Буровой раствор, содержащий полимер, и применение полимера в буровом растворе

Буровой раствор, содержащий полимер, и применение полимера в буровом растворе

Реферат

В операциях бурения скважин, в частности скважин, предназначенных для добычи из подземных месторождений нефти и/или газа, применяют буровые растворы, предназначенные для смазки, очистки и охлаждения бурового инструмента и бурильной головки и/или для удаления выбуренных материалов (бурового шлама). Буровые растворы применяются также для очистки скважин. Они также обеспечивают давление, необходимое, чтобы поддержать стенки скважины до укрепления. Растворы называют обычно промывочными растворами. После бурения стенки скважины обычно укрепляют цементным материалом.

При бурении стенки породы, в частности глинистой породы, чувствительной к воде, имеют тенденцию к разбуханию. С этими глинами возникают проблемы при эксплуатации. Разбухание может мешать течению раствора или прохождению бурового инструмента. Кроме того, разбухание может привести к разрушению стенки. Это разрушение может вызвать неоднородности в скважине и таким образом создать точки малой механической прочности.

С другой стороны, распавшийся глинистый материал легко высвобождается в раствор и может создать проблемы контроля вязкости раствора: глинистые материалы в присутствии или в отсутствие большой концентрации солей (рассол) имеют тенденцию сильно повышать вязкость. Это повышение может быть пагубным: если вязкость станет слишком большой, циркуляция раствора может стать затрудненной, и в этом случае он больше не выполняет свои функции.

Кроме того, извлекаемые глинистые породы могут иметь склонность к слипанию в буровом растворе. Это явление называют срастанием. Срастание может препятствовать циркуляции растворов и может механически заблокировать бурильную головку (феномен "налипания породы на долото").

Чтобы устранить проблемы разбухания глин и разрушения стенок, известно, что в буровые растворы добавляют полимеры, предназначенные для укрепления стенок ("упрочнение скважин"). Так, обычно в числе прочих используют частично гидролизованные полиакриламиды (PHPA, partially hydrolyzed polyacrylamide). Считается, что эти полимеры образуют полимерную пленку на поверхности стенок, более или менее изолируя со всех сторон расчищенные породы, и тормозят таким образом гидратацию и/или дезагрегацию глин. Однако использование этих полимеров ограничено, так как при большой концентрации они склонны делать растворы слишком вязкими. Больше всего эксплуатация этих полимеров ограничена в условиях бурения при высокой температуре и высоком давлении (HTHP).

Кроме того, известно, что в буровые растворы можно добавлять другие полимеры, например, для регулирования реологических свойств, в частности, в присутствии солей. Так, было проведено несколько исследований на сополимерах, содержащих звенья типа бетаина и, часто, акриламидные звенья.

Так, в документе WO 00/01746 (Французский Институт Нефти) описаны coполимеры на основе акриламида и сульфобетаинов или фосфобетаинов. В этом документе указывается, что эти сополимеры эффективны как загустители и как модификаторы поверхности частиц в суспензии.

Законодательство, все больше и больше строгое, стремится ограничить применение полимеров, содержащих акриламидные звенья. Через более или менее короткое время такие полимеры нельзя будет больше применять в некоторых странах. Необходимы решения для их замены.

Документ US 5026490 описывает другие сополимеры, содержащие звенья сульфобетаина, и их применение в качестве антикоагулянтов в промывочных растворах. Документ US 6346588 описывает другие сополимеры, содержащие звенья сульфобетаина, приготовление которых в буровом растворе облегчается. Документ US 4607076 описывает другие сополимеры, содержащие звенья сульфобетаина, и их применение в качестве загустителей в присутствии солевых растворов.

Для решения проблем разбухания глин и разрушения стенок известно также добавление в буровые растворы силикатов, предназначенных для укрепления стенок ("упрочнение скважины"). В таком случае говорят о буровых растворах на основе силиката или о промывочных растворах на основе силикатов.

