Способ химической обработки нефтегазовых скважин

(51)7 21 37/06, 21 43/25,21 41/02 ПАТЕНТНОЕ ВЕДОМСТВО РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН(72) КОЛЛИНС Иан РэльфСТЮАРТ Невин Джон(54) СПОСОБ ХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН(57) Изобретение относится к области добычи углеводородного сырья из скважин, в частности к обработке скважин химическими реагентами. Технический результат изобретения - повышение эффективности технологических химических средств для уменьшения числа операций прокачки под давлением и закрытия скважины. Способ включает инжектирование в нефтеносную материнскую породу формации смешивающейся с водой композиции, включающей (а) смешивающееся с водой поверхностно-активное вещество, которое представляет собой алкилтригликолевый эфир, и (б) по меньшей мере, одно смешивающееся с водой химическое средство для нефтедобычи или газодобычи, причем эти компоненты (а) и (б) вводят либо в виде предварительно приготовленной единой гомогенной композиции, либо одновременно параллельно или последовательно в любом порядке в формацию, согласно изобретению, после ввода компонентов (а) и (б) в нефтеносную формацию скважину закрывают на некоторый период времени,после чего нефтеносную материнскую породу формации подвергают чрезмерной промывке нефтяным материалом. 8686 Изобретение относится к области добычи углеводородного сырья из скважин, в частности к обработке скважин химическими реагентами. В число химических средств для нефтедобычи входят ингибиторы образования отложений, которые используют в эксплуатационных скважинах для прекращения образования отложений в материнской породе формаций и/или в рабочих трубопроводах нисходящей скважины и на поверхности. Образование отложений не только вызывает уменьшение размеров пор в материнской породе формаций (также известное как ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта) и, следовательно, снижение производительности при нефте- и/или газодобыче,но также закупорку трубопроводов и трубчатого оборудования во время надземной переработки. Для устранения этого эксплуатационные скважины подвергают так называемой обработке с закрытием скважины, в ходе проведения которой водную композицию, включающую ингибитор образования отложений, инжектируют в эксплуатационную скважину, обычно под давлением, прокачивают в пласт и удерживают в нем. В процессе прокачивания ингибитор образования отложений инжектируют в эксплуатационную скважину в радиусе нескольких футов, где он удерживается благодаря адсорбции и/или образованию умеренно растворимого осадка. Ингибитор медленно выщелачивается в добываемую воду в течение некоторого периода времени, защищая скважину от осаждения отложений. Такую обработку с закрытием скважины следует проводить регулярно, например, по меньшей мере, один или несколько раз в год, если необходимо поддержать высокую производительность, что приводит к простою, когда добыча прекращается вовсе. Общее уменьшение объема добычи за год соответствует числу таких простоев во время операций прокачки под давлением/закрытия скважины, а также падению производительности из-за проблем накопления отложений. Однако в некоторых случаях ингибитор образования отложений плохо удерживается в материнской породе формации и поэтому промежуток времени между двумя прокачками сокращается. Практическим результатом в таких случаях является частое вмешательство в работу скважины, которое уменьшает как производительность скважины, так и доходность промысла. Согласно настоящему изобретению были разработаны средство и способ повышения эффективности химических средств, в частности ингибиторов образования отложений, что позволяет сократить число необходимых операций прокачки под давлением/закрытия скважины и повысить производительность. Таким образом, объектом настоящего изобретения является способ повышения эффективности химических средств для нефтедобычи путем уменьшения числа операций прокачки под давлением и закрытия скважины, необходимых для повышения производительности нефтяной скважины, причем этот способ включает инжектирование в нефтенос 2 ную материнскую породу формации смешивающейся с водой композиции, включающей (а) смешивающееся с водой поверхностно-активное вещество,которое представляет собой простой гликолевый эфир, и (б) по меньшей мере, одно смешивающееся с водой химическое средство для нефтедобычи или газодобычи, причем эти компоненты композиции вводят либо в виде предварительно приготовленной единой гомогенной композиции, либо одновременно параллельно или последовательно в любом порядке в формацию, согласно изобретению, после ввода компонентов (а) и (б) в нефтеносную материнскую породу формации скважину закрывают на некоторый период времени, после чего нефтеносную формацию подвергают чрезмерной промывке нефтяным материалом. Приемлемым простым гликолевым эфиром является алкилзамещенный гликолевый эфир, в котором приемлемая алкильная группа может быть прямоцепочечной или разветвленной и содержит 3-6 углеродных атомов, предпочтительно 3-5 углеродных атомов. Приемлемые простые гликолевые эфиры,которые могут быть эффективно использованы,представляют собой моноалкиловые эфиры этиленгликоля, диэтиленгликоля, триэтиленгликоля, тетраэтиленгликоля или пентаэтиленгликоля, предпочтительно алкилтригликолевый эфир, причем более предпочтительная алкильная группа в алкилгригликолевом эфире содержит 4 углеродных атома, а особенно предпочтителен н-бутилтригликолевый эфир(также известный как триэтиленгликольмоно-нбутиловый