Обратно-эмульсионные буровые растворы и способы бурения скважин

Обратно-эмульсионный буровой раствор и способ его применения в бурении скважин с хорошими реологическими свойствами при высоких температурах и давлениях. В одном варианте буровые растворы не содержат органофильные глины и лигниты; не содержат хлорид кальция и содержат спирт в дисперсной фазе, четвертичный аммониевый эмульгатор и глинистые твердые вещества. В одном варианте спиртом является глицерин, полиглицерин или их смесь. Основным маслом для эмульсии является парафин и/или минеральное масло. Буровые растворы обеспечивают хорошее смазочное действие и высокие скорости проникновения.(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ ИНК. (US) Уровень техники Область техники Данное изобретение относится к композициям и способам бурения, цементирования и крепления скважин в подземных пластах, особенно фармациях, содержащих углеводород. Более конкретно данное изобретение относится к обратно-эмульсионным буровым растворам на основе масла или синтетической жидкости, которые объединяют высокую экологическую совместимость с хорошей стабильностью и эффективностью. Более конкретно изобретение относится к обратно-эмульсионным буровым растворам,имеющим дисперсную фазу, содержащую спирт. Описание уровня техники Буровой раствор, или буровая жидкость, представляет собой специально созданную жидкость, которая циркулирует через ствол скважины, в то время как бурят ствол скважины, для облегчения бурения. Различные функции бурового раствора включают удаление выбуренной породы из ствола скважины,охлаждение и смазку буровой головки, содействие поддержке бурильной колонны и буровой головки и обеспечивание гидростатического давления для поддерживания целостности стенок ствола скважины и предотвращения выбросов скважины. Конкретные системы буровых растворов выбирают для оптимизации операции бурения в соответствии с характеристиками конкретного геологического пласта. Жидкости на основе масла или синтетической жидкости обычно применяют для бурения набухающих или осыпающихся сланцев, соли, гипса, ангидрита или других выпарных пластов, формаций, содержащих сульфид водорода и горячих (более около 300 Фаренгейта (F) [149C]) отверстий, но могут применяться и в других отверстиях, проникающих через подземные образования. Если не указано иначе,термины "масляная жидкость" или "жидкость или буровой раствор на основе масла" включают синтетические масла или другие синтетические жидкости, а также природные или традиционные масла, и такие масла включают обратные эмульсии. Жидкости на основе масла, применяемые при бурении, обычно содержат основное масло (или синтетическую жидкость), составляющие внешнюю фазу обратной эмульсии; раствор соли, водный раствор(обычно раствор, содержащий около 30% дихлорида кальция), составляющий дисперсную фазу обратной эмульсии; эмульгаторы на поверхности раздела дисперсной и внешней фаз; и другие агенты или добавки для суспензии, массы или плотности, смачивания масла, потери жидкости или контроля фильтрации, и контроля реологии. Такие добавки обычно включают органофильные глины и органофильные лигниты. См. Н.С.Н. Darley and George R. Gray, Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids 66-67,561-562 (5th ed. 1988). Раствор для бурения на основе масла или обратной эмульсии может обычно содержать от около 50:50 до около 95:5 объемных масла или маслосодержащей фазы к воде или водной фазе. Внешняя фаза может содержать маслосодержащую дисперсионную фазу. Недавние технологии, описанные, например, в патентах США 7462580 и 7488704 Kirsner, et al.,представляют "не содержащие глину" буровые растворы на основе обратной эмульсии, что является значительным преимуществом над буровыми растворами, содержащими органофильные глины. В данном описании термин "не содержащий глину" (или "безглинные") означает буровой раствор, полученный без добавления любых органофильных глин или лигнитов в композицию бурового раствора. В обычных обратно-эмульсионных буровых растворах и в новых "не содержащих глину" обратноэмульсионных буровых растворах, ранее описанных Kirsner, et al., больше используют соленую, чем чистую воду, так как соли, такие как хлорид кальция в соленой воде, позволяют уравновешивать осмотические давления во время бурения через сланцы. То есть соль помогает сохранять такую же активность воды бурового раствора, как активность воды в сланце, тем самым предотвращая вытекание воды из бурового раствора в сланцы и позволяя избежать разбухания сланцев. Концентрация соли, применяемой в дисперсной фазе, зависит от активности воды, присутствующей в сланцах. Применение высоких концентраций хлоридов может увеличить выбросы и риск заражения окружающей среды, а также дает высокую проводимость, что нарушает чувствительность индукционного каротажа во время поискового бурения. Применяют альтернативные