Способ диспергирования в буровой жидкости на водной основе для бурения подземных скважин

СПОСОБ ДИСПЕРГИРОВАНИЯ В БУРОВОЙ ЖИДКОСТИ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ ДЛЯ БУРЕНИЯ ПОДЗЕМНЫХ СКВАЖИН Описана ингибирующая система бурового раствора на водной основе с полимером и способ применения такой системы при бурении и стабилизации стволов скважин для применения в водовосприимчивых пластах в качестве альтернативы буровым растворам на масляной основе или буровым растворам на водной основе, содержащим феррохромлигносульфонаты. Система содержит в качестве основы пресную воду или соленую воду, разжиженную или диспергирующую с помощью сульфированного акрилового сополимера со структурой гибридного/ привитого лигносульфонатного мультиполимера, содержащего функциональные карбоксилатные и сульфонатные группы, с боковыми цепями из синтетического полимера, соединенными ковалентной связью с основным лигносульфонатным материалом, имеющего молекулярную массу в диапазоне приблизительно от 1000 до приблизительно 15000 и высокую плотность анионного заряда. Такая система эффективна и обладает стабильными реологическими свойствами в широком диапазоне рН, даже при рН 8,0, близком к нейтральному. Буровые жидкости не содержат тяжелых металлов и обладают реологической устойчивостью к примесям, таким как цемент, ангидрит и натрий, и температурам вплоть до приблизительно 400F. Нзеадибе Кингсли Ихуесе, Перес Грегори Пол (US) Медведев В.Н. (RU) Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к регулированию реологических свойств и/или вязкости систем буровых растворов на водной основе. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способам и композициям для диспергирования в жидкостях на водной основе, применяемым для бурения скважин и для других скважинных операций в подземных пластах, в частности в подземных пластах, содержащих нефть и/или газ. Данное изобретение также относится к разжижителю и/или диспергатору для буровой жидкости с повышенной теплостойкостью, улучшенными диспергирующими свойствами и устойчивостью к воздействию "твердых загрязняющих примесей". Описание уровня техники Буровая жидкость или буровой раствор представляет собой специально разработанную жидкость,которая циркулирует через ствол скважины, облегчая операцию бурения по мере того, как происходит бурение ствола скважины. Различные функции буровой жидкости включают в себя извлечение из ствола скважины бурового шлама или твердых веществ, охлаждение и смазку бурового долота, помощь в поддержке бурильной трубы и бурового долота и обеспечение гидростатического давления для поддержания целостности стенок ствола скважины и предотвращения неуправляемых выбросов из скважины. Конкретные системы буровых жидкостей выбирают таким образом, чтобы оптимизировать операцию бурения в соответствии с характеристиками конкретного геологического пласта. Чтобы выполнять свои функции, буровая жидкость должна обладать определенными желательными физическими свойствами. Жидкость должна иметь соответствующую вязкость, чтобы легко перекачиваться насосом и легко циркулировать при перекачивании насосом при давлениях, обычно используемых при операциях бурения, без чрезмерных перепадов давления. Жидкость должна быть в меру тиксотропной, чтобы суспендировать буровой шлам в скважине, когда циркуляция жидкости прекращается. Жидкость должна высвобождать буровой шлам из суспензии во время перемешивания в отстоечных емкостях. Предпочтительно она должна образовывать тонкую непроницаемую фильтрационную корку на стенке скважины, чтобы предотвращать потерю жидкости из бурового раствора, обусловленную водоотдачей, в пласты. Такая фильтрационная корка эффективно изолирует стенку скважины, подавляя при этом любые тенденции к обрушению стенок, осыпанию или обрушению породы в скважину. Композиция жидкости предпочтительно также должна быть такой, чтобы буровой шлам, образующийся во время бурения скважины, мог суспедироваться, поглощаться или растворяться в жидкости без влияния на физические свойства буровой жидкости. Большинство буровых жидкостей, применяемых для бурения в нефтяной и газовой промышленности, представляют собой буровые растворы на водной основе. Такие буровые растворы обычно содержат водную основу в виде либо пресной воды, либо рассола и средств или добавок для образования суспензии, для регулирования массы или плотности, для гидрофобизации, регулирования потери жидкости или водоотдачи и регулирования реологических свойств. Регулирование вязкости буровых растворов на водной основе или систем буровых растворов на водной основе традиционно осуществляется с помощью лигносульфонатных дефлокулянтов и/или разжижителей. Считается, что такие низкомолекулярные, в большой степени сульфированные полимеры способствуют образованию глинистой корки на неровностях подземного пласта с долговременным или фактически постоянным отрицательным зарядом. Чтобы обеспечить диапазон значений рН приблизительно от 9,5 до приблизительно 10, обычно добавляют некоторые щелочные материалы, например, такие как каустическая сода или поташ. Считается, что такое значение рН окружающей среды способствует растворимости и активации части(частей) молекул лигносульфонатов, которые взаимодействуют с глиной. Считается, что упомянутые части представляют собой карбоксилатные и фенолятные