Водосмачивающаяся добавка для бурового раствора, способ ее получения и способ бурения скважины

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к водосмачивающимся добавкам для бурового раствора. Водосмачивающаяся добавка для бурового раствора содержит предварительно полученную смесь юинтаита с температурой размягчения 187-199^oC и юинтаита с температурой размягчения 104-165^oC с нанесенным неионогенным поверхностно-активным веществом и каустицированный лигнит. Добавка способствует снижению обрушивания сланцев и нестабильности буровой скважины в процессе бурения скважин. 3 с. и 7 з.п. ф-лы, 6 табл.

Изобретение относится к новому составу, применяемому в водоосновных буровых растворах, более точно к составу добавки для бурового раствора, содержащему два юинтаита с различными точками размягчения, каустицированный лигнит и неионогенное поверхностно-активное вещество с липофильной группой.

Юинтаит является углеводородным минералом природного происхождения, классифицированным как асфальтит. Он является природным продуктом, химические и физические свойства которого отличаются и сильно зависят от источника юинтаита. Юинтаит также называют "гильсонитом", хотя это использование не является корректным; Гильсонит^R является зарегистрированной торговой маркой фирмы American Gilsonite Co. Salt Lake City, Utah. American Gilsonite Co. продает большое число Гильсонитовых^R "смол", которые иногда идентифицируются по их точкам размягчения (кольцо и шар). Например, Гильсонит^R торговая смола общего назначения имеет точку размягчения около 350 F (176^oC), и Гильсонит^R НМ имеет точку размягчения около 380 F (193^oC), и Гильсонит^R Select 300 и Select 325, которые имеют точки размягчения около 300 F (149^oC) и 325 F (162^oC) соответственно. Точки размягчения этих природных юинтаитов прежде всего зависят от источника пласта, из которого добывается минерал.

Юинтаит описан в Kirk Otmer Encyclonedia of Chemical Jechnology, издание 3, т. II, 1980, с. 802-806.

В течение многих лет юинтаит и другие продукты типа асфальта использовались в водоосновных буровых растворах в качестве добавок, предназначающихся для стабилизации буровой скважины. Эти добавки могут минимизировать обвал скважин и формаций, содержащих водочувствительные, отваливающиеся сланцы, например, SPE Paper 17203 (1988) авторов Davis и Tooman. Причины нестабильности буровой скважины являются многочисленными. По своей природе они могут быть механическими, химическими или физическими. Механические разрушения буровой скважины могут происходить под действием высоких угловых скоростей, неблагоприятных гидравлических напряжений из-за высокого кольцевого давления, обрушивание скважины от давления высокого стержня с поршнем для очистки скважины и волны из-за чрезмерной корки стенок и напряженное разрушение из-за движения ряда бурильных штанг. Химические причины нестабильности включают гидратацию, пульверизацию и дизинтеграцию сланцев, что связано с взаимодействием глин с фильтратом бурового раствора.

Физическая нестабильность вызвана откалыванием и выбросами пород сланцев из-за напряжений на месте породы и из-за разницы между гидростатическим давлением бурового раствора и давлением формации.

Разлом и пробуксование вдоль плоскости напластования твердых хрупких сланцев и обрушивание разломанных сланцев выше отклонения буровой скважины также являются физическими проблемами, связанными с трудностью бурения в сланцах.

Нестабильность буровой скважины часто называются как болото, вспучивание, отпадение породы от стен или как сверхнапряженные сланцы, шары и кольца бурового раствора и другие. Существует много решений этой проблемы. Например, для ингибирования или частичного ингибирования разбухания глины используются добавки. Согласование гидравлических условий является другим решением для уменьшения механического изменения пород. Часто используются знание и контроль давления в порах проблемных формаций. В течение многих лет юинтаит и материалы типа асфальта использовались для стабилизации топких сланцев и для снижения разрушения буровой скважины. Другие выгоды, полученные от этих продуктов, включают смазку буровой скважины и снижение фильтрации. Многочисленные патенты и публикации раскрывают юинтаитсодержащие добавки для буровых растворов.

Патент Канады N 972141 автора Sullivan представляет буровой раствор для скважин, содержащий измельченные частицы юинтаита (гильсонита), предварительно покрытого неионогенным поверхностно-активным веществом, что делает частицы водосмачиваемыми. Предпочтительными поверхностно-активными веществами являются фосфатные сложные эфиры, полученные из группы, состоящей из полиоксиэтиленового сложного эфира органических соединений, содержащих по крайней мере 6 углеродных атомов, имеющих реакционно-способный водород и конденсированных с по крайней мере 3 моль этилен оксида. Также представлены способы использования этих составов в операциях бурения скважин.

Патент США N 4645609 автора Patel представляет смеси каустицированного лигнита и сульфонитрованных асфальтов, включающих юинтаит (гильсонит) в качестве хорошо работающих жидкостей.

Хотя вышеописанные патенты дают многие преимущества, при использовании юинтаит-содержащих добавок для буровых растворов, все еще существует ряд проблем. В особенности важно то, что ни одну добавку нельзя использовать в диапазоне температур и давлений внутри буровой скважины.

Также юинтаит со многими поверхностно-активными веществами трудно смачивается водой. Поэтому трудно достичь стабильных дисперсий юинтаита, в особенности в присутствии солей, кальция, твердых веществ и других примесей бурового раствора и/или в присутствии дизельного масла. Юинтаит должен быть легко диспергируемым и сохранять способность смачиваться водой; иначе он будет соединяться и отделяться от бурового раствора вдоль выемки шейкера сланца или во вращающей загрузочной воронке.

Поверхностно-активные вещества и эмульгаторы часто используются вместе с юинтаитовыми добавками для бурового раствора. Также известны порошки юинтаита, покрытые поверхностно-активным веществом. Однако поверхностно-активное вещество юинтаитового порошка, покрытого поверхностно-активным веществом, может с течением времени терять свою эффективность, что приводит к слипанию или агломерации частиц юинтаита. Альтернативно поверхностно-активное вещество может улетучиваться, оставляя несмачивающийся юинтаит. Идеально юинтаит, покрытый поверхностно-активным веществом, должен оставаться стабильным при хранении в течение продолжительного периода времени, без ухудшения своей функциональности.

Другая серьезная проблема добавок для буровых растворов связана с тем, что они очень чувствительны к примесям дизельных топлив или к их добавкам, что приводит к отторжению добавок бурового раствора. Такое отторжение приводит к потере добавок бурового раствора на сборных экранах.

