Способы и материалы для зонной изоляции

012679 Настоящее изобретение относится к способам и материалам для улучшения зонной изоляции при использовании химически активных материалов в бурении скважин и/или в процессе освоения скважин. Предшествующий уровень техники изобретения Операции бурения обычно включают монтирование буровой коронки на нижнем конце бурильной трубы или бурильной колонны и вращение буровой коронки в забое скважины для проникновения сквозь породу, образуя ствол скважины. Буровой раствор, обычно упоминаемый как буровой шлам, может циркулировать вниз через бурильную трубу снаружи буровой коронки и подниматься вверх к поверхности через межтрубное пространство между буровой трубой и межколонной стенкой. Буровой раствор имеет ряд назначений, включающих охлаждение и смазывание коронки, вывод выбуренной породы из скважины к поверхности, создание гидростатического давления в отношении стенки ствола скважины для предотвращения течения жидкостей из окружающего пласта в ствол скважины. Буровой раствор может производить нежелательное механическое давление на породу вокруг ствола скважины и даже повредить резервуар. С увеличением глубины гидростатическое давление действует за пределами ствола скважины, и оно может нанести механический вред пласту и уменьшить способность скважины производить нефть или газ. Буровые растворы могут также раздроблять пласт, вынуждая останавливать бурение для изоляции трещины. Поэтому время от времени необходимо укреплять пласт и закреплять ствол скважины. После бурения интервала ствола скважины операции бурения останавливаются или прекращаются для изоляции ствола скважины, используя колонну труб, такую как колонна обсадных труб, или обсадную трубу в стволе скважины. Остановки обычно указываются, как перфорационные интервалы в обсаженной скважине. В интервале установки обсадной колонны изолирующий состав, такой как гидравлический цементный раствор, закачивается в кольцевое пространство между стенками ствола скважины и внешней поверхностью колонны труб, расположенных в нем. Жидкий цементный раствор затвердевает в кольцевом пространстве, таким образом формируя там цементное кольцо из затвердевшего, хорошо герметизирующего цемента. Цементное кольцо физически предохраняет и фиксирует в определенном положении трубу в стволе скважины и прикрепляет трубу к стволу скважины, при его помощи предотвращается нежелательное перемещение жидкостей между зонами и пластами, пронизанными стволом скважины. Этот известный способ имеет несколько недостатков, включающих уменьшение диаметра скважины после каждого перфорационного интервала в обсаженной скважине и повышение стоимости самого крепления скважины обсадными колоннами. Самым большим недостатком в обычных цементных работах является плохое связывание с пластом из-за присутствия фильтрационной корки бурового раствора на стенках ствола скважины. В результате этого присутствует течение и перемещение межпластовых жидкостей по слабым направлениям или микрозазору в кольцевой зазор между колонной обсадных труб и пластом горной породы. В патенте США 4760882 раскрыт способ для бурения и первичного цементирования, использующий буровой раствор, содержащий полимерные материалы, которые переходят в цемент при контакте с инициатором и, необязательно, радиоизлучением. Патенты США 4768593 и 4547298 являются схожими, но требуют радиоизлучения для вулканизации. Патент США 4760882 предлагает полезный уровень техники для цементирующего бурового раствора, а также хороший список химически активных полимеров с низкой молекулярной массой, включающий полибутадиены (ПБД) и производные и мономерный сшивающий агент, содержащий по крайней мере одну двойную связь, которая требуется для связи между цепями ПБД и других полимеров. Патент США 5293938 описывает способ образования в стволе скважины двухсоставного композитного материала из отвердевшего гидравлического цемента и твердого полимера, состоящего из гидравлического цемента и вулканизированного полимерного латекса. Способ закачивания смеси на место позволяет цементу затвердеть, затем латекс подвергается вулканизации. Патент США 5945387 относится к цементировочной пробке, которая комбинирует водорастворимый в воде мономер с полимерным латексом, как применялось выше. Мономер полимеризуется и латекс вулканизируется до высокопластичной и прочной массы. Никакие жидкие химически активные водонерастворимые полимеры с низкой молекулярной массой не используются и никакой цемент не используется. Патенты США 6098711, 6234251, 6330917 описывают родственные способы и составы. Патенты США 4115336 и 4204998 раскрывают очень устойчивую (обратную) эмульсию воды в ненасыщенной полиэфирной смоле, которая затем смешивается с цементом. Смола полимеризуется или сшивается, используя ненасыщенный мономер, такой как стирол, и инициируется, например, пероксидами. Патент США 3437619 является ранним описанием полимер/цементного композитного материала,образованного полимеризующейся/сшивающейся полиэфирной смолой с ненасыщенным мономером,таким как стирол, вместе с гидратированным портландцементом, распределенным в смеси полиэфирная смола/мономер. Сначала цемент смешивается с полиэфиром и ненасыщенной мономерной органической жидкой фазой. Инициатор, порошкообразная водорастворимая персоль, такая как персульфат натрия,также распределяется в органической фазе. Из-за своей нерастворимости в органической жидкости ини-1 012679 циатор не вызывает полимеризацию или сшивание. Смесь