MX2010012058A - Metodos y fluidos de orificio de pozo con base acuosa para reducir la perdida de fluido en el orificio del pozo y filtrar las perdidas. - Google Patents

Abstract

Las incorporaciones aquí divulgadas hacen relación a fluidos de orificio de pozo de base acuosa para evitar la pérdida de fluido del orificio del pozo en el fondo del pozo que contienen como mínimo un copolímero formado con al menos un monómero polímero natural y al menos un monómero de látex, y un fluido de base acuosa.

Description

MÉTODOS Y FLUIDOS DE ORIFICIO DE POZO CON BASE ACUOSA PARA REDUCIR LA PÉRDIDA DE FLUIDO EN EL ORIFICIO DEL POZO Y FILTRAR LAS PÉRDIDAS ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Campo de la invención Las incorporaciones aquí divulgadas se relacionan generalmente con los métodos y fluidos para reducir la pérdida de fluido en el orificio del pozo durante la perforación. De forma aún más particular, las incorporaciones aquí divulgadas hacen referencia a los fluidos de orificio de pozo de base acuosa que contienen copolimeros de, como mínimo, un polímero natural y un látex.

Antecedentes de la técnica Durante la perforación de un orificio de . pozo se utilizan normalmente diversos fluidos en el pozo con varias funciones. Los fluidos pueden hacerse circular a través de un ducto de perforación y barrenas en el orificio del pozo y, posteriormente, pueden fluir hacia arriba y a través del orificio del pozo hasta la superficie. Durante esta circulación, el fluido de perforación puede actuar para eliminar los escombros de perforación del fondo del orificio y llevarlos a la superficie, suspender los escombros y material ponderado cuando se interrumpe la circulación para controlar las presiones del subsuelo, mantener la integridad del orificio del pozo hasta que la sección del pozo se encofre y cemente, aislar los fluidos de la formación mediante el suministro de suficiente presión hidrostática para evitar la entrada de fluidos de formación en el' orificio del pozo, enfriar y lubricar la sarta y la barrena de perforación, y/o maximizar la velocidad de penetración.

Como se ha mencionado anteriormente, los fluidos del orificio del pozo circulan hacia abajo para eliminar las rocas, asi como para proporcionar agentes que combaten los distintos elementos indicados anteriormente. Las composiciones de los fluidos pueden estar basadas en agua o petróleo y pueden comprender agentes de ponderación, surfactantes , agentes de soporte y polímeros. No obstante, para que un fluido de orificio de pozo realice todas sus funciones y permita que continúen las operaciones del orificio del pozo, el fluido debe permanecer en el orificio. Con frecuencia se encuentran condiciones de formación no deseables en las que una gran parte o, en algunos casos, la totalidad del fluido del orificio de pozo pueden perderse en la formación. Por ejemplo, el fluido del orificio del pozo puede salir del orificio a través de pequeñas fisuras o fracturas en la formación, o ,a través de una matriz rocosa muy porosa que rodea al orificio del pozo. De este modo, l pérdida de fluido o de circulación constituye un problema de perforación recurrente, caracterizado por la pérdida de fluidos del orificio del pozo en las formaciones de fondo de pozo que están fracturadas,¦ son muy permeables, porosas, cavernosas o huecas.

Un problema particular a la hora de perforar en formaciones de pizarra con fluidos de base acuosa es el- aumento de la presión de los poros y la expansión debido a la penetración del fluido en la pizarra. Normalmente. se añaden estabilizadores de pizarra al lodo para inhibir este fenómeno y estabilizar la pizarra, de forma que no se vea afectada por el lodo.

La reducción de la presión del fluido de perforación en la invasión de la pared de un orificio es uno de los factores más importantes para mantener la estabilidad del orificio del pozo. Se sabe que una presión suficiente en el orificio estabilizará las pizarras para mantener la integridad del orificio. Cuando el lodo o el liquido invade la pizarra, la presión de los poros aumenta y el diferencial de presión entre la columna de lodo y la pizarra disminuye. Con la caída de la presión diferencial, la pizarra ya no tiene soporte y puede romperse fácilmente y caer en el orificio. De igual manera, la invasión de agua en la matriz de pizarra aumenta la hidratación o humectación del cuerpo de la pizarra, parcialmente deshidratado, lo que provoca que se' ablande y pierda su resistencia estructural. La reactividad química puede conducir también a inestabilidad. Siempre hay necesidad de contar con una composición y un método mejores para estabilizar las formaciones de pizarra.

Existe una necesidad análoga .de sellar y evitar la pérdida de fluido cuando se recuperan hidrocarburos de las formaciones de arena, particularmente las formaciones de arena agotadas. Éstas son zonas que producen, o que producían anteriormente, hidrocarburos, cuyo contenido se ha explotado, agotado o utilizado de cualquier otra manera, creando una presión de formación inferior a la del fluido que puede estar usándose en el pozo. Debido a. esta presión diferencial, es importante sellar parcial o totalmente la formación de arena para inhibir o evitar la pérdida de fluido del lodo hacia la arena.

En un intento de solucionar éste y otros problemas, se han utilizado polímeros reticulables o absorbentes, pastillas de material de control de pérdidas (MCP) y compresiones de cemento. Estos aditivos han resultado útiles para evitar la pérdida de lodo, estabilizar y fortalecer el orificio del pozo y en los tratamientos de aislamiento de zonas y corte de agua. Entre los aditivos típicos viscosificantes que se utilizan en los fluidos de pozo para combatir la pérdida de fluido se incluyen los polímeros y derivados de los mismos, como el xantano y la celulosa de hidroxietilo (HEC) . Además, se pueden usar muchos polisacáridos y derivados de los polisacáridos, como se sabe en el sector.

Además, proporcionar un control efectivo de la pérdida de fluido sin dañar la permeabilidad de la formación en las operaciones dé finalización ha constituido un requisito básico para una pastilla ideal de control de pérdida de fluido. Las pastillas convencionales de control de pérdida de fluido incluyen diversos polímeros o resinas, carbonato de calcio y aditivos de pérdida de fluido con grado de sal, que se han usado en varios niveles de control de pérdidas de fluido. Estas pastillas logran el contrdl de la pérdida de fluido con la presencia de sólidos específicos que se apoyan en la acumulación de torta de filtración en la cara de la formación para inhibir que el flujo entre y atraviese la formación. No obstante, estos materiales aditivos pueden provocar daños graves a las áreas próximas al orificio del pozo después de su aplicación. Estos daños pueden reducir significativamente los' niveles de producción si la permeabilidad de la formación no se restaura a su nivel original. Además, en el momento adecuado de la . operación de finalización, la torta de filtración debe quitarse para restaurar la permeabilidad de. la formación, preferiblemente a su nivel original.

