NO169135B

NO169135B - mud

Info

Publication number: NO169135B
Application number: NO862739A
Authority: NO
Inventors: Makoto Yanagita; Yukihiko Sekimoto; Shoichi Kanda
Original assignee: Nitto Chemical Industry Co Ltd
Priority date: 1986-07-07
Filing date: 1986-07-07
Publication date: 1992-02-03
Also published as: NO862739D0; NO862739L; NO169135C

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører et boreslam, hovedsakelig bestående av natriumkarboksymetylcellulose, bentonitt og vann, og det særegne ved boreslammet i henhold til oppfinnelsen er at det inneholder 0,001-2 vekt%, regnet på det totale boreslam, av i det minste en forbindelse valgt fra gruppen bestående av 2-merkaptobenzimidazolforbindelser, 2-merkaptobenzotiazol-forbindelser, 2-merkaptotiazolin og 2-tioimidazolidon. The present invention relates to a drilling mud, mainly consisting of sodium carboxymethyl cellulose, bentonite and water, and the peculiarity of the drilling mud according to the invention is that it contains 0.001-2% by weight, calculated on the total drilling mud, of at least one compound selected from the group consisting of of 2-mercaptobenzimidazole compds., 2-mercaptobenzothiazole compds., 2-mercaptothiazoline and 2-thioimidazolidone.

Disse og andre trekk ved oppfinnelsen fremgår av patent-kravene. These and other features of the invention appear in the patent claims.

Foreliggende oppfinnelse vedrører boreslam anvendt ved petroleumsboring og annen type boring og oppfinnelsen vedrører mer spesielt forbedrede boreslam som kan forhindre en økning i vanntap under høytemperaturbetingelser. The present invention relates to drilling mud used in petroleum drilling and other types of drilling and the invention relates more particularly to improved drilling mud which can prevent an increase in water loss under high temperature conditions.

Ved boring av brønner for olje og gass spiller boreslam en viktig rolle ved å holde borebrønnen stabil og muliggjøre boring til den ønskede dybde med sikkerhet og hurtighet. When drilling wells for oil and gas, drilling mud plays an important role by keeping the well stable and enabling drilling to the desired depth with safety and speed.

Dårlig kontroll av boreslammet for brønnformasjonen vil hyppig føre til uhell som brudd, fastkilte rør, brønnutblåsninger, etc. Poor control of the drilling mud for the well formation will frequently lead to accidents such as breaks, wedged pipes, well blowouts, etc.

Generelt er de boreslam som hittil har vært anvendt hovedsakelig sammensatt av vandige bentonittsuspensjoner og er innstilt slik at de samsvarer med brønnformasjonen ved tilsetning av dispergeringsmidler, viskositetsgivende midler, kolloidale beskyttelsesmidler, vanntap-kontrollerende midler, oppløselige salter, overflateaktive midler, smøremidler, tyngdegivende midler, og andre boreslamtilsetningsmidler av forskjellig type i samsvar med den spesielle tilsiktede bruk. In general, the drilling muds that have been used to date are mainly composed of aqueous bentonite suspensions and are adjusted to match the well formation by adding dispersants, viscosity agents, colloidal protective agents, water loss control agents, soluble salts, surfactants, lubricants, bulking agents, and other drilling mud additives of various types in accordance with the particular intended use.

Det bemerkes at natriumkarboksymetylcellulose (CMC) gjerne vil dekke leirepartikler med sine lange kjedemolekyler og til-stoppe porøsiteter i slamveggen og har således ytterst gunst-ige egenskaper som et kolloidalt beskyttende og vanntap-kontrollerende middel og har følgelig hyppig vært anvendt for å forhindre brudd på formasjonsveggene. It is noted that sodium carboxymethyl cellulose (CMC) likes to cover clay particles with its long chain molecules and plug porosities in the mud wall and thus has extremely favorable properties as a colloidal protective and water loss controlling agent and has consequently been frequently used to prevent breakage of the formation walls.

