NO854412L

NO854412L - DRILL FLUID, AND USE THEREOF, BY DRILLING IN OIL AND GAS BURNS.

Info

Publication number: NO854412L
Application number: NO854412A
Authority: NO
Inventors: Edward George Barry; Perry William Kirklin
Original assignee: Mobil Oil Corp
Priority date: 1984-11-07
Filing date: 1985-11-06
Publication date: 1986-05-09
Also published as: GB8525563D0; GB2166782A

Description

Denne oppfinnelse vedrører borefluider som kan anvendes ved boring av brønner som strekker seg inn i underjordiske mineralbærende formasjoner, f.eks. olje- eller gassholdige formas joner. This invention relates to drilling fluids that can be used when drilling wells that extend into underground mineral-bearing formations, e.g. oil or gas containing forma ions.

Rotasjonssystemet for boring av brønner i jorden for åThe rotary system for drilling wells in the earth to

nå underjordiske formasjoner, f.eks. olje- og gassbærende formasjoner, krever sirkulasjon av et borefluid eller boreslam for å fjerne den borede spon fra bunnen av hullet for å holde borekronen og bunnen av hullet rent. Dessuten hjelper fluidene til å opprettholde brønntrykk når det bores gjennom formasjoner som er under trykk, og også ti 1 å smøre borestrengen og avkjøle borekronen. Vannbaserte fluider er billigere og mi.ndre toksiske enn fluider som inneholder olje, men i. visse geologiske formasjoner gir oljebaserte borefluider bedre borehulls-stabilitet og borsmøring. Det kan således bestemmes anvendelse av oljebaserte borefluider i slike formasjoner som oljesand som blir skadet av vann eller av filtratet fra vannbaserte slam og i formasjoner hvor det kan oppstå skade fra svelling av leire-partikler i porene i en sandsten-matrise slik at olje eller andre formasjonsfluider ikke lett kan flyte gjennom sanden og inn i borehullet. En annen type skade som kan oppstå fra anvendelse av vannbaserte fluider, forekommer når vann strømmer inn i en formasjon til en betraktelig avstand fra borehullet og, now underground formations, e.g. oil and gas bearing formations, require circulation of a drilling fluid or drilling mud to remove the drilled cuttings from the bottom of the hole to keep the bit and bottom of the hole clean. In addition, the fluids help to maintain well pressure when drilling through formations that are under pressure, and also to lubricate the drill string and cool the drill bit. Water-based fluids are cheaper and less toxic than fluids containing oil, but in certain geological formations, oil-based drilling fluids provide better borehole stability and drill lubrication. It can thus be decided to use oil-based drilling fluids in such formations as oil sands that are damaged by water or by the filtrate from water-based muds and in formations where damage can occur from swelling of clay particles in the pores of a sandstone matrix so that oil or other formation fluids cannot easily flow through the sand and into the borehole. Another type of damage that can occur from the use of water-based fluids occurs when water flows into a formation a considerable distance from the wellbore and,

i bergarter med lav gjennomtrengeli.ghet, gir en kraftig reduksjon av fluid-ledningsevnen for bergarten i nærvær av både olje og vann i de små porene. Selv om anvendelse av salt vann vil redusere svellingen av hvilken som helst leire som kan være til stede, kan det være nødvendig å anvende oljebaserte boreslam. in rocks with low permeability, results in a strong reduction of the fluid conductivity of the rock in the presence of both oil and water in the small pores. Although the use of salt water will reduce the swelling of any mud that may be present, it may be necessary to use oil-based drilling muds.

Oljebaserte slam er suspensjoner av faststoffer i olje. Diesel-brennstoffoljer med høyt flammepunkt (ASTM D 975) blir vanligvis anvendt som den flytende fase, og det nødvendige fin-dispergerte faststoff kan oppnås ved å tilsette oksydert (luftblåst) asfalt. Vanlige tyngemidler kan anvendes for å Oil-based sludges are suspensions of solids in oil. High flash point diesel fuel oils (ASTM D 975) are usually used as the liquid phase, and the required finely dispersed solids can be obtained by adding oxidized (air blown) asphalt. Ordinary weights can be used to

øke densiteten og viskositeten og tiksotropiske egenskaper kan reguleres ved spesielle såper og andre kjemikalier av kjent type. Oljebaserte slam er spesielt nyttige for slike formål som å hindre uthuling av visse skifere og spesielt som kompletterings-slam for boring i. sensitiv sand som bli.r skadet med vann. increase the density and viscosity and thixotropic properties can be regulated by special soaps and other chemicals of a known type. Oil-based muds are particularly useful for such purposes as preventing the erosion of certain shale and especially as make-up muds for drilling in sensitive water-damaged sands.

Andre oljeholdi.ge slam er olje-emulsjons-slam, vanligvis avOther oil-bearing sludges are oil-emulsion sludges, usually of

typen olje-i-vann, i. hvilke oljedråper er dispergert i. en kontinuerlig vannfase. Mengden av olje kan variere opp til 50% av volumet av slammet, selv om bare 10 til 15% er vanlig olje. Leire og andre mineraler og vanlige slam-behandlende kjemikalier virker som emulgeringsmidier, og ytterligere emulgeringsmidler såsom såper kan også anvendes. Inverterte emulsjoner av typen vann-i-olje er også blitt utviklet, først og fremst for brønnkompletteri ngs-f ormål, og i. disse slam er olje den kontinuerlige fase med vann til stede i. form av dråper. Spesielle såper og overflateaktive midler av kjent type kan være nødvendig' ved deres fremstilling. Disse slam gir utmerket borehull-stabilitet, er stabi le under forhold med høy temperatur og trykk og blir vanligvis ikke påvirket av salt, fett og hydritt- og sement-forurensning. the oil-in-water type, in which oil droplets are dispersed in a continuous water phase. The amount of oil can vary up to 50% of the volume of the sludge, although only 10 to 15% is normal oil. Clay and other minerals and common sludge-treating chemicals act as emulsifying agents, and additional emulsifying agents such as soaps may also be used. Inverted emulsions of the water-in-oil type have also been developed, primarily for well completion purposes, and in these muds, oil is the continuous phase with water present in the form of droplets. Special soaps and surfactants of a known type may be required in their manufacture. These muds provide excellent borehole stability, are stable under conditions of high temperature and pressure and are generally not affected by salt, grease and hydrite and cement contamination.

Et problem som man støter på med alle dieselbrennstoff-holdige boreslam, er imidlertid deres^toksisitet for mange livsformer. Selv om selve slammet blir resirkulert etter fjerning av borespon, blir sponen forurenset med oljen, og det kreves derfor miljømessig sikker anbringelse av avfallet. Ved boreoperasjoner ti l havs kan mi ljømessi g sikker anbri ngelse nødvendiggjøre omfattende vasking eller kalsinering for å A problem encountered with all diesel fuel-containing drilling muds, however, is their toxicity to many life forms. Although the mud itself is recycled after removal of drilling chips, the chips are contaminated with the oil, and environmentally safe disposal of the waste is therefore required. In offshore drilling operations, environmentally safe disposal may necessitate extensive washing or calcination to

fjerne oljen eller transportering av sponen til land for å anbringe den der. Det ville væreønskelig å unngå disse alternativer som er relativt kostbare og å anvende en olje som har lav toksisitet for liv i vann slik at sponen trygt kan kastes i. sjøen. Anvendelse av et boreslam med lav toksisitet ville også være ønskelig ved boring på land på grunn av at anbringel-sesproblemene også her ville bli redusert til et minimum. removing the oil or transporting the chip ashore to place it there. It would be desirable to avoid these alternatives, which are relatively expensive, and to use an oil that has low toxicity for aquatic life so that the chips can be safely disposed of in the sea. The use of a drilling mud with low toxicity would also be desirable when drilling on land because the placement problems would also be reduced to a minimum here.