группы на лигносульфонате. Лигносульфонаты получают из побочных продуктов варки целлюлозы сульфитным способом, применяемым для выделения целлюлозы из древесины в целлюлозно-бумажной промышленности. В последние годы целлюлозно-бумажная промышленность начала отказываться от варки целлюлозы сульфитным способом в пользу другого способа, который не дает лигносульфонатов в качестве побочного продукта. Вследствие этого в промышленности буровых жидкостей предпринимаются попытки найти замену лигносульфонатам в буровых жидкостях. Также во все большей степени возрастает интерес и потребность в дефлокулянтах и/или разжижителях, которые могут эффективно работать в буровых растворах на основе пресной воды и соленой воды при более низких диапазонах рН, приблизительно от 8 до приблизительно 8,5, и при более высоких температурах в диапазоне приблизительно выше 450F(232C), которые при этом также являются экологически безопасными. Сущность изобретения В настоящем изобретении предлагаются усовершенствованные способы бурения стволов скважин в подземных пластах с использованием буровых растворов на водной основе и композиции для применения в таких способах. Применяемый здесь термин "бурение" или "бурение стволов скважин" следует понимать в широком смысле проведения операций по бурению или обустройству ствола скважины,включая спуск обсадной колонны и цементирование, а также бурение, если специально не указано иное. В одном из аспектов настоящее изобретение обеспечивает буровую жидкость для бурения скважины в подземном пласте, содержащую: водную основу и добавку, содержащую акриловый сополимер с низкой молекулярной массой и высокой плотностью анионного заряда, в котором добавка присутствует в таком количестве, что сополимер придает буровой жидкости по меньшей мере одно свойство, выбранное из группы, состоящей из разжижения жидкости; регулирования водоотдачи; и диспергирования и дефлокуляции бурового шлама во время бурения при температурах в диапазоне от 350 до 450F (от 177 до 232 С) и рН в диапазоне от 8 до 10,5. В еще одном аспекте настоящее изобретение обеспечивает способ, содержащий добавление к буровому раствору добавки, содержащей акриловый сополимер с низкой молекулярной массой и высокой плотностью анионного заряда. Способ может представлять собой способ разжижения буровой жидкости на водной основе для применения в операции бурения подземного пласта. Способ может представлять собой способ диспергирования или дефлокуляции бурового шлама в буровой жидкости на водной основе во время бурения скважины в подземном пласте. В еще одном аспекте настоящего изобретения предлагается способ проведения операции бурения в подземном пласте, содержащем водовосприимчивые пласты, при температурах выше 350F (177C), при этом упомянутый способ содержит получение буровой жидкости на водной основе, разжижаемой или диспергирующей с помощью добавки, содержащей сульфированный акриловый сополимер со структурой гибридного/привитого лигносульфонатного мультиполимера, содержащего функциональные карбоксилатные и сульфонатные группы, с боковыми цепями из синтетического полимера, соединенными ковалентной связью с основным лигносульфонатным материалом, где молекулярная масса сополимера находится в диапазоне приблизительно от 4000 до приблизительно 10000, и сополимер имеет высокую плотность анионного заряда; и бурение подземного пласта с использованием буровой жидкости. В еще одном аспекте настоящего изобретения предлагается способ диспергирования или дефлокуляции бурового шлама в буровой жидкости на водной основе во время бурения скважины в подземном пласте, содержащий добавление к упомянутой буровой жидкости добавки, содержащей акриловый сополимер с низкой молекулярной массой и высокой плотностью анионного заряда. В еще одном аспекте настоящего изобретения предлагается способ разжижения буровой жидкости на водной основе для применения в операции бурения подземного пласта, содержащий добавление к буровой жидкости добавки, содержащей акриловый сополимер с низкой молекулярной массой и высокой плотностью анионного заряда. Сополимер предпочтительно содержит гибридный/привитый лигносульфонатный мультиполимер,содержащий функциональные карбоксилатные и сульфонатные группы, с боковыми цепями из синтетического полимера, соединенными ковалентной связью с основным лигносульфонатным материалом. Сополимер предпочтительно имеет молекулярную массу от 5000 до 10000, предпочтительно молекулярную массу от 4000 до 8000. Предпочтительно добавка представляет собой разжижитель, дефлокулянт или диспергатор. Водная основа представляет собой пресную воду, рассол или соленую воду. Жидкость не содержит хрома или других тяжелых металлов. Сополимер содержит гибридный/привитый лигносульфонатный мультиполимер, содержащий функциональные карбоксилатные и сульфонатные группы, с боковыми цепями из синтетического полимера, соединенными ковалентной связью с основным лигносульфонатным материалом. Добавка предпочтительно обеспечивает регулирование водоотдачи. Добавка также обеспечивает регулирование реологических свойств при температурах в диапазоне от 350 до 400F (от 177 до 232 С). Предпочтительно рН жидкости находится в диапазоне от 8,0 до 10,5. Сополимер повышает реологическую устойчивость буровой жидкости в присутствии примесей, загрязняющих жидкость. В предпочтительном