электролиты, такие как ацетат или формиат калия, но эти соли часто являются непомерно дорогими и тоже ограничивают чувствительность индукционного каротажа. Другие заменители, такие как хлорид калия, хлорид натрия и сульфат магния,также вызывают проблемы с отходами. Спирты, особенно глицерины, полиглицерины и многоатомные спирты циклического эфира, также пробовались в качестве альтернативы солевым растворам хлорида кальция для дисперсной фазы обычных обратно-эмульсионных буровых растворов. Преимуществом применения спиртов в дисперсной фазе является то, что ионный характер дисперсной фазы больше не является важным аспектом. Если в системе отсутствует вода, значительно снижается гидрирование сланцев. Спирты также могут взаимодействовать с глинами в сланцах, но их набухание при этом намного меньше, чем при наличии воды. Обычно проблема применения спиртов в качестве дисперсной фазы обратной эмульсии состоит в том, что эмульсии имеют тенденцию к меньшей стабильности при высоких температурах, обычно имеющихся в подземных пластах во время бурения для получения углеводородов. Полагают, что такая нестабильность возникает из-за того, что спирты отделяются или становятся нерастворимыми при повышенных температурах. Даже если применяются более стойкие к нагреванию спирты, наблюдаются осаждение баритов и нежелательно высокая скорость фильтрата, что указывает на нестабильность эмульсии при высоких температурах. Жидкости или буровые растворы на основе обратной эмульсии (также называемые обратными буровыми жидкостями или обратными жидкостями или жидкостями) составляют ключевой сегмент промышленности буровых растворов, но они все больше и больше подвергаются ограничениям, связанным с охраной окружающей среды, эффективностью и затратами. Сложность и непредсказуемость взаимодействия и поведения жидких компонентов друг с другом и условия, возникающие при бурении, затрудняют соответствие этим требованиям. Поэтому в данной области промышленности существует постоянная потребность и, следовательно, непрекращающийся интерес, в новых буровых растворах, которые обладают улучшенной эффективностью, и не вызывают проблем, связанных с охраной окружающей среды и приемлемостью с экономической точки зрения. Сущность изобретения В данном изобретении представлены обратно-эмульсионный буровой раствор и способ его применения при бурении скважин. То есть буровой раствор в соответствии с данным изобретением содержит спирт в дисперсной фазе, четвертичный аммониевый эмульгатор и тонкоизмельченные агриллитовые твердые вещества. Спиртом является или он содержит глицерин, полиглицерин или его смесь. Основным маслом для эмульсии в одном варианте является парафин и/или минеральное масло. В одном варианте буровой раствор также не содержит органофильную глину и/или хлорид кальция и подобные соли. В данном описании термин "бурение" или "буровые скважины" понимается в широком смысле буровых операций, которые включают обсадку трубами и цементирование, а также бурение, если не указано иначе. Способ в соответствии с данным изобретением включает применение бурового раствора в соответствии с данным изобретением при бурении скважин. Во время бурения буровой раствор не зависит от органофильных глин (также называемых "органо-глины") для получения суспензии бурового шлама или других твердых веществ в покое и не имеет значительного (если вообще имеет) пика давления при возобновлении бурения. В вариантах, где буровой раствор не содержит оганофильную глину, буровой раствор в соответствии с данным изобретением обладает преимуществом системы, не содержащей органофильную глину, а также преимуществом стабильности при высоком давлении, высокой температуре (ВТВД). Хотя некоторые органофильные глины могут попадать в жидкость на практике, например, из-за смешивания рециркулированных жидкостей с жидкостью в соответствии с данным изобретением, жидкость в соответствии с данным изобретением способна выдержать такую глину в незначительных количествах, то есть в количествах менее около 3 фунтов на баррель (8,6 кг/м 3). Жидкость в соответствии с данным изобретением,однако, ведет себя в большей степени как традиционный буровой раствор, если присутствует более около 3 фунтов на баррель (8,6 кг/м 3) органо-глины. Также в вариантах, в которых буровой раствор не содержит хлорид кальция и подобные (или замещаемые) соли, жидкость в соответствии с данным изобретением способна выдержать такие соли, которые могут попадать в жидкости в значительных количествах. Добавление четвертичного аммониевого эмульгатора вместе с калиброванными глинистыми твердыми веществами в буровой раствор в соответствии с данным изобретением дает стабильную эмульсию и низкую потерю жидкости при ВТВД. В одном варианте четвертичный аммониевый эмульгатор, применяемый в обратно-эмульсионном буровом растворе в соответствии с данным изобретением, выбирают из