Агент, ингибирующий гидратацию сланца, и способ применения

012244 Уровень техники При роторном бурении подземных скважин от бурового раствора ожидаются различные функции и характеристики. Буровой раствор должен циркулировать через скважину и увлекать за собой буровой шлам из-под сверла, переносить буровой шлам до кольцевого пространства и обеспечивать его отделение на поверхности. Одновременно буровой раствор, как ожидается, охлаждает и очищает буровое сверло, уменьшает трение между бурильной колонной и сторонами ствола скважины и поддерживает стабильность в необсаженных частях ствола скважины. Буровой раствор также должен образовывать тонкую, малопроницаемую фильтрационную корку, которая закупоривает отверстия в пластах, через которые прошло буровое сверло, и уменьшает нежелательный приток пластовых флюидов из пористых пород. Буровые растворы обычно классифицируют в соответствии с их основным материалом. В растворах на масляной основе твердые частицы суспендированы в масле, а вода или рассол могут быть эмульгированы в масле. Масло обычно образует непрерывную фазу. В растворах на водной основе твердые частицы обычно суспендированы в воде или в рассоле, а масло может быть эмульгировано в воде. Вода обычно образует непрерывную фазу. Газовая рабочая среда для пневмосистем составляет третий класс буровых растворов, в которых высокоскоростной поток воздуха или природного газа удаляет буровой шлам. В буровых растворах на водной основе обычно находятся три типа твердых веществ: 1) глины и органические коллоиды, добавленные для обеспечения необходимой вязкости и необходимых фильтрационных свойств; 2) тяжелые минералы, функция которых состоит в повышении плотности буровых растворов; и 3) пластовые твердые вещества, которые распределяются в буровом растворе во время бурения. Пластовые твердые вещества, которые распределяются в буровом растворе, обычно представляют собой буровой шлам, образующийся в результате действия бурового сверла, а также твердые вещества,образующиеся вследствие нестабильности ствола скважины. Когда пластовые твердые вещества представляют собой глинистые минералы, которые набухают, присутствие любого типа пластовых твердых веществ в буровом растворе может значительно увеличить время и стоимость бурения. Глинистые минералы обычно являются кристаллическими по природе. Структура кристаллов глины определяет ее свойства. Обычно глины имеют чешуйчатую, слюдоподобную структуру. Чешуйки глины составляют ряд кристаллических пластин, уложенных лицом к лицу. Каждая пластина называется единичным слоем, и поверхности единичного слоя называются базисными поверхностями. Единичный слой состоит из множества тонких пластинок. Одна из пластинок называется октаэдрической пластинкой, и она состоит или из атомов алюминия, или из атомов магния, октаэдрально координированных с атомами кислорода гидроксильных групп. Другая пластинка называется тетраэдрической пластинкой. Тетраэдрическая пластинка состоит из атомов кремния, тетраэдрически координированных с атомами кислорода. Пластинки в пределах единичного слоя соединены вместе с помощью общих атомов кислорода. Когда такое соединение имеет место между одной октаэдрической и одной тетраэдрической пластинками,одна базисная поверхность состоит из открытых атомов кислорода, тогда как другая базисная поверхность имеет открытые гидроксильные группы. Также является совершенно обычным, когда две тетраэдрические пластинки связаны с одной октаэдрической пластинкой с помощью общих атомов кислорода. Полученная структура, известная как структура Гофмана, имеет октаэдрическую пластинку, которая образует сэндвичевую структуру между двумя тетраэдрическими пластинками. В результате обе базисные поверхности в структуре Гофмана состоят из открытых атомов кислорода. Единичные слои уложены в стопку лицом к лицу и удерживаются вместе за счет слабых сил притяжения. Расстояние между соответствующими плоскостями в соседних единичных слоях называетсяc-промежутком. Структура кристалла глины с единичным слоем, состоящим из трех пластинок, обычно имеет c-промежуток приблизительно 9,510-7 мм. В кристаллах глинистых минералов атомы, имеющие различную валентность, обычно будут располагаться в пределах пластинок структуры, создавая отрицательный потенциал на поверхности кристалла. В этом случае катион адсорбирован на поверхности. Такие адсорбированные катионы называются обмениваемыми катионами, так как химически они обычно обмениваются местами с другими катионами, когда кристалл глины суспендирован в воде. Кроме того, на гранях кристалла глины также могут быть адсорбированы ионы, и в воде эти ионы обмениваются с другими ионами. Тип замещений, который имеет место в пределах структуры кристалла глины, и обмениваемые катионы, адсорбированные на поверхности кристаллов, сильно влияют на набухание глины, свойство первичной важности в индустрии буровых растворов. Набухание глины представляет собой явление, при котором молекулы воды окружают кристаллическую структуру глины и собственное положение, повышая c-промежуток структуры, что в результате приводит к увеличению объема. Может иметь место два типа набухания. Поверхностная гидратация представляет собой один из типов набухания, при котором молекулы воды адсорбируются на поверхностях кристаллов. Водородное связывание удерживает молекулы воды с атомами кислорода, открытыми на поверхностях кристаллов. Последующие слои молекул воды выстраиваются в ряд с образованием квазикристаллической структуры между единичными слоями, что приводит-1 012244 к увеличению c-промежутка. Практически все типы глин набухают таким образом. Осмотическое набухание представляет собой второй тип набухания. Когда концентрация катионов между единичными слоями в глинистом минерале выше концентрации катионов в окружающей воде,вода осмотически всасывается между единичными слоями, и c-промежуток увеличивается. Осмотическое набухание приводит к более высоким суммарным увеличениям объема, чем поверхностная гидратация. Однако только несколько глин, подобных монтмориллониту натрия, набухают таким образом. Обмениваемые катионы, присутствующие в глинистых минералах, как сообщается, оказывают значительное влияние на степень набухания, которое имеет место. Обмениваемые катионы конкурируют с молекулами воды за доступные реакционноспособные сайты в структуре глины. Обычно катионы с высокими валентностями адсорбируются более прочно, чем катионы с низкими валентностями. Таким образом, глины с обмениваемыми катионами с низкой валентностью будут набухать больше, чем глины,которые имеют обмениваемые катионы с высокой валентностью. В Северном море и на морском побережье Соединенных Штатов буровые мастера обычно сталкиваются с глинистыми породными отложениями, в которых преобладающим глинистым минералом является монтмориллонит натрия (обычно называемый вязким сланцем). В вязком сланце обмениваемыми катионами преимущественно являются катионы натрия. Так как катион натрия имеет низкую положительную валентность (т.