Boreslam for de ovenfor beskrevne formål er følgelig ønskelig slam som er sammensatt hovedsakelig av vann, bentonitt og CMC og som er tilsatt forskjellige slammaterialer i samsvar med den spesielle tilsiktede bruk. Typiske slam er vist i tabell 1. Drilling mud for the purposes described above is therefore desirable mud which is composed mainly of water, bentonite and CMC and to which various mud materials have been added in accordance with the particular intended use. Typical sludges are shown in Table 1.

Når imidlertid temperaturen i en brønn stiger over omtrent 80°C er de ovennevnte boreslam ytterst ustabile og medfører økende vanntap. Det er derfor funnet at når slike boreslam anvendes under høytemperaturbetingelser, blir det pga. ned-settelsen av deres yteevne som beskrevet i det foregående, vanskelig å bore formasjonen og brudd på formasjonsveggen vil videre forekomme i enkelte tilfeller. However, when the temperature in a well rises above approximately 80°C, the above-mentioned drilling muds are extremely unstable and cause increasing water loss. It has therefore been found that when such drilling muds are used under high temperature conditions, it is due to the reduction of their performance as described above, difficulty drilling the formation and breakage of the formation wall will also occur in some cases.

Som et resultat av omfattende undersøkelser er det utviklet et forbedret boreslam som overvinner de ovenfor beskrevne pro-blemer. As a result of extensive research, an improved drilling mud has been developed which overcomes the problems described above.

Som det fremgår av de etterfølgende eksempler har boreslam i samsvar med den foreliggende oppfinnelse ytterst gode egenskaper ved at økningen av vanntapet hindres selv under høye temperaturbetingelser. As can be seen from the following examples, drilling mud in accordance with the present invention has extremely good properties in that the increase in water loss is prevented even under high temperature conditions.

2-merkaptobenzimidazoler inneholdt i boreslam i samsvar med oppfinnelsen kan foretrukket representeres ved følgende formel (I). 2-mercaptobenzimidazoles contained in drilling mud in accordance with the invention can preferably be represented by the following formula (I).

hvori hver av R^, R2/. R3 og R4 står for et hydrogenatom eller lavere alkyl som metyl eller etyl, og X står for et hydrogenatom, alkalimetall eller ammonium. wherein each of R 1 , R 2 /. R 3 and R 4 represent a hydrogen atom or lower alkyl such as methyl or ethyl, and X represents a hydrogen atom, alkali metal or ammonium.

Av disse forbindelser er 2-merkaptobenzimidazol (R^ - R4 = H og X = H), metyl-2-merkaptobenzimidazoler (hvori i det minste en av R-j_ - R4 er metyl og X = H), og natriumsaltene derav (X = Na) spesielt foretrukket. Of these compounds are 2-mercaptobenzimidazole (R^ - R4 = H and X = H), methyl-2-mercaptobenzimidazoles (in which at least one of R-j_ - R4 is methyl and X = H), and their sodium salts (X = Na) particularly preferred.

Videre kan 2-merkaptobenzotiazol-forbindelser inneholdt i de klare saltlake-kompletterings og overhalingsslam i samsvar med oppfinnelsen foretrukket representeres ved formel (II). Furthermore, 2-mercaptobenzothiazole compounds contained in the clear brine completion and overhaul sludge in accordance with the invention can preferably be represented by formula (II).

hvori hver av R^, R2, R3 og R4 står for et hydrogenatom eller lavere alkyl, som metyl eller etyl, og X står for et hydrogenatom, alkalimetall eller ammonium. wherein each of R 1 , R 2 , R 3 and R 4 represents a hydrogen atom or lower alkyl, such as methyl or ethyl, and X represents a hydrogen atom, alkali metal or ammonium.

Av disse forbindelser er 2-merkaptobenzotiazol (hvori Of these compounds, 2-mercaptobenzothiazole (in which

Ri - R4 = H og X = H), videre metyl-2-merkaptobenzotiazoler Ri - R4 = H and X = H), further methyl-2-mercaptobenzothiazoles

(hvori i det minste en av R1-R4 er en metylgruppe, og X = H) (wherein at least one of R1-R4 is a methyl group, and X = H)

og natriumsaltet derav (X = Na) spesielt foretrukket. and the sodium salt thereof (X = Na) particularly preferred.

