MXPA03005918A

MXPA03005918A - Diluyentes para emulsiones invertidas.

Info

Publication number: MXPA03005918A
Application number: MXPA03005918A
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: MY159416A; CA2433589C; EP1346006A1; BR0017398B1; CA2433589A1; WO2002053676A1; EP1346006B1; AU2001226086B2; AR052750A1; US7638466B2; BR0017398A; NO20032920D0; DK1346006T3; NO20032920L; US20040082483A1

Abstract

Se describe un metodo para reducir la viscosidad de emulsiones invertidas y fluidos de perforacion basados en aceite y fluidos de servicio a pozos que comprenden estas emulsiones, sobre un amplio intervalo de temperaturas. El metodo comprende adicionar a las emulsiones invertidas de la invencion un agente tensioactivo no ionico solo o en combinacion con un co-diluyente que tiene la formula: R' ' ' '- (C2H4O)n (C3H6O)m(C4H8O)k-H donde R' ' ' ' es un radical alquilo saturado e insaturado, lineal o ramificado que tiene aproximadamente 8 a aproximadamente 24 atomos de carbono, n es 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. El agente tensioactivo no ionico es un producto de reaccion de oxido de etileno, oxido de propileno y/o oxido de butileno, con acidos carboxilicos de 10 a 22 atomos de carbono o derivados de acidos carboxilicos de 10 a 22 atomos de carbono que contienen al menos en la posicion 9/10 y/o 13/14 unidades estructurales de la formula general (I) donde R1 es un atomo de hidrogeno o un grupo OH o un grupo OR2. R2 es un grupo alquilo de aproximadamente 1 a aproximadamente 18 atomos de carbono, un grupo alquenilo de aproximadamente 2 a aproximadamente 18 atomos de carbono, o un grupo de la formula (II); R3 es un atomo de hidrogeno, un grupo alquilo de aproximadamente 1 a aproximadamente 21 atomos de carbono o un grupo alquileno de 2 a 21 atomos de carbono.

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 relaciona 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 sobre un amplio intervalo de temperaturas . 2. Descripción de la Técnica Pertinente 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, ayudaron al soporte del tubo de perforación y a la broca de perforación, y proporcionar una carga hidrostática para mantener la integridad de las paredes del pozo y para impedir explosiones del pozo. Los sistemas específicos de REF: 148292 fluidos 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 P.A. 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 los alquilbencenosulfonatos son ejemplos de estos diluyentes conocidos en la técnica anterior. Aunque estos compuestos se han mostrado que efectúan la dilución de los fluidos de perforación, su efectividad como diluyentes no es siempre uniforme sobre el intervalo completo de temperaturas (típicamente tan bajo como aproximadamente 4.4°C (40 °F) (o menor) a tan alto como aproximadamente 121.1°C (250 °F) (o superior) ) en los cuales se usan los fluidos de perforación. 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 de modificación de reología o reducción de viscosidad, mejorados, para los fluidos de perforación basados en aceite que, particularmente para fluidos de perforación, que comprendan emulsiones invertidas (agua en aceite) , los cuales sean capaces de ser usados sobre un amplio intervalo de temperaturas. Como se usa en la presente, a menos que se indique de otro modo, un "intervalo amplio de temperatura" se debe entender que significa en general temperaturas que varían desde aproximadamente -10°C (14 °F) a aproximadamente 176.6 °C (350°F) y que varia de manera preferente desde aproximadamente 4.4°C (40°F) a aproximadamente 121.1°C (250°F) .

