NL1018750C2

NL1018750C2 - Drilling fluid, device and method.

Info

Publication number: NL1018750C2
Application number: NL1018750A
Authority: NL
Inventors: Kevin H Schilling; Michael Riley
Original assignee: Grain Processing Corp
Priority date: 2000-08-14
Filing date: 2001-08-14
Publication date: 2002-04-08
Also published as: NO20013929L; NO20013929D0; GB2365896B; GB2365896A; CA2354894A1; GB0119492D0; NL1018750A1

Description

Titel: Boorvloeistof, Inrichting en WerkwijzeTitle: Drilling fluid, Device and Method

Technisch gebied van de uitvindingTechnical field of the invention

De uitvinding heeft betrekking op boorvloeistoffen gebruikt in samenhang met boorputten zoals oliebronnen en waterbronnen. De uitvinding heeft ook betrekking op een boorinrichting en werkwijze.The invention relates to drilling fluids used in conjunction with wells such as oil wells and water wells. The invention also relates to a drilling device and method.

55

Achtergrond van de uitvindingBACKGROUND OF THE INVENTION

Bij het boren van een put of een ander gelijksoortig boorgat wordt een boorkop operationeel, meestal door een boordraad, aan een aandrijving gekoppeld die de boorkop doet roteren waardoor de boorkop in de aarde 10 boort. De boorvloeistof of boormodder, wordt door een ring van het boorgat gecirculeerd. De boorvloeistof stroomt door de boordraad en naar het oppervlak door de boorkop om de boorkop te koelen en te smeren en om steengruis gevormd door de boorbewegingen van de boorkop naar het oppervlak te voeren. De boorvloeistof kan een gas zijn, maar is meestal een 15 vloeistof.When drilling a well or other similar borehole, a drill head is operatively coupled, usually by a board board, to a drive that causes the drill head to rotate causing the drill head to drill into the earth. The drilling fluid, or mud, is circulated through a borehole ring. The drilling fluid flows through the drilling board and to the surface through the drill bit to cool and lubricate the drill bit and to carry rock dust formed by the drill movements from the drill bit to the surface. The drilling fluid can be a gas, but is usually a fluid.

Er zijn veel vloeistoffen bekend die als boorvloeistof gebruikt kunnen worden. Sommige boorvloeistoffen zijn gebaseerd op olie. Dergelijke op olie gebaseerde vloeistoffen hebben een aantal nadelen, in het bijzonder, hun nadelig effect op het milieu. Ook kunnen op olie gebaseerde vloeistoffen 20 kostbaar zijn om aan te schaffen en om af te voeren.Many liquids are known that can be used as drilling fluid. Some drilling fluids are oil based. Such oil-based liquids have a number of disadvantages, in particular, their adverse effect on the environment. Oil-based liquids can also be expensive to purchase and to dispose of.

Andere boorvloeistoffen zijn gebaseerd op water of bestaan uit een emulsie van olie in water of water in olie. Dergelijke vloeistoffen zijn vaak goedkoop in vergelijking met op olie gebaseerde vloeistoffen en zijn minder kostbaar om af te voeren. Op water gebaseerde vloeistoffen vormen ook een 25 geringer risico voor het milieu dan op olie gebaseerde vloeistoffen. Een nadeel verbonden aan op water gebaseerde vloeistoffen is dat het water in de vloeistof instabiliteit van het boorgat neigt te bevorderen, in het jOlSTEü 2 bijzonder wanneer schalie wordt aangetroffen tijdens de boorhandeling. De op water gebaseerde vloeistof kan adsorberen en absorberen aan poriën in de schalie waardoor de schalie opzwelt, en zodoende neigt tot het veroorzaken van instorten van het boorgat.Other drilling fluids are water-based or consist of an oil-in-water or water-in-oil emulsion. Such liquids are often inexpensive compared to oil-based liquids and are less expensive to dispose of. Water-based liquids also pose a lower risk to the environment than oil-based liquids. A drawback associated with water-based fluids is that the water in the fluid tends to promote borehole instability, particularly when shale is encountered during the drilling operation. The water-based fluid can adsorb and absorb to pores in the shale causing the shale to swell, thereby tending to cause borehole collapse.

5 Dit nadeel onderkennende, bevatten op water gebaseerde boorvloeistoffen een alkylglycoside zoals methylglucoside in de boorvloeistof. Het is bekend, dat methylglucoside dient als boorgat stabiliserend middel dat zijn werking vindt in het tegengaan van schaliezwelling. Het werkingsmechanisme van methylglucoside is niet volledig begrepen maar 10 naar wordt aangenomen bestaat er een samenhang met de vorming van gel of een fenomeen van ion uitwisseling. Het wordt algemeen aangenomen dat de methylglucoside door het toevoegen van gelsterkte aan de boorvloeistof de snellere vorming van een filteruitharding op de wand veroorzaakt waardoor minder waterfiltraat de omringende schalie kan bereiken.Recognizing this drawback, water-based drilling fluids contain an alkyl glycoside such as methyl glucoside in the drilling fluid. It is known that methyl glucoside serves as a borehole stabilizing agent which has its effect in preventing shale swelling. The mechanism of action of methyl glucoside is not fully understood, but it is believed that there is a connection with the formation of gel or a phenomenon of ion exchange. It is generally believed that by adding gel strength to the drilling fluid, the methyl glucoside causes the faster formation of a filter curing on the wall whereby less water filtrate can reach the surrounding shale.

15 Aangenomen wordt, dat dit de zwelling en de afslag van de schalie vermindert.It is believed that this reduces the swelling and the fall of the shale.

Hoewel bekende boorvloeistoffen die methylglucoside bevatten erg bevredigend zijn blijft er ruimte voor verbetering in dergelijke vloeistoffen op het gebied van de boorgatstabiliteit. Het is een algemeen doel van de 20 uitvinding om een boorvloeistof te verschaffen die geschikt is voor gebruik in boorgatboringen. Een ander algemeen doel is om een boorinrichting en -werkwijze te verschaffen waarin de boorvloeistof van de uitvinding toe gepast wordt.Although known drilling fluids containing methyl glucoside are very satisfactory, there remains room for improvement in borehole stability in such fluids. It is a general object of the invention to provide a drilling fluid suitable for use in borehole bores. Another general object is to provide a drilling device and method in which the drilling fluid of the invention is used.

25 De uitvindingThe invention

Het is nu ontdekt dat zowel maltodextrines aan de ene kant en hemicellulose bevattende materialen aan de andere kant, glycosides ondersteunen in het bevorderen van boorgatstabiliteit in een boorvloeistof. Verder is gevonden dat ook carboxyalkylzetmelen, en in het bijzonder 30 carboxymethylzetmelen, eveneens glycosides ondersteunen in het .1018750 3 verbeteren van boorgatstabiliteit. Verrassenderwijs bevorderen deze bestanddelen de boorgatstabiliteit meer dan andere organische stoffen van vergelijkbare oorsprong of chemische structuur, wanneer gebruikt in samenhang met alkylglucoside. Volgens de uitvinding omvat een 5 boorvloeistof een vloeibaar hoofdbestanddeel, een alkylglycoside, dat bij voorkeur methylglucoside is, en een boorgat stabiliserend middel omvattende een maltodextrine, een carboxyalkylzetmeel, en/of hemicellulose. Eveneens omvat door de uitvinding wordt een boorvloeistof welke methylglucoside en zetmeel omvat. De uitvinding omvat tevens een 10 boorinrichting en een werkwijze voor boren. De boorinrichting omvat een boordraad welke vloeistofmatig verbonden is aan een bron voor boorvloeistof, waarbij de boorvloeistof in één uitvoeringsvorm een vloeibaar hoofdbestanddeel, een alkylglycoside, één of meerdere maltodextrines, een carboxyalkylzetmeel en een hemicellulose-bevattend materiaal omvat en, in 15 een andere uitvoeringsvorm, een vloeibaar hoofdbestanddeel, een alkylglycoside, en zetmeel omvat. De werkwijze volgens de uitvinding omvat de stappen van circuleren van de boorvloeistof volgens de uitvinding door een boordraad terwijl een boorgat wordt geboord in de aarde.It has now been discovered that both maltodextrins on the one hand and hemicellulose-containing materials on the other support glycosides in promoting borehole stability in a drilling fluid. It has further been found that also carboxyalkyl starches, and in particular carboxymethyl starches, also support glycosides in improving borehole stability. Surprisingly, these components promote borehole stability more than other organic substances of similar origin or chemical structure when used in conjunction with alkyl glucoside. According to the invention, a drilling fluid comprises a main liquid component, an alkyl glycoside, which is preferably methyl glucoside, and a borehole stabilizing agent comprising a maltodextrin, a carboxyalkyl starch, and / or hemicellulose. Also included in the invention is a drilling fluid comprising methyl glucoside and starch. The invention also comprises a drilling device and a method for drilling. The drilling device comprises a board board which is fluidly connected to a source for drilling fluid, the drilling fluid comprising in one embodiment a main liquid component, an alkyl glycoside, one or more maltodextrins, a carboxyalkyl starch and a hemicellulose-containing material and, in another embodiment, a main liquid component, an alkyl glycoside, and starch. The method according to the invention comprises the steps of circulating the drilling fluid according to the invention through an on-board board while drilling a borehole into the earth.

Andere maatregelen en uitvoeringsvormen volgens de uitvinding 20 worden navolgend beschreven en worden uiteengezet in de aangehechte conclusies.Other measures and embodiments according to the invention are described below and are set out in the appended claims.

Korte beschrijving van de tekening De figuur is een schematische weergave van een boorinrichting 25 voor een oliebron.Brief description of the drawing The figure is a schematic representation of a drilling device 25 for an oil well.

