MXPA03005917A

MXPA03005917A - Diluyentes para emulsiones invertidas.

Info

Publication number: MXPA03005917A
Application number: MXPA03005917A
Authority: MX
Inventors: Burrows Kimberly
Original assignee: Halliburton Energy Serv Inc
Priority date: 2000-12-29
Filing date: 2000-12-29
Publication date: 2005-02-14
Also published as: CA2433586A1; US20060073987A1; DK1356010T3; WO2002053675A1; US7435706B2; EP1356010B1; NO20032921L; ATE472583T1; AR052749A1; CA2433586C; BR0017399B1; DE60044619D1; EP1356010A1; CY1111234T1; AU2001226085B2; NO20032921D0; ES2345922T3; BR0017399A

Abstract

Se describe un metodo para reducir la viscosidad de fluidos de perforacion o fluidos de servicio a pozos, basados en aceite, a bajas temperaturas y un compuesto diluyente para el uso en estos fluidos de perforacion y fluidos de servicio a pozos. El metodo comprende adicionar a los fluidos de perforacion o fluidos de servicio a pozos un diluyente que tiene la formula: R- (C2H4O)n (C3H6O)m (C4H80)k-H donde R es un radical alquilo saturado o insaturado, lineal o ramificado que tiene aproximadamente 8 a aproximadamente 24 atomos de carbono, n es un numero que varia de aproximadamente 1 a aproximadamente 10, m es un numero que varia de aproximadamente 0 a aproximadamente 10, y k es un numero que varia de aproximadamente 0 a aproximadamente 10.

Description

DILUYENTES PARA EMULSIONES INVERTIDAS Antecedentes de la Invención 1. Campo de la Invención Esta invención se refiere en general a métodos y composiciones para perforar y dar servicio a pozos en formaciones subterráneas que tienen hidrocarburos. De manera particular, esta invención se refiere a sistemas de fluidos de perforación, basados en aceite, que comprenden emulsiones invertidas de agua en aceite, y a diluyentes que mejoran o permiten el uso de estos fluidos, a temperaturas en o por abajo de aproximadamente 10 grados Centígrados (aproximadamente 50 grados Fahrenheit) . 2. Descripción de la técnica anterior Un fluido de perforación, o "lodo" que frecuentemente también se llama un fluido de perforación, es un fluido especialmente diseñado que se hace circular en un pozo conforme se está perforando el pozo para facilitar la operación de perforación. Las varias funciones de un fluido de perforación incluyen remover los cortes de la perforación del pozo, enfriar y lubricar la broca de perforación, ayudar al soporte del tubo de perforación y la broca de perforación, y proporcionar una carga hidrostática para mantener la integridad de las paredes del pozo y para REP: 148291 impedir explosiones del pozo. Los sistemas específicos de fluido de perforación se seleccionan para optimizar una operación de perforación de acuerdo con las características de una formación geológica particular. Un fluido de perforación comprende típicamente agua y/o aceite o aceite sintético u otro material sintético o fluido sintético ("sintético") como un fluido base, con sólidos en suspensión. Un fluido de perforación con base no acuosa, contiene típicamente aceite o producto sintético como una fase continua y también puede contener agua dispersada en la fase continua por emulsificación de modo que no hay capa distinta de agua en el fluido. Esta agua dispersada en aceite se refiere en general como una emulsión invertida o emulsión de agua en aceite. Se pueden incluir varios aditivos en estos fluidos de perforación basados en aceite y las emulsiones invertidas, para mejorar ciertas propiedades del fluido. Estos aditivos pueden incluir, por ejemplo, emulsionantes, agentes de carga, aditivos de pérdida de fluido o agente de control de pérdida de fluido, viscosificantes o agentes de control de viscosidad, y álcalis. Se proporciona análisis y descripción general, adicionalmente , de los fluidos de perforación basados en aceite en ?.?. Boyd, et al., New Base Oil Used In Low Toxicity Oil Muds, Journal of Petroleum Technology, pag. 137-142 (1985) , que se incorpora en la presente como referencia. Un criterio esencial para valorar la utilidad de un fluido como un fluido de perforación o como un fluido de servicio a pozos son los parámetros reológicos del fluido, particularmente bajo condiciones de perforación y del pozo. Para el uso como un fluido de perforación, o como un fluido para dar servicio a un pozo, el fluido debe ser capaz de mantener ciertas viscosidades adecuadas para la perforación y circulación en el pozo. De manera preferente, un fluido de perforación será suficientemente viscoso para ser capaz de soportar y transportar a la superficie del pozo los cortes de perforación sin que sea tan viscoso como para interferir con la operación de perforación. Además, un fluido de perforación debe ser suficientemente viscoso para ser capaz de dispersar baritina y otros agentes de carga. Sin embargo, la viscosidad incrementada puede dar por resultado adherencia problemática de la cadena de perforación, y las presiones incrementadas en circulación pueden contribuir a los problemas de circulación perdida. Se pueden adicionar diluyentes a los sistemas de fluidos de perforación o lodos de perforación antes de y