Breve Descripción de la Invención De acuerdo al método de la presente invención, se adiciona al menos un compuesto o composición a una emulsión invertida o de agua en aceite, o un fluido de perforación o fluido de servicio a pozos que comprende esta emulsión, que reduce la viscosidad de la emulsión sobre un amplio intervalo de temperaturas o que permite o mejora la capacidad de la emulsión para mantener su viscosidad sobre un amplio intervalo de temperaturas . El compuesto o composición, que se puede llamar en general un "diluyente" , continúa teniendo este efecto en un fluido de perforación o fluido de servicio a pozos que comprende la emulsión para el uso en la perforación o para dar servicio a pozos en formaciones subterráneas, particularmente formaciones subterráneas que tienen hidrocarburos, sobre un amplio intervalo de temperaturas . El primer compuesto diluyente de la presente invención es un agente tensioactivo no iónico que es un producto de reacción de óxido de etileno, óxido de propileno y/o óxido de butileno con ácidos carboxílicos de 10 a 22 átomos de carbono o derivados de ácidos carboxílicos de 10 a 22 átomos de carbono que contiene al menos un doble enlace en la posición 9/10 y/o 13/14 que tiene unidades de la fórmula general : 0 -CH-CH- 1 ¾ en donde ¾. es un átomo de hidrógeno o un grupo OH o un grupo 0R2, donde R2 es un grupo alquilo de aproximadamente 1 a aproximadamente 18 átomos de carbono, o un grupo alquenilo de aproximadamente 2 a aproximadamente 18 átomos de carbono o un grupo de la fórmula: I! o donde R3 es un átomo de hidrógeno o un grupo alquilo de aproximadamente 1 a aproximadamente 21 átomos de carbono o un grupo alquileno de aproximadamente 2 a aproximadamente 21 átomos de carbono. Este .primer compuesto diluyente se puede usar sólo o se puede usar en combinación con un segundo compuesto diluyente o compuesto "co-diluyente" que tiene la siguiente fórmula : R- (C2H4O) n (C3HsO) m (C4H80) k-H donde 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. La invención también comprende un fluido de perforación de emulsión invertida o fluido de servicio a pozos que contiene el primer compuesto diluyente, o que contiene el primer compuesto diluyente en combinación con el segundo 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. La Figura 2 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo, con o sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 3. La Figura 3 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con o sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 4. La Figura 4 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con o sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 5. La Figura 5 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con o sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 6. La Figura 6 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con o sin diluyentes de la invención probados como.se informa en la Tabla 7. La Figura 7 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con o sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 8. La Figura 8 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con o sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 9. La Figura 9 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con o sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 10. La Figura 10 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con o sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 11. La Figura 11 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con o sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 12. La Figura 12 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con o sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 13. La Figura 13 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con o sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 14. La Figura 14 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con o sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 15. La Figura 15 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con o sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 16. La Figura 16 es una gráfica que compara el punto de fluencia de los sistemas de lodo con o sin diluyentes de la invención probados como se informa en la Tabla 17.