е. формально, a+1 валентность), он легко диспергируется в воде. Как следствие,вязкий сланец печально известен своим набуханием. Набухание глины во время бурения подземной скважины может оказывать огромное отрицательное влияние на операции бурения. Суммарное повышение насыпного объема, сопровождающее набухание глины, препятствует удалению бурового шлама из-под бурового сверла, повышает трение между бурильной колонной и сторонами ствола скважины и ингибирует образование тонкой фильтрационной корки, которая закупоривает пластовые породы. Набухание глины также может создавать другие проблемы бурения, такие как потеря циркуляции или прихвата труб, что замедляет бурение и повышает стоимость бурения. Таким образом, принимая во внимание частоту, с которой вязкий сланец вызывает проблемы при бурении подземных скважин, разработка вещества и способа снижения набухания глин продолжает оставаться сложной проблемой при изыскании газа и нефти. Один из способов снижения набухания глины состоит в использовании солей в буровых растворах. Соли обычно снижают набухание глин. Однако соли флоккулируют глины, что приводит как к высоким потерям буровых растворов, так и к почти полной потере тиксотропии. Кроме того, повышение солености часто снижает функциональные характеристики добавок к буровым растворам. Другой способ регулирования набухания глины состоит в использовании в буровых растворах молекул органического ингибитора сланца. Полагают, что молекулы органического ингибитора сланца адсорбируются на поверхностях глин, при этом добавленный органический ингибитор сланца конкурирует с молекулами воды за реакционноспособные сайты глины и таким образом обеспечивает снижение набухания глины. Одним из зарегистрированных ингибиторов сланца являются растворимые в воде диаминные соединения, такие как первичные диамины с длиной цепи 8 или менее, и первичные алкиламины с длиной цепи 4 или менее. Однако такие аминные соединения менее желательны при более высоких температурах и более высоком давлении. Кроме того, специалист в данной области понимает, что описанные аминные соединения имеют низкую молекулярную массу и, следовательно, отношение гидрофильной части к липофильной части молекулы благоприятно для гидрофильного аминного остатка. Соединения, имеющие более высокое число атомов углерода, нежелательны из-за липофильной природы молекулы. Учитывая сказанное выше, специалист в данной области должен принимать во внимание и понимать, что необходимость в новых агентах, ингибирующих гидратацию сланца, остается. Сущность изобретения При рассмотрении настоящего описания специалист в данной области должен понимать и принимать во внимание, что один из примеров варианта осуществления заявленного объекта представляет собой буровой раствор на водной основе для применения при бурении скважин через пласт, содержащий сланец, который набухает в присутствии воды. В таком типичном варианте изобретения буровой раствор содержит непрерывную водную фазу, утяжелитель бурового раствора и агент, ингибирующий гидратацию сланца. Агент, ингибирующий гидратацию сланца, должен иметь общую формулу в которой R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила;n принимает целые значения от 1 до 4. Один из примеров агентов, ингибирующих гидратацию сланца предпочтительно представляет собой реакционный продукт реакции гидрирования продукта реакции ароматического амина с альдегидом,предпочтительно с формальдегидом. С другой стороны, агент, ингибирующий гидратацию сланца, мо-2 012244 жет представлять собой реакционный продукт реакции гидрирования продукта реакции анилина и формальдегида. В одном из типичных вариантов изобретения агент, ингибирующий гидратацию сланца, выбирают из соединений, имеющих обобщенную структуру в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила;R" представляет собой мостиковую группу, выбранную из линейной или разветвленной алкильной группы, содержащей от 1 до 6 атомов углерода;n имеет значения от 1 до 4. Кроме того, следует отметить, что аминная группа может находиться в орто-, мета- или параположении относительно мостиковой группы. Агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в достаточной концентрации, чтобы значительно уменьшить набухание сланцевого бурового шлама при контакте с буровым раствором. Типичный буровой раствор готовят так, чтобы непрерывная водная фаза могла быть выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и растворимых в воде органических соединений, а также из смесей и их комбинаций и аналогичных жидкостей на водной основе, которые должны быть известны специалистам в данной области. В одном из примеров варианта изобретения в буровом растворе присутствует необязательный модифицирующий вязкость агент, и модифицирующий вязкость агент предпочтительно выбирают из смесей и комбинаций соединений, которые должны быть известны специалистам в данной области, таких как ксантановые камеди, крахмалы, модифицированные крахмалы и синтетические модификаторы вязкости, такие как полиакриламиды и т.д. Утяжеляющие материалы, такие как барит, кальцит, гематит, оксид железа, карбонат кальция, органические и неорганические соли, а также смеси и их комбинации и подобные соединения, которые должны быть известны специалистам в данной области, также могут быть включены в состав типичного раствора. Типичный раствор также может содержать широкий спектр обычных компонентов буровых растворов на водной основе, таких как понизители фильтрации жидкости для буровых скважин, суспендирующие агенты, модифицирующие вязкость агенты, регулирующие реологические свойства агенты, а также другие соединения и материалы,которые известны специалистам в данной области. Объем заявленного объекта изобретения также охватывает жидкость для гидроразрыва пласта для использования в подземной скважине, где подземная скважина проходит через один или несколько подземных пластов, состоящих из сланца, который набухает в присутствии воды. Одна из типичных жидкостей приготовлена так, чтобы она содержала непрерывную водную фазу, модифицирующий вязкость агент и агенты, ингибирующие гидратацию сланца, раскрытые в данном описании и которые присутствуют в достаточной концентрации, чтобы существенно уменьшить набухание сланца. Объем заявленного объекта изобретения также охватывает буровые растворы на водной основе, которые будут образовывать полупроницаемую мембрану поверх сланцевой породы для повышения стабильности буровой скважины. Такой результат достигается за счет тщательного выбора амина и последующего регулирования значения pH или поперечной сшивки с другими компонентами с получением в результате осадка амина, который затем образует мембрану на поверхности горной породы и, следовательно, стабилизирует скважину. Также следует понимать, что заявленный объект, по существу, включает такие компоненты, как непрерывная водная фаза; способный набухать сланцевый материал и агент, ингибирующий гидратацию сланца, который, по существу, описан в данном изобретении и который присутствует в достаточной концентрации для значительного понижения набухания способного к набуханию сланцевого материала. Такая композиция может быть получена при проведении бурения подземной скважины, но также может быть приготовлена специально, если должна быть проведена повторная накачка буровых шламов. Специалист в данной области должен понимать, что жидкости заявленного объекта изобретения могут быть использованы при проведении бурения, цементирования, гидравлического разрыва, обслуживания и эксплуатации скважин, при капитальном ремонте, при ликвидации скважины и в других операциях, связанных с подземными скважинами. Заявленный объект изобретения также включает способ захоронения бурового шлама в подземном пласте. Также специалисту в данной области будет понятно,что заявленный объект изобретения, по существу, включает способ снижения набухания сланцевой глины в скважине, причем способ включает циркуляцию бурового раствора на водной основе, полученного так, как фактически описано в данной работе. Эти и другие признаки заявленного объекта изобретения более полно представлены в приведенном ниже описании типичных вариантов осуществления заявленного объекта изобретения.-3 012244 Подробное описание изобретения Заявленный объект изобретения относится к буровому раствору на водной основе для применения при бурении скважин через пластовую породу, содержащую сланец, набухающий в присутствии воды. Обычно буровой раствор заявленного объекта изобретения может быть приготовлен так, чтобы он содержал непрерывную водную фазу и агент, ингибирующий гидратацию сланца, предпочтительно липофильное аминное соединение. Как описано ниже, буровые растворы заявленного объекта изобретения необязательно могут содержать дополнительные компоненты, такие как утяжелители бурового раствора,модификаторы вязкости, понизители фильтрации бурового раствора, закупоривающие агенты, смазочные материалы, агенты, препятствующие окомкованию бура, нейтрализующие агенты, ингибирующие коррозию агенты, материалы, сохраняющие щелочность, и pH-буферные агенты, поверхностно-активные вещества и суспендирующие агенты, агенты, повышающие скорость проходки, и т.