Fluido de perforación

Aid for drilling boreholes into the ground

Este artículo trata sobre los fluidos que se utilizan al perforar un pozo. Para los fluidos utilizados con las brocas durante el trabajo de metales, consulte fluido de corte .

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Perforador vertiendo agente antiespumante por la sarta de perforación en una plataforma de perforación

Polvo de barita utilizado para la preparación de lodos a base de agua

En ingeniería geotécnica , el fluido de perforación , también llamado lodo de perforación , se utiliza para ayudar a perforar pozos en la tierra. A menudo se utilizan durante la perforación de pozos de petróleo y gas natural y en plataformas de perforación de exploración , los fluidos de perforación también se utilizan para perforaciones mucho más simples, como pozos de agua . Una de las funciones del lodo de perforación es sacar los recortes del pozo.

Las tres categorías principales de fluidos de perforación son: lodos a base de agua (WB), que se pueden dispersar y no dispersar; lodos no acuosos, generalmente denominados lodos a base de aceite (OB); y fluido de perforación gaseoso, en el que se puede utilizar una amplia gama de gases . Junto con sus formatos, estos se utilizan junto con los aditivos adecuados de polímero y arcilla para perforar diversas formaciones de petróleo y gas. ^[1]

Las funciones principales de los fluidos de perforación incluyen proporcionar presión hidrostática para evitar que los fluidos de formación entren en el pozo, mantener la broca fresca y limpia durante la perforación, realizar recortes de perforación y suspender los recortes de perforación mientras la perforación está en pausa y cuando el conjunto de perforación entra y sale del agujero. El fluido de perforación utilizado para un trabajo en particular se selecciona para evitar daños en la formación y limitar la corrosión.

Tipos

Fuente: ^[2]

Se utilizan muchos tipos de fluidos de perforación a diario. Algunos pozos requieren que se usen diferentes tipos en diferentes partes del pozo, o que algunos tipos se usen en combinación con otros. Los diversos tipos de fluidos generalmente se dividen en algunas categorías amplias: ^[3]

• Aire: El aire comprimido se bombea por el espacio anular del pozo de perforación o por la propia sarta de perforación .
• Aire / agua: Lo mismo que el anterior, con agua agregada para aumentar la viscosidad, enjuagar el orificio, proporcionar más enfriamiento y / o controlar el polvo.
• Aire / polímero: una sustancia química especialmente formulada, a menudo denominada tipo de polímero, se agrega a la mezcla de agua y aire para crear condiciones específicas. Un agente espumante es un buen ejemplo de polímero .
• Agua: A veces se usa agua sola. En la perforación en alta mar, el agua de mar se usa típicamente al perforar la sección superior del pozo.
• Lodo a base de agua (WBM): la mayoría de los sistemas de lodo a base de agua básicos comienzan con agua, luego las arcillas y otros productos químicos se incorporan al agua para crear una mezcla homogénea que se asemeja a algo entre la leche con chocolate y una malta (según la viscosidad). La arcilla suele ser una combinación de arcillas nativas que se suspenden en el fluido durante la perforación, o tipos específicos de arcilla que se procesan y venden como aditivos para el sistema WBM. El más común de estos es la bentonita., frecuentemente referido en el campo petrolífero como "gel". El gel probablemente hace referencia al hecho de que mientras se bombea el fluido, puede ser muy fino y fluir libremente (como la leche con chocolate), aunque cuando se detiene el bombeo, el fluido estático forma una estructura de "gel" que resiste el flujo. Cuando se aplica una fuerza de bombeo adecuada para "romper el gel", el flujo se reanuda y el fluido vuelve a su estado anterior de flujo libre. Muchos otros productos químicos (por ejemplo, formiato de potasio ) se agregan a un sistema WBM para lograr varios efectos, que incluyen: control de la viscosidad, estabilidad de la lutita, mejorar la velocidad de penetración de la perforación y enfriamiento y lubricación del equipo.
• Lodo a base de aceite (OBM): el lodo a base de aceite es un lodo donde el fluido base es un producto del petróleo como el combustible diesel. Los lodos a base de aceite se utilizan por muchas razones, incluida una mayor lubricidad, una mayor inhibición de la lutita y una mayor capacidad de limpieza con menos viscosidad. Los lodos a base de aceite también resisten un mayor calor sin romperse. El uso de lodos a base de aceite tiene consideraciones especiales, que incluyen el costo, consideraciones ambientales como la eliminación de los recortes en un lugar apropiado y las desventajas exploratorias de usar lodos a base de aceite, especialmente en pozos silvestres. El uso de un lodo a base de aceite interfiere con el análisis geoquímico de cortes y núcleos y con la determinación de la gravedad API porque el fluido base no se puede distinguir del aceite que se devuelve de la formación.
• Fluido de base sintética (SBM) (también conocido como lodo a base de aceite de baja toxicidad o LTOBM): El fluido de base sintética es un lodo en el que el fluido de base es un aceite sintético. Esto se usa con mayor frecuencia en plataformas marinas porque tiene las propiedades de un lodo a base de aceite, pero la toxicidad de los vapores de los fluidos es mucho menor que la de un fluido a base de aceite. Esto es importante cuando el equipo de perforación trabaja con el fluido en un espacio cerrado, como una plataforma de perforación en alta mar. Los fluidos de base sintética presentan los mismos problemas ambientales y de análisis que los fluidos a base de aceite.

