Улучшение суспендирующих характеристик инвертных эмульсий

УЛУЧШЕНИЕ СУСПЕНДИРУЮЩИХ ХАРАКТЕРИСТИК ИНВЕРТНЫХ ЭМУЛЬСИЙ Среди предложенных способов имеется способ бурения подземной скважины с инвертноэмульсионным буровым раствором, включающий приготовление инвертно-эмульсионного бурового раствора, образуемого соединением компонентов, которые включают дисперсионную фазу на углеводородной основе, водную дисперсную фазу и полярную гидрофобную добавку,которая включает полярное гидрофобное соединение, где полярная гидрофобная добавка может существенно увеличивать предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем приблизительно 35% изменения свойства при наибольшем увеличении; и введение инвертноэмульсионного бурового раствора в подземный пласт. Миллер Джеффри Дж. (US), Магхраби Схадааб Сиед, Вэгл Викрант Бхаванишанкар (IN), Шамвей Уилльям В. (US) Медведев В.Н. (RU) Уровень техники Настоящее изобретение относится, в общем, к способам и композициям для обработки буровых скважин в подземных пластах и, более конкретно, к буровым растворам на углеводородной основе и добавкам, подходящим для таких буровых растворов, чтобы улучшить их суспендирующие характеристики. Буровой раствор, или "промывочная жидкость", как часто называют буровой раствор, представляет собой специально составленную текучую среду, которая циркулирует в буровой скважине в процессе бурения скважины, чтобы способствовать проведению буровых работ. Разнообразные функции бурового раствора включают удаление обломков выбуренной породы из буровой скважины, охлаждение и смазку бурового долота, содействие в опоре для бурильной трубы и бурового долота и создание гидростатического напора для сохранения целостности стенок буровой скважины и предотвращения нерегулируемых выбросов из скважины. Выбирают определенные системы бурового раствора, чтобы оптимизировать буровые работы в соответствии с характеристиками конкретного геологического пласта. Буровой раствор обычно включает воду и/или углеводородную основу, синтетическое масло или другой синтетический материал или текучую среду, такую как основная текучая среда, с содержанием твердой фазы в суспензии. Буровой раствор на неводной основе обычно содержит углеводородную основу или синтетическую текучую среду в качестве дисперсионной фазы и может также содержать воду, диспергированную в дисперсионной фазе путем эмульгирования, таким образом, что в текучей среде отсутствует определенный слой воды. Такую дисперсию воды в масле обычно называют термином "инвертная эмульсия" или "водомасляная эмульсия". Ряд добавок можно включать в такие буровые растворы на углеводородной основе и инвертные эмульсии, чтобы улучшать определенные свойства бурового раствора. Такие добавки могут включать,например, эмульгаторы, утяжелители, снижающие поглощение бурового раствора добавки или регуляторы поглощения бурового раствора, загустители или регуляторы вязкости и щелочь. Важные критерии для оценки полезности бурового раствора в качестве бурового раствора или в качестве бурового раствора для обслуживания скважины могут включать реологические параметры бурового раствора, в частности, в условиях имитационного бурения и буровой скважины. Для использования в качестве бурового раствора или в качестве текучей среды для обслуживания скважины, как правило,текучая среда должна быть способной сохранять определенные значения вязкости, подходящей для бурения и циркуляции в буровой скважине. Предпочтительно буровой раствор должен быть достаточно вязким, чтобы иметь возможность поддерживать и выносить обломки выбуренной породы из скважины на поверхность, но не быть столь вязким, чтобы препятствовать буровым работам. Кроме того, буровой раствор должен быть достаточно вязким, чтобы иметь возможность суспендировать барит и другие утяжелители. Однако повышенная вязкость может привести к проблематичному закупориванию бурильной колонны, и увеличение давления бурового раствора может создавать проблемы поглощения бурового раствора. Обычно добавки включают в буровой раствор, чтобы увеличить вязкость или несущую способность бурового раствора. Эти добавки могут включать твердые частицы, в том числе мелкие или коллоидные твердые частицы, что может увеличивать плотность бурового раствора, одновременно увеличивая его вязкость. Однако введение твердой фазы может оказаться вредным, потому что текучая среда может проявлять лучшие реологические свойства в чистом виде. В некоторых случаях увеличение скорости бурения можно также обеспечивать, используя текучие среды с низким или нулевым содержанием твердой фазы. Когда бурят пористые содержащие углеводороды пласты, размер и состав суспендированных твердых частиц можно регулировать для обеспечения оптимального закупоривания и сведения к минимуму вторжения в ствол скважины. В таких ситуациях можно использовать карбонат кальция, потому что он может, как правило, растворяться в кислоте и, таким образом, создает удаляемую со стенок скважины глинистую корку. Другие твердые материалы на основе глины, которые обычно используют в буровых растворах, могут оказаться менее желательными, поскольку они не обеспечивают такое преимущество. Органофильные глины можно обычно использовать в качестве усилителя вязкости в буровых растворах на углеводородной основе. Как правило, они включают обработанную амином бентонитовую или гекторитовую глину, для которой может обычно требоваться интенсивное перемешивание в текучей среде, чтобы достигнуть полностью активное состояние и обеспечить увеличение вязкости. Сжатые сроки могут потребовать, чтобы буровые растворы были быстро приготовлены и доставлены на буровые работы. В результате при использовании органофильных глин может возникать недостаточный сдвиг и перенасыщение. Кроме того, мелкие частицы твердого вещества могут, в конечном счете, быть чрезмерно мелкими,чтобы эффективно удаляться из системы оборудованием для поверхностной обработки во время и после заканчивания буровой скважины. В результате текучие среды, которые не содержат органофильные глины, могут обеспечивать преимущества в нескольких аспектах бурения. Сущность изобретения Настоящее изобретение относится, в общем, к способам и композициям для обработки буровых скважин в подземных пластах и, более конкретно, к буровым растворам на углеводородной основе и добавкам, подходящим для таких буровых растворов, чтобы улучшить их суспендирующие характеристики. Согласно одному аспекту настоящего изобретения предложен способ бурения подземной скважины с инвертно-эмульсионным буровым раствором, включающий приготовление инвертно-эмульсионного бурового раствора, образуемого соединением компонентов, которые включают дисперсионную фазу на углеводородной основе, водную дисперсную фазу и полярную гидрофобную добавку, которая включает полярное гидрофобное соединение, где полярная гидрофобная добавка существенно увеличивает предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем приблизительно 35% изменения свойства при наибольшем увеличении; и введение инвертно-эмульсионного бурового раствора в подземный пласт. Согласно другому аспекту настоящего изобретения предложен способ, включающий приготовление инвертно-эмульсионного бурового раствора, включающего дисперсионную фазу на углеводородной основе, водную дисперсную фазу и полярную гидрофобную добавку, которая включает полярное гидрофобное соединение, причем полярная гидрофобная добавка включает соединение со структурой, выбранной из группы, которую составляютX представляет собой гидрофильную группу; С представляет собой атом углерода,полярная гидрофобная добавка может существенно увеличивать предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем приблизительно 35% изменения свойства при наибольшем увеличении; и введение инвертно-эмульсионного бурового раствора в подземный пласт. Согласно другому аспекту настоящего изобретения предложенный инвертно-эмульсионный буровой раствор включает дисперсионную фазу на углеводородной основе, водную дисперсную фазу и полярную гидрофобную добавку, включающую полярное гидрофобное соединение, где полярная гидрофобная добавка может существенно увеличивать предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем приблизительно 35% изменения свойства при наибольшем увеличении. Согласно другому аспекту настоящего изобретения предложен способ приготовления инвертноэмульсионного бурового раствора, включающий приготовление углеводородной основы, приготовление водной текучей среды, приготовление полярной гидрофобной добавки и соединение углеводородной основы, водной текучей среды и полярной гидрофобной добавки с образованием инвертноэмульсионного бурового раствора, причем углеводородная основа составляет дисперсионную фазу, и водная текучая среда составляет дисперсную фазу инвертно-эмульсионного бурового раствора, где полярная гидрофобная добавка может существенно увеличивать предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем приблизительно 35% изменения свойства при наибольшем увеличении. Отличительные признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидными специалистам в данной области техники. Хотя специалистами в данной области техники могут быть сделаны многочисленные изменения, эти изменения находятся в сфере настоящего изобретения. Краткое описание чертежей Данные чертежи иллюстрируют определенные аспекты некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения и не предназначены для ограничения или определения настоящего изобретения. Фиг. 1 иллюстрирует вариант осуществления полярного гидрофобного соединения. Фиг. 2 иллюстрирует другой вариант осуществления полярного гидрофобного соединения. Фиг. 3 иллюстрирует еще один вариант осуществления полярного гидрофобного соединения. Подробное описание Настоящее изобретение относится, в общем, к способам и композициям для обработки буровых скважин в подземных пластах и, более конкретно, к буровым растворам на углеводородной основе и добавкам, подходящим для таких буровых растворов, чтобы улучшить их суспендирующие характеристики. Хотя способы и текучие среды согласно настоящему изобретению имеют многочисленные преимущества, только некоторые из них будут описаны в настоящем документе. Одно преимущество настоящего изобретения может включать способность создания и использования низкоплотной текучей среды, которая проявляет приемлемые текучие свойства при использовании в скважине, например, в качестве бурового раствора или жидкости для ремонта скважин. Сохранение хороших значений вязкости при низкой скорости сдвига и предела текучести можно рассматривать как важную характеристику для удаления обломков выбуренной породы из буровой скважины и добавления в суспензию барита или других утяжелителей. В варианте осуществления буровой раствор согласно настоящему изобретению может проявлять достаточные значения предела текучести при низкой скорости сдвига и вязкости, чтобы иметь способность переносить обломки выбуренной породы без необходимости твердых добавок, таких как утяжелители или органофильные глины. В частности, полярные гидрофобные добавки, описанные в настоящем документе, можно использовать для приготовления состава для обработки пласта с повышенными значениями предела текучести(ПТ) и вязкости при низкой скорости сдвига без существенного увеличения пластической вязкости (ПВ). Кроме того, полярные гидрофобные добавки, описанные в настоящем документе, можно использовать в относительно малых количествах для достижения желательных реологических свойств. Полярные гидрофобные добавки можно также использовать в качестве загустителей, и они могут проявлять свойства температурной стабилизации и повышенные смазочные характеристики. Полярные гидрофобные добавки можно также использовать, когда для различных целей требуется объем относительно высоковязкой текучей среды, такой как состав для обработки пласта. При использовании в настоящем документе термина "состав для обработки пласта" означает, в общем, любую текучую среду, которую можно использовать в подземных работах в отношении желательной функции и/или для желательной цели. Термин "состав для обработки пласта" не подразумевает какого-либо определенного действия текучей среды или какого-либо ее компонента. Примеры составов для обработки пласта могут включать буровые растворы, промывочные жидкости, буферные текучие среды между текучими средами различных типов (например, между цементным и буровым растворами), вязкие пакерные жидкости для поддержки скважинных работ, высоковязкие очистительные текучие среды для содействия в уборке обломков бурения и других разнообразных задач, в которых требуются вязкие текучие среды. В некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение применяется к буровым растворам и способам влияния на реологию составов для обработки пласта, включающих инвертные (водомасляные) эмульсии. Среди предложенных способов имеется способ бурения подземной скважины с инвертноэмульсионным буровым раствором, включающий приготовление инвертно-эмульсионного бурового раствора, причем данный инвертно-эмульсионный буровой раствор получают соединением, по меньшей мере, следующих компонентов: дисперсионной фазы на углеводородной основе, водной дисперсной фазы и полярной гидрофобной добавки, которая включает полярное гидрофобное соединение, где полярная гидрофобная добавка может существенно увеличивать предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем приблизительно 35% изменения свойства при наибольшем увеличении; и введение инвертноэмульсионного бурового раствора в подземный пласт. В некоторых вариантах осуществления составы для обработки пласта настоящего изобретения могут включать инвертно-эмульсионный буровой раствор, который получают соединением, по меньшей мере, следующих компонентов: дисперсионной фазы на углеводородной основе, водной дисперсной фазы и полярной гидрофобной добавки, которая включает полярное гидрофобное соединение. Полярную гидрофобную добавку можно включать в инвертную эмульсию в таких количествах, которые являются желательными для получения надлежащих свойств текучей среды для обработки, в том числе при бурении определенной скважины. Можно соединять с эмульсией по различным причинам другие обычные добавки, такие как утяжелители или ограничивающие поглощение бурового раствора материалы. Дисперсионная фаза на углеводородной основе может включать углеводородную основу, которую можно соединять или не соединять с дополнительными маслами или смешивающимися компонентами. Подходящие углеводородные основы включают, но не ограничиваются этим, дизельное топливо, парафиновые масла, минеральные масла, синтетические масла или другие такие углеводороды, а также сочетания данных текучих сред. Парафины или парафиновые масла, используемые в текучих средах, составляющих инвертную эмульсию, могут представлять собой линейные, разветвленные, полиразветвленные,циклические или изомеризованные парафины, предпочтительно содержащие от приблизительно 10 до приблизительно 30 атомов углерода. В варианте осуществления синтетическая углеводородная основа может включать сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали или другие такие углеводороды и сочетания данных текучих сред. Примеры сложноэфирных масел для составления смесей могут представлять собой жирные кислоты и спирты, содержащие от приблизительно 6 до приблизительно 14 атомов углерода. Другие сложноэфирные масла, которые можно использовать в качестве углеводородной основы, включают сложные эфиры содержащих от приблизительно 2 до приблизительно 14 атомов углерода жирных кислот и 2-этилгексанола или содержащих приблизительно 8 атомов углерода жирных кислот и 2-этилгексанола. Данное сложноэфирное масло поставляют на продажу под фирменными наименованиями PETROFREE и PETROFREE LV соответственно фирма Halliburton Energy Services, Inc. (Хьюстон, штат Техас, США). Изомеризованные или имеющие внутреннюю двойную связь олефины для смешивания со сложными эфирами в приготовлении сложноэфирной смеси могут представлять собой любые такиеолефины,прямоцепные, разветвленные или циклические, предпочтительно содержащие от приблизительно 10 до приблизительно 30 атомов углерода. Особенно предпочтительными являются изомеризованные или имеющие внутреннюю двойную связь олефины, содержащие от приблизительно 40 до приблизительно 70% мас. молекул С 16 и от приблизительно 20 до приблизительно 50% мас. молекул С 18. Пример имеющегося в продаже изомеризованного олефина для использовании в сложноэфирной смеси согласно настоящему изобретению представляет собой основной буровой раствор PETROFREE SF, который поставляет фирма Halliburton Energy Services, Inc. (Хьюстон, штат Техас, США). В качестве альтернативы другие углеводороды, такие как парафины, минеральные масла или их сочетания можно заменять или добавлять к олефинам в сложноэфирной смеси. Такие другие углеводороды могут составлять от приблизительно 1 до приблизительно 99 мас.