Descripción Detallada de las Modalidades Preferidas La presente invención proporciona un método para influenciar la reología, y particularmente para reducir la viscosidad, de emulsiones invertidas (de agua en aceite) y fluidos de perforación o fluidos de servicio a pozos, que comprenden estas emulsiones invertidas (agua en aceite) . El método es particularmente aplicable a fluidos para el uso en pozos que penetran- formaciones subterráneas que tienen hidrocarburos . 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 dispersado en el fluido, y varios aditivos. Como se usa en la presente, el término una "emulsión invertida" o una "emulsión de aceite en agua" se entiende que significa la porción líquida de un fluido de perforación que comprende una emulsión (excluyendo cualquier sólido) . El término "fluido de perforación de emulsión invertida" significa la suma total de lo que se hace circular como un fluido de perforación. En el método de esta invención, se adicionan ciertos agentes tensioactivos no iónicos a la emulsión invertida o al fluido de perforación basado en aceite (o al fluido de servicio a pozos) para "diluir" o reducir la viscosidad del fluido o para mejorar la capacidad del fluido para mantener su viscosidad o resistir el incremento de la temperatura sobre un amplio intervalo de temperaturas. Los agentes tensioactivos no iónicos particulares son productos de reacción de óxido de etileno, óxido de propileno y/o óxido de butileno con ácidos carboxilicos de 10 a 22 átomos de carbono a derivados de ácidos carboxilicos de 10 a 22 átomos de carbono que contienen al menos un doble enlace en la posición 9, 10, 13 ó 14 (y de manera preferente uno o dos dobles enlaces en la posición 9/10, y/o 13/14) que tienen unidades estructurales de la fórmula general (I) . o i -GH-CH- 1 en donde ¾ es un átomo de hidrógeno, o un grupo OH o un grupo 0R2, o un grupo 0R2. R2 es un grupo alquilo de aproximadamente 1 a aproximadamente 18 átomos de carbono, o un grupo alquenilo de aproximadamente 2 a aproximadamente 18 átomos de carbono, o un grupo de la fórmula: C-Ra (H) lí O R3 es un átomo de hidrógeno o un grupo alquilo de aproximadamente a aproximadamente 21 átomos de 'carbono o un grupo alquileno de aproximadamente 2 a aproximadamente 21 átomos de carbono . Los productos de alcoxilación se pueden preparar de acuerdo con la enseñanza de DE 39 23 394, que se incorpora en la presente como referencia, al hacer reaccionar los derivados de ácido carboxílico que contienen OH, por ejemplo, con óxido de etileno, óxido de propileno y/u óxido de bütileno en la presencia de un catalizador apropiado a temperaturas entre aproximadamente 100 y aproximadamente 200 °C y a presiones entre aproximadamente 10s Pa y aproximadamente 2 x 10s Pa. Los materiales de inicio adecuados para los ácidos carboxílicos de 10 a 22 átomos de carbono, que contienen OH o los derivados de ácidos carboxílicos de 10 a 22 átomos de carbono, son ácidos carboxílicos de 10 a 22 átomos de carbono, insaturados, que se presentan de forma natural y/o son sintetizables o derivados de los mismos que contienen radicales de ácidos carboxílicos que tienen al menos uno o dos dobles enlaces en la posición 9, 10, 13 y/o 14. Los ejemplos de estos derivados insaturados de ácidos carboxílicos son ácido 9-dodecenoico, ácido 9-tetradecenoicó, ácido 9- exadecenoico, ácido 9-octadecenoico, ácido 9-octadecenoico, ácido 9,12-octadecedienoico, ácido 9 , 12 , 15-octadecatrienoico, ácido 9-icosenoico, 13-docosenoico, y mezclas que contienen una gran cantidad (es decir, de manera preferente al menos cerca de 60%) de estos ácidos carboxílicos insaturados. Como materiales de inicio se prefiere usar ácidos carboxílicos que tienen aproximadamente 16 a aproximadamente 22 átomos de carbono y al menos uno o dos dobles enlaces en la posición 9 y/o 13 ó mezclas de ácidos carboxílicos que contienen al menos una gran cantidad (es decir, de manera preferente al menos aproximadamente 80%) de ácidos carboxílicos que tienen aproximadamente 16 a aproximadamente 22 átomos de carbono y al menos uno o dos dobles enlaces en la posición 9 y/o 13.

Los ejemplos adicionales de derivados adecuados, insaturados de ácidos carboxilicos para el uso en la preparación de compuestos diluyentes para el uso en la invención son ásteres carboxilicos de 10 a 22 átomos de carbono, insaturados, tal como por ejemplo, ésteres alquilicos de ácidos carboxilicos de 10 a 22 átomos de carbono, insaturados con alcoholes monohídricos que tienen aproximadamente 1 a aproximadamente 18 átomos de carbono. Particularmente apropiados son los mono-, di- y/o triglicéridos carboxilicos de 10 a 22 átomos de carbono que tienen radicales insaturados de ácidos carboxilicos de 10 a 22 átomos de carbono que tienen al menos uno o dos dobles enlaces en la posición 9 y/o 13. También adecuados son los ésteres de ácidos carboxilicos de 10 a 22 átomos de carbono con otros polioles, tal como por ejemplo, etilenglicol o trimetilolpropano . Los ésteres alquilicos de 1 a 18 átomos de carbono