Las pérdidas inducidas de lodo también pueden ocurrir cuando el peso del lodo, necesario para el control del pozo y para mantener un orificio de pozo estable, supera la resistencia a la fractura de las formaciones. Se da una situación particularmente complicada en las reservas agotadas, en las que la calda de la presión de los poros debilita las rocas con contenido en hidrocarburos, pero las rocas próximas o incrustadas de poca permeabilidad, como la pizarra, mantienen la presión de los poros. Esto puede hacer que la perforación de determinadas zonas agotadas resulte imposible, ya que el peso del lodo necesario para sujetar la pizarra es ¡superior a la resistencia a la fractura de las arenas y los cienos.

Aunque normalmente se añaden diversos polímeros naturales y sintéticos a los fluidos del orificio del pozo para controlar la pérdida de fluido desde los líquidos a las formaciones subterráneas, algunos orificios de pozo a los que se bombean los fluidos de base acuosa presentan temperaturas y/o presiones -relativamente altas en los orificios en las que los agentes tradicionales de control de pérdida de fluidos resultan inestables. Por ello, estos agentes de control de pérdida de fluidos pueden fracasar en su propósito de proporcionar un control de pérdida de fluidos en el fondo del pozo.

Por consiguiente, existe una necesidad continua de métodos y sistemas que reduzcan la pérdida de fluidos cuando se usan fluidos de orificio de pozo de base acuosa.

COMPENDIO DE LA INVENCIÓN Por un lado, las afirmaciones aquí divulgadas hacen referencia a los fluidos de orificios de pozo de base acuosa para evitar la pérdida de fluidos de orificio de pozo en el fondo que contengan, como mínimo, un copolímero formado por al menos un monómero polímero natural y un monómero de látex, y un fluido de base acuosa.

Por otro lado, las afirmaciones aquí divulgadas hacen referencia a métodos para perforar un orificio de pozo, incluyendo- la introducción de un fluido de orificio de pozo de base acuosa en el orificio, fluido que contiene un copolimero de un polímero natural y un látex.

Otros aspectos y ventajas de la invención resultarán aparentes en la descripción siguiente y las reivindicaciones adj untas .

DESCRIPCIÓN DETALLADA Por un lado, las afirmaciones aquí divulgadas hacen relación a fluidos de orificio de pozo de base acuosa para evitar la pérdida de fluido de orificio en el fondo del ¿pozo, que incluyen como mínimo un copolimero formado al menos por un monómero polímero natural y un monómero de látex y un fluido de base acuosa. Por -otro lado, las afirmaciones aquí divulgadas hacen referencia a métodos para perforar un orificio de pozo, incluyendo la introducción de un fluido de orificio de pozo de base acuosa en el orificio de pozo y hacer circular el fluido de orificio de pozo de base acuosa dentro del orificio mientras se perfora, y donde el fluido de orificio de pozo de base acuosa incluye un copolimero formado por un polímero natural y un látex. Además, las afirmaciones aquí divulgadas hacen relación a métodos de sellado de un orificio de pozo, incluyendo la introducción de un fluido de orificio de pozo de base acuosa en el orificio de pozo y hacer circular el fluido dentro del orificio mientras se perfora, y donde el fluido de orificio de pozo de base acuosa incluye un copolímero formado por un polímero natural y un látex.

Los inventores, sorprendentemente, han descubierto que los copolímeros de polímeros naturales y látex, cuando' se añaden a fluidos de orificio de pozo acuosos, pueden reducir la pérdida de fluido del orificio del pozo en una formación de tierra. Los inventores también han descubierto, de manera sorprendente, que los fluidos de orificio de pozo acuosos, incluyendo los copolímeros de polímeros naturales y látex, pueden ayudar a controlar la pérdida de filtraciones en. formaciones de baja permeabilidad, como las pizarras y arcillas. Los inventores, además, han descubierto de manera sorprendente que los fluidos de orificio de pozo acuosos, incluyendo los copolímeros de polímeros natural y látex, pueden proporcionar control de pérdida de filtraciones en rangos de temperatura iguales y superiores a los 400°F (204°C) .

Con frecuencia, el tipo de aditivo para el control de pérdidas de fluido que se utiliza depende de varios factores, incluyendo el tipo de formación que se vaya a sellar, la profundidad planificada del pozo y las temperaturas esperadas en el fondo del pozo. Por ejemplo, los fluidos de orificio de pozo, los fluidos de separación y las purgas, incluyendo los polímeros naturales, como gomas, almidón y derivados de la celulosa, para controlar la pérdida de fluidos o para la suspensión de partículas, pueden volverse menos estables a temperaturas elevadas. Además, los fluidos de orificio de pozo que contienen polímeros naturales que se vuelven menos estables a temperaturas elevadas (algunos pueden degradarse con temperaturas tan bajas como 225°F [107°C]) pueden no resultar adecuados para aplicaciones de rendimiento a largo plazo o pozos HPHT en los que las temperaturas del fondo del pozo se encuentren normalmente en el extremo superior del rango de temperaturas en el que estos polímeros naturales son estables. La exposición constante a las temperaturas del extremo superior de este rango pueden conducir a la degradación de los componentes de polímeros naturales del fluido de orificio del pozo. · Esta degradación, a su vez, puede conducir a una pérdida de' control de de la pérdida de fluidos de orificio de pozo o de la pérdida de filtración en la formación. Como tal, los fluidos de orificio . de pozo que incluyen polímeros naturales que resultan térmicamente inestables con altas temperaturas pueden no ser adecuados para aplicaciones de rendimiento a largo plazo o pozos HPHT . Por el contrario, para temperaturas superiores a 225°F (107°C), se pueden usar polímeros sintéticos, como los polímeros de base de acrilamida, de base AMPS y de base de acrilato, para proporcionar una mayor estabilidad térmica que el polímero natural, igual o superior a los 400°F (204°C) .

