Применение сортированного по размерам барита в качестве утяжелителя для буровых растворов

010612 Данная заявка притязает на преимущества предварительной заявки на патент США 60/576420,поданной 3 июня 2004. Предпосылки создания изобретения Скважинный флюид служит для выполнения многих важных функций в течение процесса бурения в поисках нефти и газа. Одна подобная функция состоит в охлаждении и смазке бурового долота, когда оно измельчает земную кору, проходя через нее. При опускании бурового долота оно создает выбуренную породу или небольшие куски камня, глины, сланца или песка. Скважинный флюид служит для транспортировки этой выбуренной породы назад вверх к поверхности земли. По мере продолжения бурения большие трубы, называемые обсадными трубами, вставляют в скважину для крепления ствола скважины и обеспечения устойчивости. Специалисту в данной области техники должно быть понятно,что данным необсаженным интервалам ствола скважины, которые подвергаются воздействию высоких давлений в продуктовом пласте, должна быть придана устойчивость перед тем, как можно будет установить обсадную трубу; в противном случае может произойти выброс из или, в крайнем случае, открытый выброс катастрофический, нерегулируемый приток пластовых флюидов в ствол скважины. Скважинный флюид при надлежащем его мониторинге может обеспечить достаточную стабильность давления для противодействия данному притоку пластовых флюидов. Крайне важным свойством, определяющим различия в эффективности различных скважинных флюидов при выполнении данных функций, является плотность, или масса на единицу объема. Скважинный флюид должен иметь достаточную плотность для транспортирования выбуренной породы к поверхности. Плотность также способствует устойчивости ствола скважины за счет повышения давления,действующего со стороны скважинного флюида на поверхность забоя скважины в пласте. Столб жидкости флюида в стволе скважины обеспечивает приложение гидростатического давления (также известного как напор), пропорционального глубине скважины и плотности флюида. Следовательно, можно придать устойчивость стволу скважины и предотвратить нежелательное поступление пластовых флюидов посредством тщательного мониторинга плотности скважинного флюида для гарантирования поддержания соответствующей величины гидростатического давления. В течение длительного времени существовало стремление повысить плотность скважинных флюидов, и неудививительно то, что существует множество разных способов. Один способ заключается в добавлении растворенных солей, таких как хлорид натрия, хлорид кальция и бромид кальция, в виде водного соляного раствора к скважинным флюидам. Другой способ заключается в добавлении инертных частиц высокой плотности в скважинные флюиды для образования суспензии повышенной плотности. Данные инертные частицы высокой плотности часто называют утяжелителями, и они, как правило,включают в себя порошкообразные минералы из барита, кальцита или гематита. Встречающийся в природе барит (сульфат бария) использовали в качестве утяжелителя в буровых растворах в течение многих лет. Барит сорта, пригодного для бурения, часто получают из руд, содержащих сульфат бария, или из одного источника, или посредством смешивания материала из нескольких источников. Он может содержать дополнительные материалы, отличные от минерала, представляющего собой сульфат бария, и, таким образом, может различаться по цвету от не совсем белого до серого или красно-коричневого. Американский институт нефти (API) опубликовал международные стандарты, которым должен соответствовать измельченный барит. Данные стандарты можно найти в API Specification 13A, Section 2. Другие материалы, такие как тонко измельченные металлы, использовались в качестве утяжелителей для скважинных флюидов, как можно обнаружить в заявке на патент согласно РСТ WO085/05118, в которой раскрыто использование частиц железа шарообразной формы, имеющих диаметр менее 250 мкм и предпочтительно от 15 до 75 мкм, и карбонат кальция и карбонат железа, как раскрыто в патенте США 4217229, также были предложены в качестве утяжелителей. В данной области техники известно, что во время процесса бурения утяжелители, как и выбуренная порода, могут создавать отложения или осаждаться, что может привести к множеству проблем, связанных со скважиной, таких как потеря циркуляции, потеря контроля за скважиной, застрявшие трубы и плохое цементирование. Явление осаждения возникает из-за осаждения частиц из скважинного флюида. Данное осаждение приводит к возникновению существенных локализованных различий в плотности бурового раствора или весе бурового раствора, при этом плотность бурового раствора может быть как больше, так и меньше номинальной или заданной плотности бурового раствора. Данное явление, как правило, имеет место, когда скважинный флюид циркулирует снизу вверх после спускоподъемных операций, операций, связанных с каротажем или креплением ствола скважины обсадными трубами. Как правило, за буровым раствором малой плотности следует буровой раствор большой плотности при циркуляции снизу вверх. На осаждение влияет множество различных факторов, связанных с практикой проведения работ или состоянием бурового раствора, таких как: малые градиенты скорости, вращение бурильной колонны,время, конструкция скважины, состав и свойства бурового раствора и масса утяжелителей. Тенденция к возникновению осаждения имеет место в наклонных скважинах и является наиболее выраженной в далеко простирающихся скважинах. Известно, что при использовании буровых растворов, в которых исполь-1 010612 зуются утяжелители в виде частиц, имеет место прихват [бурильной колонны] за счет перепада давления в стволе скважины или осаждение утяжелителей в виде частиц с нижней стороны ствола скважины. Размер частиц и плотность определяют массу утяжелителей, которая, в свою очередь, связана со степенью осаждения. Таким образом, из этого следует то, что теоретически более легкие и более мелкие частицы будут осаждаться в меньшей степени. Тем не менее, традиционная точка зрения заключается в том, что уменьшение размера частиц утяжелителя приводит к нежелательному повышению вязкости флюида, в частности его пластической вязкости. Обычно считается, что пластическая вязкость представляет собой меру внутреннего сопротивления потоку текучей среды, которое может быть обусловлено количеством, типом или размером твердых частиц, присутствующих в заданной текучей среде. В теории считалось, что данное увеличение пластической вязкости, которое может быть обусловлено уменьшением размера частиц - и тем самым увеличением общей площади поверхности частиц, вызвано соответствующим увеличением объема флюидов, таких как вода или буровой раствор, адсорбированных на поверхностях частиц. Таким образом, размеры частиц, составляющие менее 10 мкм, считались нежелательными. Из-за массы утяжелителя различные добавки часто вводили для получения реологических свойств,достаточных для обеспечения возможности суспендирования материала в скважинном флюиде без осаждения или оседания под действием или динамических, или статических условий. Подобные добавки могут включать в себя гелеобразующий агент, такой как бентонит для флюида на водной основе или органически модифицированный бентонит для флюида на углеводородной основе. Существует баланс между добавлением достаточного количества гелеобразующего агента для улучшения суспендирования во флюиде без одновременного увеличения вязкости флюида, приводящего к уменьшенной способности к перекачиванию. Можно также добавить растворимый полимерный загуститель, такой как ксантановая камедь, для уменьшения интенсивности осаждения утяжелителя. В данной области техники существуют различные подходы к получению скважинного флюида с заданной плотностью при минимальном воздействии на его свойства как флюида, или реологию. В патенте США 6180573 был раскрыт один подход, который предусматривал преднамеренное удаление некоторых или всех из мельчайших частиц из измельченного барита (то есть частиц с размером менее 6 мкм) и последующий мониторинг и поддержание выбранного размера частиц посредством добавления более крупнозернистого материала по мере того, как размер частиц уменьшается во время использования. Следует отметить то, что, несмотря на неблагоприятное отношение в данной отрасли в целом, другие подходы предусматривали использование малых частиц в качестве утяжелителей. Один подход, раскрытый в патенте США 5007480, предусматривает использование частиц оксида марганца (Mn3O4), по меньшей мере 98% которых имеет размер менее 10 мкм, в сочетании с обычными утяжелителями, такими как барит сорта, соответствующего стандартам Американского института нефти, что приводит к получению бурового раствора более высокой плотности, чем та, которая получается при использовании только одного барита или других обычных утяжелителей самих по себе. В документе ЕР-А-119745 раскрыт другой подход, который предусматривает использование для предотвращения выбросов флюида ультравысокой плотности, состоящего из воды, первого и возможного второго утяжелителя и гелеобразующего агента, образованного из мелких частиц со средним диаметром от 0,5 до 10 мкм. Частицы гелеобразующего агента являются достаточно небольшими, чтобы придать флюиду хорошее предельное статическое напряжение сдвига за счет сил притяжения между частицами. Еще один подход раскрыт в заявке на патент США 20040127366, описание которой включено в данную заявку путем ссылки, при этом в указанной заявке раскрыт утяжелитель, имеющей средневзвешенный диаметр частиц, составляющий менее 1,5 мкм, и покрытый диспергирующим агентом для регулирования межчастичных взаимодействий, в результате чего минимизируется любое увеличение вязкости, вызванное использованием сортированных по размерам частиц. Существует потребность в получении флюида высокой плотности, который имеет улучшенные характеристики с точки зрения осаждения по сравнению с обычными флюидами при одновременном сохранении сопоставимых реологических свойств. Сущность изобретения Иллюстративный вариант осуществления заявленного предмета изобретения по существу направлен на сортированный по размерам утяжелитель и скважинный флюид, который содержит подобный сортированный по размерам утяжелитель и который имеет повышенную плотность при повышенной стабильности суспензии без существенного увеличения вязкости, так что скважинный флюид имеет реологические свойства, сопоставимые с обычным скважинным флюидом. Кроме того, иллюстративный вариант осуществления заявленного предмета изобретения направлен на способ получения сортированного по размерам утяжелителя и способ использования подобного сортированного по размерам утяжелителя в скважинном флюиде. В одном иллюстративном варианте осуществления утяжелитель, представляющий собой сортированный по размерам барит, имеет такой гранулометрический состав, что по меньшей мере 90% частиц от всего объема частиц имеют измеренный диаметр от приблизительно 4 до приблизительно 20 мкм и предпочтительно имеют диаметр в диапазоне от приблизительно 8 до приблизительно 16 мкм.