Тампонажный раствор для обработки буровой скважины и способ уменьшения поглощения текучей среды на его основе

ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР ДЛЯ ОБРАБОТКИ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ И СПОСОБ УМЕНЬШЕНИЯ ПОГЛОЩЕНИЯ ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ НА ЕГО ОСНОВЕ Описан тампонажный раствор для обработки буровой скважины, который содержит основную текучую среду; по меньшей мере одну синтетическую волокнистую структуру; по меньшей мере один материал против поглощения бурового раствора, где материал против поглощения бурового раствора имеет плоскую или листоподобную структуру и где количество материала против поглощения бурового раствора в тампонажном растворе находится в пределах от 10 до 50 мг/т, и по меньшей мере один утяжелитель. Также описаны способы уменьшения поглощения скважинной текучей среды в буровой скважине пластом с использованием по меньшей мере одного материала против поглощения бурового раствора, имеющего плоскую или листоподобную структуру. Уровень техники Варианты осуществления, описанные в настоящем документе, относятся, в общем, к способам и композициям для буферов, которые препятствуют поглощению бурового раствора. Предыдущий уровень техники В процессе бурения скважины различные текучие среды обычно используют в скважине для разнообразных целей. Текучие среды могут циркулировать через бурильную трубу и буровую коронку в буровую скважину и затем могут протекать вверх через буровую скважину к поверхности. В процессе этой циркуляции буровой раствор может своим действием поднимать буровой шлам со дна скважины к поверхности, образовывать суспензию выбуренной породы и утяжелителя при прекращении циркуляции,регулировать давление в скважине, поддерживать целостность буровой скважины до тех пор, пока профиль скважины не будет обсажен и зацементирован, изолировать текучие среды от пласта за счет обеспечения достаточного гидростатического давления, предотвращающего проникновение пластовых текучих сред в буровую скважину, охлаждать и смазывать бурильную колонну и буровую коронку, и/или максимально увеличивать скорость проходки. Скважинные текучие среды можно также использовать для обеспечения достаточного гидростатического давления в скважине, чтобы предотвратить втекание и вытекание пластовых текучих сред и скважинных текучих сред соответственно. Когда поровое давление (давление в пластовом поровом пространстве, создаваемое пластовыми текучими средами) превышает давление в необсаженной буровой скважине, пластовые текучие среды стремятся к течению из пласта в необсаженную буровую скважину. Таким образом, давление в необсаженной буровой скважине, как правило, поддерживается на более высоком уровне, чем поровое давление. Хотя очень выгодно поддерживать давление в скважине выше порового значения, с другой стороны, если давление, создаваемое скважинными текучими средами, превышает трещиностойкость пласта, может образоваться трещина в пласте, которая вызывает поглощение бурового раствора. Кроме того, в случае трещины в пласте, когда скважинная текучая среда в межтрубном пространстве втекает в трещину, поглощение скважинной текучей среды может привести к снижению гидростатического давления в буровой скважине, что может, в свою очередь, позволить пластовым текучим средам проникать в буровую скважину. В результате, давление в трещине в пласте обычно определяет верхний предел допустимого скважинного давления в необсаженной буровой скважине, в то время как поровое давление определяет нижний предел. Таким образом, основное ограничение конструкции скважины и выбора буровых растворов представляет собой баланс между переменными поровыми давлениями и давлениями гидравлического разрыва пласта или градиентами давления гидравлического разрыва по глубине скважины. Как указано выше, скважинные текучие среды циркулируют вниз по скважине для удаления горной породы, а также для подачи агентов, чтобы решить описанные выше задачи. Композиции текучих сред могут составляться на водной или масляной основе и могут содержать утяжелители, поверхностноактивные вещества, расклинивающие наполнители, загустители, снижающие водоотдачу добавки и полимеры. Однако чтобы скважинная текучая среда выполняла все свои функции и обеспечивала непрерывную эксплуатацию буровой скважины, текучая среда должна оставаться в буровой скважине. Часто возникают нежелательные пластовые условия, в которых существенная часть, в некоторых случаях,практически вся скважинная текучая среда может быть поглощена пластом. Например, скважинная текучая среда может выходить из буровой скважины через крупные и мелкие трещины илиизломы в пласте или через высокопористую материнскую породу, окружающую буровую скважину. Поглощение бурового раствора представляет собой частую проблему бурения, которая заключается в поглощении бурового раствора окружающими скважину пластами. Однако, помимо бурового раствора,существует возможность поглощения других текучих сред, включая раствор для заканчивания скважины,промывочный раствор, эксплуатационный раствор и т.д. Поглощение бурового раствора может происходить естественным путем в пластах, которые содержат трещины или полости, являются высокопроницаемыми, пористыми или кавернозными. Такие земные пласты могут содержать, помимо прочего, глинистый сланец, песок, гравий, ракушечник, рифовые осадки, известняк, доломит и мел. Поглощение бурового раствора может также быть индуцировано повышением давления в процессе бурения. В частности, индуцированное поглощение бурового раствора может происходить, когда вес бурового раствора, который требуется для контроля скважины и поддержания ее устойчивости, превышает трещиностойкость пластов. Особенно напряженная ситуация возникает в истощенных пластах, в которых перепад порового давления эффективно ослабляет буровую скважину посредством проницаемых, возможно содержащих углеводороды пластов породы, но соседние или перемежающиеся низкопроницаемые породы, включая глинистые сланцы, поддерживают их поровое давление. Это может сделать невозможным бурение определенных истощенных зон, потому что вес бурового раствора, который требуется для поддержки глинистого сланца, превышает трещиностойкость песка и ила. Другой непредвиденный путь возникновения поглощения бурового раствора заключается в невозможности отделения легких и тяжелых твердых фаз из текучих сред. При невозможности удаления указанных твердых фаз плотность