Además, aunque los fluidos de orificio de pozo que incluyen polímeros naturales (o sintéticos de base de acrilamida) son bastante efectivos en la prevención de pérdida de fluidos de orificio de pozo en formaciones de alta penetración a las que se puede incorporar una torta de filtración contra los medios permeables, dichos fluidos de orificio de pozo pueden no ser efectivos en la prevención de la pérdida de fluidos en las-formaciones de poca permeabilidad, como las pizarras y arcillas a las que no se puede incorporar una torta de filtración debido a la impermeabilidad relativa de la formación. Los fluidos de orificio de pozo que usan polímeros naturales, de este modo, pueden seguir penetrando y entrando en los poros de la. formación de baja penetración. Cuando el fluido invade la pizarra, el aumento de presión en los poros y el correspondiente descenso de la presión diferencial entre la formación y la columna de fluido del orificio del pozo pueden conducir a la pérdida de soporte de la formación y el colapso resultante de parte de la formación en el orificio del pozo. Por lo tanto, los fluidos de orificio de pozo que contienen polímeros naturales pueden no resultar adecuados para sellar formaciones de baja penetración, como las arcillas y pizarras.

En las formaciones de baja permeabilidad, los polímeros sintéticos como los látex pueden utilizarse como agente de sellado. El sellado con látex polímero es semi-permeable y, por lo tanto, para sellar la formación se combina normalmente con una gente de combinación/precipitación como un complejo metálico', lo que provoca la precipitación del látex en la pared del orificio del pozo que, de este modo, puede reducir la tasa de penetración de la presión del lodo en las, formaciones de pizarra. Se pueden encontrar ejemplos de este tipo de uso de látex como agentes sellantes en las Patentes de EE. UU. números 6.258.757, 6.715.568, 6.703.351 y 7.271.131. No obstante, este tipo de polímeros de látex tienen generalmente una estabilidad térmica inferior a la de los polímeros naturales (normalmente <250°F (121°C) ) . Además, la combinación con un agente co-precipitador suele provocar que estos polímeros de látex no funcionen demasiado bien como aditivos independientes para el control de pérdida de fluidos en formaciones más permeables.

Los fluidos de orificio de pozo, incluyendo los copolímeros de polímeros naturales y látex, han demostrado poseer propiedades únicas no presentes en los polímeros naturales ni en el látex. Esto resulta sorprendente en particular si tenemos en cuenta que esta mejora de las propiedades no se ha podido lograr usando fluidos de orificio de pozo que contienen mezclas de polímeros naturales y látex. Los inventores han averiguado que los fluidos de orificio de pozo, incluyendo . los copolímeros de polímeros naturales y látex, previenen de forma efectiva la pérdida de fluidos y filtraciones, en el fondo del pozo. Además, los inventores han descubierto, de forma sorprendente, que los fluidos de orificio de pozo y los métodos de perforación de esta publicación pueden permitir el control de la pérdida de fluidos de orificio de pozo y filtraciones en las formaciones de mucha y poca penetración, como las arcillas y pizarras. Además, los fluidos de orificio de pozo y los métodos de perforación de esta publicación pueden ayudar a controlar la pérdida de fluidos de orificio de pozo y filtraciones con temperaturas superiores a los 400°F (205°C) . Las mezclas de los polímeros naturales y látex no serían estables en el extremo superior de este rango, ya que el componente del polímero natural y/o componente del látex se degradarían, lo que provocará una degradación prematura de la torta de filtración.

Los polímeros naturales y el látex son polímeros muy distintos, tanto en términos de estructura química como en sus propiedades físicas. Los fluidos de orificio · de pozo de esta publicación incluyen copolímeros de polímeros naturales y látex que incluyen, como mínimo, un monómero polímero natural y un monómero de látex. Se cree que los copolímeros de al menos un polímero natural y un látex proporcionan al fluido del orificio del pozo una mayor estabilidad de temperatura en un rango de temperaturas más amplio.

Monómero polímero natural Tal y como se utiliza aquí, el término "polímeros naturales" hacen referencia a cualquier polímero . producido por organismos vivos. Entre los ejemplos de polímeros naturales se incluyen los polisacáridos, ligninas, materiales ligníticos y taninos Una persona con conocimientos del tema apreciaría el ámbito de los polímeros naturales útiles en los métodos y fluidos de orificio del pozo aquí comunicados.

Ligninas ? materiales ligníticos Las ligninas son polímeros complejos, naturales y amorfos relacionados con la celulosa que proporcionan rigidez y que, junto con la celulosa, forman las paredes de las células leñosas de las plantas y el material de cementación que se encuentra entre ellas. Las ligninas se forman con el acoplamiento oxidante de, principalmente, 4-hidroxi-fenilpropanoides . A continuación se presenta un ejemplo de la estructura de una pequeña pieza de un polímero de lignina: La lignina es, por' lo tanto, un polímero complejo de unidades de fenilpropano, que están entrecruzadas las unas con las otras. Esta complejidad ha demostrado, hasta ahora, ser bastante resistente a la degradación microbiana. Algunos hongos han desarrollado las enzimas necesarias para fracturar la lignina. Las reacciones iniciales de descomposición son mediadas por lignina extracelular y manganesos peroxidasas, producidas principalmente por hongos de podredumbre blanca. Bacterias del suelo corno los Actinomicetes también pueden descomponer la lignina, pero normalmente degradan menos del 20% de la lignina total presente. La degradación dé la lignina tiende a ser principalmente un proceso aeróbico, y en un entorno anaeróbíco, como en el orificio del pozo, la lignina puede persistir durante largos periodos de tiempo. Además, una persona con conocimientos del tema se daría cuenta de que dichos materiales de lignina también pueden incluir los lignosulfonatos , que son ligninas modificadas.

Taninos Los taninos son polifenoles de plantas de aparición natural. Los taninos son comunes en frutas como la uva, caquis y arándanos, en el té, en el chocolate, en árboles leguminosos como la Acacia y la Sesbania, y en hierbas y granos como los sorgos y el maíz. Los taninos pueden ser hidrolizables o condensados. Los taninos hidrolizables están compuestos de un carbohidrato .. de poliol como la D-glucosa que está parcial o totalmente esterificada con grupos fenólicos como' el ácido gálico (en galotaninos) o ácido elágico (en elagitaninos ) . Los taninos hidrolizables son hidrolizados por ácidos débiles o bases débiles para producir carbohidrato y ácidos fenólicos. A continuación se representa la estructura de un tanino.

Los taninos condensados, también conocidos como proantocianidinas, son polímeros de 2 a 50 (o más) unidades flavonoides unidas por uniones de carbono-carbono, que no son susceptible de ser hidrólizadas . Aunque los taninos hidrolizables son solubles en el agua, algunos taninos condensados muy grandes son insolubles. Además, una persona con conocimientos del tema se daría cuenta de que el uso de' taninos también puede incluir los taninos modificados.