В течение многих лет испытания на стабильность буровой скважины при использовании юинтаита и других добавок типа асфальта проводились в условиях нормальных температур и давлений. Однако при этом нельзя было предсказать функциональность добавки в реальных условиях буровой скважины. Температуры буровой скважины могут варьироваться от нормальной до 500 F (260^oC), и давление может изменяться от атмосферного до 25000 пси (175 МПа).

Состав юинтаитовой добавки бурового раствора должен обеспечить водосмачиваемость и легко повторно смачиваться, должен быть эффективным в широком диапазоне температур и давлений, иметь улучшенную стабильность к примесям дизельного топлива при бурении скважин и обеспечить стабильность при хранении, сохраняя быструю смачиваемость в течение времени.

Простой состав юинтаитовой добавки для бурового раствора должен обеспечить эффективность для предотвращения обваливания сланцев и для минимизации нестабильности буровой скважины в широком диапазоне температур, таких как температуры, которые встречаются от при бурении до общей глубины, и не требовать введения на месте бурения поверхностно-активного вещества.

Цель изобретения получение состава, который является полезным в водоосновных буровых растворах для предотвращения обрушивания сланцев.

Предлагаемое изобретение касается состава, используемого в водоосновных буровых растворах. Этот состав является водосмачивающейся добавкой для бурового раствора, которая стабилизирует в процессе бурения буровую скважину, и содержит предварительно полученную стабилизирующую смесь юинтаита с высокой точкой размягчения, юинтаита с более низкой точкой размягчения, каустицированного лигнита и неионогенного поверхностно-активного вещества с липофильной группой.

Кроме того, изобретение касается способа бурения скважины, включающего этапы помещения бура в скважину и вращения бурового раствора, содержащего вышеописанную добавку.

Предлагается юинтаит-содержащая добавка для бурового раствора, которая в особенности является эффективной для сведения к минимуму расширения буровой скважины и для контроля проблемы обрушивающихся сланцев в сверхшироком температурном диапазоне. Этот состав является смесью сильно липофильного поверхностно-активного вещества, каустицированного лигнита и по крайней мере двух юинтаитов, имеющих различные точки размягчения. Добавка, включающая эту комбинацию в эффективно стабилизирующих количествах, приводит к существенно улучшенной функциональности в сверхшироком диапазоне температур скважин, таких как от нормальной температуры до 250 F (121^oC) и выше. Типично эти добавки могут быть использованы при температурах до около 400 F (204^oC).

Используя смесь юинтаитов, имеющих точки размягчения, по крайней мере отличающиеся друг от друга на 40 F (4,4^oC) или более, предпочтительно отличающиеся друг от друга на около 50 F (10^oC), является критической. Эта смесь юинтаитов повышает верхний предел температур, при которых добавку можно применять. Включение каустицированного лигнита является необходимым для хорошей функциональности при высоких температурах, таких как 250 F (121^oC).

Более того, поверхностно-активные вещества, описанные ниже, являются критическими для распределения юинтаитов в буровых растворах и для сохранения их смоченными.

Таким образом, объектом изобретения является водосмачивающаяся добавка для бурового раствора, которая стабилизирует буровую скважину в процессе бурения скважины, включающая предварительно полученную смесь юинтаита с высокой точкой размягчения, юинтаита с низкой точкой размягчения, каустицированного лигнита и липофильного поверхностно-активного вещества. Поверхностно-активное вещество обеспечивает юинтаиту индекс повторного смачивания менее чем 4.

Таким образом, предлагаемая водосмачивающаяся добавка для бурового раствора включает смесь: а) от 30 до 70 мас. юинтаита, имеющего температуру размягчения 187-190^oC.

b) от 15 до 40 мас. юинтаита, имеющего температуру размягчения 104-165^oC.

с) от 15 до 40 мас. каустицированного лигнита; и d) от 0,1 до 10 мас. неионогенного поверхностно-активного вещества, которое включает блок-сополимер этилен оксида и пропилен оксида и обеспечивает юинтаитом индекс смачивания менее чем 4, предпочтительно менее 2.

Предлагаемая добавка является предварительно приготовленной смесью, т.е. она является простым твердым компонентом, который легко предварительно смешивается, когда продается для использования в буровой скважине. Добавка не требует дополнительных поверхностно-активных веществ или эмульгаторов на месте бурения. Состав предлагаемой добавки может стабилизировать буровую скважину в сверхшироком диапазоне температур, существующих в буровых скважинах.

Юинтаит является асфальтовым углеводородом природного происхождения. Предлагаемые юинтаиты имеют широкий диапазон точек размягчения, обычно от 300 F (149^oC) до 400 F (204^oC). Юинтаит является предпочтительным асфальтовым материалом по изобретению. Однако, предполагается, что другие асфальтовые материалы с точками размягчения в этом диапазоне могут быть эффективными, например, для частичной или полной замены юинтаита с низкой точкой размягчения может быть использован окисленный асфальт.

Точки размягчения юинтаита обычно зависят от источника или от пласта, из которого добывается юинтаит. Предпочтительно, чтобы юинтаит с высокой точкой размягчения имел точку размягчения по крайней мере 360 F (182^oC), предпочтительно 375 F (190^oC) или выше. Предпочтительный юинтаит с высокой точкой размягчения имеет точку размягчения от около 370 F (187^oC) до 390 F (199^oC). Предпочтительно, чтобы более низкий или юинтаит с низкой точкой размягчения имел точку размягчения около 330 F (165^oC) или ниже. Предпочтительный юинтаит с низкой точкой размягчения имеет точку размягчения от 290 до 330 F (104-165^oC), предпочтительно около 325 F (162^oC). Точки размягчения двух юинтаитов предпочтительно отличаются друг от друга по крайней мере на 40 F (4,4^oC), более предпочтительно на около 50 F (10^oC) или более.

Предполагается, что для замены или частичной замены юинтаита с низкой точкой размягчения может быть использован облагороженный юинтаит. Облагораживание юинтаита достигается экстракцией растворителем или осаждением с получением продуктов с более низкой точкой размягчения.

Испытания при высокой температуре и высоком давлении подтвердили, что юинтаит с низкой точкой размягчения является эффективным для сведения к минимуму нестабильности буровой скважины на начальных этапах бурения, которые связаны с более низкими температурами, обычно до около 125-175 F (51-79^oC). Неожиданно оказалось, что для получения хорошей низкотемпературной функциональности по крайней мере около 20% этого юинтаита с низкой точкой размягчения являются необходимыми в составе добавки.