д., которые, как понятно специалисту в данной области, могут быть добавлены к буровому раствору на водной основе. Непрерывная водная фаза обычно может представлять собой любую жидкую фазу на водной основе, которая совместима с составом бурового раствора и совместима с агентами, ингибирующими гидратацию сланца, раскрытыми в данном описании. Для солюбилизации агентов, ингибирующих гидратацию сланца, которые описаны в данном случае, может быть необходимым протонирование аминной функциональной группы до или во время бурения, чтобы сделать эту группу функционально активной. В одном из предпочтительных вариантов изобретения непрерывную водную фазу выбирают из пресной воды,морской воды, рассола, смесей воды и растворимых в воде органических соединений и их смесей. Количество непрерывной водной фазы должно быть достаточным, чтобы образовать буровой раствор на водной основе. Такое количество находится в интервале приблизительно от 100 до менее чем 30 об.% из расчета на буровой раствор. Предпочтительно непрерывная водная фаза составляет приблизительно от 95 до 30 об.% и предпочтительно приблизительно от 90 до 40 об.% из расчета на буровой раствор. Заявленный объект изобретения также включает применение липофильных сланцевых ингибиторов для образования относительно нерастворимого пленкообразующего соединения. Следовательно, липофильный аминный сланцевый ингибитор сам ассоциируется со сланцевыми поверхностями, образуя нерастворимую мембрану. Агент, ингибирующий гидратацию сланца, включен в состав буровых растворов заявленного объекта изобретения с тем, чтобы ингибировать гидратацию сланцевых и похожих на сланец пластовых пород. Таким образом, агент, ингибирующий набухание сланца, должен присутствовать в достаточной концентрации, чтобы уменьшить как и/или набухание на основе поверхностной гидратации, так и/или осмотическое набухание сланцевой глины. Точное количество ингибирующего гидратацию сланца агента, присутствующего в конкретном составе бурового раствора, может быть определено методом проб и ошибок при испытании комбинации бурового раствора и типичного образца встречающейся породы сланцевой глины. Однако обычно заявленный агент, ингибирующий гидратацию сланца, может быть использован в буровых растворах в концентрации приблизительно от 1 до 18 фунт/баррель и более предпочтительно в концентрации приблизительно от 2 до 12 фунт/баррель бурового раствора. Как отмечалось ранее, заявленные агенты, ингибирующие гидратацию сланца, предпочтительно представляют собой липофильные аминные соединения. Это отличается от многих соединений предшествующего уровня техники, которые являются гидрофильными (т.е., по меньшей мере, частично растворимыми в воде). Специалист в данной области должен отметить, что некоторые сильно липофильные амины, описанные здесь, могут быть солюбилизированы за счет частичного протонирования аминной функциональной группы. Такое протонирование может быть осуществлено путем добавления кислоты или путем доведения значения pH бурового раствора до заранее определенного значения. С другой стороны, описанные в работе агенты, ингибирующие гидратацию сланца, могут быть частично или полностью протонированы или нейтрализованы до их применения в операциях бурения. В одном из типичных вариантов осуществления изобретения заявленный агент, ингибирующий гидратацию сланца, должен иметь общую формулу в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила;n принимает целые значения от 1 до 4. Один из типичных аминов, который служит в качестве агента, ингибирующего гидратацию сланца,представляет собой амин, где X представляет собой циклогексильную группу или другую аналогичную длинноцепочечную или циклоалкильную группу. В таких случаях амин может быть первичным, вторичным или третичным амином. Например, циклогексиламин, N-метилциклогексиламин иN,N-диметилциклогексиламин, как установлено, все являются эффективными агентами, ингибирующими гидратацию сланца. В другом примере агент, ингибирующий гидратацию сланца, предпочтительно представляет собой реакционный продукт реакции гидрирования продукта реакции ароматического амина с альдегидом,предпочтительно формальдегидом. С другой стороны, агент, ингибирующий гидратацию сланца, может представлять собой реакционный продукт реакции гидрирования продукта реакции анилина и формальдегида. В одном из типичных вариантов изобретения агент, ингибирующий гидратацию сланца, выбирают из соединений, имеющих обобщенную структуру в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила;R" представляет собой мостиковую группу, выбранную из линейной или разветвленной алкильной группы, содержащей от 1 до 6 атомов углерода;n имеет значения от 1 до 4. Кроме того, следует отметить, что аминная группа может находиться в орто-, мета- или параположении относительно мостиковой группы, однако предпочтительным является пара-положение. Таким образом, предпочтительный типичный пример агента, ингибирующего гидратацию сланца, имеет обобщенную формулу где заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила;X имеет значения от 1 до 6. Как показано в приведенных выше формулах, примеры агентов, ингибирующих гидратацию сланца, представляют собой свободные основания аминов (т.е. непротонированные амины). Специалист в данной области должен понимать, что заявленные агенты, ингибирующие гидратацию сланца, могут быть частично или полностью протонированы в зависимости от значения pH бурового раствора во время или до его применения. Также следует понимать, что протонированное состояние амина может быть легко получено во время или до применения путем простого регулирования pH бурового раствора. Буровые растворы заявленного объекта изобретения могут включать утяжелитель бурового раствора, чтобы повысить плотность раствора. Основная цель таких утяжелителей состоит в повышении плотности бурового раствора, для того, чтобы предупредить обратные выбросы и прорывы. Специалист в данной области должен знать и понимать, что предупреждение обратных выбросов и прорывов имеет большое значение для каждодневной безопасной работы буровой установки. Таким образом, утяжелитель добавляют в буровой раствор в функционально эффективном количестве, которое в значительной степени зависит от природы пласта, который необходимо пробурить. Утяжелитель, подходящий для применения в составах буровых растворов заявленного объекта, обычно может быть выбран из любого типа утяжелителей, которые могут представлять собой твердое вещество, материал в форме частиц, могут быть суспендированы в растворе, диспергированы в водной фазе в качестве части процесса получения, или могут быть добавлены позднее во время бурения. Предпочтительно, чтобы утяжелитель был выбран из группы, включающей барит, гематит, оксид железа, карбонат кальция, карбонат магния, органические или неорганические соли, а также смеси и комбинации таких соединений и аналогичные утяжелители, которые могут быть использованы в составах буровых растворов. Буровые растворы заявленного объекта изобретения могут включать модифицирующий вязкость агент, чтобы изменить или сохранить реологические свойства жидкости. Основная цель таких модифицирующих вязкость агентов состоит в контроле вязкости и возможного изменения вязкости бурового раствора. Контроль вязкости особенно важен, так как часто подземные пласты могут иметь температуру,значительно выше, чем поверхностная температура. Следовательно, в процессе переноса от поверхности к буровому сверлу и назад буровой раствор может подвергаться воздействию чрезмерных температур,например от температур, близких к температурам замерзания, до температур, близких к температуре кипения воды или выше. Специалист в данной области должен знать и понимать, что такие температурные колебания приводят к значительным изменениям реологических свойств буровых растворов. Следовательно, чтобы регулировать и/или смягчать реологические изменения, в состав бурового раствора могут-5 012244 быть включены модифицирующие вязкость агенты и агенты, регулирующие реологические свойства. Модифицирующие вязкость агенты, подходящие для применения в составах буровых растворов заявленного объекта изобретения, в целом могут быть выбраны из любого типа модифицирующих вязкость агентов, подходящих для применения в буровых растворах на водной основе. В одном из типичных вариантов осуществления изобретения необязательный модифицирующий вязкость агент входит в состав бурового раствора, и такой модифицирующий вязкость агент предпочтительно выбирают из смесей и комбинаций соединений, которые должны быть известны специалистам в данной области, таких как ксантановые камеди, крахмалы, модифицированные крахмалы, и синтетические модификаторы вязкости,такие как полиакриламиды, и т.