Polisacáridos Los polisacáridos son polímeros' de monosacáridos unidos por enlaces glucosídicos . Tienden a ser macromoléculas grandes, a menudo ramificadas, que se encuentran en la naturaleza. Las unidades monómeras de los polímeros naturales tienden a ser monosacáridos de 6-carbono y él polímero natural, por lo tanto, puede representarse con la fórmula general de (C6Hi0O5)n, donde n es normalmente un número entre 40 y 3000. Entre los ejemplos de polisacáridos útiles como monómeros en las afirmaciones de esta publicación se incluyen el almidón, glicógeno, celulosa, goma garrofín, xantano, gomas wellan, escleroglucano y mezclas y derivados de los mismos. No obstante, no hay intención de limitar . los tipos de polisacáridos que pueden usarse como monómeros.

Los almidones son polímeros de aparición natural que se encuentran en las células de las plantas verdes y de algunos microorganismos. El almidón o la celulosa pueden provenir de cualquier fuente botánica, como los cereales, una fruta, una raíz o un tubérculo. Algunos ejemplos de almidones incluyen el almidón de patata, de maíz, de tapioca, de trigo y de 'arroz. Al igual que otros polímeros de aparición natural, los almidones consisten únicamente en unidades glucosídicas . Las unidades glucosidicas que se encuentran en el almidón son la amilosa y la amilopectina, ambas formadas únicamente por unidades de alfa-D-glucosa ..

La amilosa es un polímero sustancialmente lineal ' y poco ramificado con una masa molecular del rango de 105 a 106 g/mol, principalmente de unidades enlazadas de 1-4 glucosa. A continuación se representa la estructura de la amilosa: La amilopectina es una molécula muy ramificada con una masa molecular entre 107 y 109 g/mol. La amilopectina también contiene unidades enlazadas de 1-4 glucosa pero, además, hay ramificaciones de 1-6 glucosídicos que ocurren cada 20-30 unidades de glucosa. A continuación se representa la estructura de la amilopectina: La proporción de amilosa respecto a la amilopectina que se encuentra en el almidón es normalmente de 20:80 ó 30:70. También es posible utilizar un almidón con un mayor contenido de amilosa o amilopectina.

Los polisacáridos tienden a ser hidrofilicos debido a la presencia de grupos -OH en las unidades de monosacáridos . El alcance de la reacción del polímero natural con agua depende del grado de enlace interno del hidrógeno y de. la flexibilidad estérica del polímero natural que se usa. Muchos polisacáridos, como los almidones, interactúan con el agua. Esta interacción con el agua puede provocar la hinchazón del polímero natural. Cuando se usan polisacáridos en fluidos de orificio de pozo de base acuosa, puede que haya que tomar medidas para controlar la hinchazón de los polisacáridos.

Las unidades monómeras de polímeros naturales útiles en las incorporaciones aquí comunicadas también pueden derivarse. El término "polímeros naturales derivados" hace . referencia a los polímeros naturales que se han modificado químicamente. Estos polímeros naturales derivados pueden incluir los almidones y gomas de hidroxialquil, ésteres de almidón y goma, almidones y gomas entrecruzados, almidones y gomas oxidados con hipoclorito, xantatos de almidón y goma, y almidones y goma de dialdehídos. Estos polímeros naturales derivados pueden producirse con cualquier método conocido en el sector. Entre los ejemplos de los almidones derivados se incluyen los almidones de carboximetil , hidroxietil, hidroxipropil , hidroxibutil, carboximetilhidroxietil , carboximetilhidroxipropil, carboximetilhidroxibutil , poliacrilamida y otros copolímeros de almidones.

Monómero de látex Tal y como se usa en este documento, un "monómero de látex" puede hacer referencia a cualquier goma sintética o natural. Se pueden usar varios materiales de látex conocidos como unidades monómeras de látex en las incorporaciones del copolímero de esta comunicación. Por ejemplo, se pueden utilizar la goma natural (cis-1, -poliisopreno) y la mayoría de sus tipos modificados. Los polímeros sintéticos de varios tipos también pueden usarse, incluyendo los polímeros o copolímeros de acetato de vinilo, ésteres de vinilo o ácidos grasos, ésteres de ácidos acrílicos y metacrílieos , acrilonitrilo, estireno, cloruro de vinilo, cloruro de vinilideno, tetrafluoretileno y otros monómeros insaturados mono olefínicos. Algunos ejemplos de monómeros de látex pueden resultar útiles en las incorporaciones de esta comunicación, entre los que se incluyen el estireno/butadieno, cis-1, -polibutadieno y copolímeros de los mismos, alta resina . de estireno, ' butil, etileno/propileno, neopreno, nitrilo, cis-1, -poliisopreno, polietileno clorosulfonado de silicona, luorocarburo, fluorosilicona, poliuretano, poliacrílico y polisulfuro.

Los látices son hidrofóbicos por naturaleza y tienden a formar partículas discretas en una solución acuosa para minimizar la interacción con el agua. Se pueden añadir surfactantes para mejorar la interacción de los látices con el agua.

Se ha descubierto que los copolímeros de de polímero natural/látex de esta comunicación presentan propiedades de los componentes del polímetro natural y del látex. Por ejemplo, los copolimeros de de polímero natural/látex tienen secciones tanto hidrofílicas como hidrofóbicas . Como tal, estos copolimeros pueden considerarse anfifílicos por naturaleza y, de este modo, pueden exhibir una mayor compatibilidad con los fluidos de orificio de pozo de base acuosa que los látices. Además, debido al componente de látex, los copolimeros de de polímero natural/látex pueden presentar una menor hinchazón que los polímeros comparables de sus componentes de polímeros naturales. Estos copolimeros también han demostrado estabilidad térmica en temperaturas superiores a las de los polímeros comparables de sus componentes de polímeros naturales. Los fluidos de orificio de pozo, incluyendo el polímero natural / los copolimeros de látex de esta comunicación, pueden presentar ventajas frente a los fluidos de orificio de pozo comparables, incluyendo los polímeros comparables de sus componentes de polímeros naturales o los polímeros comparables de sus componentes de látex.

Los copolimeros de los polímeros naturales y los látices también pueden ser de cualquier tipo conocido en el sector, por ejemplo, copolimeros de bloque, copolimeros aleatorios, copolimeros alternados y copolimeros de injerto, y pueden producirse con cualquier medio conocido en el sector. Por ejemplo, los copolimeros de injerto de almidón de estireno y 1, 3-butadieno pueden producirse con métodos como los comunicados en la Patente de EE . UU. n° 5.003.022, que se incorpora en este documento como referencia en su totalidad.

