Высокопроизводительный водный буровой раствор и его применение

010505 При роторном бурении подземных скважин от бурового раствора требуются многие функции и характеристики. Буровой раствор должен циркулировать через скважину и переносить кусочки горной породы снизу буровой коронки вверх кольцевого пространства и допускать их разделение у поверхности. В то же время предполагают, что буровой раствор охлаждает и очищает буровую коронку, уменьшает трение между бурильной колонной и сторонами буровой скважины и поддерживает стабильность в незакрепленных секциях буровых скважин. Таким образом, буровой раствор должен образовывать тонкую слабо проницаемую фильтрационную корку, которая закрывает отверстия в пластах, пройденных буровой коронкой, и осуществляет уменьшение нежелательного притока пластовых флюидов из проницаемых горных пород при регулируемой плотности для компенсации подземного давления. Буровые растворы обычно классифицируют по их основному веществу. В масляных жидких средах твердые частицы суспендируют в олеофильных веществах (маслах), а вода или рассол могут быть эмульгированы в масле. Масло обычно представляет собой непрерывную фазу. В водных жидких средах твердые частицы суспендируют в воде или рассоле, а масло может быть эмульгировано в воде. Вода или рассол обычно представляют собой непрерывную фазу. Флюиды для пневмосистем представляют собой третий класс буровых растворов, в которых высокая скорость потока воздуха или природного газа помогает удалению бурового раствора. Водные буровые растворы обычно основаны на трех типах твердых веществ: 1) глины и органические коллоиды, добавленные для обеспечения необходимой вязкости и фильтрующих свойств; 2) тяжелые минералы, функция которых состоит в повышении плотности буровых растворов; и 3) плотные частицы пласта, которые диспергируются в буровом растворе во время процесса бурения. Твердые частицы пласта, которые диспергируются в буровом растворе, обычно происходят от кусочков породы, образовавшихся под действием буровой коронки, и твердых частиц, образовавшихся в результате нестабильности буровой скважины. Если твердые частицы пласта представляют собой глинистые минералы, которые набухают или диспергируются, присутствие любого типа твердых частиц пласта в буровом растворе может значительно увеличить время и стоимость бурения. В природе глинистые минералы обычно являются кристаллическими. Структура кристаллов глины определяет их свойства. Обычно глины имеют хлопьевидную структуру типа слюды. Хлопья глины образуют множество кристаллических пластин, уложенных лицом-к-лицу. Каждую пластину называют единичным слоем, а поверхности единичных слоев называют основными поверхностями. Единичный слой составляют множественные пластинки. Один тип пластинок называют октаэдральной пластинкой, она составлена из атомов алюминия или магния, октаэдрически координированных с атомами кислорода гидроксилов. Другой тип пластинок называют тетраэдральной пластинкой. Тетраэдральная пластинка состоит из атомов кремния, тетраэдрически скоординированных с атомами кислорода. Пластинки внутри единичного слоя связаны вместе спариванием атомов кислорода. Если указанные связи образуются между октаэдральной и тетраэдральной пластинками, одна основная поверхность состоит из незащищенных атомов кислорода, тогда как другая основная поверхность содержит незащищенные гидроксилы. Обычно для двух тетраэдральных пластинок свойственно связываться с одной октаэдральной пластинкой путем спаривания атомов кислорода. Полученная структура, известная как структура Гофмана, содержит одну октаэдральную пластинку, которая образует сэндвичевую конструкцию между двумя тетраэдральными пластинками. В результате обе основные поверхности в структуре Гофмана содержат незащищенные атомы кислорода. Единичные слои уложены вместе лицом-к-лицу и удерживаются вместе слабыми силами притяжения. Расстояние между соответствующими пластинами в соседних единичных слоях называют спространством. Структура кристалла глины с единичным слоем, состоящим из трех пластин, обычно имеет с-пространство примерно 9,510-7 мм. В кристаллах глинистого минерала атомы, имеющие различные валентности, обычно расположены внутри пластин структуры, создавая отрицательный потенциал у поверхности кристалла. В указанном случае катион адсорбирован на поверхности. Указанные адсорбированные катионы называют обмениваемыми катионами, поскольку они могут химически обмениваться с другими катионами, если кристалл глины находится в водной окружающей среде. Дополнительно ионы также могут быть адсорбированы на ребрах кристалла глины и обмениваться в воде с другими ионами. Тип замещения, встречающегося внутри структуры кристалла глины, и обмениваемые катионы, адсорбированные на поверхности кристалла, значительно влияют на набухание глины, свойство первейшей важности для промышленности буровых растворов. Набухание глины представляет собой явление, при котором молекулы воды окружают структуру кристалла глины и способны при этом увеличивать спространство структуры, полученной при увеличении объема. Может наступить два типа набухания. Гидратация поверхности представляет собой один тип набухания, при котором молекулы воды адсорбируются на поверхности кристалла. Водородные связи удерживают слой молекул воды у незащищенных от воздействия атомов кислорода на поверхностях кристалла. Затем слои молекул воды выстраиваются в ряд с образованием квази-кристаллической структуры между единичными слоями, приводя к увеличению с-пространства. Фактически все типы глин набухают указанным образом.