Буровой раствор

Эта статья включает в себя список общих ссылок , но он остается в значительной степени непроверенным, поскольку в нем отсутствует достаточное количество соответствующих встроенных ссылок . Пожалуйста, помогите улучшить эту статью, добавив более точные цитаты. ( Июнь 2008 г. ) ( Узнайте, как и когда удалить этот шаблон сообщения )

Бурильщик заливает пеногаситель в буровую колонну на буровой установке

Баритовый порошок, используемый для приготовления грязи на водной основе.

В геотехниках , буровой раствор , называемый также буровой раствор , используются для облегчения бурения скважин в землю. Буровые растворы, часто используемые при бурении нефтяных и газовых скважин и на установках для разведочного бурения , также используются для более простых скважин, таких как водяные скважины . Одна из функций бурового раствора - вынос шлама из скважины.

Три основные категории буровых растворов: буровые растворы на водной основе (WB), которые могут быть диспергированными и недисперсными; неводные буровые растворы, обычно называемые буровыми растворами на нефтяной основе (OB); и газообразный буровой раствор, в котором можно использовать широкий спектр газов . Наряду с их образующими, они используются вместе с соответствующими полимерными и глинистыми добавками для бурения различных нефтегазовых пластов. ^[1]

Основные функции буровых растворов включают обеспечение гидростатического давления для предотвращения попадания пластовых флюидов в ствол скважины, поддержание бурового долота в прохладном и чистом состоянии во время бурения, вынос бурового шлама и приостановку бурового шлама во время остановки бурения и когда буровая установка вводится и выходит из отверстия. Буровой раствор, используемый для конкретной работы, выбирается так, чтобы избежать повреждения пласта и ограничить коррозию.

Типы [ править ]

Источник: ^[2]

Ежедневно используются многие типы буровых растворов. Некоторые скважины требуют использования разных типов в разных частях ствола скважины или использования некоторых типов в сочетании с другими. Различные типы жидкостей обычно делятся на несколько широких категорий: ^[3]

• Воздух: сжатый воздух закачивается либо в кольцевое пространство ствола скважины, либо вниз по самой бурильной колонне .
• Воздух / вода: то же, что и выше, с добавлением воды для увеличения вязкости, промывки отверстия, обеспечения большего охлаждения и / или для контроля пыли.
• Воздух / полимер: специально разработанный химикат, чаще всего называемый типом полимера, добавляется к смеси воды и воздуха для создания определенных условий. Пенообразователь - хороший пример полимера .
• Вода: иногда используется сама вода. При бурении на море морская вода обычно используется при бурении верхней части ствола скважины.
• Грязь на водной основе (WBM): большинство основных систем грязи на водной основе начинаются с воды, затем в воду добавляются глины и другие химические вещества, чтобы создать гомогенную смесь, напоминающую что-то между шоколадным молоком и солодом (в зависимости от вязкости). Глина обычно представляет собой комбинацию природных глин, которые взвешиваются в жидкости во время бурения, или определенных типов глины, которые обрабатываются и продаются в качестве добавок для системы WBM. Самый распространенный из них - бентонит., часто называемый на нефтяных месторождениях «гелем». Гель, вероятно, ссылается на тот факт, что пока жидкость перекачивается, она может быть очень тонкой и сыпучей (как шоколадное молоко), хотя при остановке перекачивания статическая жидкость образует «гелевую» структуру, которая сопротивляется потоку. Когда для «разрушения геля» прилагается соответствующая насосная сила, поток возобновляется, и жидкость возвращается в свое ранее свободно текущее состояние. Многие другие химические вещества (например, формиат калия ) добавляются в систему WBM для достижения различных эффектов, включая: контроль вязкости, стабильность сланца, повышение скорости бурения, а также охлаждение и смазку оборудования.
• Буровой раствор на масляной основе (OBM): Буровой раствор на масляной основе - это буровой раствор, в котором базовой жидкостью является нефтепродукт, такой как дизельное топливо. Буровые растворы на масляной основе используются по многим причинам, включая повышенную смазывающую способность, улучшенное ингибирование сланца и более высокие очищающие свойства при меньшей вязкости. Буровые растворы на масляной основе также выдерживают более высокие температуры, не разрушаясь. Использование буровых растворов на нефтяной основе имеет особые соображения, включая стоимость, экологические соображения, такие как размещение выбуренной породы в подходящем месте, и исследовательские недостатки использования бурового раствора на нефтяной основе, особенно в поисково-разведочных скважинах. Использование бурового раствора на нефтяной основе мешает геохимическому анализу выбуренной породы и керна, а также определению плотности в градусах API, поскольку базовый флюид нельзя отличить от нефти, возвращаемой из пласта.
• Жидкость на синтетической основе (SBM) (также известная как буровой раствор на масляной основе с низкой токсичностью или LTOBM): жидкость на синтетической основе - это буровой раствор, в котором базовой жидкостью является синтетическое масло. Чаще всего он используется на морских буровых установках, потому что он обладает свойствами бурового раствора на нефтяной основе, но токсичность паров жидкости намного меньше, чем у жидкости на основе нефти. Это важно, когда буровая бригада работает с жидкостью в замкнутом пространстве, например на морской буровой установке. Жидкость на синтетической основе создает те же проблемы для окружающей среды и анализа, что и жидкость на масляной основе.