д. Помимо компонентов, приведенных выше, заявленные буровые растворы также могут быть приготовлены так, чтобы они содержали материалы, обычно называемые сохраняющим щелочность агентом и щелочным буферным агентом, pH буферные агенты, гелеобразующие агенты, разжижители и понизители фильтрации бурового раствора, а также соединения и материалы, которые необязательно добавляют к составам буровых растворов на водной основе. Каждый из таких вспомогательных материалов может быть добавлен в состав в концентрации, которая реологически и функционально требуется по условиям бурения. Специалист в данной области должен учитывать, что известь является общеизвестным сохраняющим щелочность агентом, который используется в составах буровых растворов на водной основе. Щелочные буферные агенты, такие как циклические органические амины, стерически затрудненные амины,амиды жирных кислот и др., также могут быть использованы в качестве буфера против потери агента,сохраняющего щелочность. Буровой раствор также может содержать протонирующие амин агенты илиpH-буферные агенты для солюбилизации ингибирующего сланец агента и, следовательно, для повышения его активности. Буровой раствор также может включать антикоррозийные агенты, чтобы предупреждать коррозию металлических компонентов работающего бурового оборудования. Гелеобразующие материалы также часто используют в буровых растворах на водной основе, и к ним относятся бентонит,сепиолит, аттапульгитная глина, анионные высокомолекулярные полимеры и биополимеры. Разжижители, такие как лигносульфонаты, также часто добавляют к буровым растворам на водной основе. Обычно добавляются лигносульфонаты, модифицированные лигносульфонаты, полифосфаты и танины. В других вариантах осуществления изобретения в качестве разжижителей могут быть добавлены низкомолекулярные полиакрилаты. Разжижители могут быть добавлены к буровому раствору для снижения гидравлического сопротивления и для контроля склонности к гелеобразованию. Другие функции, выполняемые разжижителями, включают уменьшение фильтрации и толщины фильтрационной корки, противодействие влиянию солей, минимизацию влияния воды на подвергающийся бурению пласт, эмульгирование масла в воде и стабилизацию свойств бурового раствора при повышенных температурах. К буровым растворам заявленного объекта изобретения может быть добавлен целый ряд понизителей фильтрации, которые обычно выбирают из группы, включающей синтетические органические полимеры, биополимеры и их смеси. Понизители фильтрации, такие как модифицированный лигнит, полимеры, модифицированные крахмалы и модифицированные целлюлозы, также могут быть добавлены к системе бурового раствора на водной основе настоящего изобретения. В одном из вариантов предпочтительно, чтобы добавки настоящего изобретения выбирались так, чтобы они имели низкую токсичность и были совместимы с обычными анионными добавками в буровой раствор, такими как полианионная карбоксиметилцеллюлоза (ПАС или КМЦ, РАС или CMC), полиакрилаты, частично гидролизованные полиакриламиды (СГПА, PHPA), лигносульфонаты, ксантановая камедь, их смеси и т.д. Буровой раствор заявленного объекта изобретения также может содержать инкапсулирующий агент, обычно выбираемый из группы, включающей синтетические органические, неорганические полимеры, биополимеры и их смеси. Роль инкапсулирующего агента состоит в поглощении на множестве точек вдоль цепи на частицах глины, что в результате связывает частицы вместе и заключает буровой шлам в капсулы. Такие инкапсулирующие агенты способствуют удалению бурового шлама при меньшей дисперсии бурового шлама в буровых растворах. Инкапсулирующие агенты могут быть анионными, катионными, амфотерными или неионными по природе. Другие добавки, которые могут присутствовать в буровых растворах заявленного объекта изобретения, представляют собой такие продукты, как смазочные материалы, агенты, повышающие скорость проходки при бурении, пеногасители, материалы, снижающие потерю циркулируемых продуктов, и т.д. Такие соединения должны быть известны специалисту в области приготовления буровых растворов на водной основе. Следующие примеры включены в описание для того, чтобы показать предпочтительные варианты осуществления заявленного объекта изобретения. Специалисту в данной области должно быть понятно,что методики, описанные в примерах, которые следуют типичным методикам, раскрытым заявителями,хорошо работают при реализации на практике заявленного объекта, и, следовательно, их можно считать предпочтительными моделями в случае их использования. Однако специалист в данной области в свете рассматриваемого описания должен понимать, что в конкретных вариантах осуществления, которые раскрыты в изобретении, могут быть выполнены многочисленные изменения, и при этом все еще могут-6 012244 быть получены сходные или аналогичные результаты без отступления от заявленного объекта изобретения. Если не оговорено особо, то все исходные материалы являются коммерчески доступными и используются стандартные лабораторные методики и оборудование. Испытания проводят в соответствии с методиками API Bulletin RP 13 В-2, 1990. В некоторых случаях при описании результатов, обсуждаемых в примерах, используют следующие сокращения:PV представляет собой пластическую вязкость (сП), которая является одной из переменных, используемых для расчета вязкостных характеристик бурового раствора;YP представляет собой предел текучести (фунт/100 кв.футов), который является еще одной переменной, используемой для расчета вязкостных характеристик бурового раствора;GELS представляет собой критерий (фунт/100 кв.футов) суспензионных характеристик и тиксотропных свойств бурового раствора;F/L показывает понижение фильтрации по API и означает степень потери фильтрации в миллилитрах бурового раствора при 100 фунтах/кв.дюйм. Пример 1. Приготовлены следующие буровые растворы с целью иллюстрации заявленного объекта изобретения. В приведенном выше составе бурового раствора следующие коммерчески доступные соединения использованы в составе бурового раствора, однако специалист в данной области должен понимать, что вместо них могут быть использованы другие аналогичные соединения: Свойства приведенных выше буровых растворов, а также базового бурового раствора (т.е. бурового раствора, который не содержит агент, ингибирующий гидратацию сланца), измерены и приведены в виде следующих экспериментальных данных: Дисперсионные испытания проводят с помощью бурового шлама Oxford Clay путем горячего прокатывания 10 г бурового шлама в эквиваленте одного барреля бурового раствора в течение 16 ч при 150F. После горячего прокатывания оставшийся буровой шлам просеивают с использованием сита на 20 меш и промывают 10%-ным раствором хлорида калия в воде, сушат и взвешивают, получают процент извлечения. Результаты данного испытания приведены в следующей таблице и показывают улучшенные свойства по ингибированию сланца агента, ингибирующего гидратацию сланца, настоящего изобретения.