Юинтаит с высокой точкой размягчения является эффективным для сведения к минимуму нестабильности буровой скважины при более высоких температурах скважин, таких как 180-250 F (82-121^oC) и выше. Однако оказалось также, что для получения хороших результатов при высокой температуре критическим является комбинация каустицированного лигнита со смесью юинтаита.

Предпочтительные отношения юинтаита с высокой точкой размягчения к юинтаиту с низкой точкой размягчения находятся в диапазоне от 4:1 до 1:2.

Предпочтительно смесь юинтаитов содержит в соотношении около 2:1 Гильсонит^R НМ, имеющий точку размягчения около 380 F (193^oC), и Гильсонит^R Select, имеющий точку размягчения около 325 F (162^oC). Предпочтительно отношение Гильсонита^R НМ к Гильсониту^R Select и к лигниту является 2:1 и к 1.

Каустицированный лигнит хорошо известен обычному специалисту. Его получают из лигнита, который является промежуточным веществом между торфом и биотумным углем, путем его взаимодействия с основанием, таким как гидроокись натрия или калия. Каустицированный, т.е. прореагировавший с основанием лигнит, легко растворяется в воде. Каустицированный лигнит является промышленно доступным и может быть получен способами, известными обычному специалисту. Приемлемые способы получения каустицированного лигнита включают способы, представленные в Патенте США N 3441504 автора Browning и в Патенте США N 4645609 автора Patel.

Предпочтительный лигнит, который может быть каустицирован и использован в этом изобретении, имеет содержание кислорода по крайней мере около 20 мас. обычно в диапазоне от около 20 мас. до около 40 мас. измеренных по сухому основанию. Лигнитовые материалы, которые являются гуаминовыми кислотами, поэтому легко растворяются в растворе основания, являются наиболее предпочтительными.

Каустицированный лигнит является компонентом многих буровых растворов. Однако, эксперименты показывают, что каустицированный лигнит может быть предварительно вмешан в добавку с получением хорошей стабилизации буровой скважины при высокой температуре (т.е. при 250 F), что улучшает диспергируемость юинтанта. Предпочтительно однородно вмешивать лигнит в состав добавки.

Каустицированный лигнит, используемый в изобретении, является твердым. Массовое отношение юинтаитов к каустицированному лигниту в предварительно смешанной добавке предпочтительно находится в диапазоне около от 4:1 до 2:1. Количество лигнита предпочтительно приблизительно равно количеству юинтаита с низкой точкой размягчения. Также количество лигнита предпочтительно составляет от равного до в два раза больше количества юинтаита с высокой точкой размягчения. Более предпочтительно отношение юинтаита с высокой точкой размягчения к юинтаиту с низкой точкой размягчения и к лигниту равно 2 к 1 и к 1.

Существуют преимущества предварительной обработки юинтаита поверхностно-активным веществом до введения в систему бурового раствора. Это приводит к более полной водосмачиваемости юинтаита и отсюда к более ровной диспергируемости во всей циркулирующей системе. Добавка находится в более удобной и в более легкой форме для использования.

Компонент поверхностно-активного вещества по изобретению также является критическим. Поверхностно-активное вещество должно придавать юинтаиту свойства, которые приводят к добавке бурового раствора, которая является эффективной для стабилизации буровой скважины в сверхшироком диапазоне температур.

Обработанные поверхностно-активным веществом или покрытые поверхностно-активным веществом юинтаиты, используемые по изобретению, должны отвечать следующим трем критериям смачивания. Они должны иметь: а) быструю первоначальную смачиваемость; b) хорошую повторную смачиваемость после погружения в воду; и с) хорошую смачиваемость после хранения в течение по крайней мере 30 сут при 110 F (43^oC), т.е. они должны быть стабильны при хранении.

Дополнительно поверхностно-активное вещество должно хорошо функционировать при смещении с химическими веществами бурового раствора. Предпочтительно поверхностно-активное вещество также должно иметь точку вспышки выше 300 F (148^oC), что необходимо для исключения возможности воспламенения и должно сохранять текучесть ниже 32 F (0^oC) для легкости применения юинтаита. Предпочтительно обработанные поверхностно-активным веществом юинтаиты должны показывать хорошее сопротивление дизельному топливу, т.е. они не должны соединяться в присутствии 3% дизельного топлива.

Эти свойства обработанного поверхностно-активным веществом юинтаита полностью зависят от выбора поверхностно-активного вещества. Испытания для этих свойств описаны в примерах. Юинтаиты не являются водосмачиваемыми. Потеря или плохая связь поверхностно-активного вещества и юинтаита может привести к их отмыванию друг от друга в течение использования, к возможной агломерации и к удалению юинтаита из системы бурового раствора с отходами бурения. Поэтому принята важность смачиваемости, повторной смачиваемости и стабильности при хранении. Особенно важным является выбор поверхностно-активного вещества, которое образует прочную связь или прочный комплекс с юинтаитами, но которое не растворимо, не размягчается или не придает юинтаиту липкость, т.к. готовая добавка должна быть свободно-текучей. Более того, поверхностно-активное вещество не должно с ухудшением взаимодействовать с каустицированным лигнитом, например, с блокировкой его растворимости.

Обработанный поверхностно-активным веществом юинтаит должен иметь индекс повторного смачивания юинтаитом. Индекс повторного смачивания является хорошим предсказателем степени диспергируемости юинтаита в процессе использования при бурении.

Индекс повторного смачивания определяется измерением времени, которое (первоначально) требуется для смачивания обработанного поверхностно-активным веществом образца юинтаита, и времени, которое требуется для повторного смачивания образца после перемешивания с водой и сушки. Примеры 2 и 4 показывают детали того, как эти испытания проводятся. Индекс повторного смачивания является отношением времени повторного смачивания к времени начального смачивания, т.е.

Предлагаемые поверхностно-активные вещества обычно обеспечивают юинтаиту начальное время смачивания, которое менее чем 10 с, и время повторного смачивания, которое меньше в 4 раза начального времени смачивания, и отсюда составляет менее чем 40 с, предпочтительно менее 2 с.

Обработанные поверхностно-активным веществом юинтаиты, которые не отвечают критерию индекса повторного смачивания менее, чем 4, содержат поверхностно-активные вещества, которые переходят от юинтаитов в воду. Эти поверхностно-активные вещества отмываются от юинтаита из системы бурового раствора вследствие отделения и отсутствия повторной диспергируемости.

