Набухающие в воде полимеры в качестве добавок для борьбы с поглощением рабочей жидкости

Изобретение относится к способу обслуживания ствола буровой скважины и к композиции герметика для осуществления указанного способа. В способе обслуживания ствола буровой скважины, который проходит в подземный пласт, включающем размещение композиции герметика, содержащей полимерсодержащую обратную эмульсию, в стволе буровой скважины для уменьшения поглощения рабочей жидкости в подземном пласте во время размещения рабочей жидкости в стволе буровой скважины, где полимерсодержащая обратная эмульсия обезвоживается до содержания 10 мас.% воды до размещения в стволе буровой скважины. Композиция герметика для осуществления указанного способа, содержащая полимерсодержащую обратную эмульсию, где полимерсодержащая обратная эмульсия включает частицы, характеризующиеся размером частиц в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов, и где полимерсодержащая обратная эмульсия образована обезвоживанием полимерсодержащей обратной эмульсии до содержания 10 мас.% воды. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение степени закупоривания больших зон поглощения рабочей жидкости в стволе скважины. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 16 табл., 5 ил.

 

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Область техники

Данное изобретение относится к области композиций герметиков, а говоря более конкретно, к композициям герметиков, содержащим полимерсодержащие обратные эмульсии, а также к способам использования таких композиций при обслуживании ствола буровой скважины.

Уровень техники

Природные ресурсы, такие как газ, нефть и воду, находящиеся в подземных пласте или зоне, обычно добывают в результате бурения ствола буровой скважины до подземного пласта при одновременной организации циркуляции бурового раствора в стволе буровой скважины. После прекращения циркуляции бурового раствора в ствол буровой скважины вводят колонну труб, например обсадную колонну. После этого обычно организуют циркуляцию бурового раствора с подачей сверху вниз через внутреннее пространство трубы и снизу вверх через кольцевое пространство, которое расположено между внешней поверхностью трубы и стенками ствола буровой скважины. Затем обычно проводят первичное цементирование, при котором в кольцевом пространстве размещают цементный раствор и ему дают схватиться до получения твердой массы (например, оболочки), которая, таким образом, соединит колонну труб со стенками ствола буровой скважины и герметизирует кольцевое пространство. Также можно провести и последующие операции по вторичному цементированию. Один пример операции по вторичному цементированию заключается в проведении цементирования под давлением, при котором цементный раствор используют для закупоривания и забивания нежелательных каналов тока в цементной оболочке и/или обсадной колонне. Несмотря на то, что одним типом композиции герметика, используемой при проведении операций по первичному и вторичному цементированию, является цементный раствор, также могут быть использованы и другие композиции герметиков, не содержащие цемента.

Например, способ, известный под названием способа с использованием смеси бентонитового глинопорошка и дизельного топлива, включает размещение смеси бентонитового глинопорошка и дизельного топлива в зоне поглощения рабочей жидкости в целях уменьшения поглощения рабочей жидкости. Способ с использованием смеси бентонитового глинопорошка и дизельного топлива включает перемешивание глины, такой как бентонит, и дизельного топлива и размещение смеси в стволе буровой скважины, где глина вступает в контакт с водой с образованием композиции герметика. Недостатки включают проблемы с доставкой внутрь скважины, такие как смешивание воды с глиной в стволе буровой скважины. Дополнительные недостатки включают то, что способ с использованием смеси бентонитового глинопорошка и дизельного топлива обычно недостаточен в случае кавернозного поглощения рабочей жидкости, поскольку композиция характеризуется медленным протеканием химических реакций. Другие способы включают использование частиц для герметизации зон поглощения рабочей жидкости. Недостатки таких способов включают эксплуатационные затраты (например, повышенные затраты на перекачку). Дополнительные недостатки включают недостаточное закупоривание больших зон поглощения рабочей жидкости.

Следовательно, существует потребность в улучшенной композиции герметика. Дополнительные потребности включают композицию герметика, которая является достаточной для закупоривания зон поглощения рабочей жидкости и которую легко доставить внутрь скважины.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ НЕКОТОРЫХ ИЗ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ

К данным и другим потребностям современного уровня техники обращаются в одном варианте реализации при использовании способа обслуживания ствола буровой скважины, который проходит в подземный пласт. Способ включает размещение композиции герметика, содержащей полимерсодержащую обратную эмульсию, в стволе буровой скважины в целях уменьшения поглощения рабочей жидкости в подземном пласте во время размещения рабочей жидкости в стволе буровой скважины.

В еще одном варианте реализации к данным и другим потребностям современного уровня техники обращаются при использовании композиции герметика, содержащей полимерсодержащую обратную эмульсию. Полимерсодержащая обратная эмульсия включает частицы, характеризующиеся средним размером частиц в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов.

В одном варианте реализации к данным и другим потребностям современного уровня техники обращаются при использовании композиции герметика, содержащей дисперсию полимера в масле, содержащую частицы, характеризующиеся средним размером частиц в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов.

Композиция герметика, содержащая полимерсодержащую обратную эмульсию, устраняет проблемы современного уровня техники. Например, композицию герметика можно легко доставить внутрь скважины. В дополнение к этому композиция герметика может уменьшить поглощение рабочей жидкости в больших проницаемых зонах, таких как кавернозная трещина.

Вышеизложенное довольно широко охарактеризовало признаки и технические преимущества настоящего изобретения для того, чтобы можно было бы лучше понять подробное описание изобретения, которое следует далее. Далее в настоящем документе будут описываться дополнительные признаки и преимущества изобретения, которые составляют предмет формулы изобретения настоящего изобретения. Специалист в соответствующей области техники должен понимать то, что описанные концепция и конкретные варианты реализации легко могут быть использованы в качестве основы для модифицирования или разработки других структур при достижении тех же самых целей настоящего изобретения. Специалист в соответствующей области техники также должен понимать и то, что такие эквивалентные конструкции не отклоняются от объема и сущности изобретения, представленных в прилагаемой формуле изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Для подробного описания предпочтительных вариантов реализации изобретения далее будет сделана ссылка на прилагаемые чертежи, в числе которых:

Фиг.1 иллюстрирует график для материала для борьбы с поглощением рабочей жидкости FLEXPLUG при проведении эксперимента в экструзионном пластометре;

Фиг.2 иллюстрирует график для полимерсодержащей обратной эмульсии и NaCl при проведении эксперимента в экструзионном пластометре;

Фиг.3 иллюстрирует график для полимерсодержащей обратной эмульсии и морской воды при проведении эксперимента в экструзионном пластометре;

Фиг.4 иллюстрирует расчетный коэффициент Бэгли для смеси полимерсодержащей обратной эмульсии и NaCl и

Фиг.5 иллюстрирует расчетный коэффициент Бэгли для смеси полимерсодержащей обратной эмульсии и NaCl.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ

В одном варианте реализации композиция герметика содержит полимерсодержащую обратную эмульсию. Композиция герметика представляет собой смесь, которая может загущаться в зонах ствола буровой скважины, где происходит поглощение рабочей жидкости (например, бурового раствора). Например, композиция герметика может загущаться в зоне поглощения рабочей жидкости и, таким образом, восстанавливать циркуляцию. Загущенная смесь может схватываться до получения гибкого, эластичного и ударновязкого материала, который может предотвратить дальнейшее поглощение рабочей жидкости при возобновлении циркуляции. Полимерсодержащая обратная эмульсия может иметь характеристики, подобные характеристикам жидкости, и поэтому может оказаться подходящей для использования при доставке внутрь скважины через ствол буровой скважины.

Композиция герметика предназначена для использования в стволе буровой скважины, который проходит в подземный пласт. Необходимо понимать то, что «подземный пласт» включает как области ниже открытой поверхности земли, так и области ниже поверхности земли, покрытой водой, такой как морская или пресная вода. Композицию герметика можно использовать для любых целей. Например, композицию герметика можно использовать при обслуживании ствола буровой скважины. Без ограничения обслуживание ствола буровой скважины включает размещение композиции герметика в стволе буровой скважины для изоляции подземного пласта от части ствола буровой скважины; для получения опоры для напорного трубопровода в стволе буровой скважины; для закупоривания полости или раскола в напорном трубопроводе; для закупоривания полости или раскола в цементной оболочке, расположенной в кольцевом пространстве ствола буровой скважины; для закупоривания отверстия между цементной оболочкой и напорным трубопроводом; для предотвращения поглощения водных или неводных буровых растворов в зонах поглощения рабочей жидкости, таких как полость, кавернозная зона или трещина; для использования в качестве рабочей жидкости перед цементным раствором в операциях по цементированию; для герметизации кольцевого пространства между стволом буровой скважины и раздвижной трубой или колонной труб; и для реализации комбинаций данных случаев.

