Fluido de perforación

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En ingeniería geotécnica , el fluido de perforación , también conocido como lodo de perforación , se utiliza para facilitar la perforación de pozos en la tierra. Los fluidos de perforación, que se utilizan durante la perforación de pozos de petróleo y gas natural y en plataformas de perforación de exploración , también se utilizan para perforaciones mucho más simples, como pozos de agua .

Las dos categorías principales de fluidos de perforación son los lodos a base de agua (WB), que pueden ser dispersos y no dispersos, y los lodos no acuosos, generalmente llamados lodos a base de aceite (OB). Junto con sus formantes, estos se utilizan junto con aditivos de polímeros y arcilla adecuados para perforar diversas formaciones de petróleo y gas. Los fluidos de perforación gaseosos, que generalmente utilizan aire o gas natural, a veces con la adición de agentes espumantes, se pueden utilizar cuando las condiciones del fondo del pozo lo permiten.

Las principales funciones de los fluidos de perforación líquidos son ejercer presión hidrostática para evitar que los fluidos de formación ingresen al pozo, y transportar los recortes de perforación, así como suspender los recortes de perforación mientras se detiene la perforación, como cuando el conjunto de perforación entra y sale del pozo. El fluido de perforación también mantiene la broca fría y limpia los recortes debajo de ella durante la perforación. El fluido de perforación utilizado para un trabajo en particular se selecciona para evitar daños a la formación y limitar la corrosión.

Los fluidos líquidos están compuestos de material natural y sintético en estado mixto, ^[1] que pueden ser de dos tipos: ^[2]

• Acuoso ; ^[3] generalmente con sustancias añadidas que controlan la viscosidad, junto con lubricantes, para la inhibición de inhibidores corrosivos, sales y agentes de control del pH. ^[1]
• Petróleo; que puede ser generalmente hidrocarburo , ^[1]

El lodo de perforación a base de agua generalmente consiste en arcilla bentonita (gel) con aditivos como sulfato de bario (barita) para aumentar la densidad y carbonato de calcio (tiza) o hematita . Se utilizan varios espesantes para influir en la viscosidad del fluido, por ejemplo, goma xantana , goma guar , glicol , carboximetilcelulosa (CMC), celulosa polianiónica (PAC) o almidón . A su vez, se utilizan desfloculantes para reducir la viscosidad de los lodos a base de arcilla; se utilizan con frecuencia polielectrolitos aniónicos (por ejemplo, acrilatos , polifosfatos , lignosulfonatos (Lig) o derivados del ácido tánico como Quebracho ). El lodo rojo era el nombre de una mezcla a base de Quebracho , llamada así por el color de las sales rojas del ácido tánico; se usó comúnmente en las décadas de 1940 a 1950, luego se volvió obsoleto cuando los lignosulfonatos estuvieron disponibles. Se agregan otros componentes para proporcionar varias características funcionales específicas como las enumeradas anteriormente. Otros aditivos comunes incluyen lubricantes, inhibidores de esquisto, aditivos para pérdida de fluidos (CMC y PAC) (para controlar la pérdida de fluidos de perforación en formaciones permeables). Se agrega un agente densificante como la barita para aumentar la densidad general del fluido de perforación de modo que se pueda mantener una presión suficiente en el fondo del pozo, evitando así una afluencia no deseada (y a menudo peligrosa) de fluidos de formación. ^[4]

Fuente: ^[5]

Diariamente se utilizan muchos tipos de fluidos de perforación. Algunos pozos requieren el uso de distintos tipos en distintas partes del pozo, o que algunos tipos se utilicen en combinación con otros. Los distintos tipos de fluidos generalmente se dividen en categorías amplias: ^[6]

