RU2301822C2 - Буровой раствор - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к буровым растворам пониженной плотности на водной основе, предназначенным для бурения и заканчивания скважин. Техническим результатом является создание эффективного, доступного, экономически рентабельного и экологически безопасного компонентного состава, включающего добавку протеинового гидролизата, и используемого для приготовления бурового раствора, содержащего высокостабильные микропузырьковые газоколлоидные включения - афроны, обеспечивающего безаварийную проводку и заканчивание скважин без потерь и поглощений раствора при одновременном сохранении коллекторских свойств разбуриваемых продуктивных горизонтов. Буровой раствор пониженной плотности содержит, мас.%: микробный ксантановый биополимер 0,5-2,0, модифицированный крахмал 0,2-2,5, лигносульфонатный реагент 0,2-1,5, карбонат натрия 0-0,4, оксид кальция 0-0,2, оксид магния 0-0,2, хлорид калия 0-5,0, протеиновый гидролизат (в пересчете на сухое вещество) 0,1-1,0, биоцид 0-1,0, вода - остальное. 4 табл.

Description

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к буровым растворам пониженной плотности на водной основе, предназначенным для бурения и заканчивания скважин в условиях аномально низких пластовых давлений.

Основным типом бурового раствора, применяемым в мировой практике для заканчивания скважин, в том числе с горизонтальным участком ствола, являются традиционные глинистые растворы, модифицированные в зависимости от условий бурения добавками полимеров, минеральных солей, ПАВ и др. [1, 2]. Эти компоненты играют роль своеобразных «герметизаторов», образуя фильтрационную корку в виде полупроницаемого пристеночного барьера, препятствующего перетоку флюидов, который возникает за счет разности давления гидростатического столба жидкости (бурового раствора), находящегося в буровой колонне, и давления самого продуктивного горизонта. Степень проницаемости корки зависит от размеров и формы частиц порошкообразных добавок, а также от общей вязкости фильтрата, для увеличения которой обычно применяют водорастворимые полимеры. Хотя фильтрационная корка и образует полупроницаемый барьер, часть суспензионного раствора, тем не менее, может проникать в зону пласта, вызывая кольматацию коллектора мелкими частицами с последующим снижением продуктивности скважины. Существенным недостатком суспензионных буровых растворов является и то, что в процессе бурения увеличивается толщина фильтрационной корки на стенках ствола, что приводит к заклиниванию и прихватам бурового инструмента.

Для устранения вышеописанных негативных явлений разработаны промывочные жидкости, обладающие аномально высокой вязкостью при низких скоростях сдвига и обладающие высокой псевдопластичностью. Обычно они представляют собой коллоидные растворы биополимеров, в частности микробных полисахаридов, в концентрации от 0,5 до 2% [3]. Отличительной особенностью псевдопластичных растворов является то, что они обладают исключительно высоким напряжением сдвига в состоянии покоя, которое может уменьшаться в десятки раз при активном перемешивании. Суспензии твердых частиц, приготовленные на основе коллоидных биополимеров, чрезвычайно стабильны, так как полимер препятствует образованию осадка при остановке бурового инструмента, а также в горизонтальных или наклонных участках скважин. Другой отличительной особенностью буровых растворов с псевдопластичными свойствами является и то, что они обладают низкими проникающими свойствами при фильтрации в зону коллектора.

Поскольку буровой раствор имеет очень низкую скорость движения по поровым каналам коллектора, его вязкость возрастает в десятки раз, что, в конечном счете, полностью блокирует его проникновение в проницаемую среду.

Серьезной проблемой в процессе разработки нефтяных и газовых месторождений является также поглощение бурового раствора, приводящее иногда к полной потере циркуляции и потерям дорогостоящих материалов, времени и финансовым затратам.

Существуют методы борьбы с поглощением бурового раствора, основанные на снижении его плотности, которое достигается путем специальной аэрации технологических жидкостей. Пузырьки газа, например воздуха, азота, аргона, углекислого газа, инкорпорированные в буровом растворе, снижают его плотность, в результате чего снижается гидростатическое давление столба жидкости в скважине. Как следствие, уменьшается разность пластового и гидростатического давления, возникают приток пластовых флюидов из верхних пластов в скважину и межпластовые перетоки.

