, т.е. нескольких дней, который даст возможность разрушения или фрагментации глинистой корки, и жидкость может быть возвращена на поверхность для сбора и применения последующих методик регенерации. Может быть желательно последующее промывание ствола скважины промывными жидкостями для обеспечения полного удаления материала глинистой корки, оставшегося там. Специалистам известны различные типы брейкеров, и не подразумевается никаких ограничений по виду брейкера(ов), которые можно использовать для разрушения фильтрационных корок, сформированных из скважинных флюидов по данному описанию. Скорее подразумевается, что любой из ферментного, растворяющего, хелатирующего, подкисляющего или окисляющего брейкеров можно использовать для разрушения фильтрационных корок. В конкретном воплощении может быть желательно включить в комбинацию брейкера фермент/растворитель/кислоту для разрушения структурированного крахмала, загущенного поверхностно-активного вещества и закупоривающих твердых веществ. Примеры Типичный раствор и сравнительный образец раствора (составленный с обычным ксантановым загустителем) были составлены со следующими компонентами, которые показаны ниже в табл. 1. В частности, компоненты включают ECF-975, алкиламидопропилбетаин, SAFECARB, закупоривающее твердое вещество из карбоната кальция, ECF-1758, структурированный картофельный крахмал, FLOVISPLUS, ксантановую камедь и FLOTROL, производное крахмала, все из которых доступны для при-6 020211 обретения у M-I LLC (Houston, Texas). Данные растворы были созданы путем перемешивания с помощью смесителя Hamilton Beach в течение 10-30 мин. Таблица 1 Реологические свойства определяли с применением вискозиметра Fann модель 35, доступного для приобретения у Fann Instrument Company. Потерю жидкости определяли с помощью высокотемпературного датчика высокого давления (ВТВД) АНИ. Результаты представлены ниже в табл. 2. Таблица 2 Глинистые корки, образованные из представленных выше растворов, подвергали высокотемпературному при высоком давлении (ВТВД) фильтрационному испытанию. При ВТВД фильтрационном испытании использовали ВТВД датчик, оборудованный фриттированным диском в качестве пористой среды, на котором образуется глинистая корка. В этом примере глинистые корки образовывались на 20 микронных дисках. При применении усилия 500 фунт/дюйм 2 (34,88 кг/см 2) при 180F (82,22C) на диски глинистой корки вытекающую воду собирали, как показано в табл. 3. Таблица 3 Кроме того, испытывали эффекты загрязнения по раствору 1, включая смазывающее средство,инертные твердые вещества и глину. KLASTOP является полиэтероаминной добавкой, которая подавляет гидратирование глины и которая доступна для приобретения у M-I LLC (Houston, Texas). Количества загрязняющих веществ представлены ниже в табл. 4. Таблица 4 Испытывали реологические свойства загрязненных растворов, и они представлены ниже в табл. 5. Таблица 5 Кроме того, по загрязненному раствору выполняли также модифицированное ВТВД испытание на фильтрацию. Результаты показаны в табл. 6. Таблица 6 Разрушающий раствор составляли, как показано в табл. 7. В частности, компоненты включают DSOLVER, хелатирующее вещество, WELLZYME А, ферментный брейкер, D-SPERSE, поверхностно-активное вещество, все из которых доступны для приобретения у M-I LLC (Houston, Texas). Таблица 7 Разрушение глинистой корки, образованной с помощью раствора 1, испытывали следующим образом. 20-микронные диски, предварительно пропитанные 3% KCl, загружали в модифицированный элемент для ВТВД теста, который заполняли 3% KCl. Закрытый элемент помещали в пластоиспытатель обратного потока, где определяли количество времени для протекания 200 мл через диск при выработке и инжекции при 5 фунт/дюйм 2 (при 351,6 г/см 2). KCl декантировали, и элементы заполняли растворами. На элементы подавалось давление 500 фунт/дюйм 2 (34,9 кг/м 2), и температуре давали достичь 180F(82,22C). После достижения 180F (82,22 С) выполняли испытание по потере жидкости в течение 4 ч и регистрировали сбор фильтрата. Избыточную жидкость сливали/удаляли из элемента, и туда добавляли разрушающую жидкость, показанную в табл. 7. Подавали давление в 500 фунтов (226,8 кг) в течение 30 мин (или до тех пор, пока не соберется 30 мл вытекающей жидкости). Давление