Полимерсодержащая обратная эмульсия включает эмульсию «вода в масле», содержащую диспергированный в эмульсии набухаемый в воде полимер. Эмульсия содержит непрерывную фазу масла и дисперсную фазу воды. Маслом может являться любое масло, которое является не смешиваемым с водой и подходящим для использования в стволе буровой скважины. Без ограничения примеры подходящих для использования масел включают нефтяное масло, природную нефть, синтетически полученное масло, минеральное масло, силиконовое масло или их комбинации. В некоторых вариантах реализации маслом могут являться альфа-олефин, внутренний олефин, сложный эфир, сложный диэфир угольной кислоты, парафин, керосин, соляровое масло, минеральное масло, силиконовое масло или их комбинации. Водой может являться любая вода, подходящая для использования при получении дисперсной фазы и при применении в стволе буровой скважины. Без ограничения примеры подходящей для использования воды включают деионизованную воду, очищенную воду для коммунальных нужд; пресную воду; морскую воду; рассол, встречающийся в природе; рассол на хлоридной основе, бромидной основе или формиатной основе, содержащий одновалентные и/или поливалентные катионы; или их комбинации. Примеры подходящих для использования рассолов на хлоридной основе без ограничения содержат хлорид натрия и хлорид кальция. Кроме того, примеры подходящих для использования рассолов на бромидной основе без ограничения содержат бромид натрия, бромид кальция и бромид цинка. В дополнение к этому примеры рассолов на формиатной основе без ограничения содержат формиат натрия, формиат калия и формиат цезия.

Полимерсодержащая обратная эмульсия может содержать любое количество масла и воды, подходящее для использования при получении обратной эмульсии, подходящей для использования при диспергировании набухаемого в воде полимера и при размещении в стволе буровой скважины. В одном варианте реализации полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 10 мас.% до приблизительно 80 мас.% масла, в альтернативном варианте от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 50 мас.% масла, при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии. В дополнение к этому полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 0 мас.% до приблизительно 70 мас.% воды, в альтернативном варианте от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 70 мас.% воды, при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии.

В некоторых вариантах реализации полимерсодержащая обратная эмульсия содержит эмульгатор. Эмульгатором может являться любой эмульгатор, подходящий для использования при удерживании масла и воды в состоянии суспензии. В одном варианте реализации полимерсодержащая обратная эмульсия содержит водорастворимые и маслорастворимые эмульгаторы (например, эмульгирующие добавки или поверхностно-активные вещества) в целях стабилизации полимерсодержащей обратной эмульсии. Без ограничения примеры подходящих для использования эмульгаторов включают мыла на основе поливалентных металлов, сложные эфиры фосфорной кислоты, жирные кислоты, мыла на основе жирных кислот, алкилбензолсульфонат или их комбинации. Полимерсодержащая обратная эмульсия может содержать любое количество эмульгатора, подходящего для использования при удерживании масла и воды в состоянии суспензии. В одном варианте реализации полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 1 мас.% до приблизительно 10 мас.% эмульгатора, в альтернативном варианте от приблизительно 1 мас.% до приблизительно 20 мас.% эмульгатора, при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии.

Полимерсодержащая обратная эмульсия может содержать любое желательное количество набухаемого в воде полимера, эффективного для предполагаемого обслуживания ствола буровой скважины. В одном варианте реализации полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 50 мас.% набухаемого в воде полимера, в альтернативном варианте от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 70 мас.% набухаемого в воде полимера и в альтернативном варианте от приблизительно 5 мас.% до приблизительно 100 мас.% набухаемого в воде полимера, при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии. Набухаемый в воде полимер обозначает любой полимер, который способен абсорбировать воду и набухать, то есть увеличиваться в размере тогда, когда он абсорбирует воду. В одном варианте реализации при набухании набухаемого в воде полимера полимерсодержащая обратная эмульсия формирует пастообразную массу, которая демонстрирует свою эффективность при блокировании канала тока рабочей жидкости. В некоторых вариантах реализации пастообразная масса демонстрирует относительно невысокую проницаемость для рабочих жидкостей, используемых при обслуживании ствола буровой скважины, таких как буровой раствор, рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта, цемент, рабочая жидкость для кислотной обработки пласта, нагнетаемая рабочая жидкость и тому подобное, таким образом, создавая непроницаемый слой для течения таких рабочих жидкостей. Пастообразная масса обозначает мягкую вязкую массу твердой фазы (например, набухшего набухаемого в воде полимера), диспергированную в жидкости (обратная эмульсия). В альтернативном варианте реализации обратная эмульсия формирует по существу твердую вязкую массу при перемешивании с буровым глинистым раствором. Без ограничения примеры подходящих для использования набухаемых в воде полимеров включают синтетические полимеры, сверхабсорбенты, природные полимеры или их комбинации. Примеры подходящих для использования синтетических полимеров включают сшитые полиакриламид, полиакрилат или их комбинации.

В одном варианте реализации набухаемый в воде полимер включает сверхабсорбенты. Сверхабсорбенты обычно используют в абсорбирующих продуктах, таких как продукты для плодоводства, материалы для обтирания и предотвращения разливов, материалы, защищающие провода и кабели от попадания воды, упаковки для транспортировки льда, подгузники, тренировочные брюки, женские средства личной гигиены и широкий ассортимент продуктов промышленного назначения. Сверхабсорбенты представляют собой набухаемые сшитые полимеры, которые обладают способностью абсорбировать и удерживать водные жидкости в количестве, во много раз превышающем их собственную массу. Сверхабсорбенты удерживают жидкость, которую они абсорбируют, и обычно не высвобождают абсорбированную жидкость даже под давлением. Примеры сверхабсорбентов включают полимеры на основе акрилата натрия, обладающие трехмерными сеткоподобными молекулярными структурами. Без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что полимерные цепи образуются в результате взаимодействия/соединения от сотен тысяч до миллионов идентичных звеньев мономера акриловой кислоты, который был по существу нейтрализован гидроксидом натрия (каустической содой). Кроме того, без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что сшивающие реактивы связывают цепи друг с другом до получения трехмерной сетки, которая дает сверхабсорбентам возможность абсорбировать воду или растворы на водной основе в свободные пространства в молекулярной сетке и, таким образом, формировать гель, который блокирует захваченную жидкость. Дополнительные примеры подходящих для использования сверхабсорбентов включают нижеследующее, но не ограничиваются только этим: сшитый полиакриламид; сшитый полиакрилат; сшитый гидролизованный полиакрилонитрил; соли карбоксиалкилкрахмала, например, соли карбоксиметилкрахмала; соли карбоксиалкилцеллюлозы, например, соли карбоксиметилцеллюлозы; соли сшитого карбоксиалкилполисахарида; сшитые сополимеры мономеров акриламида и акрилата; крахмал, привитый мономерами акрилонитрилом и акрилатом; сшитые полимеры из двух и более мономеров, выбираемых из аллилсульфоната, 2-акриламидо-2-метил-1-пропансульфоновой кислоты, 3-аллилокси-2-гидрокси-1-пропансульфоновой кислоты, акриламида и акриловой кислоты; или их комбинации. В одном варианте реализации набухаемый в воде полимер включает сшитые полиакриламид и/или полиакрилат. В одном варианте реализации сверхабсорбент не только абсорбирует воду в количестве, во много раз превышающем его массу, но также при абсорбировании воды и увеличивается в объеме, достигая объема, во много раз превышающего объем сухого материала. В одном варианте реализации масса сверхабсорбента в сопоставлении с его первоначальной массой увеличивается с кратностью в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 800 раз.

В одном варианте реализации набухаемый в воде полимер до абсорбирования им воды (то есть в своей твердой форме) характеризуется размером частиц (то есть диаметром) в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов, в альтернативном варианте от приблизительно 1 микрона до приблизительно 3 микронов. Время набухания набухаемого в воде полимера может находиться в диапазоне от приблизительно 5 секунд до приблизительно 5 часов, в альтернативном варианте от приблизительно 1 секунды до приблизительно 48 часов.

Без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что микронный размер набухаемого в воде полимера дает возможность полимерсодержащей обратной эмульсии вести себя подобно жидкости (например, обладать характеристиками текучести, подобными соответствующим характеристикам жидкости), чего будет достаточно для доставки внутрь скважины через ствол буровой скважины. Кроме того, без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что микронный размер также дает возможность вести себя подобно жидкости и обезвоженной форме полимерсодержащей обратной эмульсии (например, дисперсии полимера в масле). Полимерсодержащая обратная эмульсия характеризуется плотностью в диапазоне от приблизительно 1,1 г/мл до приблизительно 1,7 г/мл, в альтернативном варианте от приблизительно 1,0 г/мл до приблизительно 2,5 г/мл. В дополнение к этому полимерсодержащая обратная эмульсия характеризуется абсорбционной способностью, позволяющей ее массе увеличиваться с кратностью в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 100 раз в сопоставлении с ее собственной массой, в альтернативном варианте с кратностью в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 1000 раз в сопоставлении с ее собственной массой.

Подходящим для использования коммерческим примером полимерсодержащей обратной эмульсии является полимерсодержащий продукт АЕ 200, который доступен в компании Hychem, Inc. Полимерсодержащий продукт АЕ 200 содержит приблизительно 30 мас.% набухаемых в воде полимеров, приблизительно 30 мас.% минерального масла, приблизительно 30 мас.% воды и приблизительно 10 мас.% эмульгатора. Набухаемый в воде полимер образован из сшитых полимеров в виде приблизительно 30 мас.% полиакриловой кислоты и приблизительно 70 мас.% полиакриламида. Размер частиц набухаемого в воде полимера находится в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 3 микронов. Полимерсодержащая обратная эмульсия может характеризоваться значением рН в диапазоне от приблизительно 5,0 до приблизительно 8,0, предпочтительно от приблизительно 6,0 до приблизительно 7,5. Полимерсодержащая обратная эмульсия может характеризоваться плотностью в диапазоне от приблизительно 1,0 г/мл до приблизительно 2,5 г/мл, предпочтительно от приблизительно 1,1 г/мл до приблизительно 1,7 г/мл.