Det er blitt fremsatt forslag for fremstilling av boreslam med lav toksisitet ved anvendelse av spesielle basisoljer, f.eks. visse høyforedlete hvite mineraloljeprodukter som er nafteniske av natur. SPE Paper No. 11891/3, laget for off-shore-konferansen Europe 83 i. forbindelse med møtet til "Society of Petroleum Engi neers ofAIME" i Aberdeen, Skottland, 6-9. sept. 1983, beskriver slam av denne type. Det har imidlertid vært kostbart å fremstille disse slam siden de behøver spesielle basis-råmaterialer og omfattende foredling for å oppnå sikkerhet for den ønskede lave toksisitet. Det ville derfor være ønskelig å blande sammen oljeholdige boreslam basert på vanlig tilgjenge- li.ge råmaterialer uten behov for omfattende og dyre foredlings-prosesser . Proposals have been made for the production of drilling mud with low toxicity using special base oils, e.g. certain highly refined white mineral oil products that are naphthenic in nature. SPE Paper No. 11891/3, made for the off-shore conference Europe 83 in connection with the meeting of the "Society of Petroleum Engineers of AIME" in Aberdeen, Scotland, 6-9. Sept. 1983, describes sludge of this type. However, it has been expensive to produce these sludges since they require special basic raw materials and extensive processing to achieve the desired low toxicity. It would therefore be desirable to mix together oily drilling muds based on commonly available raw materials without the need for extensive and expensive processing processes.

Vi har nå funnet at visse lett tilgjengelige foredlings-produkter, såsom tunge alkylat-fraksjoner, alene eller sammen med høytkokende løsningsmiddel-raffi nater, såsom basisråstoffer for smøreolje, er tilfredsstillende oljer for oljeholdige borefluider, og disse er mye mindre toksiske for livet i. vann enn di eselbrennstoff. We have now found that certain readily available refining products, such as heavy alkylate fractions, alone or together with high-boiling solvent raffinates, such as base feedstocks for lubricating oil, are satisfactory oils for oily drilling fluids, and these are much less toxic to life i. water than you donkey fuel.

I henhold til foreliggende oppfinnelse inkluderer et oljeholdig borefluid for anvendelse ved boring av brønner i. jorden en oljekomponent som omfatter en ikke-aromatisk hydro-karbonf raks jon som i. alt vesentlig er fri. for aromatiske komponenter og som har et iso-alifatisk innhold på minst 80 volum%. 01jekomponenten har ønskelig et flammepunkt (ASTM D 93) på minst 60°C, fortrinnsvis minst 65°C, av sikkerhetsmessige grunner og bør ha et hellepunkt (ASTM „D 97) som ikke er høyere enn -5°C for anvendelse på steder med kaldt vær, såsom i. Nordsjøen, selv om det kan tolereres høyere hellepunkter under varmere forhold, såsom i Mexico-gulfen. Denne i.kke-aromatiske fraksjon kan enten anvendes som sådan i boreslammet eller i. kombinasjon med en annen hydrokarbonkomponent, fortrinnsvis et høytkokende løsningsmiddel-raffinat, som i alt vesentlig er fritt for aromatiske komponenter som koker under 315°C. Den ikke-aromatiske fraksjon vil vanligvis utgjøre 30 til 100, fortrinnsvis 40 til 80 volum% av oljekomponentene i slammet, mens den annen komponent vil utgjøre den komplementære mengde, opptil 70, fortrinnsvis ikke mer enn 60 volum% av oljen i. slammet. According to the present invention, an oily drilling fluid for use in drilling wells in the earth includes an oil component comprising a non-aromatic hydrocarbon fraction which is essentially free. for aromatic components and which have an iso-aliphatic content of at least 80% by volume. The component should preferably have a flash point (ASTM D 93) of at least 60°C, preferably at least 65°C, for safety reasons and should have a pour point (ASTM „D 97) not higher than -5°C for use in locations with cold weather, such as in the North Sea, although higher pour points may be tolerated in warmer conditions, such as in the Gulf of Mexico. This non-aromatic fraction can either be used as such in the drilling mud or in combination with another hydrocarbon component, preferably a high-boiling solvent raffinate, which is essentially free of aromatic components that boil below 315°C. The non-aromatic fraction will usually make up 30 to 100, preferably 40 to 80% by volume of the oil components in the sludge, while the other component will make up the complementary amount, up to 70, preferably not more than 60% by volume of the oil in the sludge.

01jekomponenten blir blandet i et boreslam av passende egenskaper, idet det tas hensyn til anvendelsesforholdene, med slike boreslami.ngredi enser som over f lateakti ve midler, leire, tyngemidler og stabilisatorer. Slammene kan sammenblandes som oljebaserte slam, emulsjoner eller inverterte emulsjoner, etter ønske. The drilling component is mixed in a drilling mud of suitable properties, taking into account the application conditions, with such drilling mud ingredients as surfactants, clay, weighting agents and stabilizers. The slurries can be mixed as oil-based slurries, emulsions or inverted emulsions, as desired.

Vanligvis kan toksisiteten til mineraloljer for liv i. vann og andre livsformer tilskrives aromatiske komponenter. De ikke-aromatiske fraksjoner som anvendes i foreliggende oljeholdige borefluider er i alt vesentlig fri for aromatiske stoffer og er derfor lite toksiske overfor liv i vann eller andre livsformer. Disse ikke-aromatiske fraksjoner vil imidlertid ikke være helt tilfredsstillende av en rekke årsaker. For det første kan de være uegnet for andre formål, f.eks. anvendelse som dieselbrennstoff, og for det annet kan i. visse tilfeller boreslammet ha behov for fornyet sammenblanding dersom det skal bli. fullstendig stabilt og ellers tilfredsstillende. Vi har imidlertid funnet at den effektive toksisitet mot vandig liv for aromatiske oljer kommer av løseligheten i vann for de aromatiske hydrokarboner, og at lavtkokende aromatiske forbindelser er mye mer vannløseli.ge enn høytkokende sådanne. Dersom de aromatiske komponenter i en olje har tilstrekkelig høyt kokepunkt, vanligvis over 315°C, blir vannløseligheten tilstrekkelig lav til at det blir en lav effektiv toksisitet mot liv i vann. Basisråstoffer for smøreolje og andre høyt-kokende løsni.ngsmiddel-raf f i nater i hvilke enhver aromatisk komponent vil koke over 315°C er derfor egnet for blanding med den ikke-aromatiske fraksjon for å forbedre visse andre egenskaper til oljen, innbefattet dens forlikeli.ghet med leire og polare komponenter i visse boreslam-sammensetni.nger. Selv om disse høytkokende fraksjoner fremdeles kan inneholde vesentlige mengder av aromatiske forbindelser, f.eks. opp til ca. 35 vekt%, så vil det aromatiske innhold være høytkokende og ha lav løselighet i vann, og derfor ikke være upassende med henblikk på toksisitet for liv i vann. Basisråstoffer for smøreolje av denne type kunne anvendes som basisoljer for borefluider med lav toksisitet med hensyn til deres toksisitet for liv i vann, men de er vanligvis for viskøse til å kunne danne tilfredsstillende borefluider. Når de imidlertid blir blandet med den relativt lavtkokende, i kke-aromati ske fraksjon, kan det bli. dannet en olje med fysikalske egenskaper, såsom viskositet og kokeområde, som er lik dem for dieselbrennstoff, men med meget lav toksisitet mot liv i vandig miljø. Dessuten, på grunn av at de fysikalske egenskaper til de blandede oljer kan reguleres ved blandingen, kan disse oljer blandes sammen slik at de får tilfredsstillende forbrenningsytelse og gassturbiner, og vil derfor kunne anvendes som nødkraftbrennstoffer på boreplatt-former. Den ikke-aromati.ske komponent kan av seg selv i visse tilfeller være utilfredsstillende som dieselbrennstoff på grunn av dens lave cetantall, men blanding med de andre komponenter kan danne et tilfredsstillende brennstoff for dette formål. Generally, the toxicity of mineral oils to aquatic and other life forms can be attributed to aromatic components. The non-aromatic fractions used in the present oily drilling fluids are essentially free of aromatic substances and are therefore not very toxic to aquatic life or other life forms. However, these non-aromatic fractions will not be completely satisfactory for a number of reasons. Firstly, they may be unsuitable for other purposes, e.g. use as diesel fuel, and secondly, in certain cases the drilling mud may need to be re-mixed if it is to be. completely stable and otherwise satisfactory. However, we have found that the effective toxicity to aquatic life of aromatic oils comes from the solubility in water of the aromatic hydrocarbons, and that low-boiling aromatic compounds are much more water-soluble than high-boiling ones. If the aromatic components in an oil have a sufficiently high boiling point, usually above 315°C, the water solubility becomes sufficiently low that there is a low effective toxicity against aquatic life. Base feedstocks for lubricating oil and other high-boiling solvent-rafts in which any aromatic component will boil above 315°C are therefore suitable for blending with the non-aromatic fraction to improve certain other properties of the oil, including its compatibility. ghet with clay and polar components in certain drilling mud compositions. Although these high-boiling fractions may still contain significant amounts of aromatic compounds, e.g. up to approx. 35% by weight, then the aromatic content will be high-boiling and have low solubility in water, and therefore not be inappropriate in terms of toxicity to aquatic life. Lubricating oil base stocks of this type could be used as base oils for low toxicity drilling fluids in terms of their toxicity to aquatic life, but they are usually too viscous to form satisfactory drilling fluids. However, when they are mixed with the relatively low-boiling, non-aromatic fraction, it can become formed an oil with physical properties, such as viscosity and boiling range, similar to those of diesel fuel, but with very low toxicity to life in an aqueous environment. Moreover, due to the fact that the physical properties of the mixed oils can be regulated by mixing, these oils can be mixed together so that they obtain satisfactory combustion performance and gas turbines, and will therefore be able to be used as emergency power fuels on drilling rig forms. The non-aromatic component may by itself in certain cases be unsatisfactory as a diesel fuel due to its low cetane number, but mixing with the other components may form a satisfactory fuel for this purpose.