Например, описан метод снижения плотности бурового раствора [4], эффект в котором достигается путем непосредственного введения (впрыскивания) воздуха или другого газа в буровой раствор после того, как он проходит нагнетательные насосы, подающие жидкость в скважину. Количество вводимого в жидкость газа подбирается таким образом, чтобы достичь расчетного снижения плотности жидкости и добиться требуемого уменьшения гидростатического давления в зоне бурения. В состав описанного в патенте бурового раствора могут входить гидроксиалкилированная целлюлоза, оксид магния, лигносульфонат кальция, карбонат кальция и другие реагенты. Поверхностно-активные компоненты в состав таких жидкостей специально не добавляют. Основным недостатком описанного метода является необходимость применения специализированного оборудования, такого как компрессоры, и устройства, обеспечивающего дозированное введение воздуха в поток жидкости. Буровые растворы, содержащие газовую фазу в описанных составах, нестабильны и не могут быть использованы в режиме циркуляции, так как после выхода на поверхность происходит их естественная дегазация. При непредвиденной остановке бурового инструмента происходит расслаивание аэрированной жидкости внутри скважины, что может также привести к аварийным ситуациям.

Для повышения стабильности бурового раствора, содержащего пузырьковую газовую фазу, разработаны составы буровых растворов, включающие поверхностно-активные компоненты. В частности, описана рецептура раствора [5], приготовленного на основе гуаровой камеди или ее гидроксипропилированных производных, включающего анионогенный поверхностно-активный компонент лаурил сульфат натрия или его этерифицированные аналоги. При этом дисперсия газа достигается путем инжекции воздуха, азота или углекислого газа, а также механического диспергирования, выполняемого с использованием специализированного оборудования.

Общим недостатком данного изобретения является то, что буровой раствор, полученный путем введения в него лаурил сульфата натрия, представляет собой крупнодисперсную пену, включающую газовые пузырьки большого размера (от нескольких миллиметров до сантиметров), что приводит к ее нестабильности. В описании, в частности, указывается, что время 50%-ного расслоения указанного раствора на газовую и жидкую фазы составляет величину порядка 17 минут. При циркуляции бурового раствора, в момент пропускания его через сита с целью отделения разбуренной породы от жидкости, происходит не только сепарация механической фазы, но и потеря газовых образований - крупных пузырьков. Кроме того, из-за большого размера газовых пузырьков, находящихся в пенных составах, последние не могут участвовать в формировании непроницаемого барьера на пористой поверхности призабойной зоны продуктивного горизонта или поглощающего пласта, как это происходит при введении в раствор порошкообразных добавок, и таким образом, они не могут предотвратить необратимые потери раствора, особенно при наличии высокой степени трещиноватости коллекторов.

Для предотвращения указанных недостатков разработаны буровые растворы и жидкости для заканчивания скважин, не содержащие твердофазные механические понизители фильтрации, а включающие афроны - микроскопические пузырьки газа диаметром 20-100 мкм, защищенные сложной двухслойной оболочкой, состоящей из загущенной воды и ПАВ [6]. Впервые их описание, как и сам термин «афроны», даны Ф.Себбой [7].

Таким образом, главным отличием афронов от обычных пен является то, что они окружены двухслойными оболочками с промежуточным слоем воды, в то время как оболочка пузырька воздуха в обычной пене состоит из одного мономолекулярного слоя ПАВ. Вследствие малого размера и специфического строения афроны обладают (по сравнению с пузырьками пен) высокой механической прочностью и стабильностью.

В американском патенте [6], который следует рассматривать как прототип предлагаемого изобретения, описывается состав бурового раствора, состоящего из полимерных добавок и специально подобранных поверхностно-активных компонентов, представляющих собой группу эмпирически подобранных синтетических ПАВ. В качестве активного начала предлагается использовать, в частности, диоктилсульфосукцинат натрия, фирменный ПАВ «Chubb National Foam-High Expansion», реагент «Blue-Streak», выпускаемый фирмой М-1 Drilling Fluids, и некоторые другие дорогостоящие и малодоступные компоненты. Описанные синтетические ПАВ позволяют получить стабильные микропузырьковые газовые включения, снижающие общую плотность растворов. Преимуществом последних, по сравнению с обычными пенами, является то, что афроны легко проходят даже через мелкие ячейки вибросит, а под воздействием центробежных сил в гидроциклонах и центрифуге всплывают и отделяются вместе с чистым раствором. Благодаря своему малому размеру и высокой прочности афроны по сравнению с пенами не оказывают влияния на работу буровых и центробежных насосов, а также полностью совместимы с телеметрическими системами, использующими гидравлический канал передачи данных. Благодаря упругости, гидрофобному характеру наружной поверхности микропузырьков и их конгломератов (от десятков микрон до нескольких миллиметров) афроны обладают способностью кольматировать широкий диапазон проницаемых сред - от низкопроницаемых песчаников до трещиноватых известняков с проницаемостью в десятки Дарси, образуя на их поверхности подобие корки, а в проницаемой среде закольматированный экран, формирующийся при использовании твердофазных добавок, понижающих фильтрацию.

