Буровой раствор на водной основе

БУРОВОЙ РАСТВОР НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ Буровой раствор на водной основе содержит в качестве добавки один или более алкилэтоксилатов, имеющих формулу RO(CH2CH2O)nH; в котором радикал R представляет собой C16-22 алкильную группу (предпочтительно R является алифатическим и более предпочтительно R является линейным), и индекс n представляет собой целое число в диапазоне 2-30. Раствор дополнительно содержит один или более загустителей и, по существу, не содержит глины. 015201 Настоящее изобретение относится к буровым растворам, в частности к буровым растворам на водной основе. Буровые растворы употребляются в операциях бурения скважин, например, во время бурения нефтяных и газовых скважин. Во время бурения буровой раствор закачивают вниз в колонну бурильных труб, выводят через отверстия в буровой коронке и возвращают на поверхность через кольцевое затрубное пространство между бурильной трубой и окружающим пластом. Буровой раствор выполняет разнообразные функции, включающие охлаждение и смазывание буровой коронки и колонны бурильных труб, удаление обломков горной породы, образовавшихся во время процесса бурения, и вынос их на поверхность, суспендирование обломков в затрубном пространстве, когда закачивание прекращается, предотвращение обжатия или обрушения породы пласта и удержание пластовых жидкостей на забое. Буровые растворы в общем включают носитель, утяжелитель и химические добавки. Буровые растворы подразделяются на две основные категории: буровые растворы на водной основе,также известные как водные буровые растворы (WBMs), в которых носителем является водная среда; и буровые растворы на масляной основе, также известные как масляные буровые растворы (OBMs), в которых носителем является масло. В общем, масляные буровые растворы (OBM) в технологическом отношении превосходят водные буровые растворы (WBM) по ряду важных показателей, включая сравнительно низкий уровень неблагоприятной реакционной способности масляных буровых растворов (OBM) в отношении глинистых сланцев, одного из наиболее часто встречающихся типов горной породы во время бурения на нефть и газ. Однако употребление масляных буровых растворов (OBM) имеет недостаток в образовании огромных количеств загрязненных маслом отходов, таких как обломки горной породы,которые создают проблемы утилизации приемлемым для окружающей среды путем. В то время как применение водных буровых растворов (WBM) с экологической точки зрения является более приемлемым,чем масляных буровых растворов (OBM), производительность водных буровых растворов (WBM), в особенности при бурении сквозь чувствительные к воде горные породы, такие как глинистые сланцы, является в техническом плане худшей по сравнению с масляными буровыми растворами (OBM). Глинистые сланцы проявляют огромное сродство к воде, и поглощение воды глинистыми сланцами обусловливает набухание глинистых сланцев и производит химические изменения в горной породе, что создает напряжения, которые ослабляют пласт, возможно приводя к эрозии буровой скважины или разрушению структуры. Это может создавать проблемы при бурении, такие как прихват труб. В дополнение, низкое качество буровой скважины может затруднять операции каротажа и завершения. Многие усилия были направлены на улучшение производительности водных буровых растворов(WBM) в отношении глинистых сланцев, а именно, повышение уровня так называемого ингибирования глинистых сланцев от действия водных буровых растворов (WBM). В водные буровые растворы (WBM) вводили разнообразные химические добавки в попытках улучшить ингибирование глинистых сланцев. Один из водных буровых растворов (WBM), обладающих наиболее выраженным ингибирующим действием в промышленном применении, основывается на силикатных системах, и его типичным представителем является продукт SILDRIL фирмы M-I Swaco. В терминах ингибирования (контроль как стабильности буровой скважины, так и диспергирования обломков горной породы) эти буровые растворы являются не столь эффективными, как масляные буровые растворы (OBM), но существенно лучшими по сравнению с прочими водными буровыми растворами (WBM), включая гликолевые. Однако силикатные буровые растворы имеют ряд недостатков, в том числе касающихся охраны здоровья и условий безопасности (вследствие их высокого значения pH), плохой термической устойчивости и смазывающей способности, чувствительности к загрязнениям, высокой стоимости обслуживания, вредного воздействия на некоторое скважинное