Химические средства для нефтяных и газовых месторождений

1 Настоящее изобретение относится к химическим средствам для нефтяных и газовых месторождений и к их применению для увеличения добычи нефти или газа. На практике эффективность добычи нефти на нефтяных и газовых месторождениях со временем часто снижается. Такое снижение часто связано с ухудшением коллекторских свойств продуктивного пласта, которое может проявляться в виде пониженной проницаемости формации для нефти или газа. Кроме того, для вытеснения нефти в скважину часто в формацию на некотором расстоянии от эксплуатационной скважины необходимо инжектировать водные жидкости. В патенте США 5092405 описана инжекция в эксплуатационную скважину химических средств, сильно разбавленных водных растворов неионогенных или анионных поверхностноактивных веществ, в частности алкоксилированных алкилсульфатов и алкоксилированных алкарилсульфонатов, для разрешения проблем,связанных с ухудшением коллекторских свойств продуктивного пласта, например блокирования воды, и для упрощения извлечения нефти. В настоящее время используют алкилгликолевые простые эфиры, которые способны существенно улучшить извлечение нефти и газа из подземных формаций, прежде всего решить проблемы ухудшения коллекторских свойств продуктивного пласта. Согласно настоящему изобретению предлагается способ добычи, по меньшей мере, одного такого полезного ископаемого как нефть и газ, из подземной формации, содержащей нефть или газ. При осуществлении предлагаемого способа в эту формацию инжектируют, по меньшей мере, один моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля (далее называемый как соединение 1), в котором алкильные группы содержат 3-5 атомов углерода, а полиэтиленгликоль содержит 3-6 этиленоксизвеньев, и из этой формации добывают нефть и/или газ. По настоящему изобретению предлагается также способ увеличения добычи, по меньшей мере, одного такого полезного ископаемого, как нефть и газ, из содержащей его подземной формации. При осуществлении предлагаемого способа в эту формацию инжектируют, по меньшей мере, одно соединение 1 и из этой формации добывают нефть и/или газ. Это соединение представляет собой моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля, в котором алкильной группой является алкильная группа с прямой или разветвленной цепью, содержащая 3-5 атомов углерода, например, н- или изопропил, н-, изо-, втор- или трет-бутил, н-, изо-,втор- или трет-пентил (амил), в частности нбутил. Соединения 1 содержат 3-6, например 4 или 5 этиленоксизвеньев, а наиболее предпочтительными являются соединения с 3 такими звеньями. Примеры приемлемых соединений 1 2 включают моно-н-бутиловый эфир триэтиленгликоля, также известный как бутилтригликолевый эфир, и моно-н-бутиловые эфиры тетраэтиленгликоля и пентаэтиленгликоля. Соединение 1 можно использовать, по существу, в чистом виде или в виде смеси, по меньшей мере, с одним соответствующим алкиловым эфиром другого полиэтиленгликоля, преимущественно с 36 этиленоксизвеньями. Так, например, эта смесь может включать, по меньшей мере, 60%, в частности, по крайней мере, 80%, например 60-99% или 80-98%, соединения(ий) 1 и до 40%, в частности до 20%, например 1-40% или 2-20% этих других гликолевых эфиров. Смесь может также включать моноалкиловые эфиры смеси полиэтиленгликолей, причем среднее молярное содержание этиленоксизвеньев составляет 2,6-6,4,например 2,9-4,5 или 4,0-5,8. Обычно гликолевые эфиры, соединения 1 являются слабо структурирующими амфифилами. Смесь может также включать небольшие количества, например до 10% каждого из С 3-С 5 алкиловых моноалкиловых эфиров полиэтиленгликолей с 7-20, например с 7-10 этиленоксизвеньями, обычно преимущественно до 40 или 30% этих эфиров. Соединение(я) 1 может(гут) быть использовано(ы) индивидуально или может(гут) быть использовано(ы) в смеси с другими гликолевыми эфирами, такими как моноалкиловые эфиры моно- и диэтиленгликоля, у которых алкильная группа, которая может быть линейной или разветвленной, содержит 1-8 атомов углерода, например метил, этил, пропил, бутил, гексил или