ЖИДКОСТИ ДЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ, СОДЕРЖАЩИЕ КАТИОННЫЕ ПОЛИМЕРЫ, И СПОСОБЫ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

1. Способ, включающий:
введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от примерно 300000 Да до примерно 10000000 Да.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что катионный полимер включает полиамин, поли(аллиламин), четвертичный амин, галогенид (полиалкил)аммония, галогенид (полиаллилалкил)аммония, хлорид полидиаллилдиметиламмония, поливинилпирролидон, поливинилимидазол, сополимер виниламина и аллиламина, сополимер акриламида и аллиламина, гомополимер хлорида полидиаллилдиметиламмония (поли-ДАДМАХ), сополимер ДАДМАХ и аллиламина, сополимер ДАДМАХ и винилпирролидона, сополимер ДАДМАХ и винилимидазола, сополимер ДАДМАХ и акриламида, поливиниламин, сополимер винилпирролидона-метакриламида-винилимидазола, или их комбинации.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что катионный полимер содержит гомополимер или сополимер хлорида полидиаллилдиметиламмония.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что катионный полимер не является поперечно-сшитым.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что катионный полимер присутствует в жидкости для технического обслуживания ствола скважины в количестве примерно от 0,5 фунта/баррель до примерно 15 фунтов/баррель относительно общей массы жидкости для технического обслуживания ствола скважины.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость для технического обслуживания ствола скважины дополнительно содержит минерализованный раствор.
2
2
2
2
7. Способ по п.6, отличающийся тем, что минерализованный раствор содержит бромид натрия (NaBr), бромид кальция (CaBr), бромид цинка (ZnBr), бромид калия (KBr), хлорид натрия (NaCl), хлорид кальция (CaCl), хлорид цинка (ZnCl), хлорид калия (KCl) или их комбинации.
8. Способ по п.6, отличающийся тем, что плотность минерализованного раствора составляет примерно от 8,4 фунта/гал до примерно 19,2 фунта/гал.
9. Способ по п.6, отличающийся тем, что минерализованный раствор присутствует в жидкости для технического обслуживания ствола скважины в количестве примерно от 95 об.% до примерно 99,8 об.% относительно общего объема жидкости для технического обслуживания ствола скважины.
-1
-1
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость для технического обслуживания ствола скважины демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига примерно от 3 с до примерно 300 с и температуре от примерно 75°F до примерно 500°F.
-1
-1
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость для технического обслуживания ствола скважины сохраняет вязкость от примерно 100 сантипуаз до примерно 40000 сантипуаз при скорости сдвига от примерно 0,1 с до примерно 10 с и при температуре от примерно 75°F до примерно 500°F.
12. Способ по п.1, дополнительно включающий смешивание жидкости для технического обслуживания ствола скважины с твердым веществом.
13. Способ по п.12, отличающийся тем, что указанное твердое вещество содержит утяжелитель.
14. Способ по п.13, отличающийся тем, что утяжелитель содержит барит, гематит, ильменит, карбонат железа, карбонат магния, карбонат кальция или их комбинации.
15. Способ по п.12, отличающийся тем, что твердое вещество присутствует в жидкости для технического обслуживания ствола скважины в количестве от примерно 1 фунта/баррель до примерно 400 фунтов/баррель относительно общего объема жидкости для технического обслуживания ствола скважины.
16. Способ по п.12, отличающийся тем, что твердое вещество содержит карбонат кальция.
17. Способ по п.12, отличающийся тем, что минерализованный раствор присутствует в количестве от примерно 53 об.% до примерно 99,6 об.% относительно общего объема жидкости для технического обслуживания ствола скважины.
18. Способ по п.12, отличающийся тем, что степень фазового разделения жидкости для технического обслуживания ствола скважины составляет от примерно 0% до примерно 60%.
19. Способ по п.12, отличающийся тем, что жидкость для технического обслуживания ствола скважины характеризуется значением потерь от примерно 0 мл до примерно 60 мл, определенным согласно API RP13B.
20. Способ по п.12, отличающийся тем, что жидкость для технического обслуживания ствола скважины образует стабильную суспензию.
21. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость для технического обслуживания ствола скважины представляет собой жидкость для заканчивания скважин, жидкость для ремонта скважин, вытеснительную жидкость, жидкую пробку или их комбинации.
22. Способ по п.12, отличающийся тем, что жидкость для технического обслуживания ствола скважины представляет собой буровой раствор, жидкость, применяемую при заполнении скважинного фильтра гравием, жидкость для гидроразрыва, жидкость для кислотной обработки, жидкость для регулирования потерь жидкости, суспендирующий агент или их комбинации.
23. Способ по п.1, дополнительно включающий:
техническое обслуживание ствола скважины с помощью жидкости для технического обслуживания ствола скважины; и
извлечение нефти из ствола скважины после указанного технического обслуживания.
24. Состав, содержащий жидкость для технического обслуживания ствола скважины, катионный полимер и минерализованный раствор.