оборудование и потенциальной возможности разрушения пласта. В патенте US 4828724 описан водный буровой раствор (WBM), основанный на этоксилированных аминах, диаминах или четвертичных этоксилированных солях аммония. В водном буровом растворе(WBM) используют катионное поверхностно-активное вещество для способствования адсорбции капелек эмульсии глинистыми сланцами с образованием масляного слоя. В качестве электролита обычно употребляется хлорид калия. Водорастворимые гликоли или полиолы (то есть, молекулы, содержащие более чем одну гидроксильную группу) представляют собой широко применяемые химические добавки к водным буровым растворам (WBM) для улучшения ингибирования глинистых сланцев. Патент US 3396105 предлагает алкилэтоксилатные добавки для контроля глинистых сланцев в содержащих глину водных буровых растворов (WBM). Патентная заявка WO 96/24646 раскрывает применение спиртовых этоксилатов в качестве добавок для водных буровых растворов (WBM). Термины углеводородо и углеводородный, будучи применяемыми здесь, имеют отношение к соединениям и/или группам, которые имеют только углеродные и водородные атомы. Термин алифатический, будучи применяемым здесь, имеет отношение к соединениям и/или группам, которые являются линейными или разветвленными, но не циклическими. Термин алкил, как применяемый здесь, имеет отношение к одновалентному фрагменту, получен-1 015201 ному удалением атома водорода от атома углерода в углеводородном соединении, которое может быть алифатическим и которое может быть насыщенным или ненасыщенным (например, частично ненасыщенным, полностью ненасыщенным). В контексте алкильных групп префиксы (например, C1-4-, C2-7- и т.д.) обозначают количество атомов углерода, или диапазон числа атомов углерода. Например, терминC1-4-алкил, как применяемый здесь, имеет отношение к алкильной группе, имеющей от 1 до 4 атомов углерода. Вторичные префиксы (если имеются) обозначают число непредельных (то есть двойных или тройных) связей в алкильной группе. Значение гидрофильно-липофильного баланса (HLB, ГЛБ) неионного поверхностно-активного вещества (такого как алкилэтоксилат) задается формулой "HLB=20(Mh/M)", где Mh представляет молекулярную массу гидрофильной части молекулы (то есть, этоксилатной части алкилэтоксилата), и M представляет молекулярную массу всей молекулы. Для смеси двух или более неионных поверхностноактивных веществ объединенное значение гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) поверхностноактивных веществ в смеси задается комбинированием значений гидрофильно-липофильного баланса(ГЛБ) соответственных отдельных поверхностно-активных веществ в пропорции, отвечающей их массовым долям в смеси. Так, объединенное значение гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) смеси поверхностно-активного вещества A и поверхностно-активного вещества B, где масса поверхностноактивного вещества A в смеси вдвое больше массы поверхностно-активного вещества B, составляетHLBсмеси=(2HLBA+HLBB)/3. В общих чертах настоящее изобретение представляет буровой раствор на водной основе, содержащий в качестве добавки одно или более алкилэтоксилатных поверхностно-активных веществ, имеющих алкильные группы с относительно большими длинами углеродных цепей и с низкой до умеренной степенями этоксилирования. Как представляется, этоксилатные группы в таком поверхностно-активном веществе способствуют поглощению поверхностно-активного вещества глинистыми сланцами, тогда как упаковка алкильных цепей создает гидрофобный барьер, который препятствует переносу ионов. Таким образом, в первом аспекте настоящее изобретение представляет буровой раствор на водной основе, содержащий в качестве добавки один или более алкилэтоксилатов, имеющих формулуn представляет собой целое число в диапазоне 2-30; причем раствор дополнительно содержит один или более загустителей и, по существу, не содержит глины. Буровой раствор предпочтительно, по существу, не содержит минеральных загустителей. Радикал R может представлять собой C16-18-алкильную группу. Индекс n может варьировать в диапазоне 2-21. Такой раствор может обеспечивать высокие уровни ингибирования глинистых сланцев, наравне с водными буровыми растворами (WBM), основанными на силикатных системах, и достигать производительности масляных буровых растворов (OBM). Раствор ведет себя подобно масляному буровому раствору (OBM) в плане создания осмотической мембраны, которая регулирует движение ионов, тем самым ограничивая проникновение воды. Далее раствор должен выгодно