текучей среды может увеличиваться, тем самым, повышая давление в скважине, и если указанное давление в скважине превышает давление гидравлического разрыва пласта, могут возникать тре-1 021679 щины и поглощение текучей среды. Различные способы используют для восстановления циркуляции бурового раствора, когда происходит поглощение бурового раствора; в частности, используют так называемые "материалы против поглощения бурового раствора", которые останавливают или блокируют дальнейшее поглощение бурового раствора. Такие материалы можно, в общем, классифицировать по нескольким категориям: уплотняющие поверхность, закупоривающие трещины, и/или их сочетания. Помимо традиционных буферов из материалов против поглощения бурового раствора (ПБР), используют сшитые или абсорбирующие полимеры и цементные материалы или смеси бентонитового глинопорошка и дизельного топлива. Публикация патентной заявки США 2002/0157575 А 1 относится к содержащим натуральные волокна тампонажным композициям для тампонажа буровых скважин в условиях высокого давления и высокой температуры. Тампонажные композиции могут содержать натуральные минеральные волокнистые материалы, такие как волластонит в количестве, составляющем более чем приблизительно 10%, причем данное количество выбирают, чтобы обеспечивать соотношения прочности на изгиб и прочности на сжатие отвержденной тампонажной композиции, которые составляют более чем приблизительно 0,35 при температурах внутри скважины, составляющих более чем приблизительно 180F (82,22). Патент США 7297663 В 1 описывает добавку для повышения плотности водных суспензий, которая снижает поглощение бурового раствора в процессе операций бурения скважин, способ изготовления добавки и способ уменьшения поглощения бурового раствора с использованием добавки. Добавка представляет собой затвердевающую щелочную композицию, содержащую смеси диатомовой земли, тонкоизмельченной бумаги, гидрофобной жидкости, микронизированной целлюлозы и извести. Гидрофобная жидкость уменьшает время, требуемое для изготовления утяжеленных водных суспензий, т. е. тампонов,содержащих добавку. Патент США 4083407 А относится к буферному раствору для вытеснения бурового раствора из ствола скважины, причем данный буферный раствор содержит воду, растворимый в воде силикат щелочного металла и растворимое в воде соединение металла, способное высвобождать многозарядные катионы металла, которые реагируют с растворимым силикатом, образуя пригодный для перекачивания гель. Необязательно композиция может содержать один или несколько из следующих веществ: диспергируемое в воде соединение целлюлозы и инертный тонкодисперсный материал, который способствует предотвращению поглощения бурового раствора, хелатообразующий реагент для многозарядных катионов металла, утяжелитель, материал, сокращающий до минимума поглощение бурового раствора, и соль,стабилизирующая чувствительные к пресной воде песчаники и глинистые сланцы. Публикация патентной заявки США 2005/0221994 А 1 описывает предотвращающую поглощение бурового раствора композицию для системы (систем) буровых растворов на водной основе, содержащую: первое количество силиката щелочного металла, второе количество нерастворимого в воде активирующего вещества, способного уменьшать рН системы бурового раствора на водной основе до достаточно низкого уровня, чтобы обеспечивать эффективную структуру, предотвращающую поглощение бурового раствора в течение желательного периода времени после добавления системы бурового раствора на водной основе. Публикация международной патентной заявки WO2000/66878 А 1 описывает герметизирующий ствол скважины материал и способ герметизации, стабилизации или тампонирования буровых скважин. Герметизирующий материал изготавливают, соединяя оксид или гидроксид и фосфат с водой для образования суспензии, которая затвердевает, образуя высокопрочный и минимально пористый материал,который прикрепляется к подземным пластам, стали и керамическим материалам. Соответственно, существует постоянная потребность в разработке новых средств ПБР, которые можно использовать против поглощения бурового раствора таким образом, чтобы можно было легче восстанавливать его циркуляцию. Сущность изобретения В одном аспекте варианты осуществления, описанные в настоящем документе, относятся к тампонажному раствору для обработки буровой скважины, который содержит основную текучую среду; по меньшей мере одну синтетическую волокнистую структуру; по меньшей мере один материал ПБР; по меньшей мере один утяжелитель. В еще одном аспекте варианты осуществления, описанные в настоящем документе, относятся к способу уменьшения поглощения скважинной текучей среды в буровой скважине пластом, который включает введение в буровую скважину тампонажного раствора ПБР, содержащего основную текучую среду, по меньшей мере одну синтетическую волокнистую структура; по меньшей мере один материал ПБР; по меньшей мере один утяжелитель; приложение давления к тампонажному раствору для уменьшения содержания текучей среды тампонажного раствора. Другие аспекты и преимущества настоящего изобретения будут очевидны из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения. Подробное описание Варианты осуществления, описанные в настоящем документе, относятся к новым композициям скважинной текучей среды. В частности, варианты осуществления, описанные в настоящем документе,относятся к буферам, содержащим тампонажный раствор, которые могут быть обезжижены (обезвожены или обезмаслены) с образованием закупорки или уплотнения, в качестве средства против поглощения бурового раствора. Основными компонентами полученной закупорки или уплотнения являются силикатные частицы (ранее существовавшие частицы, например, волластонит) и/или волокнистая структура. При использовании в настоящем документе, термин "буфер" означает относительно небольшое количество,как правило, менее чем 200 баррелей (31800 л) особой смеси скважинной текучей среды для выполнения особой задачи, которую не может выполнить обыкновенная скважинная текучая среда. В одном особом варианте осуществления буфер против поглощения бурового раствора можно использовать для закупорки "зоны поглощения", которая означает просто пласт, в котором возможно поглощение циркулирующих текучих сред. Буферы против поглощения бурового раствора, описанные в настоящем документе, представляют собой тампонажный раствор, который содержит основную текучую среду, по меньшей мере одну