NO176359B

NO176359B - Carboxymethyl-guar-based drilling fluid preparations

Info

Publication number: NO176359B
Application number: NO872085A
Authority: NO
Inventors: Chen-Fa Lu; Carl Andrew Lukach; Robert Rein Pas
Original assignee: Aqualon Co
Priority date: 1987-05-19
Filing date: 1987-05-19
Publication date: 1994-12-12
Also published as: NO872085L; NO872085D0; NO176359C

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører boref luidpreparater for anvendelse i brønnboringer som traverserer underjordiske formasjoner. The present invention relates to drilling fluid preparations for use in well bores that traverse underground formations.

Borefluider, eller boreslam som det typisk betegnes innen industrien, benyttes ved boring av olje-, gass— eller vannbrønner for å transportere borkaks til overflaten av brønnen, for å kontrollere formasjonstrykk, for å opprett-holde stabiliteten i uforede deler av borehullet, beskytte produktive formasjoner, og avkjøle og smøre borkronene og borestrengen. Følgelig må et borefluid ha visse egenskaper, dvs. lavt fluidtap eller filtreringskontroll, suspensjonsevne for faste stoff, skalldannelsesinhibering, skjær-ufølsomhet, termisk stabilitet, pseudoplastisitet og tålbarhet for flerverdige kationer. Drilling fluids, or drilling mud as it is typically referred to in the industry, are used when drilling oil, gas or water wells to transport cuttings to the surface of the well, to control formation pressure, to maintain stability in unlined parts of the borehole, to protect productive formations, and cool and lubricate the drill bits and drill string. Accordingly, a drilling fluid must have certain properties, i.e., low fluid loss or filtration control, solids suspending ability, scale inhibition, shear insensitivity, thermal stability, pseudoplasticity, and polyvalent cation tolerance.

Selv om det tidligere har vært foreslått å anvende guar og dets derivater som additiver i borefluider har de hittil ikke vært benyttet i betydelig grad idet slike borefluider viser tendens til å flokkulere leiren og faste stoffer, og ikke er biostabile, og videre er termisk stabile bare ved lave temperaturer, f.eks. 66° C eller lavere. Følgelig har anvendelsen av borefluider inneholdende guar eller guarderi-vater vært begrenset til grunne brønner, hovedsakelig i borefluider for ikke-sirkulerende systemer hvor det brukte slammet avhendes øyeblikkelig i en boreslamtank etter at det er kommet til overflaten av brønnen. Although it has previously been proposed to use guar and its derivatives as additives in drilling fluids, they have so far not been used to a significant extent as such drilling fluids show a tendency to flocculate the clay and solids, and are not biostable, and furthermore are thermally stable only at low temperatures, e.g. 66° C or lower. Accordingly, the use of drilling fluids containing guar or guarderi vats has been limited to shallow wells, mainly in drilling fluids for non-circulating systems where the spent mud is immediately disposed of in a mud tank after reaching the surface of the well.

Videre har tidligere kjent teknikk ikke beskrevet eller foreslått anvendelsen av en karboksymetylguar, og absolutt ikke en karboksymetylguar som har en kritisk substitusjonsgrad (D.S.-degree of substitution), i kombinasjon med et vandig medium som et boref luid for høytemperaturanvendelser, dvs. ved temperaturer større enn 66° C. Furthermore, the prior art has not described or proposed the use of a carboxymethyl guar, and certainly not a carboxymethyl guar having a critical degree of substitution (D.S. degree of substitution), in combination with an aqueous medium such as a drilling fluid for high temperature applications, i.e. at temperatures greater than 66° C.

Ved foreliggende oppfinnelse tilveiebringes et borefluidpreparat som er kjennetegnet ved at det i det vesentlige består av (a) et vandig medium valgt fra gruppen bestående av ferskvann og ledningsvann, naturlig og syntetisk sjøvann, og naturlig og syntetisk saltvannsoppløsning; og (b) en karboksymetylguar som har en D.S.-verdi på fra 0,1 til 0,4, hvori karboksymetylguaren har en Ubbelohde redusert spesifikk viskositet i 2 vekt-% KC1 på større enn 10. The present invention provides a drilling fluid preparation which is characterized in that it essentially consists of (a) an aqueous medium selected from the group consisting of fresh water and tap water, natural and synthetic seawater, and natural and synthetic salt water solution; and (b) a carboxymethyl guar having a D.S. value of from 0.1 to 0.4, wherein the carboxymethyl guar has an Ubbelohde reduced specific viscosity in 2 wt% KC1 of greater than 10.