-7 012244 Чтобы дополнительно показать свойства буровых растворов, приготовленных в соответствии с указаниями настоящего изобретения, проводят испытания с использованием прибора для определения объемной твердости. BP Bulk Hardness Tester представляет собой устройство, сконструированное для оценки твердости сланцевого бурового шлама, подвергшегося воздействию буровых растворов, и эта твердость,в свою очередь, может быть связана с ингибирующими свойствами оцениваемого бурового раствора. В этом испытании сланцевый буровой шлам подвергают горячему прокатыванию в буровом растворе при 150F в течение 16 ч. Сланцевый буровой шлам просеивают и затем помещают в BP Bulk Hardness Tester. Прибор закрывают и, используя гаечный ключ с ограничением по крутящему моменту, записывают усилие, прикладываемое для экструдирования бурового шлама через пластину с отверстиями. В зависимости от степени гидратации и твердости бурового шлама, а также используемого бурового раствора достигается область плато, когда начинается экструзия бурового шлама. С другой стороны, крутящий момент может продолжать повышаться, что наблюдается в случае более твердых образцов бурового шлама. Следовательно, чем выше номер крутящего момента получен, тем более ингибирующей считается система бурового раствора. Ниже приведены типичные данные, полученные с использованием трех различных составов бурового раствора с буровым шламом на основе Oxford Clay. В приведенной выше таблице D означает образование диска; R указывает на формирование похожих на спагетти тонких лент. При рассмотрении приведенных выше результатов специалист в данной области техники должен отметить, что буровые растворы, полученные в соответствии с настоящим изобретением, препятствуют гидратации различных типов сланцевых глин и, следовательно, по-видимому, обеспечивают хорошие рабочие параметры при бурении подземных скважин, сталкивающемся с такими сланцевыми глинами. Пример 2. Представленные ниже испытания проведены, чтобы показать максимальное количество API бентонита, которое можно ингибировать однократной обработкой 10,5 фунт/баррель агентов, ингибирующих гидратацию сланца, заявленного объекта изобретения в течение нескольких дней. В данной методике испытания сосуд объемом в пинту заполняют эквивалентом одного барреля водопроводной воды и 10,5 фунт/баррель агента, ингибирующего гидратацию сланца. В качестве контрольного образца используют водопроводную воду. Все образцы доводят до pH по меньшей мере 9,5 с помощью соляной кислоты и обрабатывают порцией 10 фунт/баррель M-1 GEL (API бентонит) при средней скорости сдвига. После перемешивания в течение 30 мин образцы подвергают тепловому вызреванию в течение ночи при 150F. После охлаждения образцов записывают их реологические свойства при обычной температуре. Эту методику проводят для каждого образца до тех пор, пока они все не станут слишком вязкими для измерения. Представленная ниже таблица содержит типичные данные, которые показывают эффект ингибирования гидратации сланца заявленного объекта изобретения при ежедневном добавлении бентонита в водопроводную воду, обработанную агентами, ингибирующими гидратацию сланца, показанными в верхней части каждой колонки. В приведенном далее примере используются следующие агенты, ингибирующие гидратацию сланца:TTTM означает слишком вязкий для измерения.TTTM означает слишком вязкий для измерения.TTTM означает слишком вязкий для измерения.TTTM означает слишком вязкий для измерения.TTTM означает слишком вязкий для измерения. При рассмотрении приведенных выше типичных результатов специалист в данной области должен увидеть, что буровые растворы, приготовленные в соответствии с указаниями настоящего изобретения,значительно ингибируют гидратацию различных сланцевых глин и, таким образом, по-видимому, обеспечивают хорошие рабочие показатели при бурении подземных скважин, сталкивающемся с такими сланцевыми глинами. Пример 3. В этом примере 3 мас.% 4,4'-диметилдициклогексилметана растворяют в 1,5%-ном растворе ледяной уксусной кислоты в дистиллированной воде. При перемешивании смеси образуется прозрачный раствор. К полученному раствору добавляют достаточное количество 1,0 н. раствора гидроксида натрия, чтобы довести значение pH приблизительно до 10,5. При этом значении pH образуется белый осадок. Осадок может быть снова растворен при доведении pH приблизительно 9,5. Приведенный выше пример иллюстрирует, что предпочтительный агент, ингибирующий гидратацию сланца, настоящего изобретения может быть осажден из раствора и на поверхность сланца путем регулирования значения pH. Специалист в данной области должен понимать, что способность образовывать осадок будет способствовать формированию мембраны, которая должна повысить стабильность скважины. Ввиду приведенного выше описания специалист в данной области должен понимать и учитывать,что один из типичных вариантов осуществления заявленного объекта изобретения представляет собой буровой раствор на водной основе для применения в буровой скважине через пласт, содержащий сланец,набухающий в присутствии воды. В таком примере варианта осуществления буровой раствор содержит непрерывную водную фазу, утяжелитель бурового раствора и агент, ингибирующий гидратацию сланца,имеющий обобщенную структурную формулу в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этилаn принимает целые значения от 1 до 4. Предпочтительно агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой реакционный продукт реакции гидрирования продукта реакции ароматического амина с альдегидом, предпочтительно с формальдегидом. С другой стороны, агент, ингибирующий гидратацию сланца, может представлять собой реакционный продукт реакции гидрирования продукта реакции анилина и формальдегида. В одном из типичных вариантов изобретения агент, ингибирующий гидратацию сланца, выбирают из соединений,имеющих обобщенную структуру в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила;R" представляет собой мостиковую группу, выбранную из линейной или разветвленной алкильной группы, содержащей от 1 до 6 атомов углерода;n имеет значения от 1 до 4. Кроме того, следует отметить, что аминная группа может находиться в орто-, мета- или параположении относительно мостиковой группы, однако предпочтительно пара-положение. Таким образом,в предпочтительном примере варианта осуществления изобретения агент, ингибирующий гидратацию сланца, имеет обобщенную формулу в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила;X имеет значения от 1 до 6. Типичный буровой раствор приготовлен так, чтобы непрерывная водная фаза могла быть выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и растворимых в воде органических соединений, а также их смесей и комбинаций и аналогичных растворов на водной основе, которые должны быть известны специалистам в данной области. В одном из типичных вариантов осуществления изобретения необязательный модифицирующий вязкость агент входит в состав бурового раствора, и такой модифицирующий вязкость агент предпочтительно выбирают из смесей и комбинаций соединений, которые должны быть известны специалистам в данной области, таких как ксантановые камеди, крахмалы, модифицированные крахмалы и синтетические модификаторы вязкости, такие как полиакриламиды, и т.