Beschrijving van de voorkeursuitvoeringsvormen De boorvloeistof volgens de uitvinding omvat in het algemeen een vloeibaar hoofdbestanddeel, een alkylglycoside, en een boorgatstabiliserend 30 middel, en kan naar behoefte andere componenten en toevoegingen 'j y ί 31 b 0 4 bevatten. Het vloeibare hoofdbestanddeel, zoals gebruikt in de boorvloeistof volgens de uitvinding, omvat water, een met water mengbare vloeistof, of een mengsel van een met water mengbare vloeistof en water. Wanneer het vloeibare hoofdbestanddeel water bevat kan dit water afkomstig zijn van 5 iedere geschikte oorsprong. Bijvoorbeeld, wanneer de olieboorinrichting zich off-shore of in de buurt van de oceaan bevindt, is zeewater het vloeibare hoofdbestanddeel dat de voorkeur geniet omdat dit vrijelijk verkrijgbaar is. Het water mag ook behandeld water omvatten, verzacht water, kraanwater, natuurlijke of kunstmatige pekel, of een andere geschikte waterbron. De 10 met water mengbare vloeistof kan glycerine zijn, polyglycerine, een polyether, een polyol, of een andere geschikte met water mengbare vloeistof. Het vloeibare hoofdbestanddeel kan aanwezig zijn in enige hoeveelheid geschikt om de componenten van de boorvloeistof te bevatten, deze op te lossen en/of te suspenderen. Bij voorkeur is het vloeibare hoofdbestanddeel 15 in de boorvloeistof aanwezig in een totale hoeveelheid variërend van ongeveer 0,6 tot 0,90 kg/1 (5-7,5 lbs./gallon), bij grotere voorkeur, van ongeveer 0,66 tot 0,72 kg/1 (5,5-6 lbs./gallon). Ook is het mogelijk dat het vloeibare hoofdbestanddeel gebruikt wordt in een op olie gebaseerd systeem omvattende een emulsie van olie in water of van water in olie.DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS The drilling fluid according to the invention generally comprises a main liquid component, an alkyl glycoside, and a borehole stabilizing agent, and may contain other components and additives as required. The main liquid component, as used in the drilling fluid according to the invention, comprises water, a water-miscible liquid, or a mixture of a water-miscible liquid and water. When the liquid main component contains water, this water can come from any suitable origin. For example, when the oil drilling device is off-shore or near the ocean, seawater is the preferred main liquid component because it is freely available. The water may also include treated water, softened water, tap water, natural or artificial brine, or other suitable water source. The water-miscible fluid can be glycerin, polyglycerin, a polyether, a polyol, or other suitable water-miscible fluid. The main liquid component may be present in any amount suitable to contain, dissolve and / or suspend the components of the drilling fluid. Preferably, the main liquid component 15 is present in the drilling fluid in a total amount ranging from about 0.6 to 0.90 kg / l (5-7.5 lbs./gallon), more preferably from about 0.66 to 0.72 kg / l (5.5-6 lbs./gallon). It is also possible that the main liquid component is used in an oil-based system comprising an oil-in-water or water-in-oil emulsion.

20 De boorvloeistof volgens de uitvinding bevat verder een alkylglycoside. Alkylglycosides zijn een bekende klasse van industriële chemicaliën en worden gevormd door de substitutie van de hemiacetale hydroxylgroep van een lagere orde saccharide (dat is, een polysaccharide met een polymerisatiegraad van minder dan ongeveer 7) met een 25 alkylradicaal met een lengte van een tot vier koolstofatomen. Het alkylradicaal kan methyl, ethyl, propyl, isopropyl, n-butyl, s-butyl of t-butyl zijn, en de saccharide kan, bijvoorbeeld, glucose, maltose, maltotriose, of maltotetraose zijn.The drilling fluid according to the invention further contains an alkyl glycoside. Alkyl glycosides are a known class of industrial chemicals and are formed by the substitution of the hemiacetal hydroxyl group of a lower order saccharide (that is, a polysaccharide with a degree of polymerization of less than about 7) with an alkyl radical of one to four carbon atoms in length . The alkyl radical can be methyl, ethyl, propyl, isopropyl, n-butyl, s-butyl or t-butyl, and the saccharide can be, for example, glucose, maltose, maltotriose, or maltotetraose.

De alkylglycoside die wordt gebruikt in samenhang met de 30 uitvinding is bij voorkeur methylglucoside. Met de meeste voorkeur wordt 3750 5 het methylglucoside (MeG) verschaft in de vorm van MeG-206, een waterige methylglucoside verkocht door Grain Processing Corporation uit Muscatine, Iowa. MeG-206 is een 60%-ige waterige oplossing van methylglucoside, waarin het methylglucoside aanwezig in een verhouding van 2:1 van α:β 5 isomeren (deze verhouding dient te worden beschouwd als een benadering). Het methylglucoside voor de werkwijze kan ook worden verschaft in de vorm van MeG-365, eveneens verkocht door Grain Processing Corporation uit Muscatine, Iowa. MeG-365 is een 65%-ige waterige oplossing van methylglucoside welke eveneens in de oplossing bestaat als een 2: Ι-ΙΟ verhouding van α:β isomeren (deze verhouding dient te worden beschouwd als een benadering). Een andere geschikte methylglucoside kan worden verschaft als een 70%-ige 1:1 (ongeveer) mengsel van α:β methylglucoside isomeren. In meer algemene zin kan ieder geschikt mengsel van methylglucoside isomeren worden toegepast in samenhang met de 15 uitvinding.The alkyl glycoside used in connection with the invention is preferably methyl glucoside. Most preferably, 3750 methylglucoside (MeG) is provided in the form of MeG-206, an aqueous methylglucoside sold by Grain Processing Corporation of Muscatine, Iowa. MeG-206 is a 60% aqueous solution of methyl glucoside, in which the methyl glucoside is present in a 2: 1 ratio of α: β 5 isomers (this ratio should be considered as an approximation). The methyl glucoside for the method can also be provided in the form of MeG-365, also sold by Grain Processing Corporation of Muscatine, Iowa. MeG-365 is a 65% aqueous solution of methyl glucoside which also exists in the solution as a 2: Ι-ΙΟ ratio of α: β isomers (this ratio should be considered as an approximation). Another suitable methyl glucoside can be provided as a 70% 1: 1 (approximately) mixture of α: β methyl glucoside isomers. In a more general sense, any suitable mixture of methyl glucoside isomers can be used in connection with the invention.

De alkylglycoside kan aanwezig zijn in iedere hoeveelheid die de schalie zwelling effectief remt. Indien het alkylglycoside methylglucoside is, is het methylglucoside bij voorkeur aanwezig in de boorvloeistof in een hoeveelheid variërend van ongeveer 0,2 tot 0,5 kg/1 (2-4 lbs./gallon) van de 20 boorvloeistof (op basis van droog MeG).The alkyl glycoside can be present in any amount that effectively inhibits shale swelling. If the alkyl glycoside is methyl glucoside, the methyl glucoside is preferably present in the drilling fluid in an amount ranging from about 0.2 to 0.5 kg / l (2-4 lbs./gallon) of the drilling fluid (based on dry MeG ).

In overeenstemming met de voorkeursuitvoeringsvorm volgens de uitvinding bevat de boorvloeistof verder een boorgatstabiliserend middel dat is gekozen uit maltodextrines, carboxymethylzetmelen, en hemicellulose. Met betrekking tot hemicellulose, hemicellulose is een benaming die wordt 25 gebruikt om te refereren naar een brede variëteit van heteropolysaccharides die worden gevonden in relatie met cellulose in plantensoorten. Het hemicellulose heeft als werking dat het de schaliezwelling vermindert en kan verder optreden als een vloeistofverlies controlerend middel. Het hemicellulose kan worden toegevoegd in een gezuiverde vorm, maar wordt iUV' JT 'ν0 6 met meer voorkeur toegevoegd via het toevoegen van hemicellulose -bevattend materiaal, zoals een ongezuiverd waterige slurry (bijvoorbeeld een basisch "digest" van maïsschillen. Met de meeste voorkeur wordt het hemicellulose-bevattende materiaal geproduceerd volgens de beschrijving 5 van US Octrooi 4 038 481 (Antrim et al.), dat een alkalische hydrolyse van maïsschillen beschrijft waarbij meerdere fasen ontstaan waaronder een hemicellulose-rijke fractie. De hemicellulose-rijke fractie bereid volgens de beschrijving van dit octrooi kan worden gebruikt als het hemicellulose-bevattende materiaal zonder verdere isolatie of zuivering, of deze fractie 10 kan worden geconcentreerd of anderszins worden gemodificeerd. De alkalische hydrolyse zelf wordt bij voorkeur uitgevoerd met kaliumhydroxide als het alkalische hydrolyserende bestanddeel. Aangenomen wordt, dat kalium zelf kan optreden als een stabiliteitverbeteraar van schalie in een boorvloeistof en dus wordt 15 aangenomen, dat het kaliumhydroxidedigest van maïsschillen geschikt is voor toepassing in samenhang met de uitvinding.In accordance with the preferred embodiment of the invention, the drilling fluid further comprises a borehole stabilizing agent selected from maltodextrins, carboxymethyl starches, and hemicellulose. With regard to hemicellulose, hemicellulose is a term used to refer to a wide variety of heteropolysaccharides that are found in relation to cellulose in plant species. The hemicellulose has the effect of reducing shale swelling and may further act as a fluid loss control agent. The hemicellulose can be added in a purified form, but is more preferably added via adding hemicellulose-containing material, such as a crude aqueous slurry (e.g., a basic "digest" of corn husks. Most preferably the hemicellulose-containing material is produced according to the description of US Patent 4,038,481 (Antrim et al.), which describes an alkaline hydrolysis of corn husks in which multiple phases arise, including a hemicellulose-rich fraction. description of this patent can be used as the hemicellulose-containing material without further isolation or purification, or this fraction can be concentrated or otherwise modified The alkaline hydrolysis itself is preferably carried out with potassium hydroxide as the alkaline hydrolyzing component. that potassium itself can act as a stabilit The shale in a drilling fluid is thus improved and it is believed that the potassium hydroxide digest of corn husks is suitable for use in connection with the invention.

Het hemicellulose-bevattende materiaal wordt gebruikt om hemicellulose in de boorvloeistof te verschaffen in een hoeveelheid die de zwelling van de schalie effectief tegen gaat. Bij voorkeur, wanneer de 20 boorvloeistof geen maltodextrine bevat, is het hemicellulose aanwezig in een hoeveelheid variërend van ongeveer 0,2 tot ongeveer 24 g/1 (0,002-0,2 lbs./gallon) op basis van droog basisgewicht. In deze uitvoeringsvorm volgens de uitvinding zijn deze hoeveelheden onafhankelijk van de hoeveelheid van enig cellulose in de boorvloeistof.The hemicellulose-containing material is used to provide hemicellulose in the drilling fluid in an amount that effectively prevents the swelling of the shale. Preferably, when the drilling fluid does not contain maltodextrin, the hemicellulose is present in an amount ranging from about 0.2 to about 24 g / l (0.002-0.2 lbs./gallon) on a dry basis weight basis. In this embodiment of the invention, these amounts are independent of the amount of any cellulose in the drilling fluid.

25 In plaats van of in aanvulling op het hemicellulose-bevattende materiaal kan de boorvloeistof ook een maltodextrine bevatten. Maltodextrines zijn oligo- of polysaccharides waarin de saccharides uitsluitend of hoofdzakelijk zijn verbonden door middel van 1-4 bindingen.Instead of or in addition to the hemicellulose-containing material, the drilling fluid may also contain a maltodextrin. Maltodextrins are oligo- or polysaccharides in which the saccharides are exclusively or mainly connected by 1-4 bonds.