-2 010612 В другом иллюстративном варианте осуществления утяжелитель, представляющий собой сортированный по размерам барит, включает в себя частицы, по меньшей мере 50% объема которых имеют размер,предпочтительно находящийся в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 10 мкм и предпочтительно в диапазоне от приблизительно 4 до приблизительно 8 мкм. Описание иллюстративных вариантов осуществления В отличие от обычного представления, использование утяжелителя, представляющего собой сортированный по размерам барит, в составе скважинного флюида дает в результате реологические свойства,не менее благоприятные, чем при использовании утяжелителя, представляющего собой более крупнозернистый барит. Способы приготовления составов флюида, которые можно обнаружить в обычной практике приготовления флюидов, по существу не изменяются. По-прежнему требуется регулирование количеств диспергирующих агентов, добавляемых в зависимости от массы бурового раствора и плотности флюида и реологического профиля, которое было необходимо для получения соответствующего состава бурового раствора. Специалист в данной области техники оценит неожиданные результаты, показывающие, что скважинные флюиды, содержащие утяжелители, представляющие собой сортированный по размерам барит, подобные описанным здесь, действительно обеспечивают лучшие характеристики с точки зрения осаждения по сравнению со скважинными флюидами, приготовленными с хорошо известными утяжелителями, представляющими собой более крупнозернистый барит. Кроме того, специалист в данной области техники оценит удивительные результаты, подобные описанным здесь и состоящие в том,что скважинный флюид, содержащий утяжелители, представляющие собой сортированный по размерам барит, не имеет заметных отличий в реологических свойствах по сравнению со скважинными флюидами,в состав которых входят хорошо известные утяжелители, представляющие собой более крупнозернистый барит. В частности, неожиданно было установлено, что утяжелитель, представляющий собой сортированный по размерам барит, позволяет получить суспензии или глинистые суспензии высокой плотности без ожидаемого увеличения пластической вязкости, ранее связываемого с использованием тонкоизмельченных частиц утяжелителя. Как ранее сообщалось в данной области техники, полагали, что уменьшение размеров частиц утяжелителя, представляющего собой барит, приводит к увеличению вязкости флюида так, как сообщалось в работе Chilingarian G.V. и Vorabutor P. "Drilling and Drilling Fluids" (Бурение и буровые растворы),1981, стр. 441-444. В работе приводится аргументация, заключающаяся в том, что небольшие частицы будут адсорбировать значительно больше флюида, чем частицы большего размера, вследствие характерного для них большего отношения площади поверхности к объему, и вследствие данной более значительной адсорбции флюида на поверхности частицы наблюдают повышение вязкости (то есть уменьшение текучести) скважинного флюида. Таким образом, специалисту в данной области техники следует понимать, что по существу было желательно устранить мелкие частицы барита с тем, чтобы уменьшить вязкость текучей среды. Данный подход к регулированию реологии был раскрыт в патентах США 6180573 и 6548452. Тем не менее, скважинные флюиды с утяжелителями, представляющими собой более крупнозернистый, имеющий больший размер частиц барит, как правило, получают с составами, обеспечивающими лучшие реологические свойства, чем желательно для преодоления проблем, связанных с осаждением барита. В табл. 1 показан типовой состав бурового раствора в виде обращенной эмульсии по предшествующему уровню техники, который включает в себя эмульгатор(ы), органоглину, известняк и добавки,снижающие потерю флюида. Как показано в табл. 1, внутренняя фаза соляного раствора эмульгирована с получением непрерывной маслянистой фазы посредством некоторого количества соответствующего эмульгатора. Объем утяжелителя можно регулировать для получения флюидов с некоторым диапазоном значений плотности, и, несмотря на то, что предпочтительным утяжелителем является барит, можно получить буровые растворы или другие скважинные флюиды с другими известными минералами, такими как карбонат кальция, гематит или ильменит. Как показано в табл. 1, различные добавки обычно используются для получения необходимых реологических свойств и характеристик фильтрации для выполнения буровым раствором его функций. В частности, реология должна быть адекватной с тем, чтобы обеспечить возможность суспендирования во флюиде плотного утяжелителя без осаждения или оседания под действием или динамических, или статических условий. Типовой неограничивающий диапазон значений массы бурового раствора (MW) составляет от 10 до 19 фунтов на галлон, и отношение масла к воде (OWR) составляет от 60/40 до 95/5.(Предшествующий уровень техники) Обычный состав бурового раствора в виде обращенной эмульсии Тем не менее, приведенное здесь описание показывает, что, в отличие от общепринятой точки зрения, может не потребоваться подготовка скважинного флюида с составом, обеспечивающим лучшие реологические свойства, чем желательно для решения проблемы оседания. Вместо этого, утяжелитель,представляющий собой сортированный по размерам барит, подобный описанному здесь, может быть использован при отсутствии существенного отличия в реологии от бурового раствора, в котором используется известный, более крупнозернистый измельченный материал. И за счет использования утяжелителя, представляющего собой сортированный по размерам барит, частицы остаются в суспензии и, следовательно, обеспечивают лучшие характеристики с точки зрения оседания. С учетом вышеуказанного уровня техники специалист в данной области техники должен сразу же оценить поразительные и важные результаты, содержащиеся здесь, полученные при использовании частиц барита, измельченных до такого гранулометрического состава, что по меньшей мере 90% от кумулятивного объема частиц имеют измеренные диаметры (d90) частиц, которые составляют от приблизительно 4 до приблизительно 20 мкм, и предусмотрено, что по меньшей мере 50% от кумулятивного объема частиц имеют измеренные диаметры(d50) частиц, которые составляют от приблизительно 1 до приблизительно 10 мкм. Как проиллюстрировано ниже, такой скважинный флюид имеет пониженную пластическую вязкость и при этом одновременно обеспечивает как значительно уменьшенное осаждение или оседание, так и сохранение реологий,сопоставимых с другими обычными скважинными флюидами. При роторном бурении подземных скважин ожидается, что буровой раствор должен выполнять многочисленные функции и иметь различные характеристики. Буровой раствор должен циркулировать по всей скважине и обеспечивать перемещение выбуренной породы из зоны под долотом, транспортирование выбуренной породы вверх по кольцевому пространству, и создавать возможность отделения ее на поверхности. В то же время ожидается, что буровой раствор будет обеспечивать охлаждение и очистку бурового долота, уменьшение трения между бурильной колонной и сторонами ствола скважины и поддержание устойчивости в необсаженных участках ствола скважины. Буровой раствор также должен образовывать тонкую, имеющую низкую проницаемость, глинистую корку, которая закрывает отверстия в пластах, через которые проходит долото, и служит для уменьшения нежелательного притока пластовых флюидов из проницаемых пород. Буровые растворы обычно классифицируют в соответствии с их основным веществом. В буровых растворах на углеводородной основе твердые частицы суспендированы в масле, и вода или соляной раствор могут быть эмульгированы в масле. Масло, как правило, представляет собой непрерывную фазу. В буровых растворах на водной основе твердые частицы суспендированы в воде или соляном растворе, и масло может быть эмульгировано в воде. Вода, как правило, представляет собой непрерывную фазу. Флюиды в виде обращенных эмульсий, то есть эмульсий, в которых немаслянистый флюид представляет собой дисперсную фазу, и маслянистый флюид представляет собой непрерывную фазу, используются в процессах бурения для разработки источников нефти или газа, а также при бурении геотермальных источников, бурении с промывкой водой, бурении для геофизических исследований и бурении шахт. В частности, буровые растворы в виде обращенных эмульсий обычно используются для подобных целей как придающие устойчивость пробуренному стволу, образующие глинистую корку, смазывающие бур и зону и оборудование нижней части бурильной колонны и проникающие в соляные пласты без обрушения или расширения пробуренного ствола скважины. Буровые растворы на углеводородной основе обычно используются в виде буровых растворов на основе обращенных эмульсий. Буровой раствор в виде обращенной эмульсии состоит из трех фаз: маслянистой фазы, немаслянистой фазы и фазы в виде тонкоизмельченных частиц. Кроме того, как правило,включены эмульгаторы и эмульгирующие системы, утяжелители, добавки, снижающие потерю флюида бурового раствора, регуляторы вязкости и т.п. для стабилизации системы в целом и для обеспечения заданных эксплуатационных характеристик. Более подробно об этом написано, например, в статье P.A.Boyd и др., озаглавленной "New Base Oil Used in Low-Toxicity Oil Muds" (Новое базовое масло, используемое в малотоксичных буровых растворах на углеводородной основе) в Journal of Petroleum Technology, 1985, 137-142, и в статье R.B. Bennet, озаглавленной "New Drilling Fluid Technology - Mineral OilMud" в Journal of Petroleum Technology, 1984, 975-981, и в литературных источниках, приведенных здесь. Кроме того, делается ссылка на описание обращенных эмульсий, которое можно найти в работе Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids (Состав и свойства буровых растворов и растворов для заканчивания), 5-е издание, Н.С.