Однако агенты, известные для ингибирования разбухания глин, могут способствовать срастанию. В частности, силикаты имеют склонность усиливать явления срастания. Поэтому предлагалось вводить в буровые растворы на основе силикатов добавки, направленные на ограничение явлений срастания. Так, в документе WO 99/42539 предлагается добавлять небольшие молекулы, имеющие фосфонатную группу и группу, содержащую менее 100 атомов, например фосфоноянтарную кислоту. Однако характеристики этих добавок в том, что касается ингибирования срастания, очень низкие, и их пытаются улучшить.

Задачей настоящего изобретения является устранить по меньшей мере один из названных выше недостатков.

Так, в настоящем изобретении предлагаются новые буровые растворы, содержащие полимер, причем указанный полимер содержит по меньшей мере 65 вес.%, предпочтительно по меньшей мере 90 вес.% гидроксилированных звеньев, имеющих группу -OH.

Задачей изобретения является также предложить использование полимера в водных или неводных буровых растворах, в частности в растворах на основе силикатов:

- в качестве ингибитора разбухания глин,

- в качестве понизителя фильтрации, и/или

- в качестве ингибитора срастания (в частности, для ингибирования феномена "налипания породы на долото"), и/или

- в качестве агента регулирования реологических свойств раствора, и/или

- в качестве смазки.

Объектом изобретения является также способ бурения, в котором применяется буровой раствор, содержащий полимер.

Полимер может применяться в качестве агента "2 в 1 или более", осуществляя несколько из названных выше функций, например, в качестве ингибитора срастания и в качестве смазки.

Изобретение относится, в частности, к буровому раствору для нефтяных и/или газовых скважин, содержащему полимер. Раствор может быть, в частности, раствором на основе силикатов.

Полимер

Полимер, использующийся в буровом растворе, содержит по меньшей мере 65 вес.% гидроксилированных звеньев. Предпочтительно он содержит по меньшей мере 90 вес.%, и еще более предпочтительно по меньшей мере 95 вес.% таких звеньев. Согласно предпочтительному варианту, полимер является гомополимером, не содержащим других звеньев (0 вес.% или самое большее 1 вес.%), кроме гидроксилированных звеньев.

Когда говорят о молекулярной массе, имеется в виду, если не указано обратное, средневесовая молекулярная масса в абсолютном значении, выраженная в г/моль. Ее можно определить гельпроникающей хроматографией (ГПХ), светорассеянием (ДСР, а также MALLS), с водным элюентом или органическим элюентом (например, диметилацетамид, диметилформамид и т.д.), в зависимости от состава полимера.

В настоящей заявке под мономерным звеном понимается звено, которое может быть получено напрямую из указанного мономера полимеризацией. Так, например, звенья, производные из эфира акриловой или метакриловой кислоты или винилацетата, не описываются звеньями формулы -CH₂-CH(COOH)-, -CH₂-C(CH₃)(COOH)-, -CH₂-CH(OH)-, соответственно, полученными, например, полимеризацией эфира акриловой или метакриловой кислоты или винилацетата, соответственно, с последующим гидролизом. Звено акриловой или метакриловой кислоты относится, например, к звену, полученному полимеризаций мономера (например, эфира акриловой или метакриловой кислоты), с последующей реакцией полученного полимера (например, гидролизом), чтобы получить звенья формулы -CH₂-CH(COOH)- или -CH₂-C(CH₃)(COOH)-. Звено винилового спирта относится, например, к звену, полученному полимеризацией мономера (например, сложного винилового эфира), с последующей реакцией (например, гидролизом) полученного полимера, чтобы получить звенья формулы -CH₂-CH(OH)-.

Согласно первому варианту реализации, гидроксилированные звенья являются звеньями следующей формулы:

-CH₂-CR⁶[-X²-R⁸]-,

в которой

- R⁶ означает атом водорода или метильную группу,

- X² означает группу формулы -CO-O-, -CO-NH- или -C₆H₄-CH₂-,

- R⁸ означает углеводородную группу с по меньшей мере двумя атомами углерода, содержащую по меньшей мере две -OH-группы, предпочтительно на двух следующих друг за другом атомах углерода.

