Буровой раствор с плоским реологическим профилем

007842 Уровень техники При роторном бурении подземных скважин от бурового раствора ожидают многих функций и характеристик. Буровой раствор должен циркулировать сквозь скважину и выносить выбуренную породу из-под бура, перемещать обломки породы вверх по затрубному пространству и позволять отделить их на поверхности. В то же время ожидается, что буровой раствор будет охлаждать и очищать буровое сверло,снижать трение между бурильной колонной и стенками скважины и сохранять стабильность в необсаженных секциях ствола скважины. Буровой раствор должен также образовывать тонкую, низкопроницаемую фильтрующую корку, которая герметизирует отверстия в пластах, в которые проник бур, и влияет на уменьшение нежелательного втекания пластовых флюидов из проницаемых пород. Буровые растворы обычно классифицируют в соответствии с их базовым материалом. В растворах на масляной основе твердые частицы суспендированы в масле, а вода или минеральный раствор могут эмульгироваться маслом. Масло обычно является непрерывной фазой. В растворах на водной основе твердые частицы взвешены в воде или минеральном растворе, а масло может эмульгироваться в воде. Непрерывной фазой обычно является вода. Третьим классом буровых растворов являются газовые рабочие среды для пневмосистем, в которых выбуренная порода удаляется потоком воздуха или природного газа высокой скорости. Буровые растворы на масляной основе обычно применяются в виде обращенных эмульсионных глинистых растворов. Обращенный эмульсионный глинистый раствор состоит из трех фаз: масляной фазы, немасляной фазы и тонко диспергированной фазы частиц. Также обычно включены эмульгаторы и системы эмульгаторов, утяжелители, понизители водоотдачи, регуляторы щелочности и тому подобные для стабилизации системы в целом и для установления желательных эксплуатационных характеристик. Полный отчет можно найти, например, в статье P.A. Boyd и др., озаглавленной "New Base Oil Used inLow Toxicity Oil Muds", в Journal of Petroleum Technology, 1985, 137-142, и в статье R.B. Bennet, озаглавленной "New Drilling Fluid Technology-Mineral Oil Mud", в Journal of Petroleum Technology, 1984, 975-981,и цитированной там литературе. Важно, чтобы бурильщик подземных скважин был способен контролировать реологические свойства буровых растворов. В нефтегазовой промышленности в настоящее время желательно, чтобы добавки работали как на суше, так и на море, в среде пресной и соленой воды. Кроме того, так как операции бурения сильно воздействуют на растительную и животную жизнь, добавки к буровому раствору должны иметь низкий уровень токсичности, быть легки в обращении и применении, чтобы свести к минимуму опасность загрязнения окружающей среды и нанесения вреда рабочим. Любая добавка в буровой раствор должна также обеспечивать желательные результаты, но одновременно добавка не должна подавлять желательные характеристики других компонентов бурового раствора. Разработка таких добавок поможет нефтегазовой промышленности удовлетворить давно ощущаемую потребность в добавках высшего качества в буровой раствор, которые влияют на регулирование реологических свойств бурового раствора. Суть изобретения Объектом настоящего описания в целом является буровой раствор, рецептура которого включает масляную жидкость, которая образует непрерывную фазу; немасляную жидкость, которая образует дискретную фазу, эмульгатор, концентрация которого достаточна для стабилизации обратной эмульсии; и модификатор вязкости, выбранный так, чтобы, в основном, достичь описанных выше результатов. Предпочтительно, чтобы модификатор вязкости находился в концентрации, достаточной для того, чтобы добиться описанных выше результатов, и был выбран из жирных поликарбоновых кислот и полиамидов. В одном предпочтительном иллюстративном варианте осуществления жирная поликарбоновая кислота является димером (С 12-С 22)-поликарбоновой жирной кислоты, тримером (С 12-С 22)-поликарбоновой жирной кислоты, тетрамером (С 12-С 22)-поликарбоновой жирной кислоты, смесями этих кислот, а также комбинациями и смесями этих и аналогичных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Для другого иллюстративного варианта осуществления модификатор вязкости является полиамидом или смесью полиамидов, образованных при реакции конденсации (С 12-С 22)-жирной кислоты и ди-, три-, тетра- и пентаэтиленполиамина, и полученных в результате сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Как отмечено выше, масляная жидкость, используемая в настоящем иллюстративном варианте осуществления, образует непрерывную фазу и составляет от примерно 30 до примерно 100 об.% бурового раствора и предпочтительно выбрана из дизельного топлива, минерального масла, синтетического масла, сложных эфиров, простых эфиров, ацеталей, диалкилкарбонатов, олефинов, а также комбинаций и смесей этих и подобных им соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. В другом иллюстративном варианте осуществления немасляная жидкость образует дискретную фазу и составляет от примерно 1 до примерно 70 об.% указанного бурового раствора, причем предпочтительная немасляная жидкость выбрана из пресной воды, морской воды, минерального раствора, содержащего органические или неорганические растворенные соли,жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические соединения, а также из комбинаций и смесей этих и сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Иллюстративный эмульгатор должен присутствовать в концентрации, достаточной для стабилизации обратной эмульсии, и предпочтительно выбран из соединений, включающих жирные кислоты, мыла-1 007842 жирных кислот, амидоамины, полиамиды, полиамины, эфиры олеаты, такие как сорбитанмоноолеат,сорбитандиолеат, производные имидазолина или производные спирта, и комбинации или производные вышеуказанного. Для этого применения могут использоваться смеси этих материалов, а также других(дополнительных) эмульгаторов, а также комбинации и смеси этих и подобных им соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. В одном иллюстративном варианте осуществления в буровой раствор по желанию включают утяжелитель или закупоривающий агент, в таких случаях утяжелитель или закупоривающий агент выбраны из свинцового блеска, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита, а также комбинаций и смесей этих и подобных им соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Как отмечалось ранее, иллюстративные растворы могут включать также обычные компоненты обращенных эмульсионных буровых растворов, в том числе, но без ограничений ими: регуляторы водоотдачи, материалырезервы щелочи и другие обычные компоненты бурового раствора на основе обратной эмульсии, которые также должны быть хорошо известны специалисту в данной области. Другой иллюстративный вариант осуществления раскрываемого объекта изобретения включает буровой раствор, который содержит масляную жидкость, образующую непрерывную фазу бурового раствора, немасляную жидкость, образующую дискретную фазу бурового раствора, эмульгатор, который находится в концентрации, достаточной для того, чтобы стабилизировать обратную эмульсию, органофильную глину и модификатор вязкости. Модификатор вязкости, который используется в иллюстративном варианте осуществления, может быть поликарбоновой жирной кислотой, указанной выше. В альтернативном иллюстративном варианте осуществления модификатор вязкости является полиамидом, как указано выше. Как было указано ранее выше, компонент - масляная жидкость в настоящем иллюстративном варианте осуществления составляет от примерно 30 до примерно 100 об.