Н. Darley, George R. Gray, Gulf Publishing Company, 1988, pp.328332, содержание которой настоящим включено в данную заявку путем ссылки. В используемом здесь смысле термин маслянистая жидкость означает масло, которое представляет собой жидкость при 25C и не смешивается с водой. Маслянистые жидкости, как правило, включают в себя такие вещества, как соляровое масло, минеральное масло, синтетическое масло, такое как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот,алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали, или другие подобные углеводороды и комбинации данных флюидов. В одном иллюстративном варианте осуществления данного изобретения маслянистая жидкость представляет собой полиолефиновый материал, который придает всему буровому раствору способность разлагаться в окружающей среде. Такие полиолефины должны быть выбраны таким образом, чтобы молекулярная масса позволяла создавать функциональный буровой раствор с соответствующим составом в виде обращенной эмульсии. Особенно предпочтительными являются изомеризованные полиолефины, которые имеют углеродную цепь из 16-18 атомов углерода и в которых по меньшей мере одно место ненасыщенности является внутренним. Количество маслянистой жидкости в буровом растворе в виде обращенной эмульсии может варьироваться в зависимости от конкретного используемого маслянистого флюида, конкретного используемого немаслянистого флюида и конкретного случая применения, в котором буровой раствор в виде обращенной эмульсии должен использоваться. Тем не менее, обычно количество маслянистой жидкости должно быть достаточным для образования стабильной эмульсии при использовании ее в качестве непрерывной фазы. Как правило, количество маслянистой жидкости составляет по меньшей мере приблизительно 30, предпочтительно по меньшей мере приблизительно 40, более предпочтительно по меньшей мере приблизительно 50% от всего объема флюида. В используемом здесь смысле термин немаслянистая жидкость означает любое вещество, которое представляет собой жидкость при 25C и которое не является маслянистой жидкостью, определенной выше. Немаслянистые жидкости не способны смешиваться с маслянистыми жидкостями, но способны образовывать эмульсии вместе с ними. К типовых немаслянистым жидкостям относятся вещества на водной основе, такие как пресная вода, морская вода, соляной раствор, содержащий неорганические или органические растворенные соли, водные растворы, содержащие смешиваемые с водой органические соединения, и смеси данных веществ. В одном иллюстративном варианте осуществления немаслянистый флюид представляет собой соляной раствор, включающий в себя неорганические соли, такие как соли,представляющие собой галогениды кальция, соли, представляющие собой галогениды цинка, соли, представляющие собой галогениды щелочных металлов, и т.п. Количество немаслянистой жидкости во флюиде в виде обращенной эмульсии может варьироваться в зависимости от конкретного используемого немаслянистого флюида и конкретного случая применения,в котором флюид в виде обращенной эмульсии должен использоваться. Как правило, количество немаслянистой жидкости составляет по меньшей мере приблизительно 1, предпочтительно по меньшей мере приблизительно 3, более предпочтительно по меньшей мере приблизительно 5% от всего объема флюида. Соответственно, количество не должно быть столь большим, что это привело бы к невозможности диспергирования его в маслянистой фазе. Следовательно, как правило, количество немаслянистой жидкости составляет менее приблизительно 90, предпочтительно - менее приблизительно 80, более предпочтительно - менее приблизительно 70% от всего объема флюида. В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления добавку в виде твердых сортированных по размерам частиц барита или сортированных по размерам утяжелителей добавляют в скважинный флюид. Это позволяет создать суспензию высокой плотности с лучшими характеристиками с точки зрения оседания. Специалисту в данной области техники будет понятно, что помимо утяжелителей в виде сортированных по размерам частиц, раскрытых здесь, можно добавить любую из известных добавок к составу буровых растворов или других скважинных флюидов, таких как эмульгаторы, диспергирующие агенты, гидрофобизаторы, придающие гидрофильность агенты, пенообразователи и пеногасители, в флюид в зависимости от конкретных требований к флюиду или желаемых реологических свойств. Буровой раствор, как правило, создают на основе некоторого количества технических характеристик и стоимостных факторов. Предметы изобретения, раскрытые здесь, позволяют создать такой флюид, который удовлетворял бы реологическим свойствам и характеристикам оседания, а также требованиям к составляющей стоимости. Данные, приведенные здесь, показывают, что введение утяжелителя,представляющего собой сортированный по размерам барит, в существенной степени не влияет на реологию бурового раствора и что характеристики флюида с точки зрения оседания непосредственно зависят-5 010612 от размера частиц используемого утяжелителя. Как было отмечено выше, предпочтительным утяжелителем является барит, встречающийся в природе минерал, состоящий главным образом из сульфата бария. Встречающийся в природе барит (сульфат бария) используется в качестве утяжелителя в буровых растворах в течение многих лет. Барит сорта,пригодного для бурения, часто получают из руд, содержащих сульфат бария, или из одного источника,или посредством смешивания материала из нескольких источников. Он может содержать дополнительные материалы, отличные от минерала, представляющего собой сульфат бария, и поэтому его цвет может варьироваться от не совсем белого до серого или красно-коричневого. Американский институт нефти(API) опубликовал международные стандарты, которым должен соответствовать измельченный барит. Данные стандарты можно найти в API Specification 13A, Section 2. Можно приготовить буровые растворы или другие скважинные флюиды с другими известными минералами, такими как кальцит (карбонат кальция), гематит (оксиды железа) или ильменит. В соответствии с предпочтительным иллюстративным вариантом осуществления утяжелитель образован из твердых частиц, которые состоят из вещества, имеющего удельный вес, составляющий по меньшей мере 4,2. Это позволяет получить скважинный флюид с составом, который отвечает большинству требований по плотности и при этом имеет объемную долю частиц, достаточно низкую, чтобы флюид оставался поддающимся перекачиванию. В соответствии с одним иллюстративным вариантом осуществления средневзвешенный диаметр частиц утяжелителя составляет приблизительно от 4 до 15 мкм. В другом иллюстративном варианте осуществления утяжелитель включает в себя по меньшей мере 50 вес.% частиц в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 5 мкм. И в еще одном иллюстративном варианте осуществления утяжелитель включает в себя по меньшей мере 90 вес.% частиц в диапазоне от приблизительно 4 до приблизительно 8 мкм. Как показано в нижеприведенных примерах, использование данных размеров частиц позволяет достичь цели уменьшения потенциала осаждения или оседания без нежелательного увеличения вязкости скважинного флюида. В соответствии с другим альтернативным иллюстративным вариантом осуществления утяжелитель предпочтительно представляет собой барит и утяжелитель, представляющий собой сортированный по размерам барит, имеет такой гранулометрический состав, что по меньшей мере 90% от всего объема измеренных частиц имеют диаметр от приблизительно 4 до приблизительно 20 мкм и предпочтительно в диапазоне от приблизительно 8 до приблизительно 16 мкм. В данном иллюстративном варианте осуществления утяжелитель, представляющий собой сортированный по размерам барит, включает по меньшей мере 50% от всего объема частиц, которые имеют диапазон от приблизительно 1 до приблизительно 10 мкм и предпочтительно диапазон от приблизительно 4 до приблизительно 8 мкм. Было установлено, что преобладание частиц, которые являются слишком мелкими (то есть с размером менее приблизительно 1 мкм) приводит к образованию пасты с высокой реологией. Таким образом,неожиданно было установлено, что частицы барита должны быть достаточно малыми для избежания проблем, связанных с оседанием и эквивалентной плотностью циркуляции бурового раствора (ECD), но не столь малыми, что это могло бы оказывать отрицательное влияние на реологию. Таким образом, частицы барита, отвечающие критериям гранулометрического состава, раскрытым здесь, могут быть использованы без отрицательного воздействия на реологические свойства скважинных флюидов. В одном предпочтительном и иллюстративном варианте осуществления утяжелитель, представляющий собой барит, отсортирован по размерам таким образом, что: частицы, имеющие диаметр менее 1 мкм, составляют от 0 до 15 об.%; частицы, имеющие диаметр от 1 до 4 мкм, составляют от 15 до 40 об.%; частицы, имеющие диаметр от 4 до 8 мкм, составляют от 15 до 30 об.%; частицы, имеющие диаметр от 8 до 12 мкм, составляют от 5 до 15 об.%; частицы, имеющие диаметр от 12 до 16 мкм, составляют от 3 до 7 об.%; частицы, имеющие диаметр от 16 до 20 мкм, составляют от 0 до 10 об.%; частицы, имеющие диаметр, превышающий 20 мкм, составляют от 0 до 5 об.