en el transcurso de, la perforación. Los agentes tensioactivos aniónicos particularmente del grupo de los sulfatos de alcoholes grasos, los éter-sulfatos de alcoholes grasos y alquilbencenosulfonatos , son ejemplos de estos diluyentes conocidos en la técnica anterior. Aunque estos compuestos se ha mostrado que efectúan la dilución de los fluidos de perforación, pueden presentarse problemas con estos diluyentes de la técnica anterior cuando se usan los lodos de perforación a bajas temperaturas (temperaturas en o por abajo de aproximadamente 10°C (50°F) ) . A estas bajas temperaturas, a pesar del uso de diluyentes conocidos de la técnica anterior, los fluidos de perforación basados en aceite tiene ' típicamente una alta viscosidad o una viscosidad incrementada; lo que vuelve a los fluidos inútiles para la perforación. Después del bombeo en el pozo, los fluidos de perforación pueden sufrir calentamiento de la formación, dependiendo de la profundidad del pozo y de la temperatura de formación. Por ejemplo, no es raro el calentamiento en el intervalo de aproximadamente 66° a aproximadamente 121°C (150 a aproximadamente 250°F) y se conocen temperaturas subterráneas tal altas como aproximadamente 178 °C (aproximadamente 350 °F) , particularmente en pozos muy profundos. La región ártica, por ejemplo, se conoce que tiene temperaturas superficiales muy bajad pero temperaturas subterráneas muy altas. Aun más problemáticos son los pozos profundos (es decir, típicamente pozos por abajo de al menos aproximadamente 456 metros (1500 pies) ) , que someten a los fluidos de perforación a enfriamiento de las aguas frías que circundan el tubo de ascenso conforme el fluido regresa a la superficie desde la formación subterránea de alta temperatura. Este enfriamiento de los fluidos de perforación basados -en aceite incrementa típicamente su viscosidad en tanto que el calentamiento subterráneo de los fluidos de perforación basados en aceite reduce típicamente su viscosidad. De manera preferente, los diluyentes que reducen la viscosidad de los fluidos de perforación a bajas temperaturas no afectarán la viscosidad de los fluidos a altas temperaturas. Es decir, en muchos casos, se desea un diluyente que sea capaz de influenciar "selectivamente" la reología o reducir particularmente la viscosidad de los fluidos de perforación basados en aceite solo a temperaturas inferiores, tal como se puede encontrar en la superficie del fondo del pozo, o en el tubo de ascenso circundado por aguas por arriba de un pozo profundo mar adentro, a manera de ejemplo . Los diluyentes y otros aditivos a los fluidos de perforación, así como los fluidos de perforación empleados en pozos tierra adentro y mar adentro, deben cumplir comúnmente con regulaciones ambientales exigentes relacionadas a la biodegradabilidad y toxicidad. Adicionalmente, los fluidos de perforación y los aditivos a los fluidos de perforación puede ser capaces de resistir condiciones subterráneas que los fluidos encontrarán típicamente en un pozo, tal como altas temperaturas, altas presiones y cambios de pH.. Existe la necesidad de aditivos mejorados que modifiquen la reología o que reduzcan la viscosidad para los fluidos de perforación basados en aceite, y en particular para fluidos de perforación que comprenden emulsiones invertidas (agua en aceite) , que se espera que usen o encuentren bajas temperaturas en las operaciones de perforación. Como se usa en la presente, a menos que se indique de otro modo "bajas temperaturas" se debe entender que significa temperaturas en o por abajo de aproximadamente 10 °C (aproximadamente 50°F) .

Breve Descripción de la Invención De acuerdo al método de la presente invención, se adiciona un compuesto a un fluido de perforación o fluido de servicio a pozos, de emulsión invertida o de agua en aceite, que reduce la viscosidad del fluido de perforación o del fluido de servicio a pozos a bajas temperaturas o que permite o mejora la capacidad del fluido de perforación o del fluido de servicio a pozos de mantener su viscosidad a bajas temperaturas. El compuesto, que se puede llamado en general un iluyente" , continúa teniendo este efecto en un fluido de perforación o fluido de servicio a pozos en la perforación o servicio a pozos en formaciones subterráneas, particularmente formaciones subterráneas que tienen-hidrocarburos. Adicionalmente , este compuesto no afecta de manera significativa la viscosidad de - la emulsión a altas temperaturas . El compuesto tiene la siguiente fórmula: R- (C2H40) n (C3HeO) m (C4H80) k-H donde R es un radical alquilo saturado o insaturado, lineal o ramificado que tiene aproximadamente B a aproximadamente 24 átomos de carbono, n es un número que varía de aproximadamente 1 a aproximadamente 10, m es un número que varía de aproximadamente 0 a aproximadamente 10, y k es un número que varía de aproximadamente 0 a aproximadamente 10. La invención también comprende la composición de un fluido de perforación o de un fluido de servicio a pozos de una emulsión invertida o de agua en aceite, que contiene este compuesto diluyente.