остается работоспособной пастой некоторое время. Однако когда добавляется вода, инициатор активизируется из-за своего растворения и возможно высокого pH, побуждая органические соединения к началу полимеризации одновременно с гидратацией цемента. Соответственно, есть необходимость в способах и материалах, улучшающих зонную изоляцию в стволе скважины. Сущность изобретения Изобретение имеет отношение к использованию одного или более водорастворимых химически активных жидких компонентов, допускающих последующую полимеризацию или сшивание, чтобы сформировать твердое тело или слои твердого материала для улучшения зонной изоляции и снижения сильного влияния трещин и расщелин на цементное кольцо вокруг выбуренной подземной скважины. Изобретение включает стадии по введению скважинного флюида, несущего химически активный компонент или добавку, в ствол скважины, введению цементирующей смеси, такой как жидкий цементный раствор,в ствол скважины и предоставлению возможности вышеупомянутому химически активному жидкому компоненту пройти по крайней мере через одну из границ раздела между цементом и пластом, цементом и фильтрационной коркой и фильтрационной коркой и пластом горной породы перед формированием твердого тела из вышеописанного химически активного жидкого компонента, который пересекает, как упоминалось выше, по крайней мере одну из границ раздела. Предпочтительно цементный раствор, по крайней мере частично, затвердевает до затвердевания химически активных компонентов. Изобретение улучшает способ создания скважины с помощью введения одной или более химически активных жидкостей в скважинный флюид. Скважинный флюид может быть специально адаптированным составом для обработки приствольной зоны, или, альтернативно, химически активный состав является добавкой к буровому раствору и/или к жидкому цементному раствору или к любой буферной жидкости, введенной в скважину. Добавка при полимеризации или сшивании производит предпочтительно твердый эластомер или эластомерный слой, проникающий по крайней мере через два из цемента, остаточной фильтрационной корки и пласта. Различные химически активные компоненты могут быть использованы, если добавляются к буровому раствору или цементу соответственно. Изобретение обеспечивает методики для соединения границ раздела, присутствующих в кольцевом пространстве выбуренного ствола скважины. Эти границы раздела, как полагают, влияют на имеющиеся проблемы зонной изоляции, фильтрации и перетока между зонами. Любой химически активный компонент перемещается вследствие процессов, таких как просачивание, диффузия и т.п. действительный массовый перенос, через данную границу раздела. Альтернативно, существуют химически активные компоненты, присутствующие в обоих материалах на границе раздела таким образом, что последующие реакции устанавливают соединения и связи через них. Результатом процесса может быть, по крайней мере локально, непрерывный слой твердого материала через границу раздела. Когда процесс имеет место потенциально во множестве точек по границе раздела, окончательным результатом является создание герметического или, по крайней мере, улучшенного барьера против течения вдоль границ раздела. В предпочтительном варианте практически водонерастворимый химически активный жидкий компонент включает по меньшей мере один жидкий мономер или твердый мономер, имеющий температуру плавления 60 С или меньше, химически активный жидкий олигомер, химически активный сшиваемый жидкий полимер с низкой молекулярной массой, имеющий среднюю молекулярную массу меньше чем 20000, или любую смесь из них, с достаточно низкой вязкостью для достаточного протекания для смешивания в жидком цементном растворе. Использование поверхностно-активных веществ в любом скважинном флюиде, буровом растворе и/или жидком цементном растворе может в дальнейшем улучшить некоторые процессы после расположения, включая смачивание, перемещение и распределение химически активного компонента. Благоприятное воздействие поверхностно-активных веществ может быть расширено, если они способствуют полимеризации или сшиванию, обеспечивая, например, по крайней мере одну двойную связь, допускающую реакцию полимеризации или сшивания химически активного жидкого компонента. Способы и составы данного изобретения могут быть в дальнейшем улучшены при использовании активатора, инициатора, катализатора, вулканизирующего агента или ускорителя в скважинном флюиде для содействия полимеризации или сшиванию. Полимеризация или сшивание могут быть в дальнейшем усовершенствованы посредством нагревания или естественными источниками, т.е. температурой резервуара, или с помощью введения искусственного источника тепла внутрь колонны обсадных труб для нагрева кольцевого пространство ствола скважины изнутри. Эти и другие аспекты изобретения описываются в деталях в следующих примерах и сопроводительных чертежах.