октил. Примерами являются этиленгликольмоноэтиловый эфир, этиленгликольмоно-н-пропиловый эфир, этиленгликольмоноизопропиловый эфир, этиленгликольмоно-н-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, диэтиленгликольмонотрет-бутиловый эфир, диэтиленгликольмоно-нпентиловый эфир, диэтиленгликольмоно-2 метилбутиловый эфир, диэтиленгликольмоно-3 метилбутиловый эфир, диэтиленгликольмоно-2 пентиловый эфир, диэтиленгликольмоно-3 пентиловый эфир, диэтиленгликольмоно-третпентиловый эфир. Можно также использовать монометиловые или моноэтиловые эфиры триэтиленгликоля. Количество соединения(й) 1 в этих смесях может быть равным, по меньшей мере, 60%, преимущественно, по крайней мере,70%, например 60-98% или 70-98%, а содержание другого гликолевого эфира может достигать 40%, например до 20%, в частности 1-40% или 2-30% в пересчете на общую массу смеси. При осуществлении настоящего изобретения предусмотрена возможность использования потоков 3 побочных продуктов, которые отводят из процессов получения простых гликолевых эфиров и которые содержат в высокой концентрации такие гликолевые эфиры, прежде всего алкилтригликолевые эфиры, например такие, как нбутилтригликолевый эфир. Такой поток побочных продуктов может включать в качестве основного компонента н-бутилтригликолевый эфир совместно с меньшими количествами других алкилтригликолевых эфиров. Один такой поток побочных продуктов включает 70-80, например приблизительно 75 мас.% н-бутилтригликолевого эфира, 1-5 мас.%, в частности примерно 2,5 мас.% бутилдигликолевого эфира,15-25 мас.%, например, около 19% бутилтетрагликолевого эфира и 1-5 мас.%, например, приблизительно 2% бутилпентагликолевого эфира. Предпочтительна смесь приблизительно 75 мас.% н-бутилтригликолевого эфира, примерно 2,5 мас.% бутилдигликолевого эфира, около 19% бутилтетрагликолевого эфира и приблизительно 2% бутилпентагликолевого эфира, и эта смесь далее названа как смесь 2. Значение гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) соединения 1 может составлять 1217, предпочтительно 14-16,5, преимущественно 14,5-16. Предпочтительным соединением 1 является соединение, которое при смешении, по меньшей мере, в одной пропорции с дистиллированной водой и октаном способно образовывать 3 жидкие фазы при температуре, по меньшей мере, одно значение которой находится в пределах 20-200 С, преимущественно, например 50-150 или 100-130 С. Относительные массовые пропорции соединения 1, дистиллированной воды и октана, образующие эти три фазы,могут составлять 10-50:60-20:50. Соединение 1 может характеризоваться точкой помутнения в смеси с дистиллированной водой или, в частности, с водой, содержащей соль в количестве до уровня насыщения, например до 40 г/л хлорида натрия, в пределах 0-250 С, преимущественно 50-150 С, в частности ниже температуры продуктивного пласта, но его можно смешивать с дистиллированной водой или пластовой водой до 130 С. Соединение 1 можно инжектировать в формацию в неразбавленном виде, но его можно также смешивать с водой с получением водной композиции, содержащей, по меньшей мере, 1 мас.%, в частности 6 мас.%, преимущественно,по крайней мере, 15 мас.% соединения 1. Композиция может содержать 1-99%, например 160%, в частности 6-50%, преимущественно 1550% и предпочтительно 25-45% соединения 1. Водной средой с соединением 1 может служить пресная, водопроводная, речная, морская, добываемая или пластовая вода при общей солености 0-250 г/л, например 5-50 г/л, такой как 10-45 г/л(прежде всего с высоким содержанием бария,таким как 50-3000 част./млн Ва) и при значениях рН 0,5-10, например 3-8, таких как 4-6. Мас 002840 4 совое содержание соединения 1 в композиции может превышать (предпочтительно превышать,по меньшей мере, на 5 или 10%) концентрацию соединения 1 в самой нижней "водной" фазе 3 фазной смеси соединения 1 с водой и октаном при характерной температуре 50-150 С, например при 100-130 С. Обычно композиция представляет собой однофазную жидкость, которая в предпочтительном варианте состоит преимущественно из воды и, в частности, практически свободна от полярного