отличаться от известных буровых растворов в отношении токсичности, биодеградации и бионакопления. Концентрация одного или более алкилэтоксилатов в растворе может варьировать в диапазоне 1-5 г/л, и предпочтительно варьирует в диапазоне 2-4 г/л. Более предпочтительно концентрация составляет около 3 г/л. Один или более алкилэтоксилатов могут иметь объединенное значение гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) менее чем 16 и предпочтительно менее чем 9. Избегание высоких значений гидрофильнолипофильного баланса (ГЛБ) способствует сокращению проблем, связанных с пенообразованием и вспениванием. Один или более алкилэтоксилатов могут иметь объединенное значение гидрофильнолипофильного баланса (ГЛБ) более чем 4 и предпочтительно более чем 6. Типично содержание поверхностно-активных веществ будет тогда превышать уровень критической концентрации мицеллообразования (10-5 г/л), и они будут агрегироваться в структурированные мезофазы, либо мицеллы, липосомы, либо ламели, которые представляют собой гидрофильную поверхность для раствора и олеофильную, или гидрофобную, сердцевину. Этоксилатные группы могут адсорбироваться на поверхности глины или глинистых сланцев, как это делают гликоли с более низкой молекулярной массой, тем самым создавая поверхностное покрытие с внутренним олеофильным характером. В масляных буровых растворах (OBM) соль не проявляет тенденции диффундировать из капелек эмульсии, и подобным образом предотвращается диффузия ионов электролитов в глинистые сланцы в силу их плохой растворимости в этой олеофильной среде. Буровой раствор может содержать два алкилэтоксилата с различными значениями гидрофильно-2 015201 липофильного баланса. Концентрация в г/л алкилэтоксилата с более низким значением гидрофильнолипофильного баланса тогда предпочтительно составляет величину по меньшей мере в 1,5 раза больше,чем концентрация в г/л алкилэтоксилата с более высоким значением гидрофильно-липофильного баланса. Так, например, буровой раствор может содержать смесь полиоксиэтилен(2)-стеарилового простого эфира (значение ГЛБ = 4,9) и полиоксиэтилен(10)-стеарилового простого эфира (значение ГЛБ=12,4) в примерном концентрационном соотношении 2:1, давая объединенное значение гидрофильнолипофильного баланса (ГЛБ) смеси около 7,4. Буровой раствор дополнительно обычно содержит одну или более растворенных неорганических солей. Например, одна или более неорганических солей может быть выбрана из группы, состоящей изCaCl2, KCl, NaCl, CaBr2, KBr, NaBr, Ca(NO3)2, KNO3, NaNO3, CaSO4, K2SO4, Na2SO4, фосфата кальция,фосфата калия, фосфата натрия, формиата кальция, формиата калия и формиата натрия. Предпочтительным является хлорид кальция (CaCl2). Неорганическая соль типично присутствует в такой концентрации,чтобы обеспечивать более низкую активность воды, чем таковая в ингибируемых глинистых сланцах, и может находиться в растворе в концентрации, варьирующей от 1- до 3-молярного раствора, и предпочтительно в виде 2-3 M раствора. Один или более загустителей может быть выбран из биополимеров в группе, состоящей, но не ограничивающейся таковыми, из ксантановой камеди, склероглюкана, велановой камеди, гуаровой смолы,биозана, диутановой глины, карбоксиметилцеллюлозы, полианионной целлюлозы, крахмала, модифицированного крахмала, гидрофобно-модифицированных вариантов такового, и полимерных загустителей,таких как, но не ограничивающихся таковыми, полиакриламид, частично гидролизованный полиакриламид, поливинилацетат и поливинилпирролидон. Концентрация одного или более загустителей в растворе может варьировать в диапазоне 0,5-30 г/л. В дополнительном аспекте настоящее изобретение представляет применение раствора предшествующего аспекта для бурения скважины. Конкретные варианты исполнения настоящего изобретения теперь будут описаны с привлечением нижеследующих чертежей, в которых фиг. 1 сравнивает 40-часовое набухание вырезанных из керна образцов, подвергнутых воздействию испытательных растворов смеси поверхностно-активных веществ с 1M раствором KCl и пресной водой; фиг. 2 сравнивает 40-часовое набухание вырезанных из керна образцов, подвергнутых воздействию испытательных растворов смеси поверхностно-активных веществ с 1M раствором CaCl2 и пресной водой; фиг. 3 сравнивает 40-часовое набухание вырезанных из керна образцов, подвергнутых воздействию испытательных растворов индивидуального поверхностно-активного вещества с 2,5 М раствором CaCl2 и пресной водой; фиг. 4 сравнивает 40-часовое набухание вырезанных из керна