эфир). Более конкретно они включают,помимо прочих, одно или несколько соединений,выбранных из группы, включающей этиленгликольмоно-этиловый эфир,этиленгликольмоно-нпропиловый эфир, этиленгликольмоноизопропиловый эфир, этиленгликольмоно-н-бутиловый эфир,этиленгликольмоноизобутиловый эфир, этиленгликольмоно-2-бутиловый эфир, этиленгликольмонотрет-бутиловый эфир, диэтиленгликольмоно-н-пропиловый эфир, диэтиленгликольмоноизопропиловый эфир, диэтиленгликольмоно-н-бутиловый эфир,диэтиленгликольмоноизобутиловый эфир, диэтиленгликольмоно-2-бутиловый эфир, диэтиленгликольмоно-трет-бутиловый эфир, диэтиленгликольмонон-пентиловый эфир,диэтиленгликольмоно-2 метилбутиловый эфир, диэтиленгликольмоно-3 метилбутиловый эфир, диэтиленгликольмоно-2 пентиловый эфир,диэтиленгликольмоно-3 пентиловый эфир,диэтиленгликольмоно-третпентиловый эфир, триэтиленгликольмонобутиловый эфир (н-бутилтригликолевый эфир), тетраэтиленгликольмонобутиловый эфир(а) и (б), вводят в формацию в виде предварительно приготовленной единой композиции, приемлемой композицией является гомогенный водный раствор,содержащий оба компонента в таких особых соот 8686 ношениях, при которых обеспечивается сохранение композицией гомогенности. Так, например, в составе композиции, включающей оба компонента в водном растворе, инжектируемом в нефтеносную формацию перед чрезмерной промывкой, приемлемым компонентом (а) служит,по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество,представляющее собой н-бутилтригликолевый эфир в количестве 1-30 мас. , а предпочтительный компонент (б) представляет собой, по меньшей мере, одно химическое средство для нефтедобычи или газодобычи в количестве 1-25 мас Приемлемый нефтяной материал, который используют для чрезмерной промывки, представляет собой нефть, добытую из обрабатываемой скважины, но им может служить дизельное топливо или керосин, предпочтительно нефть, добываемая из скважины. Приемлемое количество нефтяного материала, используемого для чрезмерной промывки эксплуатационной скважины, равно такому, при котором материал достигает и заполняет целиком целевую зону, границы которой проходят на расстоянии до приблизительно 6 м (20 футов) от ствола скважины и приемлемая емкость которой находится в интервале от примерно 4800 до 480000 л (30-3000 баррелей). После чрезмерной промывки нефтяным материалом скважину можно подвергать необязательной дополнительной, заключительной чрезмерной промывке маслянистым или водным материалом. Приемлемым маслянистым материалом, когда его используют, является керосин или дизельное топливо,тогда как приемлемым водным материалом является вода, которой может служить пресная, водопроводная, речная, морская, добываемая или пластовая вода при общей солености, например, 0-250 г/л, такой как 5-50 г/л, а ее рН может составлять 0,5-9, предпочтительно морская вода. Другим объектом настоящего изобретения является способ ввода композиции, включающей химическое средство для нефтедобычи или газодобычи и поверхностно-активное вещество, в материнскую породу формации, заключающую в себе нефть и/или газ, при осуществлении которого предусмотрена (А) подача такой композиции сверху вниз в эксплуатационную скважину и, следовательно, в эту материнскую породу формации (Б), последующая чрезмерная промывка эксплуатационной скважины нефтяным материалом, а затем необязательная заключительная чрезмерная промывка скважины маслянистым или водным материалом. По изобретению предлагается также способ повышения эффективности химического средства для нефтедобычи или газодобычи в материнской породе формации, в частности, за счет увеличения периода удержания химического средства этой материнской породой формации. Композиция, включающая компоненты (а) и (б),указанные выше, может представлять собой предварительно приготовленную гомогенную композицию. Используемый во всем описании термин гомоген ная композиция служит для обозначения композиции, которая представляет собой однофазную систему, т.е. каждый компонент является сам по себе гомогенным и смешивающимся с водой, когда его последовательно или одновременно с другими вводят в материнскую породу формации, и является также гомогенным, если его вводят в материнскую породу формации в виде предварительно приготовленной единой композиции. Очевидно, что когда компоненты (а) и (б) композиции вводят одновременно, но раздельно или последовательно, их вводят не в форме предварительно приготовленной единой композиции и поэтому нет необходимости обеспечивать гомогенность композиции. При последовательном введении компонентов (а) и (б) инжектируемый простой гликолевый эфир (а) в большинстве случаев перемещается с меньшей скоростью, чем ингибитор образования отложений (б). В этом случае можно было бы ввести в действие систему двойной жидкостной пробки. Так, например, вначале в формацию можно было бы инжектировать жидкостную пробку из простого гликолевого эфира (а) с последующей пробкой из ингибитора образования отложений (б). После этого обычным путем, которым осуществляют обработку с выдавливанием отложений прокачкой, обе жидкостные пробки можно было бы продавливать в зону вокруг ствола скважины. При такой обработке между обеими основными водяными пробками можно поместить необязательную прокладку из морской воды, причем в этом случае продавливание можно было бы соразмерить с задачей обеспечить смешение содержимого обеих жидкостных пробок в продуктивном пласте исходя из того, что относительная подвижность простого гликолевого эфира (а) и