En una plataforma de perforación , el lodo se bombea desde los pozos de lodo a través de la sarta de perforación, donde sale por las boquillas de la broca, limpiando y enfriando así la broca en el proceso. El lodo luego transporta la roca triturada o cortada ("cortes") por el espacio anular ("anillo") entre la sarta de perforación y los lados del pozo que se perfora, a través del revestimiento de superficie , donde emerge de nuevo a la superficie. Luego, los recortes se filtran con un agitador de lutitas o la tecnología de transporte de lutitas más nueva, y el lodo regresa a los pozos de lodo. Los pozos de lodo dejan sedimentar los "finos" perforados; Las fosas también son el lugar donde se trata el fluido mediante la adición de productos químicos y otras sustancias.

Pozo fluido

El lodo que regresa puede contener gases naturales u otros materiales inflamables que se acumularán dentro y alrededor del área del transportador / agitador de lutitas o en otras áreas de trabajo. Debido al riesgo de incendio o explosión si se encienden, comúnmente se instalan sensores de monitoreo especiales y equipos certificados a prueba de explosiones , y los trabajadores están capacitados en las precauciones de seguridad. Luego, el lodo se bombea de regreso al pozo y se vuelve a hacer circular. Después de la prueba, el lodo se trata periódicamente en los pozos de lodo para garantizar que existan las propiedades deseadas que optimicen y mejoren la eficiencia de la perforación, la estabilidad del pozo y otros requisitos, como se enumeran a continuación.

Función

Las principales funciones de un lodo de perforación se pueden resumir de la siguiente manera: ^[2]

Quitar esquejes del pozo

Pozo de barro

El fluido de perforación transporta la roca excavada por la broca hasta la superficie. Su capacidad para hacerlo depende del tamaño, la forma y la densidad del corte, y de la velocidad del fluido que sube por el pozo ( velocidad anular ). Estas consideraciones son análogas a la capacidad de un arroyo para transportar sedimentos; los granos de arena grandes en un arroyo de movimiento lento se depositan en el lecho del arroyo, mientras que los granos de arena pequeños en un arroyo de movimiento rápido se llevan junto con el agua. La viscosidad del lodo es otra propiedad importante, ya que los recortes se depositarán en el fondo del pozo si la viscosidad es demasiado baja.