В одном варианте реализации обезвоженную полимерсодержащую обратную эмульсию размещают в стволе буровой скважины. Полимерсодержащую обратную эмульсию в подходящем случае подвергают обезвоживанию для удаления, по меньшей мере, части воды и получения дисперсии полимера в масле. В одном варианте реализации полимерсодержащую обратную эмульсию подвергают обезвоживанию с получением дисперсии полимера в масле, содержащей от приблизительно 0 мас.% до приблизительно 10 мас.% воды, в альтернативном варианте от приблизительно 0 мас.% до приблизительно 5 мас.% воды и в альтернативном варианте от приблизительно 3 мас.% до приблизительно 5 мас.% воды. Без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что полимерсодержащую обратную эмульсию подвергают обезвоживанию потому, что обезвоживание позволяет добиться получения повышенного процентного содержания набухаемого в воде полимера в полимерсодержащем продукте. Кроме того, без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что полимерсодержащую обратную эмульсию подвергают обезвоживанию для уменьшения возможности существенного изменения первоначальных характеристик бурового раствора на основе масла. Полимерсодержащую обратную эмульсию можно подвергать обезвоживанию до получения дисперсии полимера в масле при помощи любого подходящего для использования способа. В одном варианте реализации дисперсия полимера в масле содержит от приблизительно 45 мас.% до приблизительно 50 мас.% масла, в альтернативном варианте от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 70 мас.% масла, при расчете на совокупную массу дисперсии полимера в масле. В дополнение к этому дисперсия полимера в масле содержит от приблизительно 45 мас.% до приблизительно 50 мас.% набухаемого в воде полимера, в альтернативном варианте от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 70 мас.% набухаемого в воде полимера, при расчете на совокупную массу дисперсии полимера в массе.

Дисперсия полимера в масле характеризуется плотностью в диапазоне от приблизительно 1,2 г/мл до приблизительно 1,7 г/мл, в альтернативном варианте от приблизительно 1,0 г/мл до приблизительно 2,5 г/мл. В дополнение к этому дисперсия полимера в масле характеризуется абсорбционной способностью, позволяющей ее массе увеличиваться с кратностью в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 200 раз в сопоставлении с ее собственной массой, в альтернативном варианте с кратностью в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 1000 раз в сопоставлении с ее собственной массой.

Без ограничения коммерческим примером обезвоженной полимерсодержащей обратной эмульсии (например, дисперсии полимера в масле) является полимерсодержащий продукт AD 200, который доступен в компании Hychem, Inc. Полимерсодержащим продуктом AD 200 является сшитый полимер, который содержит приблизительно 1-3 мас.% воды и приблизительно 50 мас.% активных компонентов, которые включают набухаемые в воде полимеры в количестве приблизительно 30 мас.% полиакрилата и приблизительно 70 мас.% полиакриламида, при расчете на совокупную массу полимера. Полимерсодержащий продукт AD 200 характеризуется плотностью 1,25 г/мл (±10%). В дополнение к этому полимерсодержащий продукт AD 200 характеризуется абсорбционной способностью (в дистиллированной воде), равной 20 г дистиллированной воды/1 г полимерсодержащего продукта AD 200 и, кроме того, характеризуется абсорбционной способностью (в 3%-ном растворе NaCl), равной 5 г 3%-ного раствора NaCl/1 г полимерсодержащего продукта AD 200. Полимерсодержащий продукт AD 200 также характеризуется процентным содержанием нелетучих остатков при 150°С в течение 16 часов, равным 63% (±10%).

В некоторых вариантах реализации композиция герметика содержит добавки, которые могут оказаться подходящими для улучшения или изменении ее свойств. Без ограничения примеры подходящих для использования добавок включают дисперсные материалы, загустители, утяжелители или их комбинации. Утяжелители можно использовать для увеличения плотности композиции герметика. В одном варианте реализации с композицией герметика перемешивают количество утяжелителя, достаточное для увеличения плотности композиции, при которой она будет проходить вниз через ствол буровой скважины. Без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что повышенная плотность может привести к увеличению скорости, с которой композиция герметика будет проходить вниз через рабочую жидкость в стволе буровой скважины. Кроме того, без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что плотность увеличивают для уменьшения способности буровой скважины фонтанировать. Без ограничения примеры подходящих для использования утяжелителей включают барит, кварцевую муку, цеолиты, свинцовую дробь, песок, волокна, полимерный материал или их комбинации. Плотность можно увеличивать до достижения любой желательной плотности. В одном варианте реализации плотность увеличивают до достижения плотности в диапазоне от приблизительно 10 фунтов на один галлон до приблизительно 20 фунтов на один галлон.

В одном варианте реализации полимерсодержащую обратную эмульсию вводят в ствол буровой скважины для предотвращения во время бурения поглощения водных или неводных буровых растворов в зонах поглощения рабочей жидкости, таких как полости, кавернозные зоны и природные или искусственно образованные трещины. Во время проведения обработки ствола буровой скважины вниз по спусковой колонне и/или одновременно вниз по кольцевому пространству можно последовательно закачивать различные компоненты в соответствии с тем, что будет уместно для проведения данной обработки. В одном варианте реализации полимерсодержащую обратную эмульсию закачивают в ствол буровой скважины при проведении обслуживания ствола буровой скважины. До закачивания в ствол буровой скважины полимерсодержащей обратной эмульсии в ствол буровой скважины можно закачать буферную жидкость. В некоторых вариантах реализации буферная жидкость является подходящей для использования при удалении воды (то есть из труб). Например, буферная жидкость может содержать гидрофобизатор, такой как эмульгатор LE SUPERMUL. Эмульгатор LE SUPERMUL коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. После этого в ствол буровой скважины закачивают полимерсодержащую обратную эмульсию. В некоторых вариантах реализации до закачивания полимерсодержащей обратной эмульсии в ствол буровой скважины в полимерсодержащую обратную эмульсию добавляют утяжелитель, такой как барит. После такого закачивания в ствол буровой скважины можно закачать дополнительное количество буферной жидкости. Получают композицию герметика, которая в зоне поглощения рабочей жидкости формирует относительно вязкую массу. После этого в ствол буровой скважины можно закачать буровой раствор при давлении, подходящем для использования при нагнетании композиции герметика в зону поглощения рабочей жидкости. Композиция герметика внутри зоны поглощения рабочей жидкости также может формировать нетекучую неповрежденную массу. Масса закупоривает зону и предотвращает поглощение закачиваемого впоследствии бурового раствора, что делает возможным дальнейшее бурение. В одном варианте реализации, в котором буровой раствор является неводным, после закачивания полимерсодержащей обратной эмульсии и дополнительного количества буферной жидкости в ствол буровой скважины можно закачивать обрабатывающую композицию. В одном варианте реализации можно закачать количество обрабатывающей композиции, достаточное для уменьшения количеств кальция и магния в буровом растворе, находящемся в контакте с полимерсодержащей обратной эмульсией. В одном варианте реализации обрабатывающая композиция содержит кальцинированную соду, NaHCO₃, одновалентную соль, двухвалентную соль или их комбинации. Без ограничения примеры таких солей включают Na⁺, K⁺, Ca²⁺ и Ма²⁺. Без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что количества кальция и магния уменьшают для предотвращения отравления солью полимерсодержащей водной эмульсии или дисперсии полимера в масле, которое может предотвратить формирование желательной твердой пасты, закупоривающей полость в пласте. В таком варианте реализации после этого в ствол буровой скважины можно закачать буферную жидкость, а после этого буровой раствор. Необходимо понимать то, что неводные буровые растворы могут содержать дизельное топливо, минеральное масло, внутренний олефин, линейный альфа-олефин, сложный эфир или их комбинации. В альтернативных вариантах реализации до и/или после закачивания в ствол буровой скважины полимерсодержащей обратной эмульсии никакой буферной жидкости в ствол буровой скважины не закачивают. В некоторых вариантах реализации полимерсодержащую обратную эмульсию подвергают обезвоживанию до получения дисперсии полимера в масле и из нее получают композицию герметика.

В одном варианте реализации композицию герметика размещают в стволе буровой скважины совместно с буровым глинистым раствором на водной основе. Способ размещения включает закачивание в ствол буровой скважины обработанного и активного бурового глинистого раствора. В ствол буровой скважины можно закачать любое подходящее для использования количество бурового глинистого раствора. Например, в ствол буровой скважины можно закачать количество бурового глинистого раствора, составляющее от приблизительно 15 до приблизительно 20 баррелей. В том случае, когда в буровом глинистом растворе будет присутствовать растворимый кальций, буровой глинистый раствор можно будет подвергнуть обработке обрабатывающей композицией для того, чтобы в ходе обработки удалить, по меньшей мере, часть кальция. В одном варианте реализации буровой глинистый раствор подвергают обработке тогда, когда кальций присутствует в количестве, большем чем 200 мг/л. Можно применять любое подходящее для использования количество обрабатывающей композиции. После бурового глинистого раствора в ствол буровой скважины закачивают буферную жидкость (например, эмульгатор LE SUPERMUL). В ствол буровой скважины можно закачать любое подходящее для использования количество буферной жидкости. Например, в ствол буровой скважины можно закачать количество буферной жидкости, составляющее от приблизительно 5 баррелей до приблизительно 10 баррелей, в альтернативном варианте в ствол буровой скважины можно закачать от приблизительно 6 баррелей до приблизительно 7 баррелей. После буферной жидкости в ствол буровой скважины закачивают полимерсодержащую обратную эмульсию. В ствол буровой скважины можно закачать количество полимерсодержащей обратной эмульсии, составляющее от приблизительно 15 до приблизительно 20 баррелей, в альтернативном варианте от приблизительно 16 до приблизительно 17 баррелей. Полимерсодержащую обратную эмульсию можно утяжелить утяжелителем. После этого в ствол буровой скважины можно закачать некоторое количество буферной жидкости. Данное количество буферной жидкости может составлять от приблизительно 5 баррелей до приблизительно 10 баррелей, в альтернативном варианте в ствол буровой скважины закачивают от приблизительно 6 баррелей до приблизительно 7 баррелей. Затем в ствол буровой скважины закачивают подходящее для использования количество бурового глинистого раствора. В одном варианте реализации количество бурового глинистого раствора составляет 20 баррелей и менее. После закачивания в ствол буровой скважины бурового глинистого раствора в течение подходящего для использования периода времени сохраняют воздействие небольшого приложенного давления нагнетания, позволяющего композиции герметика внутри зоны поглощения рабочей жидкости сформировать нетекучую неповрежденную массу. Сохраняют воздействие любого подходящего для использования давления. Например, давление может находиться в диапазоне от приблизительно 175 до приблизительно 225 фунт/дюйм². Необходимо понимать то, что в некоторых вариантах реализации в стволе буровой скважины вместо полимерсодержащей обратной эмульсии размещают дисперсию полимера в масле совместно с буровым глинистым раствором на водной основе.