In voorkeursuitvoeringen is ten minste 50% van de saccharide-eenheden in 30 het maltodextrine gekoppeld via 1-4 bindingen. Bij grotere voorkeur is ten 1018750 7 minste 60% van de saccharide-eenheden gekoppeld via 1-4 bindingen; bij nog grotere voorkeur is ten minste 80% van de saccharide-eenheden op deze wijze gekoppeld. Hoewel de boorvloeistof iedere maltodextrine of mengsel van maltodextrinesoorten kan bevatten is de uitvinding in het bijzonder 5 toepasbaar op mengsels van maltodextrinesoorten waarin ten minste een deel van de maltodextrines in het mengsel een polymerisatiegraad (DP) hoger dan 5 heeft. Bij voorkeur heeft ten minste één van de maltodextrinesoorten in het mengsel een DP van 8 of meer. Bij grotere voorkeur heeft ten minste één soort een DP van ten minste 10. Bijvoorbeeld, 10 in sommige uitvoeringsvormen volgens de uitvinding wordt een maltodextrinemengsel waarin ten minste 80% van de maltodextrinesoorten in het mengsel een DP hoger dan 5 heeft gebruikt, en in sommige van dergelijke uitvoeringsvormen, heeft bij voorkeur ten minste 60% een DP hoger dan 8. In een andere uitvoeringsvorm wordt een maltodextrine waarin 15 ten minste 80% van de maltodextrinesoorten een DP hoger dan 10 heeft gebruikt. In sommige uitvoeringvormen volgens de uitvinding is het DP-profiel van de maltodextrine zodanig dat ten minste 75% van de maltodextrinesoorten in het mengsel een DP hoger dan 5 hebben en ten minste 40% van de soorten in het mengsel een polymeriseringsgraad hoger 20 dan 10 hebben. De maltodextrines kunnen saccharidesoorten omvatten met een oneven waarde voor DP en het profiel van het mengsel kan deels zijn gedefinieerd door een saccharidesoort met een DP lager dan 1, bijvoorbeeld, dextrose of sorbitol. Het mengsel kan verder andere saccharidesoorten of andere componenten bevatten. Zulke startmaterialen kunnen conventioneel 25 worden verkregen, bijvoorbeeld, door gedeeltelijke hydrolyse van zetmeel.In preferred embodiments, at least 50% of the saccharide units in the maltodextrin are coupled via 1-4 bonds. More preferably, at least 60% of the saccharide units are linked via 1-4 bonds; even more preferably, at least 80% of the saccharide units are coupled in this manner. Although the drilling fluid can contain any maltodextrin or mixture of maltodextrin species, the invention is particularly applicable to mixtures of maltodextrin species in which at least a part of the maltodextrin in the mixture has a degree of polymerization (DP) higher than 5. Preferably at least one of the maltodextrin species in the mixture has a DP of 8 or more. More preferably, at least one species has a DP of at least 10. For example, in some embodiments of the invention, a maltodextrin mixture in which at least 80% of the maltodextrin species in the mixture has used a DP higher than 5, and in some of such embodiments, preferably at least 60% have a DP higher than 8. In another embodiment, a maltodextrin in which at least 80% of the maltodextrin species has used a DP higher than 10. In some embodiments according to the invention, the DP profile of the maltodextrin is such that at least 75% of the maltodextrin species in the mixture have a DP higher than 5 and at least 40% of the species in the mixture have a degree of polymerization higher than 10 . The maltodextrins may comprise saccharide species with an odd value for DP and the profile of the mixture may be partially defined by a saccharide species with a DP lower than 1, for example, dextrose or sorbitol. The mixture may further contain other types of saccharides or other components. Such starting materials can be obtained conventionally, for example, by partial hydrolysis of starch.

Geschikte maltodextrines worden verkocht onder de handelsnaam MALTRIN® door Grain Processing Corporation, Muscatine, Iowa. De MALTRIN® maltodextrines zijn mengsels van malto-oligosaccharides.Suitable maltodextrins are sold under the trade name MALTRIN® by Grain Processing Corporation, Muscatine, Iowa. The MALTRIN® maltodextrins are mixtures of malto-oligosaccharides.

Iedere MALTRIN® maltodextrine is gekenmerkt door een typerende 1018750 8 dextrose-equivalentwaarde (DE) en een DP-profïel. Geschikte MALTRIN® maltodextrines die kunnen worden aangewend als boorgatstabiliserend middel volgens de uitvinding omvatten bijvoorbeeld MALTRIN® M040, MALTRIN® M050, MALTRIN® M100, MALTRIN® M150, en MALTRIN® 5 M180. Typische, benaderde DP-profielen voor de onderhavige Maltrin maltodextrines zijn vermeld in de volgende tabel (de DP-profielen zijn een benadering zoals aangegeven in de tabel): 1018750 ι i rH rH r—I τ—I ι—I i—I , , , , 2 +l +i +i +i +i +i +i +i +i uj O ,,Each MALTRIN® maltodextrin is characterized by a typical 1018750 8 dextrose equivalent value (DE) and a DP profile. Suitable MALTRIN® maltodextrins that can be used as borehole stabilizing agents according to the invention include, for example, MALTRIN® M040, MALTRIN® M050, MALTRIN® M100, MALTRIN® M150, and MALTRIN® 5 M180. Typical, approximate DP profiles for the present Maltrin maltodextrins are listed in the following table (the DP profiles are an approximation as indicated in the table): 1018750 ι rH rH r-I τ-I ι-I i-I, ,,, 2 + 1 + i + i + i + i + i + i + i + i uj O ,,

^H |/H Ί» % I I^ H | / H Ί »% I I

è ~ cs cc co τ* ^ σι co Hè ~ cs cc co τ * ^ σι co H

(N r—H rH rH rH O' O Q(N r - H r H r H r H 0 O Q

^sOn^sOsOsPnP^^; -M QN QX QN O^ pN pN ^ w , T, rH r-i rH t—i rH rH , , , .^ sOn ^ sOsOsPnP ^^; -M QN QX QN O ^ pN pN ^ w, T, rH r-i r H t-i r H r H,,,.

O +1 +i +1 +1 +1 +1 +1 +1 +1 ^O +1 + i +1 +1 +1 +1 +1 +1 +1 ^

§ CO * * II§ CO * * II

<5 ^lOlO^COr-lOQOCOy<5 ^ 10 10 ^ COr-10QOCO y

^i—Ii-Ht—li—li—(i—IOOQ^ i-II-Ht-li-li (i-100)

IS'-----------IS '-----------

COCO

co cö a Φ sp sp sp sp sp sp CJj v o O'" 0s 0s O'' 0s 0s q O ο^ΐΟϋΟΐΟΐΟΐΟίΟνξ^Ν f-H 5. r—I rH rH rH rH rH rH 'T*, NO o +l +1 +! +1 +1 +1 +1 +1 +l sco cö a Φ sp sp sp sp sp CJj vo O '"0s 0s O' '0s 0s q O ο ^ ΐΟϋΟΐΟΐΟΐΟίΟνξ ^ Ν fH 5. r — I rH rH rH rH rH rH' T *, NO o + l + 1 +! +1 +1 +1 +1 +1 + is

ö ^ on * IIö ^ on * II

5 ^ lO CO rH CO t> CO lO t> £q5 ^ 10 CO rH CO t> CO 10 t> £ q

03 > £ H l> CD CO CO -sf <N~ o" Q03> £ H1> CD CO CO -sf <N ~ o "Q

cc w 1 - rH 1 ............. "”........... I-M I —·—m—mm —wmmmmmmmm mmmmmmmmmcc w 1 - rH 1 ............. "” ........... I-M I - · -m-mm-wmmmmmmmm mmmmmmmmm

COCO

cti X>cti X>

Aa

OO

^ sp sp sp sp sp sp^ sp sp sp sp sp sp

r—t . 0 ON ON O's ON ONr-t. 0 ON ON O's ON ON

Φ ^ΙΟΙΟΙΟΙΟΙΟΙΟ^ΝΟ i rH v-H »n λ Λ ^ Λ Λ ΟΝ ©ΝΦ ^ ΙΟΙΟΙΟΙΟΙΟΙΟ ^ ΝΟ i rH v-H »n λ Λ ^ Λ Λ ΟΝ © Ν

χ Tj rH rH rH rH rH rH rH rHχ Tj rH rH rH rH rH rH rH rH

2 2 +l +ι +ι +ι +ι +ι +ι +ι +ι 2 a 2 1-12 2 + l + ι + ι + ι + ι + ι + ι + ι + ι 2 a 2 1-1

Ph t> q (¾ l. OOHcft'ICt'OOCOyPh t> q (¾ l. OOHcft'ICt'OOCOy

^ ^ sF aï 00 Tf" ΙΩ CD H rH Q^ ^ sF aï 00 Tf "ΙΩ CD H rH Q

Φ-----------Φ -----------

• rH• rH

4Π4Π

COCO

*£ <g* £ <g

Φ '’OΦ "" O

4H 5h r-^ SO C\54H 5h r-SO 3 C 5

Cd sO _ \o ONCd sO _ \ o ON

H O^^ixO^NpspspspLO ►>.H O ^^ ixO ^ NpspspspLO ►>.

3 ON oN- ^ oN oN „CC sO ^ « o +1 ÏI ?! +1 ?! +1 ¥, ÏI ï| y è s3 ON oN- ^ oN oN “CC sO ^« o +1 ÏI?! +1?! +1 ¥, ÏI ï | y è s

s * " Ss * "S

® μ ® ί »0 «O » «O ^ Q £ -2 ------------03 3 £ Φ® μ ® ί »0« O »« O ^ Q £ -2 ------------ 03 3 £ Φ

| S| S

2 p2 p

Ö HÖ H

r~j ^ - rH V*4 P-|{HAOOO<X>IOHCO<Nt-H -^r2 S * ft|Q Q PQQQQPQ * ί r1ü1.87:T.; 10r ~ j ^ - rH V * 4 P- | {HAOOO <X> IOHCO <Nt-H - ^ r2 S * ft | QQ PQQQQPQ * ί rlü1.87: T .; 10

Andere geschikte maltodextrines, zoals deze bekend zijn of ontdekt worden,kunnen eveneens geacht worden toepasbaar te zijn in samenhang met de uitvinding.Other suitable maltodextrins, such as these are known or are being discovered, can also be considered to be applicable in connection with the invention.

Het maltodextrine kan aanwezig zijn in iedere hoeveelheid die de 5 schaliezwelling effectief remt. Wanneer de boorvloeistof een maltodextrine-boorgatstabiliserend middel bevat en geen hemicellulose bevat is het maltodextrine bij voorkeur aanwezig in een totale hoeveelheid variërend van ongeveer 0,2 tot 24 g/1 (0,002-0,2 lbs./gallon), bij grotere voorkeur van ongeveer 1,2 tot 18 g/1 (0,01-0,15 lbs./gallon) op basis van drooggewicht van 10 de maltodextrine. In deze uitvoeringsvorm volgens de uitvinding zijn deze hoeveelheden onafhankelijk van de hoeveelheid cellulose in de boorvloeistof.The maltodextrin can be present in any amount that effectively inhibits shale swelling. When the drilling fluid contains a maltodextrin borehole stabilizing agent and does not contain hemicellulose, the maltodextrin is preferably present in a total amount ranging from about 0.2 to 24 g / l (0.002-0.2 lbs./gallon), more preferably about 1.2 to 18 g / l (0.01-0.15 lbs./gallon) based on the dry weight of the maltodextrin. In this embodiment of the invention, these amounts are independent of the amount of cellulose in the drilling fluid.