органического растворителя, например спирта, такого как изопропанол. Формация, в которую инжектируют соединение 1, может находиться в уплотненном или неуплотненном состоянии, состоять из камня или песка. Примерами камня служат песчаники и карбонаты, например мел или известняк, причем они могут быть однородными или иметь трещины. Песок может быть загрязненным или чистым и может быть однородным, состоять из слоев или быть неуплотненным. Формация является пористой для воды, нефти и газа и может характеризоваться проницаемостью для морской воды в интервале 1-5000 мД, например 5500 мД. Поверхность формации, в контакт с которой вводят соединение 1, может обладать одной из 3 характеристик смачиваемости, а именно, быть смачиваемой водой, смесью масла с водой или маслом. Температура в формации может составлять 20-250 С, например 60-200 С или 80-180 С, в частности 110-140 С, а температура поверхности формации, с которой должно контактировать соединение, может быть на 30-50 С ниже нее. Реликтовая/пластовая вода может включать 5-200 г/л солей, в частности 405000 част./млн бария, а ее рН равна 0,5-10, преимущественно 3-6. Формация может уже обладать ухудшенными коллекторскими свойствами после проникновения в нее вводимой извне водной жидкости, в частности после завершения бурильных работ или операций добычи, например фильтрата бурового раствора или рабочих жидкостей,жидкости для глушения, жидкости для гидроразрыва пласта или раствора для заканчивания скважины, или под влиянием собственных жидкостей, таких как реликтовая вода. Ухудшение коллекторских свойств может проявляться в пониженной проницаемости для нефти или газа после забивания пор водой (образование водяных ловушек), либо смачивания породы нефтью, либо забивания пор нефтью (образование нефтяных ловушек). Ухудшение коллекторских свойств может быть следствием проникновения твердых частиц, дисбалансного давления, образования воднофазных ловушек и изменения смачиваемости. При осуществлении способов по изобретению гликолевый эфир или композицию можно инжектировать в формацию, содержащую нефть и/или газ, например в формацию, окружающую эксплуатационную скважину, в частности в ра 5 диусе 100 м, преимущественно в радиусе 10 м от этой скважины, как в случае возбуждения притока в скважину или обработок с закрытием,но можно инжектировать также в формацию,удаленную от упомянутой формации, из которой добывают нефть/газ, более чем на 100 м, в частности удаленную более чем на 1 или 2 км от нее, например на 0,1-5 км, в частности на 1-3 км, как это имеет место при добыче нефти третичными методами, в которых гликолевый эфир или композицию инжектируют во вторичную или нагнетательную скважину и выдавливают к формации, содержащей нефть/газ, с целью ее вытеснения к эксплуатационной скважине. Возбуждение притока в скважину предусматривает увеличение добычи нефти и/или газа из скважины. Примерами методов возбуждения притока являются ослабление водного блокирования, повышение уплотненности песка или проведение кислотной обработки. Водное блокирование снижает проницаемость формации,что обусловлено проникновением в поры воды. Уплотнение песка обеспечивается проведением такой обработки, как инжекция в скважину смол, например эпоксидных или формальдегидных смол, благодаря чему частицы рыхлого,неуплотненного материала продуктивного пласта становятся липкими, что уменьшает миграцию или вымывание песка в ствол скважины и,следовательно, извлечение песка, способствуя добыче из него нефти и/или газа. Кислотная обработка является методом, осуществление которого позволяет обрабатывать формацию кислотой, например соляной кислотой, обычно под давлением, с целью повысить проницаемость формации. В ходе проведения обработок для возбуждения притока в скважину простой гликолевый эфир или композицию через эксплуатационную скважину инжектируют в формацию для восстановления коллекторских свойств, например,путем изменения смачиваемости формации или устранения водного блокирования с целью повысить проницаемость формации. Простой гликолевый эфир или композицию направляют в нисходящую