% данной смеси. Помимо тех углеводородных основ, которые перечислены выше, в качестве углеводородной основы можно также использовать сочетание сложноэфирного масла, включающего сложные эфиры содержащих от приблизительно 12 до приблизительно 14 атомов углерода жирных кислот и 2-этилгексанола или содержащих приблизительно 8 атомов углерода жирных кислот и 2-этилгексанола, с изомеризованным олефином в сложноэфирной смеси. Данную смесь, которая имеется в продаже под наименованием ACCOLADE, поставляет фирма Halliburton Energy Services,Inc. (Хьюстон, штат Техас, США). Другие примеры подходящих углеводородных основ инвертной эмульсии включают изомеризованные олефины, смешанные с другими углеводородами, такими как линейные -олефины, парафины, или нафтены или их сочетания ("углеводородные смеси"). При смешивании со сложными эфирами или другими углеводородами, такими как изомеризованные олефины, линейные -олефины или нафтены, согласно настоящему изобретению, парафины должны составлять по меньшей мере от приблизительно 1 до приблизительно 99% мас. смеси, но предпочтительно менее чем приблизительно 50% мас Нафтены или нафтеновые углеводороды для использования в смесях, составляющих инвертные эмульсии, могут представлять собой либо насыщенное, циклопарафиновое соединение, композицию или материал с общей химической формулой CnH2n, где n представляет собой число от приблизительно 5 до приблизительно 30. Количество углеводородной основы в инвертно-эмульсионном буровом растворе может изменяться в зависимости от конкретной использованной углеводородной основы, конкретной использованной водной текучей среды, любых добавок, включенных в инвертно-эмульсионный буровой раствор, и конкретных запланированных областей применения инвертно-эмульсионного бурового раствора. Однако обычно количество углеводородной основы должно быть достаточным для образования устойчивой эмульсии при использовании в качестве дисперсионной фазы. В варианте осуществления количество углеводородной основы составляет по меньшей мере приблизительно 30, по меньшей мере приблизительно 40 или в качестве альтернативы по меньшей мере приблизительно 50 об.% всего бурового раствора. Дисперсная фаза на водной основе может включать любую водную текучую среду, которая, по меньшей мере, частично не смешивается с углеводородной основой. В варианте осуществления несмешивающаяся жидкая фаза может представлять собой водную текучую среду. Типичные водные текучие среды включают, но не ограничиваются этим, такие вещества, как пресная вода, морская вода, насыщенный минеральный раствор, содержащий неорганические или органические растворенные солевые соединения, смеси, содержащиеся смешивающиеся с водой органические соединения (например, спирт, глицерин, гликоль и т.д.), а также их смеси. В одном варианте осуществления водная текучая среда представляет собой насыщенный минеральный раствор, содержащий неорганические соли, такие как галогениды кальция, галогениды натрия, галогенидные соли щелочных металлов и т.п. Количество водной текучей среды в инвертно-эмульсионном буровом растворе может изменяться в зависимости от конкретной используемой водной текучей среды и конкретной запланированной области применения инвертно-эмульсионного бурового раствора. В варианте осуществления количество водной текучей среды в инвертно-эмульсионном буровом растворе не должно быть настолько большим, чтобы препятствовать диспергированию в фазе углеводородной основы. Таким образом, водная текучая среда может включать от приблизительно 1 до приблизительно 90% всего объема инвертно-эмульсионного бурового раствора. В другом варианте осуществления водная текучая среда может включать от приблизительно 30 до приблизительно 50% всего объема инвертно-эмульсионного бурового раствора. Полярные гидрофобные добавки, описанные в настоящем документе, можно использовать для изготовления инвертно-эмульсионного бурового раствора с улучшенными суспендирующими характеристиками, подходящего для использования в обработке подземных пластов. При использовании в настоящем документе термин "улучшенные суспендирующие характеристики" может означать такие изменения реологических свойств бурового раствора, что можно продемонстрировать улучшенные суспендирующие характеристики для переноса утяжелителей и обломков выбуренной породы; таким образом, улучшается способность бурового раствора переносить обломки выбуренной породы через затрубное пространство на поверхность. В варианте осуществления улучшение суспендирующих характеристик может означать изменение реологических свойств, включая сохранение высокой вязкости при низкой скорости сдвига и ПТ, при этом значение ПВ сохраняется на минимальном возможно уровне. Однако термин"улучшенные суспендирующие характеристики" не подразумевает никаких конкретных реологических пороговых значений бурового раствора. Низкая пластическая вязкость может способствовать сведению к минимуму увеличение плотности или эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора,вызываемое перекачиванием бурового раствора. Реологические свойства, используемые в описании настоящего изобретения, включают, но не ограничиваются этим, предел текучести (ПТ), вязкость при низкой скорости сдвига, пластическую вязкость (ПВ), эквивалентную плотность циркулирующего бурового раствора (ЭПЦ) и напряжение пластического течения (0). ПТ определяют как значение, получаемое из реологической пластической модели Бингама (Bingham) при экстраполяции до нулевой скорости сдвига. Это значение можно вычислить, используя показания при скорости сдвига, составляющей 300 и 600 об/мин, на стандартном нефтепромысловом реометре. Аналогичным образом, напряжение пластического течения или 0 представляет собой напряжение, которое должно быть приложено к материалу, чтобы вызвать начало его течения (или текучесть), и его можно обычно вычислять, используя показания реометра, измеренные при скоростях 3, 6, 100, 200, 300 и 600 об/мин. В этом случае экстраполяцию можно осуществлять, используя подбор методом наименьших квадратов или аппроксимацию кривой согласно реологической модели Гершеля-Балкли (Herchel-Bulkley). Более удобный способ оценки напряжения пластического течения представляет собой вычисление предела текучести при низкой скорости сдвига(ПТНС) по такой же формуле, которая приведена ниже в уравнении 2, заменяя показания при 6 и 3 об/мин на показания при 600 и 300 об/мин соответственно. ПВ представляет вязкость бурового раствора при экстраполяции до бесконечной скорости сдвига. Низкая ПВ может указывать, что буровой раствор пригоден для быстрого бурения, потому что, помимо прочего, низкая вязкость бурового раствора,стекающего с бурового долота позволяет использовать повышенную скорость течения. Высокая ПВ может быть вызвана вязкостью основной текучей среды и/или избытком коллоидных твердых частиц. Значения ПВ и ПТ вычисляют, используя следующую систему уравнений: ПВ = (показание при 600 об/мин) - (показание при 300 об/мин); Уравнение 1 ПТ = (показание при 300 об/мин) - ПВ. Уравнение 2 ЭПЦ представляет собой эффективную плотность циркулирующего через пласт бурового раствора,которая учитывает скорость потока и падение давления в затрубном пространстве выше рассматриваемой точки. Высокая ПВ может увеличивать ЭПЦ вследствие большего падения давления в затрубном пространстве, вызванного внутренним трением бурового раствора. Реологические свойства, используемые в описании настоящего изобретения, можно измерять с помощью стандартных процедур испытаний и стандартного испытательного оборудования, которые известны специалистам в данной области техники. Например, такие свойства, как пластическая вязкость,выраженная в сантипуазах (Пас), вязкость при низкой скорости сдвига, выраженная в показаниях по шкале, предел текучести и предел текучести при низкой скорости сдвига, выраженные в фунтах на 100 кв.