%. В другом альтернативном иллюстративном варианте осуществления утяжелитель, представляющий собой барит, отсортирован по размерам так, что кумулятивное распределение по объему таково, что 10% имеют размер менее 1 мкм;25% имеют размер в диапазоне от 1 до 3 мкм;50% имеют размер в диапазоне от 2 до 6 мкм;75% имеют размер в диапазоне от 6 до 10 мкм;90% имеют размер в диапазоне от 10 до 24 мкм. Специалист в данной области техники должен сразу же оценить то, что гранулометрический состав утяжелителей, раскрытый здесь, характеризуется существенно меньшими размерами, чем у барита согласно стандартам Американского института нефти. Это показано графически на фиг. 1, которая показывает распределение частиц барита согласно стандартам Американского института нефти и барита, измельченного в соответствии с идеями настоящего изобретения (Барит А). Можно получить частицы с размерами, раскрытыми здесь, несколькими способами. Можно купить получаемые в промышленных масштабах данные сортированные по размерам частицы, например такие,как соответствующий продукт, представляющийсобой барит с размерами, аналогичными раскрытым здесь. Само собой разумеется, также можно получить более крупнозернистый измельченный соответствующий материал и затем использовать любой известный способ для дополнительного измельчения ма-6 010612 териала до размеров, заданных здесь. К подобным способам относятся измельчение на струйной мельнице, высокопроизводительные технологии сухого измельчения или любой другой способ, который известен в данной области техники для размалывания порошкообразных продуктов. В одном предпочтительном варианте осуществления частицы барита с соответствующими размерами избирательно удаляются из потока продукта на обычной установке для измельчения барита. Это может предусматривать избирательное удаление тонкоизмельченного продукта, полученного на обычной операции измельчения барита согласно стандартам Американского института нефти. Тонкоизмельченный продукт (мелочь) часто считают побочным продуктом процесса измельчения,и обычно данные материалы смешивают с более крупнозернистыми материалами для получения барита сорта, соответствующего стандартам Американского института нефти. Однако в соответствии с настоящим описанием данный тонкоизмельченный побочный продукт может быть подвергнут дополнительной обработке посредством воздушного классификатора для получения гранулометрических составов, раскрытых здесь. Принимая во внимание характер частиц утяжелителей, раскрытых здесь, специалист в данной области техники должен понимать, что дополнительные компоненты могут быть смешаны с утяжелителем для модифицирования различных макроскопических свойств. Например, могут быть включены агенты,предотвращающие слеживание, замасливатели и агенты, используемые для сдерживания накопления влаги. Альтернативно, твердые материалы, которые повышают смазывающую способность или способствуют регулированию потери флюида, могут быть добавлены к утяжелителям по настоящему изобретению. В одних иллюстративных примерах тонкоизмельченный порошкообразный природный графит,нефтяной кокс, графитированный углерод или смеси данных материалов добавляют для повышения смазывающей способности, скорости проникновения и снижения потери флюида, а также для улучшения других свойств бурового раствора. В другом иллюстративном варианте осуществления используются тонкоизмельченные полимерные материалы для придания различных характеристик буровому раствору. Важно отметить, что в тех случаях, когда добавляют подобные материалы, объем добавленного материала не должен оказывать существенного отрицательного влияния на свойства и эксплуатационные характеристики буровых растворов. В одном иллюстративном варианте осуществления полимерные материалы, снижающие потерю флюида и составляющие менее 5 вес.%, добавляют для улучшения свойств бурового раствора. Альтернативно, добавляют менее 5 вес.% соответствующим образом отсортированного по размерам графита и нефтяного кокса для повышения смазывающей способности и улучшения фильтрационных свойств флюида. В завершение, в еще одном иллюстративном варианте осуществления менее 5 вес.% обычного предотвращающего слеживание агента добавляют для того, чтобы способствовать улучшению хранения насыпных утяжелителей. Зернистые материалы, подобные описанным здесь, могут быть добавлены в качестве утяжелителя в сухом виде или в концентрированном виде подобно суспензии или в водной среде, или в органической жидкости. Как известно, органическая жидкость должна иметь необходимые экологические характеристики, требуемые от добавок к буровым растворам на углеводородной основе. С учетом этого предпочтительно, чтобы маслянистый флюид имел кинематическую вязкость, составляющую менее 10 сантистокс (10 мм 2/с) при 40 С, и по соображениям безопасности температуру воспламенения (вспышки), превышающую 60 С. Пригодными маслянистыми жидкостями являются, например, соляровое масло, минеральные или белые масла, н-алканы или синтетические масла, такие как альфа-олефиновые масла, сложноэфирные масла, смеси данных текучих сред, а также другие аналогичные текучие среды, которые должны быть хорошо известны специалисту в области составов бурильных растворов или других скважинных флюидов. В одном иллюстративном варианте осуществления предметов настоящего изобретения, раскрытых здесь, заданный гранулометрический состав получают посредством мокрого помола более крупнозернистых материалов в заданном флюиде-носителе. Частицы, подобные описанным здесь, могут содержать один утяжелитель или комбинацию из нескольких известных утяжелителей. В одном иллюстративном варианте осуществления утяжелитель выбран из сульфата бария (барита), карбоната кальция, доломита, ильменита, гематита или других железных руд, оливина, сидерита или сульфата стронция, а также из комбинаций и смесей данных и других утяжелителей, известных специалисту в данной области техники, но возможные материалы не ограничены вышеуказанными. Как должен понимать специалист в данной области техники, многие факторы могут определять то, какой утяжелитель является наиболее подходящим при любой заданной совокупности обстоятельств (факторов). Такие факторы, как стоимость, доступность, плотность, размеры или энергия,требуемая для измельчения, могут повлиять на выбор используемого продукта. Сортированные по размерам частицы могут быть дополнительно использованы в любом скважинном флюиде, таком как буровые растворы, растворы для цементирования, заканчивания, набивки, капитального ремонта (восстановления), возбуждения, глушения скважины, разделительные (вытеснительные) жидкости, и в других случаях применения флюидов высокой плотности, таких как в жидкости для разделения плотных сред или в текучем балласте для судна или другого транспортного средства. Подобные альтернативные применения, а также другие применения флюида по настоящему изобретению должны быть очевидными для специалиста в данной области техники с учетом настоящего описания.-7 010612 Нижеприведенные примеры включены для того, чтобы продемонстрировать иллюстративные варианты осуществления заявленного предмета изобретения; их не следует рассматривать как ограничивающие объем основного пункта формулы изобретения или любого пункта формулы изобретения. Специалисты в данной области техники должны понимать, что технологии, раскрытые в нижеприведенных примерах, представляют собой технологии, которые, как установлено автором изобретения, хорошо работают при реализации заявленного предмета изобретения на практике, и, таким образом, их можно рассматривать как способы, представляющие собой предпочтительные способы реализации изобретения на практике. Тем не менее, в свете настоящего описания специалисты в данной области техники также должны понимать, что в конкретных раскрытых вариантах осуществления могут быть выполнены многие изменения, которые позволяют по-прежнему получить аналогичный или подобный результат без отхода от объема заявленного предмета изобретения. Все испытания были проведены в соответствии со стандартами Американского института нефти(API). Смешивание выполняли в мешалке Silverson L2R Mixer или Hamilton Beach Mixer. Вязкость при различных скоростях сдвига (в оборотах в минуту или об/мин) и другие реологические свойства были получены посредством использования вискозиметра Fann. Массы бурового раствора были проверены посредством использования стандартного прибора для измерения плотности бурового раствора или аналитических весов. Снижение потери флюида измеряли с помощью датчика насыщенного раствора при высокой температуре и высоком давлении в соответствии со стандартами Американского института нефти. Гранулометрические составы образцов определяли на приборе Malvern Mastersizer Microplus (посредством измерений массы) или на приборе Coulter LS230 (посредством измерений объема). Данные измерений динамического оседания были получены посредством использования вискозиметра Farm 35 с вставным башмаком для определения оседания, таким как раскрытый в одновременно находящейся на рассмотрении заявке на патент США 10/603849, поданной 25 июня 2003, и в публикации, озаглавленной "Improved Wellsite Test for Monitoring Barite Sag", AADE Drilling Fluids Conference, Хьюстон, Техас,6-7 апреля 2004, которые обе полностью включены в данную заявку путем ссылки. Само собой разумеется, аналогичные результаты будут получены посредством использования вискозиметра Fann 35 без вставного башмака для определения оседания и других способов, известных в данной области техники для определений значений вязкости. Данные измерений были получены через 30 мин при скорости сдвига 100 об./мин при температуре 120F. При выражении в метрических эквивалентных единицах используются следующие коэффициенты для преобразования единиц измерения в США в метрические единицы: 1 галлон = 3,785 л; 1 фунт = 0,454 кг; 1 фунт/галлон = 0,1198 г/см 3; 1 баррель = 42 галлона; 1 фунт/баррель (ppb) = 2,835 кг/м 3; 1 фунт/100 кв. футов = 0,4788 Па. В нижеприведенных иллюстративных примерах, примерах I, II и III два утяжелителя, имеющие различные характеристики размеров частиц, были использованы в составе трех буровых растворов. Два из буровых растворов имели аналогичные составы и плотности; третий буровой раствор имел плотность и состав, специально предназначенные для применения при высокой температуре и высоком давлении. Сравнение приведенных в качестве примера результатов определения эксплуатационных характеристик для более крупнозернистого утяжелителя и сортированного по размерам утяжелителя по одному варианту осуществления заявленного предмета изобретения приведено в таблицах 2-5 и подытожено ниже. Пример I. В табл. 2 и 3 показаны эксплуатационные характеристики, полученные посредством использования,по существу, аналогичных составов флюидов (плотность бурового раствора 13,2 фунта на галлон и отношение масла к воде 80/20) и двух различных утяжелителей, представляющих собой барит, с разным гранулометрическим составом, охарактеризованным как более крупнозернистый или ультрамелкозернистый. Гранулометрический состав более крупнозернистого материала характеризуется тем, что 50 вес.% частиц (D50) имеют диаметр до 7 мкм и 90 вес.% частиц (D90) имеют диаметр до 23 мкм; гранулометрический состав сортированного по размерам материала характеризуется тем, что 50 вес.% частиц(D50) имеют диаметр до 3 мкм и 90 вес.