Breve descripción de los Dibujos La Figura 1 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con y sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 2 a diferentes temperaturas. La Figura 2 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con y sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 3 a diferentes temperaturas. La Figura 3 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con y sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 4 a diferentes temperaturas. La Figura 4 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con y sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 5 a diferentes temperaturas. La Figura 5 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con y sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 6 a diferentes temperaturas. La Figura 6 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con y sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 7 a diferentes temperaturas . La Figura 7 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con y sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 8 a diferentes temperaturas. La Figura 8 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con y sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 9 a diferentes temperaturas.

Descripción Detallada de las Modalidades Preferidas La presente invención proporciona un método para influenciar la reología, y particularmente para reducir la viscosidad, de fluidos de perforación o fluidos de servicio a pozos que comprenden emulsiones invertidas (agua en aceite) . El método es particularmente aplicable a fluidos para el uso en pozos que penetran formaciones subterráneas que tienen hidrocarburos y tiene ventaja particular en aplicaciones donde los fluidos se someten a bajas temperaturas, como en la perforación o en el servicio a pozos profundos mar adentro. Estos fluidos de perforación y fluidos de servicio a pozos comprenden típicamente una fase continua de aceite, agua dispersada en la fase de aceite, sólidos insolubles en el fluido de perforación o fluido de servicio a pozos dispersados en el fluido, y varios aditivos. Como se usa en la presente el término, "emulsión invertida" o "emulsión de agua en aceite" se entiende que significa la porción líquida del fluido de perforación que comprende una emulsión (excluyendo sólidos) . El término "fluido de perforación de emulsión invertida" significa la suma total de lo que se hace circular como un fluido de perforació . En el método de esta invención, se adiciona una composición o compuesto que tiene la siguiente fórmula (I) a la emulsión invertida o fluido de perforación basado en aceite (o fluido de servicio a pozos) para reducir la viscosidad de un fluido o para mejorar la capacidad del fluido para mantener su viscosidad -o para resistir la viscosidad creciente a bajas temperaturas. El compuesto se puede adicionar al fluido durante la preparación inicial del fluido o posteriormente conforme el fluido se esté usando para propósitos de perforación o de servicio a pozos en la formación. La cantidad adicionada es una cantidad efectiva para mantener o efectuar la viscosidad deseada del fluido de perforación. Para propósitos de esta invención, un "cantidad efectiva" de diluyente de la fórmula (I) es de manera preferente de aproximadamente 0.22 kg (0.5 libras) a aproximadamente 6.81 kg (15 libras) por barril de fluido de perforación o lodo. Una cantidad más preferida de diluyente varía de aproximadamente 0.45 kg (1 libra) a aproximadamente 2.27 kg (5 libras) por barril de fluido de perforación y una cantidad más preferida es aproximadamente 0.68 kg (1.5 libras) a aproximadamente 1.36 kg (3 libras) de diluyente por barril de fluido de perforación. La fórmula (I) es: (I) R- (C2H40) n (C3H60) m (C4H80) ¾-? donde R es un radical alquilo saturado o insaturado, lineal o ramificado que tiene aproximadamente 8 a aproximadamente 24 átomos de carbono, n es un número que varía de aproximadamente 1 a aproximadamente 10, m es un número que varía de aproximadamente 0 a aproximadamente 10, y k es un número que varía de aproximadamente 0 a aproximadamente 10. De manera preferente, R tiene aproximadamente 8 a aproximadamente 18 átomos de carbono; de manera más preferente R tiene aproximadamente 12 a aproximadamente 18 átomos de carbono; y de manera más preferente, R tiene aproximadamente 12 a aproximadamente 14 átomos de carbono. También, de manera más preferente, R está saturado y es lineal . Las composiciones o compuestos de la fórmula (I) se pueden preparar por técnicas habituales de alcoxilación, tal como al alcoxilar los alcoholes grasos correspondientes con óxido de etileno y/o óxido de propileno u óxido de butileno bajo presión y en la presencia de catalizadores ácidos o alcalinos como se conoce en la técnica. Esta alcoxilación puede tomar lugar en bloques, es decir, el ácido graso se puede hacer reaccionar primero con óxido de etileno, óxido de propileno u óxido de butileno y subsiguientemente, si se desea, con uno o más de los otros óxidos de alquileno. De manera alternativa, esta alcoxilación se puede