скважину, нагнетают в формацию в пробковом режиме потока, например инжекцией в нижнюю часть эксплуатационной скважины последовательно (до или после) с введением другой фазы, например, бурового раствора, кислого раствора или солевого раствора для заканчивания скважины, и скважину закрывают на 0,5-4 дня и по истечении этого периода (называемого закрытием скважины) добычу возобновляют, обычно с высокой производительностью по нефти. Способ по изобретению позволяет уменьшить частоту закрытия скважины и,следовательно, увеличить общую ежегодную добычу. Обработка прокачкой под давлением является методикой, аналогичной возбуждению притока в скважину, но в этом случае композиция с 6 простым гликолевым эфиром содержит также химическое средство, способствующее добыче,такое как ингибитор образования отложений,ингибитор коррозии, ингибитор образования газового гидрата, ингибитор осаждения парафинов или асфальтенов, акцептор сероводорода или эмульгатор. В ходе проведения таких обработок закрытием в предпочтительном варианте в качестве соединения 1 используют такое соединение, которое включает 4-6 этиленоксизвеньев и количество которого составляет, по меньшей мере, 30% относительно общего содержания простого гликолевого эфира в инжектируемой жидкости. Однако в предпочтительном варианте способ по изобретению, прежде всего обработку для возбуждения притока в скважину, осуществляют при практическом отсутствии, по меньшей мере, одного смешивающегося с водой химического средства для добычи нефти или газа, например такого, как описанное выше. В технологии, предусматривающей использование третичного метода добычи нефти,простой гликолевый эфир или композицию инжектируют на некотором расстоянии от эксплуатационной скважины, а затем нагнетают, в идеальном случае в пробковом режиме потока,например посредством инжектируемой под давлением в дальнейшем воды, в частности пластовой воды либо самостоятельно, либо содержащей повышающие вязкость полимеры, через формацию в направлении эксплуатационной скважины с целью восстановить все коллекторские свойства и высвободить из ловушек нефть в эксплуатационной скважине. Такая технология позволяет улучшить инжекцию обеспечивающей добычу жидкости, например, путем мобилизации нефтяного остатка, который блокирует истечение воды, упрощая перемещение обеспечивающей добычу жидкости к эксплуатационной скважине. Преимущество применения простых гликолевых эфиров в способе по изобретению состоит в возможности достижения повышенной эффективности в результате улучшенной проницаемости для газа или нефти формации, обладавшей прежде ухудшенными коллекторскими свойствами. В предпочтительном варианте в предлагаемом способе не предусмотрена обработка прокачкой под давлением, которая представляет собой метод повышения эффективности способствующих добыче химических средств благодаря уменьшению числа прокачек под давлением и операций с закрытием, необходимых для повышения производительности нефтяной скважины, причем этот метод предусматривает инжекцию в нефтеносную формацию смешивающейся с водой композиции, содержащей следующие компоненты:(а) смешивающееся с водой поверхностноактивное вещество, которым служит алкилтриг 7 ликолевый эфир, в частности н-бутилтриэтиленгликолевый эфир, такой как смесь 2, и(б) по меньшей мере, одно смешивающееся с водой химическое средство для добычи нефти или газа,причем эти компоненты композиции инжектируют в формацию либо в форме предварительно приготовленной единой композиции,либо одновременно и параллельно, либо последовательно в любом порядке. Ниже сущность изобретения проиллюстрирована на примерах. Пример 1. Консервированный керн, который состоял из зерен среднего размера прочно сцементированного песчаника с пористостью 14,5-15% и проницаемостью 198-428 мД из скважины в Северном Море, разрезали на стержни и насыщали искусственной пластовой водой этой скважины,которая содержала в мг/л 79003 в общей сложности растворенной соли, 28100 Na, 1630 К, 113Mg, 615 Са, 65 Sr, 770 Ва, 46050 Cl, 450 Н, 1655 НСО 3. Каждый стержень помещали во внутреннюю трубку прибора для затопления керна,включавшего пару концентрических трубок, в которых создают повышенное давление, которые можно уплотнять с обоих концов и по которым можно пропускать жидкость в любом направлении. Далее в этих трубках при комнатной температуре создавали повышенное давление в 1500 фунтов/кв.