• Aire: Se bombea aire comprimido a través del espacio anular del pozo o a través de la propia sarta de perforación .
• Aire/agua: Aire con agua agregada para aumentar la viscosidad , limpiar el orificio, proporcionar más enfriamiento y/o controlar el polvo.
• Aire/polímero: se añade a la mezcla de agua y aire una sustancia química especialmente formulada, normalmente un tipo de polímero , para crear condiciones específicas. Un agente espumante es un buen ejemplo de polímero.
• Agua: A veces se utiliza agua sola. En las perforaciones en alta mar, normalmente se utiliza agua de mar mientras se perfora la sección superior del pozo.
• Lodo a base de agua (WBM): la mayoría de los sistemas de lodo a base de agua comienzan con agua, luego se agregan arcillas y otros productos químicos para crear una mezcla homogénea con una viscosidad entre la leche con chocolate y una malta. La arcilla suele ser una combinación de arcillas nativas que se suspenden en el fluido durante la perforación, o tipos específicos de arcilla procesadas y vendidas como aditivos para el sistema WBM. El tipo más común es la bentonita , llamada "gel" en el campo petrolífero. El nombre probablemente se refiere a la viscosidad del fluido como muy delgada y de flujo libre (como la leche con chocolate) mientras se bombea, pero cuando se detiene el bombeo, el fluido estático se solidifica en un "gel" que resiste el flujo. Cuando se aplica la fuerza de bombeo adecuada para "romper el gel", el flujo se reanuda y el fluido regresa a su estado de flujo libre. Muchos otros productos químicos (por ejemplo, formiato de potasio ) se agregan a un sistema WBM para lograr los efectos deseados, incluidos: control de la viscosidad, estabilidad de la pizarra, mejora de 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 tiene un fluido a base de petróleo, como el combustible diésel. Los lodos a base de aceite se utilizan para aumentar la lubricidad, mejorar la inhibición de esquisto y tener mayores capacidades de limpieza con menos viscosidad. Los lodos a base de aceite también resisten un mayor calor sin descomponerse. El uso de lodos a base de aceite tiene consideraciones especiales de costo, preocupaciones ambientales como la eliminación de recortes en un lugar apropiado y las desventajas exploratorias de usar lodo a base de aceite, especialmente en pozos de exploración . El uso de un lodo a base de aceite interfiere con el análisis geoquímico de recortes y núcleos y con la determinación de la gravedad API porque el fluido base no se puede distinguir del petróleo que se devuelve desde 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 base es un aceite sintético. Este se utiliza con mayor frecuencia en plataformas marinas porque tiene las propiedades de un lodo a base de aceite, pero la toxicidad de los vapores del fluido es mucho menor. Esto es importante cuando el equipo de perforación trabaja con el fluido en un espacio cerrado, como una plataforma de perforación marina. El fluido de base sintética plantea los mismos problemas ambientales y de análisis que el fluido a base de aceite. ^[7]

En una plataforma de perforación , el lodo se bombea desde los pozos de lodo a través de la sarta de perforación, donde sale a chorro por las boquillas de la broca, eliminando así los recortes y enfriando la broca en el proceso. Luego, el lodo transporta la roca triturada o cortada ("recortes") hacia arriba por el espacio anular ("anillo") entre la sarta de perforación y los lados del pozo que se está perforando, hasta la tubería de revestimiento de superficie, donde emerge por la parte superior. Luego, los recortes se filtran con una zaranda vibratoria o con la tecnología más nueva de transportadores de esquisto, y el lodo regresa a los pozos de lodo. Los pozos de lodo permiten que los "finos" perforados se sedimenten y que el lodo se trate agregando productos químicos y otras sustancias.

El lodo que regresa puede contener gases naturales u otros materiales inflamables que se acumularán dentro y alrededor del área de la zaranda vibratoria/transportadora o en otras áreas de trabajo. Debido al riesgo de incendio o explosión, se suelen instalar sensores de monitoreo especiales y equipos certificados a prueba de explosiones , y se capacita a los trabajadores en precauciones de seguridad. Luego, el lodo se bombea nuevamente hacia el pozo y se lo vuelve a hacer circular. Se prueban las propiedades del lodo y se lo trata periódicamente en los pozos de lodo para garantizar que tenga las propiedades deseadas para optimizar la eficiencia de la perforación y brindar estabilidad al pozo.

Las funciones de un lodo de perforación se pueden resumir en: ^[5]

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 de los recortes, y de la velocidad del fluido que se desplaza 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 son arrastrados junto con el agua. La viscosidad del lodo y la resistencia del gel son propiedades importantes, ya que los recortes se depositarán en el fondo del pozo si la viscosidad es demasiado baja.

