Способ ингибирования образования отложений при добыче нефти на нефтепромыслах и композиция для его осуществления

1 Настоящее изобретение относится к химикатам для нефтяных месторождений, в частности к химикатам для нефтедобычи и к их применению. В число химикатов 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 переработки на поверхности. 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 оборудования, когда добыча прекращается вовсе. Одним из таких способов является способ, описанный в патенте США 5002126, в соответствии с которым в отверстие скважины и продуктивный пласт закачивают водорастворимую поверхностно-активную соль металла, содержащую концевой металлический ион, это поверхностноактивное вещество адсорбируется на поверхностях продуктивного пласта, после чего в продуктивный пласт инжектируют водный раствор,содержащий ингибитор образования отложений,способный взаимодействовать с поверхностноактивным веществом, в результате чего образуется металлсодержащий ингибитор, который медленно растворяется в воде, добываемой из продуктивного пласта. 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, поэтому промежуток времени между двумя прокачками 2 сокращается. Практическим результатом в таких случаях является частое вмешательство в работу скважины, которое ухудшает как производительность скважины, так и доходность промысла. Один из способов решения проблемы такого рода заявлен и описан в ранее опубликованной международной заявке WO 96/22451,которая посвящена главным образом адсорбции ингибитора образования отложений на поверхности материнской породы формации, восприимчивой к осаждению отложений. В соответствии с этой заявкой, поверхностно-активное вещество выбирают таким образом, чтобы увеличить период удержания ингибитора образования отложений на обработанной этим путем поверхности, т.е. снизить скорость, с которой ингибитор растворяется добываемой водой, и, следовательно, значительно уменьшить частоту вмешательства в работу скважины. Другой путь решения той же самой проблемы с применением практически идентичной технологии выжимания отложений прокачиванием/закрытием скважины состоит в осаждении ингибитора образования отложений, обладающего низкой водорастворимостью, на поверхности, восприимчивой к осаждению отложений. Такой способ описан, например, в патенте США 4357248. В соответствии с этой публикацией подземный продуктивный пласт обрабатывают инжекцией в него самопроизвольно реагирующего ингибиторного раствора, который в дальнейшем на участвующих в процессе поверхностях материнской породы формации осаждает ингибитор образования отложений, обладающий низкой водорастворимостью. В этом способе анионоактивный ингибитор образования отложений и соль с поливалентным катионом растворяют в водной щелочной жидкости с получением раствора, который содержит как анионы, ингибирующие образование отложений, так и поливалентные катионы, которые совместно растворимы при щелочном значении рН, но которые при пониженных значениях рН и температуре продуктивного пласта осаждаются как ингибирующее образование отложений соединение, характеризующееся эффективной,но относительно низкой водорастворимостью. В этом растворе растворяют также, по меньшей мере, одно соединение, которое вступает во взаимодействие с относительно низкой скоростью с понижением значения рН щелочного раствора. Скорость, с которой значение рН раствора понижается, регулируют адаптированием состава и/или концентрации растворенных в растворе соединений таким образом, чтобы скорость снижения значения рН коррелировала с температурой и свойствами приемистости скважины и продуктивного пласта. Этот способ называют "прокачкой с осаждением". Было установлено, что выбор особого поверхностно-активного вещества и регулирование используемого количества такого поверхно 3 стно-активного вещества не только позволяет значительно усовершенствовать способ прокачки с осаждением, но, что является неожиданным, это усовершенствование существенно превосходит практический эффект того же поверхностно-активного вещества, когда его используют в адсорбционном способе с выжиманием отложений. Таким образом, объектом настоящего изобретения является способ сведения к минимальному числу операций прокачки под давлением/закрытия скважины, необходимых для ингибирования образования отложений, и тем самым повышения производительности нефтяной скважины с применением метода прокачки с осаждением, при этом в нефтеносную материнскую породу формации инжектируют смешивающуюся с водой композицию, включающую: а) смешивающееся с водой поверхностноактивное вещество, которое находится в жидкой форме,б) раствор водорастворимой соли металла,содержащей поливалентный катион, и в) раствор смешивающегося с водой, ингибирующего образование отложений соединения,содержащего анионный компонент, способный при инжектировании в материнскую породу формации в присутствии катионов компонента(б) образовывать in situ ингибирующий образование отложений осадок. Этот способ отличается тем, что в качестве поверхностно-активного вещества (а) применяют простой гликолевый эфир, а минимальная концентрация ионов ингибирующего образование отложений соединения(в) составляет 5000 част./млн в пересчете на общую массу композиции, причем эти компоненты (а)-(в) вводят в материнскую породу формации либо в виде предварительно приготовленной единой гомогенной композиции, либо одновременно параллельно, либо последовательно в любом порядке. Приемлемым простым гликолевым эфиром является алкилгликолевый эфир, в котором приемлемая алкильная группа может быть прямоцепочечной или разветвленной и содержит 3-6 углеродных атомов, предпочтительно 3-5 углеродных атомов. Пригодные для использования простые гликолевые эфиры представляют собой моноалкильные эфиры,такие как нбутилтригликолевый эфир (также известный как триэтиленгликольмоно-н-бутиловый эфир). В частности эти простые гликолевые эфиры включают, помимо прочих, один или несколько эфиров, выбранных из группы, включающей этиленгликольмоноэтиловый эфир, этиленгликольмоно-н-пропиловый эфир, этиленгликольмоноизопропиловый