варианте осуществления изобретения операция бурения представляет собой бурение ствола скважины, заканчивание ствола скважины, спуск обсадной колонны и цементирование ствола скважины или стабилизацию ствола скважины. Операция бурения может включать в себя бурение по меньшей мере через одну продуктивную зону в упомянутом пласте. Буровые жидкости согласно изобретению содержат водную основу и водорастворимый разжижитель/диспергатор, содержащий акриловый сополимер с низкой молекулярной массой (в диапазоне приблизительно от 1000 до приблизительно 15000) и высокой плотностью анионного заряда. В одном из вариантов осуществления изобретения разжижитель/диспергатор содержит сульфированный полимер с молекулярной массой от 5000 до 10000. В еще одном варианте осуществления изобретения разжижитель/диспергатор содержит сульфированный полимер с молекулярной массой от 4000 до 8000. Химическая структура полимеров в обоих упомянутых вариантах осуществления изобретения представляет собой структуру гибридного/привитого лигносульфонатного мультиполимера, содержащего как карбоксилатные, так и сульфонатные функциональные группы, боковые цепи которого формируются из синтетического полимера, ковалентно связанного с основным лигносульфонатным материалом. Такой разжижитель/диспергатор, применяемый в изобретении, обладает эксплуатационной гибкостью при использовании и растворимостью в пресной водной основе буровой жидкости, а также в соленой водной основе (рассоле) буровой жидкости и является эффективным даже при рН, близком к нейтральному, в диапазоне приблизительно от 8,0 до приблизительно 8,5, при этом по-прежнему остается эффективным при более высоком рН, вплоть до приблизительно 10,5. Кроме того, разжижитель/диспергатор можно применять в твердой или жидкой форме. Буровые жидкости согласно изобретению обеспечивают преимущество по сравнению с жидкостями прототипа, в которых используются лигносульфонатные разжижители, поскольку жидкости согласно изобретению поддерживают реологические свойства, удовлетворяющие требованиям бурения при температурах вплоть до 400-450F (204-232C), и при этом также применимы при более низких температурах, включая температуры, доходящие до 40F (4,4 С). Кроме того, разжижитель/диспергатор, применяемый в настоящем изобретении, не содержит хрома, обычно применяемого с лигносульфонатными разжижителями прототипа, и поэтому настоящее изобретение является более экологически безвредным или безопасным, чем его прототип. Способы согласно изобретению включают в себя способ бурения ствола скважины в подземном пласте с использованием обсуждаемой выше буровой жидкости на водной основе, содержащей разжижитель/диспергатор, и способ разжижения или диспергирования в буровой жидкости на водной основе с применением такого разжижителя/диспергатора. Краткое описание чертежей На фиг. 1 представлен график сравнения динамического напряжения сдвига в зависимости от концентрации диспергатора для двух разных разжижителей/диспергаторов согласно изобретению и феррохромлигносульфонатного разжижителя в системе гипс/соленая вода, содержащей Аквагель (AQUAGEL,22 фунт/баррель, 63 кг/м 3), лабораторный загрязнитель Rev Dust (66 фунт/баррель, 188 кг/м 3), при температуре старения в роллерной печи 150F (65,5C), с рН в диапазоне от 9,2 до 10. На фиг. 2 представлен график сравнения динамического напряжения сдвига в зависимости от концентрации двух разных разжижителей/диспергаторов согласно изобретению и феррохромлигносульфонатного разжижителя в пресной воде, содержащей лабораторный загрязнитель Rev Dust (66 фунт/баррель, 188 кг/м 3) и бентонитовую суспензию (22 фунт/баррель, 63 кг/м 3), при температуре старения в роллерной печи 300F (149C). На фиг. 3 представлен график сравнения динамического напряжения сдвига (в зависимости от рН) двух разных разжижителей/диспергаторов согласно изобретению и феррохромлигносульфонатного разжижителя в концентрации 5 фунт/баррель (14 кг/м 3) в пресной воде, содержащей 66 фунт/баррель (188 кг/м 3) лабораторного загрязнителя Rev Dust и 22 фунт/баррель (63 кг/м 3) бентонитовой суспензии, при температуре старения в роллерной печи 300F (149C). На фиг. 4 представлен график сравнения статического напряжения сдвига в зависимости от рН для двух разных разжижителей/диспергаторов согласно изобретению и феррохромлигносульфонатного разжижителя в концентрации 5 фунт/баррель (14 кг/м 3) в буровой жидкости на основе пресной воды, при температуре старения в роллерной печи 300F (149C). На фиг. 5 представлена столбчатая диаграмма, соотносящая среднюю молекулярную массу разжижителей/диспергаторов с динамическим напряжением сдвига бентонитовой суспензии, обработанной разжижителями/диспергаторами (5 фунт/баррель, 14 кг/м 3) при температуре старения в роллерной печи 300F (149C). На фиг. 6 представлена столбчатая диаграмма, сравнивающая динамическое напряжение сдвига образцов буровой жидкости на водной основе (16 фунтлв/галлон), не содержащих разжижитель, содержащих феррохромлигносульфонатный разжижитель (5 фунт/баррель, 14 кг/м 3, 100% активный) и содержащих два разных разжижителя/диспергатора согласно изобретению (5 фунт/баррель, 14 кг/м 3, 100% активные), при температуре старения в роллерной печи 300F (149C). На фиг. 7 представлена столбчатая диаграмма, сравнивающая динамическое напряжение сдвига образцов буровой