-2 012679 Краткое описание чертежей Изобретение теперь будет описываться только в виде примеров, со ссылками на сопроводительные чертежи, на которых изображено следующее: фиг. 1 А-1 С представляют схематическую иллюстрацию аспектов данного изобретения; фиг. 2 изображает блок-схему способа в соответствии с настоящим изобретением. Подробное описание Настоящее изобретение относится к способу улучшенной герметизации и изоляции подземных зон,пронизанных стволом скважины. Фиг. 1 схематично иллюстрирует способ для улучшенной зонной изоляции с помощью создания эластичной мембраны на стенках ствола скважины, имеющей непрерывное соединение между новым цементом, видоизмененной глинистой коркой и пластом. На фиг. 1 А показана часть колонны 11 обсадных труб, окружающей скважину 10. Цементное кольцо 12, помещенное между колонной 11 обсадных труб и стенкой пласта 13, включает остаточные обрывки и слои фильтрационной корки 14 бурового раствора, обычно твердые частицы из бурового раствора. Внешний слой 131 пласта 13 изображается как подверженный проникновению жидкости из скважины 10 во время бурения или освоения скважины. Фиг. 1 В показывает, более детально, границы раздела между вышеупомянутыми материалами в кольцевом пространстве между колонной 11 обсадных труб и пластом 13, включая химически активные компоненты 15, добавляемые к буровому раствору. На этой стадии, проиллюстрированной на фиг. 1 В,границы образуют часть слоя фильтрационной корки 14 бурового раствора и имеют частичное проникновение в пласт 13 горной породы. Как уже утверждалось в альтернативном варианте, химически активная жидкость 15 может быть вначале добавкой к цементу 12 и/или к цементу 12 и к буровому раствору/фильтрационной корке 14. Фиг. 1 С показывает более детально финальную стадию способа согласно варианту изобретения, где химически активные компоненты 15 формируют твердые слои 151 в пустотах и трещинах материалов 12,13, 14 и через их границы раздела. Способ данного изобретения имеет отношение и составляет единое целое со стадиями основного способа бурения и освоения скважины. Поскольку эти стадии относятся к варианту изобретения, они иллюстрируются на фиг. 2 и описываются ниже. На стадии 1 осуществляется бурение скважины через подземные пласты, используя буровой раствор, который содержит практически водонерастворимую реакционную жидкость (РЛ 1), которая является способной к последующей полимеризации или сшиванию для формирования твердого тела. Фильтрация бурового раствора в пористые породы образует фильтрационную корку бурового раствора на стенках ствола скважины, которая содержит повышенную концентрацию РЛ 1, которая, по крайней мере частично, коалесцируется. РЛ 1 также абсорбируется на поверхностях и порах пластов. На стадии 2 осуществляется введение в скважину металлической колонны обсадных труб или обсадной трубы достаточной длины для покрытия интервала обнаженной породы. На стадии 3 осуществляется замещение бурового раствора и закачивание в кольцевое пространство между колонной обсадных труб или обсадной трубой и фильтрационной коркой бурового раствора на стенках ствола скважины гидравлического цементного состава, основанного на воде, включающего также распределенную реакционную жидкость (РЛ 2), которая является способной к последующей полимеризации или сшиванию, чтобы сформировать твердое тело, где РЛ 2 может быть такой же, как РЛ 1, или отличной, но являться способной к сополимеризации или сшиванию вместе с РЛ 1. На стадии 4 обеспечивается, по меньшей мере, частичное затвердевание гидравлического цементного состава. На стадии 5 обеспечивается сшивание или полимеризация РЛ 1 в фильтрационной корке бурового раствора и абсорбированной в или на пласте и РЛ 2 в цементе для формирования множества связей и сшивок между РЛ 1 и РЛ 2 через границу раздела между фильтрационной коркой бурового раствора и цементом, таким образом создавая лабиринт непрерывных полимерных пленок сквозь цемент и фильтрационную корку бурового раствора, связанный также с пластом. Вышеупомянутые стадии и их вариации описываются очень подробно в следующих частях подробного описания. На стадии 1 буровой раствор содержит дисперсию химически активной жидкости РЛ 1, которая находится в жидком состоянии при температуре циркулирующего бурового раствора. Она может быть выше, чем температура окружающей поверхности. Например, включаются химически активные материалы с температурой плавления около 60 С. Во время бурения, использующего буровой раствор, содержащий РЛ 1, некоторое количество бурового раствора будет просачиваться в поверхность пористых пластов. Твердые вещества бурового раствора и распределенная РЛ 1 будут концентрироваться на поверхности, образуя фильтрационную корку бурового раствора. Сконцентрированная РЛ 1 в порах фильтрационной корки бурового раствора будет иметь тенденцию к коалесценции и формированию непрерывных пленок, проникающих через корку. РЛ 1 может быть любым, практически водонерастворимым жидким мономером, химически активным олигомером и химически активным полимером с низкой молекулярной массой или любой смесью-3 012679 из них. Низкая молекулярная масса означает, что значение средней молекулярной массы меньше чем около 20000. РЛ 1 может содержать один или несколько мономеров, таких как стирол, дивинилбензол, диаллилфталат, жидкие сложные эфиры акриловой кислоты и метакриловой кислоты и моно-, ди- или трифункциональные спирты, или мономер с низкой температурой плавления, такой как дициклопентадиен (температура плавления около 32 С). Олигомеры или жидкие полимеры с низкой молекулярной массой обычно показывают улучшенные характеристики по технике безопасности и охране труда по сравнению с мономерами и поэтому являются предпочтительными, по крайней мере, в качестве главного компонента РЛ 1. В предпочтительном варианте РЛ 1 содержит химически активный олигомер или полимер бутадиена с низкой молекулярной массой, более предпочтительно характеризуемый тем, что, по крайней мере,половина межмономерных связей является 1,2-присоединительного типа. Это обеспечивает улучшенную сшивающую реакционноспособность из-за концевых винильных групп. Скорость и степень сшивания могут быть увеличены с помощью примешивания мономера, такого как стирол, к жидкому полимеру. Более предпочтителен агент с двумя функциональными группами, такой как дивинилбензол и диаллилфталат, которые используются в качестве химически активного сшивающего агента. Другие подходящие химически активные жидкости включают сополимеры бутадиена и стирола с низкой молекулярной массой и жидкий сополимер этилена, пропилена и дициклопентадиена (ДЦПД),содержащий остаточные химически активные ненасыщенные группы, обеспеченные ДЦПД группой. Предпочтительный буровой раствор содержит РЛ 1 при концентрации между около 3 и около 50 об.