Жидкость для буровых скважин (варианты), способ захоронения шлама и способ обработки подземной скважины

013593 Настоящее изобретение относится к области роторного бурения. Более конкретно изобретение относится к жидкостям для буровых скважин, а также к способу захоронения бурового шлама в подземном пласте и способу обработки подземной скважины, которые предусматривают использование указанных жидкостей. При роторном бурении подземных скважин от жидкости для буровых скважин ожидаются различные функции и характеристики. Жидкость для буровых скважин должна 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 жидкость для буровых скважин, как ожидается, охлаждает и очищает буровое сверло, уменьшает трение между бурильной колонной и сторонами ствола скважины и поддерживает стабильность в необсаженных частях ствола скважины. Жидкость для буровых скважин также должна образовывать тонкую, малопроницаемую фильтрационную корку, которая закупоривает отверстия в пластах, через которые прошло буровое сверло, и уменьшает нежелательный приток пластовых флюидов из пористых пород. Жидкости для буровых скважин обычно классифицируют в соответствии с их основным материалом. В жидкостях на масляной основе твердые частицы суспендированы в масле, а вода или рассол могут быть эмульгированы в масле. Масло обычно образует непрерывную фазу. В жидкостях 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 жидкостей для буровых скважин, в которых высокоскоростной поток воздуха или природного газа удаляет буровой шлам. В жидкостях для буровых скважин 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 жидкости буровых скважин; и 3) пластовые твердые вещества, которые распределяются в жидкости для буровых скважин во время бурения. Пластовые твердые вещества, которые распределяются в жидкости для буровых скважин, 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 жидкости для буровых скважин 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 пластинкой,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 называется спромежутком. Структура кристалла глины с единичным слоем, состоящим из трех пластинок, обычно имеет с-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 жидкостей для буровых скважин. Набухание глины представляет собой-1 013593 явление, при котором молекулы воды окружают кристаллическую структуру глины и собственное положение, повышая с-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 к увеличению с-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 с-промежуток увеличивается. Осмотическое набухание приводит к более высоким суммарным увеличениям объема, чем поверхностная гидратация. Однако только несколько глин, подобных монтмориллониту натрия, набухает 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 (то есть формально, а+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 жидкостях для буровых скважин. Соли обычно снижают набухание глин. Однако соли флоккулируют глины, что приводит как к высоким потерям жидкости для буровых скважин, так и к почти полной потере тиксотропии. Кроме того, повышение солености часто снижает функциональные характеристики добавок к жидкости для буровых скважин. Другой способ регулирования набухания глины состоит в использовании в жидкостях для буровых скважин 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, нежелательныиз-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. Суть 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 жидкость для буровых скважин на водной основе для применения в подземных скважинах, которые проходят через подземный пласт, содержащий сланец, набухающий в присутствии воды. В таком примере варианта изобретения жидкость для буровых скважин включает непрерывную водную фазу и агент,ингибирующий гидратацию сланца. 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, ин-2 013593 гибирующий гидратацию сланца, может представлять собой реакционный продукт реакции гидрирования продукта реакции анилина и формальдегида. В одном из примеров варианта изобретения агент, ингибирующий гидратацию сланца, выбирают из класса соединений, известных как полициклоалифатические амины. Кроме того, агент, ингибирующий гидратацию сланца, может присутствовать в форме свободного основания или в форме кислой соли раскрытых аминных соединений. Агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в достаточной концентрации, чтобы существенно понизить набухание сланцевых буровых шламов при контакте с жидкостью. Типичная жидкость для буровых скважин получена таким образом, чтобы она необязательно содержала модифицирующие вязкость агенты и/или утяжелители бурового раствора, которые должны быть известны специалистам в области производства жидкостей для буровых скважин. Кроме того, непрерывная водная фаза может 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 примеров варианта изобретения в жидкости 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, могут быть необязательно включены в состав примера жидкости. Типичная жидкость также может содержать широкий спектр обычных компонентов жидкостей для буровых скважин на водной основе, таких как понизители фильтрации жидкости для буровых скважин, суспендирующие агенты, модифицирующие вязкость агенты, агенты, регулирующие реологические свойства, 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 составлена 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 жидкости 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 рН 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, заканчивания, цементирования, разрыва, обслуживания и эксплуатации скважин, при капитальном ремонте, ликвидации скважины и в других операциях,связанных с подземными скважинами. Заявленный объект изобретения также включает способ распределения бурового шлама в подземном пласте как части процесса, хорошо известного в промышленности как повторная накачка бурового шлама. 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 жидкости для буровых скважин на водной основе, полученной 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. Подробное описание изобретения Заявленный объект изобретения относится к жидкости для буровых скважин на водной основе для применения в подземных скважинах, которые проходят через пластовую породу, содержащую сланец,набухающий в присутствии воды. Обычно жидкость для буровых скважин заявленного объекта изобретения может быть получена так, чтобы она содержала непрерывную водную фазу и агент, ингибирующий гидратацию сланца, предпочтительно органическое аминное соединение. Как описано ниже, жидкости для буровых скважин заявленного объекта изобретения необязательно могут содержать дополнительные компоненты, такие как утяжелители бурового раствора, модификаторы вязкости, понизители-3 013593 фильтрации, закупоривающие агенты, смазочные материалы, агенты, препятствующие окомкованию бура, нейтрализующие агенты, ингибирующие коррозию агенты, материалы, сохраняющие щелочность,и рН-буферные агенты, поверхностно-активные вещества и суспендирующие агенты, агенты, повышающие скорость проходки, расклинивающие наполнители, песок для заполнения скважинного фильтра гравием и другие аналогичные твердые вещества и т.