% бурового раствора и состоит из материала, выбранного из дизельного топлива, минеральных масел, синтетических масел,сложных эфиров, простых эфиров, ацеталей, диалкилкарбонатов, олефинов, а также комбинаций и смесей этих и подобных им соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Аналогично, немасляная жидкость, применяемая в иллюстративном варианте осуществления, составляет от примерно 1 до примерно 70 об.% указанного бурового раствора и выбрана из пресной воды,морской воды, минерального раствора, содержащего органические или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические соединения, а также комбинаций и смесей этих и подобных им соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Иллюстративные растворы могут также включать обычные компоненты буровых растворов на обратных эмульсиях, в том числе, но без ограничений указанным: утяжелители или закупоривающие агенты, понизители водоотдачи, материалы-резервы щелочи и другие обычные компоненты обращенных эмульсионных буровых растворов, которые должны быть хорошо известно специалисту в данной области. Если содержится утяжелитель или закупоривающий агент, он может быть выбран из свинцового блеска, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита, а также комбинаций и смесей этих и подобных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Специалист в данной области должен также понять и разобраться в том, что заявленный объект изобретения включает применение раскрытых здесь растворов при бурении подземной скважины. Эти и другие свойства более полно сформулированы в следующем описании предпочтительных или иллюстративных вариантов осуществления раскрываемого и заявляемого объекта изобретения. Описание иллюстративных вариантов осуществления Настоящее описание в целом относится к раствору на нефтяной основе для бурения скважин, который пригоден для технологии бурения, вскрытия пласта и ремонта подземных скважин, предпочтительно нефтяных и газовых скважин. Растворы могут также использоваться в качестве тампонажных растворов,растворов для гидроразрыва пласта и в других сходных применениях в стволах скважины, где желательны плоские реологические свойства (профили). Пригодность растворов для стволов скважин и обращенных эмульсионных растворов, раскрываемых в данном документе, должна быть известна специалисту в данной области, как это указано в книге: COMPOSITION AND PROPERTIES OF DRILLING AND COMPLETION FLUIDS, 5-th Edition, H.C.H. Darley and George R. Gray, Gulf Publishing Company, 1988, содержание которой тем самым включено здесь ссылкой. В одном варианте осуществления раскрываемого объекта изобретения раствор для ствола скважины составлен так, чтобы включать масляную жидкость, немасляную жидкость, (первичный) эмульгатор и модификатор вязкости. Каждый из этих компонентов описан более подробно ниже. Масляная жидкость является жидкостью и более предпочтительно натуральным или синтетическим маслом, более предпочтительно масляная жидкость выбрана из группы, включающей дизельное топливо,минеральные масла, синтетические масла, такие как полиолефины, полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны, и их смеси. Концентрация масляной жидкости должна быть достаточной, чтобы образовалась обратная эмульсия, и может составлять менее примерно 99 об.% обратной эмульсии. В одном варианте осуществления количество масляной жидкости составляет примерно от 30 до примерно 95%, более предпочтительно от примерно 40 до примерно 90 об.% обращенного эмульсионного раство-2 007842 ра. Масляная жидкость в одном варианте осуществления может включать смесь внутренних олефинов(т.е. содержащих двойную связь не при концевых атомах углерода) и альфа-олефинов. Как раскрыто в находящейся одновременно на рассмотрении патентной заявке, озаглавленной "Экологически безвредные буровые растворы на основе смесей олефинов", комбинация внутреннего и альфа-олефинов может применяться для создания бурового раствора, имеющего сбалансированные желательные свойства, такие как токсичность и биоразложимость. Конкретно, в одном иллюстративном варианте осуществления делают смесь (C16-18)-внутреннего олефина, (C15-18)-внутреннего олефина, (C15-16)-внутреннего олефина и С 16-альфа-олефина при весовом отношении 5/2/1,5/1,5, соответственно. Это дает в результате масляную жидкость, имеющие сбалансированные характеристики токсичности и биоразложимости. Немасляный раствор, используемый в рецептуре обращенных эмульсионных растворов, является жидкостью и предпочтительно водной жидкостью. Более предпочтительно немасляная жидкость может быть выбрана из группы, включающей пресную воду, морскую воду, минеральный раствор, содержащий органические и/или неорганические растворенные соли, жидкость, содержащую смешивающиеся с водой органические соединения, комбинации этих и сходных соединений, применяемых в рецептурах обратных эмульсий. Количество немасляной жидкости обычно менее теоретического максимального предела для образования обратной эмульсии. Так, в одном иллюстративном варианте осуществления количество немасляной жидкости менее примерно 70 об.%, и предпочтительно составляет от примерно 1 до примерно 70 об.%. В другом иллюстративном варианте осуществления немасляная жидкость составляет предпочтительно от примерно 5 до примерно 60% объема обращенного эмульсионного раствора. Эмульгатор (первичный эмульгатор), используемый в рецептуре бурового раствора согласно указаниям настоящего описания, должен быть выбран так, чтобы образовать пригодную и стабильную обратную эмульсию, подходящую для роторного бурения. Эмульгатор должен присутствовать в концентрации, достаточной для стабилизации обратной эмульсии, которая пригодна для роторного бурения. В одном иллюстративном варианте осуществления эмульгатор выбран из эмульгаторов, которые продемонстрировали полезность в эмульсиях по данному изобретению: жирные кислоты, мыла жирных кислот,амидоамины, полиамиды, полиамины, сложные эфиры олеаты, такие как сорбитанмоноолеат, сорбитандиолеат, производные имидазолина или производные спиртов и комбинации или производные вышеуказанного. Для этого применения могут быть использованы смеси этих материалов, а также других (дополнительных) эмульгаторов. Вместе с первичным эмульгатором, используемым здесь, могут применяться другие поверхностно-активные соединения. В таких случаях важно, однако, чтобы количество и природа этих дополнительных ПАВ не влияла на приданные обращенному эмульсионному раствору модификатором вязкости свойства и способность действовать, как описано здесь. Модификатор вязкости в настоящем описании используется для снижения увеличения вязкости, т.