На буровой установке буровой раствор перекачивается из ям для бурового раствора через бурильную колонну, где он разбрызгивается из сопел на буровое долото, тем самым очищая и охлаждая буровое долото в процессе. Затем буровой раствор переносит измельченную или вырезанную породу («шлам») вверх по кольцевому пространству («кольцевое пространство») между бурильной колонной и сторонами пробуриваемой скважины, вверх через надводную обсадную колонну, где она снова выходит на поверхность. Затем шлам отфильтровывается либо с помощью сланцевого шейкера, либо с помощью более новой технологии сланцевого конвейера, и грязь возвращается в ямы. Грязевые ямы позволяют осесть пробуренной «мелочи»; Ямы также являются местом, где жидкость обрабатывается путем добавления химикатов и других веществ.

Возвращаемый буровой раствор может содержать природный газ или другие легковоспламеняющиеся материалы, которые будут собираться внутри и вокруг зоны встряхивания сланца / конвейера или в других рабочих зонах. Из-за риска возгорания или взрыва в случае возгорания обычно устанавливаются специальные контрольные датчики и взрывозащищенное сертифицированное оборудование, а рабочие проходят обучение мерам безопасности. Затем буровой раствор закачивается обратно в скважину и снова рециркулирует. После испытаний буровой раствор периодически обрабатывается в амбарах для обеспечения желаемых свойств, которые оптимизируют и улучшают эффективность бурения, стабильность ствола скважины и другие требования, перечисленные ниже.

Функция [ править ]

Основные функции бурового раствора можно резюмировать следующим образом: ^[2]

Удалите стружку из колодца [ править ]

Буровой раствор переносит породу, извлеченную буровым долотом, на поверхность. Его способность делать это зависит от размера, формы, плотности и скорости жидкости, движущейся вверх по скважине ( скорость в кольцевом пространстве ). Эти соображения аналогичны способности ручья переносить отложения; крупные песчинки в медленном потоке оседают на дне ручья, а мелкие песчинки в быстром потоке уносятся вместе с водой. Вязкость бурового раствора - еще одно важное свойство, так как шлам оседает на дно скважины, если вязкость слишком низкая.