группы, включающей четвертичные аммониевые соединения либо имеющие общую формулу где R1, R2, R3 выбирают из Н; насыщенных или ненасыщенных алкильных групп, содержащих C1-C22 атома углерода; ароматических групп; алкил-арильных, гетероциклических групп; сахарных групп; и их смесей или сочетаний; R4 является алкильной группой, содержащей C8-C22 атомов углерода; и X выбирают из аниона; хлориданиона или другого галогена; иона сульфата; иона нитрата; иона цитрата; иона формиата; иона фосфата; иона ацетата; иона метилсульфоната; иона паратолуолсульфоната; либо имеющие общую формулу где R1, R2, R4, R5 выбирают из Н, насыщенных или ненасыщенных алкильных групп, содержащих С 1-С 22 атома углерода, ароматических групп, алкил-арильных групп, гетероциклических групп, сахарных групп; и R3, R6 является алкильной группой, содержащей C8-C22 атомов углерода. Y может быть гидрофобной или частично гидрофобной, ароматической, циклической или ациклической группой, и где Y выбирают из О; О(CH2)n; (СН 2)n где n=1-18; кетоновой группы; сложноэфирной группы; или амидной группы. X является анионом, хлориданионом или другим галогеном; ионом сульфата; ионом нитрата; ионом цитрата; ионом формиата; ионом фосфата; ионом ацетата; ионом метилсульфоната; ионом паратолуолсульфоната. В одном варианте калиброванные глинистые твердые вещества, применяемые в соответствии с данным изобретением, имеют размер частиц менее около US200 меш (0,075 мм). Такие тонкоизмельченные глинистые материалы включают, например, без ограничений, сланцы, алевриты, аргиллит и микрозернистый известняк. Композиция глинистых твердых веществ может содержать глину или материал глинистого типа в качестве неосновного (менее 50%) или основного (50% или более) компонента. Полагают,что сочетание эмульгаторов с глинистыми твердыми веществами помогает стабилизировать обратные эмульсионные жидкости и придает жидкостям приемлемую для бурового раствора реологию и потерю жидкости. Краткое описание чертежей На фиг. 1 представлен график сравнения результатов линейного исследования набухания грунта для 12 ф/г (1440 кг/м 3) не содержащих глину обратно-эмульсионных буровых растворов, содержащих 25% раствора хлорида кальция в качестве дисперсной фазы с 12 ф/г (1440 кг/м 3) не содержащих глину обратно-эмульсионных буровых растворов, содержащих 60% водный глицерин в качестве дисперсной фазы. Подробное описание предпочтительных вариантов В одном варианте в данном изобретении представлен обратно-эмульсионный буровой раствор, который отвечает ограничениям требований охраны окружающей среды в отношении солей хлорида кальция и обладает улучшенной эффективностью на практике, даже при высоких температуре и давлении. В этом или другом варианте жидкости в соответствии с данным изобретением являются "безглинными" или "не содержащими глину", что означает, что они получены без добавления органофильных глин или лигнитов. Обратно-эмульсионные буровые растворы для применения в одном варианте данного изобретения включают системы на основе минерального масла или системы на основе минерального масла/парафина,такие как, например, обратно-эмульсионная жидкость INNOVERT от Baroid Fluid Services, HalliburtonCompany, in Houston, Texas and Duncan, Oklahoma, которая имеет парафиновое и/или минеральное масляное основание. Примером коммерчески доступного основного масла для применения в соответствии с данным изобретением является ESCAID 110 обессеренный гидрированный керосин от ExxonMobil,USA in Houston, Texas и ExxonMobil Chemical Company in Houston, Texas. В одном варианте дисперсная фаза обратно-эмульсионных буровых растворов в соответствии с данным изобретением может содержать некоторое количество воды, но содержит по крайней мере около 60% спирта и может содержать не более 90% спирта. В этом варианте такой спирт выбирают из группы спиртов, состоящей из глицеринов, полиглицеринов и их смесей. Наличие не менее около 40% спирта в дисперсной фазе или не более 100% спирта в дисперсной фазе является преимуществом данного изобретения. Дисперсная фаза в одном варианте данного изобретения "не содержит соли". В данном описании"не содержит соли" означает без добавления солей хлорида кальция или известные заместители, такие как хлорид калия, хлорид натрия, сульфат магния, ацетат или формиат калия. Тем не менее, такая "не содержащая соли" жидкость в соответствии с данным изобретением может выдержать такие соли, которые могут попадать в жидкости в незначительных количествах, то есть в количествах менее около 3 фунтов на баррель (8,6 кг/м 3), которые могут попадать, например, при применении в полевых условиях, когда жидкость в соответствии с данным изобретением смешивается с рециркулированными буровыми растворами. Жидкости в соответствии с данным изобретением, однако, ведут себя как более традиционные буровые растворы, если присутствуют количества более около 3 