Un ejemplo de copolimero de polímero natural/látex útil en las incorporaciones de esta publicación es un copolimero de estireno de injerto de almidón/1, 3-butadieno que está disponible comercialmente . como Pencóte®1" (Penford Products Company, Cedar Rapids, Iowa, EE. UU.). Pencóte®™ se produce con los productos de reacción del estireno y 1 , 3-butadieno y un almidón de hidroxietil oxidado y diluido ligeramente con una concentración de sólidos del 21%. por peso y caracterizado por una viscosidad intrínseca de unos 0,23 dl/g. Otro copolimero de injerto útil en las incorporaciones de esta comunicación está disponible comercialmente como Penflex™ (Penford Products Company, Cedar Rapids, Iowa, EE . UU.). Y hay otro copolimero de injerto de almidón también útil para estas incorporaciones que está disponible comercialmente como Pensize®™ (Penford Products Company, Cedar Rapids, Iowa, EE . UU.). Pensize®1" es un copolimero de injerto de almidón de estireno/1, 3-butadieno que se produce con un almidón de hidroxietil oxidado y diluido ligeramente, caracterizado por una viscosidad intrínseca de unos 0,077 dl/g. Otro copolimero de injerto de almidón útil para estas incorporaciones es el PenCP® 318 (Penford Products Company, Cedar Rapids, Iowa, EE. UU.). Una persona con conocimientos del tema reconocería que cualquier copolímero de polímero natural/látex puede resultar útil en estas incorporaciones.

Las proporciones adecuadas de polímero natural y látex para los copolímeros de polímero natural/látex de esta incorporación pueden variar entre el 98% de peso de polímero natural y 2% de peso de monómero de látex, hasta un 25% de peso de polímero natural y un 75% de peso de monómero de látex. En una incorporación particular, la proporción de polímero natural y látex puede variar desde el 70% de peso de polímero natural y 30% de peso de látex, hasta el 40% de peso de polímero natural y 60% de peso de monómero de látex. No obstante, una persona con conocimientos del tema se daría cuenta de que también pueden usarse otros rangos.

En incorporaciones en las que el monómero de látex es un copolímero, por ejemplo, donde el estireno/butadieno es el monómero de látex, las proporciones adecuadas de monómeros en un copolímero de estireno/butadiend pueden encontrarse entre 70 partes de peso de estireno y 30 partes de peso de butadieno hasta 30 partes de peso de estireno y 70 partes de peso de butadieno. Por ejemplo, Penflex™ se caracteriza por una proporción de látex/almidón de 42 partes de látex y 58 partes de almidón por peso, y el látex presenta una proporción de butadieno/estireno de 42 partes de butadieno con 58 partes de estireno por peso. En incorporaciones particulares, los copolímeros de estireno/butadieno .

En las aplicaciones en las que los copolímeros de polímero natural/látex se añaden a los fluidos del orificio del pozo para reducir el fluido del orificio del pozo y filtrar la pérdida en el fondo del pozo, el fluido del orificio del pozo puede prepararse con una gran variedad de fórmulas. Las fórmulas específicas pueden depender de la fase de perforación ¦ en un momento determinado,1 por ejemplo, dependiendo de la profundidad y/o de la composición de la formación de la tierra. La cantidad de copolimero de polímero natural/látex en el fluido del orificio del pozo puede variar dependiendo de la aplicación deseada. En una incorporación, el copolimero de polímero natural/látex puede variar entre el 0,1. y el 20,00% de peso del peso total del fluido del orificio del pozo. En otra incorporación, el copolimero de polímero natural/látex puede variar entre el 0,2 y el 10,00% del peso total del fluido del orificio del pozo, y entre el 0,3 y el 5,0% de peso en otra incorporación.

Los fluidos del orificio del pozo de esta publicación pueden tener un fluido acuoso como fluido de base. El fluido acuoso puede incluir, como mínimo, agua dulce, agua de mar, salmuera, mezclas de agua y compuestos orgánicos solubles en agua, y mezclas de los elementos anteriores. Por ejemplo, el fluido acuoso puede formularse con mezclas de las sales deseadas en el agua dulce. Dichas sales pueden incluir, de forma enunciativa pero no limitativa, cloruros de metales alcalinos, hidróxidos o carboxilatos, por ejemplo. En diversas incorporaciones del fluido de perforación aquí comunicadas, la salmuera puede incluir agua de mar, soluciones acuosas en las que la concentración de sal sea inferior a la del agua del mar, o soluciones acuosas en las que la concentración de sal sea superior a la del agua del mar. Las sales que pueden encontrarse en el agua del mar incluyen, de forma enunciativa pero no limitativa, sodio, calcio, magnesio, potasio, estroncio y litio, sales de cloruros, bromuros, carbonatos, yoduros, cloratos, bromatos, formiatos, nitratos, óxidos, sulfatos, silicatos, fosfatos y fluoruros. Las sales que pueden incorporarse a una salmuera incluyen una o más de las presentes en el agua del mar natural o en otras sales orgánicas o inorgánicas disueltas. Además, las salmueras que se pueden usar en los fluidos de perforación aquí comunicados pueden ser naturales o sintéticas, y las salmueras 'sintéticas suelen ser mucho más sencillas en su constitución. En una incorporación, la densidad del fluido de perforación puede controlarse aumentando la concentración de sales en la salmuera (hasta la saturación) . En una incorporación particular, una salmuera puede incluir sales de haluro o carboxilato de cationes monovalentes o bivalentes de metales, como el cesio, potasio, calcio, cinc y/o sodio.

Por ejemplo, la solución puede incluir haluros de cinc, como el bromuro o el cloruro de cinc, o los dos, y/o haluros de calcio, como el bromuro o el cloruro de calcio, o los dos. También se pueden usar salmueras con una base de formiato o acetato. La solución de salmuera puede incluir sales en cantidades convencionales', generalmente en una proporción del 1% a un 80%, y preferiblemente del 20% al 60%, en base al peso total de la solución, aunque, como podrá darse cuenta una persona con conocimientos, del tema, también pueden utilizarse cantidades fuera del rango.