е. сглаживания реологических характеристик бурового раствора в температурном интервале от примерно 40 до примерно 150F. В одном иллюстративном варианте осуществления модификатор вязкости является жирной поликарбоновой кислотой. Более предпочтительно жирная поликарбоновая кислота является тримером и, следовательно, содержит по меньшей мере три карбоксильные группы в молекуле, и более предпочтительно тример поликарбоновой кислоты произведен из таллового масла или других сходных ненасыщенных длинноцепочечных карбоновых кислот (т.е. жирных кислот), имеющих от 12 до 22 атомов углерода. Особенно предпочтительная кислота доступна для приобретения от M-I, Houston TX под названием EMI-755. Следует отметить, что поликарбоновые жирные кислоты, применяемые в настоящем изобретении, могут включать димер (С 12-С 22)-поликарбоновой жирной кислоты, тример (С 12-С 22)поликарбоновой жирной кислоты, тетрамер (С 12-С 22)-поликарбоновой жирной кислоты, смеси этих кислот. В другом иллюстративном варианте осуществления настоящего изобретения модификатор вязкости является патентованным модификатором вязкости на основе полиамида, основанном на смеси амидов и аминов, доступный для приобретения от M-I Houston TX под названием EMI-756. Если модификатор вязкости является полиамидом, полиамид предпочтительно является продуктом реакции конденсации(С 12-С 22)-жирной кислоты и полиамина, выбранного из группы, состоящей из диэтилентриамина, триэтилентетраамина и пентаэтилентетраамина. В общем случае, продукт конденсации рассчитывается из одного эквивалента жирной кислоты на каждый эквивалент амина, присутствующего в исходном аминовом материале. Концентрация модификатора вязкости должна быть достаточной, чтобы достичь результатов настоящего изобретения. В одном иллюстративном варианте осуществления, в котором модификатор вязкости является тримером поликарбоновой кислоты таллового масла, концентрация тримерной кислоты,присутствующей в буровом растворе, может варьироваться от 0,1 до 5 фунтов на баррель бурового раствора, более предпочтительно от примерно 0,5 до 2 фунтов на баррель раствора. В другом иллюстративном варианте осуществления полиамид имеет концентрацию выше чем 0,1, и вплоть до 5,0 фунтов на баррель. Не желая быть привязанным к какой-либо конкретной теории действия, полагают, однако, что относительно плоские реологические профили, достигаемые настоящим изобретением, является результатом взаимодействия модификатора вязкости с высокодисперсными твердыми веществами, такими как-3 007842 органофильные глины и легкий шлам, присутствующими в буровом растворе. Полагают, что взаимодействие до некоторой степени стимулируется температурой таким образом, что производимое улучшение сильнее при более высоких температурах и слабее при более низких температурах. Одно теоретическое объяснение состоит в том, что изменение температуры вызывает изменение в молекулярной конформации модификатора вязкости, так что при повышенных температурах молекулярных взаимодействий больше и, следовательно, вязкость выше, чем наблюдаемая при более низких температурах. Альтернативно предполагают, что адсорбция/десорбция модификатора вязкости на поверхности твердой фазы,присутствующей в растворе, связаны с наблюдаемыми вязкостными характеристиками. Независимо от способа действия, было обнаружено, что добавление модификаторов вязкости, как они раскрыты в данной заявке, в буровые растворы приводит к наблюдаемым и описанным ниже вязкостным характеристикам. Описываемые буровые растворы особенно полезны в бурении, вскрытии пласта и при ремонте подземных нефтяных и газовых скважин. В частности, жидкости могут быть использованы в составлении рецептур для буровых глинистых растворов и растворов для вскрытия пластов для использования в скважинах с высоким отклонением от вертикали и протяженных скважинах. Такие глинистые растворы и буровые растворы особенно полезны при бурении горизонтальных скважин в углеводородных пластах. Метод, применяемый для приготовления раскрываемого здесь бурового раствора, не является критическим. Для приготовления бурового раствора по настоящему изобретению могут применяться традиционные методы, аналогично тому, как они обычно используются для приготовления стандартных буровых растворов на масляной основе. В одной характерной методике желательное количество масляной жидкости, такой как базовое масло, и подходящее количество эмульгатора смешивают вместе при последующем добавлении модификатора вязкости и остальных компонентов при продолжающемся перемешивании. Обратная эмульсия на основе этой жидкости может быть образована энергичной встряской,перемешиванием масляной жидкости с немасляной жидкостью или приложением сдвиговых усилий. Растворы по настоящему изобретения могут, кроме того, содержать дополнительные компоненты в зависимости от конечного использования обратной эмульсии, если только они не влияют на выполняемые функции описываемых здесь модификаторов вязкости. Например, в состав бурового раствора данного изобретения для дополнительных функциональных свойств могут добавляться резерв щелочи, увлажнители, органофильные глины, загустители, утяжелители, закупоривающие агенты и понизители водоотдачи. Добавление таких агентов должно быть хорошо известно специалисту в области составления буровых растворов и глинистых растворов. Обычным для многих обратных эмульсий является включение щелочного резерва, так что рецептура раствора в целом является основной (т.е. рН выше 7). Обычно он находится в виде извести или, альтернативно, смеси щелочных и щелочно-земельных оксидов и гидроксидов. Специалист в данной области должен понять и разобраться, что содержание извести в буровом растворе будет меняться в зависимости от предпринимаемых операций и пластов, которые бурят. Далее, следует понимать, что содержание извести, известное также, как щелочность или щелочной резерв, является свойством, которое обычно измеряют в соответствии с применяемыми стандартами Американского Нефтяного Института, в которых используются методы, которые должны быть хорошо известны специалисту в области составления глинистых растворов. Увлажнители, которые могут быть пригодны для применения, включают неочищенное талловое масло, окисленное неочищенное талловое масло, фосфорные сложные эфиры органических соединений,модифицированные имидазолины и амидоамины, ароматические алкилсульфаты и сульфонаты, и им подобные, и их комбинации или производные. Versawet и VersawetNS являются примерами доступных для приобретения увлажнителей, производимых и распространяемых M-I L.L.C., которые могут применяться в описанных буровых растворах. Silwet L-77, L-7001, L-7605 и L-7622 являются примерами доступных для приобретения эмульгаторов и увлажнителей, производимых и распространяемых компанией Union Carbide Chemical Company Inc. Органофильные глины, как правило обработанные амином глины, могут быть пригодны в качестве загустителей в жидких композициях раскрываемого объекта изобретения. Количество органофильной глины, используемой в композиции, должно быть минимальным, чтобы избежать отрицательного воздействия на реологические свойства буровых растворов настоящего изобретения. Однако обычно для большинства приложений достаточно примерно от 0,1 до 6 вес.