Konsentrasjonen av en eller flere forbindelser valgt fra 2-merkaptobenzimidazolforbindelse, 2-merkaptobenzotiazol, 2-merkaptotiazolin og 2-tioimidazolidon inneholdt i boreslammene i samsvar med den foreliggende oppfinnelse er i området fra 0,001 til 0,2 vekt% og mer foretrukket fra 0,005 til 0,1 vekt% basert på den totale vekt av boreslammene. The concentration of one or more compounds selected from 2-mercaptobenzimidazole compound, 2-mercaptobenzothiazole, 2-mercaptothiazoline and 2-thioimidazolidone contained in the drilling muds in accordance with the present invention is in the range from 0.001 to 0.2% by weight and more preferably from 0.005 to 0 .1% by weight based on the total weight of the drilling muds.

De vesentlige komponenter anvendt i boreslammene i samsvar med oppfinnelsen utover 2-merkaptobenzimidazol, 2-merkaptobenzotiazol, 2-merkaptotiazolin og 2-tioimidazolidon, dvs natriumkarboksymetylcellulose, bentonitt og vann, og andre boreslam-materialer som anvendes sammen med de nevnte komponenter i samsvar med den spesielle tilsiktede bruk, er som følger. The essential components used in the drilling muds in accordance with the invention beyond 2-mercaptobenzimidazole, 2-mercaptobenzothiazole, 2-mercaptothiazoline and 2-thioimidazolidone, i.e. sodium carboxymethyl cellulose, bentonite and water, and other drilling mud materials that are used together with the aforementioned components in accordance with the special intended uses, are as follows.

Innholdet av natriumkarboksymetylcellulose har generelt en substitusjonsgrad på fra 0,5 til 1,5 og en polymerisasjonsgrad på fra 10 0 til 1500 og kan fordelaktig inneholdes i boreslammene i samsvar med oppfinnelsen i en mengde på fra 0,1 til 1,5 vekt%. The content of sodium carboxymethyl cellulose generally has a degree of substitution of from 0.5 to 1.5 and a degree of polymerization of from 10 0 to 1500 and can advantageously be contained in the drilling muds in accordance with the invention in an amount of from 0.1 to 1.5% by weight.

Bentonitten tilsvarer standard som angitt av API (American Petroleum Institute) og kan fordelaktig innholdes i boreslam i samsvar med oppfinnelsen i en mengde på fra 1 til 15 vekt%. The bentonite corresponds to the standard specified by the API (American Petroleum Institute) and can advantageously be contained in drilling mud in accordance with the invention in an amount of from 1 to 15% by weight.

Generelt kan elvevann, formasjonsvann, havvann og liknende anvendes som vannkomponent i boreslam og kan da fordelaktig inneholdes i boreslammene i samsvar med oppfinnelsen i en mengde på fra 25 til 99 vekt%. In general, river water, formation water, sea water and the like can be used as a water component in drilling mud and can then advantageously be contained in the drilling mud in accordance with the invention in an amount of from 25 to 99% by weight.

Dispergeringsmidler, viskositetsøkende midler, kolloidale beskyttende midler, vanntapkontrollerende midler, oppløselige salter, overflateaktive midler, smøremidler, vektgivende mat-erialer, leire og liknende kan generelt anvendes som ytterlig-ere boreslamkomponenter om dette ønskes. De anvendes i samsvar med anvendelsesformålet og kan fordelaktig inneholdes i boreslammene i samsvar med oppfinnelsen i en total mengde på opptil 7 5 vekt%. Dispersants, viscosity-increasing agents, colloidal protective agents, water loss control agents, soluble salts, surfactants, lubricants, weight-giving materials, clay and the like can generally be used as additional drilling mud components if desired. They are used in accordance with the purpose of use and can advantageously be contained in the drilling muds in accordance with the invention in a total amount of up to 75% by weight.