Такие звенья могут быть выбраны, в частности, из звеньев следующих формул:

В качестве примеров мономеров, приводящих к таким звеньям после (со)полимеризации, можно назвать глицеринмоноакрилат (GMAc) или же глицеринмонометакрилат (GMMA), выпускаемые в

GMMA

Гидроксилированные звенья могут также быть получены химической модификацией предшественника полимера, содержащего, например, эпоксидные звенья:

где R означает атом водорода или метильную группу.

В качестве примеров мономеров, приводящих к таким звеньям после полимеризации, можно назвать глицидилакрилат (GA) или также глицидилметакрилат (GMA):

GA

GMA

Можно также провести этерификацию или трансэтерификацию полимера акриловой кислоты или метакриловой кислоты глицерином.

Можно, в частности, использовать гомополимер GMMA, полиGMMA (CAS 28474-30-8) или полиглицерилметакрилат. Такой полимер продается, в частности, фирмой Guardian под наименованием Lubragel BP.

Альтернативно можно применять гомополимер GMAc, полиGMAC или глицерилполиакрилат. Такой полимер продается, в частности, фирмой Cognis под наименованием Hispagel.

Согласно второму варианту реализации, гидроксилированные звенья являются звеньями следующей формулы:

-CH₂-CHOH-,

Согласно этому варианту реализации, полимер является полимером на основе поливинилового спирта.

Средневесовая молекулярная масса полимера предпочтительно составляет от 1000 г/моль до 400000 г/моль (относительная величина, откалиброванная ГПХ в водной среде по полиоксиэтилену в качестве эталона), предпочтительно от 2000 г/моль до 20000 г/моль. Абсолютная средневесовая молекулярная масса может предпочтительно составлять от 2000 до 4000000 г/моль.

Буровой раствор

Может иметься в виду водная или неводная жидкость. Это может быть водная жидкость на основе силикатов (или промывочный раствор на основе силикатов) или без силикатов. Это может быть водная жидкость на основе фосфатов или без фосфатов. Предпочтительно речь идет о буровом растворе на основе силикатов.

Содержание полимера в буровом растворе благоприятно составляет от 0,1% до 10 вес.%, предпочтительно от 0,1% до 5%, и еще более предпочтительно от 1% до 3%.

Ниже кратко описывается, что представляют собой операции бурения.

Операции бурения состоят в проходке скважины с помощью бурового долота из карбида вольфрама, в частности, прикрепленного к полым буровым штангам, свинченным встык. Чаще всего буровой раствор или буровая композиция, содержащие добавки в жидком носителе, вводятся в колонну буровых штанг. Затем этот раствор поднимается вверх по скважине, снаружи штанг, и захватывает элементы пород, выбуренных при операции бурения. Одновременно раствор, содержащий породу, создает противодавление, которое упрочняет скважину. Затем раствор удаляется из буровой скважины, чтобы освободиться от содержащейся в нем породы, перед тем как его снова введут в пустотелые буровые штанги.

В таких условиях применения добавки, добавленные в раствор, придают ему особые реологические характеристики. Действительно, когда он подвергается очень сильным напряжениям сдвига и высоким температурам, какие имеют место около бурового долота, раствор должен иметь достаточно низкую вязкость, чтобы облегчить его выведение наружу полых штанг. Напротив, тот же раствор, нагруженный породой, должен иметь повышенную вязкость, чтобы удерживать в суспензии шлам, захваченный при бурении.

Буровые растворы (промывочные растворы) специалисту известны. Точный состав раствора может зависеть от назначения раствора. Он может зависеть, в частности, от температур и давлений, которым будет подвергаться раствор, от природы переносимой через скважину породы и от природы бурильного инструмента.