% жидкой фазы. На стадии 1 буровой раствор желательно также включает одно или несколько поверхностноактивных веществ, адсорбирующихся на пластах горных пород, таким образом притягивая пленку РЛ 1 к поверхности и в поры пористых пластов горной породы. Поверхностно-активные вещества могут быть добавлены к буровому раствору в пределах от 0,2 до 6,0 мас.% распределенной органической фазы. Некоторые примеры подходящих поверхностно-активных веществ встречаются, например, в патенте США 4828724, имеющем отношение к буровым растворам, основанным на воде, содержащим эмульгированное масло, которое, как задумывалось, адсорбируется на поверхностях пласта, используя этоксилированные амины, этоксилированные диамины и четвертичные аммониевые поверхностно-активные вещества в качестве гидрофобных поверхностно-активных веществ. В целях удобства термин гидрофобные используется для включения смачивания водонерастворимой жидкостью РЛ 1. Гидрофобные поверхностно-активные вещества могут содержать по крайней мере одну основанную на углеводороде гидрофобную группу, имеющую от 12 до около 22 атомов углерода, и по крайней мере одну адсорбционную якорную группу, которая является первичной аминогруппой, вторичной аминогруппой, третичной аминогруппой или четвертичной аммониевой группой. Это особенно полезно для гидрофобных, содержащих кремний пластов, таких как песчаник и глинистый сланец. Примеры включают моно- или диалкиламины, моно- или диалканоил амидамины, которые получаются конденсацией жирной кислоты с полиалкеленамином, алкил имидазолинами или солями любого из них. Моно- или ди(длинный алкил) четвертичные аммониевые соли и лецитин являются полезными гидрофобизаторами для глинистого сланца и песчаника. Анионные эмульгаторы являются более эффективными для гидрофобных, богатых кальцием пород,таких как известняк, мел и ангидрит. Гидрофобы могут иметь по крайней мере одну углеводородную группу, имеющую от около 12 до около 22 атомов углерода. Поверхностно-активные вещества должны содержать по крайней мере одну адсорбционную якорную группу, которая является анионной группой,такой как карбоксилатная, сульфонатная, сульфат моноэфирная, фосфатная или фосфат эфирная. Анионные поверхностно-активные вещества могут быть представлены как солью щелочного металла, так и солью щелочно-земельного металла. Необходима осторожность при формировании основанных на воде жидкостей, использующих эти поверхностно-активные вещества. Необходимо избегать смачивания нефтяной породы сульфатом бария или карбонатом кальция, которые могут быть распределены в буровом растворе как, например, утяжелители. Нефтяное смачивание может иметь следствием нежелательную коалесценцию и сепарацию частиц. Чтобы избежать этого, возможно правильнее, например, регулировать плотность бурового раствора растворимыми солями, чем баритом или карбонатом кальция. Особенно предпочтительными являются поверхностно-активные вещества, которые являются сложными эфирами жирной кислоты с длинной цепью звеньев или основываются на них, где длинная цепь звеньев жирной кислоты имеет от около 12 до около 22 атомов углерода, и поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ, которые имеют показатель гидрофильнолипофильного баланса (ГЛБ) по крайней мере около 7 согласно определению в публикации ГЛБ система Имперского химического треста. Более желательный показатель ГЛБ находится в пределах от около 8 до около 18. Сложные эфиры жирных кислот могут быть сложными эфирами полиэтиленгликоля (ПЭГ), слож-4 012679 ными эфирами сополимеров этиленоксида и пропиленоксида. Также включенными являются сложные эфиры длинноцепных жирных кислот и сорбита, глицерина, полиглицеринов, пентаэритрита, сахаров,триметилолпропана и их производных, таких как этоксилированные производные, которые показывают более высокий показатель ГЛБ по сравнению с основными сложными эфирами. Важно, что существуют или могут быть гидролизованы сложные эфиры жирных кислот с длинной цепочкой звеньев многих других полиолей и их производных, такие сложные эфиры, которые показывают желательное ГЛБ. Они включены в объем настоящего изобретения. Примеры подходящих поверхностно-активных веществ включают моносложный эфир, образованный олеиновой кислотой и полиэтиленгликолем, ПЭГ, имеющим молекулярный вес 530 (12 моль этиленоксида). Это поверхностно-активное вещество имеет показатель ГЛБ около 13,4. Другим примером является сорбитмоноолеат ПОЕ 20, иначе известный как Полисорбат 80, коммерческое название TWEEN 80. ПОЕ 20 относится к привитой полиоксиэтиленовой цепи, содержащей 20 моль этиленоксида. TWEEN 80 имеет показатель ГЛБ около 15. Оба поверхностно-активных вещества постепенно гидролизуются известью в воде, скорость зависит от температуры. Поэтому, когда