волокнистую структуру, по меньшей мере один утяжелитель и/или по меньшей мере один материал против поглощения бурового раствора. В альтернативном варианте осуществления буферы против поглощения бурового раствора, описанные в настоящем документе, представляют собой тампонажный раствор, содержащий основную текучую среду, материал ПБР, имеющий плоскую или листоподобную структуру,где количество материала против поглощения бурового раствора в тампонажном растворе находится в пределах от 10 до 50 мг/т (в том числе, но не ограничиваясь этим, силикатные частицы), утяжелитель, по меньшей мере одну синтетическую волокнистую структуру, необязательно содержащую по меньшей мере одну натуральную волокнистую структуру, и/или по меньшей мере один закупоривающий агент. В дополнительных вариантах осуществления буферы могут содержать ряд других добавок, которые известны обычным специалистам в данной области техники, например смачивающие агенты, загустители,поверхностно-активные вещества, диспергаторы, снижающие межфазное натяжение агенты, кислотноосновные буферы, взаимные растворители, разбавители, понизители вязкости, реологические добавки и очищающие средства. В определенном варианте осуществления волокнистую структуру можно добавлять в буфер ПБР в растворителе или диспергаторе, который действует как носитель волокнистой структуры, особенно если буфер ПБР содержит более высокие концентрации, или если буфер обычно содержит более высокие концентрации других компонентов. Важно, что при помещении буфера в буровую скважину буфер может подвергаться обезжижению с поглощением существенной части основной текучей среды пластом, в результате чего множество волокнистых структур образуют закупорку или уплотнение, которые имеют достаточное сопротивление сжатию и/или сопротивление сдвигу для определенного применения и которые могут увеличивать прочность на разрыв пласта породы. Для вариантов осуществления, которые предусматривают утяжелители, авторы настоящего изобретения обнаружили, что хотя при большой потере текучей среды буферы ПБР могут терять прочность при добавлении утяжелителя, введение по меньшей мере одной синтетической волокнистой структуры может привести к увеличению прочности буфера (по сравнению с низким значением прочности, наблюдаемым без добавления волокнистой структуры). В частности, согласно теории, введение утяжелителя в буфер ПБР может препятствовать накоплению или укладке материалов ПБР, что приводит к снижению прочности закупорки или уплотнение (по сравнению с отсутствием утяжелителя). Однако по меньшей мере часть этой прочности можно восстановить добавлением волокнистой структуры. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего изобретения "силикатные частицы", которые используются в материалах ПБР, представляют собой "ранее существовавшие" силикатные частицы, т.е. ограничиваются частицами, которые существовали или образовались до приготовления тампонажного раствора и/или использования в эксплуатации буровой скважины, в отличие от любых частиц, которые могли образоваться на месте (в реакции химических реагентов или предшественников) в процессе приготовления тампонажного раствора или в процессе эксплуатации буровой скважины. Однако в других вариантах осуществления, материал ПБР может содержать любые силикатные частицы,которые могут образоваться на месте, в реакции химических реагентов или предшественников при приготовлении тампонажного раствора или в процессе эксплуатации буровой скважины. Силикат кальция может присутствовать в виде CaSiO3, CaSiO4, Ca2SiO4, Ca3Si2O7, Ca3(Si3O9) и Са 4(H2Si4O13) с различными процентными соотношениями кристаллизационной воды и может быть как природного (рудного), так и синтетического происхождения. Природные минералы силиката кальция известны под различными названиями, в число которых входят ларнит, гиллебрандит, фошагит, афвиллит, фошалласит, гьеллебекит, граммит, столовый шпат, волластонит, ксоналтит, ксонотлит, иклит и кальциевый пектолит. Хотя любую из данных форм силиката кальция можно использовать в материалах ПБР согласно настоящему изобретению, в определенном варианте осуществления, волластонит или синтетически полученный CaSiO3 может представлять собой предпочтительный вид силиката кальция для использования в некоторых вариантах осуществления буферов ПБР согласно настоящему изобретению. Волластонит представляет собой встречающийся в природе минерал, который состоит, главным образом, из кальция, кремния и кислорода и образован оксидами СаО и SiO2, которые при соединении образуют преимущественно метасиликат кальция или CaSiO3. Хотя волластонит содержит, главным образом, CaSiO3, специалист в данной области техники поймет, что могут присутствовать некоторые примесные ионы металлов, например, железа, марганца и магния, которые замещают ионы кальция. Габитусы кристаллов волластонита часто включают слоистые, лучеобразные, компактные и волокнистые агрегаты,а также пластинчатые кристаллы. Если используют природный волластонит, может потребоваться очистка или обогащение природного минерала, например, известными в технике способами магнитного и/или флотационного разделения. Однако в других вариантах осуществления материал ПБР может содержать иные материалы, чем множество силикатных частиц. Материалы ПБР, которые можно использовать в соответствии с настоящим изобретением, могут включать любой материал, который может способствовать образованию закупорки или уплотнения для уменьшения поглощения бурового раствора, и, в частности варианты осуществления могут включать любой материал ПБР, который способен образовывать обезжиженную закупорку или уплотнение. Например, в одном варианте осуществления материал ПБР может включать диатомовую землю, карбонат кальция, силикат алюминия или любой другой известный в технике тип обезжижаемого материала ПБР. Материал ПБР можно добавлять в буфер в количестве, составляющем от 0,5 до 80 мг/т в некоторых вариантах осуществления; однако большее или меньшее количество может потребоваться в зависимости от конкретного приложения. Размер частиц различных материалов ПБР (ранее существовавших силикатных частиц или других материалов ПБР) можно также выбирать в зависимости от конкретного приложения, в частности, от уровня поглощения бурового раствора, типа пласта и/или размера трещин, которые прогнозируют для данного пласта. Частицы ПБР могут иметь различные размеры от наноразмеров до макроразмеров, например в определенном варианте