снижали до 50 фунт/дюйм 2 (до 3,49 кг/см 2), и элемент удерживали, позволяя глинистой корке пропитаться в течение 72 ч при 180F (82,22 С) при 50 фунт/дюйм 2 (при 3,49 кг/см 2). После 72 ч остаточный брейкер сливали из элемента и элемент заполняли 3% KCl. Срок протекания 200 мл в направлениях добычи и инжекции определяли при 5 фунт/дюйм 2 (при 351,6 г/см 2). Для раствора 1 показан процент возвращения в поток в 97,6 и 99,1% для скоростей продукции и инжекции соответственно. Преимущественно, воплощения по данному описанию могут обеспечивать по меньшей мере одно из следующих. Скважинные растворы по данному описанию могут найти особое применение для бурения через продуктивные интервалы пласта, где может быть особенно желательно повысить возможности очистки, чтобы максимизировать добычу углеводородов. В частности, растворы по данному описанию могут быть особенно желательны для бурения таких целевых интервалов на основе реологических свойств, легкости удаления, качеств обратного потока (включая легкую стимуляцию скважины, повышая обратный поток), и совместимости с методами завершения. Кроме того, желательные реологические свойства включают 1) вязкость при высоких значениях сдвига является достаточно низкой, чтобы гарантировать низкое падение давления во время бурения и 2) показатели геля и вязкости при низких значениях сдвига являются достаточно высокими, чтобы удерживать шлам в суспензии, когда циркуляция раствора прекращается, с исключением, таким образом, образования осадков. Как описано выше, добавки от потери жидкости из структурированного крахмала по данному изобретению дают хороший контроль потери жидкости в широком температурном интервале и в среде, где часто необходимы минерализация,допустимость сдвига и высокой температуры. В то время как данное изобретение было описано в отношении ограниченного числа воплощений,специалисты, имея преимущества данного изобретения, поймут, что могут быть разработаны другие во-9 020211 площения, которые не выходят за объем изобретения, которое описано здесь. Соответственно, объем данного изобретения должен быть ограничен только прилагаемой формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Буровой раствор, содержащий раствор на водной основе; амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, причем амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество содержит соединение, представляемое общей структурой где R1, R2, R3, R4 и R5 являются углеродными цепями, насыщенными или ненасыщенными, прямыми или разветвленными, или циклическими, включая ароматические группы, R1 содержит 8-26 атомов углерода, R2 содержит 2-10 атомов углерода, R3, R4 и R5 содержат 1-6 атомов углерода; X представляет N,S или Р и у равен 0 или 1; по меньшей мере один смешиваемый амин, выбранный из триэтаноламина, метилдиэтаноламина,диметилэтаноламина, диэтаноламина, моноэтаноламина и аммиака; и модифицированный крахмал, причем модифицированный крахмал структурирован по меньшей мере одним соединением, выбранным из эпихлоргидрина, оксихлорида фосфора, адипиновых-уксусных ангидридов и триметафосфата натрия. 2. Буровой раствор по п.1, дополнительно содержащий закупоривающие частицы. 3. Буровой раствор по п.1, в котором амфотерное поверхностно-активное вещество включает по меньшей мере один алкиламидопропилбетаин. 4. Буровой раствор по п.1, в котором модифицированный крахмал включает по меньшей мере один из этерифицированного, эстерифицированного крахмалов или их комбинации. 5. Буровой раствор по п.1, в котором модифицированный крахмал включает амилазу и/или амилопектин. 6. Буровой раствор по п.1, в котором модифицированный крахмал получен, по меньшей мере, из кукурузы, пшеницы, риса, тапиоки, саго, восковой кукурузы, воскового риса, сорго, картофеля и гороха. 7. Буровой раствор по п.6, в котором модифицированный крахмал получен из картофеля. 8. Буровой раствор по п.1, в котором раствор на водной основе содержит пресную воду, морскую воду, насыщенный минеральный раствор, смеси воды и водорастворимых органических соединений и их смеси. 