Другие свойства включают:

• Большинство буровых растворов являются тиксотропными (увеличение вязкости в статических условиях). Эта характеристика удерживает шлам в подвешенном состоянии, когда буровой раствор не течет, например, во время технического обслуживания.
• Жидкости с разжижением при сдвиге и повышенной вязкостью эффективны для очистки ствола скважины.
• Более высокая скорость в кольце улучшает транспортировку резания. Коэффициент переноса (скорость переноса / наименьшая скорость в кольце) должен составлять не менее 50%.
• Жидкости с высокой плотностью могут адекватно очищать скважины даже при более низких кольцевых скоростях (за счет увеличения выталкивающей силы, действующей на шлам). Но может иметь негативные последствия, если вес бурового раствора превышает тот, который необходим для уравновешивания давления окружающей породы (пластовое давление), поэтому вес бурового раствора обычно не увеличивается для целей очистки ствола.
• Более высокие скорости вращения бурильной колонны вносят круговой компонент в кольцевой путь потока. Этот спиральный поток вокруг бурильной колонны вызывает перемещение бурового шлама у стенки, где возникают плохие условия очистки ствола, в более высокие транспортные области кольцевого пространства. Повышенное вращение - один из лучших способов повысить очистку ствола наклонных и горизонтальных скважин.

Приостановить и отпустить вырезки [ править ]

Этот раздел имеет формат списка , но может читаться лучше как проза . Вы можете помочь, преобразовав этот раздел , если это необходимо. Доступна помощь по редактированию . ( Сентябрь 2020 г. )

Источник: ^[2]

• Должен взвешивать буровой шлам, утяжелители и добавки в широком диапазоне условий.
• Осаждение бурового шлама может привести к образованию мостов и насыпи, что может привести к застреванию трубы и потере циркуляции .
• Оседающий утяжелитель называется провисанием, это вызывает большие колебания плотности скважинной жидкости, это чаще происходит в наклонных и горячих скважинах.
• Высокие концентрации бурового раствора вредны для:
  • Эффективность бурения (это приводит к увеличению веса и вязкости бурового раствора, что, в свою очередь, увеличивает затраты на техническое обслуживание и увеличивает разбавление)
  • Скорость проникновения (ROP) (увеличивает мощность, необходимую для циркуляции)
  • Свойства взвешенного бурового раствора должны быть сбалансированы со свойствами удаления шлама с помощью оборудования для контроля твердых частиц.
• Для эффективного контроля над твердыми частицами твердые частицы бурового раствора должны быть удалены из бурового раствора при первой циркуляции из скважины. При повторной циркуляции черенки разбиваются на более мелкие части, и их труднее удалить.
• Проведите испытание, чтобы сравнить содержание песка в буровом растворе на выкидной линии и в приемной яме (чтобы определить, удаляется ли шлам).

Контрольные пластовые давления [ править ]

Источник: ^[2]

• Если пластовое давление увеличивается, плотность бурового раствора также должна быть увеличена, чтобы уравновесить давление и сохранить стабильность ствола скважины. Самый распространенный утяжелитель - барит . Несбалансированное пластовое давление вызовет неожиданный приток (также известный как выброс ) пластовых флюидов в ствол скважины, что может привести к выбросу из пластовых флюидов под давлением.
• Гидростатическое давление = плотность бурового раствора * истинная вертикальная глубина * ускорение свободного падения. Если гидростатическое давление больше или равно пластовому давлению, пластовая жидкость не будет течь в ствол скважины.
• Контроль скважины означает отсутствие неконтролируемого притока пластовых флюидов в ствол скважины.
• Гидростатическое давление также контролирует напряжения, вызванные тектоническими силами, которые могут сделать стволы скважин нестабильными, даже когда давление пластового флюида уравновешено.
• Если пластовое давление ниже нормы, можно использовать воздух, газ, туман, густую пену или буровой раствор низкой плотности (на нефтяной основе).
• На практике плотность бурового раствора должна быть ограничена минимумом, необходимым для контроля скважины и устойчивости ствола скважины. Если он будет слишком большим, это может привести к разрыву пласта.