д., которые, как понятно специалисту в данной области, могут быть добавлены к жидкости для буровых скважин на водной основе. Непрерывная водная фаза обычно может представлять собой любую жидкую фазу на водной основе, которая совместима с составом жидкости для буровых скважин 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. С другой стороны, агент, ингибирующий гидратацию сланца, может быть дериватизирован путем добавления полярных органических функциональных групп, таких как алкокси-, гидрокси-, карбоксигруппы или другие функциональные группы, которые, как известно, повышают растворимость органических соединений в воде. 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 жидкость для буровых скважин на водной основе. Такое количество находится в интервале приблизительно от 100 до менее чем 1 об.% из расчета на жидкость для буровых скважин. Предпочтительно непрерывная водная фаза составляет приблизительно от 99 до 20 об.% и предпочтительно приблизительно от 90 до 40 об.% из расчета на жидкость для буровых скважин. Специалист в области бурения пластовых пород должен понимать и принимать во внимание, что агент, ингибирующий гидратацию сланца, включен в состав жидкости для буровых скважин заявленного объекта изобретения с тем, чтобы ингибировать гидратацию сланцевых, похожих на сланец и содержащих глину пластовых пород. Используемое в данном описании определение сланец означает все сланцевые, похожие на сланец и содержащие глину подземные пластовые породы, которые проявляют нежелательные реакции (такие как набухание, диссоциация, диспергирование и др.) при воздействии буровых жидкостей на водной основе. Таким образом, агент, ингибирующий набухание сланца, должен присутствовать в достаточной концентрации, чтобы уменьшить как/или набухание на основе поверхностной гидратации, так и/или осмотическое набухание сланца/глины. Точное количество ингибирующего гидратацию сланца агента, присутствующего в составе жидкости для буровых скважин, может быть определено методом проб и ошибок при испытании комбинации жидкости для буровых скважин и типичного образца встречающейся пластовой породы. Однако обычно заявленный агент, ингибирующий гидратацию сланца, может быть использован в жидкостях для буровых скважин в концентрации приблизительно от 0,5 до 20 фунтов на баррель (фунт/баррель) (1,427-57,06 кг/м 3) и более предпочтительно в концентрации приблизительно от 2 до 12 фунтов на баррель (5,706-34,236 кг/м 3) жидкости для буровых скважин для скважин. 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 (то есть, 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 функционализации одной или нескольких аминных групп. Примером является частичное протонирование аминной функциональной группы. Такое протонирование может быть осуществлено путем добавления кислоты или путем доведения значения рН жидкости для буровых скважин 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. Вместо протонирования аминная группа может быть функционализирована с помощью небольшой органической группы, содержащей 1-3 атома углерода. В качестве еще одного альтернативного варианта аминная группа может быть функционализирована путем использования органической группы, которая легко гидролизуется в скважинной среде. Например, может быть введена амидная, гидроксиамидная, иминная или другая подобная функциональная группа, чтобы воздействовать на растворимость описанных в данной работе соединений,ингибирующих гидратацию сланца. В одном из типичных вариантов осуществления изобретения заявленный агент, ингибирующий гидратацию сланца, должен иметь общую формулу: где R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила, а X представляет собой С 5-С 12-мостиковую группу и n принимает целые значения от 1 до 8. Один из типич-4 013593 ных аминов, который служит в качестве агента, ингибирующего гидратацию сланца, представляет собой амин, где X представляет собой циклогексильную группу или другую аналогичную длинноцепочечную или циклоалкильную, или циклоарильную группу. В таких случаях амин может быть первичным, вторичным или третичным амином. Например, циклогексиламин, N-метилциклогексиламин и N,Nдиметилциклогексиламин, как установлено, все являются эффективными агентами, ингибирующими гидратацию сланца. В данном примере варианта изобретения агент, ингибирующий гидратацию сланца,может находиться в форме свободного основания или в форме кислой соли, или некоторой комбинации из двух форм. 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, содержащую от 1 до 20 атомов углерода, а n имеет значения от 1 до 4, и X представляет собой аминную, гидроксильную, алкокси-, карбоксигруппу. Агент, ингибирующий гидратацию сланца, может присутствовать в форме свободного основания или кислой соли основания, или в некоторой комбинации из двух форм. В одном из предпочтительных вариантов изобретения мостиковую группу выбирают из алифатической и арильной групп с дополнительной функциональностью или без нее. Кроме того, следует отметить, что аминная группа может находиться в орто-, мета- или пара-положении относительно мостиковой группы, однако предпочтительным является пара-положение. Таким образом, предпочтительный 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. Агент, ингибирующий гидратацию сланца, может присутствовать в форме свободного основания или кислой соли основания, или в некоторой комбинации из двух форм. Еще один типичный вариант осуществления заявленных агентов, ингибирующих гидратацию сланца, представляют собой соединения, в целом известные как смешанные полициклоалифатические амины(МРСА, СПЦА). СПЦА представляют собой коммерчески доступные смеси соединений, включающие аминоалкилциклогексиламины, аминоарилциклогексиламины и другие подобные соединения. Они известны как находящие применение в покрытиях, масляных добавках и ингибиторах коррозии. Примерами соединений, которые могут присутствовать в таких смесях, являются соединения, имеющие формулу: Процентные композиционные интервалы для приведенных выше составляющих СПЦА могут меняться значительно в зависимости от источника материала. В одном из типичных вариантов СПЦА смесь содержит следующие компоненты: Полагают, что из этой смеси одно или нескольких соединений могут иметь особенно хорошую способность функционировать в качестве агента, ингибирующего сланец. Специалист в данной области может это установить просто путем очистки/выделения каждого соединения и последующего проведения оценки свойств выделенного соединения по ингибированию сланца. Такой рутинный опыт известен специалистам в области химии и, следовательно, считается находящимся в рамках настоящего изобретения. Как показано в приведенных выше формулах, примеры агентов, ингибирующих гидратацию сланца, представляют собой свободные основания аминов (то есть непротонированные амины). Специалист в данной области должен понимать, что заявленные агенты, ингибирующие гидратацию сланца, могут быть частично или полностью протонированы в зависимости от значения рН жидкости для буровых скважин во время или до ее применения. Также следует понимать, что протонированное