de ácidos carboxilicos de 10 a 22 átomos de carbono, insaturados, se pueden obtener al esterificar el ácido carboxílico insaturado correspondiente o al trans-esterificar los mono-, di- y/o tri-glicéridos correspondientes con alcoholes de alquilo de 1 a 18 átomos de carbono, tal como por ejemplo, metanol, etanol, propanol, butanol, isobutanol, 2 -etilhexanol , decanol y/o alcohol estearílico. Los ejemplos de estos ésteres alquilicos de 1 a 18 átomos de carbono de los ácidos carboxílicos de 10 a 22 átomos de carbono, insaturados son palmitato de metilo, oleato de metilo, oleato de etilo, oleato de isobutilo, oleato de 2-etilhexilo y/o oleato de dodecilo y/o mezclas de esteres alquílicos de 1 a 18 átomos de carbono de ácidos carboxílicos de 10 a 22 átomos de carbono que contienen al menos una gran fracción (es decir, al menos aproximadamente 60%) de estos esteres alquílicos de 1 a 18 átomos de carbono de ácidos carboxílicos de 10 a 22 átomos de carbono cuyos radicales de ácidos carboxílicos tienen al menos uno o dos dobles enlaces en la posición 9 y/o 13 , tal como por ejemplo, éster metílico de aceite de palma, éster metílico de aceite de soya, éster metílico de aceite de colza y/o éter etílico de ácido graso de sebo. Otros materiales de inicio adecuados para preparar los productos de alcoxilacion para el uso en la invención son grasas y aceites de origen natural cuyo contenido de ácido carboxílico está comprendido predominantemente de ácidos carboxílicos insaturados de 10 a 22 átomos de carbono que tienen al menos uno o dos dobles enlaces en la posición 9 y/o 13, tal como por ejemplo, aceite de oliva, aceite de linaza, aceite de girasol, aceite de soya, aceite de cacahuate, aceite de algodón, aceite de colza, aceite de palma, manteca de cerdo y sebo. Los ácidos carboxílicos insaturados de 10 a 22 átomos de carbono y/o los derivados de ácidos carboxílicos de 10 a 22 átomos de carbono se pueden epoxidar a los compuestos que contienen OH, por ejemplo, por reacción con ácido paracético en la presencia de catalizadores ácidos o con ácido perfórmico formado in si tu a partir de ácido fórmico y peróxido de hidrógeno. Los anillos de oxirano de los ácidos carboxílicos epoxidados y/o los derivados de ácidos carboxílicos se escinden subsecuentemente para formar grupos hidroxilo por reacción con hidrógeno o compuestos próticos, tal como agua, alcoholes de alquilo y/o alquenilo de cadena recta y/o de cadena ramificada que tienen aproximadamente 1 a aproximadamente 18 átomos de carbono o ácidos carboxílicos saturados y/o insaturados de 1 a 18 átomos de carbono de cadena recta y/o de cadena ramificada. También se pueden usar otros compuestos naturales o sintéticos que comprenden ácidos carboxílicos que contienen epóxido o derivados de ácidos carboxílicos, tal como aceite de ricino o aceite de ricino hidrogenado. Las condiciones de escisión se eligen tal que los grupos derivados de ácido y los grupos ácidos presentes permanecen intactos . La reacción de los derivados epoxidados de ácidos carboxílicos y/o los ácidos carboxílicos epoxidados con compuestos próticos se puede llevar a cabo, por ejemplo, de acuerdo con los procesos descritos en DE 39 23 394. Los ácidos carboxílicos y/o derivados de ácidos carboxílicos obtenidos al escindir los anillos de oxirano, que contienen radicales de ácidos carboxilicos que tienen al menos un grupo OH en la posición 9, 10, 13 y/o 14 se hacen reaccionar de manera subsiguiente por procesos industriales conocidos con óxido de etileno, óxido de propileno y/o óxido de butileno (de manera preferente con óxido de etileno y/o óxido de propileno. Se prefieren los productos de alcoxilación obtenidos al alcoxilar compuestos de la fórmula (I) en los cuales Rx es un grupo 0R2 y ¾ es un radical de la fórmula (II). También se prefieren los compuestos donde el radical R3 es un grupo alquilo de aproximadamente 8 a aproximadamente 16 átomos de carbono, de manera más preferente de aproximadamente 8 a aproximadamente 10 átomos de carbono. Algunos compuestos de agentes tensioactivos no iónicos que se pueden usar posiblemente como diluyentes de acuerdo con la presente invención también se describen en la WO98/19043 de Henkel Kommandiegesellschaft auf Aktien. Esta solicitud internacional enseña el uso de los compuestos en la industria de petróleo y gas como agentes de limpieza, en contraste al uso de la presente invención. Usados como diluyente de acuerdo al método de la invención, los agentes tensioactivos no iónicos de la presente invención reduce la viscosidad o disminuyen el punto de fluencia del fluido de perforación al cual se adicionan sobre un amplio intervalo de temperaturas.