Запечатать проницаемые образования [ править ]

Источник: ^[2]

• Давление в столбе бурового раствора должно превышать пластовое давление, в этом случае фильтрат бурового раствора проникает в пласт, и на стенке ствола скважины осаждается фильтровальная корка бурового раствора.
• Грязь предназначена для осаждения тонкой фильтровальной корки с низкой проницаемостью, чтобы ограничить проникновение.
• Проблемы возникают, если образуется толстая фильтровальная корка; условия плотного ствола, низкое качество бревна, прихватывание трубы, потеря циркуляции и повреждение пласта.
• В высокопроницаемых пластах с большими отверстиями ствола цельный раствор может проникать в пласт, в зависимости от размера твердых частиц бурового раствора;
  • Используйте закупоривающие агенты, чтобы заблокировать большое отверстие, тогда твердые частицы бурового раствора могут образовывать уплотнение.
  • Для эффективности закупоривающие агенты должны иметь размер более половины порового пространства / трещин.
  • Связующие агенты (например, карбонат кальция , измельченная целлюлоза).
• В зависимости от используемой системы бурового раствора, ряд добавок могут улучшить фильтрационную корку (например, бентонит , природный и синтетический полимер, асфальт и гильсонит ).

Поддерживать стабильность ствола скважины [ править ]

Источник: ^[2]

• Химический состав и свойства бурового раствора должны сочетаться для обеспечения стабильного ствола скважины. Вес бурового раствора должен быть в пределах необходимого диапазона для уравновешивания механических сил.
• Нестабильность ствола скважины = облысение пластов, которое может привести к образованию плотных скважин, перемычек и насыпи при спусках (те же симптомы указывают на проблемы с очисткой ствола).
• Устойчивость ствола скважины = ствол сохраняет размер и цилиндрическую форму.
• Если ствол увеличивается, он становится слабым и его трудно стабилизировать, что приводит к таким проблемам, как низкие скорости в кольцевом пространстве, плохая очистка ствола, загрузка твердых частиц и плохая оценка пласта.
• В песчаниках и песчаниках расширение ствола скважины может быть достигнуто за счет механических воздействий (гидравлических сил и скоростей сопел). Повреждение пласта снижено за счет консервативной гидравлической системы. Известно, что фильтровальная корка хорошего качества, содержащая бентонит , ограничивает расширение ствола скважины.
• В сланцах веса бурового раствора обычно достаточно, чтобы уравновесить пластовое напряжение, так как эти скважины обычно стабильны. В буровом растворе на водной основе химические различия могут вызывать взаимодействия между грязью и сланцами, что приводит к размягчению природной породы. Сухие, хрупкие сланцы с высокой трещиноватостью могут быть чрезвычайно нестабильными (что приводит к механическим проблемам).
• Различные химические ингибиторы могут контролировать взаимодействие бурового раствора и сланца (кальций, калий , соль, полимеры, асфальт, гликоли и нефть - лучше всего для водочувствительных пластов)
• Буровые растворы на основе нефти (и синтетического масла) используются для бурения наиболее чувствительных к воде сланцев в районах с трудными условиями бурения.
• Для усиления ингибирования используются буровые растворы на эмульгированной рассоле ( хлорид кальция ), снижающие активность воды и создающие осмотические силы для предотвращения адсорбции воды сланцами .

Минимизация повреждений формации [ править ]

Источник: ^[2]

• Повреждение обшивки или любое уменьшение естественной пористости и проницаемости (вымывание) пласта представляет собой повреждение пласта.
• Повреждение кожи - это скопление остатков на перфорациях, что вызывает падение давления через них.
• Наиболее частые повреждения;
  • Грязь или твердые частицы бурового раствора проникают в матрицу пласта, уменьшая пористость и вызывая скин-эффект
  • Набухание пластовых глин внутри коллектора, снижение проницаемости
  • Осаждение твердых частиц из-за смешивания фильтрата бурового раствора и пластовых флюидов, что приводит к осаждению нерастворимых солей.
  • Фильтрат бурового раствора и пластовые флюиды образуют эмульсию, уменьшая пористость коллектора.
• Специально разработанные жидкости для бурения скважин или жидкости для ремонта скважин и заканчивания сводят к минимуму повреждение пласта.