состояние амина может быть легко получено во время или до применения путем простого регулирования рН жидкости для буровых скважин. Типичными примерами протонных кислот, которые могут быть использованы,являются как минеральные кислоты (то есть соляная, бромисто-водородная, серная, азотная и другие подобные кислоты), так и органические кислоты (то есть карбоновые кислоты, муравьиная, уксусная,пропионовая, масляная, лимонная кислоты, галогенированные карбоновые кислоты, сульфонаты и фос-6 013593 фонаты органических соединений, а также другие подобные кислоты). В одном из предпочтительных вариантов изобретения простые карбоновые кислоты взаимодействуют со сланцевыми ингибиторами,повышая растворимость материала в водных растворах. Другие органические кислоты, которые функционируют как хелатообразуювдие агенты, также могут быть использованы. Например, этилендиаминтетраацетат (ЭДТА), этилендиаминтетрауксусная кислота (ЭДТК), циклогексилендинитрилотетрауксусная кислота (CDTA, ЦГТК), [этиленбис(оксиэтиленнитрило)]тетрауксусная кислота (EGTA, ЭОТК) и(карбоксиметил)имино]-бис(этиленнитрило)]тетрауксусная кислота, гидроксиэтилэтилендиаминтетрауксусная кислота (HEDTA, ГЭДТК) и гидроксиэтилиминодиуксусная кислота (HEIDA, ГЭИДК), а также монокатионные и дикатионные соли названных соединений. Специалисту в данной области будет понятно, что обычным методом проб и ошибок можно выбрать кислотный материал, который может быть использован для нейтрализации аминных функциональных групп, и, следовательно, существенно воздействовать на растворимость агентов, ингибирующих набухание сланца, описанных в данной работе. Такие понятия находятся в рамках объема настоящего изобретения. Таким образом, в обобщенном типичном варианте изобретения агенты, ингибирующие набухание сланца, настоящего изобретения могут иметь формулу: где А представляет собой аминную функциональную группу в соединениях, описанных в данном случае, Н+А представляет собой протонированную аминную функциональную группу в агентах, ингибирующих гидратацию сланца, описанных в работе, х означает мольные эквиваленты кислоты, и сумма х+у равна числу присутствующих аминных функциональных групп. Один из иллюстративных вариантов осуществления такого соединения представляет собой продукт реакции заранее определенного количества карбоновой кислоты, предпочтительно муравьиной, уксусной или пропионовой кислоты и СПЦА. Продукт реакции может быть выделен в виде аминной соли, или полученный раствор может быть использован непосредственно при приготовлении описанных в работе буровых жидкостей для скважин. Другой иллюстративный вариант осуществления изобретения составляют ингибирующие гидратацию сланца агенты, имеющие формулу: в которой R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила или пропила, R" представляет собой мостиковую группу, содержащую от 1 до 20 атомов углерода, n имеет значение от 1 до 4, а X представляет собой аминную, гидроксильную, алкокси-, карбоксигруппу, где по меньшей мере одна аминная функциональная группа введена в реакцию с заданным количеством С 1-С 25-карбоновой кислоты. В одном из предпочтительных вариантов осуществления изобретения мостиковую группу выбирают из алифатических и арильных групп с дополнительной функциональностью или без дополнительной функциональности. Как и в случае свободного основания, аминогруппа может находиться в орто-, мета- или пара-положении относительно мостиковой группы, однако пара-положение является предпочтительным. Жидкости для буровых скважин заявленного объекта изобретения могут включать утяжелитель,чтобы повысить плотность жидкости для буровых скважин. Основная цель такого утяжелителя состоит в повышении плотности жидкости для буровых скважин для того, чтобы предупредить обратные выбросы и прорывы. Специалист в данной области должен знать и понимать, что предупреждение обратных выбросов и прорывов имеет значение для каждодневной безопасной работы буровой установки. Таким образом, утяжелитель добавляют в жидкость для буровых скважин в функционально эффективном количестве, которое в значительной степени зависит от природы пласта, который необходимо пробурить. Утяжелитель, подходящий для применения в составах жидкостей для буровых скважин 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, состоящей из барита, гематита, оксида железа,карбоната кальция, карбоната магния, органических или неорганических солей, а также смесей и комбинаций таких соединений и аналогичных утяжелителей, которые могут быть использованы в составах буровых жидкостей для скважин. Жидкости для буровых скважин 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 жидкости для буровых скважин. Контроль вязкости особенно важен, так как часто подземные пласты могут иметь температуру значительно выше, чем поверхностная температура. Следовательно, в процессе-7 013593 переноса от поверхности к буровому сверлу и назад жидкость для буровых скважин 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 жидкости для буровых скважин. Следовательно, чтобы регулировать и/или смягчать реологические изменения, в состав жидкости для буровых скважин могут быть включены модифицирующие вязкость агенты и агенты, регулирующие реологические свойства. Модифицирующие вязкость агенты, подходящие для применения в составах жидкостей для буровых скважин заявленного объекта изобретения,в целом, могут быть выбраны из любого типа модифицирующих вязкость агентов, подходящих для применения в жидкостях для буровых скважин на водной основе. В одном из типичных вариантов осуществления изобретения модифицирующий вязкость агент входит в состав жидкости для буровых скважин, 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., а также органофильный бентонит, сепиолит, глина и аттапульгитная глина. Помимо компонентов, приведенных выше, заявленные жидкости для буровых скважин также могут быть приготовлены так, чтобы они содержали материалы, обычно называемые сохраняющим щелочность агентом и щелочным буферным агентом, рН буферные агенты, разжижители и понизители фильтрации бурового раствора, а также соединения и материалы, которые необязательно добавляют к составам жидкостей для буровых скважин 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 агентом, сохраняющим щелочность, который используется в составах жидкостей для буровых скважин 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. Жидкость для буровых скважин также может содержать протонирующие амин агенты или рН-буферные агенты для солюбилизации ингибирующего сланец агента и,следовательно, для повышения его активности. Жидкость для буровых скважин также может включать антикоррозийные агенты, чтобы предупреждать коррозию металлических компонентов работающего бурового оборудования. Разжижители, такие как лигносульфонаты, также могут быть добавлены к жидкости для буровых скважин 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 жидкости для буровых скважин 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 жидкостям для буровых скважин заявленного объекта изобретения может быть добавлен целый ряд понизителей фильтрации, которые обычно выбирают из группы, состоящей из синтетических органических полимеров, биополимеров и их смесей. Понизители фильтрации, такие как модифицированный лигнит, полимеры, модифицированные крахмалы и модифицированные целлюлозы, также могут быть добавлены к системе жидкости для буровых скважин 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 жидкости для буровых скважин, такими как полианионная карбоксиметилцеллюлоза (ПАС или КМЦ, РАС или CMC), полиакрилаты, частично гидролизованные полиакриламиды (СГПА, РНРА), лигносульфонаты, ксантановая камедь, их смеси и т.