Способ сооружения, ремонта и/или ликвидации скважин

1 Настоящее изобретение, по существу, относится к завершению нефтяных и газовых скважин и операциям по ремонтным работам. Основными задачами при бурении скважины являются создание соединительного устройства к нефтяному и/или газовому бассейну, а также установка подъемных труб между бассейном и поверхностью. Внешняя стальная защита называется креплением обсадными трубами. Последнее предусматривает газонепроницаемое сальниковое уплотнение между бассейном и поверхностью. Для получения такого уплотнения кольцевое пространство (промежуток между обсадными трубами и породой/образованием) подвергается операции тампонажа цементом (или закачиванию жидкого цементного раствора). Такая обработка обычно называется Первичным Цементированием. Основным назначением такого цементирования является изоляция потока между различными бассейнами, сопротивление наружному и внутреннему давлениям, действующим на скважину благодаря применению усиливающей прочность конструкции, а также предотвращение коррозии стальных обсадных труб химическими агрессивными текучими средами бассейна. Плохое цементирование может стать причиной миграции бассейновых текучих сред, и даже привести к перемещению газа через микрокольцевые пространства в скважине, что не только снижает эффективность затрат на операции, связанные со скважиной, но может вызвать выброс, причиняющий значительный ущерб. Несмотря на то, что ремонтные работы (вторичное цементирование) (по существу, подача большего количества цемента в трещины и микрокольцевые пространства) возможны, они являются дорогостоящими и не всегда дают желаемые результаты. Когда скважина вырабатывает свой экономически продуктивный ресурс, ее приходится ликвидировать в соответствии с действующими нормами на местах. Ликвидация обычно проводится тампонированием каждой из обсадных труб путем осуществления большого числа последовательных операций, последующей резкой и съемом стальных обсадных труб и размещением большой цементной пробки, с тем чтобы закупорить скважину. Поскольку лишь сравнительно небольшой объем цемента (обычно порядка 100 м) используется для размещения пробки, его качество должно быть удовлетворительным для применения в качестве сальника на длительный период времени. Обычная операция ликвидации скважины обходится очень дорого, особенно в офшорных фациях, поскольку она требует применения ремонтной или буровой установки. Весьма выгодной была бы ситуация, при которой применяемые способы приводили к ликвидации скважин без необходимости удалять эксплуатационные подъемные трубы. 2 Одним из основных недостатков использования традиционных цементирующих материалов, таких как Класс G Цемент (например, ОРС: Обычный Портландцемент) при тампонировании является то, что такие материалы не гарантируют газонепроницаемого сальникового уплотнения по причине природной усадки материалов. Усадка составляет, как правило, 4-6% по объему, что вызывает миграцию газа через микрокольцевые пространства, образующиеся в результате усадки. Использование таких цементирующих материалов при вторичном цементировании при текущем ремонте имеет недостаток в том, что обычная величина зерен слишком велика для свободного прохода в микрокольцевые пространства, что сказывается на качестве сальникового уплотнения. В поисках эффективных цементирующих материалов следует иметь в виду следующие требования: материал должен быть газонепроницаемым (т.е. выдерживать, по крайней мере,0,2 МПа), иметь контролируемое время схватывания, с тем чтобы манипулировать диапазоном температур и глубин скважины (каждая требует разных условий), должен выдерживать температуру до 250 С, быть химически устойчивым к текучим средам бассейна в течение длительного периода времени, а его реологические свойства должны быть такими, чтобы насосная эксплуатация бурового нефтяного оборудования осуществлялась без особых хлопот. Был предложен широкий круг не цементирующих тампонирующих агентов для решения,по крайней мере, части проблем, обозначенных выше. Примерами таких материалов являются Ероху Resins (R. Ng and C.H. Phelps:Phenolic/and Casing Leak Repair - Документ ADSPE90,представленный в ADIPEC, Abu Dhabi (16-19) октябрь 1994), Фенол- или Меламин Формальдегид (W.V.C. da Landro and D. Attong: CaseHigh Rate Gravel pack Well - Документ SPE 36125, представленный на 4-ой Конференции инженеров-нефтяников стран Латинской Америки и Карибского бассейна, состоявшейся в Порт-оф-Спейн, Тринидад 23-26 апреля 1996 г.) и Полиакрилаты (описание американского патента 5,484,020, переуступленный