Het boorgatstabiliserend middel kan in een alternatieve vorm of aanvullend ook omvatten een carboxyalkylzetmeel, bij voorkeur een carboxymethylzetmeel. Carboxymethylzetmelen zijn bekend uit de stand 15 van de techniek en de bereiding van zulke zetmelen is beschreven inThe borehole stabilizing agent may alternatively or additionally also comprise a carboxyalkyl starch, preferably a carboxymethyl starch. Carboxymethyl starches are known in the art and the preparation of such starches is described in

Modified Starches: Properties and Uses (Wurzburg, O.B., Ed.) 1986, pp. 187-188. Wanneer de boorvloeistof een carboxymethylzetmeel bevat maar niet enig ander boorgatstabiliserend middel bevat, is het carboxymethylzetmeel bij voorkeur in de boorvloeistof aanwezig in een hoeveelheid variërend van 20 ongeveer 0,2 tot 24 g/1 (0,002-0,2 lbs./gallon), bij grotere voorkeur van ongeveer 1,2 tot 18 g/1 (0,01-0,15 lbs./gallon). In deze uitvoeringsvorm zijn deze hoeveelheden onafhankelijk van de hoeveelheid cellulose in de samenstelling. Het carboxyalkylzetmeel kan een substitutiegraad (DS) hebben van iedere geschikte waarde. Goede resultaten worden verkregen 25 indien het zetmeel een DS van ongeveer 0,2 heeft.Modified Starches: Properties and Uses (Wurzburg, O.B., Ed.) 1986, pp. 187-188. When the drilling fluid contains a carboxymethyl starch but does not contain any other borehole stabilizing agent, the carboxymethyl starch is preferably present in the drilling fluid in an amount ranging from about 0.2 to 24 g / l (0.002-0.2 lbs./gallon), more preferably from about 1.2 to 18 g / l (0.01-0.15 lbs./gallon). In this embodiment, these amounts are independent of the amount of cellulose in the composition. The carboxyalkyl starch can have a degree of substitution (DS) of any suitable value. Good results are obtained if the starch has a DS of about 0.2.

De boorvloeistof volgens de uitvinding kan een boorgatstabiliserend middel bevatten, dat een maltodextrine en hemicellulose bevat in iedere combinatie van 2 of meer van de voorgaande [bestanddelen]. In een dergelijk geval varieert de totale hoeveelheid van het gecombineerde 30 boorgatstabiliserende middel in de boorvloeistof bij voorkeur van ongeveer 1 i 8750 11 0,2 tot 24 g/1 (0,002-0,2 lbs./gallon) op basis van droge massa, onafhankelijk van de hoeveelheid cellulose in de boorvloeistof, waarbij de maltodextrine, zetmeel, en het hemicellulose aanwezig zijn in iedere hoeveelheid ten opzichte van elkaar. Meer in het algemeen kan het boorgatstabiliserend 5 middel aanwezig zijn in iedere hoeveelheid die de schalie zwelling effectief remt.The drilling fluid according to the invention may contain a borehole stabilizing agent containing a maltodextrin and hemicellulose in any combination of 2 or more of the foregoing [components]. In such a case, the total amount of the combined borehole stabilizing agent in the drilling fluid preferably ranges from about 1 8750 11 0.2 to 24 g / l (0.002-0.2 lbs./gallon) based on dry mass, regardless of the amount of cellulose in the drilling fluid, wherein the maltodextrin, starch, and hemicellulose are present in any amount relative to each other. More generally, the borehole stabilizing agent may be present in any amount that effectively inhibits shale swelling.

Verder bevat de boorvloeistof bij voorkeur een zout, bij voorkeur natriumchloride. Van zouten wordt aangenomen dat zij het alkylglycoside en/of de boorgatstabiliserend middel ondersteunen in het remmen van 10 schalie zwelling. Wanneer zeewater wordt gebruikt als het vloeibare hoofdbestanddeel of wanneer de boorformatie zout water bevat zal zout aanwezig zijn in de vorm van natriumchloride. Andere zouten die kunnen worden toe gevoegd aan de samenstelling volgens de uitvinding omvatten kaliumchloride, calciumchloride, natriumacetaat, kaliumacetaat, 15 calciumacetaat, en dergelijke. Het zout is bij voorkeur in de boorvloeistof aanwezig in een hoeveelheid variërend van ongeveer 18 tot 96 g/1 (0,15-0,8 lbs./gallon) op basis van droog gewicht maar is meer in het algemeen aanwezig in een hoeveelheid die effectief is om de remming van de schalie zwelling te ondersteunen.Furthermore, the drilling fluid preferably contains a salt, preferably sodium chloride. Salts are believed to support the alkyl glycoside and / or the borehole stabilizing agent in inhibiting shale swelling. When sea water is used as the main liquid component or when the boron formation contains salt water, salt will be present in the form of sodium chloride. Other salts that can be added to the composition of the invention include potassium chloride, calcium chloride, sodium acetate, potassium acetate, calcium acetate, and the like. The salt is preferably present in the drilling fluid in an amount ranging from about 18 to 96 g / l (0.15-0.8 lbs./gallon) on a dry weight basis but is more generally present in an amount that is effective to support the inhibition of shale swelling.

20 De boorvloeistof kan aanvullende geschikte toevoegingen omvatten.The drilling fluid may comprise additional suitable additives.

Voorbeelden van bekende toevoegingen zijn bariet en andere gewichtverhogende middelen, bentoniet, laag-en-middel-yield kleien, zoutwaterklei, ijzeroxide, calciumcarbonaat, zetmeel, carboxymethylcellulose, acrylonitril, gommen, moleculair gedehydrateerd 25 fosfaat, tannine verbinding, quebracho, lignines, lignosulfaat, mica, rietsuikervezels, en granulaire materialen. Over het algemeen kan de boorvloeistof nog andere bestanddelen bevatten, zoals gewichtverhogende middelen, verdikkingsmiddelen, vochtverlies remmende toevoegingen, reologie modificerende toevoegingen, emulgatoren, weglekverlies 30 controlerende toevoegingen, smeermiddelen, ontschuimers, pH- ί 8750 12 stabilisatoren, dispergeermiddelen, etc., al deze materialen zijn opgelost, gesuspendeerd of gedispergeerd in de boorvloeistof in zulke hoeveelheden als geschikt is. In het algemeen wordt beoogd dat enige andere geschikte toevoeging die bekend is of die ontdekt kan worden, toegepast kan worden 5 in samenhang met de uitvinding.Examples of known additives are barite and other weight-increasing agents, bentonite, low and medium yield clays, salt-water clay, iron oxide, calcium carbonate, starch, carboxymethylcellulose, acrylonitrile, gums, molecularly dehydrated phosphate, tannin compound, quebracho, lignins, lignosulfate, mica, cane sugar fibers, and granular materials. In general, the drilling fluid may contain other components such as weight enhancers, thickeners, moisture loss inhibiting additives, rheology modifying additives, emulsifiers, leakage loss controlling additives, lubricants, defoamers, pH stabilizers, dispersants, etc., all of these materials are dissolved, suspended or dispersed in the drilling fluid in such quantities as appropriate. In general, it is contemplated that any other suitable addition known or capable of being discovered can be used in conjunction with the invention.

De uitvinding omvat verder een samenstelling die toegevoegd kan worden aan een boorvloeistof die bevat een alkylglycoside en een boorgatstabiliserend middel dat gekozen is uit maltodextrine, een carboxyalkylzetmeel, hemicellulose, en mengsels van de voorgaande. In 10 overeenstemming met deze uitvoeringsvorm volgens de uitvinding, is het vloeibare hoofdbestanddeel niet aanwezig of is aanwezig in een kleinere hoeveelheid dan wordt voorzien in de samenstelling van de uiteindelijke boorvloeistof. De samenstelling kan worden geleverd aan personen die boren, bijvoorbeeld om te worden gebruikt als een toevoeging aan zeewater 15 of pekel om ter plaatse een boorvloeistof te vormen of kan worden geleverd aan fabrikanten van boorvloeistof om te worden vermengd met een vloeibaar hoofdbestanddeel. In overeenstemming met deze uitvoeringsvorm van de uitvinding zijn het hemicellulose, zetmeel, en/of maltodextrine bij voorkeur aanwezig in een hoeveelheid variërend van ongeveer 0,1% tot 20 ongeveer 5% op basis van droog gewicht van het alkylglucoside. De samenstelling kan droog zijn of kan in vloeibare vorm zijn, waarbij het hemicellulose, zetmeel en maltodextrine is opgelost in een vloeistof. De samenstelling volgens deze uitvoeringsvorm van de uitvinding kan ook andere bestanddelen bevatten, zoals zouten of andere toevoegingen, welke 25 andere toevoegingen kunnen worden gebruikt in hoeveelheden als wenselijk.The invention further comprises a composition that can be added to a drilling fluid containing an alkyl glycoside and a borehole stabilizing agent selected from maltodextrin, a carboxyalkyl starch, hemicellulose, and mixtures of the foregoing. In accordance with this embodiment of the invention, the main liquid component is not present or is present in a smaller amount than is provided in the final drilling fluid composition. The composition can be supplied to persons drilling, for example, to be used as an additive to seawater or brine to form a drilling fluid on site, or can be supplied to drilling fluid manufacturers to be mixed with a main liquid component. In accordance with this embodiment of the invention, the hemicellulose, starch, and / or maltodextrin are preferably present in an amount ranging from about 0.1% to about 5% based on dry weight of the alkyl glucoside. The composition can be dry or can be in liquid form, with the hemicellulose, starch and maltodextrin dissolved in a liquid. The composition according to this embodiment of the invention may also contain other ingredients, such as salts or other additives, which other additives may be used in amounts as desired.

De uitvinding omvat tevens een boorvloeistof die methylglycoside of een ander alkylglycoside en cellulose bevat, waarbij het alkylglycoside aanwezig is in ten minste een hoeveelheid die de schaliezwelling effectief 30 remt en waarbij het cellulose aanwezig is in een hoeveelheid van ten minste 1018750 13 ongeveer 0,1% van het gewicht van het alkylglycoside. Het wordt beoogd, dat cellulose het alkylglycoside kan ondersteunen in het bevorderen van boorgatstabiliteit. Bij voorkeur is het cellulose aanwezig in een hoeveelheid van ongeveer 0,1% tot ongeveer 5% op basis van het gewicht van het 5 alkylglycoside. In deze uitvoeringsvorm van de uitvinding is de hoeveelheid cellulose in de boorvloeistof onafhankelijk van de hoeveelheid droog hemicellulose of maltodextrine in de boorvloeistof.The invention also comprises a drilling fluid containing methyl glycoside or another alkyl glycoside and cellulose, wherein the alkyl glycoside is present in at least an amount that effectively inhibits shale swelling and wherein the cellulose is present in an amount of at least 1018750 13 about 0.1 % of the weight of the alkyl glycoside. It is contemplated that cellulose can support the alkyl glycoside in promoting borehole stability. Preferably the cellulose is present in an amount of from about 0.1% to about 5% based on the weight of the alkyl glycoside. In this embodiment of the invention, the amount of cellulose in the drilling fluid is independent of the amount of dry hemicellulose or maltodextrin in the drilling fluid.