Главным преимуществом афронов перед другими кольматирующими агентами является то, что они не образуют необратимых корок и блокирующего экрана на поверхности и в самом коллекторе и легко диссоциируют в раствор при снятии напряжений.

Афроны, в отличие от пен, генерируются в буровом растворе под воздействием высоких механических напряжений и кавитации (например, в центробежных насосах, гидромониторных насадках долот, гидросмесителях, гидроциклонах и т.п.). При этом, в отличие от обычных аэрированных растворов, не требуется использование компрессоров высокого давления или другого дорогостоящего оборудования.

Основным недостатком известных составов, способствующих формированию афронов в буровых растворах, является их высокая стоимость и малодоступность. Кроме того, используемые в них поверхностно-активные компоненты являются биологически стойкими и экологически небезопасными соединениями, требующими специальных мер по утилизации отработанных растворов и предотвращению их экотоксического воздействия на природную среду.

Целью предлагаемого изобретения является создание эффективного, доступного, экономически рентабельного и экологически безопасного компонентного состава, который можно использовать для приготовления бурового раствора пониженной плотности, содержащего микропузырьковые газоколлоидные включения (афроны), и обеспечивающего безаварийную проводку и заканчивание скважин, в частности, при вскрытии истощенных горизонтов, характеризующихся аномально низким пластовым давлением.

Поставленная цель достигается использованием для бурения и заканчивания скважин на депрессии бурового раствора пониженной плотности, содержащего: афронгенерирующий компонент, стабилизирующие и регулирующие добавки в виде микробного ксантанового биополимера, модифицированого крахмала, лигносульфонатного реагента, оксида магния и кальция, карбоната натрия, хлорида калия и консерванта (биоцида), отличающегося тем, что в качестве афронгенерирующего компонента он содержит протеиновый гидролизат при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Микробный ксантановый биополимер	0,5-2,0
Модифицированный крахмал	0,2-2,5
Лигносульфонатный реагент	0,2-1,5
Карбонат натрия	0-0,4
Оксид кальция	0-0,2
Оксид магния	0-0,2
Хлорид калия	0-5,0
Протеиновый гидролизат (в пересчете на
сухое вещество)	0,1-1,0
Биоцид	0-1,0
Вода	остальное

В качестве основного ингредиента, обеспечивающего образование афронов в буровом растворе, используется группа веществ, полученных путем гидролиза отходов животного и растительного белка (далее протеиновый гидролизат), вносимых в состав бурового раствора в концентрациях до 1% (по сухим веществам). Новым признаком является то, что ни природные белковые соединения, ни синтетические смеси олигопептидов ранее никогда не использовались как композиционные составляющие буровых растворов. В отличие от известных решений, добавление гидролизованных препаратов белка в буровые растворы способствует образованию мелкоячеистых и весьма стойких пен, а также собственно афронов, сохраняющихся даже при наличии значительных градиентов плотности и механических деформирующих нагрузок.

В качестве структурообразователей буровых растворов, содержащих протеиновые гидролизаты, используют биополимеры, в частности микробную ксантановую камедь или ее смесь с камедью гуара, вносимые в общеприменимых концентрациях от 0,5 до 2%, лигносульфонатные стабилизаторы, например, КССБ, ОКЗИЛ или другие, вносимые в концентрациях до 1,5%, добавки оксида кальция и магния в концентрациях до 0,5%, обеспечивающие устойчивость реологических характеристик биополимерных растворов, буферные компоненты, обеспечивающие стабильность рН раствора, например, карбонат натрия в концентрациях до 1%.

Для регулирования осмотического давления используют водорастворимые соли, например, CaCl₂, MgCl₂, KCl (NaCl) и др.