Det er høyst uventet at man derved oppnår et borefluidpreparat som tåler omgivelser med kalsium og høy ionestyrke ved forhøyede temperaturer opp til 93° C, og som har gode reologisk og fluidtapsegenskaper, viser utmerket leire- og skalldannelsesinhibering, og som ikke viser noen indikasjon på flokkulering eller gelering av leiren eller de aktive borefaststoffene. Fortrinnsvis er D.S. for karboksymetyl fra 0,25 til 0,4, mest foretrukket fra 0,25 til 0,36. Karboksymetylguaren har en Ubbelohde-redusert spesifikk viskositet (RSV), dvs. spesifikk viskositet dividert med polymerkonsen-trasjonen (0,05 g/dl) i 2 vekt-# KC1 på større enn 10, fortrinnsvis større enn 18, mest foretrukket større enn 20 til 26. It is highly unexpected that a drilling fluid preparation is thereby obtained which can withstand environments with calcium and high ionic strength at elevated temperatures up to 93° C, and which has good rheological and fluid loss properties, shows excellent clay and scale formation inhibition, and which shows no indication of flocculation or gelation of the clay or the active drilling solids. Preferably D.S. for carboxymethyl from 0.25 to 0.4, most preferably from 0.25 to 0.36. The carboxymethyl guar has an Ubbelohde reduced specific viscosity (RSV), i.e. specific viscosity divided by the polymer concentration (0.05 g/dl) in 2 wt # KC1 of greater than 10, preferably greater than 18, most preferably greater than 20 until the 26th.

I en annen utførelse av oppfinnelsen gir borefluidpreparatet ifølge oppfinnelsen forbedret termisk stabilitet opptil minst 135 "C ved tilsats av et vannoppløselig metallkarbonat eller In another embodiment of the invention, the drilling fluid preparation according to the invention provides improved thermal stability up to at least 135 "C by adding a water-soluble metal carbonate or