осуществления от 100 нм до 3000 мкм и предпочтительно от 25 до 1500 мкм. Размер может также зависеть от других частиц, выбранных для использования в буфере ПБР. Как правило, трещины, которые можно закупоривать или заполнять составом на основе твердых частиц, могут иметь ширину трещины у устья в интервале от 0,1 до 5 мм. Однако ширина трещины может зависеть,помимо других факторов, от прочности (жесткости) пласта породы и степени, в которой увеличивается давление в буровой скважине выше первоначального давления гидравлического разрыва пласта в процессе зарождения трещины (другими словами, ширина трещины зависит от разности между давлением бурового раствора и первоначальным давлением гидравлического разрыва пласта на стадии зарождения трещины). В некоторых вариантах осуществления материалы ПБР могут иметь плоскую или листоподобную структуру, в которой соотношение размеров составляет более чем приблизительно 4. Такая структура может приводить к лучшей укладке или накоплению частиц, образующих закупорку или уплотнение. Количество материалов ПБР (силикатных частиц или других материалов ПБР), присутствующих в тампонажном растворе, может зависеть от уровней поглощения текучей среды, прогнозируемых трещин,пределов плотности для буфера в данной буровой скважине и/или пределов прокачиваемости бурового раствора насосом и т.д. Например, как правило, верхний предел в большинстве скважинных приложений составляет 150 фунтов на баррель (0,57 кг/л), причем выше данного предела тампонажный раствор является чрезмерно густым для надлежащего перемешивания. В определенных вариантах осуществления количество материала ПБР в тампонажном растворе может изменяться в пределах от 10 до 50 мг/т; однако большее или меньшее количество можно использовать в других вариантах осуществления. Как упомянуто выше, некоторые варианты осуществления могут включать по меньшей мере одну волокнистую структуру, которую необязательно использовать, с частицами силиката или волластонита или другим материалом ПБР, чтобы способствовать образованию суспензии и загущению тампонажного раствора, но могут также предусматривать дополнительное сопротивление сжатию для получаемой в результате закупорки или уплотнения. Однако другие варианты осуществления могут использовать другие материалы ПБР, в которых добавление волокнистой структуры (в частности, синтетической) может восстановить, по меньшей мере, частично потерю прочности вследствие введения утяжелителя. При использовании в настоящем документе, термин "волокнистая структура" означает добавку, которая имеет вытянутую структуру. Волокнистая структура может быть инертной (не реагирующей) по отношению к основной текучей среде и силикатным частицам или другим используемым материалам ПБР. Различные варианты осуществления настоящего изобретения могут использовать волокнистую добавку, которая имеет вытянутую структуру и которую можно прясть в виде нитей или использовать в качестве компонента композитного материала, например бумаги. В определенном варианте осуществления волокна могут иметь длину от 3 до 20 мм. Хотя некоторые варианты осуществления могут использовать синтетическую волокнистую структуру, другие варианты осуществления могут включать встречающиеся в природе волокнистые материалы (например, целлюлозу) и/или синтетические материалы(например, полиэтилен или полипропилен). Синтетические волокна могут включать, например, сложнополиэфирные, акриловые, полиамидные,полиолефиновые, полиарамидные, полиуретановые, виниловые полимеры, стекловолокно, углеродное волокно, целлюлозное искусственное волокно (вискозное) и их смеси. Виниловые полимеры могут включать, например, поливиниловый спирт. Сложные полиэфиры могут включать, например, полиэтилентерефталат, политрифенилентерефталат, полибутилентерефталат, полимолочную кислоту и их сочетания. Полиамиды могут включать, например, нейлон 6, нейлон 6,6 и их сочетания. Полиолефины могут включать, например, гомополимеры, сополимеры и многоблочные интерполимеры на основе пропилена,гомополимеры, сополимеры и многоблочные интерполимеры на основе этилена и их сочетания. Волокнистую структуру можно добавлять в буфер в количестве, составляющем от 0,5 до 10 мг/т в некоторых вариантах осуществления; однако большее или меньшее количество может потребоваться в зависимости от конкретного приложения. Натуральную волокнистую структуру можно необязательно использовать с материалами ПБР(включая силикатные частицы или другие материалы ПБР), чтобы способствовать образованию суспензии или загустеванию тампонажного раствора, а также придавать дополнительное сопротивление сжатию получаемым в результате закупорке или уплотнению. При использовании в настоящем документе,термин "натуральная волокнистая структура" означает добавку, состоящую из встречающегося в природе материала, который имеет вытянутую структуру и который можно прясть с получением нитей или использовать в качестве компонента композитного материала, например бумаги. Аналогично описанной выше синтетической волокнистой структуре, натуральная волокнистая структура может быть инертной(не реагирующей) по отношению к основной текучей среде и материалам ПБР. В случае их добавки, натуральные волокна могут присутствовать в количестве до 50% по отношению к массе буфера. Натуральные волокна, как правило, включают растительные волокна, древесные волокна, животные волокна и минеральные волокна. В частности, компоненты натуральных волокон, которые используются в сочетании с волластонитом, включают целлюлозу, полисахарид, содержащий до тысяч звеньев глюкозы. Целлюлоза из древесной массы имеет длину цепи, составляющую, как правило, от 300 до 1700 звеньев, в то время как хлопковые и другие растительные волокна, а также волокна из бактериальной целлюлозы имеют длину цепи, составляющую от 800 до 10000 звеньев. Не предусмотрено никакого ограничения типа натуральных волокон (или, в частности, целлюлозы), которые можно использовать в буферах согласно настоящему изобретению; однако в определенном варианте осуществления, целлюлозные волокна могут быть необработанными или переработанными, выделенными из широкого разнообразия видов растений, включая хлопок, солому, лен, древесину и т.