д. Жидкость для буровых скважин заявленного объекта изобретения также может содержать инкапсулирующий агент, обычно выбираемый из группы, состоящей из синтетических органических, неорганических полимеров, биополимеров и их смесей. 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 капсулу. Такие инкапсулирующие агенты способствуют удалению бурового шлама при меньшей дисперсии бурового шлама в жидкости для буровых скважин. Инкапсулирующие агенты могут быть анионными, катионными, амфотерными или неионными по природе. В одном из иллюстративных вариантов изобретения в качестве инкапсулирующего агента используют частично гидролизованный полиакриламид. Другие добавки, которые могут присутствовать в жидкостях для буровых скважин заявленного объекта изобретения, представляют собой такие продукты, как смазочные материалы, агенты, повышающие скорость проходки при бурении, пеногасители, материалы, снижающие поглощение бурового раствора, расклинивающие наполнители, просеянный песок, а также другие материалы, которые не ока-8 013593 зывают значительного влияния на свойства ингибирования гидратации сланца буровых жидкостей, описанных в данной работе. Такие соединения должны быть известны специалисту в области приготовления жидкостей для буровых скважин 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 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 13B-2, 1990. В некоторых случаях при описании результатов, обсуждаемых в примерах, используются следующие сокращения:PV представляет собой пластическую вязкость (сП), которая является одной из переменных, используемых для расчета вязкостных характеристик жидкости для буровых скважин.YP представляет собой предел текучести (фунт/100 кв.футов) (или 0,454 кг/1000,093 м 2=0,0488 2 кг/м ), который является еще одной переменной, используемой для расчета вязкостных характеристик жидкости для буровых скважин.GELS представляет собой критерий (фунт/100 кв.футов) (или 0,454 кг/1000,093 м 2=0,0488 кг/м 2) суспензионных характеристик и тиксотропных свойств жидкости для буровых скважин.F/L показывает понижение фильтрации по API и означает степень потери фильтрации в миллилитрах жидкости для буровых скважин при 100 фунтах/кв.дюйм (7 кг/см 2) . 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 жидкости для буровой скважины, 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 (то есть бурового раствора, который не содержит агент, ингибирующий гидратацию сланца), измерены и приведены в виде следующих экспериментальных данных: Испытания дисперсии 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(65,6 С). 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. Чтобы дополнительно показать свойства жидкостей для буровых скважин, полученных в соответствии с указаниями настоящего изобретения, проводят испытания с использованием прибора для определения объемной твердости. ВР Bulk Hardness Tester представляет собой устройство, сконструированное для оценки твердости сланцевого бурового шлама, подвергшегося воздействию жидкостей для буровых скважин, и эта твердость, в свою очередь, может быть связана с ингибирующими свойствами оцениваемой жидкости для буровой скважины. В этом испытании сланцевый буровой шлам подвергают горячему прокатыванию в жидкости для буровых скважин при 150F (65,6 С) в течение 16 ч. Сланцевый буровой шлам просеивают и затем помещают в ВР 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 используемой жидкости для буровых скважин, 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 жидкости для буровой скважины. 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 жидкости для буровых скважин, 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 сланце- 10013593 выми глинами. Пример 2. Представленные ниже испытания проведены, чтобы показать максимальное количество API бентонита, которое можно ингибировать однократной обработкой 10,5 фунт/баррель (29,96 кг/м 3) 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 (29,96 кг/м 3)агента, ингибирующего гидратацию сланца. В качестве контрольного образца используют водопроводную воду. Все образцы доводят до рН по меньшей мере 9,5 с помощью соляной кислоты и обрабатывают порцией 10 фунт/баррель (28,53 кг/м 3) М-1 GEL (API бентонит) при средней скорости сдвига. После перемешивания в течение 30 мин образцы подвергают тепловому вызреванию в течение ночи при 150F (65,6C). 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: В приведенной выше таблице сокращение ТТТМ означает слишком вязкий для измерения. Реологические данные, 6 об./мин (сантипуаз) В приведенной выше таблице сокращение ТТТМ означает слишком вязкий для измерения. Гель, 10 мин (фунт/100 футов (кг/м 2 В приведенной выше таблице сокращение ТТТМ означает слишком вязкий для измерения. Пластическая вязкость В приведенной выше таблице сокращение ТТТМ означает слишком вязкий для измерения. Предел текучести: фунт/100 кв.футов (кг/м 2) В приведенной выше таблице сокращение ТТТМ означает слишком вязкий для измерения. При рассмотрении приведенных выше типичных результатов специалист в данной области должен увидеть, что жидкости для буровых скважин, полученные в соответствии с указаниями настоящего изобретения, значительно ингибируют гидратацию различных сланцевых глин, и, таким образом, повидимому, 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 рН приблизительно до 10,5. При этом значении рН образуется белый осадок. Осадок может быть снова растворен при доведении рН 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 рН. Специалист в данной области должен понимать, что способность образовывать осадок будет способствовать формированию мембраны, которая должна повысить стабильность скважины. Пример 4. Следующие испытания проведены, чтобы показать максимальное количество API бентонита, которое можно ингибировать однократной обработкой 10,5 фунт/баррель (29,96 кг/м 3) 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 (29,96 кг/м 3) агента, ингибирующего гидратацию сланца. В качестве контрольного образца используют водопроводную воду. Все образцы доводят до рН по меньшей мере 9,5 с помощью соляной кислоты и обрабатывают порцией 10 фунт/баррель (28,53 кг/м 3) M-1 GEL (API бентонит) при средней скорости сдвига. После перемешивания в течение 30 мин образцы подвергают тепловому вызре- 13013593 ванию в течение ночи при 150F (65,6C). 