De uitvinding omvat ook een boorinrichting. Onder verwijzing naar de figuur, wordt de inrichting in het algemeen getoond onder 10 en omvat 10 een boordraad (11), de boordraad (11) omvat over het algemeen een aandrijving (12), een boorstang (14) en een boorkop (15) (de aandrijving (12) wordt getoond als een bovenaandrijving, maar ander configuraties, zoals een roterende tafel, zijn mogelijk). De boorstang (14) kan onderdelen zoals boorkragen, boorpijp en een zgn. 'kelly' bevatten (niet afzonderlijk getoond). 15 De boordraad (11) is vloeistofmatig verbonden aan een bron (16) van boorvloeistof welke de boorvloeistof volgens de uitvinding omvat. Over het algemeen zal deze bron (16) bestaan uit aanzuigtanks (17) die vloeistofmatig verbonden zijn aan modderpompen (18) en naar keuze een modderkuil (niet getoond). De modderpomp pompt vloeistof door de boordraad (11), dit is, 20 door en rond de boorkop en/of door de ring tussen de boorpijp en het boorgat. De inrichting kan in het algemeen iedere andere conventionele of anderszins geschikte vorm aannemen en is niet beperkt tot de configuratie getoond in de figuur.The invention also comprises a drilling device. With reference to the figure, the device is generally shown under 10 and includes a board board (11), the board board (11) generally includes a drive (12), a drill rod (14) and a drill bit (15) (the drive (12) is shown as a top drive, but other configurations, such as a rotating table, are possible). The drill rod (14) can contain parts such as drill collars, drill pipe and a so-called "kelly" (not shown separately). The board wire (11) is connected in liquid form to a source (16) of drilling fluid which comprises the drilling fluid according to the invention. Generally, this source (16) will consist of suction tanks (17) that are fluidly connected to mud pumps (18) and optionally a mud pit (not shown). The mud pump pumps liquid through the board (11), that is, through and around the drill bit and / or through the ring between the drill pipe and the borehole. The device can generally take any other conventional or otherwise suitable form and is not limited to the configuration shown in the figure.

De uitvinding omvat eveneens een werkwijze voor boren. De 25 werkwijze omvat de stappen van het circuleren van boorvloeistof volgens de onderhavige uitvinding door de boordraad van een boorinrichting gedurende het boren. Geen specifieke inrichtingen worden beoogd bij de werkwijze volgens de uitvinding, daarentegen wordt de werkwijze verwacht geschikt te zijn om uit te voeren in samenhang met enig geschikte boorinrichting.The invention also includes a method of drilling. The method comprises the steps of circulating drilling fluid according to the present invention through the drilling board of a drilling device during drilling. No specific devices are envisaged in the method according to the invention, on the contrary, the method is expected to be suitable for carrying out in conjunction with any suitable drilling device.

i | !; ··. ^ r. ni | ! ··. ^ r. n

( · i >··' ~' ‘ J(· I> ·· "~" "J

1414

De volgende voorbeelden worden gegeven om de uitvinding toe te lichten maar dienen niet als beperkend voor de reikwijdte ervan te worden geïnterp re teer d.The following examples are provided to illustrate the invention but should not be construed as limiting its scope.

5 VOORBEELDEN5 EXAMPLES

VOLCALY klei bentoniettabletten (American Colloid Company, Skokie, Illinois) werden geweekt in verschillende boorvloeistoffen en geobserveerd over een tijdsperiode om het effect van boorvloeistof op schalie in een boorgat te simuleren. De stabiliteit van iedere bentoniettablet werd 10 geëvalueerd volgens de volgende schaalindeling: 1 = onveranderd 2 = hard, intact maar los aan het oppervlak 3 = gezwollen, zacht wordend, nog intact 4 = samenhangend, maar zonder vorm 15 5 = op gelostVOLCALY clay bentonite tablets (American Colloid Company, Skokie, Illinois) were soaked in various drilling fluids and observed over a period of time to simulate the effect of drilling fluid on shale in a borehole. The stability of each bentonite tablet was evaluated according to the following scale: 1 = unchanged 2 = hard, intact but loose on the surface 3 = swollen, softening, still intact 4 = cohesive, but without form 15 = dissolved

Deze evaluaties werden opgezet om de boorvloeistoffen ten opzichte van elkaar te evalueren in plaats van de efficiëntie direct onder actuele boorgatcondities te evalueren.These evaluations were designed to evaluate the drilling fluids relative to each other instead of evaluating the efficiency directly under current borehole conditions.

De boorvloeistoffen werden samengesteld met het gebruik van 20 alkylglycosides MeG-365 (een 65%-ige waterige oplossing van methylglucoside bestaande als een 2:l-ratio van α:β isomeren) en een 70%-ige waterige oplossing van methylglucoside bestaande als een l:l-ratio van α:β isomeren) (hierna aangeduid als Meg-207). Als boorgatstabiliserend middel werden MALTRIN® M040, MALTRIN® M100 en MALTRIN® M180 25 toegepast (maltodextrines verkrijgbaar bij Grain Processing Corporation, Muscatine, Iowa) en de oplosbare fractie resulterend van alkalische behandeling van maïsschillen (hieronder aangeduid als MS). Als controle werden boorvloeistoffen samengesteld waarbij alleen water en alleen MeG-365 of MeG-207 werden gebruikt, zonder de toevoeging van hemicellulose of 10187 50 15 maltodextrine. Al deze boorvloeistoffen werden samengesteld bij een initiële , ί pH van 7 tenzij anders aangegeven.The drilling fluids were formulated using 20 alkyl glycosides MeG-365 (a 65% aqueous solution of methyl glucoside consisting of a 2: 1 ratio of α: β isomers) and a 70% aqueous solution of methyl glucoside consisting of a 1: 1 ratio of α: β isomers) (hereinafter referred to as Meg-207). MALTRIN® M040, MALTRIN® M100 and MALTRIN® M180 (maltodextrins available from Grain Processing Corporation, Muscatine, Iowa) and the soluble fraction resulting from alkaline treatment of corn husks (hereinafter referred to as MS) were used as the borehole stabilizing agent. As a control, drilling fluids were formulated using only water and only MeG-365 or MeG-207, without the addition of hemicellulose or 10187 50 maltodextrin. All of these drilling fluids were formulated at an initial pH of 7 unless otherwise indicated.

Referenties 5 Boorvloeistoffen werden samengesteld met MeG-365 en MeG-207.References 5 Drilling fluids were composed with MeG-365 and MeG-207.

De stabiliteit van de bentoniettabletten in iedere vloeistof werd geëvalueerd.The stability of the bentonite tablets in each liquid was evaluated.

De stabiliteit van de tabletten in puur water werd ook geëvalueerd. De volgende resultaten werden verkregen.The stability of the tablets in pure water was also evaluated. The following results were obtained.

Boorvloeistof 1 uur 2 uur 4 uur 8 uur 24 uur H20 4 4~5 5 5 5 __ _ — g 45 g "207 ï ï 1,5 2 ~3 10Drilling fluid 1 hour 2 hours 4 hours 8 hours 24 hours H 2 O 4 4 ~ 5 5 5 5 __ _ - g 45 g "207 ï 1.5 2 ~ 3 10

Boorvloeistof 1 uur 2 uur 4 uur 20 uur 30 uur _____ 2 2 3^5 4^5 5 ~2Ö7 ï ΐ ïi 245 3Drilling fluid 1 hour 2 hours 4 hours 20 hours 30 hours _____ 2 2 3 ^ 5 4 ^ 5 5 ~ 2Ö7 ï ΐ ïi 245 3

Boorvloeistof 1 uur 4 uur 8 uur 24 uur 32 uur 56 uur 365 ÏJ5 3 335 4~5 ” ~ ___ _ — 2 3J5 4 5 15Drilling fluid 1 hour 4 hours 8 hours 24 hours 32 hours 56 hours 365 3J3 3 335 4 ~ 5 ”~ ___ _ - 2 3J5 4 5 15

Boorvloeistof 1 uur 2 uur 4 uur 8 uur 24 uur 48 uur ~365 1^5 2 3 3^5 4~5 ~ "2Ö7 1 ï 1^5 1^5 3 “ •ï · '·! ! >·* 7 i ; 16Drilling fluid 1 hour 2 hours 4 hours 8 hours 24 hours 48 hours ~ 365 1 ^ 5 2 3 3 ^ 5 4 ~ 5 ~ "2Ö7 1 ï 1 ^ 5 1 ^ 5 3“ • ï · '·!!>> * 7 16;

De bentoniettabletten waren substantieel onstabiel in water, en deden het slechts licht beter in de boorvloeistof welke methylglucoside en water bevatte maar die geen maltodextrine of hemicellulose bevatte.The bentonite tablets were substantially unstable in water, and only slightly improved in the drilling fluid containing methyl glucoside and water but containing no maltodextrin or hemicellulose.

Voorbeeld 1 5 MeG + maltodextrineExample 1 MeG + maltodextrin

Boorvloeistoffen werden samengesteld op basis van methylglucoside en maltodextrine en de bentonietstabiliteitstest werd herhaald voor iedere vloeistof. De volgende resultaten werden behaald. Maltodextrinepercentages in deze tabellen drukken het gewichtspercentage 10 maltodextrine uit op basis van het droog gewicht methylglucoside.Drilling fluids were formulated on the basis of methyl glucoside and maltodextrin and the bentonite stability test was repeated for each fluid. The following results were achieved. Maltodextrin percentages in these tables express the 10 percent maltodextrin weight percentage based on the dry weight of methyl glucoside.

Boorvloeistof 1 uur 2 uur 4 uur 8 uur 24 uur __________ - _ _ _ _ 365 + 5% M100 ï ï 1^5 2^5 365 + 5% M180 ï^5 h5 2 2 4Drilling fluid 1 hour 2 hours 4 hours 8 hours 24 hours __________ - _ _ _ _ 365 + 5% M100 ï 1 ^ 5 2 ^ 5 365 + 5% M180 ^ 5 h5 2 2 4

Boorvloeistof 1 uur 2 uur 4 uur 20 uur 30 uur 365 + 1% M040 Ü5 2 2^5 4 4 365 + 3% M040 ï ï~5 V3 2^5 3 15Drilling fluid 1 hour 2 hours 4 hours 20 hours 30 hours 365 + 1% M040 55 2 2 ^ 5 4 4 365 + 3% M040 ï 5 V3 2 ^ 5 3 15

Boorvloeistof 1 uur 4 uur 8 uur 24 uur 365 + 0,5%M100 ÏE 2 3^5 4 365 + 1% M100 ï D5 h5 3^5Drilling fluid 1 hour 4 hours 8 hours 24 hours 365 + 0.5% M100 I 2 3 ^ 5 4 365 + 1% M100 I D5 h5 3 ^ 5

Zoals boven vermeld waren de bentoniettabletten over het algemeen meer stabiel in de boorvloeistoffen van voorbeeld 1 dan in de 20 controleboorvloeistoffen.As mentioned above, the bentonite tablets were generally more stable in the drilling fluids of Example 1 than in the control drilling fluids.