жидкости на водной основе (плотность 14 фунтов/галлон), не содержащих разжижитель,содержащих феррохромлигносульфонатный разжижитель (5 фунт/баррель, 14 кг/м 3, 100% активный) и содержащих два разных разжижителя/диспергатора согласно изобретению (5 фунт/баррель, 14 кг/м 3,100% активный), при температуре старения в роллерной печи 300F (149C) и 400F (204C). На фиг. 8 представлена столбчатая диаграмма, сравнивающая водоотдачу по стандарту API буровой жидкости на основе пресной воды (плотность 14 фунтов/галлон, 1,7 кг/л), обработанной либо феррохромлигносульфонатным разжижителем (5 фунт/баррель, 14 кг/м 3, 100% активный), либо двумя разными разжижителями/диспергаторами согласно изобретению (5 фунт/баррель, 14 кг/м 3, 100% активные). На фиг. 9 представлена столбчатая диаграмма, сравнивающая способности к регулированию водоотдачи разжижителя/диспергатора согласно изобретению и феррохромлигносульфоната. Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения В способах согласно настоящему изобретению бурение глинистых пород и шельфовых, подверженных гидратации пластов можно проводить с помощью буровой жидкости на водной основе, которая в состоянии регулировать реологические свойства и поддерживать устойчивость ствола скважины даже в том случае, если ствол скважины проходит через смектиты, иллиты и слоистые глины со смешанной структурой, и даже в том случае, если температуры ствола скважины превышают приблизительно 350F(177 С) и приближаются к температурам приблизительно 400F (204 С) или выше. В настоящем изобретении предлагаются разжижители/диспергаторы, которые обеспечивают разжижение буровых жидкостей на водной основе или систем буровых растворов, сопоставимое или лучшее, чем разжижение с применением лигносульфонатных дефлокулянтов и/или разжижителей согласно прототипу, при этом такое разжижение осуществляется при более низкой концентрации и менее щелочном рН, а именно при рН приблизительно от 8,0 до 8,5, чем с применением лигносульфонатных дефлокулянтов и/или разжижителей согласно прототипу. Кроме того, такие разжижители/дефлокулянты согласно изобретению или подходящие для применения в изобретении имеют преимущество в том, что не содержат элементов переходных групп (т.е. тяжелых металлов, таких как хром и кадмий) и считаются более экологически безвредными, чем дефлокулянты/разжижители согласно прототипу, содержащие такие тяжелые металлы. Кроме того, разжижители/диспергаторы эффективны для разжижения буровых растворов на водной основе или для диспергирования твердых частиц в буровых растворах на водной основе при высоких температурах и в относительно широком диапазоне рН (приблизительно от 8,0 до приблизительно 10,5), и устойчивы к загрязняющим примесям, таким как цемент, ангидрит и натрий, а также к буровому шламу. Разжижители/диспергаторы, подходящие для применения в изобретении, содержат акриловый сополимер с низкой молекулярной массой и высокой плотностью анионного заряда. В одном из вариантов осуществления изобретения разжижитель/диспергатор содержит сульфированный полимер с молекулярной массой от 5000 до 10000. В еще одном варианте осуществления изобретения разжижитель/диспергатор содержит сульфированный полимер с молекулярной массой от 4000 до 8000. Химическая структура полимеров в обоих упомянутых вариантах осуществления изобретения представляет собой структуру гибридного/привитого лигносульфонатного мультиполимера, содержащего как карбоксилатные, так и сульфонатные функциональные группы, где боковые цепи формируются из синтетического полимера, ковалентно связанного с основным лигносульфонатным материалом. Разжижители/диспергаторы, подходящие для применения в изобретении, обладают высокой эффективностью разжижения и могут ингибировать флоккулирующий эффект электролита (соли) в жидкостях на водной основе даже при температурах вплоть до 400F (204C) или выше. Считается, что разжижители/диспергаторы, осуществляющие разжижение и/или дефлокуляцию в жидкостях на основе соленой воды и в жидкостях на основе пресной воды, применимы и легко растворимы в любом буровом растворе на водной основе, подходящем для применения при операциях бурения или скважинных операциях в подземном пласте, в частности, для обнаружения и/или добычи нефти и/или газа. Такие буровые растворы не должны содержать хром (или другие подобные тяжелые металлы), и наиболее предпочтительно будут иметь рН приблизительно от 8,0 до приблизительно 8,5, хотя разжижители/диспергаторы согласно изобретению или подходящие для применения в изобретении будут обеспечивать разжижение и/или дефлокуляцию и в диапазоне рН приблизительно от 8,0 до приблизительно 10,5. В одном из вариантов осуществления изобретения буровая жидкость согласно настоящему изобретению содержит упомянутый выше разжижитель или диспергатор в количестве, которое разжижает конкретную буровую жидкость настолько, насколько это необходимо для бурения. Буровая жидкость сохраняет реологические свойства и способность к регулированию водоотдачи в присутствии значительно более низкого количества, то есть более низкой концентрации разжижителя/диспергатора согласно изобретению, чем обычно применяемая концентрация в случае разжижителей, диспергаторов или дефлокулянтов согласно прототипу. В способе согласно настоящему изобретению при бурении ствола скважины в подземном пласте применяется