Буровые растворы обычно содержат жидкий носитель и добавки, растворенные или диспергированные в жидком носителе. Такими добавками являются средства для упрочнения стенок скважины и понизители фильтрации.

Жидкий носитель может быть водой (при этом буровой раствор является композицией на основе воды, содержащей добавки, растворенные или диспергированные в воде). В этом случае часто говорят о "промывочном растворе на водной основе". Отметим, что часто вода является морской водой. Согласно одному частному варианту, жидкий носитель является носителем на основе силикатов ("промывочный раствор на основе силикатов"). Промывочные растворы на основе силикатов являются классом промывочных растворов на водной основе, содержащих силикаты. Специалистам они известны. Эти растворы очень эффективны с точки зрения защиты глин, чувствительных к воде, они не очень дороги и считаются не наносящими большого вреда окружающей среде. Они способны заделывать дыры в глинах размером от нескольких нанометров до десятков микрон. Тем не менее они имеют недостатки в отношении срастания бурового шлама и блокады бурильных головок ("налипание породы на долото"). Другим недостатком является высокий pH при работе (около 12), что представляет риск с точки зрения безопасности рабочих условий и/или влияния на окружающую среду, а также плохую смазку. Жидкие силикаты натрия или калия являются водорастворимыми жидкими стеклами химической формулы M₂O_n(SiO₂), где M может быть Na⁺ или K⁺, а n представляет собой мольное отношение (число молекул SiO₂ на одну молекулу M₂О). Коэффициент n меняется предпочтительно от 1,5 до 3,3 для коммерческих продуктов. В буровых растворах обычно используется отношение 2,0. Считается, что силикаты защищают чувствительные к воде природные глины от проникновения воды посредством двух механизмов:

- гелеобразование: раствор в порах глины имеет pH, очень близкий к нейтральному. Когда олигомеры силикатов оказываются при таком pH, они полимеризуются и образуют трехмерную сетку.

- осаждение: растворы в порах глины содержат катионы Ca²⁺ и Mg²⁺, которые взаимодействуют с олигомерами силикатов с образованием нерастворимых осадков.

Жидкий носитель может также быть эмульсией "вода-в-масле". В этом случае часто говорят о "промывочных растворах на масляной основе". Эти последние дороже, чем растворы на водной основе, но могут быть предпочтительнее в случае бурения очень глубоких скважин (условия бурения HPHT, высокое давление, высокие температуры). Полимер может использоваться с носителями двух типов. Однако предпочтительны носители на водной основе (водные промывочные растворы), в частности носители на основе силикатов (промывочные растворы на основе силикатов).

Полимер может входить в состав бурового раствора вместо или в дополнение к агенту упрочнения стенок скважины (укрепление скважины) и/или к понизителям фильтрации, и/или смазкам, и/или ингибиторам срастания.

Из добавок, которые могут содержаться в буровых растворах, кроме агентов укрепления стенок и/или понизителей фильтрации, можно назвать:

- регуляторы реологических свойств: это могут быть агенты, делающие раствор вязкоупругим, понизители вязкости, загустители. Можно назвать, например, полисахариды, такие, как гуар или крахмал, ксантановую камедь и производные этих соединений;

- регуляторы ионной силы раствора. Речь идет, например, о солях;

- эмульгаторы, в частности, в масляных растворах, например эмульгаторы, описанные в патентной заявке WO 01/94495;

- диспергаторы;

- средства, препятствующие образованию отложений, например полимеры, содержащие звенья акриловой кислоты, или винилсульфоновой кислоты, или винилфосфоновой кислоты;

- регуляторы плотности раствора, например сульфат бария;

- ловушки кислорода и/или другие химические стабилизаторы.

Кроме того, ниже более подробно говорится о некоторых соединениях, которые могут входить в состав буровых растворов.

Буровые растворы могут содержать полифосфаты, таннины, лигносульфонаты, производные лигнина, торфы и лигниты, полиакрилаты, полинафталинсульфонаты, самостоятельно или в смеси.