1018750 171018750 17

Voorbeeld 2Example 2

MeG +m alto dextrine + Na ClMeG + m alto dextrin + Na Cl

Boorvloeistoffen werden samengesteld op basis van MeG, maltodextrine en natriumchloride. De bentonietstabiliteitstest werd 5 herhaald voor iedere vloeistof en de navolgende resultaten werden behaald. Natriumchloridepercentages in deze tabellen zijn uitgedrukt als het gewichtspercentage van natriumchloride op basis van het droog gewicht van methylglucoside.Drilling fluids were formulated on the basis of MeG, maltodextrin and sodium chloride. The bentonite stability test was repeated for each liquid and the following results were achieved. Sodium chloride percentages in these tables are expressed as the percentage by weight of sodium chloride based on the dry weight of methyl glucoside.

Boorvloeistof 1 u. 2 u. 4 u. 8 u. 24 u.Drilling fluid 1 h. 2 hours. 4 hrs. 8 am 24 hours.

365 + 5% M040 + 10% NaCl ï ï ï 1^5 2 365 + 5% M100 + 10% NaCl ï ï h5 ^5 2 365 + 5% M180 +10% NaCl 1 1,5 1,5 2 4 10365 + 5% M040 + 10% NaCl 1 ^ 5 2 365 + 5% M100 + 10% NaCl 1 5 5 365 + 5% M180 + 10% NaCl 1 1.5 1.5 2 4 10

Boorvloeistof lu. 2 u. 4 u. 20 u. 30 u.Drilling fluid lu. 2 hours. 4 hrs. 8 p.m. 30 p.m.

365 + 1% M040 + 5% NaCl ï^5 1^5 IJ 2 3 365 + 3% M100 + 5% NaCl ΐ ï 1^5 2 3365 + 1% M040 + 5% NaCl ^ 5 1 ^ 5 IJ 2 3 365 + 3% M100 + 5% NaCl 1 ^ 5 2 3

Boorvloeistof lu. 4 u. 8 u. 24 u.Drilling fluid lu. 4 hrs. 8 am 24 hours.

365 + 0,5% M040 + 2% NaCl h5 ï^5 2^5 3^5 365 + 1% M100 + 2% NaCl ï ï^5 1J5 3 365 + 0,5% M100 + 5% NaCl ^5 2 2 3J5 365 + 1% M100 + % NaCl ï 1^5 1^5 3^5 15365 + 0.5% M040 + 2% NaCl h5 ^ 5 2 ^ 5 3 ^ 5 365 + 1% M100 + 2% NaCl ^ 5 ^ 15 3 365 + 0.5% M100 + 5% NaCl ^ 5 2 2 3 5 365 + 1% M100 +% NaCl 1 ^ 5 1 ^ 5 3 ^ 5 15

Als op gemerkt, de toevoeging van natriumchloride aan de boorvloeistof maakt dat de vloeistof minder agressief op de bentoniettabletten inwerkt.As noted, the addition of sodium chloride to the drilling fluid makes the fluid less aggressively acting on the bentonite tablets.

MIP'" 37 f· ' 18MIP "37" 18

Voorbeeld 3 Meg + MSExample 3 Meg + MS

Boorvloeistof werd samengesteld op basis van MeG en de hemicellulosefractie van alkaline behandelde maïsschillen. De 5 bentonietstabiliteitstest werd herhaald en de navolgende resultaten werden behaald. Hemicellulosepercentages in deze tabel zijn uitgedrukt als het gewichtspercentrage droog hemicellulose toegepast in de MS oplossing op basis van het droog gewicht van methylglucoside.Drilling fluid was formulated based on MeG and the hemicellulose fraction of alkaline treated corn husks. The bentonite stability test was repeated and the following results were achieved. Hemicellulose percentages in this table are expressed as the dry hemicellulose weight percent used in the MS solution based on the dry weight of methyl glucoside.

Boorvloeistof 1 u. 2 u. 4 u. 8 u.Drilling fluid 1 h. 2 hours. 4 hrs. 8 am

365 + 0,6% hemicellulose 1 1 1 1,5 365 + 0,6% hemicellulose 2,5 3,5 4 4,5 (oplossing verdund tot 50%) 10365 + 0.6% hemicellulose 1 1 1 1.5 365 + 0.6% hemicellulose 2.5 3.5 4 4.5 (solution diluted to 50%) 10

Boorvloeistof 1 u. 2 u. 4 u. 20 u. 30 u.Drilling fluid 1 h. 2 hours. 4 hrs. 8 p.m. 30 p.m.

365 + 1% ï ï ï 2 2^5 hemicellulose365 + 1% hemicellulose

Boorvloeistof 1 u. 2 u. 4 u. 8u. 24 u. 48 u.Drilling fluid 1 h. 2 hours. 4 hrs. 8 am 24 hours. 48 hours.

_______ _ - - - 15 hemicellulose _______ _ - - “ — hemicellulose 15 1018750 19_______ _ - - - 15 hemicellulose _______ _ - - “- hemicellulose 15 1018750 19

Zoals te zien waren de bentoniettabletten substantieel stabieler in de boorvloeistof samengesteld met gebruik van MeG en hemicellulose dan in de boorvloeistof samengesteld op basis van MeG alleen.As can be seen, the bentonite tablets were substantially more stable in the drilling fluid composed of MeG and hemicellulose than in the drilling fluid composed of MeG alone.

5 Voorbeeld 4Example 4

Meg + MS + NaClMeg + MS + NaCl

Boorvloeistoffen werden samengesteld op basis van MeG, hemicellulose en natriumchloride. De bentonietstabiliteitstest werd herhaald en de navolgend resultaten werden bereikt.Drilling fluids were formulated on the basis of MeG, hemicellulose and sodium chloride. The bentonite stability test was repeated and the following results were achieved.

1010

__________ - - _ — _ 1% hemicellulose__________ - - _ - _ 1% hemicellulose

Boorvloeistof 1 u. 4 u. 8 u. 24 u. 32 u. 56 u.Drilling fluid 1 h. 4 hrs. 8 am 24 hours. 32 hrs. 56 hrs.

_________ - — _ - — - 0,5% hemicellulose 365 + 5% NaCl + ï ï ÏJ5 V5 2 2^5 1% hemicellulose 15 Zoals is te zien waren de bentoniettabletten substantieel stabieler in de boorvloeistoffen aldus samengesteld dan in de controleboorvloeistoffen. De toevoeging van zout aan de boorvloeistoffen reduceerde de agressiviteit van de vloeistof op de bentoniettabletten.0.5% Hemicellulose 365 + 5% NaCl + 5 V5 2 2 ^ 5 1% Hemicellulose As can be seen, the bentonite tablets were substantially more stable in the drilling fluids thus formulated than in the control drilling fluids. The addition of salt to the drilling fluids reduced the aggressiveness of the fluid on the bentonite tablets.

'·· A ï £? 7 7 ’) 20'·· A ï £? 7 7 ") 20

Vergelijkende voorbeeld 1 tot 11Comparative example 1 to 11

Boorvloeistoffen werden samengesteld op basis van MeG en andere organische toevoegingen in overeenstemming met de hiernavolgende tabel. De bentonietstabiliteitstest werd herhaald voor iedere boorvloeistof waarbij 5 de volgende resultaten werden behaald:Drilling fluids were prepared based on MeG and other organic additives in accordance with the following table. The bentonite stability test was repeated for each drilling fluid with the following results being achieved:

Boorvloeistof lu. 2 u. 4 u. 8 u. 24 u.Drilling fluid lu. 2 hours. 4 hrs. 8 am 24 hours.

365 + 10% NaCl 2 3J5 4 5 365 bij pH 10 2^5 3 3J5 4 5 365 + 5% hydroxy- 2 2,5 3 3 propylzetmeel 365 + 2% maïs- 2 2$ 2~5 4 — zetmeel 365 + 2% opgelost 1,5 2 2,5 3,5 4,5 zetmeel 365 + 2% poly- = 2 2^5 "1^5 ~~4 4,5 ethyleenoxide 365 + 2% geëtoxy- 1,5 2,5 3,5 4 4,5 leerd zetmeel 365 + 2% zuur V5 2 3 4 4~5 gemodificeerd zetmeel 365 + 2% kationisch zetmeel 1,5 2 3,5 4 4,5 365 + 2% arabisch gom* 1,5 2 3 4,5 365 + 2% guar gom* 1 1 1,5 2365 + 10% NaCl 2 3J5 4 5 365 at pH 10 2 ^ 5 3 3J5 4 5 365 + 5% hydroxy 2 2.5 3 3 propyl starch 365 + 2% corn 2 2 $ 2 ~ 5 4 - starch 365 + 2% dissolved 1.5 2 2.5 3.5 4.5 starch 365 + 2% poly = 2 2 ^ 5 "1 ^ 5 ~~ 4 4.5 ethylene oxide 365 + 2% ethoxylated 1.5 2, 5 3.5 4 4.5 learned starch 365 + 2% acid V5 2 3 4 4 ~ 5 modified starch 365 + 2% cationic starch 1.5 2 3.5 4 4.5 365 + 2% gum arabic * 1, 5 2 3 4.5 365 + 2% guar gum * 1 1 1.5 2

* op basis van droog gewicht MeG* based on dry weight MeG

10 1018750 2110 1018750 21

Zoals is te zien zijn de bentoniettabletten over het algemeen minder stabiel in de boorvloeistoffen van de vergelijkende voorbeelden dan in de boorvloeistoffen volgens de uitvinding. Deze resultaten demonstreren de verrassende voordelen van het gebruik van maltodextrine en/of 5 hemicellulose als een boorgatstabiliserend middel in vergelijking tot andere organische soorten.As can be seen, the bentonite tablets are generally less stable in the drilling fluids of the comparative examples than in the drilling fluids of the invention. These results demonstrate the surprising benefits of using maltodextrin and / or hemicellulose as a borehole stabilizing agent in comparison to other organic species.