—bikarbonat, så som kalium- eller natriumkarbonat eller bikarbonat, alene i et vandig medium valgt fra gruppen bestående av ferskvann eller ledningsvann, naturlig og syntetisk sjøvann, og naturlig og syntetisk saltvannsoppløs-ning, eller i kombinasjon med et flerverdig metallsalt som ikke er karbonat i ferskvann. Flerverdig metallsalt som ikke er karbonat, slik betegnelsen benyttes i foreliggende beskrivelse, betyr et flerverdig metallsalt som ikke er et flerverdig metallkarbonat eller -bikarbonat. Egnede flerverdige metaller innbefatter magnesium, kalsium, aluminium eller jern og egnede flerverdige metallsalter innbefatter klorid og bromid. Typisk er det vannoppløselige metallkarbonatet eller -bikarbonatet tilstede i en mengde fra 2,85 kg/m<3> til 57,10 kg/m<3>, fortrinnsvis fra 2,83 kg/m<3> til 28,53 kg/m<3>, mest foretrukket fra 8,56 kg/m<3> til 28,53 kg/m<3>. Det flerverdige metallsaltet som ikke er karbonat er fortrinnsvis tilstede i en mengde fra 2,85 kg/m<3> til 14,26 kg/m<3>, fortrinnsvis fra 2,85 kg/m<3> til 11,41 kg/m<3>. D.S.-verdien for karboksymetylguaren er kritisk for fremstil-lingen av borefluidene ifølge foreliggende opfinnelse. D.S. er det gjennomsnittlige antallet karboksymetylgrupper pr. anhydro-sukkerenhet i guargummien. Når f.eks. D.S.-verdien for karboksymetylguar er større enn 0,4 påvirkes skalldannelsesinhiberingsegenskapene i negativ retning og tålbarheten for flerverdig ioniske omgivelser, så som kalsiumtålbarheten, reduseres. Når D.S.-verdien for karboksymetylguaren er mindre enn 0,1 påvirkes flytgrensen, den tilsynelatende viskositeten, skalldannelsesinhiberingen og fluidtapsegen-skapene i negativ retning. -bicarbonate, such as potassium or sodium carbonate or bicarbonate, alone in an aqueous medium selected from the group consisting of fresh water or tap water, natural and synthetic seawater, and natural and synthetic saline solution, or in combination with a polyvalent metal salt that is not a carbonate in fresh water. Polyvalent metal salt which is not a carbonate, as the term is used in the present description, means a polyvalent metal salt which is not a polyvalent metal carbonate or bicarbonate. Suitable polyvalent metals include magnesium, calcium, aluminum or iron and suitable polyvalent metal salts include chloride and bromide. Typically, the water-soluble metal carbonate or bicarbonate is present in an amount of from 2.85 kg/m<3> to 57.10 kg/m<3>, preferably from 2.83 kg/m<3> to 28.53 kg/ m<3>, most preferably from 8.56 kg/m<3> to 28.53 kg/m<3>. The non-carbonate polyvalent metal salt is preferably present in an amount of from 2.85 kg/m<3> to 14.26 kg/m<3>, preferably from 2.85 kg/m<3> to 11.41 kg /m<3>. The D.S. value for the carboxymethyl guar is critical for the production of the drilling fluids according to the present invention. D. S. is the average number of carboxymethyl groups per anhydro sugar unit in the guar gum. When e.g. The D.S. value of carboxymethylguar is greater than 0.4, the scale inhibition properties are adversely affected and the tolerance to multivalent ionic environments, such as calcium tolerance, is reduced. When the D.S. value of the carboxymethyl guar is less than 0.1, the yield strength, apparent viscosity, scaling inhibition and fluid loss properties are adversely affected.

Karboksymetylguar fremstilles fra guargummi som er avledet fra frøet av guarplanten, Cyamopsis tetragonolobus, familien Leguminosae. Guargummi er kommersielt tilgjengelig. Carboxymethyl guar is produced from guar gum which is derived from the seed of the guar plant, Cyamopsis tetragonolobus, family Leguminosae. Guar gum is commercially available.

Karboksymetylguar fremstilles ved en hvilken som helst kjent fremgangsmåte for fremstilling av natriumkarboksymetylcellu-lose, bortsett fra at guarmel anvendes i steden for cellu-lose. Typisk fremstilles CM-guar ved å tilsette en 5056 vandig kaustisk oppløsning inneholdende 1,2 mol kaustisk forbind-else, f.eks. en vandig oppløsning av natriumhydroksyd, til guarmel i nærvær av et fortynningsmiddel, så som isopropyl-alkohol, t-butylalkohol og aceton, og omrøring inntil bestanddelene er omhyggelig blandet, og deretter tilsetning av 0,5 mol monokloreddiksyre pr. mol anhydro-sukkerenhet i guarmolekylet til reaksjonsblandingen, oppvarming til 60-80° C, fortrinnsvis ca. 70°C, og opprettholdelse av denne temperaturen i 1 til 5 timer, f ortrinnnsvis ca. 2 timer, utvinning av produktet, om nødvendig, rensing ved en hvilken som helst konvensjonell fremgangsmåte og tørking. Carboxymethylguar is produced by any known method for the production of sodium carboxymethylcellulose, except that guar flour is used instead of cellulose. Typically, CM guar is prepared by adding a 5056 aqueous caustic solution containing 1.2 moles of caustic compound, e.g. an aqueous solution of sodium hydroxide, to guar flour in the presence of a diluent such as isopropyl alcohol, t-butyl alcohol and acetone, and stirring until the ingredients are thoroughly mixed, and then adding 0.5 moles of monochloroacetic acid per mole of anhydro-sugar unit in the guar molecule of the reaction mixture, heating to 60-80° C, preferably approx. 70°C, and maintaining this temperature for 1 to 5 hours, preferably approx. 2 hours, extraction of the product, if necessary, purification by any conventional method and drying.