Количество разжижающего агента или диспергатора может меняться. Для сведения, оно может составлять от 0 до 1% от полного веса раствора.

Буровой раствор согласно изобретению может содержать, кроме того, ловушку кислорода. Целью этого типа добавки является улавливать кислород, присутствующий в буровых растворах, который может вызвать разложение определенных добавок.

Из продуктов этого типа можно назвать, например, гидроксиламины, гидразин, сульфиты, бисульфиты, гидросульфиты, боргидриды.

Согласно одному частному варианту реализации, в качестве ловушки кислорода используют гидразин, так как он не вызывает образования нерастворимых осадков, способствующих появлению пробок в скважине. Гидразин может находиться в безводной или гидратированной форме, в виде соли, как, например, хлориды, сульфаты, или также в виде карбазида.

Обычно содержание добавки этого типа варьируется от 0 до 0,25%.

Кроме этого, буровой раствор согласно изобретению может содержать по меньшей мере одно утяжеляющее соединение и/или по меньшей мере один неорганический коллоид.

Утяжеляющие компоненты способствуют поддержанию достаточного гидростатического давления в скважинах и удержанию в суспензии пород, увлеченных при операции бурения. Такие соединения выбираются традиционно из растворимых солей, указанных ранее, и из плохо или очень плохо растворимых солей. Из плохо растворимых солей можно назвать, без ограничений, сульфаты, силикаты или карбонаты щелочно-земельных металлов, такие как сульфат бария, карбонат кальция.

Равным образом можно использовать бромиды щелочно-земельных металлов или цинка, такие как бромид калия, бромид цинка. Можно также использовать оксиды или сернистые соединения или арсенат железа низшей валентности. Можно также использовать сульфат стронция, в определенных случаях даже с большой концентрацией свинцового блеска (сульфид свинца).

Неорганические коллоиды, которые являются соединениями, по существу нерастворимыми в условиях применения раствора согласно изобретению, являются модификаторами реологии среды, позволяющими удержать высверленные породы, находящиеся в суспензии, в этой последней. Аттапульгит, барит, бентонит, самостоятельно или в смеси, являются примерами наиболее часто применяющихся. Следует отметить, что если применяют раствор, содержащий неорганический коллоид, он предпочтительно является коллоидом аттапульгита.

Доля утяжелителей и неорганических коллоидов зависит от множества факторов, и не только технических. Действительно, если эта доля, вполне очевидно, устанавливается в зависимости от природы проходимой почвы, учитывается величина затрат, вносимых использованием этих добавок (присутствие на месте или нет, стоимость и т.д.).

Очень часто, и всегда с целью свести к минимуму понесенные расходы, приготовление бурового раствора производится с водой, имеющейся на месте бурения. Так, нередко случается оказаться в условиях пластовой воды (в противоположность композиционной воде, то есть воде, полученной с конкретной целью), насыщенной солями, такой как морская вода, солевые растворы или жесткая вода. В этом случае содержание солей в применяющейся воде меняется в зависимости от ее происхождения.

Может, однако, случиться, что имеющаяся в распоряжении вода не будет иметь или будет иметь мало утяжелителей. В этом случае может быть целесообразным добавлять соли, такие, например, как хлориды.

При необходимости можно также добавлять неорганические соли, чтобы облегчить осаждение некоторых ионов, если они имеются, в частности двухвалентных ионов. Можно упомянуть, например, добавление карбоната натрия для осаждения кальция или бикарбоната натрия для осаждения извести, в частности, при повторном бурении в цементе. Можно также назвать добавление гипса или хлорида кальция, чтобы уменьшить разбухание глин, добавление гидроксида кальция, или гашеной извести, чтобы удалить бикарбонаты из растворов, загрязненных диоксидом углерода.

Содержание солей является также функцией проходимых пород и воды, доступной в месте эксплуатации, и можно осуществлять операции в присутствии растворов, насыщенных солями.