Шелл Ойл). Хотя такие материалы могут быть полезными при решении некоторых проблем, касающихся традиционных пробок на основе цемента,по-прежнему имеют место существенные недостатки, с которыми приходится считаться в плане рассмотрения аспектов контроля времени схватывания и длительной прочности. Предложены также каучуки, по существу,для использования в качестве тампонирующих материалов. Имеется в виду описание американского патента 5,293,938 (переуступлен Компании Хеллибартон), направленного на использование композиций, состоящих, по существу, 3 из смеси жидкого цементного раствора гидравлического цемента (например, Портландцемент) и вулканизируемого каучукового латекса. Каучуки, о которых говорится, в частности, в упомянутом описании американского патента, это природные каучуки цис-полиизопреновый каучук, нитрилкаучук, этиленпропиленовый каучук, стироловый бутадиеновый каучук, бутиловый каучук и неопреновый каучук. Применение силиконового каучука также считается возможным, хотя такой каучук имеет, по существу, менее подходящие физические свойства, и требует введения неорганических наполнителей. Вулканизация каучука включает поперечное связывание полимерных цепей, достигаемое введением одного или более связывающих агентов (наиболее распространенной является сера) в каучуковый латекс (латекс определяется как водная дисперсия или эмульсия каучука, о котором идет речь). В описании европейского патента 325,541(Merip Tools International S.A.) раскрывается применение замазки (мастики) для получения соединений отдельных зон в скважинах. Соответствующие соединения формируются жидкими эластомерами: фторсиликоны, полисульфиды, политиоэфиры, а также эпоксидные или фенольные смолы. Установлено, что особый класс RTV (Вулканизация при Комнатной Температуре) силиконовых компонентов может эффективно применяться при ремонте и ликвидации скважин. В случае ликвидации скважин они могут использоваться либо в виде смеси с соответствующим цементным соединением при установке пробки или уплотняющего тела сверху существующей пробки на основе цемента. Силиконовые каучуки, действующие как герметик, могут быть дифференцированы на основе их способа производства. При этом их свойства зависят в определенной степени от желаемой химической композиции. Первый класс силиконовых герметиков может быть описан как получаемый в процессе отверждения при конденсации с использованием катализатора, как это описано в (1) где Х и Y являются инертными группами ипредставляет собой главную цепь полимера,имеющего на конце силанол. Второй родственный класс силиконовых герметиков может быть описан как получаемый с образованием силанолового функционального полимера с поперечными связями, обеспеченными посредством химически активного агента. Это так же реакция конденсации с использованием катализатора конденсации, как описано в (2) где каждый Z, А и В является группой, способной вступать в реакцию с -O-Н частью полимера, имеющего на конце силанол, R представляет собой главную цепь химически активного агента поперечных связей, апредставляет собой главную цепь полимера, имеющего на конце силанол. Можно также подвергнуть силикон,полученный реакцией (2), дальнейшему гидролизу, где композиция, идентифицированная как реагирует с Н 2 О, с получением силиконового эластомера с поперечными связями и побочные продукты Н-А и/или Н-В. Данный процесс известен как вулканизация в присутствии катализатора - влаги. Третий класс силиконовых герметиков можно описать как получаемые в процессе дополнительного отверждения при использовании платинового катализатора в условиях повышенной температуры, как описано в (3) где К и L инертные группы, апредставляет собой главную цепь винилового функционального силиконового полимера. Силиконовые герметики 3-го класса известны из US-A-5595826. Было найдено, что ремонт и операции по ликвидации скважины могут эффективно проводиться при более высоком уровне контроля в тех случаях, когда применяются силиконовые герметики на основе дополнительного отверждения, а не на принципе конденсации. Не придерживаясь какой-либо конкретной теории, мы полагаем, что побочные продукты,получаемые при производстве силиконовых герметиков на месте посредством отверждения конденсационного типа сказываются на эффективности таких материалов во время контакта с(цементирующими) частями, находящимися в скважине. Более того, имеют место структурные различия, которые могут оказывать воздействия на свойства. Поэтому, настоящее изобретение относится, преимущественно, к применению силиконовых составов дополнительного