д. Кроме того, объем настоящего изобретения также включает такие целлюлозные материалы, которые можно объединять и спрессовывать с образованием крупных листов. Некоторые товарные изделия из целлюлозы (бумагу) можно необязательно покрывать, чтобы придавать листам гидрофильные или гидрофобные свойства; однако данные покрытия являются необязательными. Эти листы затем можно измельчать для использования в тампонажных растворах, описанных в настоящем документе. Кроме того, как упомянуто выше, буферы согласно настоящему изобретению могут необязательно включать по меньшей мере один утяжелитель, чтобы придавать буферам требуемую массу. Как известно в технике, регулирование плотности может потребоваться, чтобы уравновешивать давления в скважине и предотвращать нерегулируемый выброс из скважины. Чтобы предотвратить нерегулируемый выброс,текучая среда в скважине может иметь плотность, которая эффективно обеспечивает более высокое давление, чем производит пласт на скважину. Однако плотности не должны быть чрезмерно высокими, потому что в противном случае они могут вызвать дополнительное поглощение бурового раствора. Таким образом, часто желательно регулировать плотность буфера ПБР с помощью утяжелителей, чтобы выполнить требование равновесия давлений в скважине. Утяжелители можно выбирать из одного или нескольких материалов, включая, например, сульфат бария (барит), карбонат кальция (кальцит), доломит, ильменит, гематит или другие железные руды, оливин, сидерит, оксид марганца и сульфат стронция. Кроме того, объем настоящего изобретения также предусматривает, что плотность текучей среды можно также увеличить при использовании солей (в случае буфера на водной или масляной основе), например, описанных выше, в отношении типов солевых растворов. Обычный специалист в данной области техники признает, что выбор определенного материала может зависеть в значительной степени от плотности материала, потому что, как правило, самая низкая вязкость скважинной текучей среды при любой определенной плотности достигается при использовании частиц самой высокой плотности. Утяжелители можно добавлять в буфер в таком количестве, что конечная плотность может составлять от 6,5 до 20 фунтов на галлон (780-2400 г/л) в некоторых вариантах осуществления. Таким образом, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения буфер ПБР может включать основную текучую среду и множество ранее существовавших силикатных частиц (например, волластонит). Необязательно компоненты могут включать по меньшей мере одну натуральную и/или синтетическую волокнистую структуру, по меньшей мере один утяжелитель и/или по меньшей мере один закупоривающий агент. Когда волокнистую структуру используют в сочетании с частицами силиката/волластонита, соотношение силикатных частиц и волокон может изменяться от нижнего предела 50:50 до верхнего предела 95:5, в зависимости от количества и типа используемого волокна (волокон). В различных вариантах осуществления буфер может содержать до 20 мас.% частиц силиката/волластонита, до 15 мас.% волокнистой структуры (включая натуральную волокнистую структуру и/или синтетическую волокнистую структуру) и остальную часть основной текучей среды буфера плотностью до 20 фунтов на галлон (2400 г/л). Кроме того, специалист в данной области техники оценит после ознакомления с описанием, содержащемся в настоящем документе, что количество волокнистой структуры (натуральной и/или синтетической), добавленной в буфер, может зависеть от количества волластонита, присутствия (и количества) утяжелителя в буфере,полного количества присутствующих твердых фаз и длины волокон и может регулироваться соответствующим образом (в сторону увеличения или уменьшения), чтобы текучая среда была пригодной для смешения и перекачивания. В соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения буфер ПБР может включать по меньшей мере один материал ПБР (в том числе, но не ограничиваясь этим, силикат/волластонит) и по меньшей мере одну синтетическую волокнистую структуру в сочетании с основной текучей средой и утяжелителем. Соотношение материалов ПБР и волокна может изменяться от нижнего предела 50:50 до верхнего предела 95:5, в зависимости от количества и типа используемого волокна(волокон). Кроме того, в определенном варианте осуществления, буфер может включать от 10 до 150 мг/т материалов ПБР, утяжелитель в таком количестве, что конечная плотность может составлять от 6,5 до 20 фунтов на галлон (780-2400 г/л), до 10 мас.% синтетической волокнистой структуры (до 5 или 3 мас.% синтетического волокна в более частных вариантах осуществления), необязательно натуральную волокнистую структуру до 15 мас.%, и остальную часть основной текучей среды буфера плотностью до 20 фунтов на галлон (2400 г/л). Кроме того, специалист в данной области техники оценит после ознакомления с описанием, содержащемся в настоящем документе, что количество волокнистой структуры (натуральной и/или синтетической), добавленной в буфер, может зависеть от количества материалов ПБР,типа материала ПБР, количества утяжелителя в буфере и длины синтетических волокон и может регулироваться соответствующим образом (в сторону увеличения или уменьшения), чтобы текучая среда была пригодной для смешения и перекачивания. Однако согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения буфер ПБР может включать тампонажный раствор, содержащий основную текучую среду, материал ПБР (в том числе, но не ограничиваясь этим, ранее существовавшие силикатные частицы), утяжелитель и по меньшей мере одну синтетическую волокнистую структуру. Необязательные компоненты могут включать по меньшей мере одну натуральную волокнистую структуру и/или по меньшей мере один закупоривающий агент. Основная текучая среда может представлять собой водную текучую среду или масляную текучую среду. Водная текучая среда может включать по меньшей мере один из следующих компонентов: пресная вода, морская вода, раствор соли, смеси воды и водорастворимых органических соединений и их смеси. Например, водная текучая среда может представлять собой смешанный раствор желательных солей в пресной воде. Указанные соли могут включать, но не ограничиваются этим, например, хлориды,гидроксиды или карбоксилаты щелочных металлов. В различных вариантах осуществления бурового раствора, описанного в настоящем документе, солевой раствор может представлять собой морскую воду,водные растворы, в которых концентрация соли ниже, чем в морской воде, или водные растворы, в которых концентрация соли выше, чем в морской воде. Соли, которые могут находиться в морской воде,включают, но не ограничиваются этим, хлориды, бромиды, карбонаты, йодиды, хлораты, броматы, формиаты, нитраты, оксиды, фосфаты, силикаты