Absorbente de cenizas volantes para fluidos en pozos de lodo

Otras propiedades incluyen:

• La mayoría de los lodos de perforación son tixotrópicos (la viscosidad aumenta durante condiciones estáticas). Esta característica mantiene los recortes suspendidos cuando el lodo no fluye durante, por ejemplo, el mantenimiento.
• Los fluidos que se diluyen por cizallamiento y tienen viscosidades elevadas son eficaces para la limpieza de orificios.
• Una mayor velocidad anular mejora el transporte de corte. La relación de transporte (velocidad de transporte / velocidad anular más baja) debe ser al menos del 50%.
• Los fluidos de alta densidad pueden limpiar los agujeros de manera adecuada incluso con velocidades anulares más bajas (aumentando la fuerza de flotación que actúa sobre los recortes). Pero puede tener un impacto negativo si el peso del lodo es superior al necesario para equilibrar la presión de la roca circundante (presión de formación), por lo que el peso del lodo no suele aumentar para la limpieza del pozo.
• Las velocidades más altas de la sarta de perforación rotatoria introducen un componente circular en la trayectoria del flujo anular. Este flujo helicoidal alrededor de la sarta de perforación hace que los recortes de perforación cerca de la pared, donde ocurren las malas condiciones de limpieza del pozo, se muevan hacia las regiones de transporte más altas del espacio anular. El aumento de la rotación es uno de los mejores métodos para aumentar la limpieza de pozos en pozos horizontales y de gran ángulo.

Suspender y soltar esquejes

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Fuente: ^[2]

• Debe suspender recortes de perforación, materiales de peso y aditivos en una amplia gama de condiciones.
• Los recortes de perforación que se depositan pueden causar puentes y rellenos, lo que puede causar tubería atascada y pérdida de circulación .
• El material de peso que se asienta se denomina pandeo, esto provoca una amplia variación en la densidad del fluido del pozo, esto ocurre con mayor frecuencia en pozos de alto ángulo y calientes.
• Las altas concentraciones de sólidos de perforación son perjudiciales para:
  • Eficiencia de perforación (provoca un aumento del peso y la viscosidad del lodo, lo que a su vez aumenta los costos de mantenimiento y aumenta la dilución)
  • Tasa de penetración (ROP) (aumenta la potencia requerida para circular)
  • Las propiedades del lodo suspendido deben equilibrarse con las propiedades de eliminación de cortes mediante equipos de control de sólidos.
• Para un control eficaz de los sólidos, los sólidos de perforación deben eliminarse del lodo en la primera circulación del pozo. Si se recircula, los esquejes se rompen en trozos más pequeños y son más difíciles de eliminar.
• Realice una prueba para comparar el contenido de arena del lodo en la línea de flujo y el pozo de succión (para determinar si se están quitando los recortes).

Controlar las presiones de formación

Fuente: ^[2]

• Si la presión de la formación aumenta, la densidad del lodo también debe incrementarse para equilibrar la presión y mantener estable el pozo. El material de pesaje más utilizado es la barita . Las presiones de formación desequilibradas causarán una afluencia inesperada (también conocida como una patada) de fluidos de formación en el pozo, lo que posiblemente provocará una explosión de los fluidos de formación a presión.
• Presión hidrostática = densidad del fluido de perforación * profundidad vertical verdadera * aceleración de la gravedad. Si la presión hidrostática es mayor o igual a la presión de formación, el fluido de formación no fluirá hacia el pozo.
• El control del pozo significa que no hay flujo incontrolable de fluidos de formación hacia el pozo.
• La presión hidrostática también controla las tensiones causadas por las fuerzas tectónicas , que pueden hacer que los pozos sean inestables incluso cuando la presión del fluido de formación está equilibrada.
• Si la presión de formación es inferior a la normal, se puede utilizar aire, gas, neblina, espuma rígida o lodo de baja densidad (base de aceite).
• En la práctica, la densidad del lodo debe limitarse al mínimo necesario para el control y la estabilidad del pozo. Si es demasiado grande, puede fracturar la formación.