Ikke- aromatisk komponentNon-aromatic component

Den i.kke-aromati ske komponent i. boreslamoljen er et hydrokarbon i det destillat-kokeområde som av sikkerhetsmessige årsaker er valgt å ha et flammepunkt (ASTM D 93, Pensky-Martin Closed Cup) på minst 60°C, fortrinnsvis minst 65°C, slik at det tillates relativt risikofri anvendelse under vanlige boreforhold. The non-aromatic component of the drilling mud oil is a hydrocarbon in the distillate boiling range which, for safety reasons, has been chosen to have a flash point (ASTM D 93, Pensky-Martin Closed Cup) of at least 60°C, preferably at least 65° C, so that relatively risk-free use is permitted under normal drilling conditions.

Denne komponent i. oljen erkarakterisert vedå være i.This component in the oil is characterized by being i.

alt vesentlig fri for aromatiske komponenter som ville være toksiske for liv i havet. Dessuten vil den ha et isoalifatisk innhold på minst 80, og fortrinnsvis minst 90 volum%. Uttrykket "isoalifatisk" blir her og ellers i denne beskrivelse anvendt for alifatiske forbindelser, spesielt paraffiner og olefi.ner med én eller flere kjedeforgreninger, f.eks. paraffiner som ikke er n-paraffiner, og olefi.ner som ikke er n-olefiner. Det iso-alifatiske innhold i denne fraksjon kan derfor tilveiebringes med iso-paraffiner, iso-olefiner eller blandinger av de to. Hydrokarbonfraks joner av denne type kan dannes ved forskjellige prosesser, men en bekvem kilde er strømmen av foredlingsprodukt som oppnås fra en alkyleringsenhet. En annen kilde for disse fraksjoner er oli gomeri.seri ngen av olefi.ner over sur katalysator, spesielt zeolitten ZSM-5 med intermediær porestørrelse. all essentially free of aromatic components that would be toxic to marine life. Furthermore, it will have an isoaliphatic content of at least 80, and preferably at least 90% by volume. The term "isoaliphatic" is used here and elsewhere in this description for aliphatic compounds, especially paraffins and olefins with one or more chain branches, e.g. paraffins which are not n-paraffins, and olefins which are not n-olefins. The iso-aliphatic content in this fraction can therefore be provided with iso-paraffins, iso-olefins or mixtures of the two. Hydrocarbon fractions of this type can be formed by various processes, but a convenient source is the downstream product stream obtained from an alkylation unit. Another source for these fractions is the oligomerization of olefins over acid catalyst, especially the zeolite ZSM-5 with intermediate pore size.

Alkylering er en konvensjonell petroleum-foredlings-prosess ved hjelp av hvilken et iso-paraffin, typisk iso-butan, blir kombinert med et olefin for å danne et høytkokende iso-paraf fin med forbedrede egenskaper. Den kommersielle anvendelse av prosessen er i. stor grad begrenset til alkylering av lavere alkaner, spesielt isobutan, med lavere alkener, såsom propylen, butylen eller penten, eller blandinger av disse olefi.ner, ved anvendelse av en sur katalysator, vanligvis svovelsyre eller hydrof luorsyre . Under alkyleri.ngsreaks jonen bli r paraffinet omdannet til paraffiner med forgrenet kjede. Alkylerings-produktet er derfor en utmerket kilde for iso-paraffaner for anvendelse i. foreliggende boreslam. Alkylation is a conventional petroleum refining process by which an iso-paraffin, typically iso-butane, is combined with an olefin to form a high-boiling iso-paraffin with improved properties. The commercial application of the process is largely limited to the alkylation of lower alkanes, especially isobutane, with lower alkenes, such as propylene, butylene or pentene, or mixtures of these olefins, using an acidic catalyst, usually sulfuric acid or hydroph lauric acid. During the alkylation reaction, the paraffin is converted into branched chain paraffins. The alkylation product is therefore an excellent source of iso-paraffins for use in the present drilling mud.

Forskjellige alkyleringsprosesser er beskrevet i Advances in Petroleum Chemistry and Refi.nery, utgitt av J.J. McKetta, Interscience New York 1964, vol. I (s. 336 og følgende), II Various alkylation processes are described in Advances in Petroleum Chemistry and Refining, published by J.J. McKetta, Interscience New York 1964, vol. I (p. 336 et seq.), II

(s. 314 og følgende) og III (s. 278 og følgende), og det refe- (p. 314 et seq.) and III (p. 278 et seq.), and the reference

reres dertil for å få en beskrivelse av typiske alkyleringsprosesser som kan anvendes for å danne sterke iso-paraffin-fraksjoner som kan anvendes i. foreliggende boreslam. are referred to in order to obtain a description of typical alkylation processes that can be used to form strong iso-paraffin fractions that can be used in the present drilling mud.

Det tunge alkylatprodukt fra alkyleringsenheten, d.v.s. den fraksjon som koker over bensinområdet, anvendes for foreliggende formål for å oppnå det ønskede flammepunkt. Den tunge alkylatfraksjon vil derfor vanligvis ha et innledende kokepunkt på minst 150°C, fortrinnsvis minst 170°C. Det endelige kokepunkt er typisk fra 315 til 345°C, i avhengighet av alkylerings-prosessen som anvendes og de formål som produktet ellers er tiltenkt. Kokeområdene er i seg selv ikke kritiske, men det vil vanligvis bli valgt en fraksjon som tilfredsstiller flammepunkt-kravet, som bør overholdes ved anvendelsen, av sikkerhetsmessige grunner. The heavy alkylate product from the alkylation unit, i.e. the fraction that boils above the gasoline range is used for present purposes to achieve the desired flash point. The heavy alkylate fraction will therefore usually have an initial boiling point of at least 150°C, preferably at least 170°C. The final boiling point is typically from 315 to 345°C, depending on the alkylation process used and the purposes for which the product is otherwise intended. The boiling ranges in themselves are not critical, but a fraction will usually be chosen which satisfies the flash point requirement, which should be complied with in the application, for safety reasons.