ингибитора образования отложений (б) известна. В предпочтительном варианте каждый из используемых компонентов сам по себе однороден, а также способен смешиваться с водой. Приемлемые значения рН композиции составляют 0,1-6,0 и в целом играют существенную роль только в случае применения предварительно приготовленной композиции. В предпочтительном варианте значения рН компонента (б) регулируют, как это указано в описании. Следовательно, используемое приемлемое поверхностно-активное вещество включает, по меньшей мере, один простой гликолевый эфир и, по меньшей мере, одно химическое средство и в предпочтительном варианте остается прозрачным и стабильным в температурном интервале от комнатной температуры, по меньшей мере, до приблизительно 45 С. Таким образом, в предпочтительном варианте поверхностно-активное вещество содержится в композиции в количестве от 1 до 30 мас., предпочтительно от 5 до 20 мас., более предпочтительно от 5 до 15 мас. . По настоящему изобретению можно использовать отводимые из процессов получения простых гликолевых эфиров потоки побочных продуктов, в которых высоко содержание гликолевых эфиров, прежде всего алкилтригликолевых эфиров,таких как, например, н-бутилтригликолевый эфир. 3 8686 Один такой поток побочных продуктов включает приблизительно 75 мас. н-бутилтригликолевого эфира, примерно 2,5 мас. бутилдигликолевого эфира, около 19 бутилтетрагликолевого эфира и приблизительно 2 бутилпентагликолевого эфира. Относительные доли компонентов (а) и (б) в предлагаемой композиции можно варьировать в широких интервалах в зависимости от того, вводят ли эти компоненты в материнскую породу формации одновременно, последовательно или в виде предварительно приготовленной единой композиции, соответствующей необходимости сохранить гомогенность в условиях рабочих температур и солености в формации. Так, например, при относительно высокой концентрации поверхностно-активного вещества или при относительно высокой температуре или крайне низкой температуре вследствие пониженной в этих условиях растворимости одного или нескольких компонентов композиции возможна потеря предварительно приготовленной композицией ее гомогенности. В таких случаях с целью сохранить гомогенность композиции в негомогенную предварительно приготовленную композицию можно либо добавлять, либо использовать в этой композиции для частичной замены поверхностно-активного вещества небольшие количества солюбилизирующего агента, такого как, например, низший алифатический спирт, прежде всего метанол или этанол. Таким образом, гомогенные предварительно приготовленные композиции, используемые по настоящему изобретению, могут содержать, помимо алкилтригликолевого эфира, сорастворитель, например, такой как низший алифатический спирт,прежде всего метанол или этанол, и их можно вводить в эксплуатационную скважину в водной среде. Водной средой в составе композиции может служить пресная, водопроводная, речная, морская,добываемая или пластовая вода при общей солености, например, 0-250 г/л, такой как 5-50 г/л, а ее рН может составлять 0,5-9. В случае использования морской воды композиция обычно характеризуется высококислой величиной рН от 0,1 до 1,5 из-за использования сильнокислотного химического средства, например, такого как ингибитор образования отложений. В этих случаях может оказаться необходимым нейтрализовать кислотность композиции с использованием гидроксида щелочного металла,прежде всего гидроксида натрия, гидроксида калия или гидроксида лития с целью довести рН композиции до значения, лежащего внутри предпочтительного диапазона от 0,1 до 6,0. Было установлено, например, что применение гидроксида лития в качестве нейтрализующего агента вместо других гидроксидов щелочных металлов делает допустимым относительно высокое содержание в композиции поверхностно-активного вещества, когда необходимо поддержать гомогенность этой композиции. Химическое средство для нефтедобычи или газодобычи может представлять собой ингибиторкоррозии,образования отложений,образования газового гидрата или ингибитор осаждения 4 парафинов, илиасфальтенов, или может представлять собой средство связывания сероводорода, или диспергатор парафинов. Ингибитор образования отложений способен остановить образование кальциевых и/или бариевых отложений не в стехиометрических количествах, а в пороговых количествах. Он может представлять собой водорастворимое органическое соединение, молекула которого содержит, по меньшей мере, 2 карбоксильные и/или фосфоновокислотные и/или сульфоновокислотные группы, например, 2-30 таких групп. В предпочтительном варианте ингибитор образования отложений является олигомером или полимером или же может быть мономером, содержащим, по меньшей мере,одну гидроксильную группу и/или аминовый азотный атом, прежде всего в гидроксикарбоновой кислоте, гидрокси- либо аминофосфоновой или сульфоновой кислоте. Этот ингибитор используют прежде всего для ингибирования кальциевых и/или бариевых отложений. Примерами таких соединений,используемых в качестве ингибиторов, являются алифатические фосфоновые кислоты, содержащие по 2-50 углеродных атомов, такие как гидроксиэтилдифосфоновая кислота, и аминоалкилфосфоновые кислоты и их производные, например, полиаминометиленфосфонаты с 2-10 атомами , в частности такие, каждый из которых несет, по меньшей мере,один остаток метиленфосфоновой кислоты примерами этих последних являются этилендиаминтетра(метиленфосфонат), диэтилентриаминпента (метиленфосфонат), триамин- и тетрааминполиметиленфосфонаты