Voorbeeld 5 Wateractiviteit 10 De wateractiviteit of relatieve vochtigheid in de ruimte boven de boorvloeistof in een gesloten vat werd bepaald voor iedere boorvloeistof volgens de uitvinding en voor controleboorvloeistoffen. Er wordt aangenomen dat de stabiliteit van boorgatformaties verbetert bij een lagere wateractiviteit van de boorvloeistof. De volgende resultaten werden bepaald: 15Example 5 Water activity The water activity or relative humidity in the space above the drilling fluid in a closed vessel was determined for each drilling fluid according to the invention and for control drilling fluids. It is believed that the stability of borehole formations improves with a lower water activity of the drilling fluid. The following results were determined:

Boorvloeistof (controle) Wateractiviteit @ 25°CDrilling fluid (control) Water activity @ 25 ° C

Zuiver H2O 1,01 (als gemeten)Pure H2O 1.01 (as measured)

MeG-365 0,865MeG-365 0.865

MeG-207 0,789MeG-207 0.789

MeG-207 verdund naar 65% 0,851 vaste massa 1018750 22MeG-207 diluted to 65% 0.851 solid mass 1018750 22

Boor vloeistof (Uitvinding) WateractiviteitDrilling fluid (Invention) Water activity

@25°C@ 25 ° C

MeG-207 + 0,5% hemicelluloseO) 0,780MeG-207 + 0.5% hemicellulose (O) 0.780

MeG-365 + 0,5% hemicelluloseO) 0,889MeG-365 + 0.5% hemicellulose (O) 0.889

MeG-365 + 1% hemicelluloseO) 0,836MeG-365 + 1% hemicellulose (O) 0.836

MeG-365 + 2% hemicelluloseO) 0,816MeG-365 + 2% hemicellulose (O) 0.816

Meg-365 + 0,5% hemicellulose^) + 0,810 2% NaCl®Meg-365 + 0.5% hemicellulose ^) + 0.810 2% NaCl®

MeG-365 + 0,5% hemicelluloseO) + 0,727 5% NaCK2>MeG-365 + 0.5% hemicellulose (O) + 0.727 5% NaCK 2>

MeG-365 + 1% hemicelluloseO) + 0,768 5% NaCl<2>MeG-365 + 1% hemicellulose (O) + 0.768 5% NaCl <2>

MeG-365 + 0,5% maltodextrine® 0,844MeG-365 + 0.5% maltodextrin® 0.844

MeG-365 + 1% maltodextrine® 0,855MeG-365 + 1% maltodextrin® 0.855

MeG-365 + 2% maltodextrine^ 0,845MeG-365 + 2% maltodextrin ^ 0.845

Meg-365 + 0,5% maltodextrine<2) + 0,820 2% NaCK2)Meg-365 + 0.5% maltodextrin <2) + 0.820 2% NaCK2)

Meg-365 + 0,5% maltodextrine^ + 0,759 5% NaCK2)Meg-365 + 0.5% maltodextrin ^ + 0.759 5% NaCK2)

MeG-365 + 1% maltodextrine<2> + 0,811 2% NaCl<2>MeG-365 + 1% maltodextrin <2> + 0.811 2% NaCl <2>

Meg-365 + 1% maltodextrine® + 0,756 5% NaCl<2> (1) op netto basis, gebaseerd op droog gewicht MeG.Meg-365 + 1% maltodextrin® + 0.756 5% NaCl <2> (1) on a net basis, based on dry weight MeG.

® gebaseerd op droog gewicht MeG.® based on dry weight MeG.

5 1018750 235 1018750 23

Voorbeeld 6Example 6

Een boorvloeistof bestaande uit MeG-365, 5% MALTRIN® M040 (gebaseerd op droog gewicht MeG), en 0,6% hemicellulose (gebaseerd op droog gewicht hemicellulose) wordt bereid.A drilling fluid consisting of MeG-365, 5% MALTRIN® M040 (based on dry weight MeG), and 0.6% hemicellulose (based on dry weight hemicellulose) is prepared.

55

Voorbeeld 7Example 7

Een boorsamenstelling omvattende 50% polyglycerine, 20% water, 1% hemicellulose (droge basis) en 29% MeG (2:1 α:β) (droge basis) wordt bereid. Het MeG is afkomstig van MeG-365.A boron composition comprising 50% polyglycerin, 20% water, 1% hemicellulose (dry basis) and 29% MeG (2: 1 α: β) (dry basis) is prepared. The MeG comes from MeG-365.

1010

Voorbeeld 8Example 8

Een boorsamenstelling omvattende 50% polyglycerine, 20% water, 1% maltodextrine (MALTRIN® M180) (droge basis), en 29% MeG (2:1 α:β) (droge basis) wordt bereid. Het MeG is afkomstig van MeG-360.A boron composition comprising 50% polyglycerin, 20% water, 1% maltodextrin (MALTRIN® M180) (dry base), and 29% MeG (2: 1 α: β) (dry base) is prepared. The MeG comes from MeG-360.

1515

Voorbeeld 9Example 9

Een samenstelling omvattende 65% MeG en 2,5% hemicellulose wordt bereid (waterbalans). De samenstelling is geschikt om na toevoeging aan zeewater een boorvloeistof te vormen 20A composition comprising 65% MeG and 2.5% hemicellulose is prepared (water balance). The composition is suitable for forming a drilling fluid after addition to seawater 20

Voorbeeld 10Example 10

Een boorvloeistof omvattende de volgende bestanddelen wordt bereid: 1 ö j 6 ? £ 24 159 kg (350 lbs.) Zoet water 9.1 kg (20 lbs.) Bentoniet 1.8 kg (4 lbs.) Ongebluste kalk 1.4 kg (3 lbs.) Polysaccharide antiklontermiddelA drilling fluid comprising the following components is prepared: £ 24 159 kg (350 lbs.) Fresh water 9.1 kg (20 lbs.) Bentonite 1.8 kg (4 lbs.) Quicklime 1.4 kg (3 lbs.) Polysaccharide anti-caking agent

0,34 kg (0,751b.) KOH0.34 kg (0.7551b.) KOH

0,45-0,91 kg (1-2 lbs.) Boorzetmeel 0,11 kg (0,25 lb.) Ligniet 4.5- 13,6 kg (10-30 lbs.) MeG (2:1 α:β)0.45-0.91 kg (1-2 lbs.) Boron starch 0.11 kg (0.25 lb.) Lignite 4.5-13.6 kg (10-30 lbs.) MeG (2: 1 α: β)

HemicelluloseHemicellulose

Voorbeeld 11Example 11

Een samenstelling bevattende de volgende bestanddelen wordt 5 bereid: 159 kg (350 lbs.) Zoet water 9.1 kg (20 lbs.) Bentoniet 1.8 kg (4 lbs.) Ongebluste kalk 1.4 kg (3 lbs.) Polysaccharide antiklontermiddelA composition containing the following ingredients is prepared: 159 kg (350 lbs.) Fresh water 9.1 kg (20 lbs.) Bentonite 1.8 kg (4 lbs.) Quicklime 1.4 kg (3 lbs.) Polysaccharide anti-caking agent

0,34 kg (0,75 lb.) KOH0.34 kg (0.75 lb.) KOH

Maltodextrine (MALTRIN® M040) 1018750 25Maltodextrin (MALTRIN® M040) 1018750 25

Voorbeeld 12Example 12

Een samenstelling bevattende de volgende bestanddelen wordt bereid: 113 kg (250 lbs.) Zeewater 5,0 kg (11 lbs.) KCÏ 45.4 kg (100 lbs.) BentonietA composition containing the following ingredients is prepared: 113 kg (250 lbs.) Seawater 5.0 kg (11 lbs.) KCI 45.4 kg (100 lbs.) Bentonite

0,23 kg (0,50 lb.) NaOH0.23 kg (0.50 lb.) NaOH

0,45-1,81 kg (1-4 lbs.) Boorzetmeel 4.5- 13,6 kg (10-30 lbs.) MeG (2:1 α:β)0.45-1.81 kg (1-4 lbs.) Boron starch 4.5-13.6 kg (10-30 lbs.) MeG (2: 1 α: β)

Hemicellulose 5Hemicellulose 5

Voorbeeld 13Example 13

Een samenstelling bevattende de volgende bestanddelen wordt bereid: 113 kg (250 lbs.) Zeewater ________ __ 45.4 kg (100 lbs.) BentonietA composition containing the following ingredients is prepared: 113 kg (250 lbs.) Seawater ________ __ 45.4 kg (100 lbs.) Bentonite

0,23 kg (0,50 lb.) NaOH0.23 kg (0.50 lb.) NaOH

Maltodextrine 10 Voorbeeld 14Maltodextrin 10 Example 14

Maïsschillen afkomstig van een natte maïspulp worden nat gefiltreerd door een US No.6 filter bij ongeveer 50°C en bij gebruik van voldoende water om een groot deel van de fijne vezels, het meeste zetmeel en sommige van de eiwitten en vetten uit het materiaal te verwijderen. De 15 schillen die op het filter achterblijven worden dan vermengd met water en het mengsel wordt met ongebluste kalk op pH 6,5 gesteld. Het mengsel ίΟίβ?--- i 26 wordt behandeld bij 79°C, gedurende 1 uur, met een bacillus subtilis alpha-amylase bij een dosering van ongeveer 3 liquefons per gram schilmassa. De schillen worden gefilterd, gewassen en gedroogd tot een vochtgehalte tussen de 5 en 10% in een hete luchtoven bij 70°C.Corn husks from a wet corn pulp are wet filtered through a US No.6 filter at about 50 ° C and when using sufficient water to remove a large proportion of the fine fibers, most starch and some of the proteins and fats from the material remove. The shells remaining on the filter are then mixed with water and the mixture is adjusted to pH 6.5 with quicklime. The mixture is treated at 79 ° C for 1 hour with a bacillus subtilis alpha-amylase at a dosage of about 3 liquefons per gram of peel mass. The peels are filtered, washed and dried to a moisture content between 5 and 10% in a hot air oven at 70 ° C.

5 Tweeënvijftig gram (50,6 gram droge basis) van de schillen worden vermengd in 1000 ml van een 69%-ige waterige ethanoloplossing (v/v) bevattende 5% van reagenskwaliteit NaOH, en het mengsel wordt verhit in een Parr model 4522 drukreactor bij 100°C gedurende 3 uren. Het reactiemengsel wordt bij een temperatuur van ongeveer 50°C gefiltreerd 10 door een Buchner trechter met gebruik van een Whatman no.3 filterpapier.Fifty-two grams (50.6 grams dry basis) of the shells are mixed in 1000 ml of a 69% aqueous ethanol solution (v / v) containing 5% of reagent grade NaOH, and the mixture is heated in a Parr model 4522 pressure reactor at 100 ° C for 3 hours. The reaction mixture is filtered at a temperature of about 50 ° C through a Buchner funnel using a Whatman no.3 filter paper.

Het residu wordt geëxtraheerd door spoeling met 1000 ml van een 69%-ige (v/v) waterige ethanoloplossing bij 82°C gedurende 1 uur, en het mengsel wordt gefilterd bij een temperatuur van ongeveer 50°C door een Buchner trechter met een Whatman no.3 filterpapier. Het residu wordt dan 15 vermengd in 1000 ml van een 69%-ige (v/v) waterige ethanoloplossing en het mengsel wordt gesteld op een pH 2 met verdund HC1 en wordt gefilterd zoals boven omschreven. Het filtraat wordt vervolgens gecombineerd met de filtraten van de twee voorgaande filtraties. De gecombineerde filtraten worden op een pH van 2 gesteld met HC1, en aan de lucht gedroogd. Het 20 residu wordt gedroogd in een vacuümoven bij 70°C.The residue is extracted by rinsing with 1000 ml of a 69% (v / v) aqueous ethanol solution at 82 ° C for 1 hour, and the mixture is filtered at a temperature of about 50 ° C through a Buchner funnel with a Whatman no.3 filter paper. The residue is then mixed in 1000 ml of a 69% (v / v) aqueous ethanol solution and the mixture is adjusted to pH 2 with diluted HCl and filtered as described above. The filtrate is then combined with the filtrates from the two previous filtrations. The combined filtrates are adjusted to pH 2 with HCl, and air-dried. The residue is dried in a vacuum oven at 70 ° C.