дюйм (10,34 МПа) в кольцевом канале между этими трубками (общее горное давление) и давление 500 фунтов/кв.дюйм (3,45 МПа) для керна (поровое давление). 1. Далее керн насыщали керосином за счет истечения в поступательном направлении 90 объемов пор в течение 24 ч с последующей промывкой керна для снижения влагосодержания в нем до уровня (уровень насыщения водой)Swi, используя керосин при расходе инжектируемого потока 10 мл/мин в обоих направлениях истечения. 2. После этого керн и трубки нагревали до 121 С и эту температуру поддерживали на всех последующих стадиях. 3. В обратном направлении с расходом 2 мл/мин пропускали шесть объемов пор сырой нефти из конкретной скважины и стержень закрывали на 24 ч. 4. Далее керн промывали пластовой водой с рН 4,5 при расходе 0,07 мл/мин в поступательном направлении в течение 72 ч, используя 23 объема пор, с целью снизить остаточное содержание нефти до уровня Swo (орг.) (уровень насыщения нефтью), причем проницаемость для пластовой воды в поступательном направлении составляла 28 мД. 5. За этим первым затоплением водой следовало затопление керосином с целью улавливания воды в порах путем пропускания потока в течение 18 ч с расходом 0,75 мл/мин при общем 8 количестве 63 объема пор, после чего следовало снижение содержания воды в керне до уровняSwi (уровень насыщения водой), используя для промывки керосин при расходе инжектируемого потока 10 мл/мин в обоих направлениях истечения, причем значения проницаемости составляли соответственно 67 и 71 мД. 6. Затем через керн в обратном направлении пропускали семь объемов пор сырой нефти из той же скважины с расходом 2 мл/мин с последующим закрытием на 24 ч. 7. Далее для имитации затопления водой через керн в поступательном направлении пропускали один объем пор пластовой воды с рН 4,5 с расходом 0,07 мл/мин, причем проницаемость была равной примерно 12 мД. 8. Далее через стержень в обратном направлении с расходом 0,05 мл/мин пропускали один объем пор неразбавленной смеси 2, содержавшей моно-н-бутиловый эфир триэтиленгликоля (предпочтительное соединение 1), после чего керн отсоединяли от линий для подачи потоков, которые затем очищали последовательно толуолом, метанолом и пластовой водой. Керн закрывали на 6 ч. 9. Третье затопление водой проводили с использованием пластовой воды с рН 4,5, которую пропускали в поступательном направлении в количестве 125 объемов пор с расходом 30 мл/мин. Далее стержень из керна промывали пластовой водой до Swo (орг.), после чего проницаемость определяли в обоих направлениях пропусканием через керн пластовой воды с расходом 2 мл/мин. Проницаемость в обоих направлениях составляла 255 мД. 10. После этого керн насыщали керосином путем пропускания 36 объемов пор в течение 26 ч с расходом 0,3 мл/мин с истечением в поступательном направлении, а затем промывали доSwi керосином с расходом 10 мл/мин в обоих направлениях с последующим определением проницаемости при пропускании в обоих направлениях керосина с расходом 10 мл/мин. Проницаемость в поступательном и обратном направлениях составляла соответственно 161 и 167 мД. Сопоставление значений проницаемости для керосина и воды перед обработкой соединением 1 и после нее показывает, что это последнее повышает проницаемость более чем вдвое для керосина, имитировавшего нефть, и, по меньшей мере, в 9 раз для воды. Эти результаты подтверждают влияние соединения 1 на ослабление блокирования водой[ср. стадии (9) и (7) и обработки прокачкой под давлением], а также подтверждают достижение положительного эффекта при осуществлении третичного метода добычи нефти [ср. стадии 9 Сухой стержень из керна, который состоял из зерен среднего размера прочно сцементированного песчаника с высоким содержанием калиевого полевого шпата и пористостью 20% из скважины в Северном Море, насыщали под вакуумом имитированной пластовой водой этой скважины, которая включала в мг/л 443230 в общей сложности растворенной соли, 133644Na, 6690 К, 18800 Mg, 127197 Са, 3520 Sr, 162 Ва, 153030 Cl, 184 НСО 3. Далее этот стержень помещали во внутреннюю трубку прибора для затопления керна,включавшего пару концентрических трубок, в которых создают повышенное давление, которые можно уплотнять с обоих концов и по которым можно пропускать жидкость в любом направлении. Далее в этих трубках при комнатной температуре создавали повышенное давление в 1500 фунтов/кв.