Sellar formaciones permeables

Fuente: ^[2]

• La presión de la columna de lodo debe exceder la presión de la formación; en esta condición, el filtrado de lodo invade la formación y se deposita una torta de filtración de lodo en la pared del pozo.
• El lodo está diseñado para depositar una torta de filtración delgada y de baja permeabilidad para limitar la invasión.
• Ocurren problemas si se forma una torta de filtración espesa; condiciones de pozo estrecho, mala calidad de los troncos, tubería atascada, pérdida de circulación y daño a la formación.
• En formaciones altamente permeables con gargantas de gran calibre, todo el lodo puede invadir la formación, dependiendo del tamaño de los sólidos del lodo;
  • Utilice agentes puente para bloquear las aberturas grandes, luego los sólidos de lodo pueden formar un sello.
  • Para que sean efectivos, los agentes puente deben tener más de la mitad del tamaño de los espacios porosos / fracturas.
  • Agentes puente (por ejemplo , carbonato de calcio , celulosa molida).
• Dependiendo del sistema de lodo en uso, varios aditivos pueden mejorar la torta de filtración (por ejemplo , bentonita , polímero natural y sintético, asfalto y gilsonita ).

Mantener la estabilidad del pozo

Fuente: ^[2]

• La composición química y las propiedades del lodo deben combinarse para proporcionar un pozo estable. El peso del lodo debe estar dentro del rango necesario para equilibrar las fuerzas mecánicas.
• Inestabilidad del pozo = formaciones desprendidas, que pueden causar condiciones estrechas del pozo, puentes y relleno en los viajes (los mismos síntomas indican problemas de limpieza del pozo).
• Estabilidad del pozo = el pozo mantiene el tamaño y la forma cilíndrica.
• Si el pozo se agranda, se debilita y es difícil de estabilizar, lo que genera problemas como velocidades anulares bajas, limpieza deficiente del pozo, carga de sólidos y evaluación deficiente de la formación.
• En formaciones de arena y areniscas , la ampliación del pozo se puede lograr mediante acciones mecánicas (fuerzas hidráulicas y velocidades de las boquillas). El daño de la formación se reduce mediante un sistema hidráulico conservador. Se sabe que una torta de filtración de buena calidad que contiene bentonita limita el ensanchamiento de la perforación.
• En las lutitas , el peso del lodo suele ser suficiente para equilibrar el estrés de la formación, ya que estos pozos suelen ser estables. Con el lodo a base de agua, las diferencias químicas pueden causar interacciones entre el lodo y la lutita que conducen al ablandamiento de la roca nativa. Las lutitas quebradizas, secas y muy fracturadas pueden ser extremadamente inestables (provocando problemas mecánicos).
• Varios inhibidores químicos pueden controlar las interacciones de lodo / lutita (calcio, potasio , sal, polímeros, asfalto, glicoles y aceite, lo mejor para formaciones sensibles al agua)
• Los fluidos de perforación a base de petróleo (y aceite sintético) se utilizan para perforar la mayoría de las lutitas sensibles al agua en áreas con condiciones de perforación difíciles.
• Para agregar inhibición, se utilizan fluidos de perforación en fase de salmuera emulsionada ( cloruro de calcio ) para reducir la actividad del agua y crear fuerzas osmóticas para evitar la adsorción de agua por las lutitas .

Minimizar el daño de la formación

Fuente: ^[2]

• El daño de la piel o cualquier reducción en la porosidad y permeabilidad de la formación natural (lavado) constituye un daño de formación
• El daño cutáneo es la acumulación de residuos sobre las perforaciones y que provoca una caída de presión a través de ellas.
• Daño más común;
  • El lodo o los sólidos de perforación invaden la matriz de formación, reduciendo la porosidad y provocando el efecto piel.
  • Hinchazón de arcillas de formación dentro del yacimiento, permeabilidad reducida
  • Precipitación de sólidos debido a la mezcla de filtrado de lodo y fluidos de formación que resultan en la precipitación de sales insolubles.
  • El filtrado de lodo y los fluidos de formación forman una emulsión que reduce la porosidad del yacimiento
• Los fluidos de perforación o los fluidos de reacondicionamiento y terminación especialmente diseñados minimizan el daño a la formación.