% частиц (D90) имеют диаметр до 6 мкм; тем не менее, должно быть ясно, что гранулометрический состав сортированного по размерам материала не ограничен никоим образом данными примерами, описанными здесь. Обычные эксплуатационные характеристики из табл. 2 показывают, что реология бурового раствора остается относительно постоянной независимо от того, будет ли буровой раствор иметь состав с более крупнозернистым или более мелкозернистым баритом. Другими словами, в поразительном противоречии с традиционными представлениями в данной области техники, отсутствует какой-либо резкий рост влияния на реологические свойства, обусловленный введением сортированных по размерам частиц и сопутствующий рост межчастичных взаимодействий. Кроме того, соответствующие фильтрационные свойства при высокой температуре и высоком давлении (мл в течение 30 мин), электростабильность и предельное статическое напряжение сдвига, указывающие на пригодный состав бурового раствора, были получены как при флюидах, содержащих как более крупнозернистый, так и более мелкозернистый барит. Электростабильность (ES) представляет собой величину напряжения, необходимого для разрушения эмульсии, и характеризует стабильность бурового-8 010612 раствора. Обычно считается, что чем выше величина электростабильности, тем более стабильным является флюид. Как правило, величина электростабильности, составляющая 500 или выше, указывает на пригодную стабильность. Данные по электростабильности, показанные ниже, указывают на стабильные,хорошо эмульгированные флюиды. Предельное статическое напряжение сдвига, представляющее собой реологическое свойство, измеряют, когда флюид был статическим и имел время для снятия напряжений. Измерения предельного статического напряжения сдвига показывают, образовали ли частицы, содержащиеся в флюиде, ассоциацию (связь), что указывает на пригодность состава бурового раствора. Высокие значения предельного статического напряжения сдвига считаются нежелательными, поскольку это означает, что необходимо большее напряжение сдвига для деформирования геля, в то время как низкие значения предельного статического напряжения сдвига также считаются нежелательными, поскольку это свидетельствует о плохой способности раствора переносить твердые частицы. Показанные значения предельного статического напряжения сдвига являются приемлемыми вследствие того, что они не являются очень низкими, и они не увеличиваются со временем. Таблица 2. Обычные эксплуатационные характеристики Флюид 1: плотность бурового раствора 13,2 фунта на галлон; отношение масла к воде 80/20 Данные, представленные в табл. 3, показывают преимущества с точки зрения оседания, достижимые при использовании более мелкозернистого барита по одному приведенному в качестве примера варианту осуществления заявленного объекта изобретения. На всем диапазоне сопоставимых реологий характеристики динамического и статического оседания флюида, в состав которого включен сортированный по размерам утяжелитель, превосходят соответствующие характеристики для флюида, в состав которого включен более крупнозернистый утяжелитель. Как показано в табл. 3, применение сортированного по размерам утяжелителя приводит к (1) меньшему различию в плотности между верхней и нижней частью столба флюида, как указывает меньший показатель оседания во время испытания на статическое оседание, и к (2) значительно меньшему динамическому оседанию. Это означает, что использование сортированного по размерам утяжелителя, в данном случае барита, обеспечивает большую возможность оптимизации флюида для достижения как заданного оседания, так и реологических свойств. Таблица 3 Эксплуатационные характеристики оседания Флюид 1: плотность бурового раствора 13,2 фунта на галлон; отношение масла к воде 80/20-9 010612 При рассмотрении вышеприведенных данных специалист в данной области техники должен оценить то, что применение более мелкозернистого барита привело к заметному улучшению показателя оседания и резкому улучшению потенциала динамического оседания при отсутствии существенных отличий реологических свойств от тех, которые получены при использовании более крупнозернистого утяжелителя. То есть, применение мелкозернистого барита само по себе обеспечивает предпочтительное воздействие на потенциал оседания бурового раствора, как статического, так и динамического. Это составляет резкий контраст с тем, чтобы было преобладающей точкой зрения в данной области техники относительно применения более мелких частиц в утяжелителях для скважинных флюидов. Пример II. В табл. 4 показан аналогичный набор данных для другого флюида, имеющего такие же значения плотности бурового раствора 13,2 фунт/галлон и отношения масла к воде 80/20, как и в вышеприведенном примере I. Тем не менее, в то время как гранулометрический состав с более мелкозернистыми частицами остается таким, что D50 (по массе) составляет 3 мкм и D90 (по массе) составляет 6 мкм, гранулометрический состав с более крупнозернистыми частицами характеризуется тем, что D50 (по массе) имеют больший диаметр 9 мкм и D90 (по массе) имеют диаметр 38 мкм. В данном случае, как и в примере I, было установлено, что флюиды имеют аналогичные реологические профили, и не было отмечено никакой существенной разницы в значениях предельного статического напряжения при сдвиге. И в данном случае, как и в примере I, характеристики динамического оседания для флюида, содержащего сортированный по размерам утяжелитель, существенно превышали соответствующие характеристики флюида, содержащего более крупнозернистый утяжелитель. Таблица 4 Обычные эксплуатационные характеристики и характеристики динамического оседания Флюид 2: плотность бурового раствора 13,2 фунта на галлон; отношение масла к воде 80/20 Пример III. Приведенные в качестве примера данные, показанные в табл. 5, были получены для так называемого состава бурового раствора для работы при высокой температуре и высоком давлении (плотность бурового раствора 17 фунт/галлон и отношение масла к воде 90/10) посредством использования двух разных утяжелителей, представляющих собой барит, обозначенных как более крупнозернистый и более мелкозернистый. Как и в предыдущем примере, гранулометрический состав с более крупнозернистыми частицами характеризуется тем, что D50 (по массе) составляет 9 мкм, и D90 (по массе) составляет 38 мкм,и гранулометрический состав с более мелкозернистыми частицами характеризуется тем, что D50 (по массе) составляет 3 мкм, и D90 (по массе) составляет 6 мкм. В данном случае эффекты загрязнения сравниваются при обоих флюидах. Как правило, когда вещество, такое как глина, загрязняет скважинный флюид, реология флюида значительно увеличивается. Как показано в табл. 5, реология флюида, содержащего более мелкозернистый утяжелитель, увеличивается, но незначительно больше, чем для флюида, содержащего более крупнозернистый утяжелитель. Таблица 5 Обычные эксплуатационные характеристики и характеристики динамического оседания Флюид 3: плотность бурового раствора 17 фунтов на галлон; отношение масла к воде 90/10- 10010612 И в этом случае данные показывают очень похожие реологические свойства для двух составов флюидов, даже после добавления нереакционноспособной глины, которая использовалась для имитации загрязнения выбуренной твердой породой, и морской воды. И опять данные четко показывают лучшие характеристики динамического оседания, получаемые при использовании более мелкозернистого барита,чем при более крупнозернистом барите, обычно используемом в качестве утяжелителя. Пример IV. В нижеприведенном иллюстративном примере буровой раствор был приготовлен с составом, в котором использовался имеющийся на рынке барит сорта, соответствующего стандартам Американского института нефти, утяжелитель, представляющий собой сортированный по размерам барит, в соответствии с настоящим описанием (Барит А), утяжелитель, представляющий собой сортированный по размерам барит, с распределением тонкоизмельченных частиц (Барит В) и утяжелитель, представляющий собой покрытый полимером, сортированный по размерам барит (Барит С), изготовленный в соответствии с описанием опубликованной заявки на патент США 20040127366, содержание которой включено в данную заявку путем ссылки. Распределение диаметров частиц для каждого утяжелителя определяли на основе объема, и приведенные в качестве примера данные представлены на фиг. 1. Флюиды были подготовлены с таким составом, чтобы минимизировать любые различия в химическом составе за исключением утяжелителя. Все флюиды имели идентичное отношение синтетического масла (внутренний олефин с числом атомов углерода от С 16 до С 18) к воде, составляющее 80 к 20, и общую плотность 13 фунтов на баррель. В нижеприведенной таблице 6 представлены специфические данные по составам флюидов. Таблица 6 Базовые флюиды подверглись смешиванию в приведенном порядке в мешалке Silverson при 6000 об/мин в течение времени свыше одного часа при поддержании температуры ниже 150F. При приготовлении вышеуказанных флюидов с соответствующими составами были использованы нижеуказанные имеющиеся на рынке продукты, которые все поставляются компанией M-I SWACO,Хьюстон, Техас: Используемые твердые частицы, имитирующие выбуренную породу, были от компании Petrohunt,Marcantal 1- LM 20043541. Твердые частицы были измельчены и использованы вместо лабораторных загрязнителей, таких как Rev Dust или ОСМА Clay. Следует отметить, что попытки приготовить буровой раствор с соответствующим составом посредством использования барита В были безуспешными и привели к получению флюида, имеющего пастообразную консистенцию. Таким образом, было невозможно получить поддающиеся интерпретации (достоверные) реологические свойства. Специалист в данной области техники сразу же поймет и осознает то,что подобный состав является непригодным в качестве скважинного флюида при использовании практических подходов и способов бурения, соответствующих современному уровню техники. В нижеприведенной табл. 7 представлены приведенные в качестве примера реологические данные для каждого состава бурового раствора. Таблица 7. Исходная реология- 12010612 Проба каждого исходного состава бурового раствора была подвергнута циклическому тепловому старению при 150F в течение 16 ч. В нижеприведенной табл. 8 представлены приведенные в качестве примера реологические данные для каждого состава бурового раствора. Таблица 8. Реология после динамического (циклического) теплового старения при 150F в течение 16 ч Проба каждого исходного состава бурового раствора была загрязнена дополнительными 3% твердых частиц выбуренной породы, смешанных в мешалке Hamilton Beach. Используемые твердые частицы,имитирующие выбуренную породу, были от компании Petrohunt, Marcantal 1- LM 20043541. Твердые частицы были измельчены и использованы вместо лабораторных загрязнителей, таких как Rev Dust или ОСМА Clay. Данные флюиды были подвергнуты циклическому тепловому старению при 150F в течение 16 часов. В нижеприведенной табл. 9 представлены приведенные в качестве примера реологические данные для каждого состава бурового раствора.- 13010612 Таблица 9. Реология после динамического (циклического) теплового старения при 150F в течение 16 ч при добавлении 3 вес.