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 данном примере 10,5 фунт/баррель(29,96 кг/м 3) СПЦА используют для ингибирования суммарного количества бентонита. СПЦА нейтрализован HCl в соответствии с методикой, описанной в примере 2 данного изобретения. В приведенной ниже таблице представлены результаты сравнения свойств по ингибированию гидратации сланца СПЦА со свойствами хлорида кальция и холинхлорида: Реологические данные, 600 об./мин (сантипуаз) В приведенной выше таблице сокращение ТТТМ означает слишком вязкий для измерения. Гель, 10 мин: (фунт/100 футов (кг/м 2) ) В приведенной выше таблице сокращение ТТТМ означает слишком вязкий для измерения. Пластическая вязкость В приведенной выше таблице сокращение ТТТМ означает слишком вязкий для измерения. Предел текучести В приведенной выше таблице сокращение ТТТМ означает слишком вязкий для измерения. При рассмотрении приведенных выше типичных результатов специалист в данной области должен отметить, что жидкости для буровых скважин, полученные в соответствии с указаниями настоящего изобретения, значительно ингибируют гидратацию различных сланцевых глин и, таким образом, повидимому, обеспечивают хорошие рабочие показатели при бурении подземных скважин, сталкивающемся с такими сланцевыми глинами. Ввиду приведенного выше описания специалист в данной области должен понимать и учитывать,что один из иллюстративных вариантов осуществления заявленного объекта изобретения представляет собой жидкость для буровых скважин на водной основе для применения в подземной скважине, которая проходит через одну или несколько подземных пород, содержащих сланец, набухающий в присутствии воды. Жидкость готовят так, чтобы она содержала непрерывную водную фазу и агент, ингибирующий гидратацию сланца, который представляет собой смешанный полициклоалифатический амин. Агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в достаточной концентрации, чтобы уменьшить набухание сланца. В одном из предпочтительных примеров варианта осуществления изобретения агент, ингибирующий набухание сланца, представляет собой реакционный продукт реакции гидрирования продукта реакции ароматического амина с формальдегидом. С другой стороны, агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой смесь аминоалкилциклогексиламинов и аминоарилциклогексиламинов. В одном из иллюстративных вариантов осуществления по меньшей мере одна из аминных функциональных групп является функционализированной, предпочтительно протонированной. Непрерывная водная фаза, используемая в иллюстративном варианте осуществления изобретения,предпочтительно выбирается из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и растворимых в воде органических соединений и их смесей и аналогичных жидкостей, известных специалистам в данной области. Обычные добавки в жидкости для буровых скважин также могут быть добавлены к иллюстративному варианту изобретения, включая модифицирующие вязкость агенты, регулирующие реологические свойства агенты, контролирующие коррозию агенты, утяжелители бурового раствора, а также их комбинации и аналогичные соединения, которые должны быть хорошо известны специалистам в данной области. В большинстве случаев утяжелитель желателен, чтобы повысить плотность жидкости. Такие примеры утяжелителей могут быть растворимыми или нерастворимыми в воде. В одном из примеров варианта изобретения утяжелитель бурового раствора выбирают из группы, состоящей из барита, каль- 15013593 цита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, органических и неорганических солей и их смесей, а также аналогичных соединений, которые должны быть хорошо известны специалистам в данной области. Другой иллюстративный вариант заявленного изобретения представляет собой жидкость на водной основе для применения при бурении или заканчивании подземной скважины, проходящей через один или несколько подземных пластов, содержащих сланец, который набухает в присутствии воды, где жидкость для буровых скважин содержит непрерывную водную фазу, утяжелитель и агент, ингибирующий гидратацию сланца, который представляет собой смешанный полициклоалифатический амин. Примером состава является такой состав, в котором агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в достаточной концентрации, чтобы уменьшить набухание сланца. В одном из предпочтительных вариантов агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой реакционный продукт реакции гидрирования продукта реакции ароматического амина с формальдегидом. С другой стороны, агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой смесь аминоалкилциклогексиламинов и аминоарилциклогексиламинов. В одном из примеров варианта изобретения по меньшей мере одна из аминных функциональных групп является функционализированной, предпочтительно протонированной. Непрерывная водная фаза, используемая в иллюстративном варианте изобретения, предпочтительно выбирается из пресной воды, морской воды, рассола, смесей воды и растворимых в воде органических соединений и их смесей, и аналогичных жидкостей, известных специалистам в данной области. Обычные добавки в жидкости для буровых скважин также могут быть добавлены к иллюстративному варианту изобретения, в том числе модифицирующие вязкость агенты, регулирующие реологические свойства агенты, контролирующие коррозию агенты, утяжелители жидкости для буровых скважин, а также их комбинации и аналогичные соединения, которые должны быть хорошо известны специалистам в данной области. В большинстве случаев утяжелитель желателен, чтобы повысить плотность жидкости. Такие иллюстративные утяжелители могут быть растворимыми или нерастворимыми в воде. В одном из вариантов осуществления изобретения утяжелитель выбирают из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, органических и неорганических солей и их смесей, а также аналогичных соединений, которые должны быть хорошо известны специалистам в данной области. В еще одном из примеров вариант осуществления заявленного объекта представляет собой жидкость для буровых скважин на водной основе, которая приготовлена так, чтобы она содержала 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, R" представляет собой мостиковую группу, содержащую от 1 до 20 атомов углерода, а n имеет значения от 1 до 4, и X представляет собой аминную, гидроксильную, алкокси-, карбоксигруппу. Иллюстративный агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в достаточной концентрации,чтобы понизить набухание сланца. В одном из предпочтительных примеров варианта осуществления агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой реакционный продукт реакции гидрирования продукта реакции ароматического амина с формальдегидом. С другой стороны, агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой смесь аминоалкилциклогексиламинов и аминоарилциклогексиламинов. В одном из иллюстративных вариантов осуществления по меньшей мере одна из аминных функциональных групп является функционализированной, предпочтительно протонированной. Непрерывная водная фаза, используемая в примере варианта осуществления изобретения, предпочтительно выбирается из пресной воды, морской воды, рассола и растворимых в воде органических соединений и их смесей и аналогичных жидкостей, известных специалистам в данной области. Обычные добавки в жидкости для буровых скважин также могут быть добавлены к иллюстративному варианту изобретения, в том числе