эфир, этиленгликольмонон-бутиловый эфир, этиленгликольмоноизобутиловый эфир, этиленгликольмоно-2-бутиловый эфир, этиленгликольмоно-трет-бутиловый эфир,диэтиленгликольмоно-н-пропиловый эфир, диэтиленгликольмоноизопропиловый эфир, ди 000901 4 этиленгликольмоно-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, диэтиленгликольмоно-трет-пентиловый эфир, триэтиленгликольмонобутиловый эфир (н-бутилтригликолевый эфир), тетраэтиленгликольмонобутиловый эфир (н-бутилтетрагликолевый эфир) и пентаэтиленгликольмонобутиловый эфир (н-бутилпентагликолевый эфир). Приемлемая водорастворимая соль металла (б), содержащая поливалентный катион,представляет собой водорастворимую соль металла группы II или группы VI Периодической таблицы элементов. В частности пригодными из таких солей являются один или несколько металлов, выбранных из меди, кальция, магния,цинка, алюминия, железа, титана, циркония и хрома. Поскольку эти соли должны быть водорастворимьми, среди них предпочтительны галогениды, нитраты, формиаты и ацетаты этих металлов. Однако при выборе соответствующего металла необходимо учитывать, что условия в материнской породе формации должны быть отличными от таких условий, которые вызывают образование отложений под влиянием одного из этих металлов. Предпочтительными являются хлорид кальция, хлорид магния или их смеси. Приемлемым раствором водорастворимой соли является водный раствор. Смешивающимся с водой, ингибирующим образование отложений соединением (в), содержащим анионный компонент, способный при инжектировании в материнскую породу формации в присутствии катионов компонента(б) формировать in situ ингибирующий образование отложений осадок, может служить любое из хорошо известных в данной области техники. Осадок, который формируется in situ, особенно эффективно останавливает образование кальциевых и/или бариевых отложений не в стехиометрических количествах, а в пороговых количествах. Минимальная концентрация ионов(в дальнейшем обозначаемая как "МКИ") используемого ингибирующего образование отложений соединения (в) составляет, по меньшей мере, 5000 мас.част./млн в пересчете на общую массу композиции, а приемлемая равна, по крайней мере, 10000 мас.част./млн, предпочтительно не менее 12000 мас.част./млн. Ингибирующее образование отложений соединение (в) 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 ингибирующее 5 образование отложений соединение (в) является олигомером или полимером либо может быть мономером, содержащим, по меньшей мере,одну гидроксильную группу и/или аминовый азотный атом, в частности в гидроксикарбоновой кислоте, гидрокси- или аминофосфоновой кислоте или сульфоновой кислоте. Примерами соединений (в) являются алифатические фосфоновые кислоты, содержащие 2-50 углеродных атомов, такие как гидроксиэтилдифосфоновая кислота, и аминоалкилфосфоновые кислоты,например, полиаминометиленфосфонаты с 2-10 атомами N, в частности такие, каждый из которых несет, по меньшей мере, один остаток метиленфосфоновой кислоты; примеры этих последних дополнительно проиллюстрированы в заявке ЕР-А-479462, которая включена в настоящее описание в качестве ссылки. Другие ингибирующие образование отложений соединения представляют собой поликарбоновые кислоты, такие как молочная или винная кислоты,и полимерные анионоактивные соединения, такие как поливинилсульфоновая кислота и поли(мет)акриловые кислоты, необязательно содержащие, по меньшей мере, несколько фосфонильных или фосфинильных групп, как в фосфинилполиакрилатах. В приемлемом варианте ингибиторы образования отложений, по меньшей мере, частично содержатся в форме их металлических солей, например натриевых солей. Полный список таких химикатов приведен в заявке ЕР-А-0459171, и они включены в настоящее описание в качестве ссылки. Более конкретно примеры компонента (в) включают одно или более соединений, выбранных из группы, включающей полифосфинкарбоновые кислоты, полиакриловые кислоты, полималеиновые кислоты, другие поликарбоновые кислоты или ангидриды, например, такие как малеиновый ангидрид, итаконовая кислота, фумаровая кислота, мезаконовая кислота и цитраконовая кислота, поливинилсульфонаты, сополимеры и тройные сополимеры вышеперечисленных соединений, например, сополимеры поливинилсульфоната/полиакриловой кислоты, тройные сополимеры поливинилсульфоната/полиакриловой кислоты/полималеиновой кислоты, сополимеры поливинилсульфоната/полифосфинкарбоновой кислоты, фосфонаты, полиаминоэтиленфосфоновые кислоты, например, такие, как аминотриметиленфосфоновая кислота, этилендиаминтетраметиленфосфоновая кислота, нитрилтриметиленфосфоновая кислота, диэтилентриаминпентаметиленфосфоновая кислота,N,N-биc[3-aминoбиc(мeтилeнфocфoнoвaя кислота)пропил],этилендиаминбисметиленфосфоновая кислота,1-гидроксиэтилиден-1,1 дифосфоновая кислота, органофосфатные эфиры, например, такие, как фосфатные эфиры полиолов, содержащие одну или несколько 2 гидроксиэтильных групп, и фосфометилированные полиамины. 6 Выше указано, что один из путей регулирования процесса осаждения соединения, ингибирующего образование отложений in situ, заключается в регулировании значения рН раствора этого соединения с его доведением от того уровня, при котором соединение остается в растворе, до того уровня, который при контактировании соединения с компонентом (б) обусловливает выпадение in situ осадка ингибитора образования отложений. Это может быть достигнуто различными путями. Так, например, в зависимости от природы компонентов (а)-(в),вводимых в формацию, их раствор образуется в следующих условиях.I). Если водная система, окружающая материнскую породу формации, является относительно высококислой и, следовательно, обладает низким значением рН, может оказаться необходимым инжектировать в материнскую породу формации растворы компонентов (б) и (в), которые являются относительно щелочными, а также выдерживать эти компоненты в растворенном состоянии при таком значении рН перед инжектированием в материнскую породу формации. Таким образом, когда два раствора контактируют внутри материнской породы формации и в превалирующих условиях рН