En annen i. alt vesentlig ikke-aromatisk hydrokarbon-fraksjon som kan anvendes e,r det produkt som oppnås ved oligo-merisering av lavmolekylære olefi.ner over sure zeoli.tter med i.ntermedi.ær porestørrelse , såsom ZSM-5. En foretrukket fremgangsmåte av dette slag er kjent som "Mobil Olefins to Gasoline Di sti Hate (MOGD) process" og ved MOGD-prosessen blir olefi.ner med lav molekylvekt, spesielt C^-Cj--alkener, ført over en sur zeoli.tt med intermediær porestørrelse, såsom HZSM-5, ved moderat forhøyede temperaturer og trykk. Oligomeriseringsproduktene er flytende brennstoffer i. bensin- og destillat-kokeområde som kan separeres ved destillasjon for å frembringe produkter fra desti.llatområdet som kan anvendes i foreliggende blandinger. Another essentially non-aromatic hydrocarbon fraction that can be used is the product obtained by oligomerization of low molecular weight olefins over acidic zeolites with intermediate pore size, such as ZSM-5. A preferred method of this kind is known as the "Mobil Olefins to Gasoline Di sti Hate (MOGD) process" and in the MOGD process, low molecular weight olefins, especially C 1 -C 1 -alkenes, are passed over an acidic zeoli. tt with intermediate pore size, such as HZSM-5, at moderately elevated temperatures and pressures. The oligomerization products are liquid fuels in the petrol and distillate boiling range which can be separated by distillation to produce products from the distillate range which can be used in the present mixtures.

Olefin-tilmatningen til MOGD-prosessen består i alt vesentlig av C^-C^-ali f ati ske umettede hydrokarboner som inneholder en hovedfraksjon av monoalkener, hvor diener og andre skadelige materialer er i alt vesentlig fraværende., Tilmat-ningsråstoffet er fortrinnsvis minst 50-70 mol% C-j-Cg-alkener, fortrinnsvis etylen, propylen og butylen. Råstofftilmatninger av denne type kan oppnås fra forskjellige kilder, inkludert strømmer fra bearbeidelse av fossilt brennstoff, utstrømninger fra separasjonsenheter, pyrolyse av (C2+)-hydrokarboner og forskjellige strømmer fra brennstoffbearbeidning. Olefiniske utstrømninger fra fluidisert katalytisk spaltning av gassolje og andre tunge ol jef raks joner er en verdifull kilde for olefi.ner, hovedsakeli g C-^-C^-olef i ner for omdannelse ti l produkter i bensin - og destillat-området ved MOGD-prosessen. The olefin feed to the MOGD process essentially consists of C^-C^-aliphatic unsaturated hydrocarbons containing a main fraction of monoalkenes, where dienes and other harmful materials are essentially absent. The feedstock is preferably at least 50-70 mol% C-j-Cg-alkenes, preferably ethylene, propylene and butylene. Feedstock feeds of this type can be obtained from various sources, including streams from fossil fuel processing, effluents from separation units, pyrolysis of (C2+) hydrocarbons and various streams from fuel processing. Olefinic effluents from fluidized catalytic cracking of gas oil and other heavy oil fractions are a valuable source of olefins, mainly C-^-C^-olefins for conversion to products in the gasoline and distillate area at MOGD - the process.

Råstofftilmatningen kan kombineres med resykli.sert væske fra oli gomeriseringsprosessen som et fortynningsmiddel, og etter at den er satt under trykk, føres den til en katalytisk reaktor i hvilken oligomeriseringen foregår. Reaktoren omfatter passende et antall reaktorer med fast sjikt med et varmebytter-system for opprettholdelse av den ønskede termiske balanse. Utstrømningen fra reaktoren kan avkjøles ved varmeveksling, hvoretter produktet kan deles for å oppnå en bensi nfraks jon og en desti.llatf raks jon. Fraksjonen for destillatområdet er den som blir anvendt i sammenblandingen i foreliggende borefluider med lav toksisitet for å oppnå detønskede minimale flammepunkt, selv om kokeområdet i seg selv ikke er kritisk. Fraksjonen fra destillatområdet vil imidlertid typisk ha et innledende kokepunkt på minst 150°C, mer vanlig minst 165°C, og et ende-kokepunkt under 400°C. Bensinfraksjonen kan anvendes for å ti lveiebringe resykli.sert fortynningsmi.ddel, som beskrevet i. US-patentskrifter 4.456.779, 4.450.311 og 4.444.988. The raw material feed can be combined with recycled liquid from the oligomerization process as a diluent, and after it has been pressurized, it is fed to a catalytic reactor in which the oligomerization takes place. The reactor suitably comprises a number of fixed bed reactors with a heat exchanger system for maintaining the desired thermal balance. The outflow from the reactor can be cooled by heat exchange, after which the product can be split to obtain a gasoline fraction and a distillate fraction. The fraction for the distillate range is that which is used in the mixture in the present drilling fluids with low toxicity to achieve the desired minimum flash point, even if the boiling range in itself is not critical. However, the fraction from the distillate range will typically have an initial boiling point of at least 150°C, more commonly at least 165°C, and a final boiling point below 400°C. The gasoline fraction can be used to provide recycled diluent, as described in US Patents 4,456,779, 4,450,311 and 4,444,988.

Katalysatoren som anvendes ved oligomeriserings-prosessen er en sur zeoli.tt med intermedi.ær porestørrelse, såsom ZSM-5, selv om det også kan anvendes andre zeolitter som har en tvangsstyringsindeks på fra 1 til 12, såsom ZSM-11, ZSM-12, ZSM-23, ZSM-35, ZSM-38, ZSM-48 og de intermediære ZSM-5/ZSM-11. Zeolitter av denne type vil også ha et pore-forhold (strukturelt) mellom silisiumoksyd og aluminiumoksyd på minst 12:1 og fortrinnsvis mye høyere, vanligvis minst 30:1, eller endog høyere, f.eks. 70:1, 200:1, 500:1 eller endog høyere. I prinsipp synes den øvre grense for molforholdet mellom si lisiumoksyd og alumi niumoksyd å være ubegrenset og i. noen zeolitter med intermedi.ær porestørrelse kan det være så høyt som 30.000:1 eller endog høyere, idet det strekker seg, The catalyst used in the oligomerization process is an acidic zeolite with an intermediate pore size, such as ZSM-5, although other zeolites can also be used which have a forced control index of from 1 to 12, such as ZSM-11, ZSM-12 , ZSM-23, ZSM-35, ZSM-38, ZSM-48 and the intermediate ZSM-5/ZSM-11. Zeolites of this type will also have a pore ratio (structural) between silicon oxide and aluminum oxide of at least 12:1 and preferably much higher, usually at least 30:1, or even higher, e.g. 70:1, 200:1, 500:1 or even higher. In principle, the upper limit for the molar ratio between silicon oxide and aluminum oxide seems to be unlimited and in some zeolites with intermediate pore size it can be as high as 30,000:1 or even higher, as it extends,

i det minste teoretisk, til uendelig.Betydningen av uttrykket "tvangsstyringsindeks" er beskrevet i US-patentskrift nr. 4.456.779, og det refereres til dette for en definisjon av denne indeks og for den fremgangsmåte hvorved den blir bestemt. Zeolitt ZSM-5 er beskrevet i US-patentskrift nr. 3.702.886, at least theoretically, to infinity. The meaning of the term "forced steering index" is described in US Patent No. 4,456,779, and reference is made to this for a definition of this index and for the method by which it is determined. Zeolite ZSM-5 is described in US Patent No. 3,702,886,

den intermediære ZSM-5/ZSM-11 i US-patentskrift nr. 4.229.424, ZSM-11 i US-patentskrift nr. 3.709.979, ZSM-12 i US-patentskrift nr. 3.832.449, ZSM-23 i US-patentskrift nr. 4.076.842, ZSM-35 i the intermediate ZSM-5/ZSM-11 in US Patent No. 4,229,424, ZSM-11 in US Patent No. 3,709,979, ZSM-12 in US Patent No. 3,832,449, ZSM-23 in US - patent document no. 4,076,842, ZSM-35 i

US-patentskrift nr. 4.016.245, ZSM-38 i US-patentskrift nr. 4.046.859 og ZSM-48 i US-patentskrift nr. 4.397.827. US-patentskrift Re nr. 29.948 beskriver et krystallinsk materiale som har et røntgenstråle-defraksjonsmønster for ZSM-5 og US-patentskrift nr. 4.061.724 beskriver en ZSM-5 med høyt si.li.si umoksydi nnhold. Det refereres til disse patentskrifter for en beskrivelse av disse zeolitter, deres egenskaper og fremgangsmåter for fremstilling. US Patent No. 4,016,245, ZSM-38 in US Patent No. 4,046,859 and ZSM-48 in US Patent No. 4,397,827. US Patent No. 29,948 discloses a crystalline material having an X-ray diffraction pattern for ZSM-5 and US Patent No. 4,061,724 discloses a ZSM-5 with high silica content. Reference is made to these patent documents for a description of these zeolites, their properties and methods of production.