Согласно современным представлениям молекулы белка (как и олигопептидов) в адсорбционном слое развертываются отдельными участками, в зависимости от вида белковой молекулы, концентрации белка, рН среды и других факторов. Считается наиболее вероятным, что белковая молекула находится в некотором промежуточном положении, не являясь ни полностью развернутой (в виде полипептидной цепи), ни полностью свернутой (в виде глобулы). Поскольку при адсорбции на поверхности раздела фаз жидкость - газ возможно образование нескольких слоев, адсорбционные пленки могут удерживать и неразвернутые нативные (естественные) молекулы белков или их фрагменты [8]. Именно такие процессы постулируются при образовании афроновых газовых микропузырьков, окруженных множественными оболочками, в частности, включающими молекулы белков и олигопептидов.

Белковые пенообразователи дешевы, доступны, являются экологически чистыми продуктами, не вызывают раздражения кожи человека и могут храниться без потери первоначальных свойств длительное время. Использование пенообразователей на основе белковых гидролизатов, полученных из различного сырья, известно, в частности, при изготовлении пенобетонов [9]. Вместе с тем, в специальной литературе сведения, касающиеся образования афронов в полисахаридных буровых растворах, содержащих гидролизаты протеинов и подвергнутых механическому диспергированию, отсутствуют. Поэтому заявляемое решение, по мнению авторов, соответствует критерию «существенные отличия».

Возможности предлагаемого изобретения могут быть проиллюстрированы примерами, приведенными ниже. При постановке опытов были использованы щелочные и ферментативные гидролизаты доступных отходов технического белка, полученные известными методами, а также известные белковые композиции пенообразователей, содержащие гидролизаты протеинов промышленного производства (Неопор).

Пример 1.

Иллюстрирует образование афронов в модельных буровых растворах, содержащих щелочные гидролизаты казеина, кератина, животного альбумина (отходы переработки животноводства), а также микробного и растительного белка.

Сравнительную оценку контрольных и опытных образцов осуществляли в лабораторных условиях, сравнивая плотности растворов до и после интенсивного механического воздействия, приводящего к проникновению газовой фазы в жидкость.

В базовый раствор, содержащий микробный ксантановый биополимер марки «Родопол» 10,0 г, модифицированный крахмал Фито-РК (ТУ-2483-002-4166845222-97) - 20,0, лигносульфонатный реагент КССБ-2М (ТУ 2454-325-05133190-2000) - 12,0 г, карбонат натрия - 3,0 г (ТУ 2131-002-44267537-2001), хлорид калия - 20,0 г (ГОСТ 4568-83), оксид кальция - 1,0 г (ТУ 6-18-16-005-91), оксид магния - 1,0 г (ТУ 6-09-3489-75), консервант (биоцид) ЛПЭ-32 (ТУ 2458-039-00209295-02) - 1,2 мл и водопроводную воду - до 1000 мл, вводили различные количества тестируемых протеиновых гидролизатов, представляющих собой нейтрализованные водные растворы и содержащих от 6 до 15% сухих веществ. В качестве контрольных образцов использовали растворы того же состава, но не подвергавшиеся механической обработке. Были испытаны различные варианты композиций буровых растворов с добавкой афронгенерирующих гидролизатов выбранных образцов протеина. Состав испытанных образцов растворов указан в таблице 1. Следует отметить, что введение биоцида в базовый раствор не является строго обязательным, а возможным в качестве превентивной меры для предотвращения биодеструкции полисахаридных реагентов.

Для генерации афронов фиксированные объемы исследуемых растворов (150 мл) помещали в закрытый металлический стакан блендера MPW-302 и подвергали трехкратному механическому перемешиванию. Время одной обработки составляло 3 минуты, скорость вращения блендера 18000 мин^-1, перерыв между операциями 15-20 минут. Диспергирование газа (воздуха) происходило за счет захвата крупных пузырьков воздуха с поверхности жидкости под воздействием ножа высокоскоростного блендера. Полученную микропузырьковую дисперсию газа (воздуха) в смеси других реагентов переносили в стеклянные бюксы, снабженные притертыми крышками, и оставляли в воздушном термостате ТС-80 при 43°С на длительное время. В процессе инкубации происходило расслаивание крупных пузырьков газа, образующихся в тестируемых растворах после интенсивной механической обработки вследствие захвата и диспергирования воздуха. Микропузырьки афронов вследствие микроскопических размеров оставались в растворе и тем самым влияли на его плотность, снижая ее. Для предотвращения испарения воды с поверхностного слоя водного раствора сверху наслаивали жидкий гексадекан (5-10 мм). Через фиксированные промежутки времени, определенные условиями опыта, аликвоты водного раствора извлекали из-под слоя гексадекана с помощью пипетки, дозировали в градуированные пикнометры, термостатировали при 25°С и измеряли плотность модельных проб жидкостей весовым методом. Результаты замеров плотностей опытных и контрольных образцов, полученные в течение 10-суточного опыта (таблица 1), свидетельствовали о наличии стабильной разницы удельного веса в образцах буровых растворов, включающих в своем составе препараты гидролизатов технического белка, и контрольных образцах (без механической обработки). Динамика изменения плотности раствора, не содержащего протеиновых добавок (образец №1), также дана в таблице 1.