%. VG-69 и VG-PLUS являются органоглиняными материалами, продаваемыми M-I L.L.C., a Versa-HRP является полиамидным полимером, производимым и распространяемым M-I L.L.C., которые могут применяться в патентуемых буровых растворах. Утяжелители, или уплотнительные материалы, пригодные для применения в описываемых буровых растворах, включают свинцовый блеск, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит,целестин, доломит, кальцит и им подобные. Количество такого добавленного материала, если он имеется, зависит от желаемой плотности конечной композиции. Обычно, утяжелитель добавляют в буровой раствор, чтобы получить плотность примерно до 24 фунтов на галлон. Утяжелитель предпочтительно добавляют до 21 фунта на галлон и наиболее предпочтительно до 19,5 фунта на галлон.-4 007842 Понизители водоотдачи обычно действуют путем покрытия стенок ствола скважины, когда скважину бурят. Подходящие понизители водоотдачи, которые могут найти применение в данном изобретении, включают модифицированные лигниты, асфальтовые соединения, гильсонит, органофильные гуматы, полученные путем реакции гуминовой кислоты с амидами или полиалкиленполиаминами и другими нетоксичными понизителями водоотдачи. Обычно понизители водоотдачи добавляют в количестве менее примерно 10% и предпочтительно менее примерно 5 вес.% раствора. Следующие примеры включены, чтобы продемонстрировать предпочтительные варианты исполнения заявленного объекта изобретения. Специалистам должно быть понятно, что методы и составы, раскрываемые в следующих примерах, представляют собой методы, открытые изобретателями для работы на скважинах и, таким образом, они могут рассматриваться как составляющие предпочтительные режимы работы. Однако специалисты должны понять, в свете настоящего открытия, что в описанные конкретные варианты осуществления можно внести много изменений, и все еще получить те же или сходные результаты, не выходя за рамки патентуемого объекта изобретения. Общая информация, относящаяся к примерам Данные испытания были проведены в соответствии с процедурами Бюллетеня API RP 13B-2, 1990. Иногда в описании результатов экспериментов используются следующие сокращения."PV" означает пластическую вязкость, которая является одной из переменных, используемой при расчете вязкостных характеристик бурового раствора, измеряется в сантипуазах (сП)."YP" означает предел текучести, который является другой переменной, используемой при расчете вязкостных характеристик буровых растворов, измеряется в фунтах на 100 квадратных футов (ф/100 фт 2)."AV" является кажущейся вязкостью, являющейся другой переменной, используемой при расчете вязкостных характеристик бурового раствора, измеряется в сантипуазах (сП)."GELS" является мерой суспендирующих свойств или тиксотропных свойств бурового раствора,измеряется в фунтах на 100 квадратных футов (ф/100 фт 2)."API F.L." является термином, характеризующим понижение водоотдачи по API, в миллилитрах"НТНР" является термином, характеризующим понижение водоотдачи при высокой температуре и высоком давлении, измеряется в миллилитрах (мл) в соответствии с бюллетенем API RP 13 В-2, 1990. Компоненты заявленных буровых растворов включают масляную жидкость, немасляную жидкость,комплекс эмульгаторов и модификатор вязкости. Другие химикаты, используемые для составления системы, в основном, являются теми же, что обычно используются в составлении традиционных обращенных систем буровых растворов. Описание индивидуальных компонентов дано ниже.EMI 595 - (первичный) эмульгатор, является амидоамином, его химический состав и структура предназначены для минимизации взаимодействий с пластом и буровым шламом. Рекомендуемая концентрация равна 7-8 ф/баррель, но он может применяться в концентрациях, варьирующихся от 5 до 10 ф/баррель. Однако повышенные концентрации могут приводить к незначительному разжижающему влиянию на реологию. Продукт доступен для приобретения от Champion Chemicals и/или M-I LLC.EMI-157 - увлажнитель на основе олеиновой кислоты, применяется как вторичный эмульгатор. Рекомендуемая концентрация составляет 1-2 ф/баррель. Концентрации выше 2 ф/баррель должны проходить контрольное испытание на изменение (возрастание) реологических свойств и характеристик образования нефтяной пленки в системе. Продукт доступен для приобретения от M-I LLC.EMI-755 - модификатор вязкости на основе тримерной кислоты. При применении этого модификатора вязкости образуется плоский реологический профиль. Полагают, что соединение улучшает реологические свойства при низких скоростях сдвига и предел текучести путем взаимодействия с тонкодисперсными частицами, такими как органоглина и легкий шлам. Оказывается, что взаимодействие зависит от температуры таким образом, что вызываемое улучшение сильнее при высокой температуре и слабее при низких температурах. Полагают, что взаимодействие может быть вызвано изменением конформации тримерной кислоты с температурой, так что оно может оказаться сильнее при высоких температурах,порождая таким образом более высокую вязкость, чем при низких температурах; или быть вызвано адсорбцией/десорбцией с поверхности твердой фазы. На улучшение реологических свойств при низких скоростях сдвига и предела текучести можно повлиять количеством органоглины и тонкодисперсного легкого шлама в системе. Повышенное количество органоглин или тонкодисперсного легкого шлама имеет тенденцию вызывать более сильное увеличение этих свойств и более плоский профиль. При применении этого соединения в качестве модификатора вязкости лучше всего поддерживать содержание легкого шлама в пределах 2-4%. Рекомендуемая концентрация составляет примерно от 0,1 до 5,0 ф/баррель и предпочтительно 1-2 ф/баррель.EMI-756 является загустителем и модификатором вязкости на основе полиамида, который может применяться для увеличения вязкости и улучшения регулирования оседания систем с плоской реологией,если это необходимо. Этот загуститель химически отличается от модификатора вязкости на основе тримерной кислоты: так, он по-другому взаимодействует с твердой фазой. Этот полимер может порождать высокую вязкость при добавлении в систему, содержащую легкий шлам в количестве от умеренного до высокого, поэтому перед его добавлением очень