дюйм (10,34 МПа) в кольцевом канале между этими трубками (общее горное давление) и давление в 500 фунтов/кв.дюйм(3,45 МПа) для керна (пoровое давление). 1. Далее керн насыщали керосином за счет истечения потока керосина в течение 20 ч с расходом 0,5 мл/мин. Затем стержень промывали до Swi (уровень насыщения водой), используя керосин при расходе инжектируемого потока 10 мл/мин в обоих направлениях истечения. По достижении условий стационарного режима при(равновесная проницаемость для нефти по керосину) в обоих направлениях. 2. После этого держатель для керна и трубки для подачи потоков нагревали до 154 С. 3. В обратном направлении пропускали поток из 8 объемов пор дегазированной сырой нефти из Северного Моря до достижения условий стационарного режима и при этой температуре стержень закрывали на 24 ч. 4. Далее в стержень в поступательном направлении инжектировали 40 объемов пор имитированной пластовой воды из формации нефтяной скважины в Северном Море с рН 5,5 при расходе 4 мл/ч. С использованием потока пластовой воды, пропускаемого в поступательном направлении, определяли kg (равновесная проницаемость для воды по керосину) при Swo (уровень насыщения нефтью). 5. Затем держатель для керна и линии для подачи потоков охлаждали до 110 С. 6. Далее в стержень в обратном направлении с расходом 30 мл/ч инжектировали шесть объемов пор ингибитора образования отложений "Scaletreat 837 с", поставляемого фирмой TROil Strvices, в виде раствора концентрацией 10 мас.% в морской воде, после чего стержень отсоединяли от линий для подачи потоков, а избыток ингибитора удаляли промывкой прибора искусственной пластовой водой, жидкость сливали до фронтальной поверхности стержня керна и керн закрывали при этой температуре на 12 ч. 10 7. После закрытия держатель для керна и трубки для подачи потоков нагревали до 154 С. 8. Затем из стержня керна удаляли ингибитор с использованием потока пластовой воды(значение рН которой доводили до 5,5) с расходом 30 мл/ч в поступательном направлении и в завершение при расходе 0,2 мл/мин определяли эффективную проницаемость стержня для пластовой воды (kрв) при истечении в обоих направлениях. 9. После этого стержень насыщали керосином подачей в течение 25 ч с расходом 0,2 мл/мин потока в поступательном направлении, а затем промывали керосином инжекцией с расходом 10 мл/мин в обоих направлениях до достижения условий стационарного режима и до тех пор, пока отводимый из керна поток больше не содержал свободного солевого раствора. Далее определяли крн керна в каждом направлении с расходом 10 мл/мин. 10. Далее керн герметизировали в ячейке Хасслера при манометрическом давлении в пределах 600 фунтов/кв.дюйм (4,24 МПа) и при обычных поровом давлении и температуре. После этого проводили очистку смешивающимися растворителями с расходом 9,5 мл/мин и использованием 10 объемов пор толуола, а затем 10 объемов пор метанола. Этот цикл обработки растворителями повторяли дважды. После этого в стержень керна инжектировали десять объемов пор смеси 50:50 метанола и имитированного пластового солевого раствора, за которыми следовали 20 объемов пор неразбавленного имитированного пластового солевого раствора и при пропускании потока в поступательном направлении с расходом 9 мл/мин определяли kрв стержня керна. Данные по проницаемости представлены в табл. 1. Пример 2. Работали аналогично сравнительному примеру 1 с использованием стержня керна из того же самого источника, за исключением того,что после стадии 5 и перед стадией 6 в стержень керна с расходом 30 мл/ч и в обратном направлении инжектировали поток из двух объемов пор раствора смеси 2 в морской воде концентрацией 15 мас.