-1 010505 Осмотическое набухание представляет собой второй тип набухания. Когда концентрация катионов между единичными слоями глинистого минерала выше, чем концентрация катионов в окружающей воде,вода осмотически вытягивается между единичными слоями и с-пространство увеличивается. Осмотическое набухание приводит к большему увеличению общего объема, чем гидратация поверхности. Однако только некоторые глины, подобные монтмориллониту натрия, набухают указанным образом. Обнаружено, что обмениваемые катионы, находящиеся в глинистых минералах, оказывают значительное влияние на степень происходящего набухания. Обмениваемые катионы конкурируют с молекулами воды за имеющиеся реакционноспособные участки в структуре глины. Обычно катионы с высокими валентностями адсорбируются сильнее, чем катионы с более низкими валентностями. Таким образом,глины с низковалентными обмениваемыми катионами будут набухать больше, чем глины, обмениваемые катионы которых имеют высокие валентности. У побережья заливов Северного моря и Соединенных Штатов бурильщики обычно встречаются с глинистыми осадочными породами, в которых преобладающей минеральной глиной является монтморриллонит натрия (обычно называемый вязким сланцем). В вязком сланце катионы натрия преимущественно представляют собой обмениваемые катионы. Так как катион натрия имеет низкую положительную валентность (то есть формально валентность а+1), он легко диспергируется в воде. Хорошо известно, что вязкий сланец легко набухает. Набухание глины во время бурения подземной скважины может оказывать громадное вредное воздействие на процесс бурения. Общее увеличение насыпного объема, сопровождающее набухание глины,влияет на стабильность буровой скважины и препятствует удалению кусков породы снизу буровой коронки, повышает трение между бурильной колонной и сторонами буровой скважины и препятствует образованию тонкой фильтрационной корки, которая закупоривает пласты. Набухание глины может также создавать другие проблемы бурения, такие как прекращение циркуляции или потеря куска трубы и повышенная вязкость бурового раствора, что замедляет бурение и повышает стоимость бурения. Таким образом, учитывая частоту, с которой вязкий сланец встречается при бурении подземных скважин, разработка вещества и способа уменьшения набухания глины остается постоянной проблемой в разведочной нефтяной и газовой промышленности. Один из способов уменьшения набухания глины состоит в использовании солей в буровых растворах. Соли обычно уменьшают набухание глин. Однако соли могут флоккулировать глины, приводя как к большим потерям раствора, так и к почти полной потере тиксотропности. Дополнительно, повышение солености часто снижает функциональные характеристики добавок к буровому раствору. Другой способ регулирования набухания глины состоит в использовании в буровых растворах молекул органического ингибитора сланца. Полагают, что указанные органические молекулы ингибитора сланца адсорбируются на поверхности глин при прибавлении органического ингибитора сланца, конкурируя с молекулами воды, на реакционноспособных участках глины и таким образом обеспечивают уменьшение набухания глины. Молекулы органического ингибитора сланца могут быть катионными, анионными или неионными. Катионные органические ингибиторы сланца диссоциируют на органические катионы и неорганические анионы, тогда как анионные органические ингибиторы сланца диссоциируют на неорганические катионы и органические анионы. Молекулы неионных органических ингибиторов сланца не диссоциируют. Важно, чтобы бурильщик подземных скважин мог регулировать реологические свойства буровых растворов путем использования добавок, включая молекулы органического ингибитора сланца. В нефтяной и газовой промышленности в настоящее время желательно, чтобы добавки работали как в море, так и на берегу, и в пресной и соленой окружающей воде. Кроме того, так как процесс бурения воздействует на жизнь растений и животных, добавки к буровому раствору должны иметь низкие уровни токсичности и должны легко обрабатываться вручную, а также с минимальной опасностью с точки зрения загрязнения окружающей среды и причинения вреда оператору. Любая добавка к буровому раствору должна также обеспечивать желаемые результаты, но не должна ингибировать желаемую работу других добавок. Разработка указанных добавок поможет нефтяной и газовой промышленности удовлетворять многочисленным условиям, необходимым для наилучших добавок к буровому раствору, которые действуют для регулирования набухания глины и пробуренных пластов без вредного влияния на реологические свойства буровых растворов. Заявленный предмет изобретения обращен на указанную необходимость. Сущность изобретения Предмет данного описания в общем направлен на водный буровой раствор для использования в подземных скважинах, проникающий в подземные образования, которые набухают и/или диспергируются в присутствии воды. Буровые растворы данного описания включают непрерывную водную фазу; утяжелитель; возможный агент ингибирования гидратации сланца; и агент инкапсулирования сланца; в которых агент ингибирования гидратации сланца и агент инкапсулирования сланца присутствуют в концентрациях, достаточных для уменьшения набухания и диспергирования в подземном образовании в присутствии воды. В данном иллюстративном варианте осуществления агент инкапсулирования сланца представляет собой предпочтительно четвертичное производное поливинилового спирта формулы: в которой х и у имеют такие значения, чтобы молекулярная масса катиона находилась в интервале от примерно 10000 до примерно 200000 AMU (атомной единицы массы); A выбирают из C1-С 6-алкила, простого С 2-С 6-эфира или С 2-С 6-амида; R, R' и R" независимо друг от друга могут быть выбраны из C1-С 3 алкилов; и В- представляет собой анион, уравновешивающий заряд. В предпочтительном варианте осуществления агент инкапсулирования сланца предпочтительно представляет собой четвертичное производное поливинилового спирта формулы в которой х и у имеют такие значения, чтобы молекулярная масса катиона находилась в интервале от примерно 10000 до примерно 200000 AMU; и В- представляет собой анион, уравновешивающий заряд. Предпочтительно В- представляет собой анион, выбранный из группы иона галогена, иона сульфата, иона нитрата, иона формиата, иона цитрата, иона ацетата, иона метилсульфоната и их смесей, и более предпочтительно В-представляет собой ион галогена. Агент инкапсулирования сланца должен быть, по меньшей мере, частично растворим в водной непрерывной фазе, чтобы быть более эффективным. Возможный ингибитор гидратации сланца выбирают из широкого ряда хорошо известных ингибиторов сланцев, а также смесей и комбинаций указанных и подобных соединений, ингибирующих сланцы, которые должны быть известны специалисту в данной области. Иллюстративный буровой раствор составляют, выбирая непрерывную водную фазу из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений, а также смесей и комбинаций указанных и подобных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Иллюстративный буровой раствор может дополнительно содержать агент регулирования потери жидкости, выбранный из группы, состоящей из органических полимеров, крахмалов, а также смесей и комбинаций указанных и подобных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Утяжелитель обеспечивает повышение плотности иллюстративного бурового раствора и может быть выбран из барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, органических и неорганических