отверждения при конструкции скважины, ее ремонте и в операциях по ликвидации. Настоящее изобретение относится, в частности, к способу формирования временной или постоянной пробки в стволе скважины или в одном или более подземных образований, через которые проходит ствол скважины, упомянутый способ включает операции по размещению сме 5 си цемента и силиконового состава дополнительного отверждения в одном или более подземном образовании или в стволе скважины на заданной точке или размещение силиконового состава дополнительного отверждения сверху существующей газопроницаемой пробки, позволяя силиконовому составу застывать и, таким образом, образовывать газонепроницаемую пробку. Отличные результаты, согласно настоящему изобретению, могут быть получены при использовании двухкомпонентного RTV силиконового каучука или фторсодержащего RTV силиконового каучука. Такие двухкомпонентные системы включают два базовых химиката: гидридный функциональный силиконовый агент поперечных связей и виниловый функциональный силиконовый полимер. Когда эти упомянутые соединения вводят в контакт, они реагируют предположительно по принципу дополнительного отверждения, как это описано выше,производя таким образом силиконовый каучук или материал типа геля. Одним из преимуществ этой системы отверждения является то, что она не требует внешнего реагента для инициирования реакции (как, например, вода, присутствующая во влажном воздухе). Еще одним преимуществом данной системы является то, что она не дает нежелательных или вредных побочных продуктов, как алкоголь или уксусная кислота. Она также не ограничивается диффузией одного из реагентов (т.е. влажный воздух) в другой чрезмерно вязкий компонент. Поэтому,реакция двух компонентов будет проходить независимо от их соответствующих объемов. В принципе, каждая двухкомпонентнаяRTV система, основанная на реакции отверждения между отдельными компонентами, может быть широко использована в конструкциях скважин, при их ремонте и ликвидации. Такие системы выдерживают очень высокие температуры, например, до 250 и даже 300 С и являются в то же время химически инертными. Более того, режим отверждения данного конкретного типа RTV силиконовых каучуков и гелей может замедляться или ускоряться. Их реологические характеристики подходят при применении спирально свернутых подъемных труб. Было установлено также, что так называемые многослойные пробки (RTV силиконовые гели, поддерживаемые цементной колонкой) были способны выдерживать высокие дифференциальные давления (например, давления до 80105 Па/м и возможно выше), поддерживая, в то же время,их свойство газонепроницаемости. Силиконовые составы, основанные на принципе дополнительного отверждения, могут применяться в широком диапазоне. Например, их можно использовать для зональной изоляции или для замены поврежденной или корродированной обсадной трубы, размещая двухкомпонентный RTV силиконовый 6 состав низкой вязкости в стволе скважины, с тем чтобы обеспечить соединение с неповрежденной обсадной трубой и перекрыть любую зону поглощения. В устойчивом состоянии двухкомпонентная смесь сформирует упругий материал типа каучука, способный выдерживать довольно жесткие химические и температурные условия, в которых он находится. Силиконовые составы могут также применяться для затвердевания под кольцевыми (газ) давлениями в нефтяных и газовых скважинах путем уплотнения вызывающего неполадки кольцевого пространства, закачиванием двухкомпонентного RTV силиконового каучука с первоначально низкой вязкостью в кольцевое пространство, что приводит к формированию вязкой упругой силиконовой гелевой пробки с высоким пределом текучести. Обычно длина такой пробки может составлять от 30 до 50 м. Операция обработки может сопровождаться струй тяжелого соляного раствора (например,хлорид кальция, бромид кальция, бромид цинка или формиат цезия или эквивалентный раствор заданной плотности), для того чтобы уравновесить кольцевой столб жидкости с существующим давлением в коллекторе. Комбинация уплотнительной пробки (имеет свои преимущественные свойства упругости) и высокого гидростатического напора, обеспечиваемого соляным раствором, частично или даже полностью предотвратит любой дальнейший приток газа и последующее наращивание кольцевых давлений. Двухкомпонентная система может быть применена подходящим способом путем впрыскивания ее в устье скважины посредством инжекторного насоса. Предпочтительно, чтобы любые кольцевые давления были снижены в скважине до начала операции впрыскивания. Возможно также закачивание двухкомпонентной системы