llevar a cabo de manera aleatoria, en la cual se hace reaccionar con el alcohol graso cualquier mezcla deseada de óxido de etileno, óxido de propileno y/u óxido de butileno. En la fórmula (I) , los subíndices n y m representan respectivamente el número de moléculas o grupos de óxido de etileno (EO) y óxido de propileno (PO) en una molécula del alcohol graso alcoxilado. El subíndice k indica el número de moléculas o grupos de óxido de butileno (BO) . Los subíndices n, m y k no necesitan ser enteros, puesto que indican en cada caso promedios estadísticos de la alcoxilación. Incluidos de manera enunciativa y sin limitación están aquellos compuestos de la fórmula (I) cuya distribución de grupos etoxi, propoxi y/o butoxi es muy estrecha, tal como por ejemplo "etoxilatos de estrecho intervalo" también llamado "NRE" por aquellos expertos en la técnica . Para lograr los propósitos de esta invención, el compuesto de la fórmula (I) debe contener al menos un grupo etoxi. De manera preferente, el compuesto de la fórmula (I) también puede contener al menos un grupo propoxi (C3H60-) o un grupo butoxi (CH80-) . Son posibles para la invención, pero no son preferidos alcóxidos mezclados que contienen los tres grupos alcóxido, óxido de etileno, óxido de propileno y óxido de butileno. De manera preferente, para el uso de acuerdo con esta invención, el compuesto de la fórmula (I) tendrá un valor para m que varía de aproximadamente 1 a aproximadamente 10 con k cero o un valor para k que varía de aproximadamente 1 a aproximadamente 10 con m que es cero. De manera más preferente, m será aproximadamente 1 a aproximadamente 10 y k será cero. Otros compuestos preferidos · para el uso en la invención que tiene la fórmula (I) anterior tendrán n que varía de aproximadamente 1 a aproximadamente 6, m que varía de aproximadamente 1 a aproximadamente 6, y k cero. Aun otros compuestos preferidos para el uso en la invención que tiene la fórmula (I) anterior tendrán n que varía de aproximadamente 2 a aproximadamente 5 , y m que es aproximadamente 3 a aproximadamente 4 con k que es cero'. Es particularmente ventajoso establecer la distribución de grupos de óxido de etileno y óxido de propileno en los compuestos de la fórmula (I) en una relación de óxido de etileno a óxido de propileno de aproximadamente 1:1 a aproximadamente 2:1, o aun más preferente, aproximadamente 2:1.5. Los compuestos preferidos, adicionales para el uso en la invención que tiene la fórmula (I) anterior tendrán radicales alquilo que contienen aproximadamente 12 a aproximadamente 18 átomos de carbono, o de manera más preferente aproximadamente 12 a aproximadamente 14 átomos de carbono, con los subíndices n y m que tienen cada uno valores de aproximadamente 4 ó aproximadamente 5. Usados como diluyentes de acuerdo al método de la invención, los compuestos de la fórmula (I) reducen la viscosidad o disminuyen el punto de fluencia del fluido de perforación al se adicionan. Estos diluyentes son particularmente efectivos a bajas temperaturas, es decir, temperaturas en o por abajo de aproximadamente 10 °C (aproximadamente 50°F) y de manera más particularmente efectiva a temperaturas en o por abajo de aproximadamente 4°C (40 °F) . El límite inferior de efectividad para estos diluyentes es aproximadamente -10°C (14°F). Los diluyentes no tienen influencia significativa o no afectan la reología de los fluidos de perforación a altas temperaturas, particularmente temperaturas que varían de aproximadamente 37.7°C (100°F) a aproximadamente 121.1°C (250°F) o más. Los compuestos de la fórmula (I) son biodegradables y son de poca o ninguna toxicidad. Se espera que sean capaces de cumplir con las regulaciones ambientales cada vez más exigentes que afectan a nivel mundial a la industria de petróleo y gas. Los fluidos de perforación de ejemplo comprenden emulsiones invertidas (agua en aceite) de uso particular en el método de la invención, tienen en general una fase de aceite que comprende aceite diesel, aceite de parafina y/o aceite mineral, o un aceite sintético. De manera alternativa, se pueden usar otros fluidos portadores tal como ésteres carboxílicos , alcoholes, éteres, olefinas internas, alfaolefinas (10 y/o AO) , y polialfaolefinas (PAO) , que pueden estar ramificadas o no ramificadas pero de manera preferente son lineales y de manera preferente son ecológicamente aceptables (aceites no contaminantes) . De manera preferente, los aceites o fluidos portadores usados para la fase de aceite del fluido de perforación estarán comprendidos de compuestos que son fluidos y bombeables a temperaturas por arriba de aproximadamente 0°C (aproximadamente 32 °F) o tan bajo como aproximadamente 5°C (aproximadamente 40°F) así como a mayores temperaturas. Por ejemplo, los compuestos seleccionados de uno o más de los siguientes grupos o clases a continuación se cree que son particularmente adecuados para comprender la fase de aceite de los fluidos de perforación usados en la presente invenció : (a) de manera más preferente, ésteres carboxílicos de la fórmula: R'-COO-R" (III) donde R' es un radical