буровая жидкость на водной основе согласно изобретению, содержащая разжижитель или диспергатор согласно изобретению. В одном из вариантов осуществления изобретения разжижитель или диспергатор должен иметь рН окружающей среды приблизительно от 8,0 до приблизительно 8,5. В еще одном варианте осуществления изобретения рН может иметь значение вплоть до 10,5 или в других случаях в диапазоне от 8,0 до 10,5. В одном из вариантов осуществления изобретения буровая жидкость в качестве основы содержит рассол, и в еще одном варианте осуществления изобретения буровая жидкость в качестве основы содержит пресную воду. Подземный пласт может иметь температуру до 40F (4,4C),вплоть до 400F (204C) или некоторую температуру между упомянутыми значениями. Следующие эксперименты и примеры иллюстрируют преимущества изобретения. Экспериментальная часть Образцы буровых жидкостей получали согласно процедурам испытания по стандарту API 13J, известному специалистам в данной области техники и включенному в настоящий документ путем ссылки. В большинстве случаев получали 350 мл образцы буровой жидкости, подвергали их деформации сдвига в универсальном смесителе в течение 60 мин и затем подвергали старению в роллерной печи при температуре испытания. Бентонитовую суспензию перемешивали согласно стандартной процедуре испытания эффективности разжижения Fe/Cr-лигносульфонатов (STP 17.01.002.01) Лаборатории обеспечения качества (Quality Assurance Laboratory), включенной в настоящий документ путем ссылки. Для измерений реологических свойств применяли ротационный вискозиметр Фанна (Farm 35A) от компании Farm Instruments. Для определений рН применяли рН-метр, модель 420 А+ от компании Thermo Orion. Для определения дзета-потенциалов разжижителей/диспергаторов применяли прибор для измерения электрохимических потенциалов Zetasizer Nano Series от компании Malvern Instruments. Дзета-потенциал разжижителей/диспергаторов определяли путем приготовления известных концентраций разжижителей/диспергаторов в этаноламиновом буфере при рН 9,4. Дзета-потенциал измеряли при 25 В и 25 С с применением прибора для измерения электрохимического потенциала Zetasizer. Эффективность разжижения разжижителей/диспергаторов рассчитывали следующим образом: где контрольный буровой раствор, испытуемый буровой раствор и буровой раствор с разжижителемQUIK-THIN имели один и тот же состав, за исключением того, что контрольный буровой раствор не содержал добавленного к нему разжижителя; испытуемый буровой раствор содержал добавленный к нему испытуемый разжижитель; и буровой раствор с разжижителем QUIK-THIN содержал добавленный к нему разжижитель QUIK-THIN. Разжижитель QUIK-THIN представляет собой феррохромлигносульфонат, поступающий в продажу от компании Halliburton Energy Services, Inc. (г. Хьюстон, Техас и г. Данкан, Оклахома), который помогает регулировать реологические свойства и водоотдачу буровых жидкостей на водной основе и может применяться для сохранения диспергирующих свойств буровых жидкостей на водной основе. YP представляет собой аббревиатуру динамического напряжения сдвига. Бентонитовую суспензию 22 (фунт/баррель, 63 кг/м 3), подвергнутую деформации сдвига в системе гипс/соленая вода, отдельно обрабатывали разжижителем QUIK-THIN и двумя разжижителями/диспергаторами согласно изобретению при различных концентрациях и затем подвергали старению в роллерной печи при 150F (66 С) в течение 16 ч для предварительных отборочных испытаний. В табл. 1 и 2 приведены реологические свойства, измеренные на ротационном вискозиметре Фанна (Fann 35A),после обработок разжижителями/диспергаторами при концентрациях 3 фунт/баррель и 5 фунт/баррель. Соответствующую эффективность разжижения (ТЕ) рассчитывали согласно приведенному выше уравнению. Как можно видеть из табл. 1 и 2, эффективность разжижения разжижителями/диспергаторами согласно изобретению была не только хорошо сопоставима с эффективностью разжижения феррохромлигносульфонатным разжижителем, но и повышалась с уменьшением количества применяемого разжижителя по сравнению с феррохромлигносульфонатным разжижителем. Это особенно важно, поскольку феррохромлигносульфонаты и, в частности, разжижитель QUIK-THIN являются основными диспергаторами частиц глины в соленой воде согласно прототипу. Таблица 1 На фиг. 1 показан характер изменения влияния разжижителей/диспергаторов на динамическое напряжение сдвига (YP) бентонитовой суспензии на основе соленой воды. В условиях испытания два разжижителя/диспергатора согласно изобретению показали оптимальную концентрацию разжижения приблизительно при 3 фунт/баррель (9 кг/м 3). Полученные данные являются показателем эффективности разжижителей/диспергаторов согласно изобретению по предотвращению уменьшения сил отталкивания под действием электролитов и обеспечения возможности диспергировать частицы глины при более низких концентрациях разжижителей, чем в случае феррохромлигносульфонатов. Аналогичное испытание проводили на бентонитовой суспензии в пресной воде. Вновь получили результаты, абсолютно удовлетворяющие требованиям для разжижителей/диспергаторов согласно изобретению. По сравнению с феррохромлигносульфонатом разжижители/диспергаторы согласно изобретению были эффективными при разжижении суспензии при более низких концентрациях. На фиг. 2 показано динамическое напряжение сдвига