фунтов на баррель (8,6 кг/м 3) солей. Обратно-эмульсионные буровые растворы в соответствии с данным изобретением содержат четвертичный аммониевый эмульгатор. В одном варианте, четвертичный аммониевый эмульгатор выбирают из группы, состоящей из четвертичных аммониевых соединений или композиций. Пример четвертичных аммониевых соединений для применения в качестве эмульгаторов в жидкостях в соответствии с данным изобретением включает диметилхлорид бис(алкила гидрированного жира), далее обозначенный как"QUAT 1" и хлорид бензиламмония метил дигидрированного жира, обозначенный здесь как "QUAT 2",описанные более подробно в экспериментальном разделе ниже. Примером коммерчески доступногоQUAT 1 является ADOGEN 442 Н четвертичное аммониевое соединение, или композиции, доступные от Sherex Chemical Company, Inc in Dublin, Ohio, и примером коммерчески доступного QUAT 2 являетсяVARIQUAT В 343 А четвертичное аммониевое соединение, или композиция от Evonik Goldschmidt В более общем варианте четвертичный аммониевый эмульгатор, применяемый в обратноэмульсионном буровом растворе в соответствии с данным изобретением, выбирают из группы, включающей четвертичные аммониевые соединения, имеющие общую формулу где R1, R2, R3 выбирают из Н; насыщенных или ненасыщенных алкильных групп, содержащих С 1-С 22 атома углерода; ароматических групп; алкил-арильных, гетероциклических групп; сахарных групп и их смесей или сочетаний; R4 является алкильной группой, содержащей С 8-С 22 атомов углерода; и X выбирают из аниона; иона хлорида или другого галогена; иона сульфата; иона нитрата; иона цитрата; иона формиата; иона фосфата; иона ацетата; иона метилсульфоната; иона паратолуолсульфоната; либо имеющие общую формулу где R1, R2, R4, R5 выбирают из Н, насыщенных или ненасыщенных алкильных групп, содержащих С 1-С 22 атома углерода, ароматических групп, алкил-арильных групп, гетероциклических групп, сахарных групп; и R3, R6 является алкильной группой, содержащей C8-C22 атомов углерода. Y может быть гидрофобной или частично гидрофобной, ароматической, циклической или ациклической группой, и где Y выбирают из О; О(СН 2)n; (CH2)n где n=1-18; кетоновой группы; сложноэфирной группы или амидной группы. X является анионом, хлориданионом или другим галогеном; ионом сульфата; ионом нитрата; ионом цитрата; ионом формиата; ионом фосфата; ионом ацетата; ионом метилсульфоната; ионом паратолуолсульфоната. Типовые применяемые четвертичные аммониевые соединения или композиции для применения в соответствии с данным изобретением включают, без ограничений, хлорид триметиламмония додецила,хлорид триметиламмония кокоса, хлорид триметиламмония гексадецила, хлорид триметиламмония октадецила, хлорид триметиламмония октадецила/бегенила, хлорид триметиламмония бегенила, хлорид триметиламмония кокоамидопропила, хлорид бис(2-гидроксиэтил)метиламмония кокоса, хлорид бис(2 гидроксиэтил)метиламмонийстеарила, хлорид диметилбензиламмонийалкила, хлорид бензалкония, хлорид диметилбензиламмония тетрадецила, хлорид диметилбензиламмония октадецила, хлорид диметиламмония диоктила, хлорид диметиламмония ди(октилдецила), хлорид диметиламмония дидецила, хлорид диметиламмония дидодецила, хлорид диметиламмония дигексадецила, хлорид диметиламмония дистеарила, хлорид диметиламмония ди(гидрированного жира), хлорид бензилметиламмония ди(гидрированного жира), хлорид метиламмония триоктила, хлорид метиламмония три(октилдецила),метиламмонийхлорид тридодецила, хлорид метиламмония тригексадецила, бромид триметиламмония додецила, бромид диметилбензиламмония додецила, бромид диметиламмония ди(октилдецила), бромид диметиламмония дидецила, хлорид амидопропилтримония дилинолеила, хлорид дигидроксипропилстеараммония бис-гидроксиэтила, хлорид бис-стеарилдиммония гидроксипропила, этосульфат этилимидазолиния изостеарила, фосфат PG-димонийхлорида линолеамидопропила, пропиленгликоль, хлорид ПЭГ-5 линолеаммония дигидроксипропила и хлорид ПЭГ-5 линолеаммония дигидроксипропила. Один или более других эмульгаторов могут применяться в обратно-эмульсионных буровых растворах в соответствии с данным изобретением в дополнение к четвертичному аммониевому эмульгатору. Другие добавки, составляющие полный буровой раствор, также могут применяться, если такие добавки не содержат органофильные глины или лигниты и не включают хлорид натрия или известные заместители хлорида натрия, такие как хлорид калия, хлорид кальция, сульфат магния, ацетат или формиат калия. Типовые добавки, подходящие для применения в буровых растворах в соответствии с данным изобретением, включают, например, добавки для снижения или контроля температуры реологии или для загущения, например добавки, имеющие торговые наименования COLDTROL, АТС и ОМС 2; добавки для улучшения вязкости, например добавки, имеющие торговые наименования RHEMOD L; добавки для обеспечивания временной повышенной вязкости