футов (Па), и предельное статическое напряжение сдвига, выраженное в фунтах на 100 кв.футов(Па), можно определять согласно документу ANSI/API RP 13B-2 "Рекомендованные правила нефтепромысловых испытаний буровых растворов на углеводородной основе", используя вискозиметр с напряжением двигателя 115 В, такой как вискозиметр FANN модели 35-А V-G, причем данные правила во всей своей полноте включены в настоящий документ посредством ссылки. Ротационные измерения представляют собой стандартные скорости, при которых можно снимать показания. Фактические скорости вращения могут незначительно отличаться, и их можно исправить с помощью поправочных коэффициентов,-5 025173 если это необходимо. Полярные гидрофобные добавки согласно настоящему изобретению можно добавлять к инвертноэмульсионному буровому раствору, чтобы улучшать суспендирующие характеристики бурового раствора. При описании свойств может оказаться удобным определить стандартную температуру 120F (49C),как указано в технических условиях API. В варианте осуществления инвертно-эмульсионный буровой раствор с полярной гидрофобной добавкой может иметь предел текучести при 120F (49C) от приблизительно 7 (3 Па) до приблизительно 40 фунтов на 100 кв.футов (19 Па). В другом варианте осуществления инвертно-эмульсионный буровой раствор с полярной гидрофобной добавкой настоящего изобретения может иметь предел текучести от приблизительно 18 (9 Па) до приблизительно 35 фунтов на 100 кв.футов (17 Па). Инвертно-эмульсионный буровой раствор с полярной гидрофобной добавкой может иметь вязкость при низкой скорости сдвига, которая составляет не менее чем приблизительно 6 (измерение при 6 об/мин и 120F (49C) и/или не менее чем приблизительно 5 (измерение при 3 об/мин) фунтов на 100 кв.футов (3 и 2,5 Па соответственно). Предел текучести при низкой скорости сдвига может составлять не менее чем приблизительно 4 фунтов на 100 кв.футов (2 Па). В другом варианте осуществления предел текучести при низкой скорости сдвига может составлять не менее чем приблизительно 7 фунтов на 100 кв.футов (3 Па). Инвертно-эмульсионный буровой раствор с полярной гидрофобной добавкой согласно настоящему изобретению может иметь ПВ, составляющую приблизительно 60 сантипуаз (0,06 Па"с) или менее. В другом варианте осуществления значение ПВ инвертно-эмульсионного бурового раствора с полярной гидрофобной добавкой может составлять приблизительно 40 сантипуаз (0,04 Пас) или менее, в зависимости от пропорций присутствующих в буровом растворе твердых частиц и водной фазы. Хотя на данные свойства могут влиять температура и давление,можно ожидать, что ПТ, показания по шкале при низкой скорости сдвига и напряжение пластического течения будут оставаться в существенной степени согласованными в интервале, который покрывает большинство типичных составов для обработки пласта. В варианте осуществления полярные гидрофобные добавки можно использовать для изменения реологических свойств инвертно-эмульсионного бурового раствора. В варианте осуществления полярная гидрофобная добавка может существенно увеличивать предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига, не увеличивая аналогичным образом пластическую вязкость. Например, полярная гидрофобная добавка может существенно увеличивать предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с инвертноэмульсионным буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем приблизительно 35% изменения свойства при наибольшем увеличении. Например, если введение полярной гидрофобной добавки увеличивает предел текучести инвертно-эмульсионного бурового раствора на 40% и предел текучести при низкой скорости сдвига на 90% по сравнению с инвертно-эмульсионным буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, то увеличение пластической вязкости может составлять менее чем приблизительно 31,5% (т. е. 35% изменения свойства при наибольшем увеличении, что представляет собой увеличение на 90% предела текучести при низкой скорости сдвига). В другом варианте осуществления полярная гидрофобная добавка может существенно увеличивать предел текучести и/или предел текучести при низкой скорости сдвига инвертно-эмульсионного бурового раствора по сравнению с инвертно-эмульсионным буровым раствором без полярной гидрофобной добавки, при этом изменение пластической вязкости ограничено не более чем приблизительно 40% изменения свойства при наибольшем увеличении. В варианте осуществления существенное увеличение предела текучести или предела текучести при низкой скорости сдвига может представлять собой увеличение свойства приблизительно на 25% или более. В другом варианте осуществления существенное увеличение предела текучести или предела текучести при низкой скорости сдвига может представлять собой увеличение свойства приблизительно на 40% или более. В варианте осуществления полярная гидрофобная добавка может включать любое число соединений, имеющих следующую общую формулу:X представляет собой гидрофильную группу; Такие соединения могут быть, по меньшей мере, частично маслорастворимыми вследствие присутствия радикалов R1 и R2 и могут содержать от приблизительно 10 до приблизительно 500 атомов углерода. В варианте осуществления возможно также присутствие множества групп. Например, может присутствовать множество групп X, все из которых связаны с центральной группой R1, и, кроме того, возможно присутствие одной или более групп R2, связанных с одной или более группами X. В варианте осуществления R1 может включать любой алифатический углеводород, содержащий один или более атомов углерода, любой ароматический углеводород или соединение, образованное сочетанием алифатического и ароматического углеводорода. В варианте осуществления R2 может включать любой алифатический углеводород, содержащий четыре или более атомов углерода, любой ароматический углеводород или соединение, образованное сочетанием алифатического и ароматического углеводорода. В варианте осуществления X может представлять собой любое соединение или функциональную группу, которые могут быть, по меньшей мере, частично гидрофильными. В варианте осуществления в качестве X может присутствовать галоген, галоформильная группа, гидроксильная группа, ароматическая группа, карбонильная группа, альдегидная группа, карбонатная группа, карбоксилатная группа, карбоксильная группа, группа простого эфира, гидропероксидная группа, пероксидная группа, карбоксамидная группа, аминогруппа, цианатная группа, нитратная группа, нитрильная группа, фосфатная группа, фосфонатная группа, сульфонильная группа, сульфонатная группа, сульфатная группа, или любое их сочетание. В некоторых вариантах осуществления X может включать сложноэфирную группу. В данных вариантах осуществления возможно присутствие четырех или более сложноэфирных групп, представленных как X в приведенных выше формулах 1 и 2. Эти сложноэфирные группы могут быть связаны с R1, и возможно присутствие одной или более групп R2, связанных с каждой сложноэфирной группой. Примеры полярных гидрофобных добавок, используемых в качестве полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению, могут включать, но не ограничиваются этим, пентаэритриттетрастеарат(PE-TS), триметилолпропантриолеат (ТМР), пентаэритриттетраолеат (РЕ-ТО), неопентилгликольолеат,их сочетание, или их производное. Вариант осуществления полярного гидрофобного соединения, представляющего собой PE-TS, представлен на фиг. 1. Как видно на чертеже, PE-TS содержит частично гидрофобную группу 10 (R1), связанную с гидрофильными группами 12 (X), с которыми связаны гидрофобные группы 14 (R2). В другом варианте осуществления полярные гидрофобные добавки могут включать сложные эфиры полиолов, сложные эфиры полиолов на основе сахарозы, сложные эфиры сорбита, сложные эфиры спиртов типа глицерина, сложные эфиры гликоля и любое их сочетание. В другом варианте осуществления полярная гидрофобная добавка может включать