Использованные источники:

1. Взаимодействие глин триаса с различными системами буровых растворов / М.И. Липкес, А.Е. Долгих, И.С. Нестеренко, А.В. Шилин / Бурение глубоких скважин на Приволжской моноклинали и в Прикаспийской впадине: Труды ВолгоградНИПИнефть. - Нижне-Волжское кн. изд-во, 1973. - 48-66с;

2. Ангелопуло О.К., Подгорнова В.М. Буровые растворы для осложненных условий. – М.: Недра, 1988. - 12-18с;

3. Новиков В.С. Оценка устойчивости глинистых пород при взаимодействии с буровыми растворами. / Бурение, разработка иэксплуатация нефтяных месторождений. - Волгоград:ВолгоградНИПИнефть, 1997. - 4-12, 89-112с;

4. Патент 2001091 РФ, Комплексный реагент-стабилизатор глинистых буровых растворов КЛСП (карболигносульфонат пековый) /Усынин А.Ф.: Аракелян Э.И.; Яремийчук Р.С.; Грудинин В.П.; Тарасова Л.Г.; Ишханов В.А./;

5. Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов : РД 39-20813-82 // ОАО «НПО Бурение». – 1982. – 3с.

Формула изобретения

Высокоингибирующий комлексный реагент КЛСП-Ингибитор в порошкообразном виде получают путем смешения порошкообразного карболигносульфоната пекового (КЛСП), хлорида калия, гидроксида кальция (гашеной извести) при следующем соотношении ингридиентов, масс. %:

хлорид калия (KCl)	5-10;
гидроксид кальция (Ca(OH)2)	3-5;
мраморная мука	2-3;
тальк	2-3;
КЛСП	остальное.

7