обогащенный известью цемент закачивается в контакте с фильтрационной коркой бурового раствора, щелочной цементный фильтрат будет являться причиной постепенного гидролиза поверхностно-активного вещества в фильтрационной корке бурового раствора, производя кальциевое мыло жирной кислоты. Скорость гидролиза является значительно медленной в буровом растворе при более низком используемом pH (например, pH 9,5, pH 13 для извести) и является, как правило, приемлемой для температур и предусмотренного времени. Если требуется еще более медленный гидролиз, могут быть использованы стерически затрудненные сложные эфиры, полученные из жирных кислот с разветвленной цепью и спиртов. Эффективный ГЛБ смеси поверхностно-активных веществ может быть рассчитан, как объяснено в публикации Имперского химического треста ГЛБ система. Например, смесь 70% TWEEN 80 (ГЛБ=15) с 30% SPAN 20 (сорбитмонолаурат, показатель ГЛБ=4,3) имеет следствием показатель ГЛБ для смеси 11,8. Таким образом, может быть видно, что индивидуальный компонент поверхностно-активных веществ может иметь показатель ГЛБ меньше чем 7 до тех пор, пока он уравновешивается одним или несколькими поверхностно-активными веществами с более высоким показателем ГЛБ, таким образом, чтобы показатель ГЛБ смеси был выше 7. Полиолы и ПЭГ гидрофильные группы, как известно, адсорбируются не только на кремнеземных,глинисто-сланцевых и глиноземных поверхностях, но также на карбонате кальция. Поэтому с помощью разумного выбора жирной кислоты и (например) молекулярной массы ПЭГ, формирующего сложный эфир с жирной кислотой, поверхностно-активные вещества будут покрывать почти все породы, которые встречаются. Более полезно на дальнейшей стадии процесса, чтобы осадки бурового раствора в скважине, такие как фильтрационная корка, контактировали с щелочным жидким цементным раствором при pH около 13. При высоком pH сложноэфирные группы будут гидролизоваться, освобождая жирную кислоту с длинной цепью звеньев в качестве кальциевого мыла. Это будут сильно гидрофобные (с РЛ 1) твердые вещества в фильтрационной корке бурового раствора и горной породе на поверхности стенок ствола скважины. На заключительной стадии этого процесса, как описано ниже, РЛ 1 и дополнительная добавка в цемент (РЛ 2) подвергаются полимеризации и сшиванию, производя непрерывные проникающие пленки твердого полимера, который адсорбируется на различных неорганических твердых поверхностях. Целостность и физические свойства застывших материалов поэтому были бы улучшены, если адсорбированные поверхностно-активные вещества подвергались бы реакции или сшиванию с РЛ 1 в течение этой стадии, таким образом соединяя полимер с минеральными поверхностями. Поэтому является особенно желательным, чтобы гидрофобные группы поверхностно-активных веществ содержали по крайней мере одну двойную связь, допускающую реакцию полимеризации или сшивание с химически активными жидкостями. Является даже более предпочтительным, чтобы двойная связь находилась в ,(терминале) положении. В случае множественных двойных связей желательно,чтобы они были сопряженными. В соответствии с этим вариантом осуществления адсорбированное поверхностно-активное вещество или продукт гидролиза, которые притягивают слой химически активной жидкости к поверхности пласта и поверхности твердого вещества в корке фильтрационного раствора, образуют ковалентные связи с твердым полимером. Это улучшает связывание с пластом горной породы и физические свойства измененной фильтрационной корки бурового раствора, содержащей полимерную сетку. Обычно на стадии 2 способа бурения скважины, после того как определенный интервал пробурен,решаются, по различным причинам, стабилизировать этот интервал колонной обсадных труб со стальными трубами. Стальная колонна обсадных труб или обсадная труба спускаются в скважину. Буровой раствор, остающийся в скважине, затем замещается жидким цементным раствором, используя любой из разнообразия обычных способов достижения действенного замещения и наименьшего смешивания цемента со скважинным флюидом. Цемент закачивается для заполнения кольцевого зазора между наружной частью колонны обсадных труб и стенками ствола скважины, на которых находится фильтрационная корка бурового раствора.-5 012679 Ниже описан новый жидкий цементный раствор, используемый в способе данного изобретения. Стадия 3 включает использование неорганического цементирующего материала в жидком растворе. Этот материал может быть гидравлическим цементом, подходящим для использования в стволе скважины. Предпочтительными цементами являются портландцементные сорта, которые представляются классификациями Американского нефтяного института от А вплоть до Н. Цементный порошок смешивается с достаточным количеством воды, формируя текучий жидкий раствор. Практически водонерастворимая химически активная жидкость (РЛ 2) смешивается с жидким цементным раствором обычно (но без ограничения) в дозировке между от около 5 до около 50 мас.% цемента. РЛ 2 может быть идентична или отлична от РЛ 1, но должна быть способна к сополимеризации или сшиванию с РЛ 1. Похожим образом, как описано выше для РЛ 1, РЛ 2 может быть любым практически водонерастворимым жидким мономером, химически активным олигомером или химически активным полимером с низкой молекулярной массой либо любой смесью из них. РЛ 2 выбирается из идентичного списка материалов, как описано выше для РЛ 1. Желательно также добавлять к жидкому цементному раствору поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ, обычно дозированных в пределах между 0,1 и 3 мас.