Предпочтительные поверхностно-активные вещества являются высоко липофильными неионогенными поверхностно-активными веществами. Термин "высоко липофильное" поверхностно-активное вещество обозначает поверхностно-активное вещество, которое имеет сильное сродство к углеводородной фазе, а не к воде. В этих поверхностно-активных веществах относительное распределение неполярного липофильного хвоста к полярной гидрофильной голове является высоким. Предпочтительные поверхностно-активные вещества имеют по крайней мере 80% своей молекулярной массы в гидрофобном или липофильном хвосте, предпочтительно около 90% или более.

Специально предпочтительным поверхностно-активным веществом является Pluronic L-101, который является неионогенным поверхностно-активным веществом, выпускаемым фирмой BASF-Wyandotte. Он является блок-сополимерным поверхностно-активным веществом, включающим 10 мас. этиленоксида и 90 мас. пропиленоксида и имеет в качестве концевых групп этиленоксидные группы и с основными гидроксильными группами. Pluronic L-101 имеет значение гидрофильно-липофильного баланса, равное 1, и является сильно липофильным. Его средняя молекулярная масса составляет около 3800, его вязкость составляет 800 сПз при 25^oC. Ниже дано сравнение Pluronic L-101 с его родственными поверхностно-активными веществами Pluronic L-61 и L-81 (табл. 2). Эти родственные поверхностно-активные вещества имеют структуры, аналогичные структуре Pluronic L-101, т. е. они являются блок-сополимерными поверхностно-активными веществами с 10 мас. этиленоксида и 90 мас. пропиленоксида. Однако, эти родственные поверхностно-активные вещества имеют более низкие молекулярные массы, 2000 и 2700 соответственно, и не обеспечивают юинтаитам индекса повторного смачивания менее чем 4. Оказывается, что индекс повторного смачивания, также как гидрофильно-липофильный баланс, зависит от молекулярной массы поверхностно-активного вещества.

Объектом данного изобретения является предварительно приготовленная смесь юинтаита с высокой точкой размягчения и юинтаита с низкой точкой размягчения, каустицированного лигнита и поверхностно-активного вещества, которое обеспечивает юинтаиту индекс повторного смачивания менее чем на 4. Эта стабилизирующая буровую скважину смесь компонентов содержит их в таких количествах и отношениях, что она стабилизирует буровую скважину как при низких (от нормальной до 175 F), так и при высоких (180-450 F, в основном 180-350 F) температурах буровой скважины.

Предлагаемая добавка бурового раствора является предварительно смешанным, свободно-текущим твердым веществом или порошком. Предпочтительные количества вышеописанных компонентов в добавке составляют: Компонент Предпочтительный диапазон, мас.

Юинтаит с высокой точкой размягчения 30-70 Юинтаит с низкой точкой размягчения 15-40 Каустицированный лигнит 15-40
Липофильное поверхностно-активное вещество 0,1-10
Поверхностно-активное вещество предпочтительно равномерно распределено на поверхности юинтаита.

В основном предпочтительный продукт включает около 2 мас.ч. Гильсонита^R НМ, около 1 мас.ч. Гильсонита^R Select, около 1 мас.ч. каустицированного лигнита и около от 0,1 до 0,15 мас.ч. неионогенного поверхностно-активного вещества, который обеспечивает юинтаиту индекс повторного смачивания менее чем 2.

Другим объектом данного изобретения является способ получения водосмачивающейся добавки бурового раствора, включающий этапы: смешения твердого юинтаита с высокой точкой размягчения и твердого юинтаита с низкой точкой размягчения, измельчения в порошок указанных твердых веществ и добавления каустицированного лигнита и сильно липофильного поверхностно-активного вещества. Предпочтительно поверхностно-активное вещество является неионным поверхностно-активным веществом, которое обеспечивает юинтаит индексом повторного смачивания менее чем 4, предпочтительно менее чем 2.

В предпочтительном примере состав добавки бурового раствора по изобретению может быть получен смешением твердых юинтаитов, измельчением этой смеси твердых веществ в порошок, добавлением каустицированного лигнита и добавлением поверхностно-активного вещества. Лигнит может быть добавлен до, в течение или после добавления поверхностно-активного вещества. Предпочтительно измельчают в порошок твердые вещества таким образом, чтобы получить высокодисперсный порошок с дисперсностью 200 меш (Jyler сита).

Поверхностно-активное вещество к этой смеси предпочтительно добавляется распылением, хотя можно использовать и другие способы. Предпочтительно равномерное нанесение поверхностно-активного вещества на поверхность юинтаита так, чтобы смачивание в процессе использования было быстрым и полным. Альтернативно поверхностно-активное вещество может растворяться или захватываться юинтаитом, например, оно может комбинироваться с расплавленным юинтаитом, который затем отверждается и измельчается в порошок.

Каустицированный лигнит может добавляться в течение процесса измельчения в порошок и до добавления поверхностно-активного вещества; или он может быть добавлен после добавления поверхностно-активного вещества; или как лигнит, так и поверхностно-активное вещество могут добавляться одновременно.

Предпочтительно добавлять каустицированный лигнит в процессе измельчения в порошок и одновременно с поверхностно-активным веществом.

Предпочтительно юинтаитовые порошки смешиваются при нормальных температурах и давлениях, измельчение в порошок проводится в ударной мельнице, и поверхностно-активное вещество равномерно распределяется на твердые вещества, например, распылением. Готовая предварительно смешанная добавка не требует дополнительных поверхностно-активных веществ и эмульгаторов при использовании в полевых условиях, хотя они могут быть использованы.

Предлагаемая добавка может быть использована для уменьшения обрушивания сланцев и нестабильности буровой скважины в любом водном буровом растворе или в буровом растворе. Предпочтительно добавка используется в органических или полимерных буровых растворах.

Эта добавка особенно также является полезной с хромсодержащим лигносульфонатом/лигнитом или с полимерными буровыми растворами. Эти буровые растворы хорошо известны обычному специалисту. Типичные полимерные компоненты, используемые в буровых растворах, включают частично гидролизованные полиакриламиды, полианионные целлюлозы и полиакрилаты. Добавка может быть добавлена непосредственно к водоосновным буровым растворам и диспергирована без использования эмульгатора.

Следующим объектом изобретения является способ бурения скважины, включающий этапы помещения буровой коронки в скважину и циркуляции бурового раствора, содержащего предлагаемую добавку. Добавку применяют при температуре в скважине до 400 F (205^oC) в количестве 8,0-23,5 г/л бурового раствора.