В еще одном варианте реализации композицию герметика размещают в стволе буровой скважины совместно с неводным буровым глинистым раствором. Способ размещения включает закачивание в ствол буровой скважины буферной жидкости. Можно применять любое подходящее для использования количество буферной жидкости. Например, в ствол буровой скважины можно закачать приблизительно 1 баррель буферной жидкости. После буферной жидкости в ствол буровой скважины закачивают полимерсодержащую обратную эмульсию. В ствол буровой скважины можно закачать количество полимерсодержащей обратной эмульсии, составляющее от приблизительно 10 до приблизительно 20 баррелей, в альтернативном варианте от приблизительно 16 до приблизительно 17 баррелей и в альтернативном варианте приблизительно 11 баррелей. Полимерсодержащую обратную эмульсию можно утяжелить утяжелителем. После полимерсодержащей обратной эмульсии в ствол буровой скважины закачивают некоторое количество буферной жидкости. В одном варианте реализации в ствол буровой скважины закачивают количество буферной жидкости, составляющее от приблизительно 1 до приблизительно 5 баррелей, в альтернативном варианте от 3 до приблизительно 5 баррелей и в альтернативном варианте приблизительно 2 барреля. После буферной жидкости в ствол буровой скважины закачивают обрабатывающую композицию (например, кальцинированную соду). Например, кальцинированную соду можно перемешать с буферной жидкостью, буровым глинистым раствором или полимерсодержащим продуктом AD 200 и закачать в ствол буровой скважины. Можно закачать любое количество обрабатывающей композиции, подходящее для использования при предотвращении отравления солью полимерсодержащей обратной эмульсии. В некоторых вариантах реализации в ствол буровой скважины закачивают от приблизительно 30 до приблизительно 70 баррелей обрабатывающей композиции, в альтернативном варианте от приблизительно 35 до приблизительно 40 баррелей и в альтернативном варианте от приблизительно 50 до приблизительно 70 баррелей. После обрабатывающей композиции в ствол буровой скважины закачивают некоторое количество буферной жидкости. В одном варианте реализации в ствол буровой скважины закачивают количество буферной жидкости в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 5 баррелей, в альтернативном варианте от приблизительно 3 до приблизительно 5 баррелей и в альтернативном варианте приблизительно 3,5 барреля. После буферной жидкости в ствол буровой скважины закачивают подходящее для использования количество бурового глинистого раствора. В одном варианте реализации количество бурового глинистого раствора составляет 20 баррелей и менее. После закачивания в ствол буровой скважины бурового глинистого раствора в течение подходящего для использования периода времени сохраняют воздействие небольшого приложенного давления нагнетания, позволяющего композиции герметика внутри зоны поглощения рабочей жидкости сформировать нетекучую неповрежденную массу. Сохраняют воздействие любого подходящего для использования давления. Например, давление может находиться в диапазоне от приблизительно 175 до приблизительно 225 фунт/дюйм². Необходимо понимать то, что в некоторых вариантах реализации в стволе буровой скважины вместо полимерсодержащей обратной эмульсии размещают дисперсию полимера в масле совместно с неводным буровым глинистым раствором.

В одном варианте реализации композиции герметиков, которые содержат полимерсодержащую обратную эмульсию, можно использовать в операциях по заканчиванию скважины, таких как операции по первичному и вторичному цементированию. В одном варианте реализации буферную жидкость закачивают через бурильную колонну. После этого через бурильную колонну закачивают полимерсодержащую обратную эмульсию, которая формирует композицию герметика. Затем через бурильную колонну можно закачать дополнительное количество буферной жидкости. В альтернативных вариантах реализации до и/или после полимерсодержащей обратной эмульсии в бурильную колонну никакой буферной жидкости не закачивают. При первичном цементировании такую композицию герметика можно размещать в кольцевом пространстве ствола буровой скважины и давать ей возможность схватываться таким образом, чтобы она изолировала бы подземный пласт от другой части ствола буровой скважины. Таким образом, композиция герметика образует непроницаемый слой, который предотвращает миграцию рабочих жидкостей, находящихся в данном подземном пласте, в другие подземные пласты. В кольцевом пространстве композиция герметика также используется в качестве опоры для напорного трубопровода, например обсадной колонны, в стволе буровой скважины. В одном варианте реализации ствол буровой скважины, в котором размещают композицию герметика, относится к конфигурации многоствольной буровой скважины. Необходимо понимать то, что конфигурация многоствольной буровой скважины включает, по меньшей мере, два основных ствола буровой скважины, соединенные одним или несколькими вспомогательными стволами буровой скважины. При вторичном цементировании (зачастую называемом цементированием под давлением) композицию герметика стратегически можно разместить в стволе буровой скважины для закупоривания полости или раскола в напорном трубопроводе, для закупоривания полости или раскола в затвердевшем герметике (например, цементной оболочке), находящемся в кольцевом пространстве, для закупоривания относительно небольшого отверстия, известного под названием микрозазора между затвердевшим герметиком и напорным трубопроводом и тому подобного. В некоторых вариантах реализации полимерсодержащую обратную эмульсию подвергают обезвоживанию до получения дисперсии полимера в масле и композицию герметика получают из нее. Различные методики, которым можно следовать при использовании композиции герметика в стволе буровой скважины, описываются в патентах США № 5346012 и 5588488, которые во всей своей полноте посредством ссылки включаются в настоящий документ.

Для дополнительного иллюстрирования различных иллюстративных вариантов реализации настоящего изобретения предлагаются следующие далее примеры.

ПРИМЕР 1

В данном примере 1 проводили эксперименты (эксперименты 1-9) по сопоставлению обычно используемого материала для борьбы с поглощением рабочей жидкости - материала для борьбы с поглощением рабочей жидкости FLEXPLUG (эксперимент 1) - с полимерсодержащей обратной эмульсией - полимерсодержащим продуктом AE 200 (эксперименты 2-9). В материале для борьбы с поглощением рабочей жидкости FLEXPLUG используют частицы, предотвращающие поглощение рабочей жидкости, и он коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Различные доли полимерсодержащего продукта AE 200 перемешивали с деионизованной водой, 1%-ным раствором NaCl или морской водой. При проведении испытаний для каждой смеси использовали экструзионный пластометр.

Основные компоненты экструзионного пластометра состояли из сердечника, который имел паз с просветом в ширину 1 мм, 2 мм или 3 мм. Пластометр имел в длину 2, 4 или 6 дюймов. Для каждого эксперимента пластометр заполняли подвергаемым испытанию материалом (полимерсодержащий продукт AE 200 или материал FLEXPLUG). Для вытеснения материала из сердечников различных размеров прикладывали давление. Согласно наблюдениям для вытеснения различных материалов из одного и того же сердечника при идентичных условиях требовалось приложение различных усилий. Такое усилие измеряли в фунтах и регистрировали. Результаты приведены далее в таблице I, где образцы идентифицированы по параметру длина пластометра в дюймах на ширину пластометра в миллиметрах (например, 2 дюйма в длину на 1 мм в ширину = 2INLX1MMW).