при высоком кольцевом газовом давлении в соответствующих условиях безопасности. Преимуществом использования двухкомпонентной RTV силиконовой каучуковой системы является также то, что обсадные трубы могут при желании быть повторно использованы на стадии предстоящей ликвидации скважины. Силиконовые составы могут также эффективно применяться для перекрытия обводненных или загазованных зон нефтяного бассейна тампонированием таких зон с использованием непроницаемой силиконовой гелевой системы,которую первоначально запрессовывают в пористую среду как двухкомпонентный RTV силиконовый состав, который затем реагирует и формирует химически/термально максимально непроницаемый барьер для водного или газового потока, по существу, в более высокой нефтяной фракции в сравнении с применением обычных систем, таких как Cr (III) - полиакри 7 ламидные гелевые растворы с поперечными связями. Такие силиконовые составы особенно важны при применении так называемого, мелкого тампонирования дискретных обводненных или загазованных пласт-коллекторов нефтяной скважины. Еще одно эффективное применение двухкомпонентных RTV силиконовые составы находят в предотвращении и/или контролировании поступающих газовых потоков в интервал нефтяной/газовой скважины во время первичного цементирования. Он включает, по существу, использование состава в качестве закачиваемой жидкости в ствол скважины, опуская обсадную колонну до забоя, и поддержание заданного давления закачиваемой жидкости таким образом, что жидкость подается радиально в проницаемые образования стенки ствола скважины, с тем чтобы создать промывочную зону пониженной проницаемости для газов. Затем цементный раствор прокачивается через так называемую рабочую колонну труб в ствол скважины обсадных труб обычным способом, с тем чтобы закупорить цементом кольцевое пространство. Возможно также использование цементирующей смеси силиконового состава для получения наилучших результатов. Двухкомпонентные RTV силиконовые составы могут использоваться также как промежуточная струя жидкости при первичном цементировании. Необходимо позаботиться о том,чтобы обеспечить плотность силиконовой системы между плотностью предварительной струи цементирования и плотностью последующей промывки цементирования. Такое применение приведет к закапсулированной силиконовой системе в виде химического трубного пакера в кольцевой полости для заполнения соответствующим цементом. Двухкомпонентные RTV силиконовые составы могут применяться при уплотнении расширенной трубчатой полости вблизи ствола скважины или обсадной трубы существующей скважины для предотвращения миграции коллекторных жидкостей в соседние интервалы коллектора и/или к поверхности. Силиконовая система действует, таким образом, как альтернатива для известных способов цементирования при завершении скважины. Более того, возможно использовать двухкомпонентные RTV силиконовые составы для обеспечения силиконовой каучуковой системы альтернативы хорошо известному механическому пакеру. Традиционно цементировочная пробка устанавливается в скважине, законченной бурением, с использованием насоснокомпрессорных труб с тем, чтобы извлечь неэкономичные надтрубные резервы, которые находятся над существующими эксплуатационными пакер-установками. Применение двух 002488 8 компонентных RTV силиконовых составов,особенно в случае укрепления их обычным цементом для механической прочности обеспечит газонепроницаемые сальниковые уплотнения в данном конкретном использовании. Можно также надувать хорошо известные Наружные Трубные Пакеры, применяя двухкомпонентные RTV силиконовые составы вместо обычных систем на основе цемента. Дефекты, связанные с известным способом (цемент) усадки, во время затвердевания и непредсказуемого поведения при герметизации, устраняются при использовании силиконовых составов. Далее, возможно использование двухкомпонентных RTV силиконовых составов и полимер/цемент композиций при цементировании многобортовых штрековых скважин, а также в ситуациях, вызывающих СO2- затопление скважины, так как составы являются весьма стойкими в такой окружающей среде. Установлено, что некоторые силиконовые каучуковые составы, коммерчески доступные вDow Corning могут эффективно применяться в способе по настоящему изобретению. Ссылка на продукцию Dow Corning делается в соответствии с обозначениями: 3-4225, 3-4230, 3-4231, 34232, 3-4234. Считается, что вышеупомянутые продукты действенны благодаря свойствам дополнительного отверждения отдельных компонентов (базовый компонент и катализатор отверждения). При использовании силиконовых