Охладите, смажьте и закрепите долото и буровой агрегат [ править ]

Источник: ^[2]

• Тепло выделяется механическими и гидравлическими силами на долоте, а также при вращении бурильной колонны и трении обсадной колонны и ствола скважины.
• Охладите и отведите тепло от источника до температуры ниже, чем на забое скважины.
• В противном случае долото, бурильная колонна и забойные двигатели вышли бы из строя быстрее.
• Смазка на основе коэффициента трения . («Коэффициент трения» - это то, насколько сильно трение со стороны ствола скважины и размера муфты или размера бурильной трубы для вытягивания прихваченной трубы) Буровой раствор на масляной и синтетической основе обычно смазывает лучше, чем буровой раствор на водной основе ( но последнее можно улучшить добавлением смазки).
• Количество смазки, обеспечиваемой буровым раствором, зависит от типа и количества бурового раствора и весовых материалов + химического состава системы.
• Плохая смазка вызывает высокий крутящий момент и сопротивление, тепловую проверку бурильной колонны, но эти проблемы также вызваны посадкой шпонок, плохой очисткой ствола и неправильной конструкцией компоновки низа бурильной колонны.
• Буровые растворы также поддерживают часть бурильной колонны или обсадных труб за счет плавучести. Подвешивание в буровом растворе под действием силы, равной весу (или плотности) бурового раствора, что снижает нагрузку на крюк на вышке.
• Вес, который может выдержать буровая вышка, ограничен механическими возможностями, увеличивая глубину, так что увеличивается вес бурильной колонны и обсадной колонны.
• При спуске длинной, тяжелой колонны или обсадных труб плавучесть возможна для обсадных колонн, вес которых превышает грузоподъемность крюка буровой установки.

Передача гидравлической энергии на инструменты и долото [ править ]

Источник: ^[2]

• Гидравлическая энергия обеспечивает питание забойного двигателя для вращения долота и инструментов MWD ( измерение во время бурения ) и LWD ( каротаж во время бурения ). Гидравлические программы основаны на выборе размеров сопел долота для доступной мощности бурового насоса для оптимизации воздействия струи на забой скважины.
• Ограничен:
  • Мощность насоса
  • Потери давления внутри бурильной колонны
  • Максимально допустимое давление на поверхность
  • Оптимальный расход
  • Давление в бурильной колонне падает выше в жидкостях с более высокой плотностью, пластической вязкостью и твердыми телами.
• Буровые растворы с низким содержанием твердых частиц, разжижающие при сдвиге, такие как полимерные жидкости, более эффективные в передаче гидравлической энергии.
• Глубину можно увеличить, контролируя свойства бурового раствора.
• Передача информации от MWD и LWD на поверхность с помощью импульса давления.

Ensure adequate formation evaluation[edit]

Source:^[2]

• Chemical and physical mud properties as well as wellbore conditions after drilling affect formation evaluation.
• Mud loggers examine cuttings for mineral composition, visual sign of hydrocarbons and recorded mud logs of lithology, ROP, gas detection or geological parameters.
• Wireline logging measure – electrical, sonic, nuclear and magnetic resonance.
• Potential productive zone are isolated and performed formation testing and drill stem testing.
• Mud helps not to disperse of cuttings and also improve cutting transport for mud loggers determine the depth of the cuttings originated.
• Oil-based mud, lubricants, asphalts will mask hydrocarbon indications.
• So mud for drilling core selected base on type of evaluation to be performed (many coring operations specify a bland mud with minimum of additives).

Control corrosion (in acceptable level)[edit]

Source:^[2]

• Drill-string and casing in continuous contact with drilling fluid may cause a form of corrosion.
• Dissolved gases (oxygen, carbon dioxide, hydrogen sulfide) cause serious corrosion problems;
  • Cause rapid, catastrophic failure
  • May be deadly to humans after a short period of time
• 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[edit]

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[edit]

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[edit]

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[edit]

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[edit]

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

Dispersed systems[edit]

• 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[edit]

• 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[edit]

"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[edit]

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[edit]

References[edit]

Further reading[edit]

• 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.