%. После этого обработанный керн закрывали при указанной температуре на 6 ч. Данные по проницаемости представлены в табл. 1. Стадия Эти результаты подтверждают влияние смеси 2 на ослабление блокирования водой (ср. стадии 8 и 4), а также подтверждают достижение положительного эффекта при осуществлении третичного метода добычи нефти (ср. стадии 9 и 1). Пример 3. Работали аналогично примеру 2 с использованием разбавленного раствора смеси 2 в морской воде между стадиями 5 и 6, но с 6 объемами пор морской воды без ингибитора образования отложений на стадии 6. По полученным результатам можно сделать те же самые выводы, что и по результатам примера 2. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ добычи, по меньшей мере, одного такого полезного ископаемого, как нефть и газ, из подземной формации, содержащей нефть или газ, отличающийся тем, что в эту формацию инжектируют композицию, включающую, по меньшей мере, один моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля, в котором алкильная группа содержит 3-5 атомов углерода, а полиэтиленгликоль содержит 3-6 этиленоксизвеньев, и добывают нефть и/или газ, причем этот способ не предусматривает обработку прокачкой под давлением, при которой в формацию инжектируют,по меньшей мере, один алкилтригликолевый эфир и, по крайней мере, одно смешивающееся с водой химическое средство для добычи нефти или газа. 2. Способ увеличения добычи, по меньшей мере, одного такого полезного ископаемого, как нефть и газ, из подземной формации, содержащей нефть или газ, отличающийся тем, что в эту формацию инжектируют композицию, включающую, по меньшей мере, один моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля, в котором алкильная группа содержит 3-5 атомов углерода, а полиэтиленгликоль содержит 3-6 этиленоксизвеньев, и добывают нефть и/или газ, причем этот способ не включает обработку прокачкой под давлением, при которой в формацию инжектируют, по меньшей мере, один алкилтригликолевый эфир и, по крайней мере, одно смешивающееся с водой химическое средство для добычи нефти или газа. 3. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что осуществляют возбуждение притока в скважину. 12 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что при возбуждении притока в скважину осуществляют кислотную обработку или ослабление блокады водой. 5. Способ по любому из пп.1 и 2, отличающийся тем, что его используют при третичном методе добычи нефти. 6. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля представляет собой моноалкиловый эфир триэтиленгликоля. 7. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что моноалкильной группой является н-, изо-, втор- или третбутиловая группа. 8. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля представляет собой моно-н-бутиловый эфир триэтиленгликоля. 9. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что в формацию инжектируют смесь алкиловых эфиров, по меньшей мере, 60% которой составляет бутилтригликолевый эфир. 10. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что в формацию инжектируют смесь, включающую алкиловый эфир и, по меньшей мере, один моноалкиловый эфир моно- и диэтиленгликоля. 11. Способ по п.10, отличающийся тем, что смесь включает 70-80% н-бутилтригликолевого эфира, 15-25% бутилтетрагликолевого эфира, 15% бутилпентагликолевого эфира и 1-5% бутилдигликолевого эфира. 12. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что композиция,являющаяся водной, включает 15-50 мас.% моноалкилового эфира или моноалкиловых эфиров. 13. Применение композиции по любому из пп.1 и 6-12 для увеличения добычи, по меньшей мере, одного из таких полезных ископаемых,как нефть и газ, из подземной формации, содержащей нефть и/или газ, которое не предусматривает обработку прокачкой под давлением, при которой в формацию инжектируют, по меньшей мере, один алкилтригликолевый эфир и, по крайней мере, одно смешивающееся с водой химическое средство для добычи нефти или газа.