Området av ønskede egenskaper for et borefluidpreparat er som følger: The range of desired properties for a drilling fluid preparation is as follows:

Tilsynelatende viskositet (AV) = 10-30 eps Apparent viscosity (AV) = 10-30 eps

Plastisk viskositet (PV) = 5-20 eps Plastic viscosity (PV) = 5-20 eps

Flytgrense (YP) = 0,49-1,46 kg/m<2>Yield strength (YP) = 0.49-1.46 kg/m<2>

10 sekunders gelstyrke = 0,24-0,98 kg/m<2>10 second gel strength = 0.24-0.98 kg/m<2>

10 minutters gelstyrke = 0,49-1,46 kg/m<2>10 minute gel strength = 0.49-1.46 kg/m<2>

Fluidtap = mindre enn 15 ml/30 minutter. Fluid loss = less than 15 ml/30 minutes.

De følgende eksemplene illustrerer trekk ved foreliggende oppfinnelse. The following examples illustrate features of the present invention.

Alle deler og prosentangivelser som benyttes i foreliggende beskrivelse er vektdeler eller vekt-# med mindre annet er angitt. All parts and percentages used in this description are parts by weight or # by weight unless otherwise stated.

EKSEMPEL 1 EXAMPLE 1

Dette eksemplet illustrerer en foretrukket spesifikk utførelse av preparatet ifølge oppfinnelsen, og hvordan dette fremstilles. This example illustrates a preferred specific embodiment of the preparation according to the invention, and how it is produced.

Borefluidpreparatet fremstilles ved å fylle en "Hamilton Beach" blander med 6,70 kg/m<3> karboksymetylguar med en D.S. på 0,36 og 350 ml vann inneholdende 49,93 kg/m<3> vannfri KC1 og blande i 1 minutt. Fluidet overføres deretter til en "Multimixer" og blandes med 71,33 kg/m<3> "Rev Dust" kalsium montmorilonitleire i ca. 30 minutter. Deretter reguleres pE til ca. 9,5 med en 15$ NaOH oppløsningen. The drilling fluid preparation is prepared by charging a "Hamilton Beach" mixer with 6.70 kg/m<3> of carboxymethyl guar with a D.S. of 0.36 and 350 ml of water containing 49.93 kg/m<3> anhydrous KC1 and mix for 1 minute. The fluid is then transferred to a "Multimixer" and mixed with 71.33 kg/m<3> "Rev Dust" calcium montmorillonite clay for approx. 30 minutes. The pE is then regulated to approx. 9.5 with a 15% NaOH solution.

De andre eksemplene og kontrolleksemplene fremstilles ved å anvende fremgangsmåten ifølge eksempel 1 med eventuelle ytterligere bestanddeler i tillegg til polymeren og vandig medium tilsatt etter at fluidet er overført til "Multimixeren". Bestanddelene som benyttes og mengdene av hver bestanddel er angitt i tabellene i foreliggende beskrivelse . The other examples and the control examples are prepared by applying the method according to example 1 with any further components in addition to the polymer and aqueous medium added after the fluid has been transferred to the "Multimixer". The components used and the amounts of each component are indicated in the tables in the present description.

"Rev Dust" kalsium montmorilonitt er en ikke-svellende leire med lav flytgrense, som simulerer borefaststof fer. "Rev Dust" calcium montmorillonite is a non-swelling clay with a low yield strength, which simulates drilling solids.

Med mindre annet er angitt ble de reologiske data som er angitt i foreliggende beskrivelse bestemt ved romtemperatur (23°C) ved anvendelse av en Bingham plastisk modell og et "Fann 35" konsentrisk roterende viskosimeter og fremgangsmåtene ifølge API fremgangsmåte RB 13 B, paragraf 2. Preparatene som ble oppvarmet ble avkjølt til romtemperatur før viskosimeterdata ved hjelp av "Fann 35" ble registrert. Unless otherwise stated, the rheological data set forth herein were determined at room temperature (23°C) using a Bingham plastic model and a "Fann 35" concentric rotary viscometer and the methods of API method RB 13 B, paragraph 2 The preparations that were heated were cooled to room temperature before viscometer data using "Fann 35" was recorded.

