RU2078919C1

RU2078919C1 - Composition for restriction of influx of formation waters

Info

Publication number: RU2078919C1
Application number: RU95101530A
Authority: RU
Inventors: Сергей Владимирович Гусев; Владимир Владимирович Мазаев; Ярослав Григорьевич Коваль
Original assignee: Сергей Владимирович Гусев; Владимир Владимирович Мазаев; Ярослав Григорьевич Коваль
Priority date: 1995-02-01
Filing date: 1995-02-01
Publication date: 1997-05-10
Also published as: RU95101530A

Abstract

FIELD: oil producing industry. SUBSTANCE: composition for restriction of influx of formation waters contains, mas.%: water-soluble inorganic sulfate