Otras propiedades incluyen:

• La mayoría de los lodos de perforación son tixotrópicos (la viscosidad aumenta cuando están estáticos). Esta característica mantiene los recortes suspendidos cuando el lodo no fluye, por ejemplo, al reemplazar la broca.
• Los fluidos que tienen propiedades pseudoplásticas y viscosidades elevadas son eficientes para la limpieza de pozos.
• Una mayor velocidad anular mejora el transporte de los cortes. La relación de transporte (velocidad de transporte/velocidad anular más baja) debe ser al menos del 50 %.
• Los fluidos de alta densidad pueden limpiar pozos adecuadamente incluso con velocidades anulares más bajas (al aumentar la fuerza de flotabilidad que actúa sobre los recortes).
• Las velocidades más altas de la columna de perforación rotatoria introducen un componente circular en la trayectoria del flujo anular. Este flujo helicoidal alrededor de la columna de perforación hace que los recortes de perforación cerca de la pared, donde se producen malas condiciones de limpieza del pozo, se desplacen hacia regiones de transporte más altas del espacio anular. El aumento de la velocidad de rotación es uno de los mejores métodos para aumentar la limpieza del pozo en pozos horizontales y de gran ángulo.

Una de las funciones del lodo de perforación es sacar los recortes del pozo.

Fuente: ^[5]

• El lodo de perforación debe suspender los recortes de perforación y los materiales densos en una amplia gama de condiciones.
• Los recortes de perforación que se depositan pueden provocar puentes y rellenos, lo que puede provocar atascos en las tuberías y pérdida de circulación .
• El material pesado que se asienta se denomina hundimiento y provoca una amplia variación en la densidad del fluido del pozo. Esto ocurre con mayor frecuencia en pozos calientes y de gran ángulo.
• Las altas concentraciones de sólidos de perforación son perjudiciales para la eficiencia de la perforación porque aumentan el peso y la viscosidad del lodo, lo que a su vez aumenta los costos de mantenimiento y aumenta la dilución.
• Los recortes de perforación que quedan suspendidos deben equilibrarse con las propiedades de remoción de recortes mediante equipos de control de sólidos .
• Para lograr un control eficaz de los sólidos, los sólidos de perforación deben eliminarse del lodo en la primera circulación desde el pozo. Si se recirculan, los recortes se rompen en pedazos más pequeños y son más difíciles de eliminar.
• Se debe realizar una prueba para comparar el contenido de sólidos del lodo en la línea de flujo y en el pozo de succión (para determinar si se están eliminando recortes).

Fuente: ^[5]

• Si aumenta la presión de formación, se debe aumentar la densidad del lodo para equilibrar la presión y mantener estable el pozo. El material densificante más común es la barita . Una presión de formación desequilibrada provocará una afluencia inesperada (también conocida como golpe) de fluidos de formación en el pozo, lo que posiblemente provoque una explosión del fluido de formación presurizado.
• Presión hidrostática = densidad del fluido de perforación * profundidad vertical real * aceleración de la gravedad. Si la presión hidrostática es mayor o igual que la presión de formación, el fluido de formación no fluirá hacia el pozo.
• El bienestar bajo control significa que no hay un flujo incontrolable de fluidos de formación hacia el pozo.
• La presión hidrostática también controla el estrés de las fuerzas tectónicas , que pueden hacer que los pozos sean inestables incluso cuando la presión del fluido de formación está equilibrada.
• Si las presiones de formación expuestas en el pozo abierto son subnormales, se puede utilizar aire, gas, niebla, 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 del pozo y la estabilidad del mismo. Si es demasiado alta, puede fracturar la formación.

Fuente: ^[5]

• La presión de la columna de lodo debe exceder la presión de formación; en esta condición, el filtrado de lodo invade las formaciones permeables y una torta de filtración de sólidos de lodo se deposita en la pared del pozo.
• El lodo está diseñado para depositar una torta de filtración delgada y de baja permeabilidad para limitar la invasión.
• Pueden surgir problemas si se forma una torta de filtración espesa: condiciones de pozo estrecho, mala calidad del registro, tubería atascada, pérdida de circulación y daños en la formación.
• En formaciones altamente permeables con gargantas de poros grandes, el lodo entero puede invadir la formación, dependiendo del tamaño de los sólidos del lodo:
  • Utilice agentes puente para bloquear las aberturas grandes de modo que los sólidos del lodo puedan formar un sello.
  • Para que sean eficaces, los agentes puente deben tener un tamaño mayor que la mitad de los espacios porosos o las fracturas.
  • Los agentes puente incluyen carbonato de calcio y celulosa molida.
• Dependiendo del sistema de lodo en uso, una serie de aditivos pueden mejorar la torta de filtración (por ejemplo, bentonita , polímeros naturales y sintéticos, asfalto y gilsonita ).