при транспортировке (транспортировка до скважины) и для применения в проникателях, например добавки, имеющие торговые наименования TEMPERUS(модифицированная жирная кислота); добавки для контроля фильтрации, например добавки, имеющие торговые наименования ADAPTA; активатор эмульгатора, такой как известь, добавки для контроля высокой температуры высокого давления (ВТВД) и стабильности эмульсии, например добавки, имеющие торговые наименования FACTANT (высококонцентрированное производное таллового масла); и добавки для эмульгирования, например добавки, имеющие торговые наименования LE SUPERMUL(полиаминированная жирная кислота). Все указанные продукты под торговыми наименованиями доступны от Halliburton Energy Services, Inc. in Houston, Texas, U.S.A. Калиброванные глинистые твердые вещества также применяют в соответствии с данным изобретением. В одном варианте глинистые твердые вещества имеют размер частиц менее US200 меш (0,075 мм). Такие глинистые материалы включают, например, без ограничения, сланцы, алевриты, аргиллит и микрозернистый известняк. Глинистые твердые вещества могут содержать глину или глиноподобный материал (но не органофильную глину) в качестве неосновного (менее 50%) или основного (50% или более) компонента глинистых твердых веществ. Сочетание эмульгатора(ов) с калиброванными глинистыми твердыми веществами помогает стабилизировать обратно-эмульсионные жидкости и придает жидкостям приемлемые для бурового раствора реологию и потерю жидкости. Вода или водная фаза жидкостей на основе обратных эмульсий в соответствии с данным изобретением может принимать ограниченное количество форм. Она может быть в форме отдельных изолированных сферических капель, диспергированных в масле. Она может быть абсорбирована на твердые поверхности в капельной (частичное смачивание) форме. Полагают, что твердые поверхности, необходимые для стабилизации, обеспечиваются присутствием глинистых твердых веществ, которые адсорбируются на поверхности раздела фаз масло-вода. Полагают, что четвертичные аммониевые соединения помогают смачиванию твердых поверхностей, и особенно глины в глинистых твердых веществах, тем самым способствуя абсорбции воды на поверхности глины в глинистых твердых веществах и, следовательно, стабилизации эмульсии вода-в-масле. Примеры Эксперименты. Композиции обратно-эмульсионных буровых растворов в соответствии с данным изобретением варьируются в зависимости от конкретных требований подземного пласта. Примеры композиций обратноэмульсионных буровых растворов в соответствии с данным изобретением получают и тестируют в лабораторных условиях для демонстрации эффективности данного изобретения. За исключением случаев, когда четко указано иное, все продукты в табл. 1, 2 и/или 3 доступны отADAPTA поперечно-сшитый полимер для контроля фильтрации ВТВД;BARACARB перекрестно-сшивающий агент, который представляет собой калиброванный карбонат кальция (молотый мрамор);BAROID утяжелитель, который представляет собой выращенный сульфат бария;BDF-508 модификатор реологии димера диамина;DURATONE НТ агент контроля фильтрации, который представляет собой огранофильный лигнит, более конкретно органофильный леонардит;EZ MUL NT эмульгатор, который представляет собой полиаминированную жирную кислоту;FACTANT эмульгатор, который представляет собой высококонцентрированное производное таллового масла, которое обеспечивает GELTONE II органофильную глину; ВТВД фильтрацию и стабильное эмульгирование;QUAT 2, который представляет собой композицию четвертичного аммония алкил-арила (метил,хлорид четвертичного амина бензил дигидрированного жира), имеющую следующую конкретную формулу и композицию:QUAT 1, который является композицией четвертичного аммония (диметил, хлорид четвертичного амина дигидрированного жира), имеет следующую конкретную формулу и композицию:RHEMOD загуститель, который представляет собой модифицированную жирную кислоту, которую применяют для получения суспензии и вязкости в не водных буровых растворах;ESCAID 110 масло, которое представляет собой десульфированный гидрированный низкотоксичный керосин, содержащий менее 0,1% серы и менее 1% ароматических веществ, который доступен отExxonMobil Company, U.S.A., Houston, Texas, и ExxonMobil Chemical Company, Houston, Texas. В табл. 1 представлены различные композиции обратно-эмульсионных буровых растворов, полученные с масляным основанием ESCAID 110 (включая десульфированные гидрированные керосин-C11C14 углеводороды: н-алканы, изоалканы, циклические соединения, 2% ароматических соединений), и дисперсной фазой, содержащей 60% (прогоны 1-4), 80% (прогон 5) или 90% (прогон 6) глицерина, где остаток составляет вода, и четвертичным аммониевым эмульгатором; QUAT 1 - прогоны 2-6 или QUAT 2 прогон 1. Прогон 7 в табл. 1 является "контрольным", полученным в соответствии с буровыми растворами известного уровня техники, то есть