солей, хлорида кальция,бромида кальция, хлорида магния, галогенидов цинка, а также смесей и комбинаций указанных и подобных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Наконец, следует отметить, что иллюстративный буровой раствор может содержать другие компоненты, которые общеприняты для образования водных буровых растворов. Примерами указанных компонентов являются эмульгаторы,суспендирующие агенты, вещества, регулирующие вязкость, агенты регулирования потери жидкости, а также смеси и комбинации указанных и подобных компонентов, которые должны быть известны специалисту в данной области. Специалисту в данной области следует также оценить, что заявленный предмет изобретения включает способ образования подземной скважины с применением предложенных здесь буровых растворов. Один из указанных иллюстративных способов предусматривает бурение подземной скважины вращающейся буровой коронкой с описанным выше буровым раствором. В одном из предпочтительных вариантов осуществления буровой раствор включает непрерывную водную фазу; возможно агент ингибирования гидратации сланца; и агент инкапсулирования сланца. Иллюстративный буровой раствор готовят так, чтобы агент ингибирования гидратации сланца и агент инкапсулирования сланца присутствовали в соотношении и концентрациях, достаточных для уменьшения набухания сланцеватой глины, встретившейся во время бурения подземной скважины. Агент инкапсулирования сланца иллюстративного раствора предпочтительно представляет собой четвертичное производное поливинилового спирта формулы в которой х и у имеют такие значения, чтобы молекулярная масса катиона находилась в интервале от примерно 10000 до примерно 200000 AMU и предпочтительно в интервале от примерно 25000 до примерно 150000 AMU; А выбирают из C1-С 6-алкила, простого С 2-С 6-эфира или С 2-С 6-амида; R, R' и R" независимо друг от друга могут быть выбраны из C1-С 3-алкилов; и В- представляет собой анион, уравнове-3 010505 шивающий заряд. Предпочтительно В- представляет собой анион, выбранный из группы иона галогена,иона сульфата, иона нитрата, иона формиата, иона цитрата, иона ацетата, иона метилсульфоната и их смесей и более предпочтительно В" представляет собой ион галогена. Агент инкапсулирования сланца должен быть, по меньшей мере, частично растворим в водной непрерывной фазе, чтобы быть эффективным. Возможный ингибитор гидратации сланца выбирают из широкого ряда хорошо известных ингибиторов сланца, а также смесей и комбинаций указанных и подобных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Заявленное изобретение охватывает также способ уменьшения набухания сланцеватой глины,встречающейся во время бурения подземной скважины. Дополнительно следует определить, что данное изобретение включает также способы применения указанных растворов при бурении подземных скважин. Дополнительно предложенные растворы могут быть использованы в способе размещения высверленных твердых материалов в подземном пласте, при котором размельчение высверленных твердых материалов происходит в присутствии водного раствора, составленного, как описано здесь. Полученный буровой раствор затем может быть впрыснут в подземный пласт. Указанные и другие особенности заявленного предмета изобретения более полно изложены в следующем описании предпочтительных или иллюстративных вариантов осуществления изобретения. Описание иллюстративных вариантов осуществления Заявленный объект изобретения непосредственно относится к водному буровой раствору для применения при бурении скважин сквозь пласты, содержащие сланцеватую глину, которая набухает в присутствии воды. В качестве использованных здесь терминов сланец, глина, сланцеватая глина и вязкий сланец применены для описания гидрофильных горных пород, которые могут встретиться во время бурения скважин и набухание которых ингибируют буровые растворы заявленного предмета изобретения,как описано выше. Обычно буровой раствор заявленного предмета изобретения содержит водную непрерывную фазу; утяжелитель; агент ингибирования гидратации сланца и агент инкапсулирования сланца. Как указано ниже, буровые растворы заявленного предмета изобретения могут также содержать дополнительные компоненты, такие как агенты регулирования потери жидкости, закупоривающие агенты,смазки, агенты против образования сальника на буровой коронке, ингибиторы коррозии, поверхностно-активные вещества и суспендирующие агенты и подобные, которые могут быть добавлены в водный буровой раствор. Непрерывная водная фаза обычно может быть любой жидкой водной фазой, которая совместима с композицией бурового раствора и совместима с агентами ингибирования гидратации сланца, предложенными здесь. В одном из предпочтительных вариантов осуществления непрерывную водную фазу выбирают из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей. Количество непрерывной водной фазы должно быть достаточным для образования водного бурового раствора. Указанное количество может находиться в интервале от близкого к 100% бурового раствора до менее 30% бурового раствора по объему. Предпочтительно непрерывная водная фаза составляет от примерно 95 до примерно 30% по объему и предпочтительно от примерно 90 до примерно 40% от объема бурового раствора. Буровые растворы заявленного предмета изобретения содержат утяжелитель, чтобы повысить плотность жидкости. Основная цель указанных утяжелителей состоит в повышении плотности бурового раствора так, чтобы предотвратить отдачу и нерегулируемые выбросы. Специалист в данной области должен знать и понимать, что предупреждение отдачи и нерегулируемых выбросов важно для надежной постоянной работы буровой установки. Таким образом, утяжелитель прибавляют к буровому раствору в функционально эффективном количестве в значительной мере в зависимости от природы пробуриваемого пласта. Утяжелители, подходящие для использования в формировании буровых жидкостей заявленного предмета изобретения, обычно могут быть выбраны из любого типа утяжелителей, представленных в виде твердых частиц, суспендированных в растворе, растворенных в водной фазе как часть способа получения или добавлены позднее во время бурения. Предпочтительно, чтобы утяжелитель был выбран из группы, включающей барит, гематит, оксид железа, карбонат кальция, карбонат магния, органические и неорганические соли и смеси и комбинации указанных и подобных соединений, таких как утяжелители,которые могут быть использованы при составлении буровых растворов. Агент ингибирования гидратации сланца может быть включен в композицию буровых растворов заявленного