с 2-4 метиленовыми группами между каждой парой атомов , причем, по меньшей мере, 2 из чисел метиленовых групп в каждом фосфонате различны (как это, например, дополнительно проиллюстрировано в заявке ЕР А-479462, описание к которой включено в настоящее описание в качестве ссылки). Другие ингибиторы образования отложений представляют собой поликарбоновые кислоты,такие как молочная и винная кислоты, и полимерные анионоактивные соединения, такие как поливинилсульфоновая кислота и поли(мет)акриловые кислоты, необязательно содержащие, по меньшей мере, по несколько фосфонильных или фосфинильных групп,как в фосфинилполиакрилатах. В предпочтительном варианте ингибиторы образования отложений, по меньшей мере, частично содержатся в форме их металлических солей, например натриевых солей. Примерами ингибиторов коррозии являются соединения, предназначенные для ингибирования коррозии на стали, прежде всего в анаэробных условиях, и ими могут служить главным образом пленкообразователи, способные осаждаться в виде пленки на металлической поверхности, например, на стальной поверхности, в частности на стенках трубопроводов. Такими соединениями могут быть некватернизованные -гетероциклические соединения с длинными алифатическими гидрокарбильными цепями, у которых алифатическая гидрокарбильная группа может быть такой, как описанная выше в случае гидрофобной группы, причем предпочти 8686 тельны ненасыщенные моно- и диэтиленовые алифатические группы, например, с 8-24 углеродными атомами, такие как олеоил. -гетероциклическая группа может содержать 1-3 кольцевых азотных атома при 5-7 кольцевых атомах в каждом цикле предпочтительны имидазоловые и имидазолиновые циклы. Кольцо может также содержать аминоалкильный, например, 2-аминоэтильный или гидроксиалкильный, в частности 2-гидроксиэтильный,заместитель. Может быть использован олеоилимидазолин. В качестве ингибитора образования газового гидрата можно использовать твердое полярное соединение, которым может служить полиоксиалкиленовое соединение или алканоламид, тирозин или фенилаланин. Ингибитором осаждения асфальтенов может быть амфотерная жирная кислота или алкилсукцинатная соль, тогда как ингибитором осаждения парафинов может служить полимер, такой как олефиновый полимер, например полиэтилен или сополимерный сложный эфир, например этиленвинилацетатный сополимер, а в качестве диспергатора парафинов можно применять полиамид. Связывающее сероводород средство может представлять собой окислитель, такой как неорганическая перекись, например перекись натрия или диоксид хлора,или альдегид, например с 1-10 углеродными атомами, такой как формальдегид, глутаровый альдегид и(мет)акролеин. Количество используемого химического средства составляет от 1 до 25 мас.в пересчете на композицию в целом, предпочтительно от 5 до 15 мас.,более предпочтительно от 6 до 10 мас В этих пределах используемое количество зависит, вероятно, от природы применяемого химического средства и цели его применения. В отношении композиций, используемых по настоящему изобретению, прежде всего тех, которые представляют собой предварительно приготовленные композиции, важным является то, что они должны оставаться прозрачными и стабильными в интервале температур от комнатной, по меньшей мере, до приблизительно 45 С. Однако в указанных выше интервалах концентраций компонентов (а) и(б) можно разработать композиции, которые остаются стабильными в значительно более широком температурном интервале, например, от комнатной температуры до температуры в эксплуатационной скважине (в частности от 90 до примерно 150 С,прежде всего приблизительно 110 С), в условиях которого вводят композицию. При осуществлении настоящего изобретения, когда компоненты (а) и (б) композиции инжектируют под давлением в эксплуатационную скважину либо в виде предварительно приготовленной композиции, либо одновременно или последовательно, химические средства этой композиции адсорбируются материнской породой формации и удерживаются в течение относительно длительных периодов. Применение соединений с относительно небольшими молекулами, таких как, например, Сз-С 6 (алкил)тригликолевый эфир, в качестве поверхностно-активного вещества позволяет избежать использования поверхностно-активного вещества с большими молекулами (содержащимиС 6 алкильные группы), сводя, тем самым, к минимальному всякий риск образования агрегатов поверхностно-активного вещества, что, в свою очередь, может привести к образованию высоковязких эмульсий, вызывающих закупорку скважин. Следовательно, такая композиция может включать, кроме того, другие компоненты, такие какдругие химические средства илисорастворители,благодаря которым, если это требуется, композиция остается стойкой при относительно высоких температурах или когда поверхностно-активное вещество используют в концентрациях, находящихся в верхней четверти, вышеприведенного интервала. Однако такие композиции должны быть практически свободными от не смешивающихся с водой компонентов. Предварительно приготовленные гомогенные композиции по настоящему изобретению, когда их используют, можно соответствующим образом готовить добавлением поверхностно-активного вещества в водный раствор химического средства для нефтедобычи или газодобычи осторожным перемешиванием. Если готовый материал вначале оказывается мутным, тогда обычно необходимо незначительное регулирование относительного содержания компонентов, использование сорастворителя другой природы или изменение его количества или температуры. Его