и температуры, на поверхности (поверхностях) этой материнской породы формации они in situ осаждают ингибитор образования отложений.II). Если, однако, водная система, окружающая эту материнскую породу формации,является относительно менее кислой или даже щелочной и, следовательно, обладает относительно высоким значением рН, может оказаться необходимым инжектировать в эту материнскую породу формации растворы компонентов(б) и (в), которые являются относительно высококислыми, а также выдерживать эти компоненты в растворенном состоянии при таком значении рН перед инжектированием в материнскую породу формации. Таким образом, когда в этом примере два раствора также контактируют внутри материнской породы формации и в превалирующих условиях рН и температуры, на поверхности (поверхностях) этой материнской породы формации они in situ осаждают ингибитор образования отложений. Когда используют определенное сочетание компонентов (а) и (в), прежде всего, когда водная система, окружающая материнскую породу формации, обладает относительно менее кислым или даже щелочным значением рН, в частности в вышеописанном случае (II), может возникнуть необходимость в инжекции в эту формацию раствора дополнительного соединения,которое является высокочувствительным к теплу и в термических условиях материнской породы формации способно разлагаться с образованием основного соединения и оказывать тем самым влияние на превалирующее значение рН 7 формации, упрощая выпадение in situ осадка ингибитора образования отложений. Таким образом, в соответствии с одним из вариантов выполнения настоящего изобретения предлагается композиция, включающая в водной среде г) по меньшей мере, одно поверхностноактивное вещество, представляющее собой нбутилтригликолевый эфир, в количестве 1-45 мас.% в пересчете на всю композицию,д) раствор водорастворимой соли металла,содержащей поливалентный катион, способный в условиях, превалирующих в материнской породе формации, при совмещении с анионом ингибирующего образование отложений соединения (е) образовывать in situ осадок, и е) раствор смешивающегося с водой, ингибирующего образование отложений соединения в количестве 1-25 мас.% в пересчете на всю композицию, содержащего анионный компонент, способный при инжекции в материнскую породу формации и в присутствии компонента(д) формировать in situ осадок, ингибирующий образование отложений,отличающаяся тем, что минимальная концентрация ионов ингибирующего образование отложений соединения (е) составляет 5000 мас.част./млн в пересчете на общую массу композиции. Достаточно очевидно, что в случае, когда компоненты этой композиции можно вводить одновременно, но порознь, последовательно или в виде предварительно приготовленной единой композиции, необходимо проявлять осторожность в выборе компонентов для гарантии того,чтобы они не образовывали сколько-нибудь значительных количеств осадка, прежде всего ингибитора образования отложений. При последовательном введении компонентов (а), (б) и (в) инжектируемый простой гликолевый эфир (а) в большинстве случаев способен "перемещаться" с меньшей скоростью, чем компоненты (б) и (в),составляющие ингибитор образования отложений. 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 компонентов (б) и (в), составляющих ингибитор образования отложений. После этого обычным путем, которым осуществляют обработку с выдавливанием отложений прокачкой, обе жидкостные пробки можно было бы продавливать в зону вокруг отверстия 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 гликоле 000901 8 вого эфира (а) и компонентов (б) и (в), составляющих ингибитор образования отложений,известна]. В предпочтительном варианте каждый из компонентов сам по себе однороден, а также способен смешиваться с водой. Таким образом, поверхностно-активное вещество предпочтительно содержится в композиции в количестве, составляющем 1-45 мас.%,более предпочтительно 5-25 мас.%, наиболее предпочтительно 5-15 мас.%. По настоящему изобретению можно использовать потоки побочных продуктов, отводимые из процессов получения простых гликолевых эфиров, в которых высоко процентное содержание гликолевых эфиров, таких как, например, н-бутилтригликолевый эфир. Один из таких потоков побочных продуктов включает приблизительно 75 мас.% н-бутилтригликолевого эфира, примерно 2,5 мас.% н-бутилдигликолевого эфира, около 19% н-бутилтетрагликолевого эфира и приблизительно 2% н-бутилпентагликолевого эфира. Относительные доли компонентов (а)-(в) 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 однородность перед ее инжекцией в материнскую породу 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 однородности. В таких случаях с целью сохранить однородность композиции в неоднородную 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 по настоящему изобретению могут содержать, помимо простого гликолевого эфира, сорастворитель, например,такой, как низший алифатический спирт, прежде всего метанол или этанол. 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 кислым значением рН порядка 0,1-1,5 из-за использования сильнокислотного соединения (в), ингибирующего образование отложений. В этих случаях может ока 9 заться необходимым нейтрализовать кислотность композиции с использованием гидроксида щелочного металла, прежде всего гидроксида натрия, гидроксида калия или гидроксида лития,с целью обеспечить однородность композиции. Было установлено, например, что применение гидроксида лития в качестве нейтрализующего агента вместо других гидроксидов щелочных металлов делает допустимым относительно высокое содержание в композиции поверхностноактивного вещества, когда необходимо поддержать однородность этой композиции. Количество используемого соединения,ингибирующего образование отложений, составляет, по меньшей мере, 5000 част./млн,предпочтительно, по крайней мере, 10000 част./млн, и находится в интервале 1-25 мас.% в пересчете на композицию в целом, предпочтительно 5-15 мас.%, более предпочтительно 6-10 мас.