Prosessforhold og utstyr som er egnet for utførelse av oligomeriseringen er beskrevet i US-patentskrifter nr. 4.456.779, 3.960.978, 4.021.502 og 4.150.062, og det refereres til disse med hensyn til detaljer om slike forhold, katalysatorer og utstyr. Vanligvis er forholdene som anvendes ved utførelse ved destillat-måten (d.v.s. for å optimalisere destillatdannelse) ved moderat forhøyede temperaturer, typisk 190 til 315°C, med en maksimal temperaturforskjell over enhver reaktor- i. den foretrukne fler-sji.kti.ge sekvens på ca. 10°C. Romhastigheter vil vanligvis ligge i området fra 0,1 til 5, fortrinnsvis 0,5-1 (LHSV basert på olefintilmatning). Trykkene vil vanligvis ligge i området fra 3500 til 7000 kPa, selv om det ikke kan utelukkes trykk over og under dette område. Process conditions and equipment suitable for carrying out the oligomerization are described in US Patent Nos. 4,456,779, 3,960,978, 4,021,502 and 4,150,062, and reference is made to these for details of such conditions, catalysts and equipment . Generally, the conditions used in distillate mode operation (i.e. to optimize distillate formation) are at moderately elevated temperatures, typically 190 to 315°C, with a maximum temperature difference across any reactor in the preferred multistage sequence. of approx. 10°C. Space velocities will typically range from 0.1 to 5, preferably 0.5-1 (LHSV based on olefin feed). The pressures will usually lie in the range from 3500 to 7000 kPa, although pressures above and below this range cannot be ruled out.

En foretrukket varmeveksler-teknikk for opprettholdelseA preferred heat exchanger technique for maintenance

av den ønskede termiske balanse i. systemet er åpenbart i. US-patentskrift nr. 4.450.311, som det refereres til for beskrivelse av teknikken. Andre foretrukne fremgangsmåter for utførelse av MOGD-prosessen er beskrevet i US-patentskrifter nr. 4.433.185, 4.444.988 og 4.456.779, som det refereres til for beskrivelse av slike foretrukne fremgangsmåter. of the desired thermal balance in the system is disclosed in US Patent No. 4,450,311, to which reference is made for the description of the technique. Other preferred methods for carrying out the MOGD process are described in US Patent Nos. 4,433,185, 4,444,988 and 4,456,779, to which reference is made for the description of such preferred methods.

Produktet fra destillat-kokeområdet ved MOGD-prosessen er rikt på iso-olefiner, det inneholder typisk minst 80 og vanligvis minst 90 volum% av iso-olefiner, og resten er i alt vesentlig iso-paraffiner. Destillat-produktet kan anvendes direkte som den i.kke-aromatiske komponent i boreslammet eller kan alterna-tivt først utsettes for en hydrogeneringsbehandli.ng for å omdanne iso-olefinene til iso-paraffiner, slik at det hydro-generte produkt nesten fullstendig vil bestå av iso-paraffiner. Hydrogenering blir passende utført over en metallkatalysator, passende et metall fra gruppe VI eller VIII i. det periodiske system, f.eks. Ni, Co, Mo eller W på en inert bærer med lav surhet, f. eks. aluminiumoksyd eller silisiumoksyd, under forhold med forhøyede temperaturer og trykk, f.eks. 100 til 550°C ved trykk på 150-3000 kPa. Produktet fra MOGD-prosessen, hydrogenert eller ikke, er i. alt vesentlig fritt for n-paraffiner og tilveiebringer derfor et lavt hellepunkt uten at det er nødvendig å bruke hellepunkt-forbedrere for anvendelse i. kaldt vær. The product from the distillate boiling area of the MOGD process is rich in iso-olefins, it typically contains at least 80 and usually at least 90% by volume of iso-olefins, and the remainder is essentially iso-paraffins. The distillate product can be used directly as the non-aromatic component in the drilling mud or alternatively can first be subjected to a hydrogenation treatment to convert the iso-olefins into iso-paraffins, so that the hydrogenated product will almost completely consist of of iso-paraffins. Hydrogenation is suitably carried out over a metal catalyst, suitably a metal from group VI or VIII in the periodic table, e.g. Ni, Co, Mo or W on an inert support with low acidity, e.g. alumina or silicon oxide, under conditions of elevated temperatures and pressures, e.g. 100 to 550°C at pressures of 150-3000 kPa. The product from the MOGD process, hydrogenated or not, is essentially free of n-paraffins and therefore provides a low pour point without the need to use pour point improvers for use in cold weather.

Tung- olje- komponentHeavy oil component

Selv om den sterkt iso-ali.f ati ske fraksjon kan anvendes som den er, som ol jekomponenten i. slammet, så kan det være ønskelig å blande den med en annen hydrokarbonkomponent for å oppnå den beste kombinasjon av egenskaper. To faktorer er relevante her. For det første er det, på borerigger til havs, ønskelig å redusere til et minimum antallet av forskjellige oljer som det er nødvendig å lagre, spesielt når det er nød-vendig med store mengder av dem. Når det blir anvendt diesel-olje-basert slam kunne åpenbart ett forråd av olje forsyne dieselutstyret på plattformen og også tilveiebringe olje for sammenblanding av slammet. De tunge alkylatfraksjoner kan som sådanne være utilfredsstillende dieselbrennstoffer på grunn av at deres cetantall (ASTM D 613) kan være for lavt (i motsetning til dette kan imidlertid den tunge MOGD-fraks jon være tilfredsstillende som dieselbrennstoff). Begge disse problemer kan imidlertid overvinnes ved å blande den sterkt iso-alifatiske komponent med tungoljefraksjonen som vil tilveiebringe tilstrekkelig med høytkokende komponenter for å oppnå tilfredsstillende cetantall for dieselbrennstoff-blanding, men fremdeles bevare den lave toksisitet til hele blandingen. Som tidligere nevnt har vi. funnet at toksisiteten til hydrokarboner for livet i havet kommer av løseligheten i vann for lavtkokende aromatiske forbindelser. I motsetning til dette har aromatiske forbindelser som koker over 315°C tilstrekkelig lav løselighet i. vann til at de er i alt vesentlig ikke-toksiske for livet i. havet. Nærværet av disse høytkokende aromatiske forbindelse^ er derfor godtagbart med hensyn til toksisitet-, Although the strongly iso-aliphatic fraction can be used as it is, as the oil component in the sludge, it may be desirable to mix it with another hydrocarbon component to achieve the best combination of properties. Two factors are relevant here. Firstly, on offshore drilling rigs, it is desirable to reduce to a minimum the number of different oils which it is necessary to store, especially when large quantities of them are necessary. When diesel-oil-based sludge is used, obviously a supply of oil could supply the diesel equipment on the platform and also provide oil for mixing the sludge. As such, the heavy alkylate fractions may be unsatisfactory diesel fuels because their cetane number (ASTM D 613) may be too low (in contrast, however, the heavy MOGD fraction may be satisfactory as a diesel fuel). However, both of these problems can be overcome by mixing the highly iso-aliphatic component with the heavy oil fraction which will provide sufficient high boiling components to achieve satisfactory cetane numbers for the diesel fuel blend, but still preserve the low toxicity of the whole blend. As previously mentioned, we have found that the toxicity of hydrocarbons to marine life comes from the solubility in water of low-boiling aromatic compounds. In contrast, aromatic compounds boiling above 315°C have sufficiently low solubility in water that they are essentially non-toxic to marine life. The presence of these high-boiling aromatic compounds^ is therefore acceptable with respect to toxicity-,

og samtidig tilveiebringer de en optimal kombinasjon av egenskaper for hele oljeblandi.ngen. and at the same time they provide an optimal combination of properties for the entire oil mixture.