Разумеется, буровой раствор по настоящему изобретению может содержать обычные добавки из класса полисахаридов с высоким молекулярным весом, такие как сукциногликан, веллан, геллан, использующиеся в качестве загустителей.

В состав раствора могут входить другие добавки, классические для приложений, относящихся к эксплуатации нефтяных месторождений. Так, можно упомянуть агенты переноса свободных радикалов, такие как низшие спирты, тиомочевины, гидрохинон, биоциды, хелатные добавки, поверхностно-активные вещества, пеногасители, средства от коррозии.

Эффекты

Ингибитор разбухания глин

При бурении скважин, в частности при бурении скважин, предназначенных для добычи нефти и/или газа, часто бурение ведут через глинистые породы, в частности через сланцевые глины (по-английски "shale"). Эти породы склонны разбухать при контакте с буровыми растворами, в частности при контакте с водными растворами. Разбухание является следствием проникновения жидкости в породу. Такое разбухание создает несколько проблем.

Разбухание вдоль стенок скважины создает выступы, которые мешают циркуляции бурового раствора и буровому инструменту. Кроме того, разбухание может привести к разрушению, создавая неровности вдоль стенок. Эти неровности и выступы могут создавать точки недостаточной механической прочности в скважине. Отваливающийся материал образован из мелких пластинок, которые могут изменить реологические свойства раствора и, таким образом, помешать его циркуляции.

Ингибитор разбухания глин стремится помешать проникновению раствора в породу вдоль стенок, чтобы воспрепятствовать разбуханию и/или разрушению. Речь может идти об упрочнении стенок скважины ("wellbore consolidation").

Выбуренные глинистые породы, в частности глинистые сланцы, находящиеся в виде суспензии в буровых растворах, могут создавать проблемы. Эти породы в суспензии могут разбухать, распадаться и изменять таким путем реологические свойства растворов, как объяснялось выше. Ингибитор разбухания глин стремится помешать проникновению воды в выбуренную породу, находящуюся в суспензии, и/или ингибировать ее развал.

Ингибитор срастания

С другой стороны, порода в суспензии склонна к агрегированию. Тогда говорят о срастании. Образованные агрегаты могут мешать циркуляции бурового раствора и оборудованию. Более того, они могут охватить бурильную головку и таким образом заблокировать ее (по-английски явление "bit balling" - налипание породы на долото). Ингибитор срастания высверленных уносимых пород стремится не допустить эти явления. Отметим, что обычный агент может образовать пленку или адсорбироваться на поверхности удаляемой выбуренной породы, не предотвращая, тем не менее, ее агломерации (срастания). Мало подходящий ингибитор разбухания глин может даже облегчать это срастание. Это имеет место, например, в случае силикатов. Существует потребность в агентах, ингибирующих срастание.

Понизитель фильтрации

Уменьшить фильтрацию означает избежать потерь бурового раствора в скважине из-за просачивания в породы. Потерь раствора нужно избегать по экономическим причинам (стоимость раствора), по причинам безопасности и в целях производительности. Действительно, если дойдет до нехватки раствора, бурильные инструменты могут повреждаться из-за перегрева, плохой смазки или механической блокады плохо удаленной породой и потребуется временная остановка операции бурения.

Полимеры могут применяться, в частности, в качестве агентов "2 в 1 или более", объединяющих несколько функций, выбранных из следующих:

- ингибирование разбухания глин и/или укрепление стенок скважины ("укрепление скважины");

- ингибирование срастания и/или ингибирование блокады бурильных головок (ингибирование "налипания породы на долото");

- смазка;

- понижение фильтрации.

Применение в качестве агентов "2 в 1" упрощает, технически и экономически, составление рецептур растворов. Особенно выгодно их применение в качестве агентов, ингибирующих срастание, и смазки.