вязкость, соответственно, такова, что при температуре продуктивного пласта, например при 100 С, он легко закачивается в нисходящую скважину. Предварительно компаундированные композиции, используемые по настоящему изобретению,можно готовить с использованием концентратов компонентов (а) и (б), которые можно транспортировать как таковые к месту применения, где их смешивают в ответствующих количествах, необходимых для достижения требуемой степени гомогенности, с водной средой, в которой растворено это химическое средство. Предварительно приготовленную композицию можно инжектировать под соответствующим давлением в нефтеносную зону, например, в материнскую породу формации, по эксплуатационной скважине, в частности в нижнюю часть сердцевины. По другому варианту в эксплуатационную скважину можно одновременно или последовательно инжектировать компоненты (а) и (б). Затем композицию оставляют (закрывают) в нефтеносной зоне, а нефтедобычу временно прекращают. В ходе проведения этого процесса под инжекционным давлением инжектированные компоненты композиции просачивается через нефтеносную зону. В период закрытия инжектированная композиция входит в контакт с находящимися в продуктивном пласте текучими средами, формируядвухфазную или трехфазную систему, которая может находиться в форме эмульсии и которая проявляет требуемое поверхностное и фазовое поведение. Такое 5 8686 явление носит название эффекта прокачки под давлением, который позволяет поддержать извлечение нефти из таких зон. С использованием композиций по настоящему изобретению часто достигается необходимый период контактирования 5-50 ч, например, 10-30 ч. Осуществлению метода закрытия,включающего ввод компонентов (а) и (б), может предшествовать необязательная предварительная обильная промывка нефтеносной материнской породы формации с использованием нефтяного материала, такого как дизельное топливо, керосин или сырая нефть. Независимо от метода, применяемого для ввода таких компонентов (а) и (б) в нефтеносную формацию эксплуатационной скважины, за этим процессом следует последующая самостоятельная стадия чрезмерной промывки эксплуатационной скважины с использованием нефтяного материала. В качестве нефтяного материала при этом можно применять сырую нефть, керосин или дизельное топливо, предпочтительно сырую нефть,добытую из этой скважины. В этом последнем случае чрезмерную промывку можно осуществлять обратным путем, например, в форме обратной промывки, т. е. заставляя сырую нефть, когда она появляется на поверхности из эксплуатационной скважины, выполнять функции нефтяного материала для чрезмерной промывки. И, наконец, что необязательно, в качестве материала для дополнительной операции чрезмерной промывки в эксплуатационную скважину можно инжектировать поток маслянистого материала, такого как керосин или дизельное топливо, или водный поток, которым может служить морская вода. По завершении этого периода добыча нефти может быть возобновлена. В случае, когда химическим средством служит ингибитор образования отложений, производительность при нефтедобыче первоначально обычно высока, так как в добываемой воде обычно содержится растворимый кальциевый компонент. С течением времени, например,по прошествии 2-4 месяцев, производительность может снизиться, а также может снизиться содержание растворимых солей, что означает возможное возникновение проблем, связанных с образованием отложений в формации, после чего добычу можно приостановить и в скважину инжектировать свежую порцию. Аналогичные методы можно осуществлять для ингибирования отложений асфальтенов, ингибирования отложений или диспергирования парафинов и связывания сероводорода, хотя для ингибирования коррозии и образования газового гидрата эту композицию обычно инжектируют по нисходящей скважине непрерывно. Дополнительное преимущество предлагаемого способа состоит в том, что когда на поверхность поднимают многофазную композицию, включающую, например, ингибитор образования отложений,нефтяной материал и простой гликолевый эфир, по завершении вышеописанного процесса прокачки под давлением во время последующего ее охлаждения большая часть такого гликолевого эфира входит,скорее, в водную фазу, чем в нефтяную фазу этой 6 композиции. Таким образом, этот гликолевый эфир не вызывает никаких проблем при проведении последующих операций как добычи, так и переработки, например таких, которые способствуют возникновению какого-либо замутнения из-за наличия воды, солюбилизированной в этом гликолевом эфире. Более того, если выделенную водную фазу сбрасывать в море, в теплом слое морской воды возможно относительно быстрое биоразложение растворенного гликолевого эфира, что сводит к минимуму загрязнение окружающей среды. Кроме того, применение композиций по настоящему изобретению позволяет повысить эффективность химического средства для нефтедобычи и газодобычи, например, по меньшей мере, вдвое в случае ингибиторов образования отложений, благодаря чему уменьшается ежегодный расход этого химического средства в сравнении с тем, который обычно требуется, а также соответственно сокращается простой на время обработки таким химическим средством и закрытия скважины, что приводит к повышению производительности. Такой способ можно равно эффективно осуществлять последовательным инжектированием в эксплуатационную скважину компонентов композиции. Сущность настоящего изобретения ниже проиллюстрирована на примерах. Пример 1 В экспериментах, описанных ниже, поверхностно-активное вещество, когда его использовали,представляло собой технический смешанный простой гликолевый эфир (в дальнейшем растворитель 14), который характеризовался следующим приблизительным составом н-бутилтригликолевый эфир 75 мас. , н-бутилдигликолевый эфир - 2,5 мас. ,н-бутилтетрагликолевый эфир - 19,0 мас., н-бутилпентагликолевый эфир - 2,0 мас. . 