Таблица I
Обозначение образца	Материал FLEXPLUG	Полимер-содержащий продукт AE200: деионизо-ванная вода (1:9)	Полимер-содержащий продукт AE 200:1%-ный раствор NaCl (1:6)	Полимер-содержащий продукт AE 200:1%-ный раствор NaCl (1:3)	Полимер-содержащий продукт AE 200:морская вода (1:3)
1INLX1MMW	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Среднее значение: 209 SD: 2,38 COV: 1,1%	Нет данных
4INLX1MMW	Нет данных	Среднее значение: 134,7 SD: 5,67 COV: 4,2%	Среднее значение: 136,3 SD: 5,7 COV: 4,2%	Среднее значение: 283 SD: 1,15 COV: 0,5%	Среднее значение: 248 SD: 1,16 COV: 0,5%
6INLX1MMW	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Среднее значение: 517 SD: 6,56 COV: 1,3 %	Нет данных
2INLX2MMW	Нет данных	Среднее значение: 46,1 SD: 2,61 COV: 5,7%	Среднее значение: 41,3 SD: 3,27 COV: 7,9%	Среднее значение: 90, 6 SD: 1,88 COV: 2,1%	Среднее значение: 82,0 SD: 1,76 COV: 2,1%
4INLX2MMW	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Среднее значение: 166,8 SD: 2,15 COV: 1,3%	Нет данных
6INLX2MMW	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Среднее значение: 231 SD: 4,85 COV: 2,1%	Нет данных
2INLX3MMW	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Среднее значение: 52,6 SD: 3,01 COV: 5,7%	Нет данных
4INLX3MMW	Нет данных	Нет данных	Нет данных	Среднее значение: 80,9 SD: 1,87 COV: 2,3%	Нет данных
6INLX3MMW	Среднее значение: 526 SD: 69 COV: 13,1%	Среднее значение: 57,2 SD: 8,9 COV: 15,6%	Среднее значение: 62,1 SD: 1,19 COV: 1,9%	Среднее значение: 114,4 SD: 8,34 COV: 7,3%	Среднее значение: 108,8 SD: 7,82 COV: 7,2%

В таблице I показания пластометра приведены в фунтах. Приведенная величина представляет собой среднее значение для зарегистрированных результатов в каждом эксперименте. «SD» представляет собой стандартное отклонение, а «COV» представляет собой коэффициент вариации, и его рассчитывают как SD/X_ср.

Из данных таблицы I можно видеть то, что стандартное отклонение и COV для полимерсодержащей обратной эмульсии AE 200 были в значительной степени улучшенными в сопоставлении с соответствующими величинами для материала FLEXPLUG. В различных вариантах реализации показания пластометра для полимерсодержащей обратной эмульсии характеризуются величиной SD, меньшей чем 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3 или 2, и величиной COV, меньшей чем 8%, 7%, 6%, 5%, 4%, 3% или 2%.

На фиг.1 продемонстрирован график для материала FLEXPLUG при его начальном давлении, которое представляет собой начальное давление, необходимое для вытеснения материала FLEXPLUG в кавернозные, трещиноватые пласты. Из данных фиг.1 можно видеть то, что для материала FLEXPLUG характерно наличие перепадов давления. Как продемонстрировано на фиг.2 и 3, в случае образца полимерсодержащего продукта AE 200 такие перепады давления отсутствовали. На фиг.1-3 показаны положение в дюймах на оси х и нагрузка в фунт-силах на оси у.

ПРИМЕР 2

Данные из примера 1, полученные при помощи экструзионного пластометра, использовали в примере 2 для получения коэффициентов Бэгли для каждого эксперимента. Для того чтобы получить коэффициент Бэгли, ширину паза оставляли неизменной. В результате изменения длин сердечника при идентичных условиях получали различные усилия, что проиллюстрировано на фиг.4.

Коэффициент Бэгли определяют следующим образом: коэффициент Бэгли=F₀/F_L2 F₀ определяют как усилие при Х=0. F_L2 определяют как усилие, полученное при использовании в данном конкретном случае 4-дюймового сердечника. В общем случае коэффициент Бэгли находится в диапазоне от 0 до 80%. В общем случае у материала FLEXPLUG коэффициент Бэгли находится в диапазоне от 25 до 80%, а более часто от 35 до 55%. Чем меньше будет коэффициент Бэгли, тем легче материал будет вытесняться под действием давления или других материалов.

Фиг.4 и 5 иллюстрируют рассчитанные коэффициенты Бэгли для различных сердечников в случае системы полимерсодержащий продукт AE 200:1%-ный раствор NaCl (1:3). Из данных фиг.4 и 5 можно видеть то, что коэффициенты Бэгли меньше коэффициентов Бэгли для материала FLEXPLUG. При таких пониженных значениях коэффициентов Бэгли смесь полимерсодержащего продукта AE 200 и 1%-ного раствора NaCl можно будет легче нагнетать в трещиноватые пласты, чем материал FLEXPLUG.

ПРИМЕР 3

Проводили испытания для полимерсодержащего продукта AE 200 совместно с буровым глинистым раствором на водной основе (лигносульфонатным буровым глинистым раствором). В таблице II продемонстрировано то, как была составлена рецептура бурового глинистого раствора. Загуститель AQUAGEL является загустителем и гелеобразователем, который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Разбавитель QUIK-THIN является феррохромлигносульфонатом, который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Понизитель фильтрации CARBONOX представляет собой лигнитовый материал, который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Добавка REV-DUST представляет собой кальциевую монтмориллонитовую глину, которая коммерчески доступна в компании Milwhite, Inc.

Таблица II Рецептура лигносульфонатного бурового глинистого раствора
Образец (фунт/галлон)	14,0
Пресная вода, баррель	0,76
Загуститель AQUAGEL, фунт/баррель	20
Разбавитель QUIK-THIN, фунт/баррель	6
NaOH, фунт/баррель	3 (рН~11-11,5)
Добавка CARBONOX, фунт/баррель	4
Добавка REV-DUST, фунт/баррель	30,0
Барит, фунт/баррель	271,6

После горячего раскатывания с пребыванием в печи при 150°F в течение 16 часов испытаниям подвергли различные концентрации полимерсодержащего продукта AE 200 в буровом глинистом растворе, а результаты продемонстрировали в таблицах III и IV. Концентрации подвергали испытаниям в результате добавления в химический стакан 1,0 мл полимерсодержащего продукта AE 200 и различных количеств лигносульфонатного бурового глинистого раствора (например, как требуется в эксперименте, таких как 1Х, 2Х или 50Х). Смесь хорошо перемешивали. Регистрировали время, необходимое для затвердевания смеси, и условия для смеси.

Таблица III Результаты испытаний для полимерсодержащего продукта AE 200 при использовании лигносульфонатного бурового глинистого раствора
Образец	1:1 (об./об.)	1:2	1:10	1:20	1:30	1:50
Полимерсо-держащий продукт AE 200 совместно с лигносуль-фонатным буровым глинистым раствором (при использовании пресной воды)	Загущение в течение 1 мин. Формирование рыхлой твердой фазы.	Загуще-ние в течение 1 мин. Формирование глиноподобной твердой фазы.	Загущение в течение 1 мин. Формиро-вание глинопо-добной твердой фазы.	Загущение в течение 1 мин. Формирование глиноподобной твердой фазы. Несколько большее сма-чивание, чем в случае 1:10.	Легкая суспенди-рованность в большей степени подобие цементу.	Суспен-диро-ван-ность и водяни-стость.

Таблица IV Результаты испытаний для полимерсодержащего продукта AE 200 при использовании лигносульфонатного бурового глинистого раствора
Образец	1:5 (об./об.)	1:10	1:15	1:20
Полимерсодер-жащий продукт AE 200 совместно с лигносуль-фонатным буровым глинистым раствором (при использовании морской воды)	Загущение в течение 1 мин. Формирование каучукоподоб-ной глины.	Загущение в течение 1 мин. Формирование глиноподобной твердой фазы.	Суспензия вначале, после этого затвердевание по истечении 1 часа.	Суспензия вначале, после этого затвердевание по истечении 1,5 часа

Как можно видеть из данных таблиц III и IV, даже при коэффициенте разбавления 1:30 (полимерсодержащий продукт AE 200:буровой глинистый раствор) твердая фаза, которая формируется из смеси двух компонентов, все еще представляет собой цементоподобную пастообразную суспензию. Кроме того, из данных таких таблиц можно видеть то, что коэффициент разбавления уменьшается до 10 вместо 20 в случае использования лигносульфонатного бурового глинистого раствора в варианте с применением морской воды. На эксплуатационные характеристики полимерсодержащего продукта AE 200 могут оказать влияние катионы, присутствующие в морской воде (например, Na⁺, K⁺, Ca²⁺, Mg²⁺ и тому подобное), вследствие отравления солью. В данном случае согласно наблюдениям в присутствии Са²⁺ эффект отравления солью был более серьезным, чем в присутствии Na⁺. Для удаления ионов Са²⁺ в результате обработки к буровому глинистому раствору добавляли 0,2 фунт/баррель кальцинированной соды (Na₂CО₃), что приводило к превосходным результатам. Согласно наблюдениям коэффициент разбавления снова увеличивался до 20, и текстура твердой фазы также больше напоминала то, что получали в случае бурового глинистого раствора на основе пресной воды.

ПРИМЕР 4

В примере 4 наблюдали влияние на эксплуатационные характеристики полимерсодержащего продукта AE 200 солесодержания, значения рН и плотности. Как продемонстрировано в таблице V составляли рецептуры буровых глинистых растворов с различными солесодержанием, значением рН и плотностью. Суспендирующая добавка/загуститель BARAZAN D Plus представляет собой ксантановую камедь с улучшенной диспергированностью, которая коммерчески доступна в компании Halliburton Energy Services, Inc. Понизитель фильтрации FILTER-CHECK представляет собой модифицированный крахмал, который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Ингибитор глинистых сланцев CLAY SINC представляет собой стабилизатор неустойчивых глин для бурового глинистого раствора на водной основе, коммерчески доступный в компании Halliburton Energy Services, Inc. Флоккулянт CLAY GRABBER представляет собой полимерную добавку для буровых растворов на водной основе, коммерчески доступную в компании Halliburton Energy Services, Inc. Ингибитор глинистых сланцев CLAY SEAL представляет собой химическую добавку к буровому раствору, коммерчески доступную в компании Halliburton Energy Services, Inc.