предмета изобретения для того, чтобы ингибировать гидратацию сланца или сланцеподобных образований. Поэтому агент ингибирования гидратации сланца должен присутствовать в концентрации, достаточной для уменьшения гидратации поверхности в результате набухания и/или осмотического набухания сланцеватой глины. Точное количество агента ингибирования гидратации сланца в конкретной композиции бурового раствора может быть определено методом проб и ошибок, испытывая совместно композицию бурового раствора и образование сланцеватой глины. Однако обычно агент ингибирования набухания сланца заявленного предмета изобретения может быть использован в буровых растворах в концентрации от примерно 1 до примерно 18 фунтов на баррель (2,85-51,35 кг/м 3) и более предпочтительно в концентрации от примерно 2 до примерно 12 фунтов на баррель (5,7-34,24 кг/м 3) бурового-4 010505 раствора. Иллюстративные агенты ингибирования сланца могут быть выбраны из таких соединений, которые хорошо известны специалисту в данной области, а также комбинаций указанных и подобных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Агент инкапсулирования сланца вводят в композицию водного бурового раствора заявленного предмета изобретения. Роль агента инкапсулирования сланца состоит в инкапсулировании, то есть покрытии или охватывании на молекулярном уровне поверхности твердых частиц сланца от бурения и,таким образом, по меньшей мере, в частичном ингибировании набухания и/или диспергирования или помощи действию обычных ингибиторов сланца. Это заканчивается образованием молекул, которые имеют полимерный скелет, образованный углеводородом, таким как полиэтилен, к которому присоединены боковые полярные органические группы. Без намерения быть связанным с какой-либо специальной теорией действия, считают, что указанная комбинация молекулярной структуры приводит к сильному прилипанию агента инкапсулирования сланца к поверхности твердых частиц сланца, образованных при бурении, за счет полярной органической группы. В результате твердые частицы пробуренного сланца инкапсулируются в молекулярном полимерном покрытии, которое улучшает действие ингибитора сланца и, таким образом, препятствует набуханиию сланца молекулами воды и механическому действию диспергирования сланца. В качестве альтернативы предполагают, что соединения, инкапсулирующие сланец, образуют поперечные связи между кристаллами сланца/глинистого минерала, эффективно фиксируя их относительное положение. Благодаря этому вода менее способна проникать в пространства между кристаллами минерала и, таким образом, набухание и/или диспергирование сланца ингибируется. Независимо от фактической теории действия агенты инкапсулирования сланца заявленного предмета изобретения предпочтительно представляют собой четвертичные производные поливинилового спирта общей молекулярной структуры в которой х и у имеют такие значения, чтобы молекулярная масса катиона находилась в интервале от примерно 10000 до примерно 200000 AMU и предпочтительно в интервале от примерно 25000 до примерно 150000 AMU; А выбирают из C1-С 6-алкила, простого С 2-С 6-эфира или С 2-С 6-амида; R, R' и R" независимо друг от друга могут быть выбраны из C1-С 3-алкилов; и В- представляет собой анион, уравновешивающий заряд. В предпочтительном и иллюстративном варианте осуществления молекулярная структура четвертичного производного поливинилового спирта имеет формулу в которой х и у имеют такие значения, чтобы молекулярная масса катиона находилась в интервале от примерно 10000 до примерно 200000 AMU; и В- представляет собой анион, выбранный для уравновешивания положительного заряда четвертичного производного амина. Подходящими примерами применимых анионов являются ион галогена, ион сульфата, ион нитрата, ион формиата, ион цитрата, ион ацетата,ион метилсульфоната, а также комбинации указанных и других подобных соединений, которые должны быть хорошо известны специалисту в данной области. Применение производных поливинилового спирта(PVA), таких как указано выше, в качестве ингибиторов или агентов инкапсулирования сланца считают известным. Использование PVA в комбинации с ионом калия описано в литературе, однако токсичность иона калия ограничивает его применение в некоторых областях окружающей среды, а один PVA неэффективен для предупреждения гидратации сланца. Синтез указанных соединений хорошо известен на основе сополимеризации мономерных аминов и винилацетата с образованием четвертичных производных аминированного PVA. Специалист в данной области должен также учитывать, что PVA может реагировать с акрилонитрилом и продукт затем (может быть) прогидрирован с образованием аминированного PVA. Варьированием молекулярной массы и степени аминирования может быть получен широкий ряд продуктов с соответствующим спектром свойств ингибирования сланца. Путем систематического проведения указанных процедур специалист способен создать агенты инкапсулирования сланца для использования при низкой солености (включая пресную воду) или низкой проводимости водных буровых растворов, в которых впоследствии наиболее трудно регулировать набухание и/или диспергирование сланца. В дополнение к указанным выше компонентам, предложенные буровые растворы могут также быть составлены с включением веществ, относящихся к загустителям, разбавителям и агентам регулирования потери жидкости, а также других соединений и веществ, которые могут быть добавлены в композиции-5 010505 водных буровых растворов. Из указанных дополнительных веществ каждое может быть прибавлено к композиции в концентрации, обусловленной реологическими и функциональными условиями бурения. Обычными загустителями, используемыми в водных буровых растворах, являются бентонит, сепиолит,глина, аттапульгит, анионные высокомолекулярные полимеры и биополимеры. Разбавители, такие как лигносульфонаты, также часто добавляют к водным буровым растворам. Обычно добавляют лигносульфонаты, модифицированные лигносульфонаты, полифосфаты и таннины. В другом варианте осуществления в качестве разбавителей могут также быть добавлены низкомолекулярные полиакрилаты. Разбавители добавляют к буровому раствору для уменьшения гидравлического сопротивления и регулирования тенденций желатинирования. Другими функциями, осуществляемыми разбавителями, являются уменьшение фильтрации и толщины фильтрационной корки, противодействие влиянию солей, минимизирование действия воды на пробуренный пласт, эмульгирование масла в воде и стабилизация свойств бурового раствора при повышенных температурах. К буровым растворам согласно