д. Утяжелитель бурового раствора, такой как барит, кальцит, гематит, оксид железа, карбонат кальция, органические и неорганические соли, а также их смеси и комбинации и подобные соединения, которые должны быть известны специалистам в данной области, могут быть необязательно включены в состав примера типичного раствора. Типичный раствор также может содержать широкий спектр обычных компонентов буровых растворов на водной основе, таких как понизители фильтрации бурового раствора,суспендирующие агенты, модифицирующие вязкость агенты, регулирующие реологические свойства агенты, pH буферные агенты, а также другие соединения и материалы, которые известны специалистам в данной области. Объем заявленного объекта изобретения также охватывает жидкость для гидроразрыва пласта для применения в подземной скважине, где подземная скважина проходит через один или несколько подземных пластов, состоящих из сланца, который набухает в присутствии воды. Один из типичных примеров жидкости приготовлен так, чтобы она содержала непрерывную водную фазу, модифицирующий вязкость агент и агент, ингибирующий гидратацию сланца, который присутствует в достаточной концентрации,чтобы значительно уменьшить набухание сланца. В одном из типичных вариантов изобретения агент,ингибирующий гидратацию сланца, имеет формулу в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этилаX имеет значения от 1 до 6. Типичная жидкость приготовлена так, чтобы непрерывная водная фаза могла быть выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и растворимых в воде органических соединений, а также их смесей и комбинаций и аналогичных водных жидкостей, которые должны быть известны специалистам в данной области. В одном из типичных вариантов осуществления изобретения необязательный модифицирующий вязкость агент входит в состав бурового раствора, и такой модифицирующий вязкость агент предпочтительно выбирают из смесей и комбинаций соединений, которые должны быть известны специалистам в данной области, таких как ксантановые камеди, крахмалы, модифицированные крахмалы, и синтетические модификаторы вязкости, такие как полиакриламиды, и т.д. Утяжелитель бурового раствора, такой как барит, кальцит, гематит, оксид железа, карбонат кальция, органические и неорганические соли, а также их смеси и комбинации и подобные соединения, которые должны быть известны специалистам в данной области, могут быть необязательно включены в состав типичной жидкости. Типичная жидкость также может содержать широкий спектр обычных компонентов жидкостей для гидроразрыва, таких как расклинивающие наполнители, например песок, гравий, стеклянные шарики, керамические материалы и т.д., высвобождающие кислоту агенты, понизители фильтрации, суспендирующие агенты, модифицирующие вязкость агенты, контролирующие реологические свойств агенты, pH буферные агенты, а также другие соединения и материалы, которые известны специалистам в данной области. Специалист в данной области должен понимать, что жидкости заявленного объекта изобретения могут быть использованы в процессе бурения, цементирования, гидроразрыва, технического обслуживания и эксплуатации, при капитальном ремонте, при ликвидации или других операциях, связанных с подземными скважинами. В одном из типичных вариантов изобретения жидкости используют в способе,который включает бурение подземной скважины через один или несколько подземных пластов, содержащих сланец, который набухает в присутствии воды. Типичный способ проводят с использованием обычных средств и методик бурения; однако используемый буровой раствор приготовлен так, чтобы он содержал непрерывную водную фазу; утяжелитель бурового раствора; и агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствующий в достаточной концентрации, чтобы уменьшать набухание сланца. В одном из типичных вариантов изобретения агент, ингибирующий гидратацию сланца, имеет формулу в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила;X имеет значения от 1 до 6. Типичный буровой раствор приготовлен так, чтобы непрерывная водная фаза могла быть выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и растворимых в воде органических соединений, а также их смесей и комбинаций и аналогичных жидкостей на водной основе, которые должны быть известны специалистам в данной области. В одном из типичных вариантов осуществления изобретения необязательный модифицирующий вязкость агент входит в состав бурового раствора, и такой модифицирующий вязкость агент предпочтительно выбирают из смесей и комбинаций соединений, которые должны быть известны специалистам в данной области, таких как ксантановые камеди, крахмалы, модифицированные крахмалы и синтетические модификаторы вязкости, такие как полиакриламиды, и т.д. Утяжелитель бурового раствора, такой как барит, кальцит, гематит, оксид железа, карбонат кальция, органические и неорганические соли, а также их смеси и комбинации и подобные соединения, которые должны быть известны специалистам в данной области, могут быть необязательно включены в состав примера типичного бурового раствора. Типичный раствор также может содержать широкий спектр обычных компонентов буровых растворов и жидкостей для буровых скважин, таких как понизители фильтрации, суспендирующие агенты, модифицирующие вязкость агенты, регулирующие реологические свойства агенты, pH буферные агенты, а также другие соединения и материалы, которые известны специалистам в данной области. Заявленный объект изобретения также включает способ захоронения бурового шлама в подземном пласте. Как должно быть известно специалисту в данной области, способ включает измельчение бурового шлама, который предварительно отделен от рециркулирующего бурового раствора, в присутствии жидкости с получением суспензии. Суспензию затем нагнетают с помощью скважины в подходящий для захоронения подземный пласт. Для специалиста в данной области должно быть понятно, что один из типичных вариантов осуществления заявленного объекта включает измельчение бурового шлама в жидкости на водной основе с получением суспензии, где жидкость на водной основе приготовлена так, чтобы она содержала непрерывную водную фазу и агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствующий в достаточной концентрации, чтобы уменьшить набухание сланца; и затем нагнетание суспензии в под- 12012244 земный пласт, приспособленный для захоронения бурового шлама. Агент, ингибирующий гидратацию сланца, используемый в одном из вариантов рассматриваемого способа, имеет формулу в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила;X имеет значения от 1 до 6. Типичная жидкость приготовлена так, чтобы непрерывная водная фаза могла быть выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и растворимых в воде органических соединений, а также их смесей и комбинаций и аналогичных жидкостей на водной основе, которые должны быть известны специалистам в данной области. В одном из типичных вариантов осуществления изобретения необязательный модифицирующий вязкость агент входит в состав бурового раствора, и такой модифицирующий вязкость агент предпочтительно выбирают из смесей и комбинаций соединений, которые должны быть известны специалистам в данной области, таких как ксантановые камеди, крахмалы, модифицированные крахмалы и синтетические модификаторы вязкости, такие как полиакриламиды, и т.д. Утяжелитель бурового раствора, такой как барит, кальцит, гематит, оксид железа, карбонат кальция, органические и неорганические соли, а также их смеси и комбинации и подобные соединения, которые должны быть известны специалистам в данной области, могут быть необязательно включены в состав примера типичной жидкости. Типичная жидкость необязательно может содержать широкий спектр обычных компонентов буровых растворов и жидкостей для буровых скважин, таких как понизители фильтрации, суспендирующие агенты, модифицирующие вязкость агенты, регулирующие реологические свойства агенты, pH буферные агенты, а также другие соединения и материалы, которые известны специалистам в данной области. Специалист в данной области должен понимать, что заявленный объект изобретения неотъемлемо включает способ уменьшения набухания сланца в скважине, включающий циркуляцию в скважине бурового раствора на водной основе, приготовленного, по существу, так, как раскрыто в данном описании. Один из таких иллюстративных растворов включает непрерывную фазу на водной основе и агент, ингибирующий набухание сланца, присутствующий в достаточной концентрации, чтобы уменьшать набухание сланца. Другими словами, ингибирующий гидратацию сланца агент, используемый в одном из вариантов осуществления типичного способа, имеет формулу в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила;X имеет значения от 1 до 6. Типичный раствор приготовлен так, чтобы непрерывная водная фаза могла быть выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и растворимых в воде органических соединений, а также их смесей и комбинаций и аналогичных жидкостей на водной основе, которые должны быть известны специалистам в данной области. В одном из типичных вариантов осуществления изобретения необязательный модифицирующий вязкость агент входит в состав бурового раствора, и такой модифицирующий вязкость агент предпочтительно выбирают из смесей и комбинаций соединений, которые должны быть известны специалистам в данной области, таких как ксантановые камеди, крахмалы, модифицированные крахмалы и синтетические модификаторы вязкости, такие как полиакриламиды, и т.