alquilo saturado o insaturado, lineal o ramificado que tiene aproximadamente 1 a aproximadamente 23 átomos de carbono y R" es un radical alquilo, ramificado o no ramificado, saturado o insaturado, que tiene aproximadamente 1 a aproximadamente 22 átomos de carbono; (b) también de manera preferente, definas lineales o ramificadas que tienen aproximadamente 8 a aproximadamente 30 átomos de carbono; (c) éteres simétricos o asimétricos insolubies er. agua de alcoholes monohídricos de origen natural o sintético, los alcoholes que tienen -aproximadamente 1 a aproximadamente 24 átomos de carbono; (d) alcoholes insolubies en agua de la fórmula: R' ' ' -OH (IV) donde R' ' ' es un radical alquilo saturado, insaturado, lineal o ramificado que tiene aproximadamente 8 a I aproximadamente 24 átomos de carbono; y (e) diésteres carbónicos. Estos aceites adecuados se enseñan adicionalmente, por ejemplo, en la solicitudes de patente europea 0 374 671, 0 374,672, 0 382,070 y 0 386,638 de Cognis; especificación revelada europea 0 765 368 de Cognis (definas lineales) ; Solicitud Europea 0 472 557 (éteres simétricos o asimétricos insolubies en agua de alcoholes monohídricos de origen natural o sintético que contienen aproximadamente 1 a aproximadamente 24 átomos de carbono) ; solicitud europea 0 532 570 (diésteres carbónicos) . Los éteres carboxílicos de la fórmula (III) anterior se prefieren para la fase de aceite de los fluidos de perforación usados en esta invención y son particularmente preferidos los esteres descritos en la especificación europea revelada EP 0 374 672 y EP 0 386 636. En una modalidad preferida de esta invención, los compuestos de la fórmula (I) se adicionan a los fluidos de perforación que comprenden emulsiones invertidas que tienen una fase de aceite que comprende esteres de la fórmula (II) donde el radical R' en la fórmula (II) es un radical alquilo que tiene aproximadamente 5 a aproximadamente 21 átomos de carbono (o de manera más preferente aproximadamente 5 a aproximadamente 17 átomos de carbono, o de manera más preferente aproximadamente 11 a aproximadamente 17 átomos de carbono) . Los alcoholes particularmente adecuados para elaborar estos ásteres son alcoholes ramificados o no ramificados con aproximadamente 1 a aproximadamente 8 átomos de carbono, por ejemplo, metanol, isopropanol, isobutanol y 2-etilhexanol . Los alcoholes que tienen aproximadamente 12 a aproximadamente 18 átomos de carbono se pueden preferir de manera alternativa para elaborar otros ásteres adecuados para la invención. Por ejemplo, los ásteres preferidos, adicionales para la fase de aceite de los fluidos de perforación usados en la invención incluyen, de manera enunciativa y sin limitación: ásteres de ácidos grasos saturados de 12 a 14 átomos de carbono y ácidos grasos insaturados . de 16 a 18 átomos de carbono (con isopropil-, isobutil- ó 2-etilhexanol como el componente alcohólico) , octanoato de 2-etilhexilo; ásteres de ácido acético; especialmente acetatos de alcoholes grasos de 8 a 18 átomos de carbono; ásteres carboxílicos ramificados descritos en O 99/33932 de Chevron ó EP 0 642 561 de Exxon; mezclas de alfa-olefinas descritas en EP 0 765 368 Al de Cognis y Halliburton; y mezclas de estos varios ésteres . La fase de aceite de las emulsiones de los fluidos de perforación usados en la invención está comprendida de manera preferente de al menos aproximadamente 50% en volumen de uno o más compuestos preferidos (a) - (e) anteriores. De manera más preferente, estos compuestos preferidos comprenden aproximadamente 60% a aproximadamente 80% en volumen de la fase de aceite, y de manera más preferente, estos compuestos preferidos comprenden aproximadamente 100% de la fase de aceite. El agua está presente de manera preferente en la fase líquida de los fluidos de perforación usados en la invención, y de manera preferente en cantidades no menores de aproximadamente 0.5% en volumen (excluyendo sólidos en la fase líquida) . En una modalidad preferida de esta invención, se adicionan diluyentes de la fórmula (I) a fluidos de perforación que comprenden emulsiones invertidas que contiene aproximadamente 15% a aproximadamente 35% en volumen de agua y de manera más preferente de 20% en volumen de agua y aproximadamente 80% en volumen de la fase de aceite. Para compensar el gradiente osmótico entre el lodo de perforación y la formación o agua innata, el agua en los fluidos de perforación usados en la presente invención incluye típicamente fracciones de electrolitos, tal como sales de calcio y/o sales de sodio. Se usa frecuentemente en particular CaCl2 , aunque otras sales del grupo de metales alcalinos y/o metales alcalinotérreos también son adecuadas, con acetatos de potasio y formiatos de potasio que son ejemplos comunes. Los fluidos de perforación preferidos usados en esta invención tiene la siguiente reología, viscosidad plástica (PV) de manera preferente en el intervalo de aproximadamente 10 a aproximadamente 60 cP, y de manera más preferente en el intervalo de aproximadamente 15 a aproximadamente 40 cP, y punto de fluencia (YP) de manera