Om het hemicellulose te extraheren wordt het residu volgens de bovenvermelde werkwijze vermengd met 1000 ml gedeioniseerd water. Het mengsel wordt gedurende 2 uren op kamertemperatuur gehouden en gefilterd door een grove glasgrittrechter. Deze werkwijze wordt een tweede 25 maal herhaald. De filtraten van deze twee extracties worden gecombineerd en geconcentreerd tot ongeveer 10% vaste massa door verdamping van het water op een roterende vacuümverdamper bij een temperatuur van ongeveer 40°C en een vacuüm van ongeveer 50 cm kwikdruk. Het geconcentreerde hemicellulose wordt dan gedroogd op een vatdroger met een ' 801875uTo extract the hemicellulose, the residue is mixed with 1000 ml of deionized water according to the above-mentioned method. The mixture is kept at room temperature for 2 hours and filtered through a coarse glass grit funnel. This process is repeated a second 25 times. The filtrates from these two extractions are combined and concentrated to about 10% solid mass by evaporation of the water on a rotary vacuum evaporator at a temperature of about 40 ° C and a vacuum of about 50 cm of mercury pressure. The concentrated hemicellulose is then dried on a barrel dryer with an '801875u

'".I""

27 oppervlaktetemperatuur van 130°C en het gedroogde hemicellulose wordt vermalen in een Waring blender.The surface temperature of 130 ° C and the dried hemicellulose are ground in a Waring blender.

Het hemicellulose wordt toegevoegd aan 10 kg MeG-365 in een hoeveelheid van 2,5% hemicellulose (op basis van droog gewicht MeG) om 5 zodoende een boorvloeistof te vormen.The hemicellulose is added to 10 kg of MeG-365 in an amount of 2.5% of hemicellulose (based on dry weight MeG) to form a drilling fluid.

Voorbeeld 15Example 15

Verschillende boorvloeistoffen werden bereid zoals hieronder beschreven. De mogelijkheid van iedere vloeistof om schalie te stabiliseren 10 werd onderzocht door de tijdsduur vast te stellen die benodigd was om een bentoniet kleitablet af te breken (hetgeen werd vastgesteld op het moment dat de tablet het getal 4 had bereikt of gepasseerd volgens de schaal besproken in de voorgaande voorbeelden). Als controles werden boorvloeistoffen met methylglycoside maar zonder boorgatstabiliserend 15 middel onderzocht. De samenstellingen van de boorvloeistoffen die werden bereid en de resultaten van de stabiliteitstesten zijn hieronder beschreven.Various drilling fluids were prepared as described below. The ability of any liquid to stabilize shale was investigated by determining the time needed to break down a bentonite clay tablet (which was determined when the tablet had reached or passed the number 4 according to the scale discussed in the previous examples). As controls, drilling fluids with methyl glycoside but without borehole stabilizing agent were investigated. The compositions of the drilling fluids that were prepared and the results of the stability tests are described below.

Boorvloeistof Tijd om tablet af te breken 365 < 1 dag 207 < 2 dagenDrilling fluid Time to break down the tablet 365 <1 day 207 <2 days

Boorvloeistof Tijd om tablet af te breken 365 + 4% M040 + 4% KOH 7 dagen 365 + 4% CMZ + 4% KOH > 25 dagen 365 + 2% CMZ + 4% KOH 5 dagen 365 + 1% CMZ + 4% KOH 4 dagen 365 + 2% CMZ + 2% KOH 4 dagen 365 + 1% CMZ + 2% KOH 3 dagen 20 10187 - 28 CMZ is carboxymethylzetmeel met een substitutiegraad (DS) van 0,2.Drilling fluid Time to break down the tablet 365 + 4% M040 + 4% KOH 7 days 365 + 4% CMZ + 4% KOH> 25 days 365 + 2% CMZ + 4% KOH 5 days 365 + 1% CMZ + 4% KOH 4 days 365 + 2% CMZ + 2% KOH 4 days 365 + 1% CMZ + 2% KOH 3 days 10,187 - 28 CMZ is carboxymethyl starch with a degree of substitution (DS) of 0.2.

Zoals kan worden vastgesteld vertoonde het maltodextrinezetmeel en het carboxymethylzetmeel beide de werking van boorgatstabiliserend 5 middel.As can be determined, the maltodextrin starch and the carboxymethyl starch both showed the effect of borehole stabilizing agent.

Daarmee zijn de bovenvermelde algemene doelstellingen bereikt. De uitvinding verschaft een boorvloeistof die geschikt is voor toepassing in samenhang met het boren van een boorgat. De uitvinding verschaft verder een boorinrichting en werkwijze op basis van een verbeterde boorvloeistof. 10 Hoewel bepaalde uitvoeringsvormen volgens de uitvinding zijn getoond, beperkt de uitvinding zich niet daartoe en kunnen aanpassingen worden gemaakt door de vakman, in het bijzonder bij het in acht nemen van bovenbeschreven uiteenzetting. Het wordt daarom voorgesteld dat de uitvinding de materie van de volgende conclusies omvat en equivalenten 15 daarvan. Alle geciteerde verwijzingen worden hierbij in hun geheel opgenomen ter referentie.The above-mentioned general objectives have thus been achieved. The invention provides a drilling fluid suitable for use in connection with drilling a borehole. The invention further provides a drilling device and method based on an improved drilling fluid. Although certain embodiments according to the invention have been shown, the invention is not limited thereto and modifications can be made by those skilled in the art, in particular when taking into account the above-described explanation. It is therefore proposed that the invention include the subject matter of the following claims and equivalents thereof. All cited references are hereby incorporated in their entirety for reference.

10187501018750

Claims

A drilling fluid comprising: a main liquid component selected from the group consisting of water, water-miscible liquids, and mixtures thereof; an alkyl glycoside, wherein the alkyl glycoside is present in at least an amount that effectively inhibits shale swelling and is selected from the α form, the β form, and mixtures thereof, wherein said alkyl glycoside is selected from the methyl, ethyl, propyl and butyl glycosides of glucose, maltose, maltotriose, or maltotetraose; and a borehole stabilizing agent selected from the group consisting of a maltodextrin, a carboxyalkyl starch, hemicellulose and mixtures thereof, wherein said borehole stabilizing agent is present in at least an amount that effectively inhibits shale swelling.

The composition of claim 1, wherein said main liquid component comprises water.

The composition of claim 1, wherein said main liquid component contains polyglycerin.

The composition of claim 3, wherein said main liquid component contains polyglycerin and water.

The composition of claim 1, wherein said alkyl glycoside comprises methyl glucoside.

The composition of claim 1, wherein said alkyl glycoside is present in an amount ranging from about 0.2 to about 0.5 kg / l (2-4 lbs./gallon) on a dry weight basis.

7. A composition according to claim 6, wherein said methyl glucoside is present in the amount of about 0.3 kg / l (3 pounds / gallon) on a dry weight basis and comprises a 2: 1 α: β mixture of methyl glucoside. 7.ςη

The composition according to claim 6, wherein said methyl glucoside is present in an amount of about 0.3 kg / l (3 pounds / gallon) on a dry weight basis and comprises a 1: 1 α: β mixture of 5 methyl glucoside.

The composition of claim 1, wherein said borehole stabilizing agent comprises hemicellulose.

The composition of claim 9, wherein hemicellulose is present in the drilling fluid in an amount ranging from about 0.2 to about 24 g / l (0.002-0.2 lbs./gallon) on a dry weight basis.

The composition of claim 9, wherein said hemicellulose comprises a hemicellulose fraction obtained via alkaline hydrolysis of corn husks.

12. The composition of claim 1, wherein said borehole stabilizing agent comprises a maltodextrin.

The composition of claim 12, wherein said maltodextrin is present in an amount ranging from about 0.2 to about 24 g / l (0.002-0.2 lbs./gallon) on a dry weight basis.

The composition of claim 1, wherein said borehole stabilizing agent comprises a mixture of maltodextrin and hemicellulose.

The composition of claim 14, wherein said borehole stabilizing agent is present in a total amount ranging from about 0.2 to about 24 g / l (0.002-0.2 lbs./gallon) on a dry weight basis.

The composition of claim 1, wherein said borehole stabilizing agent comprises a carboxymethyl starch.

The composition of claim 16, wherein said carboxymethyl starch has a DS of about 0.2. Mi 075 (1

The composition of claim 16, wherein said borehole stabilizing agent comprises a mixture of carboxymethyl starch and maltodextrin.

19. A composition according to claim 16, wherein said borehole stabilizing agent comprises a mixture of carboxymethyl starch and hemicellulose.

20. Drilling device comprising: an on-board board; at least one pump for pumping a drilling fluid through at least a portion of the on-board board, the pump being fluidly connected to a supply of drilling fluid, said drilling fluid comprising: a main liquid component selected from the group consisting of water, a water-miscible liquid and mixtures thereof; an alkyl glycoside wherein said alkyl glycoside is present in at least an amount that effectively inhibits shale swelling and is selected from the α form, the β form and mixtures thereof, wherein said alkyl glycoside is selected from the methyl, ethyl, propyl and butyl glycosides; and a borehole stabilizing agent selected from the group consisting of a maltodextrin, a carboxyalkyl starch, hemicellulose and mixtures thereof, wherein said borehole stabilizing agent is present in at least an amount that effectively inhibits shale swelling.

21. Drilling method comprising the steps of: cutting a borehole in the earth using an on-board board, and pumping a drilling fluid through at least a portion of the on-board board, said drilling fluid comprising: a main liquid component selected from the group consisting of water, a water-miscible liquid and mixtures thereof; * nip7 in an alkyl glycoside wherein said alkyl glucoside is present in at least an amount that effectively inhibits shale swelling and is selected from the α form, the β form and mixtures thereof, wherein said alkyl glycoside is selected from the methyl, ethyl, propyl and butyl glycosides; and a borehole stabilizing agent selected from the group consisting of a maltodextrin, a carboxyalkyl starch, hemicellulose and mixtures thereof, wherein said borehole stabilizing agent is present in at least an amount that effectively inhibits shale swelling.

A composition comprising: an alkyl glycoside selected from the α form, the β form, and mixtures thereof, wherein said alkyl glycoside is selected from the methyl, ethyl, propyl, and butyl glucosides of glucose, maltose, maltotriose, and maltotetraose ; and a borehole stabilizing agent, wherein said borehole stabilizing agent is selected from the group consisting of a maltodextrin, a carboxyalkyl starch, hemicellulose, and mixtures thereof, wherein said borehole stabilizing agent is present in an amount ranging from about 0.1% to about 5% based on of dry weight of the alkyl glucoside.

A drilling fluid comprising: a main liquid component selected from the group consisting of water, water-miscible liquids, and mixtures thereof; an alkyl glycoside, wherein said alkyl glycoside present in at least an amount that effectively inhibits shale swelling and is selected from the α form, the β form, and mixtures thereof, wherein said alkyl glycoside is selected from the methyl, ethyl, propyl and butyl glycosides of glucose, maltose, maltotriose, and maltotetraose; and cellulose, wherein said cellulose is present in an amount of at least 0.1% based on the weight of the alkyl glycoside. :) 01 ^ 750

The drilling fluid of claim 23, wherein said cellulose is present in an amount ranging from about 0.1% to about 5% based on the weight of the alkyl glycoside. 1018750