модифицирующие вязкость агенты, регулирующие реологические свойства агенты, контролирующие коррозию агенты, утяжелители буровых жидкостей, а также их комбинации и аналогичные соединения, которые должны быть хорошо известны специалистам в данной области. В большинстве случаев утяжелитель желателен, чтобы повысить плотность жидкости. Такие иллюстративные утяжелители могут быть растворимыми или не растворимыми в воде. В одном из примеров варианта осуществления изобретения утяжелитель выбирают из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита,оксида железа, карбоната кальция, органических и неорганических солей и их смесей, а также аналогичных соединений, которые должны быть хорошо известны специалистам в данной области. Специалист в данной области также должен понимать, что являющийся свободным основанием амина агент, ингибирующий гидратацию сланца, настоящего описания также может быть использован в виде кислой соли амина. Таким образом, один из вариантов осуществления изобретения представляет- 16013593 собой жидкость для буровых скважин на водной основе для применения в подземной скважине, которая проходит через один или несколько подземных пластов, содержащих сланец, набухающий в присутствии воды, где жидкость приготовлена так, чтобы она содержала: непрерывную водную фазу, модифицирующий вязкость агент и агент, ингибирующий гидратацию сланца, который представляет собой кислую соль полициклоалифатического амина. Как и в случае систем свободного основания, ингибирующий гидратацию сланца агент присутствует в достаточной концентрации, чтобы уменьшить набухание сланца. В одном из примеров варианта осуществления изобретения агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой кислую соль реакционного продукта реакции гидрирования продукта реакции ароматического амина с формальдегидом. С другой стороны, агент, ингибирующий гидратацию сланца,может представлять собой смесь соединений, выбранных из группы, состоящей из свободного основания аминоалкилциклогексиламина; свободного основания аминоарилциклогексиламина; кислой соли аминоалкилциклогексиламина; кислой соли аминоарилциклогексиламина и их комбинаций, а также аналогичных таких соединений, которые должны быть известны специалистам в данной области. При образовании кислой соли кислоту, используемую в одном из иллюстративных вариантов изобретения, выбирают из группы, состоящей из минеральных кислот, органических кислот и их комбинаций. Предпочтительно кислота, используемая для получения кислой соли, представляет собой С 1-С 25-карбоновую кислоту. Как отмечалось выше, специалист в данной области должен понимать, что за счет образования кислой соли аминной функциональной группы, растворимость агента, ингибирующего гидратацию сланца, в водных растворах будет заметно увеличена. Непрерывную водную фазу, используемую в иллюстративном варианте изобретения, предпочтительно выбирают из питьевой воды, морской воды, рассола и растворимых в воде органических соединений и их смесей и аналогичных жидкостей, известных специалистам в данной области. Обычные добавки в жидкости для буровых скважин также могут быть добавлены к иллюстративным вариантам, включая модифицирующие вязкость агенты, регулирующие реологические свойства агенты, контролирующие коррозию агенты, утяжелители буровой жидкости, а также их комбинации и аналогичные соединения,которые должны быть хорошо известны специалистам в данной области. В большинстве случаев утяжелитель желателен для повышения плотности жидкости. Такие иллюстративные утяжелители могут быть растворимы или нерастворимы в воде. В одном из примеров варианта изобретения утяжелитель выбирают из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, органических и неорганических солей и их смесей, а также аналогичных соединений, которые хорошо известны специалистам в данной области. Когда в составе примера жидкости используется модифицирующий вязкость агент, его предпочтительно выбирают из натуральных и синтетических полимеров, и органофильной глины и их комбинаций, а также других модифицирующих вязкость агентов, которые должны быть хорошо известны специалистам в данной области. С другой стороны, один из примеров варианта описанных жидкостей для буровых скважин включает непрерывную водную фазу; утяжелитель; и агент, ингибирующий гидратацию сланца, который представляет собой кислую соль смешанного полициклоалифатического амина. Как и в случае систем свободного основания агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в достаточной концентрации,чтобы понизить набухание сланца. В одном из примеров варианта изобретения агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой кислую соль реакционного продукта реакции гидрирования продукта реакции ароматического амина с формальдегидом. С другой стороны, агент, ингибирующий гидратацию сланца, может представлять собой смесь соединений, выбранных из группы, состоящей из свободного основания аминоалкилциклогексиламина; свободного основания аминоарилциклогексиламина; кислой соли аминоалкилциклогексиламина; кислой соли аминоарилциклогексиламина и их комбинации,а также аналогичных соединений, которые должны быть известны специалистам в данной области. При образовании кислой соли кислоту, используемую в одном из вариантов осуществления изобретения, выбирают из группы, состоящей из минеральных кислот, органических кислот и их комбинаций. Предпочтительно кислота, используемая для образования кислой соли, представляет собой С 1-С 25-карбоновую кислоту. Как отмечалось выше, специалист в данной области должен понимать, что путем получения кислой соли аминной функциональной группы растворимость агента, ингибирующего гидратацию сланца, в водных растворах будет заметно увеличена. Непрерывную водную фазу, используемую в примере варианта осуществления изобретения, предпочтительно выбирают из питьевой воды, морской воды, рассола, смесей воды и растворимых в воде органических соединений и их смесей и аналогичных жидкостей, известных специалистам в данной области. Обычные добавки в жидкости для буровых скважин также могут быть добавлены к примерам вариантов изобретения, включая модифицирующие вязкость агенты, регулирующие реологические свойства агенты, контролирующие коррозию агенты, утяжелители буровой жидкости, а также их комбинации и аналогичные соединения, которые должны быть хорошо известны специалистам в данной области. В большинстве случаев утяжелитель желателен для повышения плотности жидкости. Такие примеры утяжелителей могут быть растворимы или нерастворимы в воде. В одном из примеров варианта осуществления изобретения утяжелитель выбран из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, органических и неорганических солей и их смесей, а также аналогичных соеди- 17013593 нений, которые хорошо известны специалистам в данной области. Когда в составе типичного примера жидкости используется модифицирующий вязкость агент, его предпочтительно выбирают из натуральных и синтетических полимеров, и органофильной глины и их комбинаций, а также других модифицирующих вязкость агентов, которые должны быть хорошо известны специалистам в данной области. В