preferente en el intervalo de aproximadamente 5 a aproximadamente 40 libras/100 pies2, y de manera más preferente en el intervalo de aproximadamente 10 a aproximadamente 25 libras/100 pies2, cuando se mide a aproximadamente 50°C (aproximadamente 122°F). A temperaturas menores, es decir, en o por abajo de aproximadamente 4°C (40°F), el ?? no debe exceder aproximadamente 75 libras/100 pies2, y de manera preferente debe estar en el intervalo de aproximadamente 10 a aproximadamente 65 libras/100 pies2, de manera más preferente de aproximadamente 15 a aproximadamente 45 libras/100 pies2, y de manera más preferente menos de aproximadamente 35 libras/100 pies2. Un límite inferior, practicable, preferido para el YP para los fluidos de perforación usados en esta invención es aproximadamente 5 libras/100 pies2. Son bien conocidos por los expertos en la técnica los métodos para determinar estos parámetros de PV y YP . Una referencia de ejemplo es "Manual of Drilling Fluids Technology", particularmente el capítulo de Prueba de Lodos, disponible de Baroid Drilling Fluids, Inc., en Houston Texas (USA), incorporados en la presente como referencia. El contenido de sólidos (no incluyendo sólidos de baja pesadez) o la cantidad de agentes de carga, en los fluidos de perforación usados en esta invención es de manera preferente cerca de cero a aproximadamente 500 libras/bbl, y de manera más preferente cerca de 150 ó aproximadamente 350 libras/bbl. El peso del lodo, es decir, la densidad de los fluidos de perforación, está de manera preferente en el intervalo de aproximadamente 8 a aproximadamente 18 libras/galón, y de manera más preferente cerca de 9 a aproximadamente 15 libras/galón. Estos sólidos, o agentes de carga, que sirven para incrementar la densidad de los fluidos de perforación, pueden ser cualquier sólido conocido por aquellos expertos en la técnica como útil para este propósito, pero de manera preferente será inerte o ambientalmente amigable. Los fluidos de perforación usados en esta invención también pueden contener de manera adicional otros aditivos conocidos por aquellos expertos en la técnica, tal como aditivos de control de pérdida de fluido y emulsionantes. También se puede usar álcalis, de manera preferente cal (hidróxido de calcio u óxido de calcio) para unir o reaccionar con gases ácidos (tal como C02 y ¾S) encontrados durante la perforación en la formación. Estos álcalis, o una reserva de álcali, se conoce que impide la hidrólisis por gases ácidos de ésteres en general lábiles a ácido del fluido de perforación. Las cantidades preferidas de cal libre en los fluidos de perforación pueden variar de aproximadamente 1 a aproximadamente 10 libras/bbl, y de manera más preferente de aproximadamente 1 a aproximadamente 4 libras/bbl, aunque se prefieren menores intervalos tal como menos de aproximadamente 2 libras/bbl para ciertos ésteres que tienden a hidrolizarse en la presencia de compuestos alcalinos como es bien conocido por aquellos expertos en la técnica. Otros agentes adecuados como una alternativa a la cal también se pueden usar para ajustar y/o estabilizar emulsiones invertidas de los ¦ fluidos de perforación con respecto a ácidos. Un ejemplo de estos agentes alternativos es una amina protonada, como se describe en la patente de los Estados Unidos No. 5,977,031. Los aditivos opcionales, adicionales que se pueden presentar en los fluidos de perforación usados en esta invención incluyen electrolitos, tal como cloruro de calcio, bentonita organofilica y lignita organofílic . También se pueden adicionar glicoles y/o glicerol. Aun además, se pueden usar auxiliares de dispersión, inhibidores de corrosión y/o desespumantes. Estos y otros auxiliares adecuados y aditivos adecuados se usan en cantidades conocidas por aquellos expertos en la técnica dependiendo de las condiciones del pozo particular y la formación subterránea . Aunque la invención se ha descrito principalmente en el contexto de un método para usar los compuestos de la fórmula (I) como diluyentes para fluidos de perforación a bajas temperaturas, los compuestos de la fórmula (I) también pueden ser efectivos como diluyentes para fluidos de servicio a pozos tal como fluidos de acabado o fluidos de reacondicionamiento a bajas temperaturas. Se muestra por los siguientes ejemplos una descripción adicional y el uso de la invención: Ej emplos Para mostrar el efecto de la invención, se llevaron a cabo los siguientes experimentos: en cada caso, se preparó un sistema de lodo de perforación de emulsión invertida de la siguiente composición general : Ester Bbl 0. 