изобретению могут быть добавлены различные агенты регулирования потери жидкости, которые обычно выбирают из группы, состоящей из синтетических органических полимеров, биополимеров и их смесей. К системе бурового раствора данного изобретения могут также быть добавлены такие агенты регулирования потери жидкости, как модифицированный лигнит, полимеры, крахмалы, модифицированные крахмалы и модифицированные целлюлозы. В одном из вариантов осуществления предпочтительно, чтобы добавки изобретения выбирались с низкой токсичностью и были бы совместимы с обычными анионными добавками к буровому раствору, такими как полианионная карбоксиметилцеллюлоза (РАС или CMC), полиакрилаты, лигносульфонаты, ксантановая смола, их смеси и подобные. Буровой раствор согласно изобретению может дополнительно содержать агент инкапсулирования,обычно выбранный из группы, состоящей из синтетических органических и биополимеров и их смесей. Роль агента инкапсулирования состоит в абсорбции кратных точек в направлении цепи на частицах глины, связывая таким образом частицы вместе и инкапсулируя кусочки породы. Указанные агенты инкапсулирования помогают улучшить удаление кусочков породы с уменьшением дисперсии кусочков породы в буровые растворы. Агенты инкапсулирования могут быть анионными, катионными, амфотерными или неионными по природе. Другими добавками, которые могут присутствовать в буровых растворах объекта изобретения, являются такие продукты, как смазки, усилители скорости проходки, пеногасители, ингибиторы коррозии и агенты, уменьшающие циркуляцию продуктов. Указанные соединения должны быть известны специалисту в области формирования водных буровых растворов. Способ применения описанных выше флюидов в качестве буровых растворов считают входящим в объем заявленного предмета изобретения. Указанное применение обычно в области бурения подземных скважин и специалист в данной области должен хорошо разбираться в указанных процессах и применениях. Применение указанных выше жидкостей при суспендировании и распределении бурового раствора, содержащего набухаемые сланцеватые глины, также учитывается. Имеют в виду также, что указанные жидкости могут быть использованы в широком ряде работ в подземных скважинах, при которых желательно предупреждение набухания вязких сланцеватых глин и других подобных образований. Указанные применения включают использование в качестве уплотняющей жидкости, жидкости для гидроразрыва пласта, жидкости для повторной обработки, жидкости для повторного закачивания в буровую скважину и подобного, где могут быть с успехом использованы свойства жидкости. Следующие примеры включены для демонстрации предпочтительных вариантов осуществления изобретения. Специалистам в данной области следует учитывать, что технология, описанная в примерах, проистекает из технологии, предложенной в изобретении, для осуществления изобретения на практике, и, таким образом, может рассматриваться в качестве предпочтительной практической модели. Однако специалисты в данной области должны понимать в свете данного описания, что могут быть сделаны многие изменения в конкретных вариантах осуществления, которые дают подобные результаты без выхода за объем изобретения. Если не указано иначе, все исходные вещества коммерчески доступны и использованы стандартные лабораторные способы и оборудование. Испытания проводили в соответствии с процедурами API Bulletin RP 13B-2, 1990. В описании результатов, обсужденных в примерах, использованы следующие сокращения:"PV" означает пластическую вязкость (CPS), которая является переменной, использованной при расчете вязкостных характеристик бурового раствора."YP" означат предельное динамическое напряжение сдвига (Па), которое является другой переменной, использованной при расчете вязкостных характеристик буровых растворов."GELS" (Па) означает меру суспендирующих характеристик и тиксотропных свойств бурового раствора."F/L" означает API потери жидкости и меру потери жидкости в миллиметрах бурового раствора при 100 фунтах/кв. дюйм (689,48 КПа).-6 010505 Агент инкапсулирования А означает обычный инкапсулирующий четвертичный полиакриламид."PVA" означает поливиниловый спирт, имеющий молекулярную массу, совместимую с молекулярной массой соединений данного изобретения (то есть от 10000 до 200000 AMU) ."PVA-Quat" означает четвертичное производное поливинилового спирта, как описано здесь. Пример 1. Для иллюстрации заявленного предмета изобретения составлены следующие буровые растворы: добавляли достаточное (количество) извести до получения значения рН 11,5. Свойства вышеуказанной композиции бурового раствора определяли при комнатной температуре после горячего перемешивания в течение 16 ч при 150F (65,6C). Примерные данные приведены в следующей таблице: После обзора вышеприведенных данных специалист в данной области должен заключить, что состояние агента инкапсулирования сланца (РНРА) характеризуется избыточной вязкостью в жидкостях. Испытания диспергирования проводили с кусочками породы Arne и Oxford горячим перемешиванием 10 г кусочков породы в одно-баррелевом эквиваленте бурового раствора в течение 16 ч при 150F(65,6C). После горячего перемешивания оставшиеся кусочки породы просеивали, используя сито 20 меш, и промывали 10%-ным водным хлоридом калия, сушили и затем взвешивали для получения процента извлечения. Результаты этой оценки приведены в следующей таблице и показывают улучшенную работу ингибирования сланца агентом ингибирования сланца (I) данного изобретения. Для дополнительной демонстрации буровых растворов, составленных в соответствии с указаниями данного изобретения, проводили испытание на приборе для определения объемной твердости. Прибор для определения объемной твердости ВР представляет собой устройство, предназначенное для дачи оценки твердости кусочков сланца, подвергающихся воздействию буровых растворов, которая в свою очередь может быть отнесена к ингибирующим свойствам оцениваемого бурового раствора. В указанной пробе кусочки сланца перемешивают горячими с испытуемым буровым раствором при 65,6 С (150F) в-7 010505 течение 16 ч. Кусочки сланца просеивают и затем помещают в прибор для определения объемной твердости ВР. Прибор закрывают и, используя гаечный ключ с ограничением по крутящему моменту, регистрируют силу для экструдирования кусочков породы через пластину с отверстиями. В зависимости от степени гидратации и твердости кусочков породы и использованного бурового раствора участок плато вращающего момента достигается, когда начинает происходить экструзия кусочков