Таблица 1 Изменение показателей плотности модельных буровых растворов (г/см3), содержащих афронгенерирующий компонент в виде белковых гидролизатов различной природы, после механической обработки в высокоскоростном блендере
№	Образцы модельных буровых растворов	Концентрация протеинового гидролизата, % (по СВ)	Без механ. обработки	Время экспозиции в термостате при 43°С после механической обработки(час)
				1	24	72	144	240
1	Базовый раствор 145 мл + 5 мл 10% раствора хлорида натрия	0	1,0261	0,8760	1,0215	1,0239	1,0241	1,0255
2	Базовый раствор 145 мл + щелочной гидролизат казеина 5 мл	0,47	1,0224	0,6117	0,8825	0,9714	1,0050	1,0154
3	Базовый раствор 140 мл + щелочной гидролизат казеина 10 мл	0,94	1,0289	0,5173	0,9106	0,9914	1,0081	1,0116
4	Базовый раствор 145 мл + щелочной гидролизат кератина 5 мл	0,22	1,0231	0,7730	0,8990	0,9952	1,0141	1,0172
5	Базовый раствор 145 мл + ферментативный гидролизат казеина 5 мл	0,35	1,0198	0,5952	0,8377	0,9591	1,0012	1,0151
6	Базовый раствор 145 мл + ферментативный гидролизат альбумина 5 мл	0,44	1,0286	0,5826	0,8129	0,9650	1,0009	1,0101
7	Базовый раствор 145 мл + щелочной гидролизат биомассы пекарских дрожжей 5 мл	0,1	1,0239	0,7812	0,9106	0,9991	1,0185	1,0219
8	Базовый раствор 145 мл + 5 мл 10%-ного раствора гидролизата соевого белка в 2% растворе NaCl	0,33	1,0229	0,7120	0,8912	0,9845	1,0094	1,0199

Достигнутый эффект снижения плотности растворов, моделирующих промывочные жидкости, объясняется присутствием в пробах жидкости микропузырьковой фазы афронов, проявляющих значительно более высокую стабильность во времени по сравнению с обычными крупноячеистыми пенами.

Пример 2.

Иллюстрирует образование афронов в модельных буровых растворах, имеющих вариации состава по отдельным компонентам и содержащих протеиновый гидролизат, приготовленный методом щелочного гидролиза отходов животного альбумина. Составы испытанных композиций приведены в таблице 2.

Таблица 2 Концентрация составных ингредиентов в различных вариантах буровых растворов с афронгенерирующим компонентом, приготовленным из гидролизата альбумина животного происхождения
Компоненты, мас.%	Варианты композиционного состава буровых растворов
	1	2	3	4	5	6	7
Микроб. ксантанан. биополимер	1,0	1,0	1,0	0,75	1,0	1,0	1,0
Крахмал модифицированный	0,3	0,3	-	0,2	0,3	0,3	0,3
Лигносульфонатный реагент	1,2	-	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
Карбонат натрия	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	-	0,4
Хлорид калия	-	-	-	-	-	-	3,0
Оксид кальция	0,1	0,1	0,1	0,1	-	0,1	0,1
Оксид магния	0,1	0,1	0,1	0,1	-	0,1	0.1
Гидролизат альбумина, % СВ.	0,25	0,25	0,25	0,25	0,25	0,25	0,25
Биоцид (ЛПЭ-32)	0,12	0,12	0,12	0,12	0,12	0,12	0,12
Вода	94,28	95,48	94,58	94,63	94,48	94,68	91,28

Методически опыт выполнен согласно описанию, данному в примере 1. Результаты измерения плотности растворов, сделанные непосредственно после диспергирования в блендере, а также через 5 и 10 суток экспозиции при 43°С, представлены в таблице 3.