образцов, подвергнутых воздействию испытательных растворов смеси поверхностно-активных веществ с 2,5 М раствором CaCl2, водного бурового раствора (WBM) на основе силиката натрия и масляного бурового раствора (OBM); и фиг. 5 приводит график изменения пористости относительно вымытой суммарной массы, для испытания с использованием ячейки "Hassler" на 2,5 М водном растворе CaCl2, содержащем 2 г/л неионогенного поверхностно-активного вещества Brij 72 и 1 г/л Brij 76, и подобные графики для соответствующих испытаний на четырех сравнительных растворах. Водные растворы, содержащие индивидуальное алкилэтоксилатное поверхностно-активное вещество, имеющее формулу RO(CH2CH2O)nH, или смесь двух таких поверхностно-активных веществ, были приготовлены из серии продуктов Brij фирмы ICI. Подробные сведения о поверхностно-активных веществах приведены в табл. 1. Таблица 1 Каждый раствор имел общую концентрацию поверхностно-активного вещества 3 г/л. Там, где использовали смесь двух поверхностно-активных веществ, смесевое соотношение (по концентрации) в общем составляло 2:1. Таким образом, принято допущение, что для данной смеси, где соотношение четко не обозначено, соотношение составляет 2:1, и первое названное поверхностно-активное вещество имеет-3 015201 более высокую концентрацию. Так, например, 72/98-смесь содержит 2 г/л продукта Brij 72 и 1 г/л Brij 98. Однако, где смесь выходит за пределы соотношения 2:1, соотношение в смеси указано недвусмысленно. Например, 72/78 3:2,5 смесь содержит 1,6 г/л продукта Brij 72 и 1,4 г/л Brij 78. Все растворы были загущены ксантановой камедью в концентрации 4 г/л. В исследованиях с использованием растворов поверхностно-активных веществ употребляли испытания на набухание и тесты с ячейкой "Hassler", более подробные сведения о которых можно найти в материалах конференции авторов Bailey, L., Craster, B., Sawdon, C, Brady, M., Cliffe, S., New Insight intothe Mechanisms of Shale Inhibition Using Water Based Silicate Drilling Fluids (Новый взгляд на механизмы ингибирования глинистых сланцев с использованием буровых растворов на силикатной основе), Конференция по бурению IADS/SPE, 3-6 марта 1998 г., Даллас, Техас, Материалы SPE (Общества инженеров-нефтяников) 39401. Для испытаний на набухание вырезанные из керна образцы погружали в испытательные растворы и измеряли степень неограниченного линейного набухания. Ранее испытание использовалось для демонстрации осмотического отклика обнаженных кернов глинистых сланцев, подвергнутых воздействию масляных буровых растворов (OBM) и силикатных растворов, а также общих уровней ингибирования. Ячейку "Hassler" использовали для измерения проницаемости кернов оксфордской глины во время воздействия различных ингибирующих растворов. Керн глинистых сланцев, с диаметром и длиной 25 мм (отрез перпендикулярно слоистости) был обжат радиально в гильзе из фторкаучука "Viton", которая изолировала его от гидравлического масла, применяемого для приложения обжимающего давления величиной 8,6 МПа. На своем месте керн удерживался стальными концевыми заглушками на винтах с головками. Эти концевые заглушки предохраняли керн от набухания в осевом направлении, но попрежнему было возможным радиальное набухание против давления масла. Испытательный раствор подавали в ячейку "Hassler" с помощью поршневого насоса прямого вытеснения "Gilson" при заранее заданном давлении в 8 МПа. Выходной канал ячейки "Hassler" был открыт в атмосферу. Испытательный раствор поступал в ячейку и выходил из таковой через капиллярную трубку, чтобы свести к минимуму мертвый объем. Проницаемые волокнистые диски на каждом конце керна открывали испытательному раствору доступ ко всем концевым поверхностям керна, в то же время препятствуя радиальному течению на входе и выходе. Раствор, вымытый из керна, собирали в пробоотборные трубки, запечатанные липкой пленкой во избежание испарения. Массу собранного элюента использовали для определения расхода потока через керн. Ионный состав элюента измеряли с помощью ионной хроматографии. Перед каждым экспериментом керн дренировали при номинальном изотропном напряжении в 8,5 МПа в течение по меньшей мере 72 ч для обеспечения его стабильности в условиях испытательных давлений; будучи оставлена недренированной, мягкая оксфордская глина выдавливается через выходной канал ячейки "Hassler". Обжимное давление и давление раствора повышали до эксплуатационных уровней постадийно, с приращением приблизительно по 0,5 МПа, следя за тем, чтобы обжимное давление никогда не превышало