сложный эфир жирного спирта. В варианте осуществления сложный эфир жирного спирта может представлять собой любое соединение, включающее компонент жирной кислоты и компонент жирного спирта, и может содержать, например, более чем восемь атомов углерода. Например, в качестве полярной гидрофобной добавки можно использовать сложный эфир цетостеарилового спирта, цетилпальмитат, цетостеарилстеарат, стеарилстеарат или их сочетание. В еще одном варианте осуществления полярная гидрофобная добавка может включать производное жирной кислоты и эпоксида или поликарбоната, а также полимеры жирной кислоты и эпоксидов и поликарбонатов, содержащие пять или менее повторяющихся звеньев. Другие варианты осуществления представлены на фиг. 2 и 3. Фиг. 2 представляет полярное гидрофобное соединение, содержащее бензольное кольцо, выступающее в качестве частично гидрофобной группы 10 (R1), которое связано с простоэфирной группой, выступающей в качестве, по меньшей мере,частично гидрофильной группы 12 (X), которая далее связана с гексановым хвостом, выступающим в качестве гидрофобной группы 14 (R2). Фиг. 3 представляет еще один вариант осуществления, включающий гексановую группу, выступающую в качестве, по меньшей мере, частично гидрофобной группы 10(R1), которая связана с N,N-тетраметоксиэтилендиамином, выступающим в качестве, по меньшей мере,частично гидрофильной группы 12 (X), которая далее связана с гептановой группой, выступающей в качестве гидрофобной группы 14 (R2). Количество полярной гидрофобной добавки, присутствующей в инвертно-эмульсионном буровом растворе согласно настоящему изобретению может изменяться в зависимости от нескольких факторов,включая, но не ограничиваясь этим, конкретную используемую углеводородную основу, конкретную используемую водную текучую среду, любые добавки, включенные в инвертно-эмульсионный буровой раствор, и конкретную область применения, для которой предназначен инвертно-эмульсионный буровой раствор. Обычный специалист в данной области техники с помощью настоящего описания будет способен определить надлежащее количество. Например, полярная гидрофобная добавка может проявлять больший эффект с олефиновой углеводородной основой, чем с парафиновой углеводородной основой,требуя меньшее количество полярной гидрофобной добавки для достижения аналогичного ряда улучшений суспендирующих характеристик. Как правило, количество полярной гидрофобной добавки может быть достаточным для достижения желательных реологических свойств. Согласно общей тенденции, когда увеличивается число функциональных групп, требуется меньшее количество полярной гидрофобной добавки (например, сложного эфира или сложного эфира полиола) для достижения таких же реологических свойств. Кроме того, плотность и водонефтяной фактор инвертно-эмульсионного бурового раствора оказывает влияние на количество полярной гидрофобной добавки,необходимое для достижения желательных свойств. Как правило, при увеличении плотности и содержания воды инвертно-эмульсионного бурового раствора требуется меньшее количество полярной гидрофобной добавки для улучшения суспендирующих характеристик. В варианте осуществления полярную гидрофобную добавку можно вводить в количестве, составляющем от приблизительно 0,25 (0,71 кг/м 3) до приблизительно 18 фунтов на баррель (51 кг/м 3) инвертно-эмульсионного бурового раствора. В другом варианте осуществления полярную гидрофобную добавку можно вводить в количестве, составляющем от приблизительно 3 (9 кг/м 3) до приблизительно 12 фунтов на баррель (34 кг/м 3). Инвертно-эмульсионные буровые растворы согласно настоящему изобретению могут необязательно содержать разнообразные добавки. Примеры добавок, используемых в инвертно-эмульсионном буровом растворе, могут включать, но не ограничиваются этим, твердые частицы, утяжелители, инертные твердые частицы, ограничивающие поглощение бурового раствора материалы, эмульгаторы, соли, диспергаторы, ингибиторы коррозии, разбавители эмульсии, загустители эмульсии, усилители вязкости и любое их сочетание. В варианте осуществления инвертно-эмульсионный буровой раствор согласно настоящему изобретению не может содержать добавок каких-либо органофильных глин. Инвертноэмульсионный буровой раствор согласно настоящему изобретению не требует добавки органофильной глины или органофильных лигнитов для обеспечения своей требуемой вязкости, суспендирующих характеристик или ограничения фильтрации. Не ограничиваясь теорией, считают, что отсутствие органофильных глин и органофильных лигнитов в буровом растворе повышает выносливость бурового раствора по отношению к другим твердым материалам, таким как обломки выбуренной породы. Считается, что буровые растворы, в которых не содержатся органофильные глины и/или органофильные лигниты, обладают более совместимыми реологическими свойствами в широких интервалах рабочей температуры и меньшими значениями напряжения пластического течения или предельного статического напряжения сдвига. В варианте осуществления может быть допустимо некоторое количество органофильной глины в инвертно-эмульсионном буровом растворе. В варианте осуществления инвертно-эмульсионный буровой раствор может содержать менее чем 1 фунт на баррель (3 кг/м 3), менее чем 2 фунта на баррель (6 кг/м 3) или в качестве альтернативы менее чем 3 фунта на баррель (9 кг/м 3) органофильной глины, прежде чем начнется изменение реологических свойств. В варианте осуществления содержание твердой фазы, включая количество утяжелителей, твердых осколков от бурения и любых других твердых частиц (например, гашеной извести) в буровом растворе может составлять менее чем приблизительно 600 фунтов на баррель (1700 кг/м 3) или, в качестве альтернативы, менее чем приблизительно 200 фунтов на баррель (570 кг/м 3). Такие твердые материалы или утяжелители, которые служат для увеличения плотности инвертно-эмульсионных буровых растворов,могут представлять собой любые твердые материалы, которые известны специалистам в данной области техники в качестве полезных для указанной цели. Примеры утяжелителей могут включать, но не ограничиваются этим, барит, кальцит, ильменит, муллит, галенит, оксиды марганца, оксиды железа, их смеси и т.п. Например, в качестве утяжелителя можно использовать добавку измельченного сульфата бария, которая имеет фирменное наименование BAROID и поставляется фирмой Halliburton Energy Services, Inc.(Хьюстон, штат Техас, США). Утяжелитель можно обычно добавлять для изменения плотности инвертно-эмульсионного бурового раствора. Плотность бурового раствора может составлять менее чем приблизительно 20 (2400 кг/м 3), или менее чем приблизительно 15 (1800 кг/м 3), или в качестве альтернативы менее чем приблизительно 10 фунтов/галлон (1200 кг/м 3). Специалист в данной области техники будет способен определить количество утяжелителя, добавляемое для получения инвертно-эмульсионного бурового раствора с желательной плотностью. В варианте осуществления инвертно-эмульсионный буровой раствор может включать ограничивающие поглощение бурового раствора добавки и/или эмульгаторы. Ограничивающее поглощение бурового раствора добавки, такие как модифицированный лигнит, полимеры, окисленный асфальт и гильсонит, можно также вводить в инвертно-эмульсионный буровой раствор. Обычно такие ограничивающие поглощение бурового раствора добавки используют в количестве, которое составляет по меньшей мере приблизительно 0,1, по меньшей мере приблизительно 1 или по меньшей мере приблизительно 5% от массы всего бурового раствора. Например, в качестве ограничивающей поглощение бурового раствора добавки можно использовать добавку, которая имеет фирменное наименование ADAPTA и поставляется фирмой Halliburton Energy Services, Inc. (Хьюстон, штат Техас, США). Можно также использовать щелочь, предпочтительно известь (гидроксид кальция или оксид кальция), для связывания или реагирования с кислотными газами (например, СО 2 и H2S), которые встречаются во время бурения пласта. Количество свободной извести в буровом растворе может составлять от приблизительно 1 (3 кг/м 3) до приблизительно 10 фунтов на баррель (29 кг/м 3) или предпочтительнее от приблизительно 1 (3 кг/м 3) до приблизительно 