породы. В качестве альтернативы вращающий момент может продолжаться до повышения, которое имеет тенденцию наступать с более твердыми образцами кусочков породы. Следовательно, чем больше полученный показатель вращения, тем больше ингибирует рассмотренная система бурового раствора. Иллюстративные данные,полученные при использовании трех различных композиций бурового раствора с тремя различными кусочками породы, приведены ниже. После обзора приведенных данных специалист в данной области должен отметить, что буровые растворы, составленные согласно указаниям данного изобретения, предотвращают гидратацию различных типов сланцеватых глин и, таким образом, вероятно, обеспечивают хорошую работу при бурении подземных скважин, в которых встречаются указанные сланцеватые глины. Ввиду вышеуказанного описания специалист в данной области должен понимать и оценивать, что иллюстративный вариант осуществления заявленного предмета изобретения включает водный буровой раствор для применения при бурении подземных скважин через подземный пласт, который набухает в присутствии воды. Буровой раствор включает непрерывную водную фазу; утяжелитель; возможный агент ингибирования гидратации сланца; и агент инкапсулирования сланца, в котором агент ингибирования гидратации сланца и агент инкапсулирования сланца присутствуют в концентрациях, достаточных для уменьшения набухания подземного пласта в присутствии воды. В данном иллюстративном варианте осуществления агент инкапсулирования сланца представляет собой четвертичное производное поливинилового спирта формулы: в которой х и у имеют такие значения, чтобы молекулярная масса катиона находилась в интервале от примерно 10000 до примерно 200000 AMU и предпочтительно в интервале от примерно 25000 до примерно 150000 AMU; А выбирают из С 1-С 6-алкила, простого С 2-С 6-эфира или С 2-С 6-амида; R, R' и R" независимо друг от друга могут быть выбраны из C1-С 3-алкилов; и В- представляет собой анион, уравновешивающий заряд. Предпочтительно В- представляет собой анион, выбранный из группы иона галогена,иона сульфата, иона нитрата, иона формиата, иона цитрата, иона ацетата, иона метилсульфоната и их смесей, и более предпочтительно В- представляет собой ион галогена. Ингибитор гидратации сланца выбирают из соединений, хорошо известных специалисту в данной области, а также смесей и комбинаций указанных и подобных соединений, ингибирующих сланец, которые должны быть известны специалисту в данной области. Иллюстративный буровой раствор составляют таким образом, что непрерывную водную фазу выбирают из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений, а также смесей и комбинаций указанных и подобных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Дополнительно иллюстративный буровой раствор может содержать агент регулирования потери жидкости, выбранный из группы, состоящей из органических полимеров, крахмалов, а также смесей и комбинаций указанных и подобных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Утяжелитель обеспечивает увеличение плотности иллюстративного бурового раствора и может быть выбран из барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, органических и неорганических солей, хлорида кальция, бромида кальция,хлорида магния, галогенидов цинка, а также смесей и комбинаций указанных и подобных соединений,которые должны быть известны специалисту в данной области. Наконец, следует отметить, что иллюстративный буровой раствор может содержать другие компоненты, которые общеприняты для образования водных буровых растворов. Примерами указанных компонентов являются эмульгаторы, суспендирующие агенты, вещества, регулирующие вязкость, агенты регулирования потери жидкости, а также смеси и комбинации указанных и подобных компонентов, которые должны быть известны специалисту в данной области. Другой иллюстративный и предпочтительный вариант осуществления заявленного предмета изобретения предусматривает водный буровой раствор, который включает водную непрерывную фазу; утяжелитель; возможный агент ингибирования гидратации сланца; и агент инкапсулирования сланца, предпочтительно четвертичное производное поливинилового спирта формулы в которой х и у имеют такие значения, чтобы молекулярная масса катиона находилась в интервале от примерно 10000 до примерно 200000 AMU; и предпочтительно в интервале от примерно 25000 до примерно 150000 AMU; и В- представляет собой анион, уравновешивающий заряд, предпочтительно Впредставляет собой анион, выбранный из группы иона галогена, иона сульфата, иона нитрата, иона формиата, иона цитрата, иона ацетата, иона метилсульфоната и их смесей. Иллюстративный буровой раствор составляют таким образом, чтобы возможный агент ингибирования гидратации сланца и агент инкапсулирования сланца присутствовали в соотношении и концентрациях, достаточных для уменьшения набухания подземного пласта в присутствии воды. В одном из предпочтительных вариантов осуществления ингибитор гидратации сланца представляет собой общепринятый ингибитор гидратации сланца, хорошо известный специалисту в данной области как смеси и композиции указанных и подобных соединений,ингибирующих сланец, что должно быть известно специалисту в данной области. Иллюстративный буровой раствор составляют таким образом, чтобы непрерывная водная фаза была выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений, а также смесей и комбинаций указанный и подобных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Дополнительно иллюстративный буровой раствор может содержать агент регулирования потери жидкости, выбранный из группы, состоящей из органических полимеров, крахмалов, а также смесей и комбинаций указанных и подобных соединений, которые должны быть известны специалисту в данной области. Утяжелитель обеспечивает повышение плотности иллюстративного бурового раствора и может быть выбран из барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, органических и неорганических солей, хлорида кальция, бромида кальция, хлорида магния, галогенидов цинка, а также смесей и комбинаций указанных и подобных соединений, которые должны быть известны специалисту в-9 010505 данной области. Иллюстративный буровой раствор дополнительно содержит агент регулирования потери жидкости, выбранный из соединений, включая органические полимеры, крахмалы, а также смеси и комбинации указанных и подобных компонентов, которые должны быть известны специалисту в данной области. Наконец, следует отметить, что иллюстративный буровой раствор может содержать другие компоненты, общепринятые для