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 A0) , y polialfadefinas (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 dé aceite de los fluidos de perforación usados en la presente invención : (a) de manera más preferente, ésteres carboxílicos de la fórmula: '-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 23 átomos de carbono; (b) también de manera preferente, olefinas lineales o ramificadas que tienen aproximadamente 8 a aproximadamente 30 átomos de carbono; (c) éteres simétricos o asimétricos insolubles en agua de alcoholes monohídricos de origen natural o sintético, los alcoholes que tienen aproximadamente 1 a aproximadamen e 24- átomos de carbono; (d) alcoholes insolubles en agua de la fórmula: R'''-?? (IV) 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. 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 (olefinas lineales) ; solicitud europea 0 472 557 (éteres simétricos o asimétricos insolubles 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, se adicionan agentes tensioactivos no iónicos de la invención a fluidos de perforación que comprenden emulsiones invertidas que tienen una fase de aceite que comprende esteres de la fórmula (III) donde el radical R' en la fórmula (III) 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 esteres preferidos, adicionales para la fase de aceite de los fluidos de perforación usados en la invención incluyen, de manera enunciativa y sin limitación: esteres 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 ; esteres de ácido acético; especialmente acetatos de alcoholes grasos de 8 a 18 átomos de carbono; esteres carboxílieos ramificados descritos en O 99/33932 de Chevron ó EP 0 642 561 de Exxon; mezclas de alf -olefinas descritas en EP 0 765 368 Al de Cognis y Halliburton; y mezclas de estos varios esteres . 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 las emulsiones de los fluidos de perforación usados en la invención en cantidades de manera preferente no menores de aproximadamente 0.5% en volumen (excluyendo sólidos en la fase liquida) . En una modalidad preferida de esta invención, los diluyentes de agentes tensioactivos no iónicos de la presente invención se adicionan a fluidos de perforación (que comprenden de manera preferente emulsiones invertidas) que contienen aproximadamente 15% a aproximadamente 35% en volumen de agua y de manera más preferente cerca de 20% en volumen de agua y aproximadamente 80% en volumen de 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 de manera típica fracciones de electrolitos, tal como sales cálcicas y/o sales sódicas. Se usa frecuentemente CaCl2 en particular, aunque otras sales del grupo de metales alcalinos y/o metales alcalinotérreos también son adecuadas, con los acetatos 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 aproximadamen e 10 a aproximadamente 25 libras/100 pies2, cuando se mide a aproximadamente 50°G (aproximadamente 122°F). A temperaturas menores, es decir, en o por abajo de aproximadamente 4°C (40°F) , el YP 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) y Aberdeen, Escocia, 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. La baritina y sulfato de bario son ejemplos de agentes de carga comúnmente usados. 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 CO2 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 esteres 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 idrolizarse 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 organofílica y lignita organofilica . También se pueden adicionar glicoles y/o glicerol . Aun además, se pueden usar auxiliares de dispersión, inhibidores de corrosión y/o desespuman es. 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 . En una modalidad alternativa de la presente invención, además de los diluyentes de agentes tensioactivos no iónicos de la presente invención descritos anteriormente, se pueden adicionar diluyentes adicionales, venta osamente en combinación con los diluyentes de agentes tensioactivos no iónicos. Estos co-diluyentes particul rmente ventajosos son compuestos alcoxilados de la fórmula general (V) : R""- (C2H40)n(C3H60)m(C4H80)kH (V) donde R" " es un radical alquilo lineal o ramificado, saturado o insaturado que tiene aproximadamente 8 o 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 (V) se pueden preparar por técnicas habituales de alcoxilación, tal como 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 a manera de bloques, es decir, el alcohol graso se puede hacer reaccionar primero con óxido de etileno, óxido de propileno u óxido de butileno y de manera subsiguiente, 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 cualquier mezcla deseada de óxido de etileno, óxido de propileno y/o óxido de butileno con alcohol graso. En la fórmula (V) , 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, ra y k no necesitan ser enteros, puesto que indican en cada caso promedios estadísticos de la alcoxilación. Incluidos sin limitación están los compuestos de la fórmula (V) cuya distribución de grupos etoxi, propoxi y/o butoxi es muy estrecha, tal como por ejemplo "etoxilatos de estrecho intervalo" también llamado " RE" por aquellos expertos en la técnica. Para lograr el propósito de esta invención, el compuesto de la fórmula (V) debe contener al menos un grupo etoxi que puede tener hasta o aproximadamente 10 grupos etoxi. De manera preferente, el compuesto de la fórmula (V) también contendrá al menos un grupo propoxi (C3H60-) o un grupo butoxi (C4H80-) . 