Предлагаемые добавки стабилизируют обрушивающиеся сланцы и снижают разрушение буровой скважины. Другими преимуществами изобретения является смазка буровой скважины и снижение фильтрации при высокой температуре и высоком давлении.

По-видимому, эти добавки сводят к минимуму нестабильность буровой скважины из-за физической деформации и в некоторой степени из-за химической деформации. Они помогают снизить проблемы обрушивающихся сланцев при сведении к минимуму скольжения сланцев вдоль микроразломов или плоскости напластования за счет физического уплотнения и закупорки этих трещин. Поэтому предполагается, что эти добавки, когда используются в системе бурового раствора для преодоления проблемного сланца, проникают в пространство пор сланца, в микроразломы и в плоскость напластования по мере того, как бур проникает в формацию. По механизму пластичного течения юинтаиты экструдируются в поры, разломы и в плоскости напластования для снижения или сведения к минимуму фильтрата, и прорыв всего бурового раствора и юинтаиты связывают матрицу для предотвращения обрушивания. Дополнительно юинтаит может располагаться на стенках буровой скважины, создавая толстую пленку.

Комбинация двух или более юинтаитов, имеющих несколько различные свойства пластического течения, приводит к более широкому диапазону полезных температур. Точка размягчения юинтаита, температура и давление влияют на глубину прорыва юинтаита. Желательно получить некоторую интрузию, но не на полную глубину. Желательная глубина интрузии должна быть поверхностной, около 1 мм. Юинтаит с более низкой точкой размягчения эффективно закупоривает при помощи поверхностной интрузии (< 1 мм) при более низких температурах (150 F). При более высоких температурах (300 F) юинтаит с более низкой точкой размягчения обеспечивает интрузию более глубокую, чем желательная глубина, в то время как юинтаит с более высокой точкой размягчения обеспечивает интрузию на желательную глубину. Смесь юинтаитов с высокой точкой размягчения и с низкой точкой размягчения испытали для определения эффективности в сверхшироком диапазоне температур 150-300 F.

Поверхностно-активное вещество, которое обеспечивает юинтаитам индекс повторного смачивания менее чем 4, предпочтительно менее 2, является критическим для сохранения юинтаитом водосмачиваемости. Эти поверхностно-активные вещества сильно связаны с юинтаитами и обеспечивают хорошие характеристики поверхности к смачиванию. Более того, эти поверхностно-активные вещества остаются связанными с юинтаитом даже в буровом растворе, который содержит воду, большие количества глин, примеси, твердые вещества породы, поверхностно-активные присадки, химические добавки и дизельное масло. Также эти поверхностно-активные вещества имеют низкое сродство к породе, в основном относительно сродства к юинтаиту. Предполагается, что поверхностно-активное вещество и каустицированный лигнит оба являются необходимыми для помощи диспергирования юинтаита в буровом растворе.

Пример 1
Получение юинтаита, покрытого поверхностно-активным веществом.

Использовали широкий диапазон поверхностно-активных веществ. Поверхностно-активные вещества добавляли к измельченному в порошок юинтаиту под торговой маркой Гильсонит^R НМ с использованием V-образного смесителя, снабженного жидким диспергирующим стержнем при комнатной температуре, что приводит к получению юинтаита с равномерным покрытием. Гильсонит^R НМ измельчался до требования критерия А примера 11. Масса поверхностно-активного вещества относительно юинтаита составляет или 3 или 5 мас.

Пример 2
Динамические испытания на смачиваемость первоначальная смачиваемость.

200 мл водопроводной воды при 25^oC (77 F) в 400 мл химическом стакане перемешивали в полностью вихревом смесителе с магнитным стержнем длиной 5 см. Добавили 3 г обработанного поверхностно-активным веществом юинтаита примера 1. Результаты сообщаются как время (в секундах), необходимое для полного смачивания образца. Конечная точка, при которой достигается полное смачивание образца, может быть определена при помощи визуального наблюдения. Когда юинтаит смачивается, изменяется его вид. Он темнеет и полностью погружается в воду. Пока юинтаит не смочен, материал продолжает плавать на поверхности. Испытание или определение времени полного смачивания продолжалось 10 с или менее. Как было найдено, этот 10-секундный критерий хорошо коррелировался с хорошим смешением и функциональностью по показателю смачиваемости в полевых условиях. Испытания повторили с использованием дубликатов образцов, причем согласование результатов находится в пределе 1-2 с.

Пример 3.

Испытание на стабильность при хранении
Обработанные поверхностно-активным веществом образцы примера 1 были испытаны с использованием методики примера 2. Вторая серия этих образцов выдерживалась при 43^oC (110 F) в течение 30 сут в емкости из коричневой бумаги для ленча. Процедура примера 2 была повторена для этих образцов после выдержки. После завершения испытаний получили, что время смачивания в четыре раза меньше относительно первоначального времени смачивания.

Пример 4.

Испытание на повторное смачивание
К 800 мл водопроводной воды добавили 20 г обработанного поверхностно-активным веществом юинтаита примера 1. Эта смесь была перемешана полностью вихревым магнитным перемешивающим стержнем длиной 5 см в течение 10 мин, затем смесь пропустили через 1,5-микронный фильтр. Отфильтрованное твердое вещество высушили в течение 24 ч при 43^oC (110 F) и пропустили через 65-меш сито. Динамическое испытание на смачиваемость по примеру 2 было выполнено на этом образце обработанного водой юинтаита. После завершения этого испытания время смачивания должно быть в четыре раза меньше первоначального времени смачивания, предпочтительно время повторного смачивания было в два раза меньше времени первоначального смачивания.

Пример 5.

Получение базового бурового раствора
Базовый буровой раствор получили смешением 9 кг/115,6 л бентонитовой глины, 0,25 кг/115,6 л гидроксида натрия, 1 кг/115,6 л хромсодержащего лигносульфоната в 115,6 л дистиллированной воды. Этот базовый буровой раствор использовался для испытания на определение сопротивления дизельному топливу юинтаитов, обработанных поверхностно-активным веществом.

Пример 6.

Сопротивление дизельному топливу добавок.