%. В этих пределах используемое количество зависит, вероятно, от природы применяемого химиката, цели его применения и природы материнской породы формации и соответствует тому количеству, при котором компоненты композиции должны быть способны смешиваться с водой, а сама композиция должна быть гомогенной. Для композиций по настоящему изобретению важно, чтобы они оставались прозрачными и стабильными в интервале температур от комнатной до, по меньшей мере, приблизительно 45 С. Однако в интервалах концентраций компонентов, указанных выше, можно разработать композиции, которые остаются стойкими в значительно более широком температурном интервале, в условиях которого вводят композицию,например, от комнатной температуры до температуры в эксплуатационной скважине (в частности от 90 до примерно 150 С, прежде всего приблизительно 110 С). При выполнении настоящего изобретения, когда компоненты композиции инжектируют под давлением в эксплуатационную скважину или материнскую породу формации либо в виде предварительно приготовленной композиции, либо одновременно,либо последовательно, ингибиторы образования отложений выпадают in situ в осадок на поверхности (поверхностях) материнской породы продуктивного пласта и удерживаются в течение относительно длительных периодов. Применение относительно небольших молекул, таких,как молекулы простого гликолевого эфира,прежде всего С 3-С 6(алкил)тригликолевого эфира, в качестве поверхностно-активного вещества позволяет избежать использования поверхностно-активного вещества с большими молекулами(содержащими С 6 алкильные группы), сводя тем самым к минимальному любой риск образования агрегатов поверхностно-активного вещества, что, в свою очередь, может привести к образованию высоковязких эмульсий, вызывающих закупорку скважин. 10 Следовательно, такая композиция может включать, кроме того, другие компоненты, такие как (ш) другие используемые для добычи химикаты или (щ) сорастворители, благодаря которым, если это требуется, композиция остается стойкой при относительно высоких температурах или когда поверхностно-активное вещество используют в концентрациях, находящихся в верхнем квартиле 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 получать добавлением простого гликолевого эфира в качестве поверхностноактивного вещества (а) в водный раствор формирующих ингибитор образования отложений соединений (б) и (в) с последующим осторожным перемешиванием. Если готовый материал вначале оказывается мутным, 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 по настоящему изобретению можно готовить с использованием концентратов компонентов (а), (б) и (в), которые можно транспортировать как таковые к месту применения, где их смешивают в соответствующих количествах,необходимых для достижения требуемой однородности, с водной средой, в которой растворено это химическое средство. Эти компоненты можно инжектировать под соответствующим давлением в нефтеносную зону, например, в материнскую породу формации, по эксплуатационной скважине, в частности в нижнюю часть сердцевины, а затем инжектировать отдельную жидкость для продавливания компонентов композиции внутрь нефтеносной зоны. Эту жидкость можно применять как продавливающую массу, и ею может служить морская вода или дизельное топливо. Далее компоненты композиции оставляют ("закрывают") в нефтеносной зоне, а нефтедобычу временно прекращают. Необходимый период закрытия составляет 5-50 ч, например 10-30 ч. В ходе проведения этого процесса под инжекционным давлением инжектированные компоненты композиции просачиваются через нефтеносную зону. В период закрытия инжектированные компоненты композиции контактируют с находящимися в продуктивном пласте текучими средами и формируютin situ осадок ингибитора образования отложений, который осаждается на поверхности (поверхностях) в материнской породе формации. Это явление носит название эффекта "прокачки 11 с осаждением", причем этот осадок ингибирует образование отложений и, кроме того, не подвержен легкому выщелачиванию добываемой водой, что, таким образом, дает возможность поддержать извлечение нефти из таких зон. По завершении этого периода добыча нефти может быть возобновлена. В данном случае производительность нефтедобычи первоначально обычно высока, так как в добываемой воде обычно содержатся растворимые кальциевые соединения. С течением времени, например по прошествии нескольких месяцев, производительность может снизиться, а также может снизиться содержание ингибитора образования отложений,что означает возможное возникновение проблем, связанных с образованием отложений в формации, после чего добычу можно приостановить и в скважину инжектировать свежую порцию компонентов композиции. Аналогичные методы можно осуществлять для ингибирования отложений асфальтенов, ингибирования отложений или диспергирования восков и связывания сероводорода, хотя для ингибирования коррозии и образования газового гидрата эту композицию обычно инжектируют по нисходящей скважине непрерывно. Дополнительной особенностью композиций по настоящему изобретению является то,что при использовании осадка ингибитора образования отложений нефть и простой гликолевый эфир по завершении вышеописанного процесса прокачки под давлением с осаждением поднимают на поверхность, т.е. выше уровня грунта,при этом во время последующего охлаждения композиции большая часть такого гликолевого эфира входит скорее в водную фазу, а не в нефтяную фазу этой 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 ингибитора образования отложений, по меньшей мере, вдвое, благодаря чему уменьшается ежегодный расход этого химического средства в сравнении с тем, который обычно требуется, а также соответственно сокращаются простои на время обработки таким химическим средством и закрытия скважины,что приводит к повышению производительности. Такой способ можно равным образом эффективно осуществлять последовательным ин 000901 12 жектированием в эксплуатационную скважину компонентов композиции. Ниже сущность настоящего изобретения проиллюстрирована на примерах. Пример 1. 