разжижителей/диспергаторов при различных концентрациях после обработки образца в роллерной печи при 300F (149C) в течение 16 ч. Для того чтобы выполнять функцию хороших дефлокулянтов либо в пресной воде, либо в соленой воде, лигносульфонатные разжижители нуждаются в некотором количестве каустической соды, чтобы довести рН жидкости до диапазона 8,5-10. Не желая ограничиваться теорией, предположили, что при таком уровне рН большинство кислотных функциональностей депротонируется с увеличением плотности анионного заряда. Поэтому проводили оценку влияния рН на разжижители/диспергаторы согласно изобретению по сравнению с лигносульфонатными разжижителями. Готовили бентонитовую суспензию, содержащую 66 фунт/баррель (255 кг/м 3) бурового шлама в пресной воде, обрабатывали образцы 5 фунт/баррель (14 кг/м 3) разжижителя QUIK-THIN, разжижителяENVIRO-THIN или разжижителя/диспергатора согласно изобретению и затем подвергали старению в роллерной печи в течение 16 ч при 300F (149C). Затем каждый из обработанных жидкостями образцов подвергали испытанию на динамическое напряжение сдвига и статическое напряжение сдвига по мере изменения рН. Результаты измерений динамического напряжения сдвига и статического напряжения сдвига в зависимости от рН наносили на график, как показано на фиг. 3 и 4. В диапазоне рН, применяемом при испытаниях, значения динамического напряжения сдвига для всех образцов, содержащих разжижители/диспергаторы согласно изобретению, были более низкими, чем значения динамического напряжения сдвига для образцов, содержащих лигносульфонатные разжижители. Результаты показывают,что разжижающий эффект лигносульфоната больше зависит от значения рН, чем разжижающий эффект разжижителей/диспергаторов согласно изобретению. Поскольку для сохранения двойного электрического слоя и поддержания сил отталкивания разжижители адсорбируются на гранях частиц глины, размер двойного электрического слоя, который получается в результате, будет зависеть от плотности анионного заряда разжижителя. Дзета-потенциал не будет уменьшаться, поскольку допустимое отклонение емкости двойного электрического слоя будет увеличиваться с увеличением плотности заряда. Измеряли дзета-потенциалы и электрофоретическую подвижность разжижителей/диспергаторов согласно изобретению по сравнению с феррохромлигносульфонатным разжижителем, и результаты представлены в табл. 3. Дзета-потенциалы разжижителей/диспергаторов согласно изобретению выдержали сравнение с феррохромлигносульфонатным разжижителем, что указывает на причину, по которой разжижители/диспергаторы эффективны для бентонитовой суспензии в соленой воде, а дзета-потенциал может быть связан с плотностью заряда. Таблица 3 Лигносульфонат, который получен из отработанного сульфитного щелока, содержит полимеры с разными степенями сульфирования и различными молекулярными массами в диапазоне от 1000 до 20000. Значительно легче регулировать молекулярную массу синтетического полимера, такого как разжижитель/диспергатор согласно изобретению. Чтобы исследовать влияние молекулярной массы на эффективность разжижителей/диспергаторов согласно изобретению, готовили и добавляли к бентонитовой суспензии четыре дополнительных разжижителя/диспергатора, по существу, аналогичных по структуре и функции разжижителю/диспергатору А согласно изобретению (и разжижителю/диспергатору В согласно изобретению, который сам по себе, по существу, аналогичен по структуре и функции разжижителю/диспергатору А), за исключением молекулярной массы и измеряли динамическое напряжение сдвига. Молекулярную массу каждого полимерного образца измеряли на измерительном приборе Zetasizer (с применением водного раствора каждого разжижителя/диспергатора). На фиг. 5 показана корреляция между средней молекулярной массой таких полимеров и динамическим напряжением сдвига бентонитовой суспензии, обработанной каждым из полимеров (5 фунт/баррель, 14 кг/м 3) и подвергнутой старению в роллерной печи в течение 16 ч при 300F (149C). Полученные данные показывают, что дефлокуляционная способность разжижителей/диспергаторов имеет непосредственное отношение к молекулярной массе разжижителей/диспергаторов. В приведенных примерах динамическое напряжение сдвига суспензии увеличивалось с увеличением молекулярной массы разжижителей/диспергаторов. Уменьшение разжижающего эффекта с увеличением молекулярной массы является результатом уменьшения плотности заряда, если молекулярная масса увеличивается без увеличения соответствующих анионных фрагментов. Проведение оценок эффективностей разжижения разжижителей/диспергаторов, которое обсуждалось выше, недостаточно для определения того, будет ли разжижитель/диспергатор действенным и эффективным разжижителем в случае его применения в буровой жидкости, или того, будет ли эффективна буровая жидкость с таким разжижителем. Поэтому смешивали различные лабораторные образцы буровых жидкостей на водной основе (буровой раствор) и применяли их для оценки эффективности разжижителей/диспергаторов согласно изобретению для применения в буровых жидкостях и общей эффективности буровых жидкостей с такими разжижителями/диспергаторами. В условиях лаборатории один баррель каждого образца бурового раствора, приготовленного согласно рецептурам, приведенным ниже в соответствующих табл. 4-9, смешивали в универсальном смесителе