96 Agua bbl 0.233 Emulsionante ibras 6.0 Bentonita Organofílica libras 1.0 Lignita Organofílica libras 5.0 Reserva de álcali (cal) libras 1.5 CaCl2 x 2 ¾0 libras 27.2 Baritina libras 314.0 Auxiliar de dispersión libras 0.5 Diluyente libras/bbl 2.0 La fase de aceite (A) usada fue octanoato de 2-etilhexilo como se describe en la EP 0 386 636. El emulsionante usado fue el producto EZ MUL NTE (Baroid Drilling Fluids Inc., Houston, Texas). La relación de aceite/agua fue de 70/30 en cada caso. Se llevaron a cabo mediciones en un sistema sin diluyente (Cl) y con un sulfato de alcohol graso de 12 a 14 átomos de carbono + 2 de EO, sal de sodio (C2) , con un sulfato de éter de 12 átomos de carbono, sal de sodio (C3) y con una sal disódica de sulfonato de ácido oléico (C4) , respectivamente, como diluyentes de la técnica anterior, y se hizo comparación con estos diluyentes y los compuestos de la fórmula (I) de acuerdo con la invención. Los compuestos de la fórmula (I) usados para este propósito fueron como sigue: El es alcohol graso de C12/C14 que contiene 2 EO y 4 PO. E2 es alcohol graso de C12/C14 que- contiene 5 EO y 4 PO. E3 es alcohol graso de C12/C14 que contiene 5 EO y 4 PO. E4 es alcohol graso de C12/C14 que contiene 6 EO y 4 PO. Los lodos invertidos se prepararon de una manera convencional y subsiguientemente, a 4.4°C (40°F) y 50°C (122°F) , se determinaron las características reológicas de la viscosidad plástica (PV) y punto de fluencia (YP) y la resistencia de gel después de 10 segundos y 10 minutos usando un reómetro Fann S 12 (de Fann) . Se llevaron a cabo las mediciones E5, E6 y E7 usando los diluyentes El, E2 y E4, pero en contraste a los detalles anteriores, también se adicionaron 20.43 kg (45 libras) de sólidos (polvo rev, es decir, ceniza de filtro) a cada uno de los lodos, a fin de demostrar la acción ventajosa de los compuestos de la fórmula (I) usados de acuerdo con la invención en el caso de una carga con alto contenido de sólidos de las emulsiones. En estos casos, las mediciones tomaren solo después de 16 horas de envejecimiento a 65.5°C (150°F) . El diluyente no se adicionó a los lodos E5 a E7 hasta después del envejecimiento. Los resultados de las mediciones se dan en las Tablas la y Ib a continuación: Tabla la n.m: no medible Tabla Ib.- Mediciones con adición de 20.43 k (45 Ib) de olvo rev 15 Los datos, especialmente para el punto de fluencia (YP) , indican claramente el efecto diluyente ventajoso de los compuestos de la fórmula (I) usados en el método y en las emulsiones de la invención, especialmente a bajas temperaturas, en comparación a la técnica anterior. La mayor viscosidad plástica para E5 a E7 es atribuible a la mayor proporción de sólidos en los sistemas de lodos. Los experimentos adicionales se pueden ver en las Tablas 2 a 9. En estos casos, el punto de fluencia (YP) de los sistemas probados se investigó a diferentes temperaturas y se representa como una gráfica. Esto ilustra particularmente bien la influencia ventajosa de los compuestos de la fórmula (I) en la reología a bajas temperaturas (4°C, 40 °F) sin ninguna influencia marcada a latas temperaturas (50°C, 120°F) . Las mediciones se llevaron a cabo usando un viscosímetro Fann 35 (de Fann) . Las tablas también indican las lecturas del cuadrante a diferentes velocidades de rotación por minuto (rmp) . En las Tablas 2 a 9: PETROFREE LV® es octanoato de 2-etilhexilo (de Cognis, Alemania) . PETROFREE LE® es alfa-olefina lineal (de Cognis, Alemania) . PETROFREE® es éster 2-etilhexílico de ácido graso de C8-14 (de Cognis, Alemania) . GELTONE II® es bentonita organofílica (de Baroid, Houston, Texas) Diluyente El es alcohol graso de C12/C14 de la fórmula 1 de la invención que contiene 2 de EO y 4 de PO Diluyente E2 es alcohol graso de C12/C14 de la fórmula 1 de la invención que contiene 5 de EO y 4 de PO Tabla 2 Tabla 3 Tabla 4 Sistema de lodo PETROFREE LV Peso de lodo, libras/galón 16.0 Relación de aceite/agua 80/20 Contaminante Sólidos de perforación E2, libras/bbl 0 3 Temperatura, °F 40 12?" 40 120 Viscosidad plástica, cP 152 51 142 40 Punto de fluencia, libras/100 pies2 62 27 40 19 Gel 10 segundos, libras/100 pies2 22 10 18 10 Gel 10 minutos, libras/100 pies2 48 26 22 12 Lecturas de cuadrante de Fann 35 600 rpm 366 129 324 99 300 rpm 214 78 182 59 200 rpm 158 59 130 45 100 rpm 98 38 78 30 6 rpm 24 11 16 10 3 rpm 20 9 12 9 Tabla 5 Tabla 6 Tabla 7 Tabla 8 Tabla 9 La descripción anterior de la invención se propone para ser una descripción de las modalidades preferidas. Se pueden hacer varios cambios en los detalles de la composición y método descritas, sin apartarse del alcance propuesto de esta invención como se define por las reivindicaciones anexas. Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la presente invención, es el que resulta claro a partir de la presente descripción de la invención.

Claims

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones : 1. Un método para influenciar la reología de un fluido de perforación o de un fluido de servicio a pozos que comprende una emulsión invertida, el método está caracterizado porque comprende adicionar al fluido de perforación o fluido de servicio a pozos un compuesto que tiene la fórmula: R- (C2H40) n (C3HeO) ra (C4HaO) k-H donde R es un radical alquilo saturado o insaturado, lineal o ramificado que tiene aproximadamente 8 a aproximadamente 24 átomos de carbono, n es un número que varía de aproximadamente 1 a aproximadamente 10, m es un número que varía de aproximadamente 0 a aproximadamente 10, y k es un número que varía de aproximadamente 0 a aproximadamente 10.