1.1. Технологию ингибирования образования отложений прокачкой с осаждением испытывали в ходе проведения ряда лабораторных экспериментов с затоплением керна. Общий метод состоял в следующем: для имитации формации нефтяной скважины из песчаника,извлеченного из месторождения Forties Field группы Brent, в качестве образца для исследования вырезали керн (3,815,25 см) и устанавливали в держателе для керна типа держателя Хасслера. Его комплексно очищали последовательным применением при комнатной температуре растворителей, включая метанол, толуол и воду. Далее установленный в держателе керн насыщали пластовым рассолом и при комнатной температуре определяли проницаемость для рассола. После этого керн насыщали тяжелой сырой нефтью (из Forties Field в Северном Море), нагревали до 107 С и выдерживали при этой температуре в течение 24 ч. При этой температуре с низкой скоростью осуществляли затопление для восстановления остаточного насыщения керна нефтью (Sor), т.е. состояния, когда дополнительного количества нефти из него экстрагировать было невозможно. Затем керн охлаждали до комнатной температуры. После этого в керн инжектировали 2 объема пор раствора смеси простых гликолевых эфиров концентрацией 15 мас.%, а именно, продукта РСР 96-44 (состав этой смеси простых гликолевых эфиров указан ниже). Далее температуру керна вновь повышали до 107 С и при этой температуре керн оставляли на 6 ч. После этого при комнатной температуре инжектировали 8 объемов пор жидкостной пробки с ингибирующим образование отложений соединением (в), смешанным с металлической солью (б), растворенных в морской воде, и керн оставляли закрытым при этой температуре в течение дополнительных 12 ч. После завершения операции закрытия керн подвергали постпромывке морской водой. Результаты затопления керна сведены в представленную ниже таблицу. Конкретно использованное в качестве ингибитора образования отложений соединение (в) представляло собой продукт Dequest 2060S(фирма Monsanto, представляет собой раствор диэтилентриаминпентаметиленфосфоновой кислоты), приготовленный растворением в морской воде. Для осаждения продукта концентрацию ингибирующего образование отложений соединения (в) доводили до 12628 част./млн в пересчете на активное ингибирующее соединение и с целью вызвать эффект осаждения добавляли 2000 част./млн кальциевых ионов компонента (б) в виде СаСl6 Н 2 О. После добавления кальция значение рН доводили до 4,0. В случае базового (контрольного) осаждения при рН 4,5 концентрация активного ингибирующего соединения составляла 12000 част./млн. Для сопоставления эффективности способа по настоящему изобретению (в дальнейшем сокращенно обозначенного как "УЛУЧШЕННЫЙ") с широко применяемым адсорбционным способом проводили дополнительное испытание. Для осуществления адсорбционного способа в качестве соединения, ингибирующего образование отложений, использовали тот же самый продукт Dequest 2060S, но при содержании действующего вещества 12000 част./млн и рН 2, получая адсорбционную базовую линию. Необходимо отметить, что пониженное значение рН 2 адсорбционной базовой линии в действительности способствует улучшенному удержанию ингибитора образования отложений в сравнении с относительно повышенным значением рН, используемым для осуществления способа по изобретению. Постпромывочный рассол включал: Ион Результаты затопления керна Таблица 1 Число объемов пор 10 50 100 150 200 250 300 350 400 500 600 700 800 1000 1050 1100 1150 1500 2000 2200 Базовая линия Адсорбционная "Улучшенный" базовая линия Конц. ингибиосаждения тора Конц. ингиби- Конц. ингибитора (част./млн) (част./млн) (по тора изобретению) Усовершенствование, достигаемое при осуществлении предлагаемого способа, можно суммарно представить в виде функции минимальной концентрации ингибитора, как это показано ниже. Базовая линия осажден. относительно адсорбционной базовой линии Улучшенное осажден. относительно адсорбционной базовой линии Улучшенное осаждение относительно базовой линии осаждения Пример 2. Технологию ингибирования образования отложений прокачкой под давлением с осаждением испытывали в ходе проведения ряда лабораторных экспериментов с затоплением керна. Общий метод состоял в следующем: для имитации формации нефтяной скважины из песчаника, извлеченного из месторождения MagnusMain, в качестве образца для исследования вырезали керн [2,54 см (1 дюйм)7,62 см (3 дюйма)] и устанавливали в держателе для керна типа держателя Хасслера. Его очищали для удаления всех углеводородов или полярных компонентов, содержавшихся в керне, последовательным применением при комнатной температуре мягких растворителей, включая поочередную инжекцию толуола и метанола. В этот керн с расходом 120 мл/ч инжектировали меченый рассол и из образовывавшегося отходящего потока продуктов в виде 2-миллилитровых аликвот отбирали пробы. Далее установленный в держателе керн с расходом 120 мл/ч в течение трех часов насыщали рассолом из формации Magnus и при комнатной температуре определяли проницаемость для рассола. Рассол из формацииMagnus метили 50 част./млн литиевого изотопного индикатора для определения фактического объема пор образца. Далее для определения эффективного объема пор путем определения объема инжектированного рассола, когда концентрация лития составляла половину нормированного значения, и вычитанием известного мертвого объема системы пользовались графиком нормированной концентрации лития. Абсолютную проницаемость керна для жидкости определяли нагреванием керна до 116 С и последующим затоплением керна при расходе 0, 30,60, 90 и 120 мл/ч. Для расчета проницаемости в соответствии с уравнением Дарси использовали 15 крутизну графика зависимости перепада давления на пути через керн от расхода потока: К = А Р/L. Затем керн насыщали тяжелой сырой нефтью из месторождения Magnus Field в Северном Море, профильтрованной и обезгаженной, инжекцией внутрь образца нагретой до 116 С нефти с расходом 120 мл/ч в течение 1 ч и оставляли при этой температуре в течение 24 ч. После этого с применением того же метода, который описан выше, определяли проницаемость для нефти (при Swc). Сырую нефть вытесняли из керна затоплением пластовой водой из месторождения Magnus при температуре продуктивного пласта (116 С) и при расходе потока 120 мл/ч. Далее производили определение проницаемости Sor. После этого в образец керна с использованием вышеуказанной искусственной морской воды инжектировали два объема пор раствора, улучшающего прокачку поверхностно-активного вещества ESP2000 концентрацией 15 мас.