каучуковых составов вместе с цементной композицией было обнаружено, что подходящие весовые соотношения силиконовый каучук/цемент находятся в диапазоне 5:1 и 0,5:1, предпочтительно между 3:1 и 1:1. Хорошо известная цементная композиция может применяться для обеспечения системы, которая сформирует газонепроницаемые композиции по настоящему изобретению. Примерами коммерчески доступных цементов являются Класс Н и класс G, Портландцемент. Могут применяться и другие цементы,имеющие сравнимые свойства с упомянутыми Портландцементами. Плотность силиконовых составов дополнительного отверждения по изобретению можно регулировать добавлением тяжелых или легких наполнителей, в зависимости от нужного рабочего режима при подготовке скважины. Повышенная плотность может достигаться добавлением обычных тяжелых добавок, известных в данной области техники, например барит, гематит, ильменит, окись марганца, микроизмельченные стальные порошки и другие соединения с высокой относительной плотностью. Доказано, что особенно выгодно добавлять смесь микроизмельченных стальных порошков и барита, что производит синергeтический эффект на уменьшение осаждения утяжелителя 9 агент/наполнитель до окончательного затвердевания смолистых веществ. Обычно смесь 2:1 стального порошка с частицами среднего размера (AS-100, получаемый из Hogenas АВ, Hogenas, Щвеция) и барита(С-138, получаемый из Schlumberger/Dowell,Coevorden, Нидерланды) оказалась очень эффективной для создания соединения силиконового состава с плотностью 2,2 г/см 3 (начиная с базового состава с плотностью 1,0 г/см 3). Плотность состава может быть уменьшена добавлением жестких инертных полых сфер,известных в технике для получения, например,легких цементных растворов и промывочных жидкостей. Примерами таких агентов являются жесткие, инертные, полые керамические сферы,(продаваемые под торговой маркой ZEOSHERES Корпорацией ЗМ) или стеклянные сферыSCOTCHLITE, производство ЗМ Корпорации),летучая зола с предприятий по сжиганию угля(сферы, продаваемые под торговой маркойSPHERELITE, Halliburton Energy Services,Duncan OK, USA) и т.д. Особым является использование газонаполненных расширенных тягучих микросфер(продаваемые под торговой маркой DUALITE компанией Pierce and Stephens или торговой маркой EXPANCELL компанией Akzo Nobel,Швеция) и различных микросфер (F-серия), выпускаемых Matsumoto Yushi-Seyaku Co Ltd,Япония) в сочетании с силиконовыми составами дополнительного отверждения по изобретению. В случае применения силиконового состава с такими тягучими микросферами в относительно неглубоких нефте/газовых фациях скважины (менее чем, примерно, 200 м, соответствует абсолютному давлению 20-30105 Па) по лучают сжимаемое уплотнение с отличными герметическими характеристиками. Патенты США 4,580,794, 4,946,737,3,670,091 описывают способы получения сжимаемых силиконовых составов, содержащих тягучие микросферы. Силиконовые составы дополнительного отверждения по изобретению могут также производиться в виде твердых липких смол. В качестве такой системы применяется реагент, связывающий нефтеносный пластколлектор, с тем чтобы остановить выработку песка в газонефтяных скважинах, выделяющегося из хрупких/неукрепленных песчаных коллекторов. Силиконовые составы дополнительного отверждения по изобретению являются хорошей заменой для существующих эпоксидных смол,ограниченных в своей способности контролировать их реакционную динамику и имеют уровень токсичности, который может оказаться менее приемлемым для операций в наклонных скважинах. 10 Температуры, используемые в способе по настоящему изобретению, зависят в некоторой степени от специфического применения. Они варьируются в диапазоне от температуры окружающей среды до 180 С. Соответственно могут использоваться температуры до 150 С. Хорошие результаты получали при температурах от 40 до 70 С. Специфические составы могут быть испытаны на буровой установке крупномасштабной газовой миграции,подробно описаннойJ.P.M. van Vliet: Цементирование: как добиться зонной изоляции; представлено в 79 ОМС(1997 Offshore Mediterranean Conference),Ravenna, Italy (19-23 марта, 1997) и приведенной здесь как ссылка. Оборудование включает, по существу,крепление стальных обсадных труб, высотой 4 м, 17,8 х 12,7 см (плюс моделированный проницаемый коллектор, высота 50 см, (3000 mD. Оборудование может эксплуатироваться при давлениях до 6105 Па при 80 С. Прорыв газа при данной оценке динамической герметической способности газа во время схватывания цемента (или другого материала) контролируется датчиками текучести, а также датчиками давления и температуры, расположенных на равном расстоянии поперек высоты колонны труб. Типичным экспериментом является применение и поддержание четко обозначенного избытка между цементной колонной и коллектором давления и контроль изменения зависимых параметров (текучесть, давление и температура) в функции времени. Можно также использовать испытательное оборудование статического типа, например, как описано в документе SPE 1376, представленном Р.A. Parceveaux и Р.