д. Утяжелитель бурового раствора, такой как барит, кальцит, гематит, оксид железа, карбонат кальция, органические и неорганические соли, а также их смеси и комбинации и подобные соединения, которые должны быть известны специалистам в данной области, могут быть необязательно включены в состав примера типичного бурового раствора. Типичный раствор необязательно может содержать широкий спектр обычных компонентов буровых растворов и жидкостей для буровых скважин, таких как понизители фильтрации буровых растворов, суспендирующие агенты, модифицирующие вязкость агенты, регулирующие реологические свойства агенты, pH буферные агенты, а также другие соединения и материалы, которые известны специалистам в данной области. Специалист в данной области должен понимать, что существует широкий класс потенциальных соединений, которые могут быть использованы так, как описано в данной работе, и, которые, следовательно, находятся в рамках объема заявленного объекта изобретения. Такой более широкий аспект настоящего изобретения включает моноаминные соединения, обладающие, по существу, липофильным характером. В одном из таких типичных примеров варианта изобретения буровой раствор на водной основе для- 13012244 применения при бурении подземной скважины через один или несколько подземных пластов, содержащих сланец, который набухает в присутствии воды, приготовлен так, чтобы он содержал непрерывную водную фазу и агент, ингибирующий гидратацию сланца, имеющий формулу в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила;n принимает целые значения от 1 до 4. Как отмечалось ранее, агент, ингибирующий гидратацию сланца, должен присутствовать в достаточной концентрации, чтобы уменьшить набухание сланца. Типичный раствор приготовлен так, чтобы непрерывная водная фаза могла быть выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и растворимых в воде органических соединений, а также их смесей и комбинаций и аналогичных жидкостей на водной основе, которые должны быть известны специалистам в данной области. В одном из типичных вариантов осуществления изобретения необязательный модифицирующий вязкость агент входит в состав бурового раствора, и такой модифицирующий вязкость агент предпочтительно выбирают из смесей и комбинаций соединений, которые должны быть известны специалистам в данной области, таких как ксантановые камеди, крахмалы, модифицированные крахмалы и синтетические модификаторы вязкости, такие как полиакриламиды, и т.д. Утяжелитель бурового раствора, такой как барит, кальцит,гематит, оксид железа, карбонат кальция, органические и неорганические соли, а также их смеси и комбинации и подобные соединения, которые должны быть известны специалистам в данной области, также могут быть включены в состав типичного бурового раствора. Типичная жидкость также может содержать широкий спектр обычных компонентов буровых растворов и жидкостей для буровых скважин, таких как понизители фильтрации буровых растворов, суспендирующие агенты, модифицирующие вязкость агенты, регулирующие реологические свойства агенты, pH буферные агенты, а также другие соединения и материалы, которые известны специалистам в данной области. Также следует отметить, что буровые растворы на водной основе, описанные в данной работе, могут быть способны образовывать мембрану за счет осаждения или полимеризации на месте. Один из таких типичных растворов может содержать непрерывную водную фазу и агент, ингибирующий гидратацию сланца, имеющий формулу в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила;n принимает целые значения от 1 до 4. Как отмечалось ранее, агент, ингибирующий гидратацию сланца, должен присутствовать в достаточной концентрации, чтобы уменьшить набухание сланца. Типичный раствор приготовлен так, чтобы непрерывная водная фаза могла быть выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и растворимых в воде органических соединений, а также их смесей и комбинаций и аналогичных жидкостей на водной основе, которые должны быть известны специалистам в данной области. В одном из типичных вариантов осуществления изобретения необязательный модифицирующий вязкость агент входит в состав бурового раствора, и такой модифицирующий вязкость агент предпочтительно выбирают из смесей и комбинаций соединений, которые должны быть известны специалистам в данной области, таких как ксантановые камеди, крахмалы, модифицированные крахмалы и синтетические модификаторы вязкости, такие как полиакриламиды, и т.д. Утяжелитель бурового раствора, такой как барит, кальцит,гематит, оксид железа, карбонат кальция, органические и неорганические соли, а также их смеси и комбинации и подобные соединения, которые должны быть известны специалистам в данной области, также могут быть включены в состав типичного бурового раствора. Типичный раствор необязательно может содержать широкий спектр обычных компонентов буровых растворов и жидкостей для буровых скважин, таких как понизители фильтрации буровых растворов, суспендирующие агенты, модифицирующие вязкость агенты, регулирующие реологические свойства агенты, pH буферные агенты, а также другие соединения и материалы, которые известны специалистам в данной области. Специалист в данной области также должен понимать, что типичный раствор может быть использован в способе повышения стабильности сланцевого пласта с помощью бурового раствора на водной основе. Например, указанный способ включает нагнетание бурового раствора на водной основе к сланцевому пласту, где буровой раствор содержит непрерывную водную фазу и агент, ингибирующий гидратацию сланца, имеющий формулу в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила;n принимает целые значения от 1 до 4 и где агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в достаточной концентрации, чтобы образовать осмотическую мембрану на сланцевом пласте. Аналогично настоящее описание также указывает на желательность и применение бурового раствора на водной основе, в котором, в качестве агента, ингибирующего гидратацию сланца, как правило, используются диаминные соединения. Одним из таких типичных вариантов осуществления является буровой раствор, который приготовлен так, чтобы он содержал непрерывную водную фазу и агент, ингибирующий гидратацию сланца, имеющий формулу в которой заместители R1, R2, R3 и R4 независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метильной, этильной или пропильной групп;X представляет собой алифатическую углеводородную группу, содержащую приблизительно от 7 до 20 атомов углерода. Как отмечалось ранее, агент, ингибирующий гидратацию сланца, должен присутствовать в достаточной концентрации, чтобы уменьшить набухание сланца. Типичный раствор приготовлен так, чтобы непрерывная водная фаза могла быть выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и растворимых в воде органических соединений, а также их смесей и комбинаций и аналогичных жидкостей на водной основе, которые должны быть известны специалистам в данной области. В одном из типичных вариантов осуществления изобретения необязательный модифицирующий вязкость агент входит в состав бурового раствора, и такой модифицирующий вязкость агент предпочтительно выбирают из смесей и комбинаций соединений, которые должны быть известны специалистам в данной области, таких как ксантановые камеди, крахмалы, модифицированные крахмалы и синтетические модификаторы вязкости, такие как полиакриламиды, и т.