обратно-эмульсионым буровым раствором, полученным с масляным основанием ESCAID и водной дисперсной фазой, содержащей соли хлорида кальция. В данной области техники известно, что термины "ПВ" означает пластическую вязкость; "ПТ" - предел текучести;"ГЕЛИ 10 с" - прочность геля через 10 с и "ГЕЛИ 10 мин" - прочность геля через 10 мин. Таким образом, в табл. 1 ниже представлены примерные композиции и свойства не содержащих глину, не содержащих соль обратно-эмульсионных буровых растворов в соответствии с данным изобретением и их сравнение с "контролем", не содержащим глину обратно-эмульсионным буровым раствором без спирта в дисперсной фазе и без четвертичного аминового эмульгатора. При определении свойств,указанных в табл. 1, образцы жидкостей рассекают в коммерческом смесителе при 7000 об./мин в течение времени, указанного в таблице, и затем прокручивают при 250F (121C) в течение 16 ч, затем перемешивают в течение 10 мин. Измерения проводят для жидкостей при температуре 120F (49C), если не указано иначе. Измерения показывают, что жидкости в соответствии с данным изобретением являются стабильными обратными эмульсиями и имеют хорошие реологические свойства для бурения. В табл. 1 также показаны результаты исследования эрозии, проведенного с применением высушенной лондонской глины в тестируемой жидкости. Способ, применяемый для испытания на эрозию сланца,адаптирован из методики API 131, описанной в American Petroleum Institute Recommended Practice forUS5 и 10. 30 г просеянного сланца затем добавляют к 350 мл тестируемой жидкости, содержащейся в пинтовом сосуде. Сосуд и его содержимое затем прокручивают в течение 16 ч при 150F (66 С) в роликовой печи, после чего бутыль опустошают через сито US10. Отделенный сланец быстро промывают основным маслом для удаления прилипшей тестируемой жидкости, затем сушат при 221F (105C) в течение 20 ч, после чего его сразу же взвешивают для определения процента выделенных кусков сланца после тестирования эрозии. Обратно-эмульсионные жидкости в соответствии с данным изобретением, имеющие дисперсную фазу, содержащую около 60% глицерина, дают величину удерживания сланца 75% (прогон 3), в то время как обратно-эмульсионные жидкости в соответствии с данным изобретением, имеющие дисперсную фазу, содержащую около 80 и 90% глицерина, дают величину удерживания сланца 86 и 89% соответственно (прогоны 5 и 6). Эти величины удерживания сланца предпочтительно сравнивают с величиной 86,6%,полученной при тестировании эрозии лондонской глины с применением 12 ф/г (1440 кг/м 3) CaCl2 (концентрация 25%) (прогон 7). Таблица 1 Композиции 12 ф./г. (1440 кг/м 3) обратно-эмульсионных буровых растворов с дисперсной фазой из водного глицерина (OWR: 70:30) термин "200 K WPS", применяемый в этой и последующих таблицах, означает "200000 ч./млн минерализация водной фазы", что соответствует около 200 г соли на 1 кг раствора. В табл. 2 представлены примерные композиции 16 ф./г. (1920 кг/м 3) обратно-эмульсионных буровых растворов в соответствии с данным изобретением, содержащих масляное основание ESCAID 110 и водную дисперсную фазу, содержащую 60% полиглицерина, либо с QUAT 1, либо с QUAT 2 эмульгатором. Эти композиции тестируют при даже более высоких температурах 300F (149 С), чем композиции,результаты тестирования которых представлены в табл. 1 (тестировали при 250F [121C]). Полагают,что полиглицерин более устойчив к нагреванию, чем глицерин, и результаты тестирования в табл. 2 являются удовлетворительными, особенно если применяемой композицией четвертичного аммония является QUAT 1 (который является хлоридом четвертичного амина диметилдегидрированного жира). То есть для теста ВТВД только 2 мл фильтрата дают более 30-минутный период при 300F (149C). В табл. 3 представлены результаты реологического тестирования в сравнении не содержащего соли обратно-эмульсионного бурового раствора, полученного с масляным основанием ESCAID 110 и водной дисперсной фазой, содержащей 60% глицерин, но без четвертичного аммониевого эмульгатора, и с органофильной (прогоны 4 и 5) и без органофильной глины (прогоны 1-3). Ни одна из этих жидкостей не является жидкостью в соответствии с данным изобретением, но наоборот, когда полученные результаты сравнивают с результатами тестирования в табл. 1 и 2, результаты в табл. 3 демонстрируют синергию,которая существует для сочетания компонентов в соответствии с данным изобретением в табл. 1 и 2. Прогоны 1-3 в табл. 3 проводят с не содержащей глину, не содержащей соли жидкостью, имеющей такое же масляное основание и такой же спирт, в том же количестве или процентной доле, как прогоны 1-4 в табл. 1. Однако прогоны 1-3 в табл. 3 не содержат четвертичный аммониевый эмульгатор, и результаты показывают, что обратная эмульсия не может храниться вместе. Жидкости в прогонах 1-3 в табл. 3 не подходят для применения в качестве буровых растворов. Если