% дополнительных твердых частиц выбуренной породы Проба каждого исходного состава бурового раствора была загрязнена дополнительными 3% твердых частиц выбуренной породы, смешанных в мешалке Hamilton Beach. Используемые твердые частицы,имитирующие выбуренную породу, были от компании Petrohunt, Marcantal 1- LM 20043541. Твердые частицы были измельчены и использованы вместо лабораторных загрязнителей, таких как Rev Dust или ОСМА Clay. Данные флюиды были подвергнуты статическому тепловому старению при 150F в течение 16 ч. В нижеприведенной табл. 10 представлены приведенные в качестве примера реологические данные для каждого состава бурового раствора.- 14010612 Таблица 10. После статического теплового старения при 250F в течение 16 ч Изменение плотности (массы) бурового раствора (MW) для бурового раствора, подвергнутого статическому старению, было определено посредством тщательного извлечения проб флюида из верхней,средней и нижней части статического флюида. В нижеприведенной табл. 11 представлены приведенные в качестве примера результаты. Таблица 11. Изменение плотности (массы) бурового раствора (MW) для бурового раствора, подвергнутого статическому старению При рассмотрении вышеприведенных данных специалист в данной области техники должен понять и принять во внимание то, что полезный скважинный флюид может быть подготовлен с составом, в котором используется утяжелитель, представляющий собой сортированный по размерам барит, который имеет гранулометрический состав, в котором размеры частиц значительно меньше, чем в стандарте Американского института нефти. Кроме того, следует принять во внимание то, что посредством регулирования гранулометрического состава утяжелителя, представляющего собой барит по настоящему описанию,можно регулировать реологию, и может быть подготовлен полезный скважинный флюид с составом,который прямо противоположен раскрытию предшествующего уровня техники. Кроме того, неожиданно было установлено, что буровые растворы, приготовленные с составом, в котором используется утяжелитель, представляющий собой сортированный по размерам барит по настоящему описанию, не имеют характеристик динамического и статического оседания, присущих флюидам, в состав которых включен барит сорта, соответствующего стандартам Американского института нефти. Специалист в области составов буровых растворов или других скважинных флюидов разберется в том, что существовало общее представление о том, что уменьшение размера частиц утяжелителей приводит к соответствующему увеличению вязкости, что нежелательно в данной отрасли. Это было показано в вышеприведенном примере с пастой, образующейся при использовании сортированного по размерам барита В. Тем не менее, как подтверждается вышеприведенными данными, использование утяжелителя, представляющего собой барит и подобного раскрытому здесь, фактически не приводит к какомулибо заметному отличию реологических свойств от тех, которые получены при более крупнозернистых измельченных утяжелителях. И действительно, как подтверждается вышеприведенными данными, использование сортированного по размерам утяжелителя приводит к существенным и заметным улучшениям свойств, характеризующих потенциалы как статического, так и динамического оседания скважинного флюида.- 15010612 С учетом вышеприведенного описания специалист, хорошо осведомленный в области буровых растворов, должен понимать и принимать во внимание то, что одним иллюстративным вариантом осуществления настоящего изобретения является буровой раствор, содержащий текучую фазу и твердофазный утяжелитель для повышения плотности бурового раствора, в котором утяжелитель представляет собой измельченный материал в виде частиц и имеет гранулометрический состав, в котором по меньшей мере 50 вес.% частиц имеют размер в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 5 мкм и по меньшей мере 90 вес.% частиц имеют размер в диапазоне от приблизительно 4 до приблизительно 8 мкм. В одном предпочтительном варианте осуществления иллюстративного флюида твердофазный утяжелитель выбран из группы, включающей барит, кальцит, гематит, ильменит или их комбинации и другой аналогичный материал, хорошо известный специалисту в данной области техники. Приведенный в качестве примера буровой раствор может быть получен с таким составом, что текучая фаза представляет собой маслянистую текучую среду, выбранную из солярового масла, минерального масла, синтетического масла,такого как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали, и их комбинаций, и другого аналогичного материала, хорошо известного специалисту в данной области техники. Альтернативно, иллюстративный буровой раствор получен с таким составом, что он включает текучую фазу, которая представляет собой обращенную эмульсию, в которой непрерывная фаза представляет собой маслянистую текучую среду, выбранную из солярового масла, минерального масла, синтетического масла, такого как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла,глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали, и их комбинаций и другого аналогичного материала, хорошо известного специалисту в данной области техники; и дисперсная фаза представляет собой немаслянистую текучую среду, выбранную из пресной воды, морской воды, соляного раствора, содержащего неорганические или органические растворенные соли, водных растворов, содержащих водорастворимые органические соединения, и смесей данных веществ и другого аналогичного материала, хорошо известного специалисту в данной области техники. Дополнительные добавки, такие как те, которые выбраны из добавок для регулирования водоотдачи, добавок для регулирования давления при высокой температуре, добавок для регулирования реологии и их комбинаций и другого аналогичного материала, хорошо известного специалисту в данной области техники, если требуется, могут быть включены в иллюстративный буровой раствор. Специфической характеристикой иллюстративного бурового раствора является то, что при использовании бурового раствора на операции бурения устраняется оседание или избегают оседания. Другой иллюстративный буровой раствор содержит текучую фазу и твердофазный утяжелитель для повышения плотности бурового раствора, при этом утяжелитель представляет собой измельченный материал в виде частиц и имеет такой гранулометрический состав, что частицы, имеющие диаметр менее 1 мкм, составляют от 0 до 15 об.%; частицы, имеющие диаметр от 1 до 4 мкм, составляют от 15 до 40 об.%; частицы, имеющие диаметр от 4 до 8 мкм, составляют от 15 до 30 об.% ; частицы, имеющие диаметр от 8 до 12 мкм, составляют от 5 до 15 об.%; частицы, имеющие диаметр от 12 до 16 мкм, составляют от 3 до 7 об.%; частицы, имеющие диаметр от 16 до 20 мкм, составляют от 0 до 10 об.%; частицы, имеющие диаметр, превышающий 20 мкм, составляют от 0 до 5 об.%. Третий иллюстративный буровой раствор предусмотрен с таким составом, что он включает в себя текучую фазу и твердофазный утяжелитель для повышения плотности бурового раствора, при этом твердофазный утяжелитель представляет собой измельченный материал в виде частиц и имеет такое кумулятивное распределение частиц по объему, что 10% имеют размер менее 1 мкм;25% имеют размер в диапазоне от 1 до 3 мкм;50% имеют размер в диапазоне от 2 до 6 мкм;75% имеют размер в диапазоне от 6 до 10 мкм;90% имеют размер в диапазоне от 10 до 24 мкм. В обоих двух предшествующих иллюстративных флюидах твердофазный утяжелитель выбран из барита, кальцита, гематита, ильменита или их комбинаций, но предпочтительно представляет собой барит. Если требуется, текучая фаза иллюстративных буровых растворов может представлять собой маслянистую текучую среду, выбранную из солярового масла, минерального масла, синтетического масла, такого как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные зфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали,и их комбинаций, и другого аналогичного материала, хорошо известного специалисту в данной области техники. Настоящее изобретение также охватывает способ бурения подземной скважины с использованием буровых растворов, подобных, по существу, описанным здесь. В одном таком иллюстративном варианте осуществления обычную операцию роторного бурения выполняют с использованием бурового раствора,который приготовлен с таким составом, что он включает текучую фазу и твердофазный утяжелитель для повышения плотности бурового раствора, при этом утяжелитель представляет собой материал в виде частиц и имеет гранулометрический состав, в котором по меньшей мере 50 вес.% частиц имеют размер в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 5 мкм, и по меньшей мере 90 вес.% частиц имеют размер в диапазоне от приблизительно 4 до приблизительно 8 мкм. Способ предпочтительно реализуют посредством использования твердофазного утяжелителя, выбранного из барита, кальцита, гематита, иль- 16010612 менита или их комбинаций и другого аналогичного материала, хорошо известного специалисту в данной области техники, но предпочтительно твердофазный утяжелитель представляет собой барит. Также следует принимать во внимание, что настоящее изобретение охватывает способ бурения подземной скважины с использованием бурового раствора, при этом буровой раствор приготовлен с таким составом, что он содержит текучую фазу и твердофазный утяжелитель для повышения плотности бурового раствора, причем утяжелитель представляет собой материал в виде частиц и имеет такой гранулометрический состав, что частицы, имеющие диаметр менее 1 мкм, составляют от 0 до 15 об.%; частицы,имеющие диаметр от 1 до 4 мкм, составляют от 15 до 40 об.%; частицы, имеющие диаметр от 4 до 8 мкм,составляют от 15 до 30 об.%; частицы, имеющие диаметр от 8 до 12 мкм, составляют от 5 до 15 об.%; частицы, имеющие диаметр от 12 до 16 мкм, составляют от 3 до 7 об.%; частицы, имеющие диаметр от 16 до 20 мкм, составляют от 0 до 10 об.%; частицы, имеющие диаметр, превышающий 20 мкм, составляют от 0 до 5 об.