и фториды натрия, кальция, алюминия, магния, калия,стронция и лития. Соли, которые могут содержаться в солевом растворе, включают одну или более солей из числа присутствующих в природной морской воде или любые другие органические или неорганические растворенные соли. Кроме того, солевые растворы, которые можно использовать в буферах, описанных в настоящем документе, могут быть натуральными или синтетическими, причем синтетические солевые растворы, как правило, имеют значительно более простой состав. В одном варианте осуществления плотность буфера можно регулировать путем увеличения концентрации соли в солевом растворе(вплоть до его насыщения). В определенном варианте осуществления солевой раствор может включать галогениды или соли карбоновых кислот и одно- или двухзарядных катионов металлов, включая цезий,калий, кальций, цинк и/или натрий. Масляная текучая среда может представлять собой жидкость, предпочтительнее натуральное или синтетическое масло, и предпочтительнее масляную текучую среду выбирают из группы, в которую входят дизельное топливо; минеральное масло; синтетическое масло, например гидрированные и негидрированные олефины, в том числе полиолефины, линейные и разветвленные олефины и т.п., полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны, сложные эфиры жирных кислот, в том числе линейные,разветвленные и циклические сложные алкилэфиры жирных кислот; аналогичные соединения, известные специалисту в данной области техники; и их смеси. Выбор между водной текучей средой и масляной текучей средой может зависеть, например, от типа бурового раствора, используемого в скважине в то время, когда происходит поглощение бурового раствора. Использование текучей среды одного типа может уменьшить загрязнение и обеспечить непрерывное бурение при закупоривании пластовых изломов/трещин и т.д. Помимо частиц силиката/волластонита (или других материалов ПБР), волокнистых структур и/или утяжелителей, объем настоящего изобретения также включает возможность введения закупоривающих агентов в буферы ПБР. Составы на основе твердых частиц могут предусматривать использование частиц,-6 021679 которые часто называют в технике термином "закупоривающие материалы". Например, такие закупоривающие материалы могут включать, по меньшей мере, частицы одного твердого вещества, имеющего достаточную трещиностойкость, чтобы данный закупоривающий материал открывал и закупоривал или герметизировал трещины (изломы и расколы), которые возникают в буровой скважине. При использовании в настоящем документе термин "трещиностойкость" относится к закупоривающему материалу, который имеет достаточную физическую прочность, чтобы выдерживать напряжения сжатия, возникающие при закупоривании трещины. Примеры закупоривающих материалов, пригодных для использования в настоящем изобретении, включают графит, карбонат кальция (предпочтительно, мрамор), доломит(MgCO3-CaCO3), целлюлозы, слюды, расклинивающие материалы, например, пески или керамические частицы и их сочетания. Размер указанных частиц может изменяться в интервале от 25 до 1500 мкм. Выбор размера может зависеть от уровня поглощения бурового раствора, ширины трещины, типа пласта и т.д. Специалист в данной области техники оценит, что в зависимости от компонентов, присутствующих в текучей среде, значение рН текучей среды может изменяться. В частных вариантах осуществления настоящего изобретения значение рН текучей среды ПБР может составлять менее чем приблизительно 10 и приблизительно 7,5-8,5 в других вариантах осуществления. Однако в других вариантах осуществления может потребоваться более высокое значение рН, которое можно обеспечить добавлением в буфер щелочного материала, например извести. Как упомянуто выше, компоненты, описанные в настоящем документе, можно объединять для составления скважинной текучей среды и тампонажного раствора ПБР, в частности. При введении в буровую скважину (путем нанесения порции или массы буферного тампонажного раствора ПБР рядом с проницаемым пластом) тампонажный раствор может обезжиживаться. Обезжижение тампонажного раствора может образовать закупорку или уплотнение из материалов ПБР (частицы силиката/волластонита или других материалов ПБР, а также другие необязательные частицы) необязательно с поддерживающей волокнистой структурой на стенке буровой скважины, уменьшая или блокируя вытекание текучей среды в пласт. После закупорки проницаемого пласта циркуляция бурового раствора продолжаться, и традиционный фильтрационный осадок можно образовать поверх фильтрационного осадка ПБР для лучшего уплотнения стенок буровой скважины. Введение буфера ПБР рядом с проницаемым пластом можно осуществлять известными в технике способами. Например, "поглощающий" или проницаемый пласт часто находится на дне или рядом с дном буровой скважины, потому что, когда встречается проницаемый пласт, данный пласт начинает немедленно поглощать буровой раствор, и поглощение бурового раствора будет увеличиваться по мере постепенного бурения проницаемого пласта, что приводит к состоянию поглощения бурового раствора. В таких ситуациях тампонажный раствор ПБР можно вводить рядом с проницаемым пластом, накачивая порцию буферного тампонажного раствора вниз и в стороны от бурильной трубы, как известно в технике. Может оказаться, однако, что проницаемый пласт занимает более высокое положение в буровой скважине, что может происходить, например, в результате прорыва предыдущего уплотнения. В таких случаях бурильную трубу можно поднимать, как известно в технике, чтобы порцию буферного тампонажного раствора ПБР можно было вводить рядом с проницаемым пластом. Объем порции буфера ПБР,который вводят рядом с проницаемым пластом, может изменяться в пределах от одного до двух объемов необсаженного ствола скважины. Обезжижение тампонажного раствора ПБР может осуществляться за счет гидростатического давления или за счет приложения низкого давления прокачивания тампонажного раствора, как известно в технике. Гидростатическое давление обеспечивает уплотнение; однако низкое давление прокачивания тампонажного раствора может быть желательно, потому что таким образом можно немедленно открывать и закупоривать зарождающиеся трещины или другие области высокой проницаемости, укрепляя тем самым зону поглощения или предотвращая возможность дальнейшего поглощения. После завершения обезжижения буровой раствор может рециркулировать через буровую скважину, образуя фильтрационный осадок на уплотнении пласта, можно возобновлять бурение. Введение частиц в пласт можно осуществлять за счет положительного дифференциального давления (т.