% цемента. Поверхностно-активные вещества выбираются, чтобы действовать двумя специфическими путями. Во-первых, поверхностно-активное вещество практически предотвращает смачивание РЛ 2 поверхности неорганических цементных частиц, поскольку они гидратируются, таким образом содействуя эффективному гидратированию и затвердеванию цемента в обычной манере. Во-вторых, однако, поверхностно-активное вещество может быть выбрано таким образом, чтобы постепенно гидролизироваться взаимодействием с известью, выделяемой в течение процесса гидратирования цемента. Этот процесс затем производит кальциевую соль органической кислоты, которую затем адсорбируют и гидрофобизируют стенки пор цемента после, по крайней мере, частичного затвердевания цемента за период, по крайней мере, в несколько часов. Это притягивает слой РЛ 2 на поверхности пор цемента, создавая непрерывные пленки, проникающие через теперь затвердевший цемент. РЛ 2 присутствует в достаточной концентрации для образования менискового связывания множества соединительных частей пор в цементе. Поэтому, после того как РЛ 2 жидкость в конечном счете полимеризуется и сшивается, как описано в стадиях, которые следуют ниже, твердая эластомерная пленка проникает сквозь цемент, при этом пленка прочно адсорбируется на цементе. Это обеспечивает цемент со значительно улучшенными физическими свойствами и устойчивостью. Полимерные пробки, образованные в соединительных частях пор,сильно уменьшают проницаемость цемента, и гидрофобная природа пленки увеличивает сопротивление цемента воздействию воды, кислых газов и химикатов. Предпочтительными поверхностно-активными веществами (например, теми, которые показывают временный диспергирующий эффект на РЛ 2 и затем гидролизуются, чтобы произвести образцы, которые притягивают пленку РЛ 2 на поровые цементные поверхности) являются поверхностно-активные вещества, основанные на сложных эфирах жирных кислот с длинной цепью звеньев. Длинная цепь звеньев означает цепь, имеющую от около 12 до около 22 атомов углерода. Поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ показывают показатель ГЛБ по крайней мере около 7, как определено в публикации Имперского химического треста ГЛБ система. Более предпочтительно, чтобы показатель ГЛБ находился в пределах от около 8 до около 18. Сложные эфиры жирных кислот могут быть выбраны из класса, включающего сложные эфиры полиэтиленгликоля (ПЭГ), сложные эфиры сополимеров этиленоксида и пропиленоксида. Также включенными являются сложные эфиры жирных кислот с длинной цепью звеньев и сорбита, глицерина, полиглицеринов, пентаэритрита, сахаров, триметилолпропана и их производных, такие как производные с привитыми полиоксиэтиленовыми цепями. Добавление ПОЕ цепи дает более высокий показатель ГЛБ по сравнению с базовыми сложными эфирами. Будет являться ценным, что существуют или могут быть гидролизованы сложные эфиры жирных кислот с длинной цепочкой звеньев других полиолей и производных подобных сложных эфиров, которые будут иметь желаемый показатель ГЛБ, и они также включаются. Примеры подходящих поверхностно-активных веществ включают сорбитмоноолеат ПОЕ 20 и ПЭГ(12 моль ЕО) моноолеат, как предварительно описывалось. Особенно предпочтительными являются сложноэфирные поверхностно-активные вещества, где жирно-кислотная часть или части содержат по крайней мере одну двойную связь, допускающую реакцию полимеризации или сшивания с химически активной жидкостью РЛ 2. Даже более предпочтительным является, чтобы двойная связь находилась в высокореакционноспособном ,(терминале) положении, как показано в патенте США 6433075. В случае множественных двойных связей желательно, чтобы они были сопряженными. В соответствии с этим вариантом осуществления соль жирной кислоты, прочно адсорбированная на поверхности цементного раствора, будет притягивать слой РЛ 2 к поверхности и затем образовывать ко-6 012679 валентные связи к полимеру во время стадии полимеризации или сшивания РЛ 2. Это связывание полимера к цементному раствору имеет следствием дальнейшее улучшение физических свойств и устойчивости цемент/полимер композита. В стадии 4 желательно, чтобы неорганический цемент, по крайней мере частично, затвердел до того, как химически активные водонерастворимые органические жидкости полимеризуются или сошьются(дальше вулканизация) до большой степени. Время затвердевания неорганического цемента может варьироваться добавлением обычных ускорителей или замедлителей, но обычно достаточное затвердевание достигается между около четырьмя часами и около двенадцатью часами. Стадия 5 включает стадию обеспечения полимеризации или сшивания реакционных жидкостей. Виниловые реакционные жидкости могут быть вулканизированы добавлением свободно радикального инициатора, такого как органические и неорганические пероксиды или неорганические персульфаты, или 2,2'-азо(бис-амидинопропан)дигидрохлорид, или основанный на сере сшивающий агент, включающий ускорители, как представлено в патенте США 6303683, радиоизлучением или любым другим подходящим способом из множества известных в области полимерной (особенно эластомерной) технологии. В одном варианте осуществления инициатор сначала присутствует в буровом растворе для полного распределения в фильтрационной корке бурового раствора, и вулканизация вызывается, при желании,например, нагреванием укрепленного колоннами обсадных труб и зацементированного