Når boreslam i samsvar med oppfinnelsen utsettes for en høy temperatur på omtrent 80°C eller mer og foretrukket ved 80 - 150°C, er de overlegne hittil anvendte boreslam, spesielt ved at vanntapet er ytterst lite. When drilling mud in accordance with the invention is exposed to a high temperature of approximately 80°C or more and preferably at 80 - 150°C, they are superior to previously used drilling mud, especially in that the water loss is extremely small.

Oppfinnelsen illustreres ved hjelp av eksempler. Boreslammene ble lagret i en roterende ovn ved en høy temperatur og deretter avkjølt til romtemperatur. Boreslam i samsvar med den foreliggende oppfinnelse og tidligere anvendte boreslam ble målt og sammenliknet med hensyn til deres vanntap og fluidegenskaper i de etterfølgende eksempler. The invention is illustrated by means of examples. The drilling muds were stored in a rotary kiln at a high temperature and then cooled to room temperature. Drilling mud in accordance with the present invention and previously used drilling mud were measured and compared with respect to their water loss and fluid properties in the following examples.

Vanntapet (WL) ble også målt ved anvendelse av en filterpresse i henhold til standardene til API (American Petroleum Institute), og fluide egenskaper (tilsynelatende viskositet (AV) plastisk viskositet (PV),sigepunkt (YP) og gelstyrke (GEL)) ble målt under anvendelse av en Fann VG måleinnretning model 35. The water loss (WL) was also measured using a filter press according to API (American Petroleum Institute) standards, and fluid properties (apparent viscosity (AV), plastic viscosity (PV), pour point (YP) and gel strength (GEL)) were measured using a Fann VG measuring device model 35.

I de etterfølgende eksempler er alle uttrykk som vedrører "deler" angitt som vektdeler med mindre annet er angitt. In the following examples, all expressions relating to "parts" are given as parts by weight unless otherwise stated.

EKSEMPEL 1 EXAMPLE 1

Et boreslam av hittil anvendt type ble sammensatt av 100 deler ferskvann, 2 deler bentonitt og 0,25 deler natriumkarboksymetylcellulose med en substitusjonsgrad på 0,8 og en viskositet på 1200 cp (centipoise) ved 1 vekt% (Brookfield Viscometer, No. 3 Spindle og 3 0 omdreininger pr. min. 25°C) og boreslam i samsvar med den foreliggende oppfinnelse ble fremstilt ved tilsetning av 0,005 deler 2-merkaptobenzimidazol til det ovennevnte slam. Hver av blandingene ble lagret i en roterende ovn i 16 timer ved 80°C og deretter avkjølt til romtemperatur. Vanntapene og fluidegenskapene ble målt og de oppnådde resultater er vist i tabell 2. A drilling mud of the type previously used was composed of 100 parts fresh water, 2 parts bentonite and 0.25 parts sodium carboxymethylcellulose with a degree of substitution of 0.8 and a viscosity of 1200 cp (centipoise) at 1% by weight (Brookfield Viscometer, No. 3 Spindle and 30 revolutions per minute 25°C) and drilling mud in accordance with the present invention was prepared by adding 0.005 parts of 2-mercaptobenzimidazole to the above mentioned mud. Each of the mixtures was stored in a rotary oven for 16 hours at 80°C and then cooled to room temperature. The water losses and fluid properties were measured and the results obtained are shown in table 2.