% (который представлял собой смесь простых гликолевых эфиров, также известную под вышеприведенным обозначением РСР 9644). Затем керн в течение периода, по меньшей мере, 18 ч охлаждали до 80 С. После этого в керн с расходом 60 мл/ч инжектировали раствор продукта Scaletreat XL14FD в морской воде с содержанием активного вещества 2,5 мас.% (активный полималеатный ингибитор образования отложений, фирма TR Oil Services Ltd., Дайс,Абердин). Перед повышением температуры в сушильном шкафу до 116 С впускные линии очищали промывкой сильной струй и сливаемую жидкость направляли на поверхность керна с обратным истечением рассола (что также известно как "постпромывка") (пластовая вода/морская вода в соотношении 50:50). Далее жидкости внутри образца керна закрывали на 24 ч. Раствор ингибитора метили 50 част./млн литиевого изотопного индикатора, что позволяло определять эффективный для жидкости объем пор на этой стадии испытания. После закрытия керн подвергали постпромывке смесью пластовая вода/морская вода в соотношении 50:50 (с обратным истечением рассола), которую инжектировали в керн с расходом 60 мл/ч в количестве, равном приблизительно 2400 объемов. Затем с помощью того же самого метода, что описан выше, определяли проницаемость для смеси пластовой воды с рассолом 50:50. Керн подвергали затоплению сырой нефтью с расходом 120 мл/ч в течение 1 ч, после чего определяли проницаемость для нефти. По завершении обратного истечения (постпромывки) образец повторно очищали с использованием толуола и метанола и насыщали пластовой водой из месторожденияMagnus. Далее определяли конечную проницаемость для пластовой воды. После определения проницаемости через образец пропускали метанол, прибор демонтировали, образец удаляли и сушили. Послетестовый образец анализировали сканирующей электронной микроскопией(СЭМ) и результаты сопоставляли с результатами, полученными перед испытанием. В качестве послетестового образца использовали верхний торцевой срез реального образца для испытаний. Образцы монтировали на стандартных алюминиевых стойках с использованием коллоидного графита в качестве цемента, располагая стороны свежих срезов вверх. Далее с помощью напылительной установки для нанесения покрытий свежие поверхности образцов покрывали золотом. В режиме формирования изображений с помощью вторичных электронов (ВЭ) и электронов, рассеянных в обратном направлении (ЭРОН), получали микрофотографии. Идентификацию фаз осуществляли с помощью энергетического рентгенографического (ЭРГ) анализа. Результаты затопления представлены в приведенной ниже таблице. В этом конкретном случае использованное ингибирующее образование отложений соединение представляло собой патентованную композицию Scaletreat XL14FD, которая in situ выделяла активный полималеат аналогично тому, как это описано ниже. В материнскую породу формации инжектировали растворы малеата и низкокислотного хлорида кальция. После этого в формацию вводили термодеструктируемое соединение (мочевину), которое в температурных условиях, превалировавших в материнской породе формации, разлагалось, в результате чего выделялось основное соединение, которое повышало значение рН растворов и образовывало in situ осадок активного полималеатного соединения. Использованные рассолы содержали ионы, перечисленные в приведенной ниже таблице. ИонClHCO3SO4 Состав в мг/л пластовая вода искусственная вода 11034 10890 210 460 70 1328 250 428 220 0 45 0 17350 19700 1100 124 0 2960 Примечание: в каждом случае концентрация ионов Fe2+ составляла 0. Из морской воды,используемой для приготовления рассола при соотношении 50:50 (добываемая вода/морская вода), удаляли сульфат и его заменяли равными молярными количествами NaCl. Перед доведением рН до значения 6,1 рассолы обезгаживали. Результаты затопления керна Число объемов пор 10 Базовая линия осаждения Конц. ингибитора Усовершенствование, достигаемое приосуществлении предлагаемого способа, можно суммарно представить в виде функции минимальной концентрации ингибитора, как это показано ниже. Минимальная концентрация ингибитора Улучшенное осаждение относительно базовой линии осаждения 1,75 1,90 1,90 Во время этих экспериментов данные измерений проницаемости для ряда значений расходов потоков усредняли. Результаты сведены в представленную выше табл. 2. По данным измерений начальная проницаемость очищенного образца для рассола составляла 98 мД (аббревиатура обозначает миллидарси). Как и ожидалось, при остаточном насыщении нефтью перед использованием ингибитора это значение опускалось до 27 мД. По завершении стадии обратного истечения во время данного испытания это значение возрастало до 69 мД. Возможно, этот рост происходил благодаря удалению из образца во время применения ингибитора небольшого количества сырой нефти. По завершении испытания проницаемость повторно очищенного образца для рассола составляла, как было установлено, 86 мД. Во время затопления керна дважды определяли также проницаемость для нефти. В первом из этих случаев, когда измерения проводили в условиях, близких к насыщению водой,получали 30 мД. При остаточном насыщении нефтью в конце испытания проницаемость для нефти опускалась до 21 мД. Анализ данных измерений показывает, что в результате экспериментов во время испытания происходит небольшое уменьшение проницаемости для жидкости. Это, вероятно, происходит в результате осаждения баритных отложений в испытательном образце, приводящего к наблю 18 даемому уменьшению проницаемости. Такая теория подтверждается анализом СЭМ послетестового образца. Осаждение отложений может происходить в конце фазы обратного истечения во время испытания, поскольку концентрация ингибитора опускается ниже минимальной концентрации ингибитора (МКИ) для среды образования отложений. Следовательно, уменьшение проницаемости можно рассматривать как артефакт, привнесенный методологией испытания, так как при проведении полевых испытаний возникновение таких условий предотвращается, по-видимому, дальнейшими операциями обработки прокачкой под давлением. Результаты испытания указывают на то,что вследствие включения в методику испытания продукта ESP2000 продолжительность действия эффекта прокачки под давлением при высоких и низких значениях МКИ удваивается. Благодаря сочетанию химического средства,повышающего эффективность прокачки под давлением, с улучшенным осаждением ингибитора образования отложений, которое обусловливалось МКИ при 10 част./млн активного вещества, достигалась продолжительность, которая примерно в 6 раз превышала продолжительность в случае только обычной адсорбционной обработки. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ сведения к минимальному числа операций прокачки под давлением и закрытия скважины, необходимых для ингибирования образования отложений, и тем самым повышения производительности нефтяной скважины с применением метода прокачки с осаждением,при этом в нефтеносную материнскую породу формации инжектируют смешивающуюся с водой композицию, включающую:(б) раствор водорастворимой соли металла,содержащей поливалентный катион, и(в) раствор смешивающегося с водой, ингибирующего образование отложений соединения, содержащего анионный компонент, способный при инжектировании в материнскую породу формации в присутствии катионов компонента (б) образовывать in situ ингибирующий образование отложений осадок,отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества (а) применяют простой гликолевый эфир, а минимальная концентрация ионов ингибирующего образование отложений соединения (в) составляет 5000 част./млн в пересчете на общую массу композиции, причем компоненты (а)-(в) вводят в материнскую породу формации либо в виде предварительно приготовленной единой гомогенной 19 композиции, либо одновременно параллельно,либо последовательно в любом порядке. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что простой гликолевый эфир представляет собой алкилгликолевый эфир, алкильная группа которого имеет прямую или разветвленную цепь и содержит 3-6 атомов углерода. 3. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что простой гликолевый эфир включает один или несколько эфиров, выбранных из группы, включающей этиленгликольмоноэтиловый эфир, этиленгликольмоно-н-пропиловый эфир, этиленгликольмоноизопропиловый эфир, этиленгликольмонон-бутиловый эфир, этиленгликольмоноизобутиловый эфир, этиленгликольмоно-2-бутиловый эфир, этиленгликольмоно-трет-бутиловый эфир,диэтиленгликольмоно-н-пропиловый эфир, диэтиленгликольмоноизопропиловый 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, диэтиленгликольмоно-трет-пентиловый эфир, триэтиленгликольмонобутиловый эфир (н-бутилтригликолевый эфир), тетраэтиленгликольмонобутиловый эфир (н-бутилтетрагликолевый эфир) и пентаэтиленгликольмонобутиловый эфир (н-бутилпентагликолевый эфир). 4. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что водорастворимая соль металла (б), содержащая поливалентный катион, представляет собой соль металла группы II или группы VI Периодической таблицы элементов. 5. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что водорастворимая соль металла (б) представляет собой соль одного или нескольких металлов, выбранных из меди, кальция, магния, цинка, алюминия, железа, титана, циркония и хрома. 6. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что водорастворимую соль металла (б) выбирают из галогенидов,нитратов, формиатов и ацетатов этих металлов. 7. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что водорастворимая соль металла (б) представляет собой хлорид кальция, хлорид магния или их смесь. 8. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что раствор водорастворимой соли металла (б) представляет собой водный раствор. 9. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что смешивающееся с водой, ингибирующее образование отложений соединение (в), включающее анионный 20 компонент, способный при инжектировании в материнскую породу формации в присутствии катионов компонента (б) образовывать in situ ингибирующий образование отложений осадок,представляет собой водорастворимое органическое соединение, молекула которого содержит,по меньшей мере, две (I) карбоксильные кислотные группы и/или (II) фосфоновокислотные группы и/или (III) сульфоновокислотные группы. 10. Способ по п.9, отличающийся тем, что соединение (в) содержит 2-30 карбоксильных кислотных и/или фосфоновокислотных и/или сульфоновокислотных групп. 11. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что ингибирующее образование отложений соединение (в) представляет собой олигомер, полимер или мономер,по меньшей мере, с одной гидроксильной группой и/или аминовым азотным атомом. 12. Способ по п.11, отличающийся тем, что соединение (в) представляет собой гидроксикарбоновую кислоту, гидрокси- или аминофосфоновую кислоту или сульфоновую кислоту. 13. Способ по п.12, отличающийся тем, что в качестве соединения (в) выбирают одно или несколько соединений из группы, включающей полифосфинкарбоновые кислоты, полиакриловые кислоты, полималеиновые кислоты, другие поликарбоновые кислоты или ангидриды, поливинилсульфонаты и их сополимеры и тройные сополимеры, фосфонаты, полиаминоэтиленфосфоновые кислоты, 1-гидроксиэтилиден-1,1 дифосфоновую кислоту, органофосфатные эфиры и фосфометилированные полиамины. 14. Способ по п.12, отличающийся тем, что в качестве соединения (в) выбирают одно или несколько соединений из группы, включающей молочную кислоту, лимонную кислоту, винную кислоту, малеиновый ангидрид, итаконовую кислоту, фумаровую кислоту, мезаконовую кислоту, цитраконовую кислоту, сополимеры поливинилсульфоната/полиакриловой кислоты,тройные сополимеры поливинилсульфоната/полиакриловой кислоты/полималеиновой кислоты, сополимеры поливинилсульфоната/полифосфинкарбоновой кислоты, аминотриметиленфосфоновую кислоту, этилендиаминтетраметиленфосфоновую кислоту, нитрилтриметиленфосфоновую кислоту, диэтилентриаминпентаметиленфосфоновую кислоту, N,N'бис[3-аминобис(метиленфосфоновая кислота) пропил], этилендиаминбисметиленфосфоновую кислоту и фосфатные эфиры полиолов, содержащие одну или несколько 2-гидроксиэтильных групп. 