Это испытание использовалось для определения сопротивления дизельному топливу различных добавок буровых растворов. 350 мл базового бурового раствора примера 5 были нагреты до 65,5^oC (150 F) в 800-миллилитровом химическом стакане при перемешивании со скоростью 500 об/мин, используя 6-сантиметровые диспергирующие Kaufman лопасти. 6 г добавки добавили в химический стакан при перемешивании. Перемешивание продолжалось в течение 30 мин, время, за которое при непрерывном перемешивании в течение еще 60 мин добавили нижепоказанные количества дизельного топлива. После прекращения перемешивания химический стакан охладили в течение 60 мин. Образец был повторно нагрет до 65,5^oC (150 F) и выдерживался в течение 60 мин. Химический стакан извлекли из нагревателя, и содержимое немедленно вылили через 65-меш Jyler сито. Сито высушили воздухом, фотографировали и вывесили для оценки количества остатка на 65-меш сите. Две промышленно доступные юинтаитовые добавки Х и Y были испытаны и сравнены с предлагаемой добавкой.

Результаты представлены в табл.1.

Чем меньше масса, оставшаяся на сите, тем меньше продукта отбрасывается при добавлении дизельного топлива, и поэтому тем лучше добавка. Предлагаемая добавка имеет более низкое количество твердого вещества, отделившегося из добавки, по сравнению с другими испытанными добавками, включая другие промышленно доступные юинтаит-содержащие добавки буровых растворов, т.е. добавки Х и Y. Хорошее сопротивление дизельному топливу предлагаемых добавок является преимуществом. Для целей просеивания использовалось визуальное наблюдение при 3% дизельного топлива. Обработанные поверхностно-активными веществами юинтаиты примера 1 были смешаны с буровым раствором при 65,5^oC (150 F) и были перемешаны в течение 1/2 ч. Затем добавили 3% дизельного топлива. Общее отделение в присутствии добавленного дизельного топлива считали неудачным.

Пример 7.

Измерение точки вспышки
Точки вспышки были измерены при использовании ASTM Метода D-92-78. Точка вспышки поверхностно-активного вещества была более 150^oC (300 F), что обеспечивает безопасность проведения измельчения в порошок компонентов добавки.

Пример 8.

Точка размягчения юинтаита
Точка размягчения юинтаита была измерена по ASTM Методу Б-28-51Т. Она является точкой размягчения кольца и шара.

Пример 9.

Результаты экспериментов по испытанию поверхностно-активных веществ
Обработанные поверхностно-активными веществами юинтаиты, полученные как в примере 1, были испытаны, как описано в примерах 2-7. Результаты показаны в табл. 2. Как можно видеть, только Pluronic L-101 прошел испытания на первоначальное смачивание, на повторное смачивание, на стабильность при хранении, на сопротивление дизельному топливу и на точку вспышки выше 300 F. Неожиданно, что Pluronic L-101 достаточно прочно связан с измельченным в порошок юинтаитом, как это показано испытанием на повторное смачивание; индекс повторного смачивания был 1,01. Даже когда Pluronic L-101 обработанный юинтаит был смешан с водой в течение 24 ч и затем высушен, его повторная смачиваемость была прекрасной. Испытанные поверхностно-активные вещества включают:
A Pluronic L-101, 10% этиленоксид полиоксипропилен-полиоксиэтилен блок-сополимер, Mn 3800; BASF Wyandotte, New Jersey
B Morwit W-425, Petrochemical Co. Inc. Houston, Texas
C Daxad; W.R. Grace
Д Reax 45A (лигносульфоновая кислота); Westvaco, South Carolina
E Arsurf 906, Arjay Chem. Houston, Texas
Ф Arsurf 908, Arjay Chem. Houston, Texas
Ж Arsurf 910, Arjay Chem. Houston, Texas
H Arsurf 912, Arjay Chem. Houston, Texas
И Поверхностно-активное вещество бурового раствора, Sun Chem.

З Phase I, Sun Drill Fluids, Louisiana.

K Wyv Gils, Solv. Wyv Ben Company, Wyoming
Л Witcomul; Witw corp. New Jork, New Jork
M Emcol 4500; Witco Corp. New Jork, New Jork
П Witcomul; Witco Corp. New Jork, New Jork
O Coal Wust Retardent; Power hine Chem. Salt Lake City, Utah
P Cesco Conpler I; Cesco Corp. Lafayette, Lousiana
У Cesco Conpler II; Cesco Corp. Lafayette, Lousiana
Э Cesco Coupler II; Cesco Corp. Lafayette, Lousiana
C Pluronic L-81 10% этиленоксид полиоксипропилен-полиоксиэтилен блок-сополимер, M_w 2700; BASF Wyandotte New Jerrcy
T Pluronic L-61 10% этиленоксид полиоксипропилен-полиоксиэтилен блок-сополимер, M_n 2000;
U Rohm-Haas 30% твердого вещества, акриловый сополимер в растворителе Rohm Haas, Inc. Philadelphia, Pensylvania
V Rohm-Haas 40% твердого вещества, акриловый сополимер в растворителе,
W Rohm-Haas 50% твердого вещества, акриловый сополимер в растворителе.

Пример 10.

Получение предлагаемой добавки.

Предлагаемая добавка была получена в лаборатории комбинированием 50 мас. Гильсонита^R НМ, измельченного в порошок (American Gilsonite Co.); 25 мас. Гильсонита^R Select 325 (American Gilsonite Co.) и 20 мас. каустицированного лигнита (торговой марки Lenalk, полученного из Georesaurses, Wiliston, North Dakota) до общей массы 1500 г. Три компонента были помещены в большой V-образный смеситель, снабженный жидкостным диспергирующим стержнем. Смеситель и диспергирующий стержень начали вращаться и через систему подачи жидкости добавили 46,4 г (3 мас.) BASF Pluronic L-101. Смеситель вращался в течение 30 мин до получения равномерного покрытия юинтаитов и смеси лигнита.

Пример 11.

Получение добавки в большом масштабе
Предлагаемую добавку получили в большом масштабе. 10 т юинтаита с высокой точкой размягчения 190^oC (375 F) было предварительно смешано с 5 т юинтаита с низкой точкой размягчения 165^oC (325 F). Юинтаит затем прошел через вибрационную сушилку с псевдоожиженным слоем для удаления всей влаги и поступил в бункер хранения. Второй бункер хранения был заполнен 5 т каустицированного лигнита. Оба бункера имели вращающиеся фидеры, которые равномерно подавали компоненты к (Pluwircon PC 38 Berex Corp.) ударной мельнице для измельчения в порошок. Обороты в минуту фидеров были отрегулированы для достижения отношения смешивания, как три к одному (75 мас. юинтаит к 25 мас. каустицированного лигнита). Скорость вращения мельницы составила 1750 об/мин, и воздушный классификатор вращался со скоростью 975 об/мин.