еще одном примере жидкости для буровых скважин на водной основе, описанном в работе, жидкость готовят так, чтобы она содержала 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, R" представляет собой мостиковую группу, содержащую от 1 до 20 атомов углерода, а n имеет значения от 1 до 4, и X представляет собой аминную, гидроксильную, алкокси-, карбоксигруппу,где по меньшей мере одна из аминных функциональных групп введена в реакцию с предварительно определенным количеством С 1-С 25-карбоновой кислоты. Как и в случае систем свободного основания,агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в достаточной концентрации, чтобы уменьшить набухание сланца. Непрерывную водную фазу, используемую в примере варианта изобретения, предпочтительно выбирают из питьевой воды, морской воды, рассола, смесей воды и растворимых в воде органических соединений и их смесей и аналогичных жидкостей, известных специалистам в данной области. Обычные добавки в жидкости для буровых скважин также могут быть добавлены к примерам вариантов изобретения, включая модифицирующие вязкость агенты, регулирующие реологические свойства агенты, контролирующие коррозию агенты, утяжелители буровой жидкости, а также их комбинации и аналогичные соединения, которые должны быть хорошо известны специалистам в данной области. В большинстве случаев утяжелитель желателен для повышения плотности жидкости. Такие примеры утяжелителей могут быть растворимы или нерастворимы в воде. В одном из примеров варианта изобретения утяжелитель выбран из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, органических и неорганических солей и их смесей, а также аналогичных соединений, которые хорошо известны специалистам в данной области. Когда в составе примера жидкости используется модифицирующий вязкость агент, его предпочтительно выбирают из натуральных и синтетических полимеров, и органофильной глины и их комбинаций, а также других модифицирующих вязкость агентов, которые должны быть хорошо известны специалистам в данной области. Следует понимать, что использование жидкостей, описанных в данном случае, также находится в рамках, подразумеваемых настоящим изобретением. Следовательно, один из примеров варианта осуществления изобретения включает способ захоронения буровых шламов в подземной породе с применением описанных в данной работе жидкостей. В одном из таких способов рассматриваемый процесс включает измельчение буровых шламов в жидкости на водной основе с получением суспензии, где жидкость на водной основе содержит непрерывную водную фазу и агент, ингибирующий гидратацию сланца, который представляет собой кислую соль или свободное основание смешанного полициклоалифатического амина. Агент, ингибирующий гидратацию сланца, должен присутствовать в достаточной концентрации,чтобы уменьшить набухание сланца. Полученную указанным образом суспензию вводят в подземный пласт с целью захоронения. Кроме того, следует понимать, что раскрытый объект изобретения включает способ применения раскрытых жидкостей при бурении и заканчивании подземных скважин. Таким образом, один из примеров варианта осуществления заявленного объекта изобретения включает проведение операций бурения или заканчивания подземной скважины, которая проходит через один или несколько подземных пластов,содержащих сланец, набухающий в присутствии воды, где проходку осуществляют в присутствии жидкости для буровой скважины, где жидкость для буровой скважины содержит непрерывную водную фазу; и агент, ингибирующий набухание сланца, который представляет собой кислую соль или свободное основание смешанного полициклоалифатического амина. Агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в достаточной концентрации, чтобы уменьшить набухание сланца, встречаемого при проведении работ. Хотя композиции и способы рассматриваемого 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.- 18013593 ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Жидкость для буровых скважин на водной основе для применения в подземной скважине, проходящей через один или несколько подземных пластов, содержащих сланец, набухающий в присутствии воды, содержащая непрерывную водную фазу и агент, ингибирующий гидратацию сланца, который представляет собой смешанный полициклоалифатический амин в концентрации 1,427-57,06 кг/м 3 (0,5-20 фунт/баррель) для уменьшения набухания сланца. 2. Жидкость по п.1, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой гидрированный продукт взаимодействия ароматического амина с формальдегидом. 3. Жидкость по п.1, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой смесь аминоалкилциклогексиламинов и аминоарилциклогексиламинов. 4. Жидкость по п.3, дополнительно содержащая утяжелитель буровой жидкости, выбранный из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, органических и неорганических солей и их смесей. 5. Жидкость по п.1, где по меньшей мере одна из аминных функциональных групп смешанного амина протонирована. 6. Жидкость для буровых скважин на водной основе для применения при бурении и заканчивании подземной скважины, проходящей через один или несколько подземных пластов, содержащих сланец,набухающий в присутствии воды, содержащая непрерывную водную фазу; утяжелитель буровой жидкости и агент, ингибирующий гидратацию сланца, который представляет собой смешанный полициклоалифатический амин,где агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в концентрации 1,427-57,06 кг/м 3 (0,520 фунт/баррель) для уменьшения набухания сланца. 7. Жидкость по п.6, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой гидрированный продукт взаимодействия ароматического амина с формальдегидом. 8. Жидкость по п.6, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой смесь аминоалкилциклогексиламинов и аминоарилциклогексиламинов. 9. Жидкость по п.6, где утяжелитель буровой жидкости выбран из группы, состоящей из барита,кальцита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, органических и неорганических солей и их смесей. 10. Жидкость по п.6, где по меньшей мере одна из аминных функциональных групп смешанного амина протонирована. 11. Жидкость для буровых скважин на водной основе для применения в подземной скважине, проходящей через один или несколько подземных пластов, содержащих сланец, набухающий в присутствии воды, содержащая непрерывную водную фазу; утяжелитель буровой жидкости и агент, ингибирующий гидратацию сланца формулы в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила, R" представляет собой мостиковую группу, содержащую от 1 до 20 атомов углерода, n имеет значения от 1 до 4, и X представляет собой аминную, гидроксильную, алкокси-, карбоксигруппу, и где агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в концентрации 1,427-57,06 кг/м 3 (0,520 фунт/баррель) для уменьшения набухания сланца. 12. Жидкость по п.11, где утяжелитель буровой жидкости выбран из группы, состоящей из барита,кальцита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, органических и неорганических солей и их смесей. 13. Жидкость по п.11, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой гидрированный продукт взаимодействия ароматического амина с формальдегидом. 