Таблица V Рецептуры буровых глинистых растворов
	Пресная вода	Раствор NaCl с концентрацией 10% мас./мас.	Раствор NaCl с концентрацией 24% мас./мас.
Образец (фунт/ галлон)	13	13	10	13	13 (без NaOH)	16
Пресная вода, баррель	0,826	-	-	-	-	-
Раствор NaCl с концентрацией 10% мас./мас., баррель	-	0,845	-	-	-	-
Раствор NaCl с концентра-цией 24% мас./мас., баррель	-	-	0,994	0,875	0,875	0,756
NaOH, фунт	0,25	0,25	0,25	0,25	-	0,25
Суспенди-рующая добавка/ загуститель BARAZAN D PLUS, фунт	0,75	0,75	1,0	0,75	0,75	0,25
Понизитель фильтрации FILTER-CHECK, фунт	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Ингибитор глинистых сланцев CLAY SYNC, фунт	3,25	2,75	2,0	2,0	2,0	2,0
Флоккулянт (активное вещество) CLAY GRABBER, фунт	0,50	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
Ингибитор глинистых сланцев CLAY SEAL, фунт	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Барит, фунт	256,3	228,3	81,5	183,2	183,2	358,3

Все буровые глинистые растворы из таблицы V подвергали горячему раскатыванию с пребыванием в печи при 150°F в течение 16 часов. После проведения горячего раскатывания выполняли измерения значения рН. Измеряли плотности буровых глинистых растворов, смешанных с раствором NaCl с концентрацией 24% мас./мас., что продемонстрировано в таблице VI. К буровому глинистому раствору из таблицы V (раствор NaCl с концентрацией 24% мас./мас. (плотность=13)) добавляли различные количества NaOH для регулирования значения рН буровых глинистых растворов и определения количества бурового глинистого раствора, необходимого для получения идентичных результатов.

Таблица VI Влияние плотности и значения рН на эксплуатационные характеристики полимерсодержащего продукта AE 200
	Раствор NaCl с концентрацией 24% мас./мас.
Плотность (фунт/ галлон)	10	13	13	13	16
Объем бурового глинисто-го раствора (мл)	10	10	10	10	10
рН	9,05	7,66	9,06	11,0	9,05
Полимер, Содержа-щий продукт AE 200 (мл)	4	3	3	3	2
Наблюдения	Для формирова-ния полимерных пасты/тве-рдой фазы требуется наибольшее количество полимер-содержаще-го продукта AE 200. Текстура пасты также наиболее рыхлая среди всех других образцов.	В сопоставлении со всеми другими буровыми глинистыми растворами с той же самой плотностью, но при другом значении рН для затвердевания требуется максималь-ное время (1,5 мин в сопоставлении с~1 мин).	Для формирова-ния твердой фазы/пасты требуется одно и то же количество полимерсо-держащего продукта AE 200 при идентичности плотности вне зависимости от различий в значениях рН.	Отсутству-ют значитель-ные различия при изменении значения рН от 9 до 11.	Для формиро-вания пасты/ твердой фазы требуется только 2 мл полимер-содержа-щего продукта AE 200. Текстура/ прочность получен-ной твердой фазы также наилучшая.

Плотность может сыграть важную роль в обеспечении качества твердой фазы после перемешивания бурового глинистого раствора и полимерсодержащего продукта AE 200 и также может определить количество полимерсодержащего продукта AE 200, необходимое для формирования твердой фазы. Как продемонстрировано в таблице VI, при идентичных условиях чем меньше будет плотность, тем большее количество полимерсодержащего продукта AE 200 можно будет использовать для получения твердой фазы (4 мл полимерсодержащего продукта AE 200 для D=10 в сопоставлении с 2 мл полимерсодержащего продукта AE 200 для D=16, то есть 50%-ное уменьшение объема).

Согласно наблюдениям твердая фаза, которая формировалась при использовании бурового глинистого раствора с плотностью 16, была ощутимо более загущенной и концентрированной в сопоставлении с тем, что получали для бурового глинистого раствора с плотностью 10. Согласно наблюдениям сопоставление буровых глинистых растворов с рН 7,66 и 11 при идентичных условиях свидетельствовало о том, что для формирования твердой фазы требуется 1,5 мин при рН 7,66 в сравнении с 1 мин при рН 11, что можно приписать «отравлению солью» полимерсодержащего продукта AE 200 (например, эффект отравления катионом). Чем меньше будет значение рН, тем больше будет свободных ионов Н⁺, которые смогут присутствовать в растворе, и тем хуже будет эффект отравления солью, воздействию которого может подвергнуться полимерсодержащий продукт AE 200. Однако при изменении значения рН от 9 до 11 никаких различий не наблюдали.

ПРИМЕР 5

Испытанию подвергали солесодержание буровых глинистых растворов из примера 4. Согласно наблюдениям в сопоставлении со значением рН солесодержание оказывало большее влияние на эксплуатационные характеристики полимерсодержащего продукта AE 200. В таблице VII продемонстрированы результаты по солесодержанию.

Таблица VII Влияние солесодержания на эксплуатационные характеристики полимерсодержащего продукта AE 200
	Пресная вода	Раствор NaCl с концентрацией 10% мас./мас.	Раствор NaCl с концентрацией 24% мас./мас.
Плотность (фунт/галлон)	13	13	13
Объем бурового глинистого раствора (мл)	10	10	10
рН	9,03	9,05	9,06
Полимерсодержа-щий продукт AE 200 (мл)	1	2	3
Наблюдения	Для формирования полимерных пасты/твердой фазы требуется только 1 мл полимерсодержа-щего продукта AE 200. Текстура пасты также была наилучшей среди всех других образцов.	Текстура и прочность твердой фазы являются промежуточными в сопоставлении со случаями использования пресной воды и раствора NaCl с концентрацией 24% мас./мас.	Полимерсодержа-щий продукт AE 200 все еще работает в буровом глинистом растворе на основе раствора NaCl с концентрацией 24% мас./мас. Только для формирования твердой фазы/пасты требуется большее количество полимерсодержа-щего продукта AE 200.

Буровой глинистый раствор на основе пресной воды из таблицы VII продемонстрировал наилучшие эксплуатационные характеристики в том, что касается количества использованного полимерсодержащего продукта AE 200 и качества твердой фазы, которая формируется после перемешивания. Опять-таки при большем количестве катионов в растворе для формирования твердой фазы требовалось большее количество полимерсодержащего продукта AE 200. Поэтому по данным таблицы VII можно видеть увеличение количества использованного полимерсодержащего продукта AE 200 при увеличении солесодержания. Для того чтобы установить существование влияния присутствия KCl на эксплуатационные характеристики полимерсодержащего продукта AE 200, провели два эксперимента, результаты которых продемонстрированы в таблице VIII.

Таблица VIII
Образец	10%-ный раствор KCl	Раствор, содержащий 3% KCl + 24% NaCl
Полимерсодержащий продукт AE 200 (3 мл):раствор соли (10 мл)	Формируется твердая фаза	Формируется твердая фаза

Результаты демонстрируют то, что никаких проблем с формированием твердой фазы не возникает вне зависимости от того, будет ли оно происходить в 10%-ном растворе KCl или в растворе, содержащем 24% NaCl и 3% KCl, до тех пор, пока в смеси будет присутствовать достаточное количество полимерсодержащего продукта AE 200 (в данном случае 3 мл полимерсодержащего продукта AE 200).

ПРИМЕР 6

Проводили испытания для полимерсодержащего продукта AD 200 совместно с различными буровыми глинистыми растворами, а результаты продемонстрировали в таблице IX. Полимерсодержащий продукт AD 200 представляет собой обезвоженную форму полимерсодержащего продукта AЕ 200. Способ проведения испытаний в данном случае подобен тому, что использовали в вышеупомянутом испытании. В химическом стакане перемешивали 1 мл полимерсодержащего продукта AD 200 и 20 мл бурового глинистого раствора. Регистрировали время, которое требовалось для затвердевания смеси. Сопоставляли текстуру твердых паст.

Таблица IX Полимерсодержащий продукт AD 200 совместно с различными буровыми глинистыми растворами на водной основе
Образец	1:20 (об./об.) (полимерсодержащий продукт AD 200:буровой глинистый раствор)
Система HYDRO-GUARD	Загущение и формирование полимерной твердой фазы в течение 1 мин.
Лигносульфонатный буровой глинистый раствор	Загущение и формирование полимерной твердой фазы в течение 1 мин.
Лигносульфонатный буровой глинистый раствор совместно с 6 фунт/баррель извести	Загущение и формирование полимерной твердой фазы в течение 1 мин.
Лигносульфонатный буровой глинистый раствор совместно с 6 фунт/баррель извести (до добавления полимерсодержащего продукта AD 200 добавляли 0,5 г Na 2 CO 3 )	Загущение и формирование полимерной твердой фазы в течение 1 мин. Однако в случае данного бурового глинистого раствора время, необходимое для формирования полимерной твердой фазы, короче, чем соответствующее время из приведенных выше позиций. Прочность и текстура полимерной твердой фазы также улучшены в сопоставлении с тем, что получено в приведенных выше позициях.
Буровой глинистый раствор GEM GP	Загущение и формирование полимерной твердой фазы в течение 1 мин.