рекомендуется провести контрольное испытание. Реко-5 007842 мендуемая концентрация составляет примерно от 0,1 до 5,0 ф/баррель, предпочтительно 0,25-1,0 ф/баррель.EMI-711 является понизителем вязкости, который можно применять для снижения в целом всей вязкости системы, не изменяя существенно плоский реологический профиль. Из-за высокой эффективности EMI-711 следует проводить контрольное испытание перед его добавлением в активную систему. Обычно уровень обработки 0,25 ф/баррель или меньше является хорошей исходной точкой.VG Plus - данная органоглина применяется в минимальном количестве, чтобы придать некоторую густоту и вязкость для получения надлежащей суспензии барита и предельного статического напряжения сдвига бурового раствора. Обычно для этой цели должно быть достаточно 1-2 ф/баррель данной органоглины. Для приложений с более высокой температурой или для регулирования оседания барита вместоVG Plus могут применяться другие органоглины, такие как Bentone 42 и VG Supreme. VG Plus можно добавлять в виде премиксов при бурении для сохранения плоского реологического профиля. VG-Plus доступен для приобретения от M-I LLC.EcoTrol является понизителем водоотдачи. Типичные требуемые концентрации составляют 0,5-1,0 ф/баррель для систем с плоской реологией. Температура и сдвиг способствуют облегчению диспергирования и растворения этого продукта в системе. EcoTrol доступен для приобретения от M-I LLC. Пример 1. Рецептура и свойства основного глинистого раствора. Состав и смешение трех растворов с плоской реологией с весом глины в интервале от 11,0 до 15,6 ф/галлон показаны в табл. 1 для иллюстрации. Смешение раскрываемых рецептур бурового раствора не отличается значительно от производимого для смешения других обращенных эмульсионных растворов. Такие процессы должны быть хорошо известны специалисту в области рецептур буровых растворов. Однако, поскольку стабилизирующее влияние сдвига, температуры и бурового шлама не доступно на установке смешения, начальные свойства только что сделанного обращенного эмульсионного раствора могут быть совершенно другими, чем у глинистого раствора, используемого в работе. Чтобы гарантировать,что начальные свойства EMS-4000 будут приближены к его стабилизированным свойствам, нужно также часто контролировать стабильность эмульсии раствора, чтобы гарантировать применение достаточных сдвиговых усилий. Чтобы сохранить реологический профиль низким и плоским, были немного отрегулированы, в соответствии с весом глины, отношение S/W, количество органоглины и модификатора вязкости. Таблица 1 Состав системы с плоской реологией при разном отношении синтетический продукт/вода (S/W) и весе глины. Рекомендуемый порядок смешения тот же, что и порядок перечисления продуктов. Реологические и НТНР-фильтрационные свойства (при высоких температуре и давлении) вышеуказанных буровых растворов с плоской реологией после горячей прокатки показаны в табл. 2. Чтобы показать плоский реологический профиль, вязкость растворов измерялась на вискозиметре Fann 35A при 40,70 и 100F, или 40, 100 и 150F после горячей прокатки при 100 или 150F в течение 16 ч, соответственно. Так как раствор концентрацией 11,0 ф/галлон подвергался горячей прокатке только при 100F, измерения при 150F сочли не относящимися к делу.-6 007842 Таблица 2 Свойства типичных растворов с плоской реологией после горячей прокатки (ПГП) при указанных температурах. После рассмотрения вышеприведенных иллюстративных данных, специалист в данной области должен отметить, что несмотря на разный вес глины, проявляется сходная реология. Далее, следует отметить, что хотя и было небольшое изменение в реологии рецептуры глинистого раствора, это изменение менее существенно, чем у сравнимого глинистого раствора, в котором не используются преимущества от применения раскрытых здесь модификаторов вязкости. Пример 2. Влияние состава органоглины и модификатора вязкости. Поскольку плоские реологические свойства получаются от взаимодействия модификатора вязкости и органоглин, необходимо исследовать влияние модификатора вязкости как функцию содержания органоглины. Рассмотрение полученных данных показывает изменение реологических свойств как функцию содержания органоглины (С) и модификатора вязкости (RM). Чтобы облегчить прямое сравнение, полезно графическое сравнение, при условии, что вертикальная шкала сделана одной и той же на всех трех графиках. Специалист в данной области должен заметить в вышеприведенных иллюстративных данных тенденцию к улучшению свойств с увеличением содержания органоглины и модификатора вязкости. Принимая во внимание начальные данные, был сделан вывод, что наиболее эффективной рецептурой системы является рецептура, содержащая 1-2 ф/баррель органоглины, 5-8 ф/баррель эмульгатора, 1-2 ф/баррель увлажнителя, 1-2 ф/баррель модификатора вязкости и 0,5-1 ф/баррель понизителей водоотдачи. Пример 3. Влияние шлама, морской воды и загрязнения цементом. В табл. 3 показано сохранение плоских реологических свойств системы в случае бурового шлама,морской воды и загрязнения цементом для раствора концентрацией 13,0 ф/галлон, взятого в качестве примера. Поскольку система не является на 100% инертной к загрязнениям, после добавления любого загрязняющего вещества все же встречаются некоторые изменения в реологических свойствах по сравнению с исходным глинистым раствором без загрязнений. Одним заметным изменением является увеличение предельного статического напряжения сдвига через 10 мин после загрязнения твердыми частицами. Это увеличение было приписано взаимодействию модификатора вязкости и легкого шлама.-7 007842 Таблица 3 Влияние шлама, морской воды, загрязнения цементом на раствор с плоской реологией концентрацией 13 ф/галлон. Следует отметить, что плоский реологический профиль сохраняется после загрязнения, несмотря на некоторые заметные изменения в реологии По рассмотрении приведенных выше иллюстративных данных специалист должен понять и разобраться, что если сравнивать показания при 6 об./мин, YP и 10-минутное предельное статическое напряжение сдвига растворов с глиной ОСМА, морской водой и загрязненный цементом исходный буровой раствор, первоначальные плоские реологические свойства более или менее сохраняются после загрязнения. Аналогичные тесты на загрязнение были проведены также для рецептур с растворами концентрацией 11,0 ф/галлон. Из-за большего содержания органоглины в рецептуре, загрязнение шламом приводило к более значительному увеличению вязкости. Однако, когда систему соответствующим образом разбавляли премиксом для сохранения первоначального веса раствора, реологические свойства возвращались к желательному диапазону. Иллюстративные реологические изменения системы концентрацией 11,0 ф/галлон до и после загрязнения шламом и разбавления приведены в табл. 4.