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 (V) 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 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 (V) 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 (V) anterior tendrán n que varía de aproximadamente 2 a aproximadamente 5 , y m que es aproximadamente 3 a aproximadamente 4 con k cero. Es particularmente ventajoso establecer la distribución de grupos de óxido de etileno y óxido de propileno en los compuestos de la fórmula (V) en una relación de óxido de etileno a óxido de propileno de aproximadamente 1:1 a aproximadamente 2:1, o de manera más preferente, de aproximadamente 2:1.5. Los compuestos preferidos, adicionales para el uso en la invención que tiene la fórmula (V) 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 subíndices n y m que tienen cada uno valores de aproximadamente 4 ó aproximadamente 5. Tanto los diluyentes de agentes tensioactivos no iónicos de la presente invención como los diluyentes de la fórmula (V) se pueden adicionar al fluido de perforación (o fluido de servicio a pozos) 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. De manera alternativa, los diluyentes de agentes tensioactivos no iónicos se pueden adicionar primero en cualquiera de estos momentos y los diluyentes de la fórmula (V) se pueden accionar de forma posterior. En aun otra modalidad, los diluyentes de la fórmula (V) se pueden adicionar primero durante cualquiera de estos momentos y los diluyentes de agentes tensioactivos no iónicos de la invención se pueden adicionar posteriormente. La cantidad de diluyentes adicionados es una cantidad efectiva para mantener o efectuar la viscosidad deseada del fluido de perforación, de manera preferente o particular sobre un amplio intervalo de temperaturas. Para propósitos de esta invención, una "cantidad efectiva" de diluyente de agente tensioactivo no iónico es de manera preferente de aproximadamente 0.5 a aproximadamente 15 libras por barril de fluido o lodo de perforación. Una cantidad más preferida del diluyente de agente tensioactivo varía de aproximadamente 1 a aproximadamente 5 libras por barril de fluido de perforación y una cantidad más preferida es de aproximadamente 1.5 a aproximadamente 3 libras de diluyente por barril de fluido de perforación. Cuando se usan los diluyentes de agentes tensioactivos no iónicos con los diluyentes de la fórmula (V) , se prefiere usar los diluyentes de agentes tensioactivos no iónicos de la presente invención y' los diluyentes de la fórmula (V) en proporciones de aproximadamente 1:1 a aproximadamente 10:1. Los diluyentes de la presente invención 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 la industria de petróleo y gas . Aunque la invención se ha descrito principalmente en el contexto de un método para usar agentes tensioactivos no iónicos, solos y en combinación con los compuestos de la fórmula (V) como diluyentes para fluido de perforación sobre un amplio intervalo de temperaturas, estos agentes tensioactivos no iónicos solos y en combinación con compuestos de las fórmulas (V) también pueden ser efectivos como diluyentes para fluidos de servicio a pozos tal como fluidos de acabado o fluido de re-acondicionamiento sobre un amplio intervalo de temperaturas. Se muestra descripción adicional y el uso de la invención por los siguientes ejemplos: 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 0.496 Agua bbl 0.233 Emulsionante libras 6.0 Bentonita Organofílica libras 1.0 Lignita Organofílica libras 5.0 Reserva de álcali (cal) libras 1.5 CaCl2 x 2 H20 libras 27.2 Baritina libras 314.0 Polvo Rev . libras 45.5 Auxiliar de dispersión libras 0.5 Diluyente libras/bbl 3.0 La fase de aceite (A) usada fue un 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 cuatro diluyentes El a E4 de agentes tensioactivos no iónicos de la invención. El RS1100MK, de Cognis, Alemania, ver posteriormente E2 igual a El, pero hecho reaccionar con 39 partes de óxido de etileno E3 igual que El, pero hecho reaccionar sin ninguna parte de óxido de etileno E4 igual que E3 , pero hecho reaccionar con 25 partes de óxido de etileno. E5 igual que El, pero hecho reaccionar con 50 partes de óxido de etileno. Se preparó El de acuerdo al procedimiento descrito en la patente de los Estados Unidos No. 5,237,080 de Dante et