Н. Sault на 59-ой Ежегодной технической конференции и выставке в Хьюстоне, Техас (16-19 сентября, 1984) под заголовком: Усадка цемента и упругость: Новый подход к эффективной зонной изоляции. Испытательное оборудование, по существу, представляет собой статическое устройство газовой миграции высокого давления, которое может работать при 200105 Па и 150 С и включает в себя цилиндр, в котором смоделированы пробки или кольцевые трубные конфигурации. Обычно цемент (или другой материал) оставляют для схватывания внутри цилиндра в статических условиях (т.е. дельта Р отсутствует). Цемент либо присутствует в качестве смеси с силиконовым каучуком, как описано в настоящем изобретении, либо имеет наверху (если смотреть в направлении газового потока) сальниковое уплотнение, полученное благодаря силиконовому составу дополнительного отверждения по настоящему изобретению. Впоследствии возможное начало потери газа из-за неплотности соединения регулируется приложением повышен 11 ных перепадов давления поперек пробки или кольцевой трубной конфигурации. Можно применять цементные составы, для того чтобы проверить сбой испытательного оборудования. Изобретение иллюстрируется следующими примерами. Пример 1. Были проведены 6 экспериментов на статическом испытательном оборудовании, как описано выше с использованием пробковой конфигурации (17.78 см). В табл. 1 приводятся композиции каждой из систем, испытанных совместно в условиях вулканизации и газовой изоляции (Давление Несрабатывания). Композиция А означает Dow Corning 3-4230 и Композиция В означает Dow Corning 3-4225. Соотношения, приведенные в таблице, даны в весовых процентах. Уплотнитель Класс G Цемент (соотношение вода/цемент 0.44) Композиция А Композиция А/ Класс G Цемент (отношение 2.5) Композиция В Слоистая конструкция: Композиция А на Класс Результаты экспериментов показывают значительное улучшение газонепроницаемости при использовании смеси стандартного цемента и силиконового состава дополнительного отверждения и, в частности, при применении таких составов в пробках слоистого типа. Промышленное испытание с использованием пробки на основе композиции А/Класс G Цемент прошло успешно (газовой утечки не наблюдалось после шестимесячной эксплуатации, испытание продолжается). Пример 2. Четыре эксперимента были проведены на испытательном оборудовании по примеру 1 с использованием кольцевой пробковой конфигурации (17.78 см х 12.70 см). В табл. 2 приводятся композиции каждой из систем, тестированных совместно в условиях вулканизации и газовой изоляции (Давление Несрабатывания). Композиция С означает Dow Corning 3-4232 и Композиция В соответствует примеру 1. Соотношения даны в весовых процентах. Уплотнитель Класс G Цемент (соотношение вода/цемент 0.44) Слоистая конструкция: Композиция С/на Класс Из анализа теста видно, что лучшие результаты получены при использовании композиции В под цементирующей кольцевой пробкой. Пример 3. Поведение Композиций А и В при схватывании (как описано выше) и содержащих их слоистых композиций определены в StandardAPI Cement Consistometer (Nowsco PC-10), работающих на небольшой скорости (2 об/мин) и с модифицированным шпинделем (12 мм, без приспособлений). Воспроизводимые скорости схватывания были найдены в данном агрегате. Тестировалось также влияние коммерчески доступных композиций-ингибиторов. Обнаружено,что время схватывания может регулироваться соответствующим образом, что делает эти композиции привлекательными. Относительно реологических характеристик было установлено, что поведение двухкомпонентных RTV систем, описанных выше, подчиняется степенному закону, когда их подвергают низким скоростям сдвига (до 6 обратных с), и вызывают ньютоновское поведение при более высоких скоростях сдвига (свыше 20 обратных с), что делает их исключительно подходящими для спирально свернутых подъемных труб (что не характерно для герметизирующих составов конденсационного типа). ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ осуществления операций по сооружению, ремонту и/или ликвидации скважин,который включает использование силиконового состава дополнительного отверждения, отличающийся тем, что используют силиконовый состав, выбранный из группы, включающей вулканизирующийся при комнатной температуре силиконовый и фторсодержащий каучук. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает изоляцию зоны или замену поврежденной или корродированной обсадной трубы размещением двухкомпонентного силиконового состава в стволе скважины с обеспечением формирования упругого материала. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает отверждение под кольцевым (газ) давлением в нефтяных и/или газовых скважинах путем герметического уплотнения, имеющего неполадки кольцевого пространства, впрыскиванием двухкомпонентного силиконового состава в кольцевое пространство с обеспечением формирования вязкоупругой силиконовой гелевой пробки. 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что включает заливку соляного раствора в кольцевое пространство с тем, чтобы уравновесить кольцевой столб жидкости с существующим давлением коллектора после того, как сформировалась вязкоупругая пробка. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает перекрытие обводненной или загазованной зоны нефтяного бассейна тампонированием этой зоны с помощью непроницаемой силиконовой гелевой системы, которую первоначально запрессовывают в пористую зону в качестве двухкомпонентного силиконового состава,который затем обеспечивает формирование непроницаемого барьера для водного или газового потока. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает предотвращение и/или контроль газового притока в секцию нефтяной/газовой скважины во время первичной цементации с использованием двухкомпонентного силиконового состава в качестве жидкости, закачиваемой в ствол скважины, опускание обсадной колонны до забоя, прикладывание заданного давления с тем, чтобы запрессовать закачиваемую жидкость в радиальном направлении в проницаемые образования стенки ствола скважины, и создание промытой зоны с уменьшенной проницаемостью для газов, за которой следует операция кольцевой герметизации цементного типа. 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что включает использование кольцевой герметизации цементного типа, при которой цементирующий компонент содержит также двухкомпонентный силиконовый состав. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает применение двухкомпонентного силиконового состава для создания силиконового каучукового пакера. 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает применение двухкомпонентного силиконового состава для надувания Наружных Трубных Пакеров. 10. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает формирование временной или постоянной пробки в стволе скважины в одном или более подземных образованиях, через которые 14 проходят ствол скважины, путем либо размещения смеси цемента и силиконового состава дополнительного отверждения в одном или более подземных формированиях или в стволе скважины в определенной точке, либо размещения силиконового состава дополнительного отверждения под или сверху существующей газопроницаемой пробки, и обеспечение схватывания силиконового состава для получения таким образом газонепроницаемой пробки. 11. Способ по п.10, отличающийся тем, что включает применение силиконового состава и цемента, где весовое соотношение силикон/цемент находится в диапазоне между 5:1 и 0,5:1, предпочтительно между 3:1 и 1:1. 12. Способ по п.10 или 11, отличающийся тем, что включает использование Класса G или Класса Н Портландцемент в качестве цементирующего компонента в силиконово-цементнойсмеси. 13. Способ по одному или более пп.10-12,отличающийся тем, что включает осуществление производства газонепроницаемой пробки при температуре в диапазоне между комнатной температурой и 180 С, более подходящая температура до 150 С, и в частности между 40 и 70 С. 14. Способ по одному или более пп.1-13,отличающийся тем, что включает использование дополнительного ингибитора или ускорителя для оказания влияния на режим отверждения силиконового состава. 15. Способ по любому из пп.10-14, отличающийся тем, что включает использование двухкомпонентного силиконового состава, в частности фторсодержащего. 16. Способ по п.15, отличающийся тем, что включает использование двухкомпонентного силиконового состава, в частности фторсодержащего. 17. Способ по одному или более пп.1-16,отличающийся тем, что включает использование одного или более продуктов, имеющих обозначение Dow Corning 3-4225, 3-4230, 3-4231, 34232 или 3-4234. 18. Способ по любому из пп.1-17, как описано выше со ссылкой, в частности, на примеры.