9. Способ бурения подземной скважины, включающий бурение подземной скважины с использованием роторной бурильной установки и циркулирующего в подземной скважине бурового раствора, содержащего раствор на водной основе; амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, причем амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество содержит соединение, представляемое общей структурой где R1, R2, R3, R4 и R5 являются углеродными цепями, насыщенными или ненасыщенными, прямыми или разветвленными, или циклическими, включая ароматические группы, R1 содержит 8-26 атомов углерода, R2 содержит 2-10 атомов углерода, R3, R4 и R5 содержат 1-6 атомов углерода; X представляет N,S или Р и y равен 0 или 1; по меньшей мере один смешиваемый амин, выбранный из триэтаноламина, метилдиэтаноламина,диметилэтаноламина, диэтаноламина, моноэтаноламина и аммиака; и модифицированный крахмал, причем модифицированный крахмал структурирован по меньшей мере одним соединением, выбранным из эпихлоргидрина, оксихлорида фосфора, адипиновых-уксусных ангидридов и триметафосфата натрия. 10. Способ по п.9, в котором буровой раствор используют для бурения продуктивного интервала скважины. 11. Способ по п.10, в котором для бурения скважины перед продуктивным интервалом используют другой буровой раствор. 12. Способ по п.9, в котором используют модифицированный крахмал, полученный, по меньшей мере, из кукурузы, пшеницы, риса, тапиоки, саго, восковой кукурузы, воскового риса, сорго, картофеля и гороха. 13. Способ снижения потери жидкости из подземной скважины, включающий инжекцию в подземную скважину бурового раствора, содержащего непрерывную фазу на водной основе; амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, причем амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество состоит из соединения, представляемого общей структурой где R1, R2, R3, R4 и R5 являются углеродными цепями, насыщенными или ненасыщенными, прямыми или разветвленными, или циклическими, включая ароматические группы, R1 содержит 8-26 атомов углерода, R2 содержит 2-10 атомов углерода, R3, R4 и R5 содержат 1-6 атомов углерода; X представляет N,S или Р и y равен 0 или 1; по меньшей мере один смешиваемый амин, выбранный из триэтаноламина, метилдиэтаноламина,диметилэтаноламина, диэтаноламина, моноэтаноламина и аммиака; и модифицированный крахмал, причем модифицированный крахмал структурирован по меньшей мере одним соединением, выбранным из эпихлоргидрина, оксихлорида фосфора, адипиновых-уксусных ангидридов и триметафосфата натрия. 14. Способ по п.13, в котором используют модифицированный крахмал, полученный, по меньшей мере, из кукурузы, пшеницы, риса, тапиоки, саго, восковой кукурузы, воскового риса, сорго, картофеля и гороха. 15. Способ завершения ствола скважины, включающий бурение ствола скважины с образованием глинистой корки на его стенках с помощью бурового раствора, содержащего непрерывную фазу на водной основе; амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, причем амфотерное вязкоупругое поверхностно-активное вещество состоит из соединения, представляемого общей структурой где R1, R2, R3, R4 и R5 являются углеродными цепями, насыщенными или ненасыщенными, прямыми или разветвленными, или циклическими, включая ароматические группы, R1 содержит 8-26 атомов углерода, R2 содержит 2-10 атомов углерода, R3, R4 и R5 содержат 1-6 атомов углерода; X представляет N,S или Р и у равен 0 или 1; по меньшей мере один смешиваемый амин, выбранный из триэтаноламина, метилдиэтаноламина,диметилэтаноламина, диэтаноламина, моноэтаноламина и аммиака; и модифицированный крахмал, причем модифицированный крахмал структурирован по меньшей мере одним соединением, выбранным из эпихлоргидрина, оксихлорида фосфора, адипиновых-уксусных ангидридов и триметафосфата натрия; и помещение разрушающего раствора в ствол скважины. 16. Способ по п.15, дополнительно включающий циркуляцию промывной жидкости в стволе скважины перед и/или после помещения разрушающей жидкости. 17. Способ по п.15, дополнительно включающий сбор разрушающей жидкости, имеющей по меньшей мере часть разрушенной инвертированной эмульсии с эмульгированной в ней глинистой коркой. 18. Способ по п.15, дополнительно включающий начало добычи газонефтяных систем из пласта через ствол скважины. 19. Способ по п.15, в котором используют модифицированный крахмал, полученный из кукурузы,пшеницы, риса, тапиоки, саго, восковой кукурузы, воскового риса, сорго, картофеля и гороха.