Hamilton Beach в течение 60 мин. К образцам буровых растворов добавляли разжижители (в жидкой форме) со 100% уровнем активности относительно разжижителей (в сухой форме). Образцы заливали под давлением в ячейки для бурового раствора и подвергали старению в роллерной печи в течение 16 ч при температурах, указанных в таблицах для каждого бурового раствора. В добавление к разжижителюQUIK-THIN и феррохромлигносульфонату применяли продукты следующих торговых марок, указанных ниже в таблицах: биоцид ALDACIDEG; загуститель AQUAGEL; тонкоизмельченный натриевый бентонит высшего сорта, добываемый в Вайоминге (США), который соответствует стандартам Американского института нефти (API, Спецификация 13 А, раздел 9 технических требований); загустительAQUAGEL GOLD SEAL; сухой, порошкообразный, высокотекучий натриевый бентонит (200 меш) высшего сорта, добываемый в Вайоминге (США), без полимерных добавок или химических обработок любого рода; загуститель BARAZAN D PLUS; порошкообразный полимер высшего сорта Xanthan gumAPI (Спецификация 13 А, раздел 7 технических требований); разжижитель ENVIRO-THIN; модифицированный железолигносульфонат, который не содержит хрома или других тяжелых металлов; и средство для регулирования водоотдачи FILTER-CHEK. Все продукты упомянутых торговых марок доступны от компании Halliburton Energy Services, Inc. (г. Хьюстон, Техас и г. Данкан, Оклахома). Таблица 4 Составы и свойства буровых растворов Таблица 5 Составы и свойства буровых растворов при 300F (149C) Таблица 6 Составы и свойства буровых растворов при 400F (204C) На фиг. 6 показано динамическое напряжение сдвига образцов буровых растворов (плотность 16 фунтов/галлон, 45 кг/м 3), обработанных 5 фунт/баррель (14 кг/м 3) разжижителя/диспергатора согласно изобретению в сравнении с феррохромлигносульфонатным разжижителем при 300F (149C). Разжижающий эффект всех разжижителей изменялся с изменением рН, однако у разжижителей/диспергаторов согласно изобретению уменьшение динамического напряжения сдвига было более низким, чем у феррохромлигносульфонатного разжижителя (см. табл. 4). Эффективность разжижения разжижителей/диспергаторов оценивали на буровом растворе (плотность 14 фунтов/галлон, 40 кг/м 3), содержащем 10% бурового шлама (лабораторного загрязнителя RevDust) и высокую концентрацию бентонита. Все образцы буровых растворов обрабатывали разжижителем/диспергатором (5 фунт/баррель, 14 кг/м 3) при уровне активности 100%. Образцы буровых растворов состаривали в роллерной печи при 300F (149C) и 400F (204C) в течение 16 ч. Значения динамического напряжения сдвига образцов буровых растворов показаны на фиг. 7 (см. также табл. 5 и 6). Динамическое напряжение сдвига бурового раствора, содержащего лигносульфонатный разжижитель, уменьшалось по сравнению с необработанным исходным буровым раствором, однако значения динамического напряжения сдвига образцов буровых растворов с разжижителями/диспергаторами согласно изобретению были гораздо ниже, чем значения динамического напряжения сдвига бурового раствора, содержащего лигносульфонатный разжижитель. Повышение температуры до 400F (204C) приводило к существенному увеличению значений динамического напряжения сдвига образцов бурового раствора с лигносульфонатом, в то время как значения динамического напряжения сдвига буровых растворов с разжижителями/диспергаторами согласно изобретению увеличивались минимально. Полученные данные наблюдений показывают преимущества настоящего изобретения при температурах выше 350F (177 С). Влияние разжижителей/диспергаторов согласно изобретению на способность регулировать водоотдачу систем буровых жидкостей также оценивали и сравнивали с влиянием лигносульфонатных разжижителей на такие системы. Получали четыре образца буровых растворов с плотностью 14 фунтов/галлон(40 кг/м 3) и 13 фунтов/галлон (37 кг/м 3), обрабатывали их разжижителями (5 фунт/баррель, 14 кг/м 3) и подвергали старению в роллерной печи при 300F (149C) в течение 16 ч. рН жидкостей доводили до 9,39,8 с помощью 50%-го раствора гидроксида натрия. Результаты, полученные в испытании водоотдачи согласно стандарту API, представлены на фиг. 8 для водоотдачи образцов спустя 30 мин. Разжижители/диспергаторы согласно изобретению демонстрировали значения водоотдачи приблизительно на 50% более низкие, чем феррохромлигносульфонатный разжижитель (см. табл. 7 и 8). Полученные данные наблюдений показывают еще одно преимущество настоящего изобретения. Проводили дополнительные испытания для определения минимального количества разжижителя/диспергатора В согласно изобретению, которое давало бы результаты по регулированию водоотдачи,сопоставимые с феррохромлигносульфонатным разжижителем. Буровой раствор А (плотность 14 фунтов/галлон, 40 кг/м 3) смешивали и обрабатывали разжижителем/диспергатором В при разных концентрациях и феррохромлигносульфонатным разжижителем, подвергали старению в роллерной печи при 300F(149 С) и подвергали испытанию как на способность регулировать водоотдачу согласно стандарту API,так и на способность регулировать водоотдачу при НРНТ (высоком давлении и высокой температуре). При половинной концентрации феррохромлигносульфонатного разжижителя разжижитель/диспергаторB согласно изобретению мог создавать тот же самый разжижающий эффект, что и феррохромлигносульфонат. Кроме того, для производства того