Таблица 3 Показатели плотности буровых растворов различных вариантов, содержащих афроны и приготовленных с использованием белкового гидролизата (животного альбумина).
Номер состава	До обработки в блендере	Плотность раствора, измеренная при 25°С, г/см3
		Через 1 час	Через 120 час	Через 240 час
1	1,0283	0,5913	1,0049	1,0167
2	1,0204	0,6913	1,0118	1,0189
3	1,0277	0,5816	1,0090	1,0193
4	1,0128	0,5579	0,9987	1,0103
5	1,0277	0,6324	1,0189	1,0257
6	1,0250	0,5578	1,0090	1,0199
7	1,0379	0,7341	1,0257	1,0319

Пример 3.

Иллюстрирует образование афронов в модельных буровых растворах, содержащих промышленный протеиновый пенообразователь «Неопор», который используется в производстве пенобетона.

В образцы базового раствора, состав которого указан в примере 1, вводили аликвоты фирменного препарата «Неопор», изготавливаемого на основе гидролизатов животного белка. Препарат добавляли в разных количествах по отношению к базовому раствору. Результаты замеров плотностей опытного и контрольных образцов, свидетельствующие о присутствии стабильных газовых включений в испытываемых буровых растворах с добавками препарата «Неопор», представлены в таблице 4.

Таблица 4 Показатели плотности (г/см3) модельного бурового раствора*, содержащего различные количества препаратов «Неопор»
Тип добавки	Концен., % СВ.	До обработки в блендере	Плотность раствора, измеренная при 25°С, г/см3
			Через 1 час	Через 120 час	Через 240 час
Неопор	0,1	1,0263	0,7913	1,0249	1,0257
Неопор	0,2	1,0274	0,7163	1,0218	1,0267
Неопор	0,3	1,0281	0,5722	1,0121	1,0199
Неопор	0,4	1,0288	0,5563	0,9966	1,0159
* - использован базовый состав, приведенный в примере 1.

Технико-экономические преимущества предлагаемого бурового раствора по сравнению с прототипом: 1) более высокая стабильность газоколлоидной фазы за счет специфической конфигурации и поверхностно-активных свойств белковых молекул, участвующих в формировании многослойной оболочки афронов, что обеспечивает их сохранность даже при наличии значительных градиентов плотности и механических деформирующих нагрузок;

2) белковые пенообразователи в отличие от химических ПАВ являются экологически безопасными продуктами, не вызывают раздражения кожи человека, имеют дешевую и доступную сырьевую базу (отходы производства животноводства и растениеводства), могут храниться длительное время без потери первоначальных свойств.

Источники информации

1. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. - М.: Недра, 1984. - 317 с.

2. Бадовский Н.А. Рост бурения горизонтальных скважин за рубежом и его экономическая эффективность // Нефтяное хозяйство. - 1992. - №3. - С.43.

3. Андресон Б.А., Н.З.Гибадуллин, Р.М.Гилязов, О.Ф.Кондрашев. - Уфа: Монография, 2004. - 247 с.

4. Патент США United States Patent №4,155,410.

5. Патент США United States Patent №6,800,592.

6. Патент США United States Patent №5,881,826.

7. Felix Sebba, "Foams and Biliquid Foams-Aphrons", Virginia Polytechnic Institute and State University, pp 62-69, 1987.

8. Адамсон А. Физическая химия поверхностей. Пер. с англ. / Под ред. З.М.Зорина и В.М.Муллера. - М.: Мир, 1979. - 568 с.

9. Патент России №2188808.

Claims (1)

1. Буровой раствор пониженной плотности, включающий афронгенерирующий компонент, стабилизирующие и регулирующие добавки в виде микробного ксантанового биополимера, модифицированого крахмала, лигносульфонатного реагента, оксида магния и кальция, кальцинированной соды, хлорида калия и консерванта - биоцида, отличающийся тем, что в качестве афронгенерирующего компонента он содержит добавку протеинового гидролизата при следующем соотношении компонентов, мас.%:

   Микробный ксантановый биополимер 0,5-2,0 Модифицированный крахмал 0,2-2,5 Лигносульфонатный реагент 0,2-1,5 Карбонат натрия 0-0,4 Оксид кальция 0-0,2 Оксид магния 0-0,2 Хлорид калия 0-5,0 Протеиновый гидролизат (в пересчете на   сухое вещество) 0,1-1,0 Биоцид 0-1,0 Вода остальное