давления раствора более чем на 1 МПа. Во время испытания керны сначала подвергали воздействию синтетической поровой жидкости(0,12M NaCl, 0,01M KCl, 0,04M MgCl2 и 0,04M CaCl2), чтобы создать равновесные условия течения. После этого включали подачу испытательного раствора. В конце испытания останавливали подающий насос и, пока давление сбрасывалось протечкой через керн, обжимающее давление снижали для поддержания разности между обжимающим давлением и давлением раствора. Когда приложенное давление достигало нулевого значения, установку быстро разбирали и извлекали керн для послетестового анализа на содержание воды и ионов. Обнаженный глинистый сланец, использованный для испытаний на набухание керна и в ячейке"Hassler", представлял собой оксфордскую глину из каменоломни Bedford Лондонского кирпичного завода. Минералогические данные приведены в табл. 2. Фиг. 1 сравнивает 40-часовое набухание вырезанных из керна образцов, подвергнутых воздействию испытательных растворов смеси поверхностно-активных веществ с 1M KCl и пресной водой; фиг. 2 сравнивает 40-часовое набухание вырезанных из керна образцов, подвергнутых воздействию испытательных растворов смеси поверхностно-активных веществ с 1M раствором CaCl2 и пресной водой; фиг. 3 сравнивает 40-часовое набухание вырезанных из керна образцов, подвергнутых воздействию испытательных растворов индивидуального поверхностно-активного вещества с 2,5M раствором CaCl2 и пресной водой; и фиг. 4 сравнивает 40-часовое набухание вырезанных из керна образцов, подвергнутых воздействию испытательных растворов смеси поверхностно-активных веществ с 2,5M раствором CaCl2,водного бурового раствора (WBM) на основе силиката натрия (водный раствор, содержащий 8 г/л KCl и силикат натрия), и масляного бурового раствора (OBM). Растворы поверхностно-активных веществ были эффективными ингибиторами, снижая степень наблюдаемого набухания. В особенности при высоких концентрациях солей, например, см. фиг. 4, наиболее эффективными смесями являются таковые с более высокой долей поверхностно-активного вещества,имеющего более низкое значение гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ). Действительно, определенные смеси обусловливают усадку керна (что имело место с водным буровым раствором (WBM) на основе силиката натрия и масляным буровым раствором (OBM. В общем авторы изобретения нашли,что более гидрофобные комбинации являются более эффективными, в особенности таковые со значением гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) 9. Сравнение фиг. 3 и 4 наводит на мысль, что растворы, содержащие смеси, являются более эффективными ингибиторами, чем растворы, содержащие индивидуальные поверхностно-активные вещества. Обращаясь к испытаниям в ячейке "Hassler", фиг. 5 показывает сравнение между испытанием с использованием наиболее эффективной смеси поверхностно-активных веществ (2 г/л продукта Brij 72 с 1 г/л Brij 76), дающей значение ГЛБсмеси=7,4, в 2,5 M с испытаниями с использованием водного бурового раствора (WBM) на основе силиката/KCl, 0,3 M водного раствора KCl, водного бурового раствора(WBM), содержащего 14 г/л KCl, и масляного бурового раствора (OBM). Фиг. 5 представляет графики изменения пористости для соответствующего испытания в зависимости от вымытой суммарной массы. Табл. 3 обобщает степень снижения проницаемости при использовании этих систем, а также двух общеупотребительных гликолевых систем (Dowell Drilling Fluids Staplex 500 в водном растворе KCl с концентрацией 8 г/л и BP DCP 101 в водном растворе KCl с концентрацией 8 г/л), и 1,4 M водного раствора KCl. Таблица включает расчет приблизительных объемов закупоривания пор, обусловливающих сокращение, и результаты послетестового анализа на содержание воды в кернах. В отличие от силикатных систем, где постепенное сокращение проницаемости происходит на уровне нескольких поровых объемов, имеет место внезапное и резкое падение проницаемости при введении 72/76-раствора, после которого из керна вымывается лишь слегка больше чем 1 поровый объем. Это подобно поведению, наблюдаемому для масляных буровых растворов (OBM). Несмотря на протяженное время испытания (достигающее нескольких месяцев), ни масляный буровой раствор (OBM), ни 72/76 раствор не достигли реального равновесия, но кажущаяся проницаемость снизилась до 0,5-0,7% от первоначальной проницаемости. Послетестовый анализ на содержание воды в керне для 72/76-раствора показал содержание воды около 13,8%, равномерное вдоль длины керна, что подобно послетестовому содержанию воды в керне для масляного бурового раствора (OBM). Напротив, гликолевые (Staplex 500 и DCP 101) и натрийсиликатные системы показали неравномерные профили содержания воды, варьирующего от 23 до 16% от входного канала до выходного канала соответственного керна. На основании вышеизложенного были разработаны примерные составы буровых растворов. Пример 1. 