с жидкостями применяют органофильную глину - прогоны 4 и 5 в табл. 3, эмульсия сохраняется, и жидкости могут применяться, однако эти жидкости не имеют известных преимуществ систем, не содержащей глину, относительно сохранения эмульсии вместе. Таблица 3 Композиции 12 ф./г. (1440 кг/м 3) не содержащих соли обратно-эмульсионных жидкостей в присутствии и отсутствие органофильной глины и органофильного лигнита Для дальнейшей демонстрации преимуществ данного изобретения график на фиг. 1 показывает результаты линейного исследования набухания грунта (LSM), проводимого согласно инструкции производителя Model 2000 Linear Swell Meter Instruction Manual 209792 Revision F от Farm Instrument Companyand Halliburton Energy Services, Inc. in Houston, Texas. Для тестирования LSM высушенные и распыленные образцы сланца (лондонская глина) просеивают через сито US no 200 (0,0075 мм). 1 г воды затем однородно смешивают с 19 г просеянного сланца, и полученный 20 г образец прессуют в гранулы под давлением 10000 ф/д 2 (69 МПа). Затем гранулы закрепляют на акриловом экране и тефлоновую крышку плунжера помещают на поверхность гранул. Все устройство, содержащее акриловый экран, гранулы и тефлоновый плунжер, упаковывают с помощью кернодержателя и затем помещают в термостакан с температурой 150F (66C). Плунжер устройства Farm LSM (Model 2000) затем соединяют с гранулами через тефлоновую крышку плунжера и тестируемую жидкость затем выливают в термостакан так, чтобы она полностью покрывала гранулы образца. Затем тестирование проводят в течение 72 ч до тех пор, пока кривая набухания не достигнет плато, показывающее на отсутствие или незначительное дополнительное набухание образца сланца. График 1 сравнивают с известным уровнем техники, не содержащей глину обратной эмульсией 12 ф./г. (1440 кг/м 3) INNOVERT бурового раствора, имеющего 25% CaCl2 солевую дисперсную фазу с не содержащей глину, не содержащей соль обратно-эмульсионной жидкостью в соответствии с данным изобретением, 12 ф./г. (1440 кг/м 3) INNOVERT буровым раствором, содержащим 60% водную глицериновую дисперсную фазу (и четвертичный аммониевый эмульгатор). Жидкость известного уровня техники показала максимальное набухание 0,25% для лондонской глины, и жидкость в соответствии с данным изобретением показала максимальное набухание -0,35% лондонской глины. Как показано выше, преимущества способов в соответствии с данным изобретением могут быть получены с применением бурового раствора в соответствии с данным изобретением в операциях бурения. Операции бурения - бурение вертикальных, направленных или горизонтальных скважин, проведение проникновения или спуска обсадных труб и цементирование - могут проводиться, как известно специалистам в данной области техники, для других буровых растворов. То есть буровой раствор в соответствии с данным изобретением получают и циркулируют через скважину при бурении скважины (или проникновении или цементировании и обсаживании) для облегчения операции бурения. Буровой раствор удаляет буровую жидкость из скважины, охлаждает и смазывает буровую головку, способствует поддержке буровой трубы и буровой головки и обеспечивает гидростатическое давление для сохранения целостности стенок скважины и предотвращения выбросов скважины. Конкретную композицию бурового раствора в соответствии с данным изобретением оптимизируют для характеристик и состояний конкретной операции бурения и конкретного подземного пласта (таких как температуры). Например, жидкость утяжеляют для соответствия давления образования и загущают для соответствия температурам образования. Как отмечено выше, жидкости в соответствии с данным изобретением требуют мониторинга в режиме реального времени и быстрой корректировки для приспосабливания изменений в таких условиях подземного пласта. Далее жидкости в соответствии с данным изобретением могут быть рециркулированы во время операции бурения так, что жидкости, циркулирующие в скважине, могут быть рециркулированы в скважину после возвращения на поверхность для удаления буровой жидкости, например. Буровой раствор в соответствии с данным изобретением даже может быть выбран для применения в операции бурения для снижения потери буровой жидкости во время операции бурения и/или для соответствия требованиям окружающей среды, которые применяются к операциям бурения, в конкретном подземном образовании. Представленное выше описание данного изобретения является описанием предпочтительных вариантов. Различные изменения деталей описанных жидкостей и способов применения могут быть сделаны,не выходя за предлагаемый объем данного изобретения, определенный представленной формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Обратно-эмульсионный буровой раствор для бурения в подземном пласте, включающий маслосодержащую дисперсионную фазу; дисперсную фазу, содержащую спирт; четвертичный аммониевый