1.1. Способ по настоящему изобретению испытывали с применением следующих композиций и методики. Трубку из нержавеющей стали (длиной 1,524 м и внутренним диаметром 9,525 мм) заполняли сухой смесью песка с баритом в массовом соотношении 7030). Песком служил измельченный песчаник из Клашача, который применяли в качестве контрольного материала, с проницаемостью приблизительно 334 мД. Стальную трубку сгибали в спираль, взвешивали и помещали в сушильный шкаф. Заполненную трубку вначале обильно промывали морской водой(значение рН которой с использованием соляной кислоты доводили до 2) с расходом потока 30 мл/ч до тех пор, пока значение рН потока, отводимого из песчаного заполнителя, также не достигало 2. Далее заполнитель удаляли и взвешивали для определения пористости заполнителя для жидкостей. После этого песчаный заполнитель обильно промывали свежей порцией морской воды, значение рН которой доводили до 5,5, с расходом потока 30 мл/ч до тех пор,пока значение рН морской воды, отводимой из песчаного заполнителя, также не достигало 5,5. Далее включали сушильный шкаф и температуру повыша 8686 ли до 110 С. Для поддержания жидкого состояния всех текучих сред внутри трубки ее подключали к источнику удерживающего повышенного давления 20 бар. Когда температура заполнителя достигала 110 С, заполнитель обильно промывали сырой нефтью из месторождения(100 мл с применением сосуда для инжектирования нефти). Затем заполнитель оставляли при этой температуре на 1 ч. Далее насыщенный нефтью заполнитель обильно промывали морской водой, значение рН которой доводили до 5,5, с расходом потока 30 мл/ч до тех пор, пока в потоке воды, отводимой из песчаного заполнителя,не исчезали видимые признаки присутствия нефти. На этом этапе песчаный заполнитель, как полагали,содержал нефть в остаточной концентрации. После такого кондиционирования песчаного заполнителя начинали обработку. В кондиционированный песчаный заполнитель с расходом потока 30 мл/ч закачивали 2 объема пор раствора, содержавшего 8 мас. растворителя 14 в морской воде,без какого-либо регулирования рН и его закрывали на 6 ч. За этим следовало введение в песчаный заполнитель жидкостной пробки из раствора ингибитора образования отложений 2060 (ингибитор образования отложений, выпускаемый фирмой ) в концентрации 10 мас.в морской воде, значение рН которого доводили до 2 с использованием твердого гидроксида натрия, а затем заполнитель закрывали примерно на 12 ч. По завершении 12-часового периода через песчаный заполнитель в ходе проведения операции чрезмерной промывки в течение приблизительно 5 ч прокачивали 10 объемов пор сырой нефти из месторожденияс расходом потока 30 мл/ч. По истечении этого периода подвергнутый чрезмерной промывке песчаный заполнитель подвергали послепромывочной обработке с использованием морской воды, значение рН которой доводили до 5,5. С помощью коллектора фракцийсобирали 4-мил лилитровые фракции морской воды, выходившей через регулятор обратного давления. Их анализировали на содержание фосфора путем спектроскопии с применением индуктивно связанной плазмы и концентрацию фосфора преобразовывали в абсолютную концентрацию ингибитора образования отложений 2060. 1.2. Вышеописанный способ по настоящему изобретению сопоставляли по эффективности с известными с использованием ингибитора образования отложений в песчаном заполнителе, предварительно кондиционированном аналогично тому, как это описано в приведенном выше примере 1.1, с использованием композиции, не содержавшей поверхностноактивного вещества, без чрезмерной промывки нефтяным материалом и содержавшей только продукт 2060 (10 мас.част.) и морскую воду(90 мас.част.) для имитации процесса обработки прокачкой под давлением. Оба ряда результатов этих экспериментов, один из которых проводили с использованием композиции, описанной в вышеприведенном примере 1.1, а другой - контрольный, когда использовали только соответствующий ингибитор при таком же массовом процентном содержании и значении рН, равном 2, и морскую воду, сведены в представленную ниже таблицу. Соотношение между количеством ингибитора в отводимом потоке и объемом морской воды, пропущенной через песчаный заполнитель (объем раствора выражен в числе объемов пор), является мерой того количества ингибитора, которое первоначально поглощается формацией, и скорости его выделения, т. е. скорости удаления ингибитора из формации в процессе добычи (т. е. стойкости к выщелачиванию), а также, следовательно, мерой его эффективности при ингибировании им образования отложений с течением времени. Эти результаты сведены в представленную ниже таблицу. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ химической обработки нефтегазовых скважин, уменьшающий число операций прокачки под давлением и закрытия скважины, необходимых для повышения производительности нефтяной скважины, включающий инжектирование в нефтеносную материнскую породу формации, смешивающейся с водой композиции, состоящей из следующих компонентов а) смешивающееся с водой поверхностноактивное вещество, которое представляет собой простой гликолевый эфир, и б) по меньшей мере, одно смешивающееся с водой химическое средство для нефтедобычи или газодобычи,причем эти компоненты композиции вводят либо в виде предварительно приготовленной единой гомогенной композиции, либо одновременно параллельно или последовательно в любом порядке в формацию, отличающийся тем, что после ввода компонентов (а) и (б) в нефтеносную материнскую породу формации скважину закрывают на некоторый период времени, после чего нефтеносную материнскую породу формации подвергают тщательной 8 промывке нефтяным материалом. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве простого гликолевого эфира используют алкилзамещенный гликолевый эфир, алкильная группа которого может иметь прямую или разветвленную цепь и содержит 3-6 углеродных атомов. 3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что в качестве гликолевого эфира используют моноалкиловый эфир, по меньшей мере, одного гликоля,выбранного из этиленгликоля, диэтиленгликоля,триэтиленгликоля, тетраэтиленгликоля и пентаэтиленгликоля. 4. Способ по любому из предыдущих пунктов,отличающийся тем, что в качестве гликолевого эфира используют алкилтригликолевый эфир. 5. Способ по любому из предыдущих пунктов,отличающийся тем, что в качестве гликолевого эфира используют, по меньшей мере, один гликолевый эфир, выбранный из группы, включающей этиленгликольмоноэтиловый эфир, этиленгликольмоно-н-пропиловый эфир, этиленгликольмоноизопропиловый эфир, этиленгликольмоно-н-бутиловый эфир, этиленгликольмоноизобутиловый эфир, этиленгликольмоно-2-бутиловый эфир, этиленгликольмоно-трет-бутиловый эфир, диэтиленгликольмоно 8686 н-пропиловый эфир, диэтиленгликоль-моноизопропиловый эфир, диэтиленгликольмоно-н-бутиловый эфир, диэтиленгликольмоноизобутиловый эфир,диэтиленгликольмоно-2-бутиловый эфир, диэтиленгликольмоно-трет-бутиловый эфир, диэтиленгликольмоно-н-пентиловый эфир, диэтиленгликольмоно-2-метилбутиловый эфир, диэтиленгликольмоно-3-метилбутиловый эфир, диэтиленгликольмоно 2-пентиловый эфир, диэтиленгликольмоно-3-пентиловый эфир, диэтиленгликоль-моно-трет-пентиловый эфир, триэтиленгликольмонобутиловый эфир(н-бутилтригликолевый эфир), тетраэтиленгликольмонобутиловый эфир (н-бутилтетрагликолевый эфир) и пентаэтиленгликольмонобутиловый эфир (нбутилпентагликолевый эфир). 6. Способ по любому из предыдущих пунктов,отличающийся тем, что композицию, включающую компоненты (а) и (б), инжектируют в материнскую породу формации в виде предварительно приготовленного единого гомогенного водного раствора, содержащего оба компонента в соотношениях,которые позволяют поддерживать гомогенность композиции. 7. Способ по любому из предыдущих пунктов,отличающийся тем, что в качестве нефтяного материала, используемого для тщательной промывки,используют нефть, добываемую из скважины, подвергаемую обработке, или дизельное топливо, или керосин, но предпочтительно нефть, добываемую из этой скважины. 8. Способ по любому из предыдущих пунктов,отличающийся тем, что количество нефтяного материала, используемого для тщательной промывки эксплуатационной скважины, составляет примерно от 4800 до 480000 л (30-3000 баррелей),причем материал способен достигать и целиком заполнять целевую зону, которая отстоит от ствола скважины на расстоянии до приблизительно 6 м (20 футов). 9. Способ по любому из предыдущих пунктов,отличающийся тем, что после тщательной промывки скважину подвергают необязательной дополнительной, заключительной промывке маслянистым или водным материалом. 10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что в качестве маслянистого материала используют керосин или дизельное топливо, а водного материала воду, которой может служить пресная вода, водопроводная вода, речная вода, морская вода, добываемая вода или пластовая вода при общей солености 0-250 г/л и с рН 0,5-9. 11. Способ по любому из предыдущих пунктов,отличающийся тем, что композицию, включающую компоненты (а) и (б), вводят в материнскую породу формации последовательно таким образом,что за жидкостной пробкой из компонента (а) следует жидкостная пробка из компонента (б) с необязательным использованием прокладки из морской воды между стадиями инжектирования жидкостных пробок (а) и (б). 12. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что в качестве поверхностноактивного вещества используют, по меньшей мере,один простой гликолевый эфир и, по меньшей мере,одно технологическое химическое средство, которое сохраняет прозрачность и стабильность в интервале температур от комнатной до, по меньшей мере, приблизительно 45 С. 13. Способ по любому из предыдущих пунктов,отличающийся тем, что в качестве поверхностноактивного вещества используют компонент (а), который содержится в композиции в количестве от 1 до 30 мас., а в качестве технологического химического средства используют компонент (б), который содержится в количестве от 1 до 25 мас 14. Способ по любому из предыдущих пунктов,отличающийся тем, что в качестве поверхностноактивного вещества используют компонент потока побочных продуктов, отводимых из процессов получения простых гликолевых эфиров, и содержащих большое количество алкилтригликолевых эфиров. 15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют приблизительно 75 мас. н-бутилтригликолевого эфира, примерно 2,5 мас. бутилдигликолевого эфира, около 19 бутилтетрагликолевого эфира и приблизительно 2 бутилпентагликолевого эфира. 16. Способ по любому из предыдущих п.п. 1-11 и 12-15, отличающийся тем, что предварительно приготовленные гомогенные композиции, когда их используют, содержат помимо гликолевого эфира в качестве поверхностно-активного вещества сорастворитель, выбранный из низших алифатических спиртов, который вводят в эксплуатационную скважину в водной среде. 