15. Способ по п.12, отличающийся тем, что соединение (в) представляет собой алифатические фосфоновые кислоты, содержащие 2-50 атомов углерода. 16. Способ по п.15, отличающийся тем, что соединение (в) представляет собой полиамино 21 метиленфосфонаты, содержащие 2-10 атомов N,причем каждый из атомов азота необязательно несет, по меньшей мере, одну метиленфосфоновокислотную группу. 17. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что ингибирующее образование отложений соединение (в), по меньшей мере, частично находится в форме его соли щелочного металла. 18. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что минимальная концентрация ионов (МКИ) используемого ингибирующего образование отложений соединения (в) составляет, по меньшей мере, 10000 част./млн в пересчете на общую массу композиции. 19. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что значения рН композиции регулируют таким образом, чтобы перед ее вводом в материнскую породу формации компоненты этой композиции находились в растворе, в то время как при инжектировании в материнскую породу формации и в условиях рН и температуры, превалирующих или существующих в этой материнской породе, рН раствора изменялась с достижением такого уровня,при котором вследствие контактирования соединения (в) с соединением (б) in situ выпадал осадок ингибитора образования отложений. 20. Способ по п.19, отличающийся тем, что а) раствор, содержащий соединения (б) и(в) в композиции, является высококислым и б) водная система, окружающая материнскую породу, обладает относительно менее кислым или щелочным значением рН, недостаточным для возможности осаждения in situ ингибитора образования отложений при инжектировании композиции в материнскую породу формации, вследствие чего в) в эту материнскую породу формации инжектируют раствор дополнительного соединения, которое обладает чувствительностью к теплу и способностью в термических условиях в материнской породе формации разлагаться,вследствие чего выделяется основное соединение, оказывая тем самым влияние на превалирующее значение рН в этой формации, упрощающее формирование in situ осадка ингибитора образования отложений. 21. Способ по п.20, отличающийся тем, что чувствительное к теплу соединение представляет собой мочевину или ее производные. 22. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что компоненты(а), (б) и (в) последовательно вводят в материнскую породу формации таким образом, что вначале в эту материнскую породу формации инжектируют жидкостную пробку из простого гликолевого эфира (а) с последующей жидкостной пробкой из компонентов (б) и (в), составляющих ингибитор образования отложений,необязательно размещая прокладку из морской 22 воды между этими двумя жидкостными пробками для основной обработки. 23. Композиция, включающая в водной среде(г) по меньшей мере, одно поверхностноактивное вещество, представляющее собой нбутилтригликолевый эфир, в количестве 1-45 мас.% в пересчете на всю композицию,(д) раствор водорастворимой соли металла,содержащей поливалентный катион, и(е) раствор смешивающегося с водой, ингибирующего образование отложений соединения в количестве 1-25 мас.% в пересчете на всю композицию, содержащего анионный компонент, способный при инжектировании в материнскую породу формации и в присутствии катионов компонента (д) формировать in situ осадок, ингибирующий образование отложений,отличающаяся тем, что минимальная концентрация ионов ингибирующего образование отложений соединения (е) в композиции составляет, по меньшей мере, 5000 мас.част./млн в пересчете на общую массу композиции. 24. Композиция по п.23, отличающаяся тем, что поверхностно-активное вещество (г) содержится в количестве 1-45 мас.%. 25. Композиция по п.23, отличающаяся тем, что поверхностно-активное вещество (г) представляет собой побочные продукты из потока, отводимого из процессов получения простых гликолевых эфиров, который содержит большое количество н-алкилтригликолевого эфира. 26. Композиция по п.23, отличающаяся тем, что н-алкилтригликолевый эфир представляет собой н-бутилтригликолевый эфир, а поток побочных продуктов включает приблизительно 75 мас.% н-бутилтригликолевого эфира, примерно 2,5 мас.% н-бутилдигликолевого эфира,около 19% бутилтетрагликолевого эфира и приблизительно 2% бутилпентагликолевого эфира. 27. Композиция по любому из предыдущих пп.23-26, отличающаяся тем, что она представляет собой гомогенный раствор, необязательно содержащий небольшие количества солюбилизирующего агента, сохраняющего гомогенность раствора в процессе его хранения и транспортировки. 28. Композиция по п.27, отличающаяся тем, что солюбилизирующим агентом служит низший алифатический спирт, который содержится в количестве, достаточном для поддержания гомогенности композиции в виде раствора. 29. Композиция по п.26 или 27, отличающаяся тем, что солюбилизирующим агентом служит метанол или этанол. 30. Композиция по любому из предыдущих пп.23-29, отличающаяся тем, что водной средой служит пресная, водопроводная, речная, морская, добываемая или пластовая вода при общей солености в интервале от 0 до 250 г/л. 31. Композиция по п.30, отличающаяся тем, что соленость водной среды составляет от 5 до 50 г/л. 32. Композиция по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что значение рН ее водной среды составляет 0,5-9. 33. Композиция по любому из предыдущих пп.23-32, отличающаяся тем, что концентрация используемого соединения, ингибирующего образование отложений, составляет, по меньшей 24 мере, 5000 част./млн, и оно содержится в количестве 1-25 мас.% в пересчете на всю композицию. 34. Композиция по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что концентрация используемого соединения, ингибирующего образование отложений, составляет, по меньшей мере, 5000 част./млн, и оно содержится в количестве 1-15 мас.% в пересчете на всю композицию.