эмульгатор, выбранный из группы, состоящей из четвертичного аммониевого соединения, имеющего общую формулу где R1, R2, R3 выбирают из группы, состоящей из Н; насыщенных или ненасыщенных алкильных групп,- 11024120 содержащих С 1-С 22 атома углерода; ароматических групп; алкил-арильных групп; гетероциклических групп; R4 является алкильной группой, содержащей C8-C22 атомов углерода; X выбирают из группы, состоящей из ионов галогенов, ионов сульфата, ионов нитрата, ионов цитрата, ионов формиата, ионов фосфата, ионов ацетата, ионов метилсульфоната, паратолуолсульфонатов; либо имеющего общую формулу где R1, R2, R4, R5 выбирают из группы, состоящей из Н, насыщенных или ненасыщенных алкильных групп, содержащих C1-C22 атома углерода; ароматических групп; алкил-арильных групп; гетероциклических групп; R3, R6 выбирают из алкильных групп, содержащих С 8-С 22 атомов углерода; Y является гидрофобным, частично гидрофобным, ароматическим, циклическим или ациклическим, и его выбирают из группы, состоящей из О; О(CH2)n; (CH2)n где n=1-18; кетоновых групп, сложноэфирных групп, амидных групп; X выбирают из группы, состоящей из ионов галогенов, ионов сульфата, ионов нитрата, ионов цитрата, ионов формиата, ионов фосфата, ионов ацетата, ионов метилсульфоната, паратолуолсульфонатов; и глинистые твердые вещества. 2. Буровой раствор по п.1, где жидкость, по существу, не содержит хлорида кальция, хлорида калия,хлорида натрия, сульфата магния, ацетата и формиата калия. 3. Буровой раствор по п.1 или 2, где жидкость, по существу, не содержит органофильные глины и лигниты. 4. Буровой раствор по любому из предшествующих пунктов, где основное масло выбирают из группы, состоящей из парафинов; минеральных масел; керосинов; десульфированных гидрированных керосинов и их сочетаний. 5. Буровой раствор по любому из предшествующих пунктов, где спирт выбирают из группы, состоящей из низших многоатомных спиртов; глицеринов; полиглицеринов и их сочетаний, или сочетания глицерина и полиглицерина. 6. Буровой раствор по любому из предшествующих пунктов, где четвертичный аммониевый эмульгатор выбирают из группы, состоящей из хлорида триметиламмония додецила, хлорида триметиламмония кокоса, хлорида триметиламмония гексадецила, хлорида триметиламмония октадецила, хлорида триметиламмония октадецила/бегенила, хлорида триметиламмония бегенила, хлорида триметиламмония кокоамидопропила,хлорида бис(2-гидроксиэтил)метиламмония кокоса,хлорида бис(2 гидроксиэтил)метиламмонийстеарила, хлорида диметилбензиламмонийалкила, хлорида бензалкония,хлорида диметилбензиламмония тетрадецила, хлорида диметилбензиламмония октадецила, хлорида диметиламмония диоктила, хлорида диметиламмония ди(октилдецила), хлорида диметиламмония дидецила, хлорида диметиламмония дидодецила, хлорида диметиламмония дигексадецила, хлорида диметиламмония дистеарила, хлорида диметиламмония ди(гидрированного жира), хлорида бензилметиламмония ди(гидрированного жира), хлорида метиламмония триоктила, хлорида метиламмония три(октилдецила), хлорида метиламмония тридодецила, метиламмонийхлорида тригексадецила, бромида триметиламмония додецила, бромида диметилбензиламмония додецила, бромида диметиламмония ди(октилдецила), бромида диметиламмония дидецила, хлорида амидопропилтримония дилинолеила,хлорида дигидроксипропилстеараммония бис-гидроксиэтила, хлорида бис-стеарилдиммония гидроксипропила, этосульфата этилимидазолиния изостеарила, фосфата PG-димонийхлорида линолеамидопропила, пропиленгликоля, хлорида ПЭГ-5 линолеаммония дигидроксипропила. 7. Буровой раствор по любому из предшествующих пунктов, где спирт в дисперсной фазе составляет по крайней мере около 40 мас.% дисперсной фазы. 8. Буровой раствор по любому из предшествующих пунктов, где дисперсная фаза также содержит воду. 9. Буровой раствор по любому из предшествующих пунктов, где четвертичный аммониевый эмульгатор выбирают из группы, состоящей из четвертичных алкил-арильных аммониевых композиций и четвертичных аммониевых композиций. 10. Буровой раствор по любому из предшествующих пунктов, где четвертичным аммониевым эмульгатором является хлоридная соль четвертичного амина метилбензилдигидрированного жира животного происхождения или хлоридная соль четвертичного амина диметилдигидрированного жира животного происхождения. 11. Буровой раствор по любому из предшествующих пунктов, где буровой раствор дополнительно содержит эмульгатор на основе полиаминированной жирной кислоты. 12. Способ бурения в подземном пласте, содержащем сланцы, включающий получение или применение обратно-эмульсионного бурового раствора по любому из пп.1-11 и бурение через сланцы в подземном пласте с буровым раствором. 13. Способ по п.12, где бурение проводят при температурах вплоть до около 325F (163C). 14. Способ по п.12 или 13, где сланцы в подземном образовании разбухают менее чем на около 0,25% в час во время бурения.