Enfríe, lubrique y apoye la broca y el conjunto de perforación

Fuente: ^[2]

• El calor se genera a partir de fuerzas mecánicas e hidráulicas en la barrena y cuando la sarta de perforación gira y roza contra la tubería de revestimiento y el pozo.
• Enfríe y transfiera el calor lejos de la fuente y baje la temperatura a la del fondo del pozo.
• De lo contrario, los motores de la barrena, la sarta de perforación y el lodo fallarían más rápidamente.
• Lubricación basada en el coeficiente de fricción . ("Coeficiente de fricción" es la cantidad de fricción en el lado del pozo y el tamaño del collar o del tubo de perforación para tirar de la tubería atascada). pero este último se puede mejorar mediante la adición de lubricantes).
• La cantidad de lubricación proporcionada por el fluido de perforación depende del tipo y la cantidad de sólidos de perforación y del peso de los materiales + composición química del sistema.
• Una lubricación deficiente causa un alto par y arrastre, revisión del calor de la sarta de perforación, pero estos problemas también son causados ​​por el asiento de la llave, una limpieza deficiente del pozo y un diseño incorrecto de los ensamblajes del fondo del pozo.
• Los fluidos de perforación también sostienen una parte de la sarta de perforación o la tubería de revestimiento a través de la flotabilidad. Suspenda en fluido de perforación, sostenido por una fuerza igual al peso (o densidad) del lodo, reduciendo así la carga del gancho en la torre de perforación.
• El peso que la torre puede soportar limitado por la capacidad mecánica, aumente la profundidad para que aumente el peso de la sarta de perforación y la tubería de revestimiento.
• Cuando se ejecutan cuerdas o tripas largas y pesadas, la flotabilidad es posible para ejecutar cuerdas de tripa cuyo peso excede la capacidad de carga del gancho de un aparejo.

Transmitir energía hidráulica a herramientas y brocas

Fuente: ^[2]

• La energía hidráulica proporciona energía al motor de lodo para la rotación de la barrena y para las herramientas MWD ( medición durante la perforación ) y LWD ( registro durante la perforación ). Los programas hidráulicos se basan en el tamaño de las boquillas de la broca para la potencia de la bomba de lodo disponible para optimizar el impacto del chorro en el fondo del pozo.
• Limitado a:
  • Caballos de fuerza de la bomba
  • Pérdida de presión dentro de la sarta de perforación
  • Presión superficial máxima permitida
  • Caudal óptimo
  • La presión de la sarta de perforación pierde mayor en fluidos de mayor densidad, viscosidad plástica y sólidos.
• Fluidos de perforación con bajo contenido de sólidos, diluyentes por cizallamiento, como los fluidos poliméricos, más eficientes en la transmisión de energía hidráulica.
• La profundidad se puede ampliar controlando las propiedades del lodo.
• Transfiera información de MWD y LWD a la superficie por pulso de presión.

Asegurar una adecuada evaluación de la formación

Fuente: ^[2]

• Las propiedades químicas y físicas del lodo, así como las condiciones del pozo después de la perforación, afectan la evaluación de la formación.
• Los registradores de lodo examinan los cortes en busca de composición mineral, señales visuales de hidrocarburos y registros de lodo registrados de litología , ROP, detección de gas o parámetros geológicos.
• Medida de registro con cable: resonancia eléctrica, sónica, nuclear y magnética .
• Se aísla la zona productiva potencial y se realizan pruebas de formación y pruebas de vástago de perforación.
• El lodo ayuda a no dispersar los recortes y también mejora el transporte del corte para que los recolectores de lodo determinen la profundidad de los recortes originados.
• El lodo a base de aceite, los lubricantes y los asfaltos enmascararán las indicaciones de hidrocarburos.
• Por lo tanto, el lodo para la perforación del núcleo se seleccionó en función del tipo de evaluación que se realizará (muchas operaciones de extracción de núcleos especifican un lodo suave con un mínimo de aditivos).