EKSEMPEL 2 EXAMPLE 2

Et boreslam av hittil anvendt type ble sammensatt av 100 deler havvann, 0,5 deler natriumkarbonat, 0,3 deler natrium-hydroksyd, 8 deler bentonitt, 1 del asbest og 1 del natrium-karboksymetyllcellulose med en substitusjonsgrad på 0,8 og en viskositet 20 cp ved 1 vekt% (Brookfield Viscometer, No. 1 Spindle, 60 omdreininger pr. min. og 25°C) og boreslammet i samsvar med den foreliggende oppfinnelse ble fremstilt ved tilsetning av 0,05 deler av natriumsaltet av 2-merkaptobenzimidazol til det ovennevnte fluid. Hvert av slammene ble lagret i en roterende ovn i 16 timer ved 140°C og deretter avkjølt til romtemperatur. Vanntapene og fluidegenskapene ble målt og de oppnådde resultater er vist i tabell 3. A drilling mud of the type previously used was composed of 100 parts seawater, 0.5 parts sodium carbonate, 0.3 parts sodium hydroxide, 8 parts bentonite, 1 part asbestos and 1 part sodium carboxymethyl cellulose with a degree of substitution of 0.8 and a viscosity 20 cp at 1% by weight (Brookfield Viscometer, No. 1 Spindle, 60 rpm and 25°C) and the drilling mud according to the present invention was prepared by adding 0.05 parts of the sodium salt of 2-mercaptobenzimidazole to the above fluid. Each of the slurries was stored in a rotary kiln for 16 hours at 140°C and then cooled to room temperature. The water losses and fluid properties were measured and the results obtained are shown in table 3.

EKSEMPEL 3 EXAMPLE 3

Et boreslam av hittil anvendt type ble sammensatt av 100 deler havvann, 0,5 deler natriumkarbonat, 0,3 deler natrium-hydroksyd, 8 deler bentonitt, 1 del asbest og 0,8 deler natriumkarboksymetylcellulose med en substitusjonsgrad på 1,2 og en viskositet 5 0 cp ved 1 vekt% (Brookfield Viscometer, No. 1 Spindle, 6 omdreininger pr. min. og 25°C) og boreslam i samsvar med den foreliggende oppfinnelse ble fremstilt ved tilsetning av 0,2 deler av natriumsaltet av 2-merkaptobenzimidazol til det ovennevnte slam. Hvert av slammene ble lagret i en roterende ovn i 16 timer ved 140°C og deretter avkjølt til romtemperatur. Vanntapene og fluidegenskapene ble målt og de oppnådde resultater er vist i tabell 4. A drilling mud of the type previously used was composed of 100 parts seawater, 0.5 parts sodium carbonate, 0.3 parts sodium hydroxide, 8 parts bentonite, 1 part asbestos and 0.8 parts sodium carboxymethyl cellulose with a degree of substitution of 1.2 and a viscosity 50 cp at 1% by weight (Brookfield Viscometer, No. 1 Spindle, 6 revolutions per minute and 25°C) and drilling mud in accordance with the present invention was prepared by adding 0.2 parts of the sodium salt of 2-mercaptobenzimidazole to the above sludge. Each of the slurries was stored in a rotary kiln for 16 hours at 140°C and then cooled to room temperature. The water losses and fluid properties were measured and the results obtained are shown in table 4.

EKSEMPEL 4 EXAMPLE 4

Et boreslam av hittil anvendt type ble sammensatt av 100 deler ferskvann, 2 deler bentonitt, 0,25 natriumkarboksymetylcellulose, som var den samme som anvendt i eksempel 1, og boreslammet i samsvar med den foreliggende oppfinnelse ble fremstilt ved tilsetning av 0,005 deler 2-merkaptotiazolin til det ovennevnte slam. Hvert av slammene ble lagret i en roterende ovn i 16 timer ved 80°C og deretter avkjølt til romtemperatur. Deres vanntap og fluidegenskaper ble målt og de oppnådde resultater er vist i tabell 5. A drilling mud of the type previously used was composed of 100 parts fresh water, 2 parts bentonite, 0.25 sodium carboxymethyl cellulose, which was the same as used in example 1, and the drilling mud in accordance with the present invention was prepared by adding 0.005 parts 2-mercaptothiazoline to the above sludge. Each of the slurries was stored in a rotary kiln for 16 hours at 80°C and then cooled to room temperature. Their water loss and fluid properties were measured and the results obtained are shown in table 5.