д. Утяжелитель бурового раствора, такой как барит, кальцит,гематит, оксид железа, карбонат кальция, органические и неорганические соли, а также их смеси и комбинации и подобные соединения, которые должны быть известны специалистам в данной области, также могут быть включены в состав типичного бурового раствора. Типичный раствор необязательно может содержать широкий спектр обычных компонентов буровых растворов и жидкостей для буровых скважин, таких как понизители фильтрации бурового раствора, суспендирующие агенты, модифицирующие вязкость агенты, регулирующие реологические свойства агенты, pH буферные агенты, а также другие соединения и материалы, которые известны специалистам в данной области. Хотя композиции и способы заявленного объекта изобретения описаны с помощью предпочтительных вариантов осуществления, для специалиста в данной области очевидно, что различные изменения могут быть приложены к описанному процессу без отступления от сути и объема заявленного объекта. Все подобные замены и модификации, очевидные специалистам в данной области, как полагают, находятся в рамках объема и сути заявленного объекта изобретения, представленных в приведенной ниже формуле изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Буровой раствор на водной основе для применения при бурении подземной скважины через один или несколько подземных пластов, содержащих сланец, который набухает в присутствии воды, содержащий непрерывную водную фазу и агент, ингибирующий гидратацию сланца, имеющий формулу в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила;R" представляет собой мостиковую группу, выбранную из линейной или разветвленной алкильнойn имеет значения от 1 до 4 и где агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в достаточной концентрации, чтобы уменьшить набухание сланца. 2. Буровой раствор на водной основе по п.1, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой реакционный продукт реакции гидрирования продукта реакции ароматического амина с формальдегидом. 3. Буровой раствор на водной основе по п.1, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой 4,4'-диаминодициклогексилметан. 4. Буровой раствор на водной основе по п.1, где непрерывная водная фаза выбрана из пресной воды,морской воды, рассола, растворимых в воде органических соединений и их смесей. 5. Буровой раствор на водной основе по п.1, дополнительно содержащий модифицирующий вязкость агент. 6. Буровой раствор на водной основе по п.5, дополнительно содержащий утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, органических и неорганических солей и их смесей. 7. Буровой раствор на водной основе по п.1, где по меньшей мере одна из аминных функциональных групп протонирована. 8. Буровой раствор на водной основе для применения при бурении подземной скважины через один или несколько подземных пластов, содержащих сланец, который набухает в присутствии воды, содержащий непрерывную водную фазу; утяжелитель и агент, ингибирующий гидратацию сланца, имеющий формулу в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила и X имеет значения от 1 до 6 и где агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в достаточной концентрации, чтобы уменьшить набухание сланца. 9. Буровой раствор на водной основе по п.8, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой реакционный продукт реакции гидрирования продукта реакции ароматического амина с формальдегидом. 10. Буровой раствор на водной основе по п.8, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой 4,4'-диаминодициклогексилметан. 11. Буровой раствор на водной основе по п.8, где непрерывная водная фаза выбрана из пресной воды, морской воды, рассола, растворимых в воде органических соединений и их смесей. 12. Буровой раствор на водной основе по п.8, дополнительно содержащий модифицирующий вязкость агент. 13. Буровой раствор на водной основе по п.12, который дополнительно содержит утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, органических и неорганических солей и их смесей. 14. Буровой раствор на водной основе по п.8, где по меньшей мере одна из аминных функциональных групп протонирована. 15. Жидкость для гидроразрыва для применения в подземной скважине через один или несколько подземных пластов, содержащих сланец, который набухает в присутствии воды, причем жидкость содержит непрерывную водную фазу; модифицирующий вязкость агент и агент, ингибирующий гидратацию сланца, имеющий формулу в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила и X имеет значения от 1 до 6 и где агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в достаточной концентрации, чтобы уменьшить набухание сланца.- 16012244 16. Композиция по п.15, дополнительно содержащая расклинивающий наполнитель. 17. Буровой раствор на водной основе по п.15, который дополнительно содержит утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, органических и неорганических солей и их смесей. 18. Способ, включающий бурение подземной скважины через один или несколько подземных пластов, содержащих сланец,который набухает в присутствии воды, где бурение проводят с использованием бурового раствора, содержащего непрерывную водную фазу; утяжелитель и агент, ингибирующий гидратацию сланца, имеющий формулу в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила и X имеет значения от 1 до 6 и где агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в достаточной концентрации, чтобы уменьшить набухание сланца. 19. Способ по п.18, где утяжелитель выбран из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита,оксида железа, карбоната кальция, органических и неорганических солей и их смесей. 20. Способ захоронения бурового шлама в подземном пласте, включающий измельчение бурового шлама в жидкости на водной основе с получением суспензии, где жидкость на водной основе содержит непрерывную водную фазу и агент, ингибирующий гидратацию сланца, имеющий формулу в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила и X имеет значения от 1 до 6 и где агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в достаточной концентрации, чтобы уменьшить набухание сланца; и нагнетание суспензии в подземный пласт. 21. Способ по п.20, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой 4,4'диаминодициклогексилметан. 22. Способ по п.20, где по меньшей мере одна из аминных функциональных групп протонирована. 23. Способ по п.20, где непрерывная водная фаза выбрана из пресной воды, морской воды, рассола,растворимых в воде органических соединений и их смесей. 24. Способ уменьшения набухания сланцевой глины в скважине, включающий циркуляцию бурового раствора на водной основе, содержащего непрерывную водную фазу и агент, ингибирующий гидратацию сланца, имеющий формулу в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила и X имеет значения от 1 до 6 и где агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в достаточной концентрации, чтобы уменьшить набухание сланца; и нагнетание суспензии в подземный пласт. 25. Способ по п.24, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой 4,4'диаминодициклогексилметан. 26. Способ по п.24, где по меньшей мере одна из аминных функциональных групп протонирована. 27. Способ по п.24, где непрерывная водная фаза выбрана из пресной воды, морской воды, рассола,растворимых в воде органических соединений и их смесей. 28. Способ повышения стабильности сланцевого пласта с помощью бурового раствора на водной- 17012244 основе и способ, включающий подачу бурового раствора на водной основе к сланцевому пласту, где буровой раствор содержит непрерывную водную фазу и агент, ингибирующий гидратацию сланца, имеющий формулу в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила и X принимает целые значения от 1 до 6 и где агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в достаточной концентрации, чтобы образовать осмотическую мембрану на сланцевом пласте.