For det annet kan hel og full anvendelse av den alifatiske fraksjon nødvendiggjøre at visse boreslam må sammenblandes på Secondly, full and complete use of the aliphatic fraction may necessitate that certain drilling muds must be mixed in

ny dersom slammet skal bli fullsetndig stabilt og tilfredsstillende på andre måter. Nødvendigheten av sammenblanding på ny kan imdlertid unngås dersom den høytkokende komponent tilsettes. Den høytkokende komponent er derforkarakterisertved å være i alt vesentlig fri. for aromatiske komponenter som koker under 315°C, fortrinnsvis 345°C. Denne komponent som oppfyller oljeblandingen komplementært, vil vanligvis være til stede i. en mengde på opp til 60, og fortrinnsvis ikke mer enn 40 volum% av oljen i blandingen. Vanligvis vil det innledende kokepunkt for denne komponent være minst 315°C, og mer vanlig 345°C, med et typisk slutt-kokepunkt under 650°C, vanligvis under 540°C, selv om disse kokepunkter ikke er kritiske og bredere kokeområder lett kan godtas, f.eks. en IBP så lav som 250°C eller 270°C forutsatt, at begrensingen av lavtkokende aromatiske forbindelser blir fulgt. En bekvem kilde for denne høytkokende komponent er et høytkokende løsningsmiddel-raffinat såsom et basisråstoff for smøreolje. Andre høyt-kokende komponenter inkluderer av-voksede smøreolje-råstoffer oppnådd ved løsningsmiddel- eller katalytisk av-voksing, og andre fraksjoner som er i alt vesentlig fri for lavtkokende aromatiske forbindelser kan også anvendes. new if the sludge is to become completely stable and satisfactory in other ways. The need for mixing again can meanwhile be avoided if the high-boiling component is added. The high-boiling component is therefore characterized by being essentially free. for aromatic components boiling below 315°C, preferably 345°C. This component which complements the oil mixture will usually be present in an amount of up to 60, and preferably not more than 40% by volume of the oil in the mixture. Typically, the initial boiling point of this component will be at least 315°C, and more commonly 345°C, with a typical final boiling point below 650°C, usually below 540°C, although these boiling points are not critical and wider boiling ranges can easily be accepted, e.g. an IBP as low as 250°C or 270°C provided the restriction of low boiling aromatic compounds is followed. A convenient source of this high-boiling component is a high-boiling solvent raffinate such as a base feedstock for lubricating oil. Other high-boiling components include dewaxed lubricating oil feedstocks obtained by solvent or catalytic dewaxing, and other fractions substantially free of low-boiling aromatic compounds may also be used.

Disse basisråstoffer for smøreolje kan være paraffiniske, nafteniske eller asfaltiske av natur, men det blir vanligvis foretrukket å anvende paraffiniske råstoffer både med henblikk på deres kommersielle tilgjengelighet og på deres fysikalske egenskaper såsom viskositet og viskositetsindeks. Dessuten vil paraffiniske smøreoljeråstoffer vanligvis være fri for vesentlige mengder av aromatiske (asfaltiske) komponenter og vil derfor iboende ha laveretoksisitet enn de mer asfaltiske materialer. Nærværet av vesentlige mengder av aromatiske komponenter kan imidlertid tolereres under forutsetning av at de er høytkokende (over 315°C) slik at løseligheten av disse aromatiske komponenter i. vann er sterkt redusert. En fore-trukken teknikk for å fjerne aromatiske komponenter fra basisråstoff er er ved furfural-ekstraksjon, og dette vil vanligvis gi en effektiv fjerning av laverekokende, uønskede aromatiske forbindelser. Etter furfural-ekstrahering kan basisråstoffer for smøreolje typisk fremdeles inneholde opp til ca. 35% aromatiske forbindelser, men på grunn av at de gjenværende aromatiske forbindelser vil være høytkokende så vil de ha lav toksisitet for liv i vann. These lubricating oil base feedstocks may be paraffinic, naphthenic or asphaltic in nature, but it is usually preferred to use paraffinic feedstocks both for their commercial availability and for their physical properties such as viscosity and viscosity index. In addition, paraffinic lubricating oil raw materials will usually be free of significant amounts of aromatic (asphaltic) components and will therefore inherently have lower toxicity than the more asphaltic materials. The presence of significant amounts of aromatic components can, however, be tolerated on the condition that they are high-boiling (above 315°C), so that the solubility of these aromatic components in water is greatly reduced. A preferred technique for removing aromatic components from base raw materials is by furfural extraction, and this will usually provide an effective removal of lower boiling, unwanted aromatic compounds. After furfural extraction, base raw materials for lubricating oil can typically still contain up to approx. 35% aromatic compounds, but because the remaining aromatic compounds will be high-boiling, they will have low toxicity for aquatic life.

Vanligvis vil volumforholdet mellom den iso-paraffiniske komponent og den høytkokende råstoffkomponent være fra 100:0 til 30:70, fortrinnsvis 80:20 til 40:60, og fordelaktig fra 60:40 til 70:30. I hvert enkelt tilfelle bør imidlertid det eksakte forhold velges i henhold til deønskede egenskaper til oljeblandingen og det endelige boreslam og egenskapene til de tilgjengelige smøreolje-råstoffer. Dersom f.eks. de forventede forhold under boringen inkluderer høy temperatur, kan det være ønskelig å inkludere en relativt større mengde av det høyt-kokende basisråmateriale for smøreolje og relativt mindre av den lavtkokende fraksjon fra destillatområdet. Dersom videre et MOGD-råmateriale er tilgjengelig og slam-sammensetningen ikke er noe problem, er det kanskje ikke noe behov for å blande inn den høytkokende komponent. Dersom det likeledes ikke kreves diesel-ytelse, er det kanskje heller ikke behov for å inkludere den høytkokende komponent. Typically, the volume ratio between the iso-paraffinic component and the high-boiling raw material component will be from 100:0 to 30:70, preferably from 80:20 to 40:60, and advantageously from 60:40 to 70:30. In each case, however, the exact ratio should be selected according to the desired properties of the oil mixture and the final drilling mud and the properties of the available lubricating oil feedstocks. If e.g. the expected conditions during drilling include high temperature, it may be desirable to include a relatively larger amount of the high-boiling base feedstock for lubricating oil and relatively less of the low-boiling fraction from the distillate region. Furthermore, if a MOGD raw material is available and the sludge composition is not a problem, there may be no need to mix in the high-boiling component. If diesel performance is also not required, there may also be no need to include the high-boiling component.

01 jekomponenten i. boref lui det bør, etter sammenblanding, ha et flammepunkt (ASTM 93) på minst 60°C, fortrinnsvis minst 65°C av sikkerhetsmessige årsaker, som nevnt tidligere. På grunn av at den eventuelle høytkokende komponent i oljen ikke vil inneholde vesentlige mengder av flyktige stoffer som bidrar til et lavt flammepunkt, vil det vanligvis ikke være noe behov for enkeltvis overvåking av denne for å tilfredsstille dette krav, selv om det åpenbart vil være det for den iso-alifatiske komponent som er i. destillat-kokeområdet. Også når slammet skal anvendes i områder med kaldt vær, såsom i. Nordsjøen, bør det være et hellepunkt (ASTM D 97) på -5°C maksimalt, og fortrinnsvis ikke over -12°C, for å redusere sterkest mulig problemer med behandling og pumping når oljen blir lagret før blanding med de andre komponenter i slammet. Et hellepunkt på -20°C vil typisk være egnet for anvendelse de fleste steder. Dersom det imidlertid inkluderes for anvendelse på steder med varmt vær, kan det slappes av på hellepunkt-restriksjonen på grunn av at det da vil være liten risiko for pumpe-problemer. 01 the component in the drilling fluid should, after mixing, have a flash point (ASTM 93) of at least 60°C, preferably at least 65°C for safety reasons, as mentioned earlier. Due to the fact that any high-boiling component in the oil will not contain significant amounts of volatile substances that contribute to a low flash point, there will usually be no need for individual monitoring of this to satisfy this requirement, although there obviously will be for the iso-aliphatic component which is in the distillate boiling range. Also when the sludge is to be used in areas with cold weather, such as in the North Sea, there should be a pour point (ASTM D 97) of -5°C maximum, and preferably not above -12°C, to reduce as much as possible problems with treatment and pumping when the oil is stored before mixing with the other components in the sludge. A pour point of -20°C will typically be suitable for use in most locations. However, if it is included for use in hot weather locations, the pour point restriction can be relaxed because there will then be little risk of pumping problems.