%. Альтернативно, настоящее изобретение охватывает иллюстративный вариант осуществления, в котором предусмотрен способ бурения подземной скважины с использованием бурового раствора, при этом буровой раствор содержит текучую фазу и твердофазный утяжелитель для повышения плотности бурового раствора, причем твердофазный утяжелитель представляет собой частицы и имеет такое кумулятивное распределение частиц по объему, что 10% имеют размер менее 1 мкм; 25% имеют размер в диапазоне от 1 до 3 мкм; 50% имеют размер в диапазоне от 2 до 6 мкм; 75% имеют размер в диапазоне от 6 до 10 мкм; 90% имеют размер в диапазоне от 10 до 24 мкм. Кроме того, специалист в данной области техники должен принять во внимание то, что способ повышения плотности текучей фазы бурового раствора также представляет собой иллюстративный вариант осуществления настоящего изобретения. Один подобный иллюстративный способ включает добавление к текучей фазе бурового раствора твердофазного утяжелителя для повышения плотности бурового раствора, причем твердофазный утяжелитель представляет собой материал в виде частиц и имеет гранулометрический состав, в котором по меньшей мере 50 вес.% частиц имеют размер в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 5 мкм и по меньшей мере 90 вес.% частиц имеют размер в диапазоне от приблизительно 4 до приблизительно 8 мкм. Альтернативно, иллюстративный способ может редусматривать повышение плотности бурового раствора, при этом твердофазный утяжелитель представляет собой материал в виде частиц и имеет такой гранулометрический состав, что частицы, имеющие диаметр менее 1 мкм, составляют от 0 до 15 об.%; частицы, имеющие диаметр от 1 до 4 мкм, составляют от 15 до 40 об.%; частицы, имеющие диаметр от 4 до 8 мкм, составляют от 15 до 30 об.%; частицы, имеющие диаметр от 8 до 12 мкм, составляют от 5 до 15 об.%; частицы, имеющие диаметр от 12 до 16 мкм, составляют от 3 до 7 об.%; частицы, имеющие диаметр от 16 до 20 мкм, составляют от 0 до 10 об.%; частицы,имеющие диаметр, превышающий 20 мкм, составляют от 0 до 5 об.%. Кроме того, третий вариант раскрытых иллюстративных способов представляет собой способ повышения плотности текучей фазы бурового раствора, при этом способ включает добавление к текучей фазе бурового раствора твердофазного утяжелителя для повышения плотности бурового раствора, причем твердофазный утяжелитель представляет собой материал в виде частиц и имеет такое кумулятивное распределение частиц по объему, что 10% имеют размер менее 1 мкм;25% имеют размер в диапазоне от 1 до 3 мкм;50% имеют размер в диапазоне от 2 до 6 мкм;75% имеют размер в диапазоне от 6 до 10 мкм;90% имеют размер в диапазоне от 10 до 24 мкм. Все способы и составы, раскрытые и заявленные здесь, могут быть выполнены и получены без ненужного экспериментирования в свете настоящего описания. В то время как способы и составы, раскрытые здесь, были описаны в отношении предпочтительных вариантов осуществления, для специалистов в данной области техники будет очевидно то, что могут быть выполнены изменения способов и изменения в операциях или в последовательности операций способов, описанных здесь, и изменения в составах и в компонентах составов, описанных здесь. Более точно, очевидно, что определенными агентами, которые являются родственными как химически, так и физиологически, можно заменить агенты (вещества), описанные здесь, и при этом будут достигнуты такие же или аналогичные результаты. Полагают, что все подобные замены и модификации находятся в пределах объема и идеи заявленного предмета изобретения, определенного в приложенной формуле изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Буровой раствор, содержащий текучую фазу и твердофазный утяжелитель для повышения плотности бурового раствора, при этом утяжелитель представляет собой измельченный материал в виде частиц и имеет гранулометрический состав, в котором по меньшей мере 50 вес.% частиц имеют размер в диапазоне от 1 до 5 мкм и по меньшей мере 90 вес.% частиц имеют размер в диапазоне от 4 до 8 мкм. 2. Буровой раствор по п.1, в котором твердофазный утяжелитель выбран из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, ильменита или их комбинаций. 3. Буровой раствор по п.1, в котором твердофазный утяжелитель представляет собой барит. 4. Буровой раствор по п.1, в котором текучая фаза представляет собой маслянистую текучую среду,выбранную из группы, состоящей из солярового масла, минерального масла, синтетического масла, тако- 17010612 го как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали и их комбинаций. 5. Буровой раствор по п.1, в котором текучая фаза представляет собой обращенную эмульсию, в которой непрерывная фаза представляет собой маслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из солярового масла, минерального масла, синтетического масла, такого как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали и их комбинаций, и дисперсная фаза представляет собой немаслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из пресной воды, морской воды, соляного раствора, содержащего неорганические или органические растворенные соли, водных растворов, содержащих смешиваемые с водой органические соединения, и смесей данных веществ. 6. Буровой раствор по п.1, который дополнительно содержит по меньшей мере одну дополнительную добавку, выбранную из группы, состоящей из добавок для регулирования водоотдачи, добавок для регулирования давления при высокой температуре, добавок для регулирования реологии и их комбинаций. 7. Буровой раствор по п.1, причем буровой раствор имеет по меньшей мере одно свойство, выбранное из группы, состоящей из малой разницы в эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора на поверхности и в зоне забоя скважины, отсутствия существенного осаждения, по существу, однородной реологии между более высокими и более низкими температурами. 8. Буровой раствор, содержащий текучую фазу и твердофазный утяжелитель для повышения плотности бурового раствора, при этом утяжелитель представляет собой измельченный материал в виде частиц и имеет такой гранулометрический состав, что частицы, имеющие диаметр менее 1 мкм, составляют от 0 до 15 об.%; частицы, имеющие диаметр от 1 до 4 мкм, составляют от 15 до 40 об.%; частицы, имеющие диаметр от 4 до 8 мкм, составляют от 15 до 30 об.%; частицы, имеющие диаметр от 8 до 12 мкм, составляют от 5 до 15 об.%; частицы, имеющие диаметр от 12 до 16 мкм, составляют от 3 до 7 об.%; частицы, имеющие диаметр от 16 до 20 мкм, составляют от 0 до 10 об.%; частицы, имеющие диаметр, превышающий 20 мкм, составляют от 0 до 5 об.%. 9. Буровой раствор по п.8, в котором твердофазный утяжелитель выбран из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, ильменита или их комбинаций. 10. Буровой раствор по п.8, в котором твердофазный утяжелитель представляет собой барит. 11. Буровой раствор по п.8, в котором текучая фаза представляет собой маслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из солярового масла, минерального масла, синтетического масла,такого как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали, и их комбинаций. 12. Буровой раствор по п.8, в котором текучая фаза представляет собой обращенную эмульсию, в которой непрерывная фаза представляет собой маслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из солярового масла, минерального масла, синтетического масла, такого как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали и их комбинаций, и дисперсная фаза представляет собой немаслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из пресной воды, морской воды, соляного раствора, содержащего неорганические или органические растворенные соли, водных растворов, содержащих смешиваемые с водой органические соединения, и смесей данных веществ. 13. Буровой раствор по п.8, причем буровой раствор дополнительно содержит по меньшей мере одну дополнительную добавку, выбранную из группы, состоящей из добавок для регулирования водоотдачи, добавок для регулирования давления при высокой температуре, добавок для регулирования реологии и их комбинаций. 14. Буровой раствор по п.8, причем буровой раствор имеет по меньшей мере одно свойство, выбранное из группы, состоящей из малой разницы в эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора на поверхности и в зоне забоя скважины, отсутствия существенного осаждения, по существу,однородной реологии между более высокими и более низкими температурами. 15. Буровой раствор, содержащий текучую фазу и твердофазный утяжелитель для повышения плотности бурового раствора, при этом твердофазный утяжелитель представляет собой измельченный материал в виде частиц и имеет такое кумулятивное распределение частиц по объему, что 10% имеют размер менее 1 мкм;25% имеют размер в диапазоне от 1 до 3 мкм; 50% имеют размер в диапазоне от 2 до 6 мкм; 75% имеют размер в диапазоне от 6 до 10 мкм; 90% имеют размер в диапазоне от 10 до 24 мкм. 16. Буровой раствор по п.15, в котором твердофазный утяжелитель выбран из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, ильменита или их комбинаций. 17. Буровой раствор по п.15, в котором твердофазный утяжелитель представляет собой барит.- 18010612 18. Буровой раствор по п.15, в котором текучая фаза представляет собой маслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из солярового масла, минерального масла, синтетического масла,такого как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали, и их комбинаций. 19. Способ бурения подземной скважины с использованием бурового раствора, при этом буровой раствор содержит текучую фазу и твердофазный утяжелитель для повышения плотности бурового раствора, при этом утяжелитель представляет собой измельченный материал в виде частиц и имеет гранулометрический состав, в котором по меньшей мере 50 вес.% частиц имеют размер в диапазоне от 1 до 5 мкм и по меньшей мере 90 вес.% частиц имеют размер в диапазоне от 4 до 8 мкм. 20. Способ по п.19, в котором твердофазный утяжелитель выбирают из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, ильменита или их комбинаций. 21. Способ по п.19, в котором твердофазный утяжелитель представляет собой барит. 22. Способ по п.19 в котором текучая фаза представляет собой маслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из солярового масла, минерального масла, синтетического масла, такого как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали, и их комбинаций. 23. Способ по п.19, в котором текучая фаза представляет собой обращенную эмульсию, в которой непрерывная фаза представляет собой маслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из солярового масла, минерального масла, синтетического масла, такого как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали, и их комбинаций, и дисперсная фаза представляет собой немаслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из пресной воды, морской воды, соляного раствора, содержащего неорганические или органические растворенные соли, водных растворов, содержащих смешиваемые с водой органические соединения, и смесей данных веществ. 