-8 007842 Таблица 4 Реологические свойства системы концентрацией 11,0 ф/галлон после загрязнения шламом и 10% разбавления неутяжеленным исходным раствором с отношением S/W=80/20 Премикс: 80/20 основа, содержащая 1 ф/баррель VG Plus, 3 ф/баррель извести, 7 ф/баррель EMI595, 2 ф/баррель MI-157 и 1 ф/баррель EMI-755 Специалист в данной области должен понять, что приведенные выше иллюстративные результаты теста указывают, что для испытаний в эксплуатационных условиях свойства системы могут поддерживаться путем соответствующего разбавления. Для дальнейшего снижения вязкости может применяться обработка малым количеством разбавителя. Пример 4. Добавление извести. При испытании бурового раствора с концентрацией 11 ф/галлон, составленного как описано в данной заявке, было замечено, что плоский реологический профиль проявляется больше после теплового старения, чем перед тепловым старением, что указывает на то, что время и температура могут быть важными факторами, которые могут стабилизировать плоские свойства. Для большинства приложений, где температура в забое скважины превышает 150F, растворная система должна стабилизироваться через несколько дней бурения. Однако в скважинах с низкой температурой в забое и с короткой длиной секций плоские реологические свойства могут развиться и стабилизироваться не полностью. Таким образом,может быть необходимо добиваться плоской реологии, раскрываемой здесь, с помощью свежего раствора. В попытках стабилизировать плоские реологические свойства свежего раствора было обнаружено,что добавление извести может помочь достичь этой цели. Табл. 5 показывает свойства двух растворов концентрацией 11,0 ф/галлон (А и В), которые смешивали в сходных условиях со сходным составом глинистого раствора. Единственной разницей было то,что второй раствор (В) имел один лишний фунт извести, добавленной в конце смешения.-9 007842 Таблица 5 Добавление одного лишнего фунта извести в конце смешения способствует стабилизации плоского реологического профиля до теплового старения. Оба раствора, А и В, имели один и тот же состав шлама, за исключением содержания извести По рассмотрении специалист поймет, что второй раствор, содержащий лишний фунт извести, добавленной в конце смешения, обнаруживает желательный плоский реологический профиль перед горячей прокаткой. Однако после теплового старения при 100F оба раствора показывают почти идентичную реологию, что указывает на то, что на эффект от добавления извести по каким-то причинам влияет процесс теплового старения. Полагают, что обработка известью может применяться для придания свежему раствору плоских реологических свойств, когда такое свойство необходимо на установке смешения. Полагают также, что цемент, возможно, будет иметь почти тоже влияние на систему, когда для бурения в цементе используется свежесделанный раствор. Таким образом, если свежий раствор планируется использовать для бурения цемента, такая обработка на установке смешения может не потребоваться. Пример 5. Влияние разбавителя и увлажнителя. Хотя система с плоской реологией предназначена для наиболее эффективной работы при низком содержании бурового шлама (2-4%), часто может быть необходимо обрабатывать систему разбавителем или увлажнителем для снижения полной вязкости и предельного статического напряжения сдвига в системе, например, перед началом крепления обсадными трубами. Были оценены данные, показывающие влияние разных разбавителей и увлажнителей на реологию системы EMS 4000 с концентрацией 13 ф/галлон, нагруженной 50 ф/баррель глины ОСМА, эти данные показывают влияние разных разбавителей и увлажнителей на плоские реологические свойства EMS 4000 с концентрацией 13 ф/галлон. Исходный буровой раствор содержал 50 ф/баррель глины ОСМА как бурового шлама. Наиболее эффективными разбавителями являются NovaThin и EMI-711. Увлажнители, такие как MI-157 и NovaWet, действительно вызывали некоторое увеличение вязкости. VersaWet показал наименьшее влияние на реологию. Из результатов испытания специалист в данной области должен понять, что NovaThin и EMI-711 дают очень хороший эффект понижения вязкости, тогда как увлажнители показали некоторое увеличение вязкости. Из-за сильного влияния EMI-711 на понижение вязкости перед проведением добавления продукта на вышке должно быть проведено контрольное испытание. Пример 6. Оседание барита. Для приложений с увеличенным отклонением от оси скважины оседание барита может вызвать различные потенциальные проблемы. Система с плоской реологией с концентрацией 13,0 ф/галлон была испытана на контроль оседания барита, используя тестер оседания с циркуляционным контуром. Около 2,8 галлонов испытываемого раствора циркулирует в контуре потока, состоящем из пластмассовой тестовой трубки (2 дюйма внешний диаметр х 6 дюймов длина), циркуляционного насоса и плотномера. Пластмассовая тестовая трубка может регулироваться по углу, изменяясь от вертикального(0) до горизонтального (90). Внутри пластмассовой трубки используется стальной стержень для моделирования бурильной колонны, который может вращаться со скоростями, меняющимися от 0 до 225 об./мин. Для оценки оседания барита испытание обычно проводят при наклоне 60 при переменных скоростях откачки (угловая скорость от 25 до 185 фт/мин) и вращения насоса (от 0 до 225 об./мин). Измене- 10007842 ния веса раствора из-за оседания/выпадения из раствора барита или другого утяжелителя в трубке определяли с помощью плотномера в условиях циркуляции. После испытания на оседание данные по весу раствора были скорректированы для сравнения на постоянную температуру 120F. После рассмотрения полученных данных специалист в данной области должен разобраться, что кривые оседания являются графиками изменений веса раствора (в большинстве случаев падения веса раствора), обнаруженного в ходе 200-минутного испытания. При работе исходного бурового раствора без глины ОСМА (не показано) имеет место более значительное падение веса раствора из-за его относительно низкого реологического профиля. Однако после добавления глины ОСМА оседание барита было значительно снижено из-за увеличения вязкости. На некоторый стабилизирующий эффект также указывает сглаживание кривой. Систему обрабатывали EMI-756 с концентрацией 1,0 ф/баррель и испытывали повторно. После изучения специалист в данной области должен отметить, что было обнаружено дальнейшее снижение оседания барита при обработке, которое вызвало только 15-20% повышение вязкости. Принимая во внимание вышеприведенное изложение, специалист среднего уровня в данной области должен понять и разобраться, что один иллюстративный вариант осуществления заявленного объекта изобретения включает буровой раствор, составленный так, что он содержит масляную жидкость, которая образует непрерывную фазу, немасляную жидкость, которая образует дискретную фазу, эмульгатор,имеющий достаточную концентрацию, чтобы стабилизировать обратную эмульсию, и модификатор вязкости, выбранный так, чтобы, по существу, достичь изложенных выше результатов. Предпочтительно,чтобы модификатор вязкости находился в концентрации, достаточной, чтобы достичь описанного выше результата, и выбран из жирных поликарбоновых кислот и полиамидов. В одном предпочтительном иллюстративном варианте осуществления модификатор вязкости выбран из группы, состоящей из димера(С 12-С 22)-поликарбоновой жирной кислоты, тримера (C12-С 22)-поликарбоновой жирной кислоты, тетрамера (С 12-С 22)-поликарбоновой жирной кислоты, смеси этих кислот и полиамида, причем полиамид является продуктом реакции конденсации (С 12-С 22)-жирной кислоты и полиамина, выбранного из группы,состоящей из диэтилентриамина, триэтилентетраамина и пентаэтилентетраамина. Как отмечено выше,масляная жидкость, применяемая в настоящем иллюстративном варианте осуществления, образует непрерывную фазу и составляет примерно от 30 до примерно 100 об.