Применение

В рамках применения по изобретению буровой раствор предпочтительно является раствором для бурения скважины, предназначенной для добычи нефти и/или газа. Содержание полимера в буровом растворе благоприятно составляет от 0,1% до 10 вес.%, предпочтительно от 0,1% до 5% и еще более предпочтительно от 1% до 3%.

В рамках применения по изобретению полимер является ингибитором срастания вынимаемых высверленных пород.

В рамках применения полимер может также или альтернативно быть смазкой.

Другие детали или преимущества изобретения выявятся более четко при рассмотрении нижеследующих примеров, которые не носят ограничительного характера.

Примеры

В следующих примерах применяют следующие добавки:

Добавка 1

Гомополимер GMMA со средневесовой молекулярной массой примерно 5600 г/моль

Пример 1: Раствор, содержащий полимер

Готовят композицию B бурового раствора на основе силикатов, содержащую следующие компоненты:

Солевой раствор	20%
Пеногаситель (Bevaloide 6092)	0,1%
Загуститель, ксантановая камедь (Rhodopol 23P, Rhodia)	0,5%
Силикаты (Силикаты 60N20, Rhodia)	5% (сухое вещество)
Добавка 1:	1%
KOH или NaOH для установки pH 12

1. Буровой раствор, содержащий полимер, отличающийся тем, что полимер является полимером, содержащим по меньшей мере 65 вес.%, предпочтительно по меньшей мере 90 вес.% гидроксилированных звеньев, содержащих группу -ОН, следующей формулы:-CH₂-CR⁶[-X²-R⁸]-в которой R⁶ означает атом водорода или метильную группу,Х² означает группу формулы -СО-O-, -CO-NH- или -С₆Н₄-СН₂-,R⁸ означает углеводородную группу с по меньшей мере двумя атомами углерода, содержащую по меньшей мере две -ОН-группы, предпочтительно на двух соседних атомах углерода.

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что содержание указанного полимера составляет от 0,1 до 10 вес.%, предпочтительно от 0,1 до 5% и еще более предпочтительно от 1 до 3%.

3. Буровой раствор по п.1 или 2, отличающийся тем, что гидроксилированные звенья выбраны из звеньев следующих формул:

4. Буровой раствор по одному из пп.1 или 2, отличающийся тем, что полимер является гомополимером, не содержащим других звеньев, кроме гидроксилированных звеньев.

5. Буровой раствор по п.1 или 2, отличающийся тем, что полимер имеет средневесовую молекулярную массу, составляющую от 1000 до 400000 г/моль, предпочтительно от 2000 до 20000 г/моль.

6. Буровой раствор по п.1 или 2, отличающийся тем, что раствор является жидкостью для бурения скважины, предназначенной для добычи нефти и/или газа.

7. Буровой раствор по п.6, отличающийся тем, что буровой раствор является водной жидкостью на основе силикатов.

8. Применение полимера, который определен в одном из пп.1 и 3-7, в буровом растворе в качестве ингибитора разбухания глин, и/или в качестве ингибитора срастания, и/или в качестве регулятора реологических свойств раствора, и/или в качестве понизителя фильтрации, и/или в качестве смазки.

9. Применение по п.8, отличающееся тем, что буровой раствор является раствором для бурения скважины, предназначенной для добычи нефти и/или газа.

10. Применение по одному из пп.8 или 9, отличающееся тем, что содержание полимера в буровом растворе составляет от 0,1 до 10 вес.%, предпочтительно от 0,1 до 5%, и еще более предпочтительно от 1 до 3%.

11. Применение по п.8 или 9, отличающееся тем, что ингибитор разбухания глин является средством для упрочнения стенок скважины.

12. Применение по п.8 или 9, отличающееся тем, что ингибитор срастания является агентом, предотвращающим блокаду бурильной головки.

13. Применение по п.8 или 9, отличающееся тем, что буровой раствор является водной жидкостью на основе силикатов.

14. Применение по п.8 или 9, отличающееся тем, что буровой раствор является водной жидкостью без силикатов.