е. давления, превышающего пластовое давление). В то время как в частных вариантах осуществления давление введения может составлять от 100 до 400 фунтов на кв.дюйм (70301-281203 Па), в качестве альтернативы, можно использовать любой уровень положительного дифференциального давления, который составляет менее чем 100 фунтов на кв.дюйм (70301 Па) или более 400 фунтов на кв.дюйм (281203 Па). Выбор давления введения может просто повлиять на уровень введения буфера в пласт. В некоторых случаях может оказаться необходимым использование более чем одного буфера ПБР. Такая необходимость может возникать, когда первый буфер оказался недостаточным для закупорки трещин и зоны поглощения или был помещен неправильно. Кроме того, в некоторых случаях, первый буфер может достаточно закупоривать первую зону поглощения бурового раствора, но также существует вторая (или последующая) зона поглощения бурового раствора, которая также нуждается в обработке. В объем настоящего изобретения также входит возможность использования одного или более буферов-заполнителей в сочетании с буферами согласно настоящему изобретению. Буфер-заполнитель, как правило, представляет собой загущенный состав, который функционирует, главным образом, как текучая среда-поршень при вытеснении текучих сред, присутствующих в буровой скважине, и/или отделении двух текучих сред друг от друга. Примеры Следующие примеры приведены для дополнительной иллюстрации настоящего изобретения и использования способов и композиций согласно настоящему изобретению. Пример 1. Тампонажные растворы материалов ПБР в воде были составлены, как показано ниже в табл. 1. Тампонажные растворы обезжиживали на алокситовом диске в устройстве для закупоривания с инвертированной проницаемостью. Измеряли величины времени обезжижения и относительной прочности (в обезжиженном состоянии) при давлениях, составляющих от 100 до 400 фунтов на кв.дюйм (70301281203 Па), и результаты также приведены в табл. 1. Пенетрометрическую прочность измеряли при движении цилиндрического зонда с плоской поверхностью и диаметром 4 мм анализатора текстуры Brookfield QTS-25 Texture Analyzer в обезжиженный образец при постоянной скорости 5 мм/мин. FORM-ASQUEEZE представляет собой буфер против поглощения бурового раствора, который поставляет отделение особых химикатов Alpine Specialty Chemicals фирмы M-I SWACO (Хьюстон, штат Техас), и INTERFIBE FTP представляет собой продукт на основе целлюлозного волокна, который поставляет фирма J. Rettenmaier USA LP (Скулкрафт, штат Мичиган). Таблица 1 Как видно из табл. 1, все образцы 1-6 обезжиживались быстрее, чем сравнительный образец, и обладали значительно большей пенетрометрической прочностью, чем сравнительный образец. Кроме того,в различных вариантах осуществления (в зависимости от относительных количеств компонентов буфера компоненты), закупорки или уплотнения согласно настоящему изобретению могут иметь пенетрометрическую прочность (измеряли при движении цилиндрического зонда с плоской поверхностью и диаметром 4 мм анализатора текстуры Brookfield QTS-25 Texture Analyzer в обезжиженный образец при постоянной скорости 5 мм/мин) более 3000 фунтов на кв.дюйм (1,56106 Па), 10000 фунтов на кв.дюйм(7,03106 Па), 12000 фунтов на кв.дюйм (8,44106 Па) или более в других вариантах осуществления. Пример 2. Тампонажные растворы материалов ПБР в воде были составлены, как показано ниже в табл. 2. EMI1810 представляет собой буфер ПБР, содержащий волластонит и целлюлозный материал в воде, который поставляет фирма M-I LLC (Хьюстон, штат Техас). EMI-1820 представляет собой буфер ПБР, содержащий волластонит, целлюлозный материал и волокна поливинилового спирта в воде, который также по-8 021679 ставляет фирма М-I LLC. EZ SQUEEZE представляет собой буфер ПБР, который поставляет фирмаTurbo-Chem International, Inc. (Скотт, штат Луизиана). Super Sweep представляет собой полипропиленовое волокно, которое поставляет фирма FORTA Corporation (Гроув-Сити, штат Пенсильвания). RSC 15 представляет собой волокно поливинилового спирта, которое поставляет фирма New NYCON Materials(Вестерли, штат Род-Айленд). АС 06 и AR 12 представляют собой виды стекловолокна, которые поставляет фирма New NYCON Materials (Вестерли, штат Род-Айленд). AGM 94 представляет собой углеродное волокно, которое поставляет фирма Asbury Carbons (Эшбери, штат Нью-Джерси). AS 1925 представляет собой углеродное волокно, которое поставляет фирма Hexcel Corporation (Солт-Лейк-Сити, штат Юта). РА 6 и PU6 1 представляют собой виды углеродного волокна, которые поставляет фирма Grafil Inc.(Сакраменто, штат Калифорния). FORM-A-SQUEEZE представляет собой буфер ПБР, который поставляет фирма M-I LLC. VPB 102 представляет собой волокно поливинилового спирта, которое поставляет фирма Kuraway (Окаяма, Япония). Таблица 2 Стандартное устройство для испытания закупорки пор (РРТ) использовали для получения осадка из образцов тампонажных растворов. Стандартные условия получения осадка включали следующие: объем буфера - сколько требуется для получения осадка толщиной около 20 мм; подложка из алокситового диска толщиной 20 мкм (деталь 170-51), предварительно выдержанного ночь в основной текучей среде; прилагаемое дифференциальное давление при прокачивании 400 фунтов на кв.дюйм (2,81105 Па) в течение 10 мин; измерение поглощения текучей среды (обычно очень высокое); извлечение осадка и измерение его толщины; немедленное измерение прочности осадка (невысохшего). При образовании осадка из смесей с высоким поглощением текучей среды вся текучая среда быстро вытекала через осадок при приложении давления 400 фунтов на кв.дюйм (2,81105 Па). Измеряли время прохождения всей текучей среды. Для поддержания давления прокачивания через осадок поршень устройства РРТ прижимали к осадку и выдерживали давление, как правило, в течение 10 мин. Это создает положительное дифференциальное давление бурового раствора на нефтепромысле. Приемник постоянно осушали в процессе испытания. Полученные обезжиженные осадки ПБР испытывали, используя методику испытаний выдавливанием, разработанную фирмой ВР (Санбери, Великобритания) для измерения прочности осадка. В данном испытании измеряли сопротивление сдвигу, выдавливанием таблетки из осадка. Прочность измеряли сразу после образования осадков, чтобы уменьшить любой эффект, который сушка может оказать на свойства осадка. Полученный осадок помещали на соответствующий по размерам держатель образца(цилиндр) с донным отверстием, имеющем диаметр, равный половине диаметра осадка, т.