Den plastiske viskositeten (PV) er "Fann 35" eller "Fann 50" viskosimeteravlesningen ved 600 opm minus avlesningen ved 300 opm. Flytgrensen (YP) er "Fann 35" eller "Fann 50" viskosimeteravlesningen ved 300 opm minus PV. Den tilsynelatende viskositeten (AV) er viskositeten ved 600 opm. "Fann 35" reologiske data for eksemplene 1 og 4 og kontrolleksempler 2, 3, 5 og 6 er angitt i tabell 1. Fluidtapet og skalldannelsesinhiberingsegenskapene for eksemplene 1 og 4 og kontrolleksemplene 2, 3, 5, 6 og 7 er angitt i tabell 2 nedenfor. Fluidtapet bestemmes ved å anvende en "N.L. Baroid" lavtrykksf il terpresseapparatur ifølge fremgangsmåtene i API Forsøksfremgangsmåte RB 13B, §3. Skalldannelsesinhiberingen (G') bestemmes med et "Rheometrics" trykkreométer ("Rheometrics system 4") ifølge fremgangsmåtene angitt i en artikkel med tittelen "A New Technique for the Evaluation of Shale Stability in the Presence of Polymeric Drilling Fluid" presentert ved den 60. årlige tekniske konferansen og utstillingen for The Society of Petroleum Engineers (22.-25. september, 1985) av CF. Lu. Data oppnådd ved hjelp av "Trlaxial Tester" ved en strøm-ningshastighet = 243,8 m/min. og et begrensende trykk = 17 237,5 kPa for eksemplene 1 og 4 og kontrolleksemplene 2, 3, 5 og 6 er angitt i tabell 3. De stabiliserte boref luidpreparatene ifølge foreliggende oppfinnelse er nyttige der hvor høytemperaturstabilitet er ønskelig, så som ved boreanvendelser offshore. Temperatur-stabiliteten for sjøvanns-borefluider ifølge eksempel 4 og kontrolleksempel 6, både natriumkarbonat-stabiliserte og ustabiliserte, etter varmvalsing i 16 timer er angitt i tabell 4 nedenfor. The plastic viscosity (PV) is the "Fann 35" or "Fann 50" viscometer reading at 600 rpm minus the reading at 300 rpm. The yield point (YP) is the "Fann 35" or "Fann 50" viscometer reading at 300 rpm minus PV. The apparent viscosity (AV) is the viscosity at 600 rpm. "Fann 35" rheological data for Examples 1 and 4 and Control Examples 2, 3, 5 and 6 are set forth in Table 1. The fluid loss and scale inhibition properties of Examples 1 and 4 and Control Examples 2, 3, 5, 6 and 7 are set forth in Table 2 below. The fluid loss is determined by using a "N.L. Baroid" low-pressure filter press apparatus according to the procedures in API Test Method RB 13B, §3. The shale formation inhibition (G') is determined with a "Rheometrics" pressure rheometer ("Rheometrics system 4") according to the procedures set forth in a paper entitled "A New Technique for the Evaluation of Shale Stability in the Presence of Polymeric Drilling Fluid" presented at the 60 Annual Technical Conference and Exposition of The Society of Petroleum Engineers (September 22-25, 1985) by CF. Sleep. Data obtained by means of "Trlaxial Tester" at a flow rate = 243.8 m/min. and a limiting pressure = 17,237.5 kPa for examples 1 and 4 and control examples 2, 3, 5 and 6 are indicated in table 3. The stabilized drilling fluid preparations according to the present invention are useful where high temperature stability is desired, such as in offshore drilling applications . The temperature stability of seawater drilling fluids according to example 4 and control example 6, both sodium carbonate-stabilized and unstabilized, after hot rolling for 16 hours is indicated in table 4 below.

Temperatur stab i li teten for f erskvann-boref luider ifølge eksempel 1, både stabiliserte og ustabiliserte er angitt i tabellene 5 og 6. Tabell 6 viser at stabiliteten for borefluidet ifølge foreliggende oppfinnelse forbedres ytterligere ved tilsatsen av et flerverdig metallsalt som ikke er karbonat. Temperature stability for fresh water drilling fluids according to example 1, both stabilized and unstabilised, are shown in tables 5 and 6. Table 6 shows that the stability of the drilling fluid according to the present invention is further improved by the addition of a polyvalent metal salt that is not a carbonate.