Además, las incorporaciones de esta invención también pueden usar salmueras de "especialidad" que incluyan al menos una sal de metal alcalino de un oxi-anión o polioxi-anión de un metal de transición como, por ejemplo, un politungstato de metal alcalino, un heteropolitungstato de metal alcalino, un polimolibdato de metal alcalino o un heteropolimolibdato de metal alcalino. Específicamente, estas soluciones de salmuera de especialidad (que se usan normalmente en aplicaciones con altas temperaturas) comprenden soluciones acuosas de sales de metales de transición, en las que la solución acuosa contiene fracciones aniónicas con la fórmula [An+BmOk]x~, en la que (A) se selecciona de los elementos del grupo IV, elementos de metales de transición y elementos de tierras raras; (B) es uno o más elementos de metales de transición con un peso atómico entre 50 y 201, inclusive, O es el oxígeno, m es un número entero entre 6 y 18, inclusive; k es un número entero entre 24 y 62, inclusive; y x es un número entero pequeño, normalmente entre 1 y 10, dependiendo de las selecciones de A, B, m y k, y donde los cationes pueden ser litio, sodio, potasio, cesio o una mezcla de éstos, o con una pequeña cantidad de cationes de hidrógeno proporcionados por fracciones aniónicas de ácidos libres, y especialmente donde dichas sales son un componente principal de la solución, no meramente un aditivo de la misma. En las incorporaciones particulares de esta invención se pueden usar las sales de sodio, potasio y cesio de los heteropolitungstatos y las mezclas de estas sales con los ácidos heteropolitúngsticos . Se pueden encontrar ejemplos específicos de este tipo de salmueras en la Publicación de PCT International n° WO2007/005499, que se cede a este cesionario y se incorpora a este documento como referencia en su totalidad.

Los fluidos de orificio de pozo anteriormente descritos pueden adaptarse para mejorar los fluidos del orificio del pozo en condiciones de temperatura y presión altas, como las que se encuentran en pozos profundos. Además, una persona con conocimientos del tema reconocería que además de los copolímeros de polímero natural/látex se pueden incluir otros aditivos en los fluidos' de orificio de pozo aquí comunicados; por ejemplo, agentes de ponderación, viscosificadores, agentes humectantes, inhibidores de la corrosión, eliminadores de oxígeno, antióxidantes y eliminadores de radicales libres, biocidas, surfactantes , dispersantes, reductores de tensión interfacial, tampones de pH, disolventes mutuos y agentes diluyentes.

Un fluido de orificio de pozo, de conformidad con la invención, puede utilizarse en un método de perforación de un pozo en una formación subterránea de manera similar a las perforaciones en las que se utilizan fluidos de orificio de pozo convencionales. En el proceso de perforación del pozo, se hace circular un fluido de orificio de pozo por el ducto de perforación, a través de la fresa, y subiendo por el espacio anular entre el ducto y la formación o encofrado de acero hacia la superficie. El fluido del orificio del pozo, lleva a cabo varias funciones distintas, como enfriar la fresa, eliminar restos de la perforación del fondo del orificio, suspender los restos y el matérial ponderado cuando se interrumpe la circulación. Además, los fluidos de orificio del pozo de esta comunicación pueden ayudar a controlar la filtración para evitar una pérdida excesiva de fluidos de orificio del pozo en la formación. El término "control de filtración", tal y como se utiliza aquí, hace referencia a cualquier reducción de pérdida de fluido en la formación, lograda mediante el uso de fluidos de orificio del pozo de esta comunicación. De este modo, en algunas incorporaciones, un orificio de pozo con un copolímero de esta comunicación puede ayudar a controlar la filtración con temperaturas superiores a los 300°F (149°C). En incorporaciones alternativas, el control de la filtración puede lograrse con temperaturas superiores a los 350°F o 400°F (177°C a 205°C) .

Los copolímeros de polímero natural/látex pueden añadirse al fluido de base en los lugares del pozo donde vayan a usarse, o se pueden transportar desde otra ubicación. Si se selecciona la ubicación del pozo para llevar a cabo este paso, entonces los copolimeros de polímero natural/látex podrán dispersarse inmediatamente en un fluido acuoso, y el fluido de orificio de pozo resultante podrá colocarse inmediatamente en el pozo mediante técnicas conocidas en el sector.

Los fluidos de orificio de pozo de esta comunicación que contienen copolimeros dé polímero natural/látex pueden colocarse en el orificio del pozo mediante técnicas conocidas en el sector. Se pueden añadir copolimeros de polímero natural/látex al fluido de perforación, acabado o acondicionamiento. En algunas incorporaciones, si se necesita sellar un intervalo determinado del orificio del pozo, se puede inyectar una solución de copolimeros de polímero natural/látex en dicho intervalo, además de en otros intervalos, como en una pastilla. Los fluidos de orificio de pozo aquí descritos pueden utilizarse en cualquier operación de perforación o acabado.

En particular, los copolimeros de polímero natural/látex de esta comunicación pueden inyectarse en una sarta de producción, que fluya hasta el fondo del orificio del pozo, y después salga de la sarta de producción hacia el anillo que se encuentra entre la sarta de producción y el encofrado u' orificio. Este lote de tratamiento se denomina normalmente "pastilla". La pastilla puede empujarse mediante la inyección de otros fluidos de orificio de pozo, como fluidos de finalización, detrás de la pastilla, hasta una posición, dentro del orificio del pozo que se encuentra justo encima de una parte de la formación en la que se sospecha que hay pérdida de fluidos. La inyección de fluidos en el orificio del pozo se detiene en ese momento y, después, la pérdida de fluido moverá la pastilla hacia la ubicación de la pérdida. La colocación de la pastilla de esta manera suele denominarse "encontrar" la pastilla. La inyección de estas pastillas se realiza a menudo mediante tubos en espiral o con un proceso conocido como "bullheading" .

Tras introducir un fluido de orificio de pozo de esta comunicación en un orificio, se puede formar una torta de filtración que proporcione una capa efectiva de sellado en las paredes del orificio para evitar la entrada no deseada de fluido en la formación a través de la cual se perfora el agujero. Las tortas de filtración formadas con fluidos del orificio del pozo aquí comunicados incluyen copolimeros de polímeros naturales y látex y pueden presentar propiedades inesperadas. Dichas propiedades pueden incluir un aumento del bloqueo de la presión, fiabilidad del bloqueo y un mayor rango del tamaño de los poros de formación que pueden bloquearse. Estas tortas de filtración pueden ayudar a controlar la filtración en rangos de temperatura que superan los 400°F (205°C) .