14. Жидкость по п.11, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой смесь аминоалкилциклогексиламинов и аминоарилциклогексиламинов. 15. Жидкость для буровых скважин на водной основе для применения в подземной скважине, проходящей через один или несколько подземных пластов, содержащих сланец, набухающий в присутствии- 19013593 воды, содержащая непрерывную водную фазу; модифицирующий вязкость агент и агент, ингибирующий гидратацию сланца, который представляет собой кислую соль или свободное основание полициклоалифатического амина, в концентрации 1,427-57,06 кг/м 3 (0,5-20 фунт/баррель) для уменьшения набухания сланца. 16. Жидкость по п.15, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой кислую соль гидрированного продукта взаимодействия ароматического амина с формальдегидом. 17. Жидкость по п.15, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой смесь соединений, выбранных из группы, состоящей из свободного основания аминоалкилциклогексиламина; свободного основания аминоарилциклогексиламина; кислой соли аминоалкилциклогексиламина; кислой соли аминоарилциклогексиламина и их комбинаций. 18. Жидкость по п.15, дополнительно содержащая утяжелитель буровой жидкости, выбранный из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, органических и неорганических солей и их смесей. 19. Жидкость по п.15, где кислота, используемая для получения кислой соли, выбрана из группы,состоящей из минеральных кислот, органических кислот и их комбинаций. 20. Жидкость по п.15, где кислота, используемая для получения кислой соли, представляет собой С 1-С 25-карбоновую кислоту. 21. Жидкость для буровых скважин на водной основе для применения при бурении и заканчивании подземной скважины, проходящей через один или несколько подземных пластов, содержащих сланец,набухающий в присутствии воды, содержащая непрерывную водную фазу; утяжелитель буровой жидкости и агент, ингибирующий гидратацию сланца, который представляет собой кислую соль или свободное основание смешанного полициклоалифатического амина в концентрации 1,427-57,06 кг/м 3 (0,5-20 фунт/баррель) для уменьшения набухания сланца. 22. Жидкость по п.21, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой кислую соль гидрированного продукта взаимодействия ароматического амина с формальдегидом. 23. Жидкость по п.21, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой смесь соединений, выбранных из группы, состоящей из свободного основания аминоалкилциклогексиламина; свободного основания аминоарилциклогексиламина; кислой соли аминоалкилциклогексиламина; кислой соли аминоарилциклогексиламина и их комбинаций. 24. Жидкость по п.21, где утяжелитель буровой жидкости выбран из группы, состоящей из барита,кальцита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, органических и неорганических солей и их смесей. 25. Жидкость по п.21, где кислота, используемая для получения кислой соли, выбрана из группы,состоящей из минеральных кислот, органических кислот и их комбинаций. 26. Жидкость по п.21, где кислота, используемая для получения кислой соли, представляет собой С 1-С 25-карбоновую кислоту. 27. Жидкость для буровых скважин на водной основе для применения в подземной скважине, проходящей через один или несколько подземных пластов, содержащих сланец, набухающий в присутствии воды, содержащая непрерывную водную фазу; утяжелитель буровой жидкости и агент, ингибирующий гидратацию сланца формулы в которой заместители R и R' независимо друг от друга выбраны из атома водорода, метила, этила или пропила, R" представляет собой мостиковую группу, содержащую от 1 до 20 атомов углерода, n имеет значения от 1 до 4, и X представляет собой аминную, гидроксильную, алкокси-, карбоксигруппу, в которой по меньшей мере одна из аминных функциональных групп введена в реакцию с С 1-С 25 карбоновой кислотой; где агент, ингибирующий гидратацию сланца, присутствует в концентрации 1,427-57,06 кг/м 3 (0,520 фунт/баррель) для уменьшения набухания сланца. 28. Жидкость по п.27, где утяжелитель буровой жидкости выбран из группы, состоящей из барита,- 20013593 кальцита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, органических и неорганических солей и их смесей. 29. Жидкость по п.27, где кислота, используемая для получения кислой соли, выбрана из группы,состоящей из минеральных кислот, органических кислот и их комбинаций. 30. Жидкость по п.27, где кислота, используемая для получения кислой соли, представляет собой С 1-С 25-карбоновую кислоту. 31. Способ захоронения бурового шлама в подземном пласте, включающий измельчение бурового шлама в жидкости для буровых скважин на водной основе с образованием суспензии, где жидкость на водной основе содержит непрерывную водную фазу и агент, ингибирующий гидратацию сланца, который представляет собой кислую соль или свободное основание смешанного полициклоалифатического амина, в концентрации 1,427-57,06 кг/м 3 (0,5-20 фунт/баррель) для уменьшения набухания сланца и нагнетание суспензии в подземный пласт. 32. Способ по п.31, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой кислую соль гидрированного продукта взаимодействия ароматического амина с формальдегидом. 33. Способ по п.31, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой смесь соединений, выбранных из группы, состоящей из свободного основания аминоалкилциклогексиламина; свободного основания аминоарилциклогексиламина; кислой соли аминоалкилциклогексиламина; кислой соли аминоарилциклогексиламина и их комбинаций. 34. Способ по п.31, где кислоту, используемую для получения кислой соли, выбирают из группы,состоящей из минеральных кислот, органических кислот и их комбинаций. 35. Способ по п.31, где кислота, используемая для получения кислой соли, представляет собой С 1 С 25-карбоновую кислоту. 36. Способ обработки подземной скважины, включающий проведение операции бурения и заканчивания подземной скважины, которая проходит через один или несколько подземных пластов, содержащих сланец, набухающий в присутствии воды, где проходку осуществляют в присутствии жидкости для буровых скважин, содержащей непрерывную водную фазу и агент, ингибирующий гидратацию сланца, который представляет собой кислую соль или свободное основание смешанного полициклоалифатического амина, в концентрации 1,427-57,06 кг/м 3 (0,5-20 фунт/баррель) для уменьшения набухания сланца. 37. Способ по п.36, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой кислую соль гидрированного продукта взаимодействия ароматического амина с формальдегидом. 38. Способ по п.36, где агент, ингибирующий гидратацию сланца, представляет собой смесь соединений, выбранных из группы, состоящей из свободного основания аминоалкилциклогексиламина; свободного основания аминоарилциклогексиламина; кислой соли аминоалкилциклогексиламина; кислой соли аминоарилциклогексиламина и их комбинаций. 39. Способ по п.36, где кислоту, используемую для получения кислой соли, выбирают из группы,состоящей из минеральных кислот, органических кислот и их комбинаций. 40. Способ по п.36, где кислота, используемая для получения кислой соли, представляет собой С 1 С 25-карбоновую кислоту.