составления водных буровых растворов. Примерами указанных компонентов являются эмульгаторы, суспендирующие агенты, вещества, регулирующие вязкость, а также смеси и комбинации указанных и подобных компонентов, которые должны быть известны специалисту в данной области. Специалист в данной области должен также понимать, что данный иллюстративный вариант осуществления заявленного предмета изобретения включает способ формирования подземной скважины с применением предложенного здесь бурового раствора. Один такой иллюстративный способ предусматривает бурение подземной скважины вращающейся буровой коронкой и буровым раствором, по существу описанным выше. В одном из предпочтительных иллюстративных вариантов осуществления буровой раствор включает непрерывную водную фазу; возможный агент ингибирования гидратации сланца; и агент инкапсулирования сланца. Иллюстративный буровой раствор составляют таким образом, чтобы агент ингибирования гидратации сланца и агент инкапсулирования сланца присутствовали в соотношении и в концентрациях, достаточных для уменьшения набухания сланцеватой глины, встречающейся во время бурения подземной скважины. Агент инкапсулирования сланца иллюстративной жидкости предпочтительно представляет собой четвертичное производное поливинилового спирта формулы в которой х и у имеют такие значения, чтобы молекулярная масса катиона находилась в интервале от примерно 10000 до примерно 200000 AMU и предпочтительно в интервале от примерно 25000 до примерно 150000 AMU; А выбирают из C1-С 6-алкила, простого С 2-С 6-эфира или С 2-С 6-амида; R, R' и R" независимо друг от друга могут быть выбраны из C1-С 3-алкилов; и В- представляет собой анион, уравновешивающий заряд. Предпочтительно В- представляет собой анион, уравновешивающий заряд, выбранный из группы иона галогена, иона сульфата, иона нитрата, иона формиата, иона цитрата, иона ацетата, иона метилсульфоната, а также комбинаций указанных и подобных соединений, которые должны быть хорошо известны специалисту в данной области. Заявленное изобретение также охватывает способ уменьшения набухания сланцеватой глины,встретившейся во время бурения подземной скважины. Указанный иллюстративный способ предусматривает циркулирование в подземной скважине водного бурового раствора, составленного, как описано в данном изобретении. Иллюстративный водный буровой раствор должен быть составлен с включением непрерывной водной фазы; возможного агента ингибирования гидратации сланца и агента инкапсулирования сланца таким образом, чтобы агент ингибирования гидратации сланца и агент инкапсулирования сланца присутствовали в соотношении и в концентрациях, достаточных для уменьшения набухания подземного пласта в присутствии воды. Агент инкапсулирования сланца, использованный в иллюстративном буровом растворе, предпочтительно представляет собой четвертичное производное поливинилового спирта формулы в которой х и у имеют такие значения, чтобы молекулярная масса катиона находилась в интервале от примерно 10000 до примерно 200000 AMU и предпочтительно в интервале от примерно 25000 до примерно 150000 AMU; А выбирают из C1-С 6-алкила, простого С 2-С 6-эфира или С 2-С 6-амида; R, R' и R" независимо друг от друга могут быть выбраны из C1-С 3-алкилов; и В- представляет собой анион, уравновешивающий заряд, предпочтительно выбранный из группы иона галогена, иона сульфата, иона нитрата,иона формиата, иона цитрата, иона ацетата, иона метилсульфоната, а также смесей и комбинаций, которые должны быть известны специалисту в данной области. Дополнительно следует понимать, что заявленное изобретение включает способ распределения пробуренных твердых частиц в подземном пласте. В иллюстративном варианте осуществления способ предусматривает размельчение твердого вещества бурения в водной жидкости, составленной как описано здесь, с образованием бурового раствора и впрыскивание указанного бурового раствора в подземный пласт. Водная жидкость, использованная в иллюстративном варианте осуществления, включает непре- 10010505 рывную водную фазу/агент ингибирования гидратации сланца; и агент инкапсулирования сланца; и агент инкапсулирования сланца предпочтительно представляет собой четвертичное производное поливинилового спирта формулы: в которой x и y имеют такие значения, чтобы молекулярная масса катиона находилась в интервале от примерно 10000 до примерно 200000 AMU и предпочтительно в интервале от примерно 25000 до примерно 150000 AMU; А выбирают из С 1-С 6-алкила, простого С 2-С 6-эфира, С 2-С 6-амида; R, R' и R" независимо друг от друга могут быть выбраны из C1-С 3-алкилов; и В- представляет собой анион, уравновешивающий заряд, предпочтительно выбранный из группы иона галогена, иона сульфата, иона нитрата, иона формиата, иона цитрата, иона ацетата, иона метилсульфоната и смеси указанных и подобных соединений, которые должны быть хорошо известны специалисту в данной области. Поскольку аппаратура, композиции и способы, предложенные выше, описаны в терминах предпочтительных или иллюстративных вариантов осуществления, специалистам в данной области следует понимать, что могут быть применены варианты без отступления от концепции и объема заявленного предмета изобретения. Все такие подобные замены и модификации оцениваются специалистом в данной области и считаются входящими в объем и концепцию предмета изобретения, как это представлено в следующей формуле изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Водный буровой раствор для применения при бурении подземной скважины через подземный пласт, который набухает в присутствии воды, содержащий непрерывную водную фазу; утяжелитель; возможный агент ингибирования гидратации сланца; и агент инкапсулирования сланца, где агент инкапсулирования сланца представляет собой четвертичное производное поливинилового спирта формулы в которой х и у имеют такие значения, чтобы молекулярная масса катиона находилась в интервале от примерно 10000 до примерно 200000 AMU; А выбирают из C1-С 6-алкила, простого С 2-С 6-эфира или С 2 С 6-амида; R, R' и R" независимо друг от друга могут быть выбраны из C1-С 3-алкилов; и В- представляет собой анион, уравновешивающий заряд; причем агент ингибирования гидратации сланца и агент инкапсулирования сланца присутствуют в концентрациях, достаточных для уменьшения набухания подземного пласта в присутствии воды. 2. Буровой раствор по п.1, в котором В- представляет собой анион, выбранный из группы ионов галогена, иона сульфата, иона нитрата, иона формиата, иона цитрата, иона ацетата, иона метилсульфоната и их смесей. 