1 л воды, CaCl2 до концентрации 2,5M, 1-5 г ксантановой камеди, 10-30 г полианионного целлюлозного полимера низковязкого сорта, 10-30 г крахмала, 20 г продукта Brij 72, 10 г Brij 721. Баритовый утяжелитель сорта API добавили для получения желательной плотности раствора. Также добавили биоцид и противовспениватель (например, Defoam X или Defoam A от фирмы M-I). Пример 2. 1 л воды, CaCl2 до концентрации 2,5 M, 1-5 г склероглюкана (например, Biovis), 10-30 г модифицированного крахмала (например, DualFlo), 20 г продукта Brij 72, 10 г Brij 721. Утяжелитель на основе карбоната кальция (например, SafeCarb) добавили для получения желательной плотности раствора. Также добавили биоцид и противовспениватель (например, Defoam X или Defoam A от фирмы M-I). В обоих примерах количества загустителя и снижающих водоотдачу добавок могут быть скорректированы для достижения желательных реологических характеристик. В то время как изобретение было описано в связи с приведенными выше примерными вариантами осуществления, многие эквивалентные модификации и вариации будут очевидными квалифицированным специалистам в данной области техники по прочтении этого описания. Соответственно этому примерные варианты осуществления изобретения, изложенные выше, рассматриваются как иллюстративные и неограничивающие. Разнообразные изменения описанных вариантов осуществления могут быть сделаны без выхода за рамки смысла и объема настоящего изобретения. Все цитированные здесь литературные источники включены в виде ссылок. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Буровой раствор на водной основе, содержащий в качестве добавки один или более алкилэтоксилатов, имеющих формулу RO(CH2CH2O)nH; где R представляет собой C16-22-алкильную группу иn представляет собой целое число в диапазоне 2-30; причем раствор дополнительно содержит один или более загустителей и, по существу, не содержит глины. 2. Буровой раствор на водной основе по п.1, в котором R представляет собой C16-18-алкильную группу.-6 015201 3. Буровой раствор на водной основе по п.1 или 2, в котором индекс n варьирует в диапазоне 2-21. 4. Буровой раствор на водной основе по любому из предшествующих пунктов, в котором концентрация одного или более алкилэтоксилатов в растворе варьирует в диапазоне 1-5 г/л. 5. Буровой раствор на водной основе по любому из предшествующих пунктов, в котором один или более алкилэтоксилатов имеют объединенное значение гидрофильно-липофильного баланса менее чем 9. 6. Буровой раствор на водной основе по п.5, содержащий два алкилэтоксилата с различными значениями гидрофильно-липофильного баланса. 7. Буровой раствор на водной основе по п.6, в котором концентрация в г/л алкилэтоксилата с более низким значением гидрофильно-липофильного баланса по меньшей мере в 1,5 раза выше, чем концентрация в г/л алкилэтоксилата с более высоким значением гидрофильно-липофильного баланса. 8. Буровой раствор на водной основе по любому из предшествующих пунктов, дополнительно содержащий одну или более растворенных неорганических солей. 9. Буровой раствор на водной основе по п.8, в котором одну или более неорганических солей выбирают из группы, состоящей из CaCl2, KCl, NaCl, CaBr2, KBr, NaBr, Ca(NO3)2, KNO3, NaNO3, CaSO4,K2SO4, Na2SO4, фосфата кальция, фосфата калия, фосфата натрия, формиата кальция, формиата калия и формиата натрия. 10. Буровой раствор на водной основе по любому из пп.8-9, в котором неорганическая соль находится в растворе в виде раствора с концентрацией от 1 до 3M. 11. Буровой раствор на водной основе по любому из предшествующих пунктов, в котором один или более загустителей выбирают из группы, состоящей из ксантановой камеди, склероглюкана, велановой камеди, гуаровой смолы, биозана, диутановой глины, карбоксиметилцеллюлозы, полианионной целлюлозы, крахмала, модифицированного крахмала, гидрофобно-модифицированных вариантов такового и полимерных загустителей. 12. Буровой раствор на водной основе по любому из предшествующих пунктов, в котором концентрация одного или более загустителей в растворе варьирует в диапазоне 0,5-30 г/л. 13. Применение раствора по любому из предшествующих пунктов для бурения скважины.