4 фунтов на баррель (11 кг/м 3), хотя меньшие количества, например, составляющие ме-8 025173 нее чем приблизительно 2 фунта на баррель (6 кг/м 3), являются предпочтительными для определенных сложных эфиров, которые склонны к гидролизу в присутствии щелочных соединений, как известно специалистам в данной области техники. Можно также использовать другие подходящие добавки в качестве альтернативы извести для приспособления и/или стабилизации инвертно-эмульсионных буровых растворов по отношению к кислотам. Разнообразные вспомогательные поверхностно-активные вещества и смачивающие добавки, которые традиционно используют в инвертно-эмульсионных буровых растворах, можно необязательно включать в буровые растворы согласно настоящему изобретению. Такие поверхностно-активные вещества представляют собой, например, жирные кислоты, соли жирных кислот, амидоамины, полиамиды,полиамины, производные имидазолины, окисленное сырое талловое масло, органические сложные эфиры фосфорной кислоты, алкилароматические сульфаты и сульфонаты, а также смеси перечисленных выше веществ. Как правило, такие поверхностно-активные вещества используют в количестве, которое не препятствует применению буровых растворов согласно настоящему изобретению. Например, поверхностно-активные вещества или смачивающие добавки можно использовать в количестве, которое не препятствует способности инвертно-эмульсионного бурового раствора действовать в качестве очищающего раствора и удалять обломки от бурения из буровой скважины. Кроме того, в инвертно-эмульсионный буровой раствор можно добавлять или примешивать инвертно-эмульсионную основу, другие текучие среды или материалы. Такие материалы могут включать,например, добавки для уменьшения или контроля температуры текучести или обеспечения разбавления,такие как, например, добавки, имеющие фирменные наименования COLDTROL, RHEMOD L, АТС и ОМС 2; добавки для обеспечения временного увеличения вязкости в целях транспортировки (перевозки на место скважины) и для использования при очистке, такие как, например, добавка, имеющая фирменное наименование TEMPERUS (модифицированная жирная кислота); добавки для закупоривания пористой породы, такие как, например добавки, имеющие фирменное наименование BARACARB 50; добавки для ограничения фильтрации при высоких температурах и высоких давлениях (ФВТД) и повышения устойчивости эмульсии, такие как, например, добавки, имеющие фирменное наименованиеFACTANT (высококонцентрированное производное таллового масла); и добавки для эмульгирования,такие как, например, добавки, имеющие фирменные наименования EZ MUL NT или LE SUPERMUL(полиаминированные жирные кислоты). Смеси разбавителей, такие как ОМС 2, COLDTROL и АТС, могут также оказаться эффективными в буровых растворах согласно настоящему изобретению. Все перечисленные выше изделия под указанными товарными знаками поставляет фирма HalliburtonEnergy Services, Inc. (Хьюстон, штат Техас, США). Загустители, которые не представляют собой органофильные глины, можно необязательно использовать в инвертно-эмульсионных буровых растворах согласно настоящему изобретению. Обычно можно использовать такие загустители, как маслорастворимые полимеры, полиамидные смолы, поликарбоновые кислоты и соли жирных кислот. Количество загустителя, используемого в композиции, будет обязательно изменяться в зависимости от конечного применения композиции. Обычно такие загустители используют в количестве, которое составляет по меньшей мере приблизительно 0,1, по меньшей мере приблизительно 2 или по меньшей мере приблизительно 5% от массы всего бурового раствора. Например, в качестве загустителя можно использовать материал TAU-MOD, который поставляет фирма HalliburtonEnergy Services, Inc. (Хьюстон, штат Техас, США). В качестве альтернативы, полярные гидрофобные добавки согласно настоящему изобретению можно использовать как основные загустители. Кроме того, можно использовать диспергаторы ингибиторы коррозии и/или пеногасители. Эти и другие подходящие вспомогательные материалы и добавки используют в количествах, известных специалистам в данной области техники в зависимости от условий конкретной буровой скважины и подземного пласта. Как правило, инвертно-эмульсионные буровые растворы согласно настоящему изобретению можно готовить, используя любой способ, известный в технике. Например, компоненты можно соединять друг с другом в любом порядке в условиях перемешивания. Примерный способ приготовления инвертноэмульсионных буровых растворов включает смешивание соответствующего количества углеводородной основы и соответствующего количества полярной гидрофобной добавки и введение любых необязательных добавок во время непрерывного мягкого перемешивания. Затем в процессе перемешивания добавляют водную текучую среду, пока не образуется инвертная эмульсия. Если необходимо добавлять утяжелитель, например, как описанные выше, утяжелитель обычно добавляют после образования инвертноэмульсионного бурового раствора. В качестве альтернативы инвертно-эмульсионные буровые растворы согласно настоящему изобретению можно готовить простым введением полярной гидрофобной добавки в существующий материал бурового раствора. Эффективность такой обработки может зависеть от ингредиентов бурового раствора. Инвертно-эмульсионную текучую среду можно использовать для любого числа целей, известных в технике. Как правило, инвертно-эмульсионную текучую среду можно использовать в любом применении, где требуется вязкая текучая среда, способный суспендировать твердый материал. Например, ин-9 025173 вертно-эмульсионную текучую среду можно использовать в качестве бурового раствора. В типичных буровых работах инвертно-эмульсионный буровой раствор обычно прокачивают через бурильную колонну, пока он не пройдет через буровое долото в конце бурильной колонны. Инвертно-эмульсионный буровой раствор может приводить в движение буровое долото с помощью гидравлического двигателя,одновременно смазывая долото в процессе работы. Инвертно-эмульсионный буровой раствор можно затем возвращать на поверхность через затрубное пространство между бурильной колонной и стенкой буровой скважины. Инвертно-эмульсионный буровой раствор можно использовать для суспендирования обломков выбуренной породы и транспортировки их на поверхность. На поверхности обломки выбуренной породы можно в существенной степени отделять от инвертно-эмульсионного бурового раствора; при этом инвертно-эмульсионный буровой раствор возвращают вниз по скважине через бурильную колонну для повторения процесса. Вариант осуществления включает композицию для использования в качестве инвертноэмульсионного бурового раствора. Данная композиция включает углеводородную основу, водную текучую среду и полярную гидрофобную добавку. Другой вариант осуществления включает способ приготовления композиции для использования в качестве инвертно-эмульсионного бурового раствора. Данный способ включает приготовление углеводородной основы, приготовление водной текучей среды, и приготовление полярной гидрофобной добавки. Способ также включает соединение углеводородной основы, водной текучей среды и полярной гидрофобной добавки для получения инвертно-эмульсионного бурового раствора. Еще один вариант осуществления включает способ использования инвертно-эмульсионный бурового раствора в операциях заканчивания, увеличения дебита или заполнение гравием фильтра скважины. В другом варианте осуществления инвертно-эмульсионный буровой раствор можно использовать для бурения подземной скважины. Способ включает приготовление инвертно-эмульсионного бурового раствора, где инвертно-эмульсионный буровой раствор содержит углеводородную основу, водную текучую среду и полярную гидрофобную добавку. Данный способ также включает бурение скважины с использованием инвертно-эмульсионного бурового раствора. Чтобы способствовать лучшему пониманию настоящего изобретения, приведены следующие представительные примеры определенных аспектов некоторых вариантов его осуществления. Следующие примеры никаким образом не предусматривают ограничения или определения объема настоящего изобретения. Примеры Следующие примеры приведены с целью демонстрации эксплуатационных характеристик инвертно-эмульсионных буровых растворов согласно настоящему изобретению. Данные испытания проводили,в основном, в соответствии со способами испытаний, описанными в документе ANSI/API RP 13B-2 "Рекомендованные правила нефтепромысловых испытаний буровых растворов на углеводородной основе",если не определены иные условия. При описании экспериментальных результатов возможно использование следующих сокращений."