е. приблизительно 1 дюйм (2,54 мм), через который выдавливали таблетку. Силу прилагали посредством латунного поршня, используя пресс фирмы Carver, и выдавливали таблетку через отверстие. Ячейку поднимали с опорой на каждый край, позволяя таблетке пройти через отверстие. Силу прилагали равномерно при ходе поршня насоса с интервалом в 10 с. Датчик фиксировал максимальную силу в фунтах. Полученное давление пересчитывали в сопротивление сдвигу следующим образом:S = (F)/A и площадь прорыва (А) - dt,где d означает диаметр закупорки (дюймов); t означает толщину осадка (дюймов); А означает площадь прорыва (кв.дюймов); F означает максимальную зафиксированную силу (фунт-сила); S означает сопротивление сдвигу (фунтов на кв.дюйм). Как показывают измеренные значения сопротивления сдвигу, перечисленные в табл. 2, буфер ПБР,имеющий высокое первоначальное значение сопротивления сдвигу, может потерять свою прочность при добавлении утяжелителя. Однако по меньшей мере часть прочности можно сохранить введением синтетической волокнистой структуры в состав буфера. Варианты осуществления настоящего изобретения могут предоставлять по меньшей мере одно из следующих преимуществ. Авторы настоящего изобретения удачно обнаружили, что при использовании волластонита или других силикатных частицы, можно создать текучую среду против поглощения бурового раствора, которая может оказаться особенно полезной в зонах высокого поглощения бурового раствора (а также в зонах низкого поглощения бурового раствора). Не будучи связанными какой-либо определенной теорией, авторы настоящего изобретения полагают, что описанные варианты осуществления действуют вследствие покрытия или обшивки частицами изломов и трещин. Использование буферов согласно настоящему изобретению может обеспечить образование закупорки или уплотнения проницаемого пласта с высоким сопротивлением сжатию, что позволяет использовать более высокие давления без риска несения дополнительных потерь в закупоренной зоне поглощения бурового раствора. Кроме того,данный буфер не только обезжиживается быстрее, чем указанные ранее буферы ПБР, но может также эффективно обезвоживаться и обезмасливаться, что позволяет использовать данный буфер в системах буровых растворов как на водной, так и на масляной основе. Хотя настоящее изобретение было описано в отношении ограниченного числа вариантов осуществления, специалисты в данной области техники, извлекая пользу из настоящего изобретения, оценят, что можно разработать другие варианты осуществления, которые не выходят за пределы объема настоящего изобретения, описанного в данном документе. Соответственно, объем настоящего изобретения следует ограничивать только прилагаемой формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Тампонажный раствор для обработки буровой скважины, содержащий основную текучую среду; по меньшей мере одну синтетическую волокнистую структуру; по меньшей мере один материал против поглощения бурового раствора, где материал против поглощения бурового раствора имеет плоскую или листоподобную структуру и где количество материала против поглощения бурового раствора в тампонажном растворе находится в пределах от 10 до 50 мг/т; по меньшей мере один утяжелитель. 2. Тампонажный раствор по п.1, который дополнительно содержит по меньшей мере одно натуральное волокно. 3. Тампонажный раствор по п.1, в котором материал против поглощения бурового раствора содержит волластонит. 4. Тампонажный раствор по п.1, в котором основная текучая среда содержит масляную текучую среду или немасляную текучую среду. 5. Тампонажный раствор по п.1, в котором по меньшей мере одна синтетическая волокнистая структура содержит по меньшей мере одно волокно, выбранное из группы, включающей синтетические волокна из сложнополиэфирных, акриловых, полиамидных, полиолефиновых, полиарамидных, полиуретановых, виниловых полимеров, стекловолокно, углеродное волокно, вискозное волокно или их смеси. 6. Тампонажный раствор по п.5, в котором по меньшей мере одна синтетическая волокнистая структура содержит поливиниловый спирт. 7. Способ уменьшения поглощения скважинной текучей среды в буровой скважине пластом, содержащий введение в буровую скважину тампонажного раствора с материалом против поглощения бурового раствора, содержащего основную текучую среду, по меньшей мере одну синтетическую волокнистую структуру, по меньшей мере один материал против поглощения бурового раствора, где материал против поглощения бурового раствора имеет плоскую или листоподобную структуру, и по меньшей мере один утяжелитель; и приложение давления к тампонажному раствору для уменьшения содержания текучей среды тампонажного раствора. 8. Способ по п.7, в котором материал против поглощения бурового раствора содержит волластонит. 9. Способ по п.7, в котором тампонажный раствор дополнительно содержит по меньшей мере одно натурально волокно. 10. Способ по п.7, в котором по меньшей мере одна синтетическая волокнистая структура содержит по меньшей мере одно волокно, выбранное из группы, включающей синтетические волокна из сложнополиэфирных, акриловых, полиамидных, полиолефиновых, полиарамидных, полиуретановых, виниловых полимеров, стекловолокно, углеродное волокно, вискозное волокно или их смеси. 11. Способ по п.10, в котором по меньшей мере одна синтетическая волокнистая структура содержит поливиниловый спирт. 12. Способ по п.10, дополнительно содержащий введение по меньшей мере одного буферазаполнителя перед введением тампонажного раствора с материалом против поглощения бурового раствора в буровую скважину. 13. Способ по п.10, дополнительно содержащий введение по меньшей мере одного буферазаполнителя после введения тампонажного раствора с материалом против поглощения бурового раствора в буровую скважину. 14. Способ по п.10, дополнительно содержащий введение в буровую скважину второго тампонажного раствора с материалом против поглощения бурового раствора, содержащего основную текучую среду, по меньшей мере одну синтетическую волокнистую структуру, по меньшей мере один материал против поглощения бурового раствора и по меньшей мере один утяжелитель; и приложение давления ко второму тампонажному раствору для уменьшения содержания текучей среды второго тампонажного раствора.