Добавление Pluronic L-101 и смеси юинтаит/лигнит было сделано за время смешивания и измельчения в порошок, закачивая Pluronic L-101 в измельчитель, где он вводился в мельницу. В течение процесса температура мельницы была около 45^oC (110 F). Скорости потоков были отрегулированы таким образом, чтобы достичь хорошей смачиваемости обработанного юинтаита, и изменялась в соответствии от нормальной температуры до температуры мельницы, которая оказывает влияние на вязкость поверхностно-активного вещества и поэтому его скорость течения.

Смесь измельчили до степени, отвечающей критерию А предпочтительно критерию В. Если размеры были достаточно большими, крупные частицы возвращались через мельницу на дальнейшее измельчение в порошок. Это разделение было сделано при помощи воздушного сепаратора.

Результаты представлены в табл.3.

Испытания продукта провели как в примере 2 с уверенностью, что продукт прошел испытание на смачиваемость. Продукт диспергировался за 2 с.

Пример 12.

Совместимость добавки с буровым раствором.

Предлагаемая добавка испытывалась на четырех различных типах водоосновных буровых растворов. Выбранные буровые растворы были содержащим известь и КОН буровым раствором, содержащим KCL полимерным буровым раствором, морская вода-полианионная целлюлозный буровой раствор и хромсодержащий лигносульфонатный буровой раствор. Все эти буровые растворы не содержали поверхностно-активных присадок. К каждому из буровых растворов добавили 3 кг предлагаемой добавки на 115,6 л раствора и тщательно перемешали. Затем все образцы выстаивались в течение всей ночи. Во всех случаях добавки легко смешивались и не показывали признаков слипания, т.е. отсутствовало отделение или слипание вместе юинтаита.

Состав буровых растворов представлен в табл. 4.

Пример 13.

Испытание в НТНР оболочке
Испытание в Berea керне (ячейке потери жидкости высокой температуры) высокого давления (НТНР) обеспечило данные, которые можно было бы использовать для определения разницы между различными добавками. Методика этого испытания описана в Feb. SPE Paper 17203 авторов Wavis Tooman, представленной в 28-Mar. 2, 1988, с. 235-246. Добавки были испытаны в каустических водоосновных буровых растворах.

Испытания показали, что температура и давления влияют на глубину интрузии юинтаитов с различными точками размягчения. Желательно получить некоторую степень интрузии, но не интрузию на полную глубину, т.е. получить интрузию на глубину около 1 мм. Дополнительно некоторая интрузия материала является необходимой (с. 243, таблица 6 SPE 17203).

Пример 14.

Испытание, имитирующее условия буровой скважины.

Стабильность буровой скважины измерена в ячейке, имитирующей буровую скважину, описанной в SPE Paper 17202 авторов Simpron, представленной Feb. 28 Mar. 2, 1988, с. 223-233. Табл. 3 суммирует результаты. Ячейка, имитирующая буровую скважину, использовалась для испытания серий смесок юинтаитов для определения состава, который обеспечивает стабильность буровой скважины. Использовали смеси юинтаитов с различными точками размягчения и смеси юинтаита с лигнитом. Критерием стабильности буровой скважины являлось расширение буровой скважины, определенное опытным путем в кольцевых испытаниях и измеренное в сланцевом керне, как описано в SPE Paper 17202. Предпочтительный результат являлся размером буровой скважины, близким к размеру бура, и низким процентом размывки.

Результаты этих испытаний показаны в табл. 5. Испытанные добавки описаны ниже. Юинтаит с низкой точкой размягчения являлся Гильсонитом торговой марки Select 325, который имел точку размягчения 325 F. Юинтаит с высокой точкой размягчения являлся Гильсонитом^R НМ, который имел точку размягчения 383 F. Использовали каустицированный лигнит. Добавки испытывали с использованием буровых растворов и условий, описанных в SPE Paper 17202. Размер бура для этого испытания составили 3 см.

А промышленно доступный юинтаитовый продукт с низкой точкой размягчения около 325 F, который использовался в промышленно доступном сочетании, т.е. юинтаит диспергирующим поверхностно-активным веществом. Эта добавка обеспечила суперстабильность при 125 F по сравнению с юинтаитом с высокой точкой размягчения.

В 50/50 смесь юинтаитов с высокой и низкой точками размягчения, использованных в промышленно доступном сочетании. Эта смесь показала сравнимые результаты с юинтаитом с низкой точкой размягчения при 125 F. При более высоких температурах эта смесь показала увеличенную размывку.

С 50/50 смесь юинтаита с высокой точкой размягчения и лигнита использовали в промышленно доступном сочетании. Эта смесь обеспечила прекрасную стабильность при 180 F, но показала значительную размывку при 125 и 250 F.

Д 40/40/20 смесь юинтаита с высокой точкой размягчения, юинтаита с низкой точкой размягчения и лигнита обработали Pluronic L-101 поверхностно-активным веществом. Эта смесь обеспечила стабильность при 180 F, но стабильность существенно ухудшилась при 250 F.

Е комбинация этого изобретения, 50/25/25 смесь юинтаита с высокой точкой размягчения, юинтаита с низкой точкой размягчения и лигнита, обработанных Pluronic L-101 поверхностно-активным веществом. Эта добавка обеспечила суперстабильность как при низких, так и при высоких температурах (125 и 250 F).

F промышленный сульфонированный асфальт. Эта добавка показала некоторую стабильность при 180 F.

G промышленно доступная обработанная поверхностно-активным веществом юинтаитовая добавка с высокой точкой размягчения (380 F). Эта добавка показала некоторую стабильность при 180 F с 16% размывкой.

Эти результаты ясно показывают, что комбинация этого изобретения, добавка Е превосходит все другие испытанные добавки буровых растворов, эффективно функционируя в сверхшироком температурном диапазоне. При сравнении с асфальтами и с добавками, содержащими только юинтаит с одной точкой размягчения, эта добавка показала превосходство как при низких температурах, так и при высоких температурах. Непрерывная хорошая функциональность этой добавки зависит от использования правильного поверхностно-активного вещества, которое является поверхностно-активным веществом с сильным сродством к юинтаиту, такое как Pluronic L-101.

Пример 15.