Borefluid- sammenblandingBorefluid mixing

De oljeholdige borefluider som inneholder de iso-alifatiske fraksjoner fra destillatområdet, enten som sådanne eller sammen med basisråstoffene for smøremidler, kan være oljebaserte fluider, olje-i-vann-emulsjoner eller inverterte emulsjoner. De inverterte emulsjonslam vil ofte foretrekkes på grunn av deres stabilitet ved mange anvendelser. De øvrige komponenter enn oljen i borefluidet er slike som vanligvis kunne anvendes i. den egnede slamtype, og de vil vanligvis være av typer som kan fås i handelen, fremstilt i henhold til for-skriftene til leverandøren. Typiske komponenter i de oljebaserte slam vil inkludere oksydert asfalt, leire og andre konvensjonelle materialer. 01je-i-vann-emulsjoner vil vanligvis inneholde leire, f.eks. overf late-modi f i.sert (organisk) bentonitt-leire, andre mineraler og vanlige slam-behandlende kjemikalier såsom emulgeri.ngsmi.dier og stabilisatorer, f.eks. høytemperatur-stabilisatorer. Inverterte emulsjoner vil vanligvis inkludere de spesielle såper og overflateaktive midler som kreves for deres fremstilling. I hvert tilfelle kan tynge-mi.dler såsom bari.tt være til stede dersom driftsforholdene nødvendiggjør dette. Det kreves vanligvis ikke noen bearbeidelse av de konvensjonelle slam-sammenblandinger når diesel-brenn-stoffoljene i de konvensjonelle sammenblandinger erstattes med hydrokarbon-komponentene i henhold til foreliggende oppfinnelse, selv om det er åpenbart at ikke-olje-komponentene bør velges slik at de har den nødvendige lave toksisitet. Slam-pakninger med lav toksisitet kan fås i handelen fra en rekke leverandører. The oily drilling fluids containing the iso-aliphatic fractions from the distillate area, either as such or together with the base raw materials for lubricants, can be oil-based fluids, oil-in-water emulsions or inverted emulsions. The inverted emulsion lambs will often be preferred because of their stability in many applications. The other components than the oil in the drilling fluid are those that could usually be used in the suitable mud type, and they will usually be of types that can be obtained in the trade, produced in accordance with the regulations of the supplier. Typical components of the oil-based sludges will include oxidized asphalt, clay and other conventional materials. Water-in-water emulsions will usually contain clay, e.g. surface-modified (organic) bentonite clay, other minerals and common sludge-treating chemicals such as emulsifying agents and stabilizers, e.g. high temperature stabilizers. Inverted emulsions will usually include the special soaps and surfactants required for their preparation. In each case, weighting agents such as barium may be present if the operating conditions necessitate this. No processing of the conventional sludge blends is usually required when the diesel fuel oils in the conventional blends are replaced by the hydrocarbon components of the present invention, although it is obvious that the non-oil components should be selected to have the necessary low toxicity. Sludge packs with low toxicity are commercially available from a number of suppliers.

En typisk boreslamblanding omfatter f.eks. de følgende komponenter med lav toksisitet: A typical drilling mud mixture includes e.g. the following components with low toxicity:

På grunn av at oljene ved foreliggende oppfinnelse har en lavere akvatisk toksisitet, sammenlignet med konvensjonelle dieselbrennstoffer, har sponen som er forurenset med oljene klart lavere toksisitet for forskjellige livsformer, spesielt livsformer i sjøen. Spon som er forurenset med oljen kan derfor lettere anbringes enn spon som er forurenset med konvensjonelle oljeholdige borefluider. Dette er spesielt fordelaktig ved operasjoner til havs, som tidligere nevnt. Dessuten kan disse oljer også blandes for å gi tilfredsstillende forbrenningsytelse i. dieselmotorer, gassturbiner og multi-brennstoffmotorer som kan anvendes på boreutstyr, spesielt på rigger til havs, og de kan derfor anvendes når det er behov for brennstoff. Due to the fact that the oils of the present invention have a lower aquatic toxicity, compared to conventional diesel fuels, the chips that are contaminated with the oils have clearly lower toxicity for different life forms, especially life forms in the sea. Chips that are contaminated with the oil can therefore be placed more easily than chips that are contaminated with conventional oily drilling fluids. This is particularly advantageous for operations at sea, as previously mentioned. Moreover, these oils can also be mixed to give satisfactory combustion performance in diesel engines, gas turbines and multi-fuel engines that can be used on drilling equipment, especially on offshore rigs, and they can therefore be used when fuel is needed.

Eksempler 1- 3Examples 1-3

I eksemplene 1 til 3 ble tre borefluider blandet sammen med det formål å tilfredsstille siktemåls-egenskapene angitt i tabell 1 nedenfor: In Examples 1 to 3, three drilling fluids were mixed together for the purpose of satisfying the target properties set forth in Table 1 below:

De tre blandinger ble fremstilt ved anvendelse av en tung alkylat-fraksjon som har et innledende kokepunkt på 182°C, oppnådd ved H2S04-alkylering, og et 60 SUS (tilnærmet 10 cs) løsningsmiddel-foredlet basisråstoff for smøreolje i alt vesentlig fritt for lavtkokende (under 315°C) aromatiske kompo- • nenter. Disse oljer ble sammenblandet med i. handelen tilgjengelige boreslamkomponenter for å danne boreslam med egenskaper så lik siktemåls-egenskapene som mulig. På grunn av at slammene ikke var optimalisert for borefluid-ytelse, blir ytelses- graderingene som er angitt nedenfor, utsatt for ytterligere forbedringer. Egenskapene til slammene er angitt i tabell 2 nedenunder. The three blends were prepared using a heavy alkylate fraction having an initial boiling point of 182°C, obtained by H 2 SO 4 alkylation, and a 60 SUS (approximately 10 cs) solvent-refined lube oil base stock substantially free of low-boiling (below 315°C) aromatic components. These oils were mixed with commercially available drilling mud components to form drilling mud with properties as similar to the target properties as possible. Because the muds were not optimized for drilling fluid performance, the performance ratings listed below are subject to further improvements. The properties of the sludges are indicated in table 2 below.

Toksi sitets- testing Toxicity testing

Forskjellige oljer, innbefattet det tunge alkylat og smøreolje-råstoffet fra eksemplene 1-3, ble testet på akvatisk toksisitet ved en testmetode basert på rettledningene fra "United Kingdom Ministry of Agriculture, Fisheries and Food, Directorate of Fisheri.es Research", mars 1982. Kort sagt blir basisoljen som undersøkes dispergert i det medium som omgir de valgte akvatiske arter. Brun reke (Crangon crangon) velges som art på grunn av dens etablerte følsomhet overfor forurensning i havet. Various oils, including the heavy alkylate and lubricating oil feedstock of Examples 1-3, were tested for aquatic toxicity by a test method based on the guidelines of the "United Kingdom Ministry of Agriculture, Fisheries and Food, Directorate of Fishery Research", March 1982 In short, the base oil being tested is dispersed in the medium surrounding the selected aquatic species. Brown shrimp (Crangon crangon) is chosen as the species because of its established sensitivity to pollution in the sea.