% бурового раствора и предпочтительно выбрана из дизельного топлива, минеральных масел, синтетических масел, сложных эфиров, простых эфиров, ацеталей, диалкилкарбонатов, олефинов, а также комбинаций и смесей этих и сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. В другом иллюстративном варианте осуществления немасляная жидкость образует дискретную фазу и составляет примерно от 1 до примерно 70 об.% указанного бурового раствора, причем предпочтительная немасляная жидкость выбрана из пресной воды, морской воды, минерального раствора, содержащего органические или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические соединения,а также комбинаций и смесей этих и сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Иллюстративный эмульгатор должен присутствовать в достаточной концентрации, чтобы стабилизировать обратную эмульсию, и предпочтительно выбран из соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. В одном иллюстративном варианте осуществления в буровой раствор при желании включены утяжелитель или закупоривающий агент, в таких случаях утяжелитель или закупоривающий агент выбраны из свинцового блеска, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита,сидерита, целестина, доломита, кальцита, а также комбинаций и смесей этих и сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Как указывалось ранее, иллюстративные растворы могут также включать обычные компоненты обращенных эмульсионных буровых глинистых растворов эмульсии, в том числе, но без ограничения указанным: понизители водоотдачи, материалырезервы щелочи и другие обычные компоненты обращенных эмульсионных буровых растворов, которые должны быть хорошо известны специалисту в данной области. Другой иллюстративный вариант осуществления раскрываемого объекта изобретения включает буровой раствор, который содержит масляную жидкость, образующую непрерывную фазу бурового раствора, немасляную жидкость, образующую дискретную фазу бурового раствора, эмульгатор, имеющий достаточную концентрацию, чтобы стабилизировать обратную эмульсию, органофильную глину и модификатор вязкости. Модификатор вязкости, используемый в данном иллюстративном варианте осуществления, может быть выбран из группы, состоящей из димера поликарбоновой (С 12-С 22)-жирной кислоты, тримера поликарбоновой (С 12-С 22)-жирной кислоты, тетрамера (С 12-С 22)-поликарбоновой жирной кислоты, смеси этих кислот и полиамида, причем полиамид является продуктом реакции конденсации(С 12-С 22)-жирной кислоты и полиамина, выбранного из группы, состоящей из диэтилентриамина, триэтилентетраамина и пентаэтилентетраамина. Когда в одном иллюстративном варианте осуществления используется полиамид, он является продуктом конденсации одного моля диэтилентриамина и трех молей(С 12-С 22)-жирной кислоты. Как было указано ранее выше, компонент - масляная жидкость в настоящем иллюстративном варианте осуществления составляет от примерно 30 до примерно 100 об.% бурового раствора и состоит из материала, выбранного из дизельного топлива, минеральных масел, синтетических- 11007842 масел, сложных эфиров, простых эфиров, ацеталей, диалкилкарбонатов, олефинов, а также комбинаций и смесей этих и сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Аналогично, немасляная жидкость, используемая в иллюстративном варианте осуществления, составляет от примерно 1 до примерно 70 об.% указанного бурового раствора и выбрана из пресной воды, морской воды, минерального раствора, содержащего органические или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические соединения, а также из комбинаций и смесей этих и сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Иллюстративные растворы могут также включать обычные компоненты обращенных эмульсионных буровых растворов, в том числе, но без ограничения указанным: утяжелители или закупоривающие агенты, понизители водоотдачи, материалы-резервы щелочи и другие обычные компоненты обращенных эмульсионных буровых растворов, которые должны быть хорошо известны специалисту в данной области. Если содержится утяжелитель или закупоривающий агент, он может быть выбран из свинцового блеска, гематита,магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита, а также комбинаций и смесей этих и сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Специалист в данной области должен также понять и разобраться, что заявленный объект изобретения включает применение раскрываемых здесь растворов при бурении подземной скважины. В одном таком иллюстративном варианте осуществления способа роторного бурения подземной скважины, использующего буровой раствор, усовершенствования включают применение бурового раствора, содержащего масляную жидкость, немасляную жидкость, эмульгатор, органофильную глину и модификатор вязкости. Масляная жидкость образует непрерывную фазу, а немасляная жидкость образует дискретную фазу бурового раствора. Масляная жидкость составляет от примерно 30 до примерно 100 об.% бурового раствора и состоит из материала, выбранного из дизельного топлива, минеральных масел, синтетических масел, сложных эфиров, простых эфиров, ацеталей, диалкилкарбонатов, олефинов, а также комбинаций и смесей этих и сходных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Немасляная жидкость содержит от примерно 1 до примерно 70 об.