Controlar la corrosión (en nivel aceptable)

Fuente: ^[2]

• La sarta de perforación y la tubería de revestimiento en contacto continuo con el fluido de perforación pueden causar una forma de corrosión .
• Los gases disueltos (oxígeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno ) provocan graves problemas de corrosión;
  • Causar una falla rápida y catastrófica
  • Puede ser mortal para los humanos después de un corto período de tiempo.
• Low pH (acidic) aggravates corrosion, so use corrosion coupons^{[clarification needed]} to monitor corrosion type, rates and to tell correct chemical inhibitor is used in correct amount.
• Mud aeration, foaming and other O₂ trapped conditions cause corrosion damage in short period time.
• When drilling in high H₂S, elevated the pH fluids + sulfide scavenging chemical (zinc).

Facilitate cementing and completion

Source:^[2]

• Cementing is critical to effective zone and well completion.
• During casing run, mud must remain fluid and minimize pressure surges so fracture induced lost circulation does not occur.
• Temperature of water used for cement must be within tolerance of cementers performing task, usually 70 degrees, most notably in winter conditions.
• Mud should have thin, slick filter cake, with minimal solids in filter cake, wellbore with minimal cuttings, caving or bridges will prevent a good casing run to bottom. Circulate well bore until clean.
• To cement and completion operation properly, mud displace by flushes and cement. For effectiveness;
  • Hole near gauges, use proper hole cleaning techniques, pumping sweeps at TD, and perform wiper trip to shoe.
  • Mud low viscosity, mud parameters should be tolerant of formations being drilled, and drilling fluid composition, turbulent flow - low viscosity high pump rate, laminar flow - high viscosity, high pump rate.
  • Mud non progressive gel strength^{[clarification needed]}

Minimize impact on environment

Unlined drilling fluid sumps were commonplace before the environmental consequences were recognized.

Source:^[2]

Mud is, in varying degrees, toxic. It is also difficult and expensive to dispose of it in an environmentally friendly manner. A Vanity Fair article described the conditions at Lago Agrio, a large oil field in Ecuador where drillers were effectively unregulated.^[4]

Water based drilling fluid has very little toxicity, made from water, bentonite and barite, all clay from mining operations, usually found in Wyoming and in Lunde, Telemark. There are specific chemicals that can be used in water based drilling fluids that alone can be corrosive and toxic, such as hydrochloric acid. However, when mixed into water based drilling fluids, hydrochloric acid only decreases the pH of the water to a more manageable level. Caustic (sodium hydroxide), anhydrous lime, soda ash, bentonite, barite and polymers are the most common chemicals used in water based drilling fluids. Oil Base Mud and synthetic drilling fluids can contain high levels of benzene, and other chemicals

Most common chemicals added to OBM Muds:

• Barite
• Bentonite
• Diesel
• Emulsifiers
• Water

Composition of drilling mud

Source:^[5]