EKSEMPEL 5 EXAMPLE 5

Et boreslam av hittil anvendt type ble sammensatt av 100 deler havvann, 0,5 deler natriumkarbonat, 0,3 deler natriumhyd-roksyd, 8 deler bentonitt, 1 del asbest og del natriumkarboksymetylcellulose som var den samme som den som ble anvendt i eksempel 2, og boreslammet i samsvar med den foreliggende oppfinnelse ble fremstilt ved tilsetning av 0,05 deler 2-merkaptotiazolin til det ovennevnte slam. Hvert av slammene ble lagret i en roterende ovn i 16 timer ved 140°C og deretter avkjølt til romtemperatur. Vanntapene og fluidegenskapene ble målt og de oppnådde resultater er vist i tabell 6. A drilling mud of the type previously used was composed of 100 parts sea water, 0.5 parts sodium carbonate, 0.3 parts sodium hydroxide, 8 parts bentonite, 1 part asbestos and part sodium carboxymethyl cellulose which was the same as that used in example 2, and the drilling mud in accordance with the present invention was prepared by adding 0.05 parts of 2-mercaptothiazoline to the above mud. Each of the slurries was stored in a rotary kiln for 16 hours at 140°C and then cooled to room temperature. The water losses and fluid properties were measured and the results obtained are shown in table 6.

EKSEMPEL 6 EXAMPLE 6

Et boreslam av hittil anvendt type ble sammensatt av 100 A drilling mud of the type previously used was composed of 100

deler havvann, 0,5 deler natriumkarbonat, 0,3 deler natriumhy-droksyd, 8 deler bentonitt, 1 del asbest og 0,8 deler natriumkarboksymetylcellulose, som var den samme som den som ble anvendt i eksempel 3, og boreslam i samsvar med den foreliggende oppfinnelse ble fremstilt ved tilsetning av 0,02 deler 2-merkaptotiazolin til det ovennevnte slam. Hvert av slammene ble oppbevart i en roterende ovn i 16 timer ved 140°C og deretter avkjølt til romtemperatur. Vanntapene og fluidegenskapene ble målt og de oppnådde resultater er vist tabell 7. parts of sea water, 0.5 parts of sodium carbonate, 0.3 parts of sodium hydroxide, 8 parts of bentonite, 1 part of asbestos and 0.8 parts of sodium carboxymethyl cellulose, which was the same as that used in Example 3, and drilling mud according to the present invention was prepared by adding 0.02 parts of 2-mercaptothiazoline to the above sludge. Each of the slurries was kept in a rotary kiln for 16 hours at 140°C and then cooled to room temperature. The water losses and fluid properties were measured and the results obtained are shown in table 7.

EKSEMPEL 7 EXAMPLE 7

Et boreslam av hittil anvendt type ble sammensatt av 100 deler ferskvann, 2 deler bentonitt, og 0,25 deler natriumkarboksymetylcellulose som var den samme som den som ble anvendt i eksempel 1, og et boreslam i samsvar med den foreliggende oppfinnelse ble fremstilt ved tilsetning av 0,004 deler 2-tioimidazolidon til det ovennevnte slam. Hvert av slammene ble lagret i en roterende ovn i 16 timer ved 80°C og deretter avkjølt til romtemperatur. Vanntapene og fluidegenskapene ble målt og de oppnådde resultater er vist i tabell 8. A drilling mud of the type hitherto used was composed of 100 parts of fresh water, 2 parts of bentonite, and 0.25 parts of sodium carboxymethyl cellulose which was the same as that used in Example 1, and a drilling mud in accordance with the present invention was prepared by adding 0.004 parts of 2-thioimidazolidone to the above slurry. Each of the slurries was stored in a rotary kiln for 16 hours at 80°C and then cooled to room temperature. The water losses and fluid properties were measured and the results obtained are shown in table 8.