ЭС" означает электростабильность эмульсии при измерении в испытании, описанном в книге "Состав и свойства растворов для бурения и заканчивания скважин", пятое издание, авторы Н.С.Н. Darley иGeorge R. Gray, издательство Gulf Publishing Company, 1988 г., с. 116, содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки. Как правило, чем выше значение ЭС, тем более устойчивой является эмульсия."ПВ" означает пластическую вязкость, согласно приведенному выше описанию, которая представляет собой одну из переменных, используемых для вычисления реологических характеристик инвертноэмульсионного бурового раствора, и единицей ее измерения является сантипуаз (сП) [или Пас]."ПТ" означает предел текучести, согласно приведенному выше описанию, который представляет собой другую переменную, используемую для вычисления реологических характеристик инвертноэмульсионных буровых растворов, и единицей ее измерения является фунт на 100 кв.футов [или Па]."0" означает напряжение пластического течения, которое представляет собой напряжение, которое должно быть приложено к материалу, чтобы вызвать начало его течения (или текучесть), и обычно единицей его измерения является фунт на 100 кв.футов [или Па]."ПТНС" означает предел текучести при низкой скорости сдвига, и единицей его измерения является фунт на 100 кв.футов [или Па]."ПСНС" означает предельное статическое напряжение сдвига и представляет собой меру суспендирующих характеристик или тиксотропных свойств инвертно-эмульсионного бурового раствора за данный период времени, и единицей его измерения является фунт на 100 кв.футов [или Па]."ФВТД" означает фильтрацию при высоких температурах и высоких давлениях; данный термин представляет собой поглощение бурового раствора при высоких значениях температуры и давления при 250F (121C), и единицей его измерения является миллилитр (мл). При использовании в составе инвертно-эмульсионных буровых растворов, проиллюстрированных в следующих примерах, наименования компонентов имеют следующие значения:ESCAID 110 представляет собой содержащую циклические парафины углеводородную основу; розничный продавец Exxon (Хьюстон, штат Техас, США).BAROID ALKANE представляет собой содержащую линейные парафины углеводородную основу; розничный продавец Halliburton Energy Services, Inc. (Хьюстон, штат Техас, США).EDC 99-DW представляет собой углеводородную основу из минерального масла; розничный продавец Total (Франция).ADAPTA представляет собой регулирующий фильтрацию материал; розничный продавецBAROID представляет собой используемый в качестве сульфата бария утяжелитель; розничный продавец Halliburton Energy Services, Inc. (Хьюстон, штат Техас, США).BARACARB представляет собой содержащий просеянный мрамор закупоривающий материал; розничный продавец Halliburton Energy Services, Inc. (Хьюстон, штат Техас, США).Rev Dust представляет собой искусственный буровой шлам; розничный продавец Milwhite, Inc.(Хьюстон, штат Техас, США). Хотя добавка RHEMOD L может влиять на реологические свойства бурового раствора, в который ее вводят, RHEMOD L не следует рассматривать в качестве полярной гидрофобной добавки согласно настоящему изобретению.LE SUPERMUL представляет собой полиаминированную жирную кислоту, которую можно использовать для эмульгирования воды; розничный продавец Halliburton Energy Services, Inc. (Хьюстон,штат Техас, США). Натриевая бентонитовая глина продается в розницу рядом поставщиков, включая фирму HalliburtonEnergy Services, Inc. (Хьюстон, штат Техас, США). ОМС 42 представляет собой кондиционер бурового раствора на углеводородной основе, который действует как разбавитель/диспергатор; розничный продавец Halliburton Energy Services, Inc. (Хьюстон,штат Техас, США). Пример 1. Четыре инвертные эмульсии, у которых плотность составляет приблизительно 9,0 фунтов/галлон(1080 кг/м 3), и водонефтяной фактор (ВНФ) составляет приблизительно 60:40, готовили, как указано ниже в табл. 1. Первый состав включает углеводородную основу без каких-либо полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению. Следующие три состава содержат возрастающие количества пентаэритриттетрастеарата (PETS), полярного гидрофобного соединения, в фунтах на баррель, чтобы продемонстрировать эффекты полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению. Термин "МВФ 200 К" при использовании в данной и последующих таблицах означает, что минерализация водной фазы составляет 200000 м.д. (миллионных долей), что соответствует приблизительно 200 г соли на килограмм раствора. Образцы перечисленных выше составов инвертно-эмульсионных буровых растворов подвергали горячей прокатке при 250F (1210C) в течение 16 ч. Реологические свойства полученных буровых растворов приведены в табл. 2. При ознакомлении с приведенными выше данными специалист в данной области техники должен понимать, что инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные реологические свойства. В частности, инвертно- 13025173 эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные суспендирующие характеристики, включая высокие значения вязкости при низкой скорости сдвига и ПТ, при сохранении ПВ на минимально возможном уровне. Результаты показывают,что увеличение значения ПВ составило лишь от приблизительно 50 до приблизительно 75%, в то время как увеличение вязкости при низкой скорости сдвига при измерении по значению ПТНС составило от приблизительно 150 до приблизительно 350%, и увеличение ПТ составило от приблизительно 375 до приблизительно 650%. Пример 2. Четыре инвертные эмульсии, у которых плотность составляет приблизительно 8,5 фунтов/галлон(1020 кг/м 3) и водонефтяной фактор (ВНФ) составляет приблизительно 60:40, готовили, как указано в табл. 3. Первый состав включает углеводородную основу без каких-либо полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению. Следующие три состава содержат возрастающее количество пентаэритриттетрастеарата (PETS), полярного гидрофобного соединения, чтобы продемонстрировать эффекты полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению. Таблица 3 Составы инвертно-эмульсионных буровых растворов,имеющих плотность 8,5 фунтов/галлон (1020 кг/м 3) и содержащих PE-TS Эквивалент 146,72 г ESCAID 110 на 350,5 мл объема бурового раствора. Эквивалент 143,72 г ESCAID 110 на 350,5 мл объема бурового раствора. 3 Эквивалент 140,72 г ESCAID 110 на 350,5 мл объема бурового раствора. 4 Эквивалент 137,72 г ESCAID 110 на 350,5 мл объема бурового раствора. 2 Образцы перечисленных выше составов инвертно-эмульсионных буровых растворов подвергали горячей прокатке при 250F (121C) в течение 16 ч. Реологические свойства полученных буровых растворов приведены в табл. 4. При ознакомлении с приведенными выше данными специалист в данной области техники должен понимать, что инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные реологические свойства. В частности, инвертноэмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные суспендирующие характеристики, включая высокие значения вязкости при низкой скорости сдвига и ПТ, при сохранении ПВ на минимально возможном уровне. Результаты показывают,что влияние на значение ПВ изменялось от увеличения значения ПВ на 8,3% при 3 фунтах/баррель (9 кг/м 3) PE-TS до увеличения значения ПВ на 25% при 9 фунтах/баррель (25,7 кг/м 3) PE-TS. В то же время увеличение вязкости при низкой скорости сдвига при измерении по значению ПТНС составило от приблизительно 0 до приблизительно 500% и увеличение ПТ составило от приблизительно 100 до приблизительно 467% в зависимости от количества добавленного PE-TS. Пример 3. Четыре инвертные эмульсии, у которых плотность составляет приблизительно 9,0 фунтов/галлон(1080 кг/м 3),и водонефтяной фактор (ВНФ) составляет приблизительно 