промежутка (интервала) ствола скважины. В другом варианте осуществления инициатор присутствует только в жидком цементном растворе. Когда цемент образует очень близкий контакт с фильтрационной коркой, достаточное количество инициатора переходит в корку, чтобы инициировать вулканизацию РЛ 1. В частности, водорастворимые инициаторы, такие как персульфат щелочного металла или аммония, будут переноситься цементным фильтратом в корку бурового раствора. Отсутствие инициатора в буровой жидкости отменяет преждевременную вулканизацию РЛ 1. Скорость вулканизации органической фазы в фильтрационной корке бурового раствора и цементе может варьироваться множеством способов, включающих следующее: увеличение скорости вулканизации с помощью увеличения концентрации химически активных мономеров и/или дифункциональных сшивающих агентов в смеси с жидкими олигомерами или полимерами; увеличение скорости с помощью увеличения дозы инициатора; увеличение скорости с помощью добавления катализатора, например кобальт или соль другого переходного металла, растворимая в химически активной жидкости, такая как нафтенат кобальта, который будет катализировать свободно радикальные вулканизации; увеличение скорости с помощью использования окислительно-восстановительной катализаторной пары окислитель и восстановитель; увеличение скорости ускорителями в серовулканизационной системе; увеличение скорости с помощью повышения температуры. Наоборот, время вулканизации может быть удлинено реверсированием вышеописанных действий. Поэтому данное знание подземной температуры для интересующего интервала и степени охлаждения посредством бурения и цементирования поможет спроектировать эту вулканизацию, чтобы получение полимера производилось существенно позже, чем затвердеет неорганический цемент. Существует дополнительная отсрочка для времени органической вулканизации, которая является достаточно долгой,пока обычный цементный компонент композита будет затвердевать полностью для возобновления бурения. Когда скважина углубляется, буровой раствор становится постепенно теплее, что будет способствовать завершению вулканизации полимера. Для более полной или быстрой вулканизации или из-за низкой температуры скважин источник тепла может быть помещен внутрь колонны обсадных труб для существенного повышения температуры выше окружающей. Например, порошкообразная безводная соль, имеющая сильно экзотермическую реакцию с водой, может быть суспендирована в масле. Высокая концентрация воды, эмульгированной в масле в качестве обратной эмульсии, затем подвергается смешиванию с соляным жидким цементным раствором непосредственно перед закачиванием смеси к нужному месту внутри колонны обсадных труб. Соль гидратируется, создавая большое повышение температуры, достаточное, чтобы провести вулканизацию химически активных жидкостей. Примером подходящей соли является безводный хлорид магния. Должно быть отмечено, что вышеописанный вариант использования реакционной жидкости в буровом растворе и в цементе является наиболее квалифицированным применением способа в соответствии с данным изобретением. Зонная изоляция может быть уже улучшена присутствием одной из подобных систем, которые могут быть либо в буровом растворе, либо в цементе. Реакционная жидкость, например,сконцентрированная в фильтрационной корке бурового раствора, имеет тенденцию к диффузии и проникновению через границы раздела в пласт горной породы или цемент. Следовательно, улучшение изоляционных свойств может наблюдаться уже при использовании одной химически активной жидкости в одной системе.-7 012679 Основанные на экспериментальных результатах следующие примеры бурового раствора и цемента,как ожидается, дадут наилучшие результаты. Примеры Состав бурового раствора на баррель (метрические единицы): 0,59 барреля (94 л) воды,3,0 фунта (1,36 кг) эмульгатора (моноолеатный сложный эфир полиэтиленгликоля, молекулярная масса 600),0,32 барреля (51 л) химически активной жидкости (олигомер 1,2 полибутадиена (В 1000 Nippon SodaCo., молекулярная масса 1160,0,6 фунта (0,273 кг) ксантановой камеди,2,0 фунта (0,91 кг) агента контроля понижения фильтрации (Drispac Superlo полианионная целлюлоза Drilling Specialities Inc),100 фунтов (45,5 кг) барита,pH устанавливался до pH 9 с NaOH. Состав цемента на баррель (альтернативно на 600 мл): 4,6 мешка (802 г) цемента Dyckerhoff Class G,4,3 галлона на мешок (269 г) воды,0,9 галлона на мешок (54 г) ПБД,0,4 вес.% сухого цемента (3 г) TWEEN 80,0,4 вес.% сухого цемента (3 г) персульфата калия,0,06 галлона на мешок (5 г) диспергатора. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ создания скважины в подземном пласте, включающий следующие стадии: приготовление скважинного флюида, содержащего практически водонерастворимый химически активный жидкий компонент, допускающий последующую полимеризацию или сшивание для образования твердого тела; введение скважинного флюида в ствол скважины; введение цементного раствора в ствол скважины; обеспечение установления химических связей химически активного жидкого компонента по крайней мере через одну из границ раздела между цементом и пластом, цементом и фильтрационной коркой бурового раствора, фильтрационной коркой бурового раствора и пластом; формирование твердого тела из химически активного жидкого компонента, которое пересекает по крайней мере одну из упомянутых границ раздела. 2. Способ по п.1, в котором цементный раствор, по меньшей мере, частично затвердевает до формирования твердого тела. 3. Способ по п.1, в котором скважинным флюидом является цементный раствор. 