Cuando la formación presenta poca permeabilidad, como las pizarras o arcillas, las tortas' de filtración formadas con fluidos de orificio de pozo y los_ 'métodos de esta comunicación evitan la pérdida de fluidos de orificio de pozo y filtración mediante un bloqueo efectivo de algunos poros como mínimo de la formación de baja permeabilidad. Esto puede permitir el soporte de la formación al mantener una suficiente presión diferencial entre .la columna del fluido del orificio del pozo y los poros del orificio del pozo. Además, las tortas de filtración formadas por fluidos del orificio del pozo de esta publicación pueden sellar de forma efectiva las formaciones de tierra.,' Estas tortas de filtración son estables en temperaturas elevadas y también pueden ' sellar de manera efectiva formaciones de baja permeabilidad.

Antes de llevar el pozo a producción, puede quitarse la torta de filtración de la región de producción, mediante distintas técnicas conocidas en el sector. Por ejemplo, las tortas de filtración conformes a esta publicación pueden sacarse con un fluido de interrupción que contenga una solución acuosa acidica. Entre los ejemplos de ácidos que pueden usarse se incluyen ácidos minerales fuertes, como el ácido clorhídrico o el ácido sulfúrico, y los ácidos orgánicos, como el ácido cítrico', láctico, málico, acético y fórmico. El fluido de interrupción puede tener un pH inferior a 4, 'o inferior a 3 en otra incorporación. En otras incorporaciones, la torta de filtración puede sacarse mediante un líquido de interrupción que contenga una enzima degradante del polímero natural, por ejemplo, una carbohidrasa . Entre los ejemplos de este tipo de enzimas se incluyen las amilasas, pululanasas y celulasas. Y en otras incorporaciones, la torta de filtración puede extraerse mediante un líquido de lavado que contenga un agente oxidante, como el hipoclorito de sodio.

EJEMPLO Se preparó un fluido de orificio de pozo como ejemplo, según se indica en la Tabla I siguiente.

TABLA 1: Preparación de fluido de orificio de pozo Los fluidos usaron varios aditivos, todos ellos disponibles comercialmente en M-I LLC (Houston, Texas, EE. UU.). DUOVIS (un producto de xantano) se utiliza como viscosificador en las fórmulas anteriores. UNITROL es un polisacárido modificado que se usa en la filtración. EMI-1037 es un copolimero de estireno-butadieno y almidón de látex/maiz. El aditivo ULTRAHIB™ es una poliamina liquida que se utiliza como inhibidor de la .pizarra. El aditivo ULTRACAP™ es un copolimero de bajo peso molecular, de acrilamida seca, diseñado para proporcionar encapsulación de desechos e inhibición de la dispersión de la arcilla. El aditivo de anti unión ULTRAFREE™ se ha diseñado para eliminar la formación de aglomeraciones de restos y mejorar la velocidad de perforación. La arcilla OC A, arcilla bentonitica con especificaciones API/ISO, ' se añadió para simular los sólidos de perforación.

El fluido de orificio de pozo se envejeció durante 16 horas a 150°F (65°C). La reologia del fluido de orificio de pozo resultante se midió con un viscosimetro . Fann 35. Los parámetros reológicos se indican en la Tabla 2.

TABLA 2: Reologia del fluido de orificio de pozo REOLOGÍA a 70 °F UNIDADES EJEMPLO 1 (21°C) 600 rpm 80 300 rpm 57 200 rpm 44 100 rpm 31 6 rpm . 8 3 rpm 6 Geles 10" lbs/100ft2 8 Geles 10' lbs/100ft2 12 Viscosidad cP 40 aparente Viscosidad cP 23 plástica Punto de lbs/100ftz 34 cedencia Tanto la pérdida del fluido API como la de HTHP se midieron de acuerdo con los procedimientos indicados en la especificación 13B de API. La pérdida de fluido del fluido de orificio de pozo del ejemplo se indica en la Tabla 3.

TABLA 3: Pérdida de fluido de orificio de pozo PARAMETROS DE UNIDADES EJEMPLO 1 PÉRDIDA DE FLUIDO Temperatura de la ¦ °F 200 pérdida de fluido HTHP Presión de la psi 500 pérdida de fluido HTHP Volumen de pérdida • mi 12 de fluido HTHP PH 9,2 Volumen de pérdida mi 1,9 de fluido API EJEMPLO 2 Se preparó un ejemplo de fluido de orificio de pozo · con temperatura y presión altas, como sé indica en la Tabla 4.

TABLA 4: Preparación del fluido del orificio del pozo COMPONENTE UNIDADES EJEMPLO 1 Agua dulce mi 207 M-I GEL™ g 3, 0 SÜPREME Soda cáustica g 2,0 RESINEX® g 3, 0 EMI-927 g 2,0 EMI-1745 g 12, 0 EMI-1048 ml 2,0 TANNATHIN® g 3,0 EMI-1037 ml 10, 0 Barita g 501 Los fluidos utilizaron varios' aditivos, todos ellos disponibles comercialmente en M-I LLC (Houston, Texas, EE . UU.). M-I GEL™ SUPREME (una arcilla bentonitica no tratada) se usa como viscosificador en las fórmulas anteriores. EMI-927 es un terpolimero sintético usado en el control de la reologia con altas temperaturas. EMI-1037 es un copolimero de estireno-butadieno de almidón de látex/maiz. El aditivo EMI-1745 es una mezcla de ligninas que se utiliza como modificador de la viscosidad. TANNATHIN™ es un lignito natural diseñado para proporcionar un control secundario de la filtración. RESINEX® es un material de resina lignítica diseñada para mejorar la filtración con temperaturas/presiones altas. EMI-1048 es un polímero sintético diseñado para minimizar los efectos de los sólidos en la reologia.

El fluido del orificio del pozo se envejeció después durante 16 horas a 400°F (205°C) . La reologia del fluido de orificio de pozo resultante se midió con un viscosimetro Fann 35. Los parámetros reológicos se indican en la Tabla 5.

TABLA 5: Reologia del fluido del orificio del pozo REOLOGIA a UNIDADES EJEMPLO 1 120°F (49°C) 600 rpm 86 300 rpm 48 200 rpm 37 100 rpm 22 6 rpm 6 3 rpm 6 Geles 10" lbs/lOOft 9 Geles 10' lbs/lOOft* 26 Viscosidad cP 43 aparente Viscosidad' cP 38 plástica Punto de lbs/100ftz 10 cedencia Tanto la pérdida del fluido API como la de HTHP se midieron de · acuerdo con los procedimientos indicados en la especificación 13B de API. La pérdida de fluido del fluido de orificio de pozo del ejemplo se indica en la Tabla 6.