Система HYDRO-GUARD представляет собой буровой глинистый раствор, который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. и представляет собой буровой глинистый раствор на водной основе. GEM GP (общего назначения) представляет собой модифицированный гликолем буровой глинистый раствор, который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. и также представляет собой буровой глинистый раствор на водной основе. Согласно наблюдениям полимерсодержащий продукт AD 200 очень хорошо работал совместно с различными буровыми глинистыми растворами на водной основе. В дополнение к этому, согласно наблюдениям никаких проблем с формированием твердой фазы не возникало даже и в случае высокоизвестковистого бурового глинистого раствора. Результат был еще лучшим в случае добавления к высокоизвестковистому буровому глинистому раствору кальцинированной соды до добавления полимерсодержащего продукта AD 200.

ПРИМЕР 7

Для того чтобы отыскать безопасный способ доставки полимерсодержащего продукта AD 200 внутрь скважины, использовали подходящую для данной работы буферную жидкость. В таблице Х суммарно представлены результаты такого поиска. Испытания для полимерсодержащего продукта AD 200 в буровом глинистом растворе проводили с использованием эмульгатора (например, эмульгатора LE SUPERMUL), который использовали в качестве буферной жидкости. Результаты испытаний продемонстрированы в таблице Х.

Таблица Х Гидрофобизатор, буферная жидкость, буровой глинистый раствор, полимерсодержащий продукт AD 200 и их совместимость и стабильность
Образец	Комментарии
Эмульгатор LE SUPERMUL	Гидрофобизатор (полиаминированная жирная кислота).
Базовое масло SF	Основной компонент буферной жидкости.
2% (об./об.) эмульгатора LE SUPERMUL в базовом масле SF	Буферные жидкости будут использоваться в системах водных буровых глинистых растворов. Их необходимо использовать до и после доставки полимерсодержащего продукта AD 200 внутрь скважины.
Буферная жидкость:полимерсодержащий продукт AD 200 (10 мл:10 мл)	Отсутствие проблем со стабильностью или совместимостью. Для обращения эмульсии требуется 25 мл воды.
Лигносульфонатный буровой глинистый раствор:буферная жидкость:полимерсодержащий продукт AD 200 (1:1:0,5)	Отсутствие проблем с формированием полимерной твердой фазы.
Буровой глинистый раствор GEM GP:буферная жидкость:полимерсодержащий продукт AD 200 (1:1:0,5)	Отсутствие проблем с формированием полимерной твердой фазы.

Базовое масло SF представляет собой внутренний олефин, доступный в компании Halliburton Energy Services, Inc. Согласно наблюдениям никаких проблем не возникало при утяжелении полимерсодержащего продукта AD 200 баритом в количестве вплоть до 19 фунт/галлон.

ПРИМЕР 8

Проводили испытания для полимерсодержащего продукта AD 200 совместно с буровым раствором ACCOLADE. Рабочая жидкость ACCOLADE представляет собой не содержащий глины буровой раствор на синтетической основе, который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Рецептура бурового глинистого раствора приведена в таблице XI. В таблице XII продемонстрированы результаты для различных смесей полимерсодержащего продукта AD 200 и рабочей жидкости ACCOLADE. Рецептуру рабочей жидкости ACCOLADE составляли так, как это представлено в таблице XI, а после этого подвергали горячему раскатыванию с пребыванием при 150°F в печи в течение 16 часов. Понизитель фильтрации ADAPTA представляет собой сополимер, который обеспечивает подавление фильтрации при высоком давлении и высокой температуре (НРНТ) в системах неводных рабочих жидкостей и который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Закупоривающий агент BARACARB представляет собой частицы карбоната, коммерчески доступные в компании Halliburton Energy Services, Inc. Загуститель RHEMOD L коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc.

Таблица XI Рецептура бурового глинистого раствора ACCOLADE
Образец (фунт/галлон)	(12,0 фунт/галлон) масло:вода с составом 70:30
Солесодержание в водной фазе	250000 ч/млн
Основа рабочей жидкости ACCOLADE, баррель	0,436
Эмульгатор LE SUPERMUL, фунт/баррель	10
Вода, баррель	0,24
Известь, фунт/баррель	1
Понизитель фильтрации при высоком давлении (HP) ADAPTA, фунт/баррель	2
Барит, фунт/баррель	188,96
Добавка REV-DUST, фунт/баррель	20,0
Добавка BARACARB 25, фунт/баррель	7,5
Добавка BARACARB 50, фунт/баррель	7,5
CaCl 2 , фунт/баррель	29,09
Суспендирующая добавка/загуститель RHEMOD L, фунт/баррель	1

Таблица XII Результаты по предварительным лабораторным испытаниям для полимерсодержащего продукта AD 200 совместно с буровым глинистым раствором ACCOLADE
Образец	0,1 г Na 2 CO 3 в различных количествах воды (мл)	1,0 г Na 2 CO 3 в воде (мл)
Полимер-содержа-щий продукт AD 200: буровой глинистый раствор (2 мл : 1 мл)	5	10	15	20	10
Наблюде-ния	Твердая фаза формирует-ся в течение менее чем 1 мин.	Твердая фаза формирует-ся в течение менее чем 1 мин.	Твердая фаза формирует-ся в течение менее чем 1 мин.	Твердая фаза формирует-ся в течение 1 мин.	Никакой твердой фазы не формиру-ется в течение, по меньшей мере, 3 часов. По заверше-нии ночи формиру-ется паста, но она не настолько густа, как в случае использо-вания 0,1 г Na2CO3 в 10 мл воды.

Согласно наблюдениям 1 мл полимерсодержащего продукта AD 200 в смеси с 20 мл бурового глинистого раствора был способен сформировать смесь твердой фазы/пасты. Согласно наблюдениям для формирования твердой фазы/пасты также использовали комбинацию (полимерсодержащий продукт AD 200:буровой глинистый раствор) с соотношением компонентов в смеси 2:1 плюс 20 мл раствора кальцинированной соды, что продемонстрировано в таблице XII. В случае перемешивания 2 мл полимерсодержащего продукта AD 200 c 1 мл бурового глинистого раствора концентрация полимерсодержащего продукта AD 200 менялась с 50% на 33,33% (например, 33% активного полимерсодержащего продукта AD 200 вводили в реакцию с 20 мл раствора кальцинированной соды до формирования твердой фазы). Количество использованного Na₂CO₃ (0,1 г) рассчитывали на основании стехиометрического количества Са²⁺ в растворе. При наблюдениях за тем, будет ли избыток Na₂CO₃ оказывать влияние на эксплуатационные характеристики полимерсодержащего продукта AD 200, вместо 0,1 г Na₂CO₃ использовали 1,0 г. Функция избытка Na₂CO₃ заключалась в отравлении солью полимерсодержащего продукта AD 200, поэтому смесь демонстрировала худшее время формирования твердой фазы.

Согласно наблюдениям текстура твердой фазы из бурового глинистого раствора на основе масла была не настолько хорошей, как в случае бурового глинистого раствора на водной основе. Поэтому, как продемонстрировано в таблице XIII, добавляли дополнительное количество твердой фазы. STEEL SEAL представляет собой графит, который коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc.

Таблица XIII Результаты по предварительным лабораторным испытаниям для полимерсодержащего продукта AD 200 совместно с буровым глинистым раствором ACCOLADE
Образец	0,1 г Na 2 CO 3 в 10 мл воды
Полимерсодер-жащий продукт AD 200:буровой глинистый раствор (2 мл:1 мл)	3,0 г барита	3,0 г добавки REV-DUST	3,0 г добавки для борьбы с поглощением рабочей жидкости STEEL SEAL
Наблюдения	Твердая фаза формировалась в течение менее чем 1 мин в обоих случаях. Добавка REV-DUST, может быть, была несколько лучшей, хотя никаких различий по текстуре твердой фазы между баритом и добавкой REV-DUST не наблюдалось.	Твердая фаза формируется в течение менее чем 1 мин. Текстура твердой фазы наилучшая из трех.

Согласно наблюдениям добавленная твердая фаза обеспечивала получение лучшей конечной пасты как по текстуре, так и по прочности.

ПРИМЕР 9

Испытания проводили еще для двух буровых глинистых растворов на основе масла совместно с полимерсодержащим продуктом AD 200 (рабочая жидкость PETROFREE SF и рабочая жидкость ENVIROMUL). Буровой раствор PETROFREE коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Буровой раствор ENVIROMUL коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Их рецептуры продемонстрированы в таблицах XIV и XV. Загуститель GELTONE II и загуститель GELTONE V представляют собой гелеобразователи и загустители, содержащие измельченную органофильную глину, которые доступны в компании Halliburton Energy Services, Inc. Оба буровых глинистых раствора подвергали горячему раскатыванию с пребыванием в печи при 150°F в течение 16 часов. Рабочая жидкость ESCAID представляет собой масло, которое коммерчески доступно в компании Exxon Chemical Company. Суспендирующая добавка SUSPENTONE представляет собой органофильную глину, коммерчески доступную в компании Halliburton Energy Services, Inc. Эмульгатор EZ MUL NT представляет собой эмульгатор для бурового глинистого раствора на синтетической основе, коммерчески доступный в компании Halliburton Energy Services, Inc. Понизитель фильтрации для бурового глинистого раствора на основе масла при высокой температуре (НТ) DURATONE содержит смесь органофильных лигнитов, и он коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Разбавитель DEEP-TREAT представляет собой гидрофобизатор, коммерчески доступный в компании Halliburton Energy Services, Inc., а разбавитель COLDTROL коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. Испытания включали добавление в химический стакан 20 мл воды, а после этого Na₂CO₃. При необходимости также добавляли и добавку STEEL SEAL, барит или добавку REV-DUST. После этого в химический стакан добавляли 2 мл полимерсодержащего продукта AD 200 и 1 мл бурового глинистого раствора. Затем содержимое химического стакана перемешивали. Регистрировали время, необходимое для затвердевания смеси. Результаты испытаний продемонстрированы в таблице XVI.