Water-based drilling mud most commonly consists of bentonite clay (gel) with additives such as barium sulfate (barite), calcium carbonate (chalk) or hematite. Various thickeners are used to influence the viscosity of the fluid, e.g. xanthan gum, guar gum, glycol, carboxymethylcellulose, polyanionic cellulose (PAC), or starch. In turn, deflocculants are used to reduce viscosity of clay-based muds; anionic polyelectrolytes (e.g. acrylates, polyphosphates, lignosulfonates (Lig) or tannic acid derivates such as Quebracho) are frequently used. Red mud was the name for a Quebracho-based mixture, named after the color of the red tannic acid salts; it was commonly used in the 1940s to 1950s, then was made obsolete when lignosulfonates became available. Other components are added to provide various specific functional characteristics as listed above. Some other common additives include lubricants, shale inhibitors, fluid loss additives (to control loss of drilling fluids into permeable formations). A weighting agent such as barite is added to increase the overall density of the drilling fluid so that sufficient bottom hole pressure can be maintained thereby preventing an unwanted (and often dangerous) influx of formation fluids. Also, use of silica and clay nanoparticles for high pressure high temperature (HPHT) invert emulsion based muds, and observed their positive effect on the rheology of the drilling mud.^[1]

Factors influencing drilling fluid performance

Some factors affecting drilling fluid performance are:^[6]

• Fluid Rheology^[7]
• The change of drilling fluid viscosity
• The change of drilling fluid density
• The change of mud pH
• Corrosion or fatigue of the drill string^[8]
• Thermal stability of the drilling fluid^[9]
• Differential sticking

Drilling mud classification

They are classified based on their fluid phase, alkalinity, dispersion and the type of chemicals used.

Dispersed systems

• Freshwater mud: Low pH mud (7.0–9.5) that includes spud, bentonite, natural, phosphate treated muds, organic mud and organic colloid treated mud. high pH mud example alkaline tannate treated muds are above 9.5 in pH.
• Water based drilling mud that represses hydration and dispersion of clay – There are 4 types: high pH lime muds, low pH gypsum, seawater and saturated salt water muds.

Non-dispersed systems

• Low solids mud: These muds contain less than 3–6% solids by volume and weight less than 9.5 lbs/gal. Most muds of this type are water-based with varying quantities of bentonite and a polymer.
• Emulsions: The two types used are oil in water (oil emulsion muds) and water in oil (invert oil emulsion muds).
  • Oil based mud: Oil based muds contain oil as the continuous phase and water as a contaminant, and not an element in the design of the mud. They typically contain less than 5% (by volume) water. Oil-based muds are usually a mixture of diesel fuel and asphalt, however can be based on produced crude oil and mud

Mud engineer

Main article: Mud engineer

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Mud pit with fly ash

"Mud engineer" is the name given to an oil field service company individual who is charged with maintaining a drilling fluid or completion fluid system on an oil and/or gas drilling rig.^[10] This individual typically works for the company selling the chemicals for the job and is specifically trained with those products, though independent mud engineers are still common. The role of the mud engineer, or more properly drilling fluids engineer, is very critical to the entire drilling operation because even small problems with mud can stop the whole operations on rig. The internationally accepted shift pattern at off-shore drilling operations is personnel (including mud engineers) work on a 28-day shift pattern, where they work for 28 continuous days and rest the following 28 days. In Europe this is more commonly a 21-day shift pattern.

In offshore drilling, with new technology and high total day costs, wells are being drilled extremely fast. Having two mud engineers makes economic sense to prevent down time due to drilling fluid difficulties. Two mud engineers also reduce insurance costs to oil companies for environmental damage that oil companies are responsible for during drilling and production. A senior mud engineer typically works in the day, and a junior mud engineer at night.

The cost of the drilling fluid is typically about 10% (may vary greatly) of the total cost of drilling a well, and demands competent mud engineers. Large cost savings result when the mud engineer and fluid performs adequately.

The mud engineer is not to be confused with mudloggers, service personnel who monitor gas from the mud and collect well bore samples.