17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что в качестве водной среды в композиции используют воду, выбранную из пресной воды, водопроводной воды, речной воды, морской воды, добываемой воды или пластовой воды, при общей солености 0-250 г/л и рН 0,5-9. 18. Способ по любому из предыдущих пунктов,отличающийся тем, что в качестве химического средства для нефтедобычи или газодобычи используют ингибиторкоррозии,образования отложений,образования газового гидрата,осаждения парафинов илиасфальтенов или представляет собой связывающее сероводород средство или диспергатор парафинов. 19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что в качестве ингибитора образования отложений используют ингибитор, эффективно останавливающий образование кальциевых и/или бариевых отложений не в стехиометрических количествах, а в пороговых количествах и представляющий водорастворимое органическое соединение, молекула которого содержит, по меньшей мере, 2 группы, выбранные из остатков карбоновых кислот, фосфоновых кислот и сульфоновых кислот. 20. Способ по п. 19, отличающийся тем, что в качестве ингибитора образования отложений ис 9 8686 пользуют ингибитор, который выбирают из олигомеров, полимеров и мономеров, содержащих, по меньшей мере, одну гидроксильную группу или аминовый азотный атом. 21. Способ по п. 19, отличающийся тем, что в качестве ингибитора образования отложений используют ингибитор, который выбирают из гидроксикарбоновой кислоты, гидрокси- или аминофосфоновой и сульфоновой кислот. 22. Способ по любому из пп. 19-21, отличающийся тем, что в качестве ингибитора образования отложений используют ингибитор, который выбирают из группы, включающей алифатические фосфоновые кислоты, содержащие 2-50 углеродных атомов, аминоалкилфосфоновые кислоты, полиаминометиленфосфонаты с 2-10 атомами , каждый из которых несет, по меньшей мере, один остаток метиленфосфоновой кислоты, поликарбоновой кислоты, и полимерные анионоактивные соединения, выбранные из поливинилсульфоновой кислоты и поли(мет)акриловых кислот, необязательно содержащих, по меньшей мере, фосфонильную или фосфинильную группу. 23. Способ по любому из п.п. 19-22, отличающийся тем, что в качестве ингибитора образования отложений используют ингибитор, который выбирают из гидроксиэтилдифосфоновой кислоты, этилендиаминтетра (метиленфосфонат)а, диэтилентриаминпента (метиленфосфонат)а и триамин- и тетрааминполиметиленфосфонатов, содержащих 2-4 метиленовые группы между каждой парой атомов ,причем, по меньшей мере, 2 из чисел метиленовьгх групп в каждом фосфонате различны, молочной кислоты и винной кислоты, а также поливинилсульфоновой кислоты, поли(мет)акриловых кислот и фосфинилполиакрилатов. 24. Способ по любому из предыдущих пунктов,отличающийся тем, что в качестве используемого ингибитора образования отложений используют ингибитор, по меньшей мере, частично содержащий в форме его соли щелочной металл. 25. Способ по п. 18, отличающийся тем, что в качестве ингибиторов коррозии используют ингибиторы, которые способны ингибировать коррозию на стали и являются пленкообразователями, пригодными для осаждения на ее поверхности в виде пленки. 26. Способ по п. 25, отличающийся тем, что в качестве ингибиторов коррозии используют ингибиторы, которые представляют некватернизованные гетероциклические соединения с длинными алифатическими гидрокарбильными цепями, у которых имеется алифатическая гидрокарбильная группа,являющаяся гидрофобной ненасыщенной моно- или диэтиленовой алифатической группой. 27. Способ по п. 26, отличающийся тем, что используют -гетероциклическое соединение, которое содержит 1-3 кольцевых азотных атомов при 5-7 кольцевых атомах в каждом цикле. 28. Способ по п. 26, отличающийся тем, что используют -гетероциклическое соединение, которое содержит имидазоловое или имидазолиновое кольцо. 29. Способ по п. 28, отличающийся тем, что используют имидазолиновое кольцо, которое содержит аминоалкиловый или гидроксиалкиловый заместитель. 30. Способ п. 29, отличающийся тем, что используют -гетероциклическое соединение, которое выбирают из 2-аминоэтилимидазолина, 2-гидроксиэтиламидазолина и олеоилимидазолина 31. Способ по п. 18, отличающийся тем, что в качестве ингибитора образования газового гидрата используют твердое полярное соединение, которое выбирают из полиоксиалкиленового соединения,алканоламида, тирозина и фенилаланина. 32. Способ по п. 18, отличающийся тем, что в качестве ингибитора осаждения асфальтенов используют амфотерную жирную кислоту или алкилсукцинатную соль. 33. Способ по п. 18, отличающийся тем, что в качестве ингибитора осаждения парафинов используют полимер или сополимер, который выбирают из олефинового полимера и сополимерного сложного эфира. 34. Способ по п. 33, отличающийся тем, что в качестве ингибитора осаждения парафинов используют полиэтилен или этиленвинилацетатный сополимер. 35. Способ по п. 18, отличающийся тем, что в качестве диспергатора парафинов используют полиамид. 36. Способ по п. 18, отличающийся тем, что в качестве связывающего сероводород средства используют неорганическую перекись, диоксид хлора,альдегид, содержащий 1-10 углеродных атомов, и ненасыщенный кетон. 37. Способ по любому из предыдущих пунктов,отличающийся тем, что используют композицию, в которой количество используемого технологического химического средства составляет от 1 до 25 мас. в пересчете на всю композицию.