4. Способ по п.1, в котором скважинным флюидом является буровой раствор. 5. Способ по п.1, в котором скважинным флюидом является буровой раствор и цементный раствор. 6. Способ по п.5, использующий первый, по существу, водонерастворимый химически активный жидкий компонент в качестве добавки к буровому раствору и второй, по существу, водонерастворимый химически активный жидкий компонент в качестве добавки к цементному раствору, при этом первый и второй практически водонерастворимые химически активные жидкие компоненты являются способными к полимеризации или сшиванию друг с другом. 7. Способ по п.1, в котором жидкий цементный раствор включает портландцемент. 8. Способ по п.1, в котором твердое вещество, образованное полимеризацией химически активного жидкого компонента, является эластомером. 9. Способ по п.1, в котором, по существу, водонерастворимый химически активный жидкий компонент включает по меньшей мере один из жидкого мономера или твердого мономера, имеющего температуру плавления 60 С или меньше, химически активного жидкого олигомера, химически активного сшиваемого жидкого полимера с низкой молекулярной массой, имеющего значение средней молекулярной массы меньше чем около 20000, или любую смесь из них с достаточно низкой вязкостью для протекания в достаточной мере для смешивания в цементный раствор. 10. Способ по п.1, в котором практически водонерастворимый химически активный жидкий компонент выбирается из класса, включающего жидкие олигомеры и химически активные полимеры бутадиена; химически активные сополимеры бутадиена и стирола; химически активные сополимеры этилена,пропилена и дициклопентадиена; стирол; дивинилбензол; диаллилфталат; жидкие сложные эфиры акриловой кислоты и метакриловой кислоты и моно-, ди- и трифункциональные спирты; мономер с низкой температурой плавления или любую смесь из них. 11. Способ по п.10, в котором бутадиеновые олигомеры и полимеры характеризуются тем, что, по меньшей мере, половина межмономерных связей является 1,2-присоединительного типа, обеспечиваю-8 012679 щего многочисленность химически активных концевых винильных групп. 12. Способ по п.4, в котором буровой раствор затем включает между около 1 и 30 г/л по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества, способствующего смачиванию пластов при бурении посредством химически активного жидкого компонента и/или абсорбции химически активного жидкого компонента в пористых пластах. 13. Способ по п.4, в котором буровой раствор дополнительно включает по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, включающее сложноэфирные группы жирных кислот с длинной цепью звеньев, причем жирная кислота имеет от около 12 до около 22 атомов углерода, при этом поверхностноактивное вещество или смесь поверхностно-активных веществ имеет показатель гидрофильнолипофильного баланса по меньшей мере от около 7 до около 18, и сложноэфирная группа является способной к гидролизу в присутствии извести или портландцемента, производя жирно-кислотную кальциевую соль. 14. Способ по п.3, в котором цементный раствор дополнительно включает от около 1 до около 30 г/л по меньшей мере одного поверхностно-активного вещества, способствующего смачиванию пластов при бурении посредством химически активного жидкого компонента и/или абсорбции химически активного жидкого компонента в пористых пластах. 15. Способ по п.3, в котором цементный раствор дополнительно включает по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, включающее сложноэфирные группы жирных кислот с длинной цепью звеньев, жирная кислота имеет от около 12 до около 22 атомов углерода, и поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ имеет показатель гидрофильно-липофильного баланса по меньшей мере от около 7 до около 18, и сложноэфирная группа является способной к гидролизу в присутствии извести или портландцемента, производя жирно-кислотную кальциевую соль. 16. Способ по п.12 или 14, в котором гидрофобные группы поверхностно-активного вещества содержат по меньшей мере одну двойную связь, допускающую реакцию полимеризации или сшивания химически активного жидкого компонента. 17. Способ по п.1, использующий активатор, инициатор, катализатор, вулканизирующий агент или ускоритель в скважинном флюиде. 18. Способ по п.17, в котором активатор, инициатор, катализатор, вулканизирующий агент или ускоритель присутствуют в цементном растворе. 19. Способ по п.18, в котором активатор, инициатор, катализатор, вулканизирующий агент или ускоритель являются водорастворимыми и перемещаются в фильтрационную корку бурового раствора посредством цементного фильтрата. 20. Способ по п.17, в котором активатор, инициатор, катализатор, вулканизирующий агент или ускоритель являются водорастворимой персульфатной солью. 21. Способ по п.1, в котором восстановитель смешивается с буровым раствором так, что он также присутствует в фильтрационной корке бурового раствора, и окислитель находится в цементном растворе так, что когда он закачивается к месту и контактирует с фильтрационной коркой бурового раствора, восстановитель и окислитель вместе образуют окислительно-восстановительный катализатор для сшивания или полимеризации химически активного жидкого компонента. 22. Способ по п.1, использующий источник нагревания, располагаемый внутри колонны обсадных труб для содействия сшиванию или полимеризации химически активного жидкого компонента.