% бурового раствора, и немасляная жидкость выбрана из пресной воды, морской воды, минерального раствора, содержащего органические или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические соединения, а также из комбинаций и смесей этих и других жидкостей, которые должны быть известны специалисту в данной области. Эмульгатор должен присутствовать в достаточной концентрации, чтобы стабилизировать обратную эмульсию и может быть выбран из комбинации и смесей этих и других жидкостей, которые должны быть известны специалисту в данной области. Плоские реологические характеристики раствора задаются, в основном, включением модификатора вязкости, который выбран из жирных поликарбоновых кислот и полиамидов. В одном иллюстративном варианте осуществления жирная поликарбоновая кислота является смесью поликарбоновых кислот, добавленных в достаточной концентрации, так что концентрация тримерной поликарбоновой жирной кислоты в буровом растворе превышает 0,1 фунта на баррель и доходит до 5,0 фунтов на баррель. В другом иллюстративном варианте осуществления в качестве модификатора вязкости используется полиамид, который является продуктом конденсации одного моля диэтилентриамина и трех молей (С 12-С 22)-жирной кислоты, а также комбинации и смеси этих и других соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Как отмечалось выше, иллюстративные растворы могут также содержать обычные компоненты буровых растворов на обратных эмульсиях, в том числе, но без ограничения указанным: утяжелитель или закупоривающий агент, понизители водоотдачи, материалы-резервы щелочи и другие обычные компоненты буровых растворов на обратных эмульсиях, которые должны быть хорошо известны специалисту в данной области. Хотя аппаратура, составы и методы, изложенные выше, были описаны для предпочтительных или иллюстративных вариантов осуществления, специалисту в данной области будет очевидно, что могут быть проведены изменения описанного здесь способа, не отходя от сути и объема патентуемого изобретения. Все такие сходные замены и модификации, очевидные специалистам в данной области, считаются находящимися в пределах объема и сути изобретения, как оно изложено в следующей формуле изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Буровой раствор, содержащий масляную жидкость, причем масляная жидкость является непрерывной фазой бурового раствора; немасляную жидкость, причем немасляная жидкость является дискретной фазой бурового раствора; эмульгатор, присутствующий в концентрации, достаточной для того, чтобы стабилизировать обратную эмульсию; модификатор вязкости, причем модификатор вязкости выбран из группы, состоящей из димера (С 12 С 22)-поликарбоновой жирной кислоты, тримера (С 12-С 22)-поликарбоновой жирной кислоты, тетрамера(С 12-С 22)-поликарбоновой жирной кислоты, смесей этих кислот и полиамида, где полиамид является про- 12007842 дуктом реакции конденсации (С 12-С 22)-жирной кислоты и полиамина, выбранного из группы, состоящей из диэтилентриамина, триэтилентетраамина и пентаэтилентетраамина. 2. Буровой раствор по п.1, где жирная поликарбоновая кислота является смесью поликарбоновых кислот, добавленных в достаточной концентрации, такой что концентрация тримерной жирной поликарбоновой кислоты в буровом растворе превышает 0,1 фунта на баррель и доходит до 5,0 фунтов на баррель. 3. Буровой раствор по п.1, где масляная жидкость составляет от примерно 30 до примерно 99 об.% бурового раствора и масляная жидкость выбрана из группы материалов, состоящей из дизельного топлива, минеральных масел, синтетических масел, сложных эфиров, простых эфиров, ацеталей, диалкилкарбонатов, олефинов и их комбинаций. 4. Буровой раствор по п.1, где немасляная жидкость составляет от примерно 1 до примерно 70 об.% указанного бурового раствора и немасляная жидкость выбрана из группы, состоящей из пресной воды,морской воды, минерального раствора, содержащего органические или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические соединения, и их комбинаций. 5. Раствор по п.1, дополнительно содержащий утяжелитель или закупоривающий агент. 6. Буровой раствор по п.5, в котором утяжелитель или закупоривающий агент выбран из группы,состоящей из свинцового блеска, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их комбинаций. 7. Буровой раствор по п.1, где концентрация полиамида превышает 0,1 и доходит до 5,0 фунтов на баррель. 8. Буровой раствор по п.1, где полиамид является продуктом конденсации одного моля диэтилентриамина и трех молей (С 12-С 22)-жирной кислоты. 9. Буровой раствор, содержащий масляную жидкость, причем масляная жидкость является непрерывной фазой бурового раствора; немасляную жидкость, причем немасляная жидкость является дискретной фазой бурового раствора; эмульгатор, присутствующий в концентрации, достаточной для того, чтобы стабилизировать обратную эмульсию; органофильную глину и модификатор вязкости, причем модификатор вязкости выбран из группы, состоящей из поликарбоновых (С 12-С 22)-жирных кислот и полиамидов, образованных при реакции конденсации поликарбоновых(С 12-С 22)-жирных кислот и этиленполиаминов. 10. Буровой раствор по п.9, где жирная поликарбоновая кислота является смесью поликарбоновых кислот, добавленной в достаточной концентрации, такой, что концентрация тримерной жирной поликарбоновой кислоты в буровом растворе выше 0,1 фунта на баррель и доходит до 5,0 фунтов на баррель. 11. Буровой раствор по п.9, где масляная жидкость составляет от примерно 30 до примерно 99 об.% бурового раствора и масляная жидкость материала выбрана из группы, состоящей из дизельного топлива, минеральных масел, синтетических масел, сложных эфиров, простых эфиров, ацеталей, диалкилкарбонатов, олефинов и их комбинаций. 12. Буровой раствор по п.9, где немасляная жидкость составляет от примерно 1 до примерно 70 об.% указанного бурового раствора и немасляная жидкость выбрана из группы, состоящей из пресной воды, морской воды, минерального раствора, содержащего органические или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические соединения, и их комбинаций. 13. Раствор по п.9, дополнительно содержащий утяжелитель или закупоривающий агент. 14. Буровой раствор по п.13, где утяжелитель или закупоривающий агент выбраны из группы, состоящей из свинцового блеска, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их комбинаций. 15. Буровой раствор по п.9, где концентрация полиамида выше 0,1 и доходит до 5,0 фунтов на баррель. 16. Буровой раствор по п.9, где полиамид является продуктом конденсации одного моля диэтилентриамина и трех молей (С 12-С 22)-жирной кислоты. 17. Способ роторного бурения подземной скважины с использованием бурового раствора, отличающийся тем, что используемый в данном способе буровой раствор представляет собой буровой раствор по любому из пп.1-16. 18. Способ по п.17, где жирная поликарбоновая кислота является смесью поликарбоновых кислот,добавленной в достаточной концентрации, такой, что концентрация тримерной жирной поликарбоновой кислоты в буровом растворе превышает 0,1 фунта на баррель и доходит до 5,0 фунтов на баррель. 19. Способ по п.17, где масляная жидкость содержит от примерно 30 до примерно 99 об.% бурового раствора и масляная жидкость материала выбрана из группы, состоящей из дизельного топлива, минеральных масел, синтетических масел, сложных эфиров, простых эфиров, ацеталей, диалкилкарбонатов,олефинов и их комбинаций. 20. Способ по п.17, где немасляная жидкость составляет от примерно 1 до примерно 70 об.% указанного бурового раствора и немасляная жидкость выбрана из группы, состоящей из пресной воды, мор- 13007842 ской воды, минерального раствора, содержащего органические или неорганические растворенные соли,жидкости, содержащей смешивающиеся с водой органические соединения, и их комбинаций.