EKSEMPEL 8 EXAMPLE 8

Et boreslam av hittil anvendt type ble sammensatt av 100 deler havsalt, 0,5 deler natriumkarbonat, 0,3 deler natrium-hydroksyd, 8 deler bentonit, 1 del asbest og 1 del natriumkarboksymetylcellulose som var den samme som den som ble anvendt i eksempel 2, og et boreslam i samsvar med den foreliggende oppfinnelse ble fremstilt ved tilsetning av 0,06 deler 2-tioimidazolidon til det ovennevnte slam. Hvert av Slammene ble lagret i en roterende ovn i 16 timer ved 140°C og deretter avkjølt til romtemperatur. Vanntapene og fluidegenskapene ble målt og de oppnådde resultater er vist i tabell 0. A drilling mud of the type previously used was composed of 100 parts sea salt, 0.5 parts sodium carbonate, 0.3 parts sodium hydroxide, 8 parts bentonite, 1 part asbestos and 1 part sodium carboxymethyl cellulose which was the same as that used in Example 2 , and a drilling mud in accordance with the present invention was prepared by adding 0.06 parts of 2-thioimidazolidone to the above-mentioned mud. Each of the Sludges was stored in a rotary kiln for 16 hours at 140°C and then cooled to room temperature. The water losses and fluid properties were measured and the results obtained are shown in table 0.

EKSEMPEL 9 EXAMPLE 9

Et boreslam av hittil anvendt type ble sammensatt av 100 deler havvann, 0,5 deler natriumkarbonat, 0,3 natriumhydrok-syd, 8 deler bentonitt, 1 del asbest, og 0,8 deler natriumkarboksymetylcellulose, som var den samme som den som ble anvendt i eksempel 3, og et boreslam i samsvar med den foreliggende oppfinnelse ble fremstilt ved tilsetning av 0,025 deler 2-tioimidazolidon til det ovennevnte slam. Hvert av dem ble lagret i en roterende ovn i 16 timer ved 140°C og deretter avkjølt til romtemperatur. Vanntapene og fluidegenskapene ble målt og de oppnådde resultater er vist i tabell 10 A drilling mud of the type heretofore used was composed of 100 parts seawater, 0.5 parts sodium carbonate, 0.3 sodium hydroxide, 8 parts bentonite, 1 part asbestos, and 0.8 parts sodium carboxymethylcellulose, which was the same as that used in Example 3, and a drilling mud in accordance with the present invention was prepared by adding 0.025 parts of 2-thioimidazolidone to the above mud. Each of them was stored in a rotary oven for 16 hours at 140°C and then cooled to room temperature. The water losses and fluid properties were measured and the results obtained are shown in table 10

EKSEMPEL 10 EXAMPLE 10

Et boreslam av hittil anvendt type ble sammensatt av 100 deler ferskvann, 2 deler bentonitt og 0,25 deler natriumkarboksymetylcellulose, som var den samme som den som ble anvendt i eksempel 1, og et boreslam i samsvar med den foreliggende oppfinnelse ble fremstilt ved tilsetning av 0,007 deler 2-merkaptobenzotiazol til det ovennevnte slam. Hvert av slammene ble lagret i en roterende ovn i 16 timer ved 80°C og deretter avkjølt til romtemperatur. Vanntapene og fluidegenskapene ble målt og de oppnådde resultater er vist i tabell 11. A drilling mud of the type hitherto used was composed of 100 parts of fresh water, 2 parts of bentonite and 0.25 parts of sodium carboxymethyl cellulose, which was the same as that used in Example 1, and a drilling mud in accordance with the present invention was prepared by adding 0.007 parts of 2-mercaptobenzothiazole to the above slurry. Each of the slurries was stored in a rotary kiln for 16 hours at 80°C and then cooled to room temperature. The water losses and fluid properties were measured and the results obtained are shown in table 11.