Таблица XIV Рецептура бурового глинистого раствора PETROFREE SF
Образец (фунт/галлон)	(12,0 фунт/галлон) масло:вода с составом 70/30
Солесодержание в водной фазе	250000 ч/млн
Основа SF (внутренний олефин), баррель	0,426
Эмульгатор LE SUPERMUL, фунт/баррель	8
Понизитель фильтрации при высоком давлении (НР) ADAPTA, фунт/баррель	1
Вода, баррель	0,257
Суспендирующая добавка/загуститель RHEMOD L	0,25
Барит, фунт/баррель	208,1
CaCl 2 , фунт/баррель	29,11
Добавка REV-DUST, фунт/баррель	10,0
Добавка BARACARB 5, фунт/баррель	10,0
Загуститель GELTONE II, фунт/баррель	4,0

Таблица XV Рецептура бурового глинистого раствора ENVIROMUL
Образец (фунт/галлон)	(12,0 фунт/галлон) масло:вода с составом 70:30
Солесодержание в водной фазе	250000 ч./млн
Рабочая жидкость ESCAID 110, баррель	0,524
Вода, баррель	0,233
Загуститель GELTONE V, фунт/баррель	12,0
Добавка SUSPENTONE, фунт/баррель	4,0
Эмульгатор EZ MUL NT, фунт/баррель	5,0
Эмульгатор INVERMUL NT, фунт/баррель	4,0
Известь, фунт/баррель	2
Понизитель фильтрации при высокой температуре (НТ) DURATONE	8,0
Разбавитель DEEP-TREAT, фунт/баррель	5,0
Разбавитель COLDTROL, фунт/баррель	2,5
CaCl 2 , фунт/баррель	28,4
Барит, фунт/баррель	209,8

Таблица XVI Результаты испытаний для полимерсодержащего продукта AD 200 совместно с буровыми глинистыми растворами PETROFREE SF и ENVIROMUL
Образец	0,1 г Na 2 CO 3 *	1,0 г Na 2 CO 3	0,1 г Na 2 CO 3 и 3 г материала STEEL SEAL	0,1 г Na 2 CO 3 и 3 г барита	0,1 г Na 2 CO 3 и 3 г добавки REV-DUST
Полимер-содержа-щий материал AD 200:буро-вой глинистый раствор PETROFREE SF (2:1)	Формирова-ние твердой фазы в течение 1,5 мин.	Формирова-ние твердой фазы в течение 15 мин.	Формирование твердой фазы в течение 1,5 мин. Текстура и прочность пасты улучшены в сопоставлении со случаем без добавления какой-либо твердой фазы. Варианты с использованием материала STEEL SEAL и добавки REV-DUST выглядят лучше, чем вариант с использованием барита.
Полимер-содержа-щий материал AD 200:буро-вой глинистый раствор ENVIROMUL (2:1)	Формирование твердой фазы в течение 1 мин.	Формирование твердой фазы в течение 5 мин.	Формирование твердой фазы в течение 1 мин. Текстура и прочность пасты улучшены в сопоставлении со случаем без добавления какой-либо твердой фазы. Вариант с использованием материала STEEL SEAL выглядит наилучшим.
* Все эксперименты из данной таблицы проводят с использованием 20 мл воды.

Из примеров 8 и 9 можно видеть то, что результаты испытаний для полимерсодержащего материала AD 200 совместно с буровыми глинистыми растворами PETROFREE SF и ENVIROMUL подобны результатам для бурового глинистого раствора ACCOLADE.

Несмотря на то, что были продемонстрированы и описаны предпочтительные варианты реализации изобретения, специалисты в соответствующей области техники без отклонения от сущности и положений изобретения могут провести и их модифицирование. Варианты реализации, описанные в настоящем документе, представляют собой только примеры и не предполагают исполнения роли ограничения. Возможным является множество вариаций и модификаций изобретения, описанного в настоящем документе, и оно входит в объем данного изобретения. В случае недвусмысленного приведения численных диапазонов или ограничений такие недвусмысленно приведенные диапазоны или ограничения должны восприниматься как включающие последовательные диапазоны или ограничения подобного порядка величины, попадающие в пределы недвусмысленно приведенных диапазонов или ограничений (например, диапазон от приблизительно 1 до приблизительно 10 включает 2, 3, 4 и тому подобное; величина более чем 0,10 включает 0,11, 0,12, 0,13 и тому подобное). Использование термина «необязательно» по отношению к любому элементу пункта формулы изобретения подразумевает обозначение того, что рассматриваемый элемент является необходимым или в альтернативном варианте не является необходимым. Оба альтернативных варианта предполагаются включенными в объем пункта формулы изобретения. Использование более широких терминов, таких как содержит, включает, имеющий и тому подобное, должно восприниматься как обеспечение обоснования для более узких терминов, таких как состоящий из, по существу состоящий из, по существу образованный из и тому подобное.

В соответствии с этим объем охраны не ограничивается описанием, представленным ранее, а ограничивается только формулой изобретения, которая следует далее, при этом данный объем включает все эквиваленты сущности предмета формулы изобретения. Все без исключения пункты формулы изобретения включаются в описание изобретения в качестве варианта реализации настоящего изобретения. Таким образом, формула изобретения представляет собой дополнительное описание и является дополнением к предпочтительным вариантам реализации настоящего изобретения. Описание ссылок в разделе «Предпосылки изобретения» не является допущением того, что документ уровня техники, предшествующего по отношению к настоящему изобретению, в особенности какая-либо ссылка, может иметь дату публикации, более позднюю, чем дата приоритета данной заявки. Описание всех патентов, патентных заявок и публикаций, упомянутых в настоящем документе, посредством ссылки включается в настоящий документ в той степени, в которой в них приводятся подробности по примерам, методикам и другим аспектам, которые дополняют то, что представлено в настоящем документе.

1. Способ обслуживания ствола буровой скважины, который проходит в подземный пласт, включающий:
размещение композиции герметика, содержащей полимерсодержащую обратную эмульсию, в стволе буровой скважины для уменьшения поглощения рабочей жидкости в подземном пласте во время размещения рабочей жидкости в стволе буровой скважины,
где полимерсодержащая обратная эмульсия обезвоживается до содержания 10 мас.% воды до размещения в стволе буровой скважины.

2. Способ по п.1, где полимерсодержащая обратная эмульсия содержит нефтяное масло, природную нефть, синтетически полученное масло, минеральное масло, силиконовое масло или их комбинации.

3. Способ по п.1, где полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 10 мас.% до приблизительно 80 мас.% масла при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии.

4. Способ по п.1, где полимерсодержащая обратная эмульсия содержит до приблизительно 70 мас.% воды при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии до ее обезвоживания.

5. Способ по п.1, где полимерсодержащая обратная эмульсия содержит набухаемый в воде полимер.

6. Способ по п.5, где полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 5 мас.% набухаемого в воде полимера при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии.

7. Способ по п.5, где набухаемый в воде полимер содержит синтетический полимер, сверхабсорбент, природный полимер или их комбинации.

8. Способ по п.5, где набухаемый в воде полимер включает частицы, характеризующиеся размерами частиц в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов.

9. Способ по п.1, дополнительно включающий добавление к полимерсодержащей обратной эмульсии утяжелителя до размещения полимерсодержащей обратной эмульсии в стволе буровой скважины.

10. Способ по п.1, дополнительно включающий размещение в стволе буровой скважины буферной жидкости до размещения композиции герметика.

11. Способ по п.1, дополнительно включающий размещение в стволе буровой скважины бурового раствора после размещения в стволе буровой скважины композиции герметика.

12. Способ по п.1, где рабочая жидкость включает буровой раствор на водной основе или неводный буровой раствор.

13. Способ по п.1, дополнительно включающий размещение в стволе буровой скважины обрабатывающей композиции после размещения в стволе буровой скважины композиции герметика.

14. Композиция герметика, содержащая полимерсодержащую обратную эмульсию, где полимерсодержащая обратная эмульсия включает частицы, характеризующиеся размером частиц в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов, и где полимерсодержащая обратная эмульсия образована обезвоживанием полимерсодержащей обратной эмульсии до содержания 10 мас.% воды.

15. Композиция герметика по п.14, где полимерсодержащая обратная эмульсия содержит набухаемый в воде полимер.

16. Композиция герметика по п.15, где полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 5 мас.% набухаемого в воде полимера при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии.

17. Композиция герметика по п.15, где набухаемый в воде полимер содержит синтетический полимер, сверхабсорбент, природный полимер или их комбинации.

18. Композиция герметика, содержащая дисперсию полимера в масле, включающую частицы, характеризующиеся размером частиц в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов, и где дисперсия полимера в масле образуется путем обезвоживания полимерсодержащей обратной эмульсии до содержания 10 мас.% воды.

19. Композиция герметика по п.18, где дисперсия полимера в масле содержит нефтяное масло, природную нефть, синтетически полученное масло, минеральное масло, силиконовое масло или их комбинации.

20. Композиция герметика по п.18, где дисперсия полимера в масле содержит 10 мас.% воды.

21. Композиция герметика по п.18, где дисперсия полимера в масле содержит набухаемый в воде полимер.