3. Буровой раствор по п.1, в котором В- представляет собой ион галогена. 4. Буровой раствор по п.1, в котором х и у имеют такие значения, чтобы молекулярная масса катиона находилась в интервале от примерно 25000 до примерно 150000 AMU. 5. Буровой раствор по п.1, в котором непрерывная водная фаза выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей. 6. Буровой раствор по п.1, в котором буровой раствор дополнительно содержит агент регулирования потери жидкости, выбранный из группы, состоящей из органических полимеров, крахмалов и их смесей. 7. Буровой раствор по п.1, в котором утяжелитель выбран из группы, состоящей из барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, органических и неорганических солей, хлорида кальция, бромида кальция, хлорида магния, галогенидов цинка и их комбинаций. 8. Водный буровой раствор для использования при бурении подземной скважины через подземный пласт, который набухает в присутствии воды, содержащий непрерывную водную фазу;- 11010505 утяжелитель; возможный агент ингибирования гидратации сланца; и агент инкапсулирования сланца, в котором агент инкапсулирования сланца включает четвертичное производное поливинилового спирта формулы в которой х и у имеют такие значения, чтобы молекулярная масса катиона находилась в интервале от примерно 10000 до примерно 200000 AMU; и в которой В- представляет собой анион, выбранный из группы иона галогена, иона сульфата, иона нитрата, иона формиата, иона цитрата, иона ацетата, иона метилсульфоната и их смесей; причем агент ингибирования гидратации сланца и агент инкапсулирования сланца присутствуют в соотношении друг с другом и в концентрациях, достаточных для уменьшения набухания подземного пласта в присутствии воды. 9. Буровой раствор по п.8, в котором В- представляет собой ион галогена. 10. Буровой раствор по п.8, в котором х и у имеют такие значения, чтобы молекулярная масса катиона находилась в интервале от примерно 25000 до примерно 150000 AMU. 11. Буровой раствор по п.8, в котором непрерывная водная фаза выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей. 12. Буровой раствор по п.8, в котором буровой раствор дополнительно содержит агент регулирования потери жидкости, выбранный из группы, состоящей из органических полимеров, крахмалов и их смесей. 13. Буровой раствор по п.8, в котором утяжелитель выбирают из группы, состоящей из барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, органических и неорганических солей,хлорида кальция, бромида кальция, хлорида магния, галогенидов цинка и их комбинаций. 14. Способ формирования подземной скважины, предусматривающий бурение подземной скважины вращающейся буровой коронкой и буровым раствором, где указанный буровой раствор, включает непрерывную водную фазу; возможный агент ингибирования гидратации сланца; и агент инкапсулирования сланца, в котором агент инкапсулирования сланца представляет собой четвертичное производное поливинилового спирта формулы: в которой х и у имеют такие значения, чтобы молекулярная масса катиона находилась в интервале от примерно 10000 до примерно 200000 AMU; А выбирают из C1-С 6-алкила, простого С 2-С 6-эфира или С 2 С 6-амида; R, R' и R" независимо друг от друга могут быть выбраны из C1-С 3-алкилов; и в которой В- представляет собой анион, выбранный из группы иона галогена, иона сульфата, иона нитрата, иона формиата, иона цитрата, иона акрилата, иона ацетата, иона метилсульфоната и их смесей; причем агент ингибирования гидратации сланца и агент инкапсулирования сланца присутствуют в соотношении и в концентрациях, достаточных для уменьшения набухания сланцеватой глины, встретившейся во время бурения подземной скважины. 15. Способ уменьшения набухания сланцеватой глины, сопутствующей бурению подземной скважины, предусматривающий циркулирование в подземной скважине водного бурового раствора, включающего непрерывную водную фазу; агент ингибирования гидратации сланца; и агент инкапсулирования сланца, в котором агент инкапсулирования сланца представляет собой четвертичное производное поливинилового спирта формулы в которой х и у имеют такие значения, чтобы молекулярная масса катиона находилась в интервале от примерно 10000 до примерно 200000 AMU; А выбирают из С 1-С 6-алкила, простого С 2-С 6-эфира или С 2- 12010505 С 6-амида; R, R' и R" независимо друг от друга могут быть выбраны из C1-С 3-алкилов; и в которой В- представляет собой анион, выбранный из группы иона галогена, иона сульфата, иона нитрата, иона формиата, иона цитрата, иона ацетата, иона метилсульфоната и их смесей; причем агент ингибирования гидратации сланца и агент инкапсулирования сланца присутствуют в соотношении и в концентрациях, достаточных для уменьшения набухания подземного пласта в присутствии воды. 16. Способ размещения буровых растворов в подземном пласте, предусматривающий размельчение твердой буровой мелочи в водной жидкости с образованием суспензии, в которой водная жидкость включает непрерывную водную фазу; агент ингибирования гидратации сланца; и агент инкапсулирования сланца, в котором агент инкапсулирования сланца представляет собой четвертичное производное поливинилового спирта формулы в которой х и у имеют такие значения, чтобы молекулярная масса катиона находилась в интервале от примерно 10000 до примерно 200000 AMU; А выбирают из C1-С 6-алкила, простого С 2-С 6-эфира или С 2 С 6-амида; R, R' и R" независимо друг от друга могут быть выбраны из C1-С 3-алкилов; и в которой В- представляет собой анион, выбранный из группы иона галогена, иона сульфата, иона нитрата, иона формиата, иона цитрата, иона ацетата, иона метилсульфоната и их смесей; причем агент ингибирования гидратации сланца и агент инкапсулирования сланца присутствуют в соотношении и в концентрациях, достаточных для уменьшения набухания твердых частиц, образовавшихся при бурении, и впрыскивания указанного бурового раствора в подземный пласт. 17. Водный буровой раствор для использования при бурении подземной скважины через подземный пласт, который набухает в присутствии воды, содержащий непрерывную водную фазу; утяжелитель; возможный ингибитор сланца; и агент инкапсулирования сланца на основе четвертичного производного аминированного поливинилового спирта, в котором четвертичное производное аминированного поливинилового спирта имеет молекулярную массу в интервале от примерно 10000 до примерно 200000 AMU и в котором ингибитор и агент инкапсулирования сланца присутствуют в количествах, достаточных для уменьшения набухания сланцевого пласта в присутствии воды.