TABLA 6: Pérdida de fluido de orificio de pozo' De forma ventajosa, las incorporaciones de esta publicación proporcionan a los fluidos de orificio de pozo y métodos de perforación unos fluidos que incluyen un copolimero de polímero natural / látex. El uso de fluidos de orificio de pozo que contienen un copolimero de polímero natural/látex puede evitar la pérdida de fluido de orificio de pozo en la formación. Además de ser capaces de crear .una torta de filtración para controlar la pérdida de filtraciones en una formación permeable, los copolímeros también pueden ayudar en gran manera a formar un sellado en formaciones de baja permeabilidad, como las arcillas y pizarras, algo que no suele conseguirse con ' agentes convencionales para el control de pérdida de fluidos. Además, cuando se usan polímeros de látex convencionales para sellar una formación · de baja permeabilidad, el sellado se logra mediante la formación de una película de precipitado en la formación. No obstante, esta película de precipitado puede tener efectos negativos en la formación. Al usar los fluidos y los copolímeros de esta publicación, se puede lograr ese efecto de sellado sin iniciar la precipitación. Los copolímeros contenidos en los fluidos de orificio de pozo de esta comunicación también pueden resultar mucho más estables y evitar la pérdida de fluidos de orificio de pozo en temperaturas superiores a 400°F (205°C), mientras que el uso de aditivos convencionales para el control de la pérdida de fluidos o el uso de aditivos de látex pueden empezar a experimentar una degradación con temperaturas inferiores.

Aunque la invención se ha descrito con respecto a un número limitado de incorporaciones, las personas con conocimientos del tema que se hayan beneficiado de esta comunicación podrán apreciar que se pueden crear otras incorporaciones que no se alejan del ámbito de la invención, tal y como se comunica en este documento. De acuerdo con ello, el- ámbito de la invención debe limitarse únicamente a las reivindicaciones adjuntas.

Claims (22)

REIVINDICACIONES

1. - Un fluido de orificio de pozo de base acuosa para evitar la pérdida de fluido de orificio de pozo en el fondo del pozo, que comprende: como mínimo un copolímero formado por al menos un monómero polímero natural y al menos un monómero de látex; y un fluido de base acuosa.

2. - El fluido de orificio de pozo de la reivindicación 1, en el que hay al menos un polímero natural, es como mínimo uno de ligninas, material lignítico, taninos, almidón, glicógeno, celulosa, goma garrofín, xantano, gomas wellan, escleroglucano, goma guar y mezclas y derivados de los mismos.

3. - El fluido de orificio de pozo de la reivindicación 2, en el que como mínimo un polímero natural de almidón de maíz, celulosa, almidón de patata, almidón de tapioca, almidón de trigo y almidón de arroz.

4. - El fluido de orificio de pozo de la reivindicación 1, donde el látex es al menos uno- de los polímeros o copolímeros de, acetato de vinilo, ásteres de vinilo o ácidos grasos, ésteres: de ácidos acrilicos y metacrilicos , acrilonitrilo, estireno, cloruro de vinilo, cloruro de vinilideno, tetrafluoretileno y otros monómeros insaturados mono olefinicos.

5.- El fluido de orificio de pozo de la reivindicación 4, donde el látex es como mínimo uno de los copolímeros de estireno-butadieno, metacrilato de polimetil, polietileno, polivinilacetato, látex natural, poliisopreno, polidimetilsiloxano, copolímeros de polivinilacetato, y mezclas de los mismos.

6. - El fluido de orificio de pozo de la reivindicación 1, en el que el copolímero proporciona control de la filtración a temperaturas superiores a los 300°F (149°C).

7. - El fluido de orificio de pozo de la reivindicación 6, en el que el copolímero proporciona control de la filtración a temperaturas superiores a los 350°F (177°C) .

8. - El fluido de orificio de "pozo de la reivindicación 7, en el que el copolímero proporciona control de la filtración a temperaturas superiores a los 400°F (205°C) .

9.- El fluido de orificio de pozo de la reivindicación 1, que también comprende al menos un agente de ponderación.

10. - El fluido de orificio de pozo de la reivindicación 1, en el que el fluido de orificio de pozo comprende el copolímero en una cantidad que se' encuentra entre un 0,1 y el 20% del peso del fluido..

11. - Un método para perforar un orificio de pozo que comprende : la introducción de un fluido de orificio de pozo de base acuosa en el orificio del pozo; y la circulación del fluido de orificio de pozo de base acuosa mientras se perfora, donde el fluido de orificio de pozo de base acuosa comprende un copolímero de un polímero natural y un látex.

12. - El método de la reivindicación 11, que también permite que el copolímero forme al · menos parte de una torta de filtración en las paredes del orificio del pozo.

13. - El método de la reivindicación 11, en el que el copolímero se añade como una solución de polímeros o una suspensión de polímeros al fluido del orificio del pozo.

14. - El método de la reivindicación 11, en el que el polímero natural es como mínimo uno de ligninas, material lignítico, taninos, almidón, glicógeno, celulosa, goma garrofín, xantano, gomas wellan, escleroglucano, goma guar y mezclas y derivados de los mismos.

15. - El método de la reivindicación 14, en el que el polímero natural es como mínimo uno de almidón de maíz, celulosa, almidón de patata, almidón de tapioca, almidón de trigo y almidón de arroz.

16. - El método de la reivindicación 11, en el que el látex es como mínimo uno de los polímeros o copolímeros de acetato de vinilo, ésteres de vinilo o ácidos grasos, ésteres de ácidos acrílicos y metacrílicos, acrilonitrilo, estireno, cloruro de vinilo, cloruro de vinilideno, tetrafluoretileno y otros monómeros insaturados mono olefínicos.

17. - El método de la reivindicación 16, en el que el látex es como mínimo uno de los copolímeros de estireno-butadieno, metacrilato de polimetil, polietileno, polivinilacetato, látex natural, poliisopreno, polidimetilsiloxano, copolímeros de polivinilacetato, y mezclas de los mismos.

18. - El método de la reivindicación 11, en el que el copolimero proporciona un control efectivo de la filtración con temperaturas superiores a los 300°F (149°C).

19. - El método de la reivindicación 18, en el que el copolimero proporciona un control efectivo de la filtración con temperaturas superiores a los 350°F (177°C).

20. - El método de la reivindicación 19, en el que el copolimero proporciona un control efectivo de la filtración con temperaturas superiores a los 400°F. (205°C) .

21. - El método de la reivindicación 11, que también comprende al menos un agente de ponderación.

22. - El método de la reivindicación 11, en el que el fluido del orificio del pozo tiene una proporción de copolimeros de hasta un 20% de su peso.