60:40, готовили, как указано в табл. 5. Первый состав включал содержащую линейные парафины углеводородную основу BAROIDALKANE, поставляемую фирмой Halliburton Energy Services, Inc. (Хьюстон, штат Техас, США), без каких-либо полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению. Следующие три состава содержали одинаковые основные компоненты с различными полярными гидрофобными соединениями,включая пентаэритриттетрастеарат (PE-TS), триметилолпропантриолеат (ТМР) и пентаэритриттетраолеат(РЕ-ТО) соответственно. Составы демонстрируют эффекты полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению в содержащей линейные парафины углеводородной основе. Таблица 5 Составы инвертно-эмульсионных буровых растворов,имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м 3) и содержащих углеводородную основу из линейных парафинов Образцы перечисленных выше составов инвертно-эмульсионных буровых растворов подвергали горячей прокатке при 250F (121C) в течение 1 ч. Реологические свойства полученных буровых растворов приведены в табл. 6. Таблица 6 Реологические свойства инвертно-эмульсионных буровых растворов,имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м 3) и содержащих углеводородную основу из линейных парафинов При ознакомлении с приведенными выше данными специалист в данной области техники должен понимать, что инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные реологические свойства при использовании содержащей линейные парафины углеводородной основы. В частности, инвертно-эмульсионные буровые растворы,приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные суспендирующие характеристики, включая высокие значения вязкости при низкой скорости сдвига и ПТ, сохраняя в то же время ПВ на минимально возможном уровне. Результаты показывают, что влияние на значение ПВ заключалось только в увеличении от приблизительно 25 до приблизительно 31% выше уровня основного бурового раствора. В то же время увеличение вязкости при низкой скорости сдвига при измерении по значению ПТНС составило от приблизительно 67 до приблизительно 267% и увеличение ПТ составило от приблизительно 178 до приблизительно 211%. Пример 4. Четыре инвертные эмульсии, у которых плотность составляет приблизительно 9,0 фунтов/галлон(1080 кг/м 3) и водонефтяной фактор (ВНФ) составляет приблизительно 60:40, готовили, как указано в табл. 7. Первый состав включал содержащую циклические алканы углеводородную основу ESCAID 110, которую поставляет фирма Exxon (Хьюстон, штат Техас, США), без каких-либо полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению. Следующие три состава содержали одинаковые основные компоненты с различными полярными гидрофобными соединениями, включая пентаэритриттетрастеарат (PE-TS), триметилолпропантриолеат (ТМР) и пентаэритриттетраолеат (РЕ-ТО) соответственно. Составы демонстрируют эффекты полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению в содержащей циклические алканы углеводородной основе. Таблица 7 Составы инвертно-эмульсионных буровых растворов,имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м 3) и содержащих углеводородную основу из циклических алканов Образцы перечисленных выше составов инвертно-эмульсионных буровых растворов подвергали горячей прокатке при 250F (121C) в течение 16 ч. Реологические свойства полученных буровых растворов приведены в табл. 8. Таблица 8 Реологические свойства инвертно-эмульсионных буровых растворов,имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м 3) и содержащих углеводородную основу из циклических алканов При ознакомлении с приведенными выше данными специалист в данной области техники должен понимать, что инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные реологические свойства при использовании содержащей циклические алканы углеводородную основу. В частности, инвертно-эмульсионные буровые растворы,- 23025173 приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные суспендирующие характеристики, включая высокие значения вязкости при низкой скорости сдвига и ПТ, сохраняя в то же время ПВ на минимально возможном уровне. Результаты показывают, что влияние на значение ПВ составило увеличение от приблизительно 44 до приблизительно 69% выше уровня основного бурового раствора. В то же время увеличение вязкости при низкой скорости сдвига при измерении по значению ПТНС составило от приблизительно 300 до приблизительно 350% и увеличение ПТ составило от приблизительно 625 до приблизительно 650%. Пример 5. Четыре инвертные эмульсии, у которых плотность составляет приблизительно 9,0 фунтов/галлон(1080 кг/м 3) и водонефтяной фактор (ВНФ) составляет приблизительно 60:40, готовили, как указано в табл. 9. Первый состав включал углеводородную основу из минерального масла EDC 99-DW, которую поставляет фирма Total (Франция), без каких-либо полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению. Следующие три состава содержали одинаковые основные компоненты с различными полярными гидрофобными соединениями, включая пентаэритриттетрастеарат (PE-TS), триметилолпропантриолеат (ТМР) и пентаэритриттетраолеат (РЕ-ТО) соответственно. Составы демонстрируют эффекты полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению в углеводородной основе из минерального масла. Таблица 9 Составы инвертно-эмульсионных буровых растворов,имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м 3) и содержащих углеводородную основу из минерального масла Образцы перечисленных выше составов инвертно-эмульсионных буровых растворов подвергали горячей прокатке при 250F (121C) в течение 16 ч. Реологические свойства полученных буровых растворов приведены в табл. 10. Таблица 10 Реологические свойства инвертно-эмульсионных буровых растворов,имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м 3) и содержащих углеводородную основу из минерального масла При ознакомлении с приведенными выше данными специалист в данной области техники должен понимать, что инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные реологические свойства при использовании содержащей ми- 26025173 неральное масло углеводородной основы. В частности, инвертно-эмульсионные буровые растворы, приготовленные в соответствии с настоящим изобретением, демонстрируют улучшенные суспендирующие характеристики, включая высокие значения вязкости при низкой скорости сдвига и ПТ, сохраняя, в то же время, ПВ на минимально возможном уровне. Результаты показывают, что влияние на значение ПВ заключалось в том, что оно оставалось постоянным или уменьшалось приблизительно на 12%. В то же время увеличение вязкости при низкой скорости сдвига при измерении по значению ПТНС составило от приблизительно 125 до приблизительно 150% и увеличение ПТ составило от приблизительно 91 до приблизительно 127%. Пример 6. Четыре инвертные эмульсии, у которых плотность составляет приблизительно 9,0 фунтов/галлон(1080 кг/м 3) и водонефтяной фактор (ВНФ) составляет приблизительно 60:40, готовили, как указано в табл. 11. Составы были предназначены для того, чтобы продемонстрировать улучшенные суспендирующие характеристики, которые можно получить при отсутствии твердых материалов низкой плотности. Первый состав включал содержащую циклические алканы углеводородную основу без каких-либо полярных гидрофобных добавок согласно настоящему изобретению и назывался "состав основного бурового раствора". Следующие три состава содержали пентаэритриттетрастеарат (PETS), полярное гидрофобное соединение и не содержали различные твердые материалы низкой плотности, используемые в случае состава основного бурового раствора. Таблица 11 Составы инвертно-эмульсионных буровых растворов,имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м 3) и содержащих различные концентрации твердого материала низкой плотности Образцы перечисленных выше составов инвертно-эмульсионных буровых растворов подвергали горячей прокатке при 250F (121C) в течение 16 ч. Реологические свойства полученных буровых растворов приведены в табл. 12. Таблица 12 Реологические свойства инвертно-эмульсионных буровых растворов,имеющих плотность 9 фунтов/галлон (1080 кг/м 3) и содержащих различные концентрации твердого материала низкой плотности