EKSEMPEL 11 EXAMPLE 11

Et boreslam av hittil anvendt type ble sammensatt av 100 deler havvann, 0,5 deler natriumkarbonat, 0,3 deler natrium-hydroksyd, 8 deler bentonitt, 1 del asbest og 1 del natriumkarboksymetylcellulose, som var den samme som den som ble anvendt i eksempel 2, og et boreslam i samsvar med den foreliggende oppfinnelse ble fremstilt ved tilsetning av 0,07 deler natriumsalter av 2-merkaptobenzotiazol til det ovennevnte slam. Hvert av slammene ble lagret i en roterende ovn i 16 timer ved 140°C og deretter avkjølt til romtemperatur. Deres vanntap og fluidegenskaper ble målt, og de oppnådde resultater er vist i tabell 12. A drilling mud of the type heretofore used was composed of 100 parts seawater, 0.5 parts sodium carbonate, 0.3 parts sodium hydroxide, 8 parts bentonite, 1 part asbestos and 1 part sodium carboxymethylcellulose, which was the same as that used in Example 2, and a drilling mud in accordance with the present invention was prepared by adding 0.07 parts of sodium salts of 2-mercaptobenzothiazole to the above-mentioned mud. Each of the slurries was stored in a rotary kiln for 16 hours at 140°C and then cooled to room temperature. Their water loss and fluid properties were measured, and the results obtained are shown in table 12.

EKSEMPEL 12 EXAMPLE 12

Et boreslam av hitil anvendt type ble sammensatt av 100 deler havvann, 0,5 deler natriumkarbonat, 0,3 deler natriumhydrok-syd, 8 deler bentonitt, 1 del asbest og 0,8 deler natriumkarboksymetylcellulose, som var den samme som den som-ble anvendt i eksempel 3, og et boreslam i samsvar med den foreliggende oppfinnelse ble fremstilt ved tilsetning av 0,03 deler natriumsalt av 2-merkaptobenzotiazol til det ovennevnte slam. Hvert av slammene ble lagret i en roterende ovn i 16 timer ved 140°C og deretter avkjølt til romtemperatur. Deres vanntap og fluidegenskaper ble målt og de oppnådde resultater er vist i tabell 13. A drilling mud of the type used here was composed of 100 parts seawater, 0.5 parts sodium carbonate, 0.3 parts sodium hydroxide, 8 parts bentonite, 1 part asbestos and 0.8 parts sodium carboxymethyl cellulose, which was the same as that which was used in example 3, and a drilling mud in accordance with the present invention was prepared by adding 0.03 parts of sodium salt of 2-mercaptobenzothiazole to the above-mentioned mud. Each of the slurries was stored in a rotary kiln for 16 hours at 140°C and then cooled to room temperature. Their water loss and fluid properties were measured and the results obtained are shown in table 13.

Ved de foregående eksempler viser klart at etter lagring av boreslammene er vanntapet av boreslammene i samsvar med den foreliggende oppfinnelse meget små i sammenlikning med vanntapet i boreslam av tidligere kjent type. The preceding examples clearly show that after storage of the drilling muds, the water loss of the drilling muds in accordance with the present invention is very small compared to the water loss in drilling muds of a previously known type.

Claims

1. Drilling mud, mainly consisting of sodium carboxymethyl cellulose, bentonite and water, characterized in that it contains 0.001-2% by weight calculated on the total drilling mud of at least one compound selected from the group consisting of 2-mercaptobenzimidazole compounds, 2-mercaptobenzothiazole compounds, 2-mercaptothiazoline and 2-thioimidazolidone.

2. Drilling mud as stated in claim 1, characterized in that the 2-mercaptobenzimidazole compounds are represented by formula (I) wherein each of R1f R2, R3 and R4 represents a hydrogen atom or lower alkyl and X represents a hydrogen atom, alkali metal or ammonium.

3. Drilling mud as stated in claim 2, characterized in that each of R1 # R2, R3 and R4 represents a hydrogen atom or a methyl group and X represents a hydrogen atom or a methyl group and X represents a hydrogen atom or sodium.

4. Drilling mud as stated in claim 1, characterized in that the 2-mercaptobenzothiazole compounds are represented by formula (II) wherein each of , R 2 , R 3 and R 4 represents a hydrogen atom or lower alkyl, and X represents a hydrogen atom, alkali metal or ammonium.

5. Drilling mud as stated in claim 4, characterized in that each of R]_, R2, R3 and R4 stands for a hydrogen atom or a methyl group and X stands for a hydrogen atom or sodium.

6. Drilling mud as stated in claims 1-5, characterized in that the concentration of the mentioned compound(s) contained in the drilling mud is from 0.05 to 0.1% by weight calculated on the total weight of the drilling mud.