al., asignado a Henkel Kommandiengesellschaft auf Aktien, al hacer reaccionar ácidos grasos (60 % C8 35 % C10r ? = 361.9) con epóxido de aceite de soya y al destilar el producto para obtener un poliol amarillo claro (viscosidad = 5550 mPas; 20°C; OHN = 105, SN = 236, AN = 3.1). Este producto de reacción entonces se mezcló con hidróxido de potasio en metanol y se calentó, después de lo cual se removieron las trazas de metanol . El producto entonces se hizo reaccionar con 61 partes de óxido de etileno a una presión que no excede 5 bar para producir, después de la neutralización, un líquido amarillo claro (OHN = 54.7). Este producto se puede obtener de Cognis, Alemania, bajo la marca comercial RS 1100. Los fluidos o lodos de perforación, invertidos, se prepararon de una manera convencional y subsecuentemente, a 151.2°C (40°P) y 453.6°C (120°F), las características reológicas de la viscosidad plástica (PV) y el punto de fluencia (??) y la resistencia en gel después de 10 segundos y 10 minutos usando un reómetro Fann SR12 (de Fann) se determinaron. Los resultados de las mediciones se dan en la Tabla 1: Tabla 1 5 15 Los datos, especialmente para el punto de fluencia (??) indican claramente el efecto de dilución ventajoso de los diluyentes de agentes tensioactivos no iónicos usados de acuerdo con la invención. Se pueden ver experimentos adicionales en las Tablas 2 a 17. En estos casos, el punto de fluencia (YP) de los sistemas probados se investigó a diferentes temperaturas y se representa como una gráfica. Las mediciones se llevaron a cabo usando un viscómetro Fann 35 (de Fann) . Las tablas también indican las lecturas de cuadrante a diferentes velocidades de rotación por minuto (rpm) . En las Tablas 2 a 17: PETROFREE LV® es octanoato de 2-etilhexilo (Cognis, Alemania) . PETROFREE® es éster 2-etilhexílico de ácido graso de 8 a 14 átomos de carbono (Cognis) . GELTONE ' II® es bentonita organofílica (Baroid, Houston, Texas) Diluyente El es RS 1100™ (Cognis) El, E2, E3, E4 y E5 son los mismos como se indica anteriormente y como en la Tabla 1.

Tabla 2 Tabla 3 Tabla 4 Tabla 5 Tabla 6 Tabla 7 Tabla 8 Tabla 9 Tabla 10 Tabla 11 Tabla 12 Tabla 13 Tabla 14 Tabla 15 Tabla 16 Tabla 17 La descripción anterior de la invención se propone para ser una descripción de las modalidades preferidas. Se pueden hacer varios cambios en los detalles del método y composiciones 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 fluido de servicio a pozos, que comprende una emulsión invertida, el método está caracterizado porque comprende adicionar al fluido al menos un agente tensioactivo no iónico, este agente tensioactivo que es el producto de reacción de al menos un óxido, seleccionado del grupo que comprende óxido de etileno, óxido de propileno y óxido de butileno, con ácidos carboxxlicos de 10 a 22 átomos de carbono o derivados de ácidos carboxílieos de 10 a 22 átomos de carbono que contiene al menos un doble enlace en la posición 9, 10, 13 o 14 que tiene unidades estructurales de la fórmula general (I) O 1 -CH-CH- (1) 1 .¾ en donde Ri es un átomo de hidrógeno, o un grupo OH, o un grupo 0R2, y donde R2 es un grupo alquilo de aproximadamente 1 a aproximadamente 18 átomos de carbono, o un grupo alquenilo de aproximadamente 2 a aproximadamente 18 átomos de carbono, o un grupo de la fórmula (II) : C-Ra (H) lí O y en donde R3 es un átomo de hidrógeno, o un grupo alquilo de aproximadamente 1 a aproximadamente 21 átomos de carbono, o un grupo alqüileno de aproximadamente 2 a aproximadamente 21 átomos de carbono. 2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el agente tensioactivo no iónico comprende productos de alquilación obtenidos al hacer reaccionar mono- , di- o triglicéridos carboxílicos de 12 a 22 átomos de carbono que contienen unidades estructurales de la fórmula (I) en al menos una posición 9, 10, 13 o 14 con al menos un óxido del grupo que comprende óxido de etileno, óxido de propileno y óxido de butileno. 3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de perforación o fluido de servicio a pozos comprende una fase continua de aceite que es fluida y bombeable a temperaturas al menos tan bajas como aproximadamente 4.4°C (40°F) . . El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de perforación o el fluido de servicio a pozos, comprende una fase continua de aceite que es fluida y bombeable a temperaturas por arriba de aproximadamente 0°C (32 °F) . 5. El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque la fase de aceite comprende compuestos o composiciones seleccionadas del grupo que comprende : (a) esteres carboxílicos 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 ; (b) olefinas lineales o ramificadas que tienen aproximadamente 8 a aproximadamente 30 átomos de carbono; (c) éteres simétricos o asimétricos insolubles en agua de alcoholes monohídricos de origen natural o sintético, los alcoholes que contienen aproximadamente 1 a aproximadamente 24 átomos de carbono; (d) 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 6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque la fase de aceite comprende esteres en donde el radical ' es un radical alquilo que tiene aproximadamente 5 a aproximadamente 21 átomos de carbono. 