24. Способ по п.19, в котором буровой раствор дополнительно содержит по меньшей мере одну дополнительную добавку, выбранную из группы, состоящей из добавок для регулирования водоотдачи,добавок для регулирования давления при высокой температуре, добавок для регулирования реологии и их комбинаций. 25. Способ по п.19, в котором буровой раствор используют при операции бурения так, что при этом устраняют оседание или избегают оседания. 26. Способ по п.19, в котором буровой раствор имеет по меньшей мере одно свойство, выбранное из группы, состоящей из малой разницы в эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора на поверхности и в зоне забоя скважины, отсутствия существенного осаждения, по существу, однородной реологии между более высокими и более низкими температурами. 27. Способ бурения подземной скважины с использованием бурового раствора, при этом буровой раствор содержит текучую фазу и твердофазный утяжелитель для повышения плотности бурового раствора, причем утяжелитель представляет собой материал в виде частиц и имеет такой гранулометрический состав, что частицы, имеющие диаметр менее 1 мкм, составляют от 0 до 15 об.%; частицы, имеющие диаметр от 1 до 4 мкм, составляют от 15 до 40 об.%; частицы, имеющие диаметр от 4 до 8 мкм, составляют от 15 до 30 об.%; частицы, имеющие диаметр от 8 до 12 мкм, составляют от 5 до 15 об.%; частицы, имеющие диаметр от 12 до 16 мкм, составляют от 3 до 7 об.%; частицы, имеющие диаметр от 16 до 20 мкм, составляют от 0 до 10 об.%; частицы, имеющие диаметр, превышающий 20 мкм, составляют от 0 до 5 об.%. 28. Способ по п.27, в котором твердофазный утяжелитель выбирают из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, ильменита или их комбинаций. 29. Способ по п.27, в котором твердофазный утяжелитель представляет собой барит. 30. Способ по п.27 в котором текучая фаза представляет собой маслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из солярового масла, минерального масла, синтетического масла, такого как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали, и их комбинаций. 31. Способ по п.21, в котором текучая фаза представляет собой обращенную эмульсию, в которой непрерывная фаза представляет собой маслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из солярового масла, минерального масла, синтетического масла, такого как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали, и их комбинаций, и дисперсная фаза представляет собой немаслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из пресной воды, морской воды, соляного раствора, содержащего неорганические или органические растворенные соли, водных растворов, содержащих смешиваемые с водой органические соединения, и смесей данных веществ. 32. Способ по п.27, в котором буровой раствор дополнительно содержит по меньшей мере одну до- 19010612 полнительную добавку, выбранную из группы, состоящей из добавок для регулирования водоотдачи,добавок для регулирования давления при высокой температуре, добавок для регулирования реологии и их комбинаций. 33. Способ по п.27, в котором буровой раствор используют при операции бурения так, что при этом устраняют оседание или избегают оседания. 34. Способ по п.27, в котором буровой раствор имеет по меньшей мере одно свойство, выбранное из группы, состоящей из малой разницы в эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора на поверхности и в зоне забоя скважины, отсутствия существенного осаждения, по существу, однородной реологии между более высокими и более низкими температурами. 35. Способ бурения подземной скважины с использованием бурового раствора, при этом буровой раствор содержит текучую фазу и твердофазный утяжелитель для повышения плотности бурового раствора, причем твердофазный утяжелитель представляет собой частицы и имеет такое кумулятивное распределение частиц по объему, что 10% имеют размер менее 1 мкм;25% имеют размер в диапазоне от 1 до 3 мкм;50% имеют размер в диапазоне от 2 до 6 мкм;75% имеют размер в диапазоне от 6 до 10 мкм;90% имеют размер в диапазоне от 10 до 24 мкм. 36. Способ по п.35, в котором твердофазный утяжелитель выбирают из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, ильменита или их комбинаций. 37. Способ по п.35, в котором твердофазный утяжелитель представляет собой барит. 38. Способ по п.35 в котором текучая фаза представляет собой маслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из солярового масла, минерального масла, синтетического масла, такого как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали, и их комбинаций. 39. Способ повышения плотности текучей фазы бурового раствора, в котором к текучей фазе бурового раствора добавляют твердофазный утяжелитель для повышения плотности бурового раствора, причем твердофазный утяжелитель представляет собой материал в виде частиц и имеет гранулометрический состав, в котором по меньшей мере 50 вес.% частиц имеют размер в диапазоне от 1 до 5 мкм и по меньшей мере 90 вес.% частиц имеют размер в диапазоне от 4 до 8 мкм. 40. Способ по п.39, в котором твердофазный утяжелитель выбирают из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, ильменита или их комбинаций. 41. Способ по п.39, в котором твердофазный утяжелитель представляет собой барит. 42. Способ по п.39 в котором текучая фаза представляет собой маслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из солярового масла, минерального масла, синтетического масла, такого как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали, и их комбинаций. 43. Способ по п.39, в котором текучая фаза представляет собой обращенную эмульсию, в которой непрерывная фаза представляет собой маслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из солярового масла, минерального масла, синтетического масла, такого как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали, и их комбинаций, и дисперсная фаза представляет собой немаслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из пресной воды, морской воды, соляного раствора, содержащего неорганические или органические растворенные соли, водных растворов, содержащих смешиваемые с водой органические соединения, и смесей данных веществ. 44. Способ по п.39, в котором буровой раствор дополнительно содержит по меньшей мере одну дополнительную добавку, выбранную из группы, состоящей из добавок для регулирования водоотдачи,добавок для регулирования давления при высокой температуре, добавок для регулирования реологии и их комбинаций. 45. Способ по п.39, в котором буровой раствор имеет по меньшей мере одно свойство, выбранное из группы, состоящей из малой разницы в эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора на поверхности и в зоне забоя скважины, отсутствия существенного осаждения, по существу, однородной реологии между более высокими и более низкими температурами. 46. Способ повышения плотности текучей фазы бурового раствора, при этом способ включает добавление к текучей фазе бурового раствора твердофазного утяжелителя для повышения плотности бурового раствора, причем твердофазный утяжелитель представляет собой материал в виде частиц и имеет такой гранулометрический состав, что частицы, имеющие диаметр менее 1 мкм, составляют от 0 до 15 об.%; частицы, имеющие диаметр от 1 до 4 мкм, составляют от 15 до 40 об.%; частицы, имеющие диаметр от 4 до 8 мкм, составляют от 15 до 30 об.%; частицы, имеющие диаметр от 8 до 12 мкм, составляют от 5 до 15 об.%; частицы, имеющие диаметр от 12 до 16 мкм, составляют от 3 до 7 об.%; частицы, имеющие диаметр от 16 до 20 мкм, составляют от 0 до 10 об.%; частицы, имеющие диаметр, превышающий 20 мкм, составляют от 0 до 5 об.%.- 20010612 47. Способ по п.46, в котором твердофазный утяжелитель выбирают из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, ильменита или их комбинаций. 48. Способ по п.46, в котором твердофазный утяжелитель представляет собой барит. 49. Способ по п.46 в котором текучая фаза представляет собой маслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из солярового масла, минерального масла, синтетического масла, такого как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали, и их комбинаций. 50. Способ по п.46, в котором текучая фаза представляет собой обращенную эмульсию, в которой непрерывная фаза представляет собой маслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из солярового масла, минерального масла, синтетического масла, такого как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали, и их комбинаций, и дисперсная фаза представляет собой немаслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из пресной воды, морской воды, соляного раствора, содержащего неорганические или органические растворенные соли, водных растворов, содержащих водорастворимые органические соединения, и смесей данных веществ. 51. Способ по п.46, в котором буровой раствор дополнительно содержит по меньшей мере одну дополнительную добавку, выбранную из группы, состоящей из добавок для регулирования водоотдачи,добавок для регулирования давления при высокой температуре, добавок для регулирования реологии и их комбинаций. 52. Способ по п.46, в котором буровой раствор имеет по меньшей мере одно свойство, выбранное из группы, состоящей из малой разницы в эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора на поверхности и в зоне забоя скважины, отсутствия существенного осаждения, по существу, однородной реологии между более высокими и более низкими температурами. 53. Способ повышения плотности текучей фазы бурового раствора, при этом способ включает добавление к текучей фазе бурового раствора твердофазного утяжелителя для повышения плотности бурового раствора, причем твердофазный утяжелитель представляет собой материал в виде частиц и имеет такое кумулятивное распределение частиц по объему, что 10% имеют размер менее 1 мкм;25% имеют размер в диапазоне от 1 до 3 мкм;50% имеют размер в диапазоне от 2 до 6 мкм;75% имеют размер в диапазоне от 6 до 10 мкм;90% имеют размер в диапазоне от 10 до 24 мкм. 54. Способ по п.53, в котором твердофазный утяжелитель выбирают из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, ильменита или их комбинаций. 55. Способ по п.53, в котором твердофазный утяжелитель представляет собой барит. 56. Способ по п.53 в котором текучая фаза представляет собой маслянистую текучую среду, выбранную из группы, состоящей из солярового масла, минерального масла, синтетического масла, такого как полиолефины или изомеризованные полиолефины, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали, и их комбинаций.