Compliance engineer

The compliance engineer is the most common name for a relatively new position in the oil field, emerging around 2002 due to new environmental regulations on synthetic mud in the United States. Previously, synthetic mud was regulated the same as water-based mud and could be disposed of in offshore waters due to low toxicity to marine organisms. New regulations restrict the amount of synthetic oil that can be discharged. These new regulations created a significant burden in the form of tests needed to determine the "ROC" or retention on cuttings, sampling to determine the percentage of crude oil in the drilling mud, and extensive documentation. No type of oil/synthetic based mud (or drilled cuttings contaminated with OBM/SBM) may be dumped in the North Sea. Contaminated mud must either be shipped back to shore in skips or processed on the rigs.

A new monthly toxicity test is also now performed to determine sediment toxicity, using the amphipod Leptocheirus plumulosus. Various concentrations of the drilling mud are added to the environment of captive L. plumulosus to determine its effect on the animals.^[11] The test is controversial for two reasons:

1. These animals are not native to many of the areas regulated by them, including the Gulf of Mexico
2. The test has a very large standard deviation, and samples that fail badly may pass easily upon retesting^[12]

See also

• Directional drilling
• Driller (oil)
• Drilling fluid decanter centrifuge
• Drilling rig
• Formation evaluation
• Landfarming
• Mud Gas Separator
• Mud systems
• MWD (measurement while drilling)
• Oil well control
• Roughneck
• Underbalanced drilling

References

1. Cheraghian, Goshtasp; Wu, Qinglin; Mostofi, Masood; Li, Mei-Chun; Afrand, Masoud; S.Sangwai, Jitendra (October 2018). "Effect of a novel clay/silica nanocomposite on water-based drilling fluids: Improvements in rheological and filtration properties". Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. 555: 339–350. doi:10.1016/j.colsurfa.2018.06.072.
2. Petroleum Engineering Handbook, Volume II: Drilling Engineering. Society of Petroleum Engineers. 2007. pp. 90–95. ISBN 978-1-55563-114-7.
3. Oilfield Glossary
4. Langewiesche, William. "Jungle Law". The Hive. Retrieved 2017-08-28.
5. Rabia, Hussain (1986). Oilwell Drilling Engineering : Principles and Practice. Springer. pp. 106–111. ISBN 0860106616.
6. "According the change of drilling fluid to understand under well condition". Drilling Mud Cleaning System. 27 December 2012. Retrieved 26 September 2013.
7. Clark, Peter E. (1995-01-01). "Drilling Mud Rheology and the API Recommended Measurements". SPE Production Operations Symposium. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/29543-MS. ISBN 9781555634483.
8. CJWinter. "The Advantages Of Cold Root Rolling". www.cjwinter.com. Retrieved 2017-08-28.
9. "10 Tips To Improve Drilling Fluid Performance" (PDF). Drilling Contractor. Retrieved 2017-08-28.
10. Moore, Rachel (2017-07-05). "How to become a mud engineer". Career Trend.
11. "Methods for Assessing the Chronic Toxicity of Marine and Estuarine Sediment-associated Contaminants with the Amphipod Leptocheirus plumulosus—First Edition". U.S. Environmental Protection Agency. Archived from the original on 15 April 2014. Retrieved 14 April 2014.
12. Orszulik, Stefan (2016-01-26). Environmental Technology in the Oil Industry. Springer. ISBN 9783319243344.

Further reading

• ASME Shale Shaker Committee (2005). The Drilling Fluids Processing Handbook. ISBN 0-7506-7775-9.
• Cheraghian, G., Wu, Q., Mostofi, M., Li, M. C., Afrand, M., & Sangwai, J. S. (2018). Effect of a novel clay/silica nanocomposite on water-based drilling fluids: Improvements in rheological and filtration properties. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2018.06.072.
• Kate Van Dyke (1998). Drilling Fluids, Mud Pumps, and Conditioning Equipment.
• G. V. Chilingarian & P. Vorabutr (1983). Drilling and Drilling Fluids.
• G. R. Gray, H. C. H. Darley, & W. F. Rogers (1980). The Composition and Properties of Oil Well Drilling Fluids.
• DCS Shale Shaker SUPPLIER. The Drilling Fluids cleaning system.