Fuente: ^[5]

• La composición química y las propiedades del lodo deben combinarse para proporcionar un pozo estable. La densidad del lodo debe estar dentro del rango necesario para equilibrar las fuerzas mecánicas.
• Inestabilidad del pozo = formaciones desprendidas, que pueden causar condiciones de pozo estrecho, 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 vuelve débil y difícil de estabilizar, y pueden surgir problemas como bajas velocidades anulares, mala limpieza del pozo, carga de sólidos y mala evaluación de la formación.
• En formaciones de arena y arenisca , el agrandamiento de los pozos puede ocurrir por acciones mecánicas (fuerzas hidráulicas y velocidades de las boquillas). El daño a la formación se reduce con un sistema hidráulico conservador. Se sabe que una torta de filtración de buena calidad que contenga bentonita limita el agrandamiento de los pozos.
• En las lutitas, cuando se utilizan lodos a base de agua, las diferencias químicas pueden provocar interacciones entre el lodo y la lutita que provocan el debilitamiento de la roca nativa. Las lutitas muy fracturadas, secas y quebradizas pueden ser extremadamente inestables, lo que provoca problemas mecánicos.
• Diversos inhibidores químicos pueden controlar las interacciones entre el lodo y la pizarra (calcio, potasio , sal, polímeros, asfalto, glicoles y petróleo; ideal para formaciones sensibles al agua)
• Los fluidos de perforación a base de aceite (y aceite sintético) se pueden utilizar para perforar 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 .

Fuente: ^[5]

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

Fuente: ^[5]

• El calor se genera a partir de fuerzas mecánicas e hidráulicas en la broca y cuando la sarta de perforación gira y se frota contra la carcasa y el pozo.
• Enfriar y transferir calor lejos de la fuente y más bajo que la temperatura del orificio inferior.
• De lo contrario, la broca, el tren de perforación y los motores de lodo fallarían más rápidamente.
• Lubricación basada en el coeficiente de fricción . ("Coeficiente de fricción" es la cantidad de fricción en el costado del pozo y el tamaño del collar o el tamaño de la tubería de perforación para sacar la tubería atascada). El lodo a base de aceite y sintético generalmente lubrica mejor que el lodo a base de agua (pero este último se puede mejorar con 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 + la composición química del sistema.
• Una lubricación deficiente provoca un alto torque y arrastre, además de grietas por calor en la sarta de perforación, pero estos problemas también son causados ​​por el asentamiento de las llaves, una limpieza deficiente del pozo y un diseño incorrecto de los conjuntos de fondo del pozo.
• Los fluidos de perforación también sostienen una parte de la sarta de perforación o de la tubería de revestimiento mediante flotabilidad. Suspendidos en el fluido de perforación, impulsados ​​por una fuerza igual al peso (o densidad) del lodo, lo que reduce la carga del gancho en la torre de perforación.
• El peso que la torre de perforación puede soportar está limitado por la capacidad mecánica; aumente la profundidad y, por lo tanto, aumentará el peso de la columna de perforación y la tubería de revestimiento.
• Al utilizar cuerdas o revestimientos largos y pesados, es posible flotar para utilizar cuerdas de revestimiento cuyo peso exceda la capacidad de carga del gancho de la plataforma.

Fuente: ^[5]

• La energía hidráulica proporciona potencia al motor de lodo para la rotación de la broca y para las herramientas MWD ( medición durante la perforación ) y LWD ( registro durante la perforación ). Los programas hidráulicos se basan en el dimensionamiento de las boquillas de la broca para la potencia disponible de la bomba de lodo a fin de optimizar el impacto del chorro en el fondo del pozo.
• Circunscrito a:
  • Potencia de la bomba
  • Pérdida de presión dentro de la sarta de perforación
  • Presión superficial máxima admisible
  • Caudal óptimo
  • La presión de la sarta de perforación pierde mayor importancia en fluidos de mayor densidad, viscosidades plásticas y sólidos.
• Los fluidos de perforación con bajo contenido de sólidos y pseudoplásticos, como los fluidos poliméricos, son 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 mediante pulso de presión.

Fuente: ^[5]

• 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 recortes para determinar la composición mineral, signos visuales de hidrocarburos y registros de lodo registrados de litología , ROP, detección de gas o parámetros geológicos.
• Medición de registros por cable: eléctricos, sónicos, nucleares y de resonancia magnética .
• Se aíslan zonas productivas potenciales y se realizan pruebas de formación y pruebas de columna de perforación.
• El lodo ayuda a no dispersar los recortes y también mejora el transporte de los cortes para que los registradores de lodo determinen la profundidad de los recortes originados.
• Los lodos a base de aceite, los lubricantes y los asfaltos enmascararán las indicaciones de hidrocarburos.
• Por lo tanto, el lodo para la perforación de núcleos se selecciona en función del tipo de evaluación a realizar (muchas operaciones de extracción de núcleos especifican un lodo suave con un mínimo de aditivos).

Fuente: ^[5]

• 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 ) causan graves problemas de corrosión;
  • Provocar un fallo rápido y catastrófico
  • Puede ser mortal para los humanos después de un corto período de tiempo.
• Un pH bajo (ácido) agrava la corrosión, por lo que se deben utilizar cupones de corrosión ^{[ aclaración necesaria ]} para controlar el tipo y la velocidad de corrosión y para determinar si se utiliza el inhibidor químico correcto en la cantidad correcta. Un cupón de corrosión es una pequeña pieza de metal expuesta al proceso para evaluar el efecto que tendrían las condiciones corrosivas en otros equipos de composición similar.
• La aireación del lodo, la formación de espuma y otras condiciones de O2 _atrapado provocan daños por corrosión en un corto período de tiempo.
• Al perforar en alto contenido de H2S _, se eleva el pH de los fluidos + productos químicos eliminadores de sulfuro (zinc).

Fuente: ^[5]

• La cementación es fundamental para la finalización efectiva de zonas y pozos.
• Durante la ejecución de la tubería de revestimiento, el lodo debe permanecer fluido y minimizar los aumentos repentinos de presión para que no se produzcan pérdidas de circulación inducidas por fracturas.
• La temperatura del agua utilizada para el cemento debe estar dentro de la tolerancia del cementador que realiza la tarea, generalmente 70 grados, especialmente en condiciones invernales.
• El lodo debe tener una torta de filtración fina y resbaladiza, con un mínimo de sólidos en la torta de filtración; el pozo debe tener un mínimo de recortes, ya que los derrumbes o los puentes impedirán una buena corrida de la tubería de revestimiento hasta el fondo. Haga circular el pozo hasta que esté limpio.
• Para una correcta operación de cementación y terminación, el lodo se desplaza mediante descargas y cemento. Para lograr efectividad:
  • Orificio cerca de los medidores, utilice técnicas adecuadas de limpieza de orificios, bombee barridos en TD y realice un recorrido de limpiaparabrisas hasta la zapata.
  • Lodo de baja viscosidad, los parámetros del lodo deben ser tolerantes a las formaciones que se están perforando y a la composición del fluido de perforación, flujo turbulento: baja viscosidad, alta tasa de bombeo, flujo laminar: alta viscosidad, alta tasa de bombeo.
  • Gel de barro no progresivo ^{[ aclaración necesaria ]}

Fuente: ^[5]

El lodo es tóxico en distintos grados. También es difícil y costoso eliminarlo de manera respetuosa con el medio ambiente. Un artículo de Vanity Fair describió las condiciones en Lago Agrio , un gran yacimiento petrolífero en Ecuador donde los perforadores no estaban sujetos a ninguna regulación. ^[8]

El fluido de perforación a base de agua tiene muy poca toxicidad, está hecho de agua, bentonita y barita, todas arcillas provenientes de operaciones mineras, que se encuentran generalmente en Wyoming y en Lunde, Telemark. Hay productos químicos específicos que se pueden usar en fluidos de perforación a base de agua que por sí solos pueden ser corrosivos y tóxicos, como el ácido clorhídrico. Sin embargo, cuando se mezcla con fluidos de perforación a base de agua, el ácido clorhídrico solo disminuye el pH del agua a un nivel más manejable. La sosa cáustica (hidróxido de sodio), la cal anhidra, el carbonato de sodio, la bentonita, la barita y los polímeros son los productos químicos más comunes utilizados en fluidos de perforación a base de agua. El lodo a base de aceite y los fluidos de perforación sintéticos pueden contener altos niveles de benceno y otros productos químicos.

Los productos químicos más comunes que se añaden a los lodos OBM son:

• Barita
• Bentonita
• Diesel
• Emulsionantes
• Agua

Algunos factores que afectan el rendimiento del fluido de perforación son: ^[9]

• Reología de fluidos ^[10]
• El cambio de la viscosidad del fluido de perforación
• El cambio de densidad del fluido de perforación
• El cambio del pH del lodo
• Corrosión o fatiga de la sarta de perforación ^[11]
• Estabilidad térmica del fluido de perforación ^[12]
• Pegado diferencial

Se clasifican en función de su fase fluida, alcalinidad, dispersión y el tipo de productos químicos utilizados.

• Lodo de agua dulce : Lodo de pH bajo (7,0–9,5) que incluye lodos tratados con spud, bentonita, naturales, fosfato, lodos orgánicos y lodos tratados con coloides orgánicos. Por ejemplo, los lodos tratados con tanato alcalino de pH alto tienen un pH superior a 9,5.
• Lodos de perforación a base de agua que inhiben la hidratación y dispersión de la arcilla. Los lodos a base de agua son el tipo de fluido de perforación más comúnmente utilizado. Están hechos de agua y varios aditivos que incluyen arcillas, polímeros y agentes densificantes. El WBM se utiliza principalmente en pozos poco profundos y es eficaz para prevenir la hinchazón y la desintegración de la formación de esquisto. – Existen 4 tipos: lodos de cal de pH alto, yeso de pH bajo, agua de mar y lodos de agua salada saturada.

• Lodos con bajo contenido de sólidos : estos lodos contienen menos de un 3 a un 6 % de sólidos por volumen y pesan menos de 9,5 lb/gal. La mayoría de los lodos de este tipo son a base de agua con cantidades variables de bentonita y un polímero.
• Emulsiones : Los dos tipos utilizados son aceite en agua (lodos de emulsión de aceite) y agua en aceite (lodos de emulsión de aceite inversa).
  • Lodos a base de aceite : los lodos a base de aceite contienen aceite como fase continua y agua como contaminante, y no como elemento en el diseño del lodo. Por lo general, contienen menos del 5 % (en volumen) de agua. Los lodos a base de aceite suelen ser una mezcla de combustible diésel y asfalto, aunque pueden estar basados ​​en petróleo crudo producido y lodos.

• • Lodos de base sintética (SBM) : Los lodos de base sintética están hechos de fluidos sintéticos y se utilizan en pozos profundos con temperaturas extremas. Los SBM tienen excelentes propiedades lubricantes y son menos tóxicos que los OBM.
  • Lodos a base de aire y espuma : Los lodos a base de aire y espuma utilizan aire o nitrógeno para crear una espuma que transporta los recortes de perforación a la superficie. Estos tipos de fluidos de perforación se utilizan en pozos donde la formación es muy porosa y propensa a derrumbarse.

• • Lodos de alta densidad : Los lodos de alta densidad se utilizan en pozos con altas presiones y temperaturas. Están hechos de barita y otros agentes densificantes y se utilizan para controlar la presión en el pozo y evitar reventones.

• • Lodos no dañinos : Los lodos no dañinos están diseñados para evitar daños a la formación que se está perforando. Se utilizan normalmente en pozos en los que la formación es susceptible a sufrir daños a causa del lodo de perforación.

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"Ingeniero de lodos" es el nombre que se le da a una persona de una empresa de servicios petrolíferos que se encarga de mantener un sistema de fluido de perforación o de terminación en una plataforma de perforación de petróleo y/o gas . ^[13] Esta persona normalmente trabaja para la empresa que vende los productos químicos para el trabajo y está específicamente capacitada con esos productos, aunque los ingenieros de lodos independientes siguen siendo comunes. El papel del ingeniero de lodos , o más propiamente ingeniero de fluidos de perforación , es fundamental para toda la operación de perforación porque incluso pequeños problemas con el lodo pueden detener todas las operaciones en la plataforma. El patrón de turnos aceptado internacionalmente en las operaciones de perforación en alta mar es que el personal (incluidos los ingenieros de lodos) trabaje en un patrón de turnos de 28 días, donde trabajan durante 28 días continuos y descansan los 28 días siguientes. En Europa, esto es más comúnmente un patrón de turnos de 21 días.

En la perforación en alta mar, con la nueva tecnología y los altos costos totales diarios, los pozos se están perforando extremadamente rápido. Tener dos ingenieros de lodos tiene sentido económico para evitar tiempos de inactividad debido a dificultades con el fluido de perforación. Dos ingenieros de lodos también reducen los costos de seguro para las compañías petroleras por daños ambientales de los que son responsables durante la perforación y la producción. Un ingeniero de lodos senior generalmente trabaja durante el día y un ingeniero de lodos junior durante la noche.

El costo del fluido de perforación suele ser de alrededor del 10 % (puede variar considerablemente) del costo total de perforación de un pozo y exige ingenieros de lodos competentes. Se obtienen grandes ahorros de costos cuando el ingeniero de lodos y el fluido funcionan adecuadamente.

El ingeniero de lodos no debe confundirse con los registradores de lodos , personal de servicio que monitorea el gas del lodo y recolecta muestras de pozos.

El ingeniero de cumplimiento es el nombre más común para un puesto relativamente nuevo en el campo petrolero, que surgió alrededor de 2002 debido a las nuevas regulaciones ambientales sobre lodos sintéticos en los Estados Unidos. Anteriormente, los lodos sintéticos estaban regulados de la misma manera que los lodos a base de agua y podían desecharse en aguas de alta mar debido a su baja toxicidad para los organismos marinos. Las nuevas regulaciones restringen la cantidad de petróleo sintético que se puede descargar. Estas nuevas regulaciones crearon una carga significativa en forma de pruebas necesarias para determinar el "ROC" o la retención en los recortes, el muestreo para determinar el porcentaje de petróleo crudo en el lodo de perforación y una amplia documentación. Ningún tipo de lodo a base de petróleo/sintético (o recortes de perforación contaminados con OBM/SBM) puede arrojarse al Mar del Norte. El lodo contaminado debe enviarse de regreso a la costa en contenedores o procesarse en las plataformas.

También se realiza una nueva prueba de toxicidad mensual para determinar la toxicidad de los sedimentos, utilizando el anfípodo Leptocheirus plumulosus . Se agregan varias concentraciones del lodo de perforación al entorno de L. plumulosus cautivo para determinar su efecto sobre los animales. ^[14] La prueba es controvertida por dos razones:

1. Estos animales no son nativos de muchas de las áreas reguladas por ellos, incluido el Golfo de México.
2. La prueba tiene una desviación estándar muy grande y las muestras que fallan gravemente pueden pasar fácilmente al volver a realizar la prueba ^[15].

• Okoro, Emmanuel Emeka; Ochonma, Chidiebere; Omeje, Maxwell; Sanni, Samuel E.; Emetere, Moses E.; Orodu, Kale B.; Igwilo, Kevin C. (17 de diciembre de 2019). "Exposición a riesgos radiológicos y de toxicidad del lodo a base de petróleo: implicancias para la salud de la tripulación de perforación en el delta del Níger". Investigación en ciencias ambientales y contaminación . 27 (5). Springer Science and Business Media LLC: 5387–5397. doi :10.1007/s11356-019-07222-3. ISSN  0944-1344. PMID  31848949. S2CID  209380825.
• Comité de ASME Shale Shaker (2005). Manual de procesamiento de fluidos de perforación . ISBN 0-7506-7775-9 . 
• Kate Van Dyke (1998). Fluidos de perforación, bombas de lodo y equipos de acondicionamiento .
• GV Chilingarian y P. Vorabutr (1983). Perforación y fluidos de perforación .
• GR Gray, HCH Darley y WF Rogers (1980). Composición y propiedades de los fluidos de perforación de pozos petrolíferos .
• PROVEEDOR de agitadores de esquisto DCS. Sistema de limpieza de fluidos de perforación .