же количества фильтрата, что и в случае феррохромлигносульфоната, требовалось только 50% разжижителя/диспергатора В согласно изобретению, при этом обеспечивалось то же самое или сопоставимое регулирование водоотдачи, что и в случае феррохромлигносульфоната. Полученные результаты по сравнению водоотдачи приведены на фиг. 9 и в табл. 9. Проведенные выше испытания показывают, что разжижители/диспергаторы согласно настоящему изобретению с более низкой вязкостью и статическим напряжением сдвига густых буровых жидкостей на водной основе такие же, как лучшие лигносульфонатные разжижители, или лучше их, и такие буровые жидкости согласно настоящему изобретению обладают высокой дефлокуляционной способностью и являются более устойчивыми к воздействию солей и стабильными при высоких температурах, что сопоставимо с жидкостями, разжиженными с помощью лигносульфонатных разжижителей. Как указано выше, преимущества способов согласно изобретению можно получить путем использования в операциях бурения буровой жидкости согласно изобретению, включающей в себя разжижитель/дефлокулянт согласно изобретению. Как известно специалистам в данной области техники, операции бурения независимо от того, осуществляется ли бурение вертикальной скважины, направленное бурение или бурение горизонтальной скважины, проведение очистки скважины методом циркуляции высоковязкой жидкости или спуск обсадной колонны и цементирование, можно проводить с помощью других буровых жидкостей. То есть для облегчения операции бурения буровую жидкость согласно изобретению готовят или получают и используют для циркуляции через ствол скважины по мере того, как происходит бурение ствола скважины (или очищают или цементируют и крепят). Буровая жидкость удаляет буровой шлам из ствола скважины, охлаждает и смазывает буровое долото, способствует поддержке бурильной трубы и бурового долота и обеспечивает гидростатическое давление для поддержания целостности стенок ствола скважины и предотвращения неуправляемых выбросов из скважины. Конкретный состав бу- 14024133 ровой жидкости согласно настоящему изобретению оптимизируют для конкретной операции бурения и для конкретных характеристик и условий (таких как температуры) подземного пласта. Например, жидкость утяжеляют в зависимости от пластовых давлений и разжижают в зависимости от пластовых температур. Подразумевается, что вышеизложенное описание изобретения представляет собой описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения. В пределах заданного объема настоящего изобретения, который определяется прилагаемой формулой изобретения, можно производить различные изменения элементов описанных растворов и способов применения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ разжижения буровой жидкости на водной основе для применения в операции бурения скважины в подземном пласте, включающий добавление к буровой жидкости добавки, содержащей сульфированный акриловый сополимер со структурой гибридного/привитого лигносульфонатного мультиполимера, содержащего функциональные карбоксилатные и сульфонатные группы, с боковыми цепями из синтетического полимера, соединенными ковалентной связью с основным лигносульфонатным материалом, имеющий молекулярную массу в диапазоне от 1000 до 15000 и высокую плотность анионного заряда, на что указывает дзета-потенциал от 18 до 19 мВ. 2. Способ по п.1, в котором молекулярная масса сополимера находится в диапазоне от 5000 до 10000. 3. Способ по п.1, в котором молекулярная масса сополимера находится в диапазоне от 4000 до 8000. 4. Способ по п.1, в котором водная основа представляет собой рассол или соленую воду. 5. Способ по п.1, в котором водная основа представляет собой пресную воду. 6. Способ по п.1, в котором жидкость свободна от хрома или других тяжелых металлов. 7. Способ по п.1, в котором добавка дополнительно обеспечивает регулирование водоотдачи. 8. Способ по п.1, в котором добавка обеспечивает регулирование реологических свойств при температурах в диапазоне от 350 до 400F (от 177 до 204 С). 9. Способ проведения операции бурения скважины в подземном пласте, содержащем водовосприимчивые пласты и имеющем температуры выше 350F (177C), при этом упомянутый способ включает получение буровой жидкости на водной основе, разжижаемой с помощью добавки, содержащей сульфированный акриловый сополимер со структурой гибридного/привитого лигносульфонатного мультиполимера, содержащего функциональные карбоксилатные и сульфонатные группы, с боковыми цепями из синтетического полимера, соединенными ковалентной связью с основным лигносульфонатным материалом, где молекулярная масса сополимера находится в диапазоне от 4000 до 10000 и сополимер имеет высокую плотность анионного заряда, на что указывает дзета-потенциал от 18 до 19 мВ; и бурение подземного пласта с применением буровой жидкости. 10. Способ по п.9, в котором буровая жидкость имеет рН в диапазоне от 8,0 до 10,5 и сополимер повышает реологическую устойчивость буровой жидкости в присутствии примесей, загрязняющих жидкость. 11. Способ по п.9, в котором операция бурения включает бурение по меньшей мере через одну продуктивную зону в упомянутом пласте. 12. Способ по п.9, в котором операция бурения включает стабилизацию ствола скважины. 13. Способ по п.9, в котором разжиженная буровая жидкость стабильна при температурах от 40F