Ved testen blir test-artene først akklimatisert for test-medi.et i minst 9 dager ved en temperatur på 14-17°C under lufting med mer enn 80% luftmetningsverdi. En innledende periode på 48 timer benyttes for i nn-justering for å bestemme artenes sats-aksepterbarhet basert på dødelighet under denne periode. Mediet er syntetisk sjøvann (Aquarium Systems, Inc.) med salt- innhold på mer enn 28 0/00, som er sirkulert gjennom grus og karbonfi ltre. Etter akklimati sering bli r artene innført i 50 liters glass-akvarier inneholdende 40 liter syntetisk sjøvann i. en mengde på 20 reker pr. kar (tilnærmet 1 liter pr. gram reker). Temperaturen blir holdt ved 14-17°C under den 96 In the test, the test species are first acclimatised to the test medium for at least 9 days at a temperature of 14-17°C under aeration with more than 80% air saturation value. An initial period of 48 hours is used for i nn adjustment to determine the species' rate acceptability based on mortality during this period. The medium is synthetic seawater (Aquarium Systems, Inc.) with a salt content of more than 28 0/00, which is circulated through gravel and carbon filters. After acclimatization, the species are introduced into 50 liter glass aquariums containing 40 liters of synthetic seawater in a quantity of 20 shrimp per vessel (approximately 1 liter per gram of shrimp). The temperature is kept at 14-17°C during the 96th

timers varighet av testen , med lys i 16 timer og mørke i 8 timer. Det blir opprettholdt lufting med mer enn 80% luftmetningsverdi ved hjelp av smale glassrør. Testmediene blir fornyet daglig. Testoljene blir dispergert i. sjøvannet uten hjelp av overflateaktive midler, dispergeringsmidler eller ytterligere løsningsmidler.Dispergeringen blir opprettholdt ved hjelp av kontinuerlig mekanisk agi.tering. Dyrene blir ofte inspisert under de første 6 timer av testen og deretter i det minste med daglige intervaller. Unormalt utseende eller oppførsel blir bemerket og døde dyr blir fjernet ved observering. En dødelighet på mer enn 20% i kontroLl-karet (syntetisk sjøvann, ingen testsubstans) ugyldiggjør testen. hours duration of the test, with light for 16 hours and darkness for 8 hours. Aeration is maintained with more than 80% air saturation value using narrow glass tubes. The test media are renewed daily. The test oils are dispersed in the seawater without the aid of surfactants, dispersants or additional solvents. The dispersion is maintained by means of continuous mechanical agitation. The animals are often inspected during the first 6 hours of the test and then at least at daily intervals. Abnormal appearance or behavior is noted and dead animals are removed upon observation. A mortality of more than 20% in the control vessel (synthetic seawater, no test substance) invalidates the test.

Test-konsentrasjoner på 10, 33, 100, 333 og 1000, 3333 og 5000 mg/l blir anvendt for å bestemme lc5q/den dødelige konsentrasjon av oljen i vann som resulterer i 50% dødelighet for de spesifiserte livsformer. LC,-Q-verdiene kan beregnes fra observerte dødeligheter ved anvendelse av teknikker såsom slike som er beskrevet i Probit Analysis, 3. utgave, Finney, D.J, Cambridge University Press 1971 eller J. Pharmac. Exp. Ther. Test concentrations of 10, 33, 100, 333 and 1000, 3333 and 5000 mg/l are used to determine the lc5q/the lethal concentration of the oil in water that results in 50% mortality for the specified life forms. The LC,-Q values can be calculated from observed mortalities using techniques such as those described in Probit Analysis, 3rd ed., Finney, D.J, Cambridge University Press 1971 or J. Pharmac. Exp. Ther.

96; 99 (Litchfield, J.T.; Wilcoxon, F.).96; 99 (Litchfield, J.T.; Wilcoxon, F.).

Resultatene er angitt i tabell 3 nedenunder:The results are set out in Table 3 below:

Sjøfisk (ung rødspette) ble også testet med 60% tungt alkylat/40% 60 SUS smøreolje-råstoff-blandingen. 96 timers LC^Qfor ung rødspette var større enn 3300 mg/l, og ved den maksimalt testede dose på 3300 mg/l var den unge rødspette mindre følsom for oljen enn Crangon-reker. Marine fish (young plaice) was also tested with the 60% heavy alkylate/40% 60 SUS lubricating oil feedstock mixture. The 96-hour LC^Q for juvenile plaice was greater than 3300 mg/l, and at the maximum tested dose of 3300 mg/l, juvenile plaice were less sensitive to the oil than Crangon shrimp.

Claims

1. Drilling fluid for use when drilling wells in the earth, characterized in that it has an oil component comprising an iso-aliphatic hydrocarbon oil which is essentially free of aromatic components and which has an iso-aliphatic content of at least 80 volume%.

2. Boref luid according to requirement 1, grade! characterized by the iso-aliphatic hydrocarbon oil having a boiling range between 150 and 345°C.

3. Drilling fluid according to claim 1 or 2, characterized in that the iso-aliphatic hydrocarbon oil has a flash point of at least 60°C.

4. Drilling fluid according to claim 1, 2 or 3, characterized in that the iso-aliphatic hydrocarbon oil comprises an olefin oligomer.

5. Drilling fluid according to claim 4, characterized in that the olefin oligomer comprises a hydrogenated olefin oligomer which has an iso-paraffin content of at least 80% by volume.

6. Drilling fluid according to claim 4, characterized in that the olefin oligomer has an iso-olefin content of at least 80% by volume.

7. Drilling fluid according to claim 4, characterized in that the olef in the n-oligomer is formed by oligomerization of C2-C^-aliphatic unsaturated hydrocarbons which contain a main fraction of monoalkenes over an acidic zeolite with intermediate pore size at elevated temperature and pressure.

8. Drilling fluid according to claim 1, characterized in that the oil component further comprises a high-boiling hydrocarbon oil component which is essentially free. for aromatic components boiling below 315°C.

9. Drilling fluid according to claim 8, characterized in that the volume ratio between the iso-aliphatic hydrocarbon oil and the high-boiling hydrocarbon oil is from 100:0 to 30:70.

10. Drilling fluid according to claim 8, characterized in that it has a pour point of a maximum of -5°C.

11. Method for rotary drilling of oil and gas-bearing wells, characterized in that it includes using a drilling fluid that comprises an oil component that includes an iso-aliphatic hydrocarbon oil that has an iso-aliphatic content of at least 80% by volume, where the iso-aliphatic hydrocarbon oil is essentially free of aromatic components.

12. Method according to claim 11, characterized in that the iso-aliphatic hydrocarbon oil has a boiling range between 150 and 345°C.

13. Method according to claim 11 or 12, characterized in that the iso-aliphatic hydrocarbon oil has a flash point of at least 60°C.

14. Method according to claim 11, 12 or 13, characterized in that the iso-aliphatic hydrocarbon oil comprises an olefin oil. gorner.

15. Process according to claim 14, characterized in that the olefin oligomer is formed by oligomerization of C2-C5 aliphatic unsaturated hydrocarbons containing a main fraction of monoalkenes over an acid zeolite with inter -medium pore size at elevated temperature and pressure.

16. Method according to claim 14, characterized in that the olef in-oligomer comprises a hydrogenated olef in-oil. oils that have an iso-paraffin content of at least 80% by volume.

17. Method according to claim 14, characterized in that the olefin oligomer has an olefin content of at least 80% by volume.

18. Method according to claim 11, characterized in that the oil component in the drilling fluid further comprises a high-boiling hydrocarbon oil component which is essentially free. for aromatic components boiling below 315°C.

19. Method according to claim 18, characterized in that the volume ratio between the iso-aliphatic hydrocarbon oil and the high-boiling hydrocarbon oil is from 100:0 to 30:70.

20. Method i. according to claim 18, characterized in that the drilling fluid has a pour point of maximum -5°C.

21. Method for rotary drilling of oil and gas-bearing wells, characterized in that it comprises using a drilling fluid that comprises an oil component that has a flash point of at least 60°C, where the component includes 30 to 100% of an iso-aliphatic hydrocarbon which has a flash point of at least 60°C and an iso-aliphatic content of at least 80% by volume, and from 0 to 70% of a high-boiling hydrocarbon oil which is substantially free of aromatic components boiling below 315°C, where the percentages is by volume, based on the total volume of the oil component.