Kalsiumtålbarheten for "borefluidpreparatene ifølge eksempel 1 og kontrolleksempler 3 og 8 er angitt nedenfor i tabell 7. KCl-ufølsomheten for borefluidpreparatene i eksemplene 4 og 9-12 ifølge foreliggende oppfinnelse er angitt i tabell 8. Gelstyrken er en parameter som benyttes for å forutsi boref luidets evne til å føre borkaks. Denne egenskapen og andre virkningsegenskaper for borefluidpreparatene ifølge eksemplene 1 og 4 og kontrolleksemplene 13 og 14 er angitt i tabell 9. Virkningen av konsentrasjonen av CM guaren i borefluidet på reologien for de CM guar-baserte borefluidene ifølge eksemplene 15-17 av oppfinnelsen er angitt i tabell 10 nedenfor. Tålbarheten for CM guar-borefluidene ifølge eksemplene 16 og 18 av foreliggende oppfinnelse for omgivelser med høy ionestyrke er angitt i tabell 11 nedenfor. The calcium tolerance of the drilling fluid preparations according to Example 1 and Control Examples 3 and 8 is set forth below in Table 7. The KCl insensitivity of the drilling fluid preparations of Examples 4 and 9-12 according to the present invention is set forth in Table 8. The gel strength is a parameter used to predict drilling the fluid's ability to carry cuttings This property and other performance properties for the drilling fluid preparations according to Examples 1 and 4 and Control Examples 13 and 14 are indicated in Table 9. The effect of the concentration of CM guar in the drilling fluid on the rheology of the CM guar-based drilling fluids according to Examples 15 -17 of the invention is set forth in Table 10 below.The tolerability of the CM guar drilling fluids of Examples 16 and 18 of the present invention for high ionic strength environments is set forth in Table 11 below.

Høytemperaturvirkninger etter varmvalsing (H.R. - hot rolling) i 16 timer av borefluidene fra eksemplene 16 og 18 ifølge foreliggende oppfinnelse er angitt i tabell 12 nedenfor. High temperature effects after hot rolling (H.R. - hot rolling) for 16 hours of the drilling fluids from examples 16 and 18 according to the present invention are indicated in table 12 below.

"Fann 50C" viskosimeterresultatene er bestemt ved oppvarme hvert preparat langsomt fra romtemperatur (23°C). Ved forskjellige temperaturer foretas 600 og 300 opm avlesninger hvorfra den tilsynelatende viskositeten, den plastiske viskositeten og flytgrensen beregnes ved å anvende den Bingham-plastiske modellen. Hvert preparat avkjøles deretter tilbake til romtemperatur og 600 og 300 opm-verdiene måles ved de samme temperaturene hvor avlesningene ble foretatt under oppvarming. Fra disse resultatene kan man måle restitusjonen for hvert preparat ved avkjøling. "Fann 50C" dataene for borefluidene ifølge eksemplene 16 og 18 av foreliggende oppfinnelse er angitt i tabell 13 nedenfor. The "Find 50C" viscometer results are determined by heating each preparation slowly from room temperature (23°C). At different temperatures, 600 and 300 rpm readings are taken from which the apparent viscosity, plastic viscosity and yield strength are calculated using the Bingham plastic model. Each preparation is then cooled back to room temperature and the 600 and 300 rpm values are measured at the same temperatures where the readings were taken during heating. From these results, one can measure the recovery for each preparation upon cooling. The "found 50C" data for the drilling fluids of Examples 16 and 18 of the present invention are set forth in Table 13 below.

Dataene i tabell 13 viser god gjenvinning av egenskaper ved avkjøling etter oppvarming til 148°C. The data in Table 13 show good recovery of properties on cooling after heating to 148°C.