Полевые испытания предлагаемой добавки
Полевые испытания предлагаемой добавки были проведены на прибрежной скважине залива Мехико. Полевые испытания были очень успешными на скважине, достигающей свою общую глубину 8400 без проблем. После достижения глубины 4500 система бурового раствора была заменена на лигнит/полимер буровой раствор, содержащий 84 л (2 Lbs/bbL) добавки. Использованный буровой раствор был лигнит/полимерный. При добавлении предлагаемой добавки не наблюдалось проблем смешения или слипания. Концентрации добавки поддерживались при 8-10 г/л (2-2,5 Lbs/bbL) в течение всего бурения этого отверстия. Поверхностно-активные присадки находились в диапазоне 1150-12750 г/л (9,7 до 10,7 Lbs/галон). Опытным путем определялись угол отверстия, в среднем составляющий 21^o в направлении скважины, и отсутствие избыточного крутящего момента или проскальзывания.

Калиперный разрез скважины в интервале открытой скважины 4500-8400 показал размывку в скважине в среднем 16% Интервал песок/сланец показал отсутствие интенсивной размывки внутри открытой скважины за исключением последних 60 м, когда встретились соли. Смещение в сторону скважин, которые используют промышленный юинтаит и окисленные асфальтовые продукты, определенное опытным путем, составило 30-40%
размывки вычислен по следующей формуле:

где Д_{скважины} является диаметром скважины и Д_бура является диаметром бурильного бура.

Результаты полевого испытания показаны в табл. 6.

Как видно из табл. 6, предлагаемое изобретение обеспечивает стабильность буровой скважины, приводящей к меньшему размыву, чем у скважин, использующих промышленно доступные юинтаитовые продукты.

Пример 16.

FSCOT анализ добавок
Полученные в лаборатории образцы буровых растворов, содержащие добавки, были подвергнуты углеводородной экстракции и FSCOT хроматографическому анализу для определения, будут ли добавки мешать геохимической интерпретации данных скважин через данные флуоpесценции. Углеводороды в буровом растворе потенциально могут вторгаться в любые керны, которые можно взять. Хроматографический анализ углеводородных экстрактов кернов обычно может различать добавки бурового раствора от природной нефти, но полевые испытания керна могут показывать флуоресценцию от добавок буровых растворов. Углеводороды из добавок бурового раствора также могут показывать в ретортах анализа керна керны, пропитанные углеводородами. FSCOT хроматограммы экстракта растворителя образца буровой добавки, содержащего предлагаемую добавку, показали низкие уровни всех углеводородов выхода С-40 компонентов. Компоненты с тяжелыми концами (от С-28 до С-38) показали аналогичные образцы юинтаиту. Любые поверхностно-активные вещества в образце обычно представлены более легкими углеводородами (от С-8 до С-20) в хроматограммах.

FSCOT анализ предлагаемых добавок качественно показал низкие уровни углеводоpодов (очень немногие пики сверх 8 м в шкале). Относительно пиков юинтаитов пики поверхностно-активных веществ от предлагаемых добавок были намного ниже, чем в промышленном буровом растворе с промышленным юинтаитом, испытанным для сравнения. Изменения поверхностно-активного вещества в этом материале, являющиеся проблемой геохимического анализа кернов, должны быть более меньшими, чем с промышленными добавками.

Формула изобретения

1. Водосмачивающаяся добавка для бурового раствора, стабилизирующая буровую скважину, содержащая юинтаит, представляющий собой природный асфальтеновый минерал, неионогенное поверхностно-активное вещество, эффективное для уменьшения износа, отличающаяся тем, что дополнительно содержит каустицированный лигнит, а в качестве юинтаита используют смесь юинтаитов с температурами размягчения 187-199^oС и 104-165^oС, причем температура размягчения юинтаитов отличается одна от другой не менее чем на 4,5^oС, а в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) используют НПАВ с липофильной группой при следующем соотношении компонентов, мас.

Каустицированный лигнит 15-40
Юинтаит с температурой размягчения 187-199^oС 30-70
Юинтаит с температурой размягчения 104-165^oС 15-40
Неионогенное поверхностно-активное вещество с липофильной группой - 0,1-10,0
2. Добавка по п.1, отличающаяся тем, что она содержит около 2 ч. юинтаита с высокой точкой размягчения, около 1 ч. юинтаита с низкой точкой размягчения и около 1 ч. каустицированного лигнита.

3. Добавка по п.3, отличающаяся тем, что она содержит неионогенное поверхностно-активное вещество с липофильной группой, которое обеспечивает юинтаитам индекс повторного смачивания менее чем 4.

4. Добавка по пп. 1 и 3, отличающаяся тем, что неионогенное поверхностно-активное вещество в качестве липофильной группы включает блок-сополимер окиси этилена и окиси пропилена и обеспечивает юинтаитам индекс повторного смачивания менее 2.

5. Добавка по пп. 1 и 4, отличающаяся тем, что количество неионогенного поверхностно-активного вещества, содержащего блок-сополимер окиси этилена и окиси пропилена, составляет 1 5 мас. водосмачивающейся добавки.

6. Добавка по п.1, отличающаяся тем, что юинтаит с высокой точкой размягчения имеет точку размягчения 190^oС.

7. Добавка по п.1, отличающаяся тем, что отношение количества июинтаита с высокой точкой размягчения к количеству юинтаита с низкой точкой размягчения находится в диапазоне 4:1 1:2.

8. Способ получения водосмачивающейся добавки для бурового раствора, включающий измельчение юинтаита и нанесение на него НПАВ, отличающийся тем, что предварительно перед измельчением смешивают юинтаит с температурой размягчения 187-199^oС и юинтаит с температурой размягчения 104-165^oС, затем измельчают до дисперсности 200 мм с добавлением каустицированного лигнита.

9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что НПАВ наносят на измельченную смесь юинтаита распылением.

10. Способ бурения скважин, включающий помещение бурильной коронки в скважину и рециркуляцию бурового раствора с введением в него водосмачивающейся добавки, отличающийся тем, что водосмачивающуюся добавку вводят в количестве 8,0 23,5 г/л бурового раствора при температуре в скважине до 205^oС, а в качестве водосмачивающейся добавки используют смесь юинтаитов с температурами размягчения 187-190^oС и 104-165^oС, каустицированный лигнит и НПАВ с липофильной группой, обеспечивающей уменьшение индекса повторного смачивания менее чем 4, при следующем соотношении компонентов, мас.

Каустицированный лигнит 15-40
Юинтаит с температурой размягчения 187-199^oС 30-70
Юинтаит с температурой размягчения 104-165^oС 15-40
Неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) с липофильной группой, обеспечивающее уменьшение индекса повторного смачивания менее чем 4 0,1-10,0н

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3