7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque se adiciona agente tensioactivo al fluido de perforación o fluido de servicio a pozos en una cantidad suficiente para efectuar una reducción en la viscosidad de la emulsión. 8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el agente tensioactivo se adiciona al fluido de perforación o fluido de servicio a pozos en una cantidad suficiente para mantener la fluidez y capacidad de bombeo de la emulsión. 9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el agente tensioactivo se adiciona al fluido de perforación o fluido de servicio a pozos en cantidades que varían desde aproximadamente 0.27 kg (0.5 libras) a aproximadamente 6.8 kg (15.0 libras) del compuesto por barril de la emulsión. 10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además adicionar al fluido de perforación o fluido de servicio a pozos un compuesto co-diluyente que tiene la fórmula: R- (C2H40)n(C3Hs0)m(C4H80)k-H donde R es un radical alquilo saturado e insaturado, lineal o ramificado que tiene aproximadamente 8 a aproximadamente 24 átomos de carbono, n es número que varía de aproximadamente 1 a aproximadamente 10, m es un número que varia de aproximadamente 0 a aproximadamente 10, y k es un número que varía de aproximadamente 0 a aproximadamente 10. 11. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque en la fórmula para el compuesto co-diluyente, k es 0 y m es un número que varía de aproximadamente 1 a aproximadamente 10, o m es cero y k es un número que varía de aproximadamente 1 a aproximadamente 10. 12. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque en la fórmula para el compuesto co-diluyente, 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. 13. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque el agente tensioactivo y el compuesto co-diluyente se adicionan en proporciones que varían de aproximadamente 1:1 a aproximadamente 10:1. 1 . 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 al menos un agente tensioactivo no iónico, y el agente tensioactivo que es el producto de reacción de óxido de etileno, óxido de propileno y/o óxido de butileno, con ácidos carboxllieos de 10 a 22 átomos de carbono o derivados de ácidos carboxílieos de 10 a 22 átomos de carbono que contienen al menos un doble enlace en la posición 9, 10, 13 o 14 que tiene unidades estructurales de la fórmula general (I) O i -CH-CH- (i) 1 en donde % es un átomo de hidrógeno, o un grupo OH, o un grupo OR2/ y donde 2 es un grupo alquilo de aproximadamente 1 a aproximadamente 18 átomos de carbono, o un grupo alquenilo de aproximadamente 2 a aproximadamente 18 átomos de carbono, o un grupo de la fórmula (II) : O donde R3 es un átomo de hidrógeno, o un grupo alquilo de aproximadamente 1 a aproximadamente 21 átomos de carbono, o un grupo alquileno de aproximadamente 2 a aproximadamente 21 átomos de carbono. 15. El fluido de perforación o fluido de servicio a pozos de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque el agente tensioactivo se adiciona en cantidades suficientes para reducir la viscosidad del fluido . 16. El fluido de perforación o fluido de servicio a pozos de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque el agente tensioactivo se adiciona al fluido en cantidades que varían de aproximadamente 0.27 kg (0.5 libras) a aproximadamente 6.8 kg (15.0 libras) de agente tensioactivo por barril del fluido. 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 libras/100 pies2 a aproximadamente 4.4°C (40°F) . 18. El fluido de perforación o fluido de servicio a pozos de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque además comprende un compuesto que tiene la fórmula: R" ' - (C2H40) „ (C3H60) (C4H80) k-H donde R' ' ' es un radical alquilo saturado e insaturado, lineal o ramificado que tiene aproximadamente 8 a aproximadamente 24 átomos de carbono, n es 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 fluido de perforación o fluido de servicio a pozos de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque el agente tensioactivo y el compuesto están en proporciones que varían de aproximadamente 1:1 a aproximadamente 10:1. 20. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el agente tensioactivo se adiciona al fluido de perforación o fluido de servicio a pozos durante la preparación del fluido o después de que este fluido ha empezado el servicio en el pozo. 21. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque el compuesto co-diluyente se adiciona al fluido durante la preparación del fluido o después de que este fluido ha empezado el servicio en el pozo.