Tålbarheten for borefluidene ifølge eksemplene 16 og 18 av foreliggende oppfinnelse overfor "Bonney Field Gumbo" (BFG) skifer er angitt i tabell 14 nedenfor. Resultatene i tabell 14 viser at borefluidene ifølge foreliggende oppfinnelse har god tålbarhet for BFG-skifer opp til 228,24 kg/m<2>. The tolerability of the drilling fluids according to Examples 16 and 18 of the present invention to "Bonney Field Gumbo" (BFG) shale is set forth in Table 14 below. The results in table 14 show that the drilling fluids according to the present invention have good tolerance for BFG shale up to 228.24 kg/m<2>.

Leirinhiberingen av borefluidene ifølge eksempel 18 ifølge foreliggende oppfinnelse og kontrolleksempel 19 ved romtemperatur og etter varmvalsing ved 121 °C i 16 timer er angitt i tabell 15 nedenfor. Følgelig tilveiebringer foreliggende oppfinnelse borefluidpreparater som tåler kalsium og omgivelser med høy ionestyrke ved forhøyede temperaturer fra 93,3° C til 135° C, de har gode reologiske og fluidtapsegenskaper og viser utmerket leire- og skiferinhibering, men flokkulerer eller gelerer ikke leiren eller de aktive borefaststoffene. The clay inhibition of the drilling fluids according to example 18 according to the present invention and control example 19 at room temperature and after hot rolling at 121 °C for 16 hours is indicated in table 15 below. Accordingly, the present invention provides drilling fluid compositions that tolerate calcium and high ionic strength environments at elevated temperatures from 93.3° C. to 135° C., have good rheological and fluid loss properties and exhibit excellent clay and shale inhibition, but do not flocculate or gel the clay or the active the drilling solids.

Claims

1. Drilling fluid preparation, characterized in that it essentially consists of (a) an aqueous medium selected from the group consisting of fresh water and tap water, natural and synthetic seawater, and natural and synthetic salt water solution; and (b) a carboxymethyl guar having a D.S. value of from 0.1 to 0.4, wherein the carboxymethyl guar has an Ubbelohde reduced specific viscosity in 2 wt # KC1 of greater than 10.

2. Preparation according to claim 1, characterized in that the carboxymethyl guar has a D.S. value of from 0.25 to 0.4.

3. Preparation according to claim 1, characterized in that the carboxymethyl guar has a D.S. value of from 0.25 to 0.36.

4. Preparation according to claim 1, characterized in that the carboxymethyl guar is present in an amount of from 0.5 ppb to 3.0 ppb.

5 . Drilling fluid preparation according to one of claims 1 to 4, characterized in that it essentially consists of (a) an aqueous medium selected from the group consisting of fresh water or tap water, natural and synthetic seawater, and natural and synthetic salt water solution; (b) a carboxymethyl guar having a D.S. value of from 0.1 to 0.4; and (c) from 1 ppb to 20 ppb of a metal salt selected from the group consisting of water-soluble metal carbonates and bicarbonates.

6. Drilling fluid preparation according to one of claims 1 to 5, characterized in that it essentially consists of (a) an aqueous medium selected from the group consisting of fresh water and tap water; (b) a carboxymethyl guar having a D.S. value of from 0.1 to 0.4; (c) from 1 ppb to 20 ppb of a metal salt selected from the group consisting of water-soluble metal carbonates and bicarbonates; and (d) from 1 ppb to 20 ppb of a polyvalent metal salt that is not a carbonate.

7. Preparation according to claim 5 or 6, characterized in that the metal salt is selected from the group consisting of potassium carbonate, sodium carbonate, potassium bicarbonate and sodium bicarbonate.

8. Preparation according to claim 6 or 7, characterized in that the polyvalent metal salt which is not a carbonate is selected from the group consisting of chloride and bromide salts of magnesium, calcium, aluminum and iron.

9. Preparation according to claim 1, characterized in that the carboxymethyl guar has an Ubbelohde reduced specific viscosity in 2 wt-# KC1 of greater than 20 to 26.

10. Preparation according to any one of the preceding claims, characterized in that it has an apparent viscosity of 10-30 eps, plastic viscosity of 5-20 eps, yield point of 0.49-1.46 kg/m<2>, 10 second gel strength of 0.24-0.98 kg/m<2>, 10 minute gel strength of 0.49-1.46 kg/m<2> and fluid loss of less than 15 ml/30 minutes.