2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque en la fórmula, k es 0 y es un número que varía de aproximadamente 1 a aproximadamente 10, m es 0 y k es un número que varía de aproximadamente 1 a aproximadamente 10.
3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque en la fórmula, n es un número que varía de aproximadamente 1 a aproximadamente 6 , m es un número que varía de aproximadamente 1 a aproximadamente 6, y k es cero. 4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la emulsión invertida comprende una fase continua de aceite que comprende compuestos o composiciones fluidas y bombeables a temperaturas al menos tan bajas como aproximadamente
4.4°C (40 °F) .
5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la emulsión invertida comprende una fase continua de aceite que comprende compuestos o composiciones fluidas y bombeables a temperaturas por arriba de aproximadamente 0°C (32°F) .
6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque la fase de aceite comprende compuestos o composiciones seleccionados del grupo que comprende : (f) el ásteres carboxílico de la fórmula: R' -COO-R" donde R' es un radical alquilo saturado o insaturado, lineal o ramificado que tiene aproximadamente 1 a aproximadamente 23 átomos de carbono y R" es un radical alquilo, ramificado o no ramificado, saturado o insaturado, que tiene aproximadamente 1 a aproximadamente 23 átomos de carbono; (g) olefinas lineales o ramificadas que tienen aproximadamente 8 a aproximadamente 30 átomos de carbono; (h) éteres simétricos o asimétricos insolubles en agua de alcoholes monohídricos de origen natural o sintético, los alcoholes que tienen aproximadamente 1 a aproximadamente 24 átomos de carbono; (i) alcoholes insolubles en agua de la fórmula: R' ' ' -OH donde R' ' ' es un radical alquilo saturado, insaturado, lineal o ramificado que tiene aproximadamente 8 a aproximadamente 24 átomos de carbono; y (e) diésteres carbónicos.
7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el compuesto se adiciona al fluido de perforación o fluido de servicio a pozos en una cantidad suficiente para efectuar una reducción en la viscosidad del fluido de perforación o fluido de servicio a pozos.
8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el compuesto se adiciona al fluido de perforación o fluido de servicio a pozos en una cantidad suficiente para mantener la fluidez y capacidad de bombeo del fluido de perforación o fluido de servicio a pozos a temperaturas menores de aproximadamente 10°C (50°F) .
9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el compuesto se adiciona al fluido de perforación o fluido de servicio a pozos en cantidades que varían de aproximadamente 0.23 kg (0.5 libras) a aproximadamente 6.81 kg (15.0 Ib) del compuesto por barril del fluido de perforación o fluido de servicio a pozos .
10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el compuesto reduce la viscosidad del fluido de perforación o fluido de servicio a pozos a baj as temperaturas .
11. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque el compuesto no afecta de manera significativa la viscosidad del fluido a altas temperaturas.
12. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el compuesto se adiciona al fluido cuando se prepara el fluido.
13. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el compuesto se adiciona al fluido en tanto que el fluido está circulando en un pozo.
14. Un fluido de perforación o fluido de servicio a pozos caracterizado porque comprende una fase continua de aceite, agua dispersada en la fase de aceite, sólidos insolubles en la fase de aceite y un compuesto que tiene la fórmula : R- (C2H40)n(C3He0)m(C4H70)k-H donde R es un radical alquilo saturado o insaturado, lineal o ramificado que tiene aproximadamente 8 a aproximadamente 24 átomos de carbono, n es un número que varía de aproximadamente 1 a aproximadamente 10, m es un número que varía de aproximadamente 0 a aproximadamente 10, y k es un número que varía de aproximadamente 0 a aproximadamente 10.
15. El fluido de perforación o fluido de servicio a pozos de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque el compuesto se adiciona en cantidades suficientes para reducir la viscosidad del fluido a bajas temperaturas .
16. El fluido de perforación o fluido de servicio a pozos de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque tiene una densidad de aproximadamente 8 a aproximadamente 18 libras/galón.
17. El fluido de perforación o fluido de servicio a pozos de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque tiene un punto de fluencia de no más de aproximadamente 75 lb/100 pies2 a aproximadamente 4.4°C (40°F) .
18. Un método para reducir la viscosidad de un fluido de perforación o fluido de servicio a pozos de emulsión invertida a bajas temperaturas, caracterizado porque comprende adicionar al fluido una cantidad efectiva del compuesto que tiene la fórmula: R- (C2H40) n (C3H60) „ (C4H80) k-H donde R es un radical alquilo saturado o insaturado, lineal o ramificado que tiene aproximadamente 8 a aproximadamente 24 átomos de carbono, n es un número que varía de aproximadamente 1 a aproximadamente 10, m es un número que varía de aproximadamente 0 a aproximadamente 10, y k es un número que varía de aproximadamente 0 a aproximadamente 10.
19. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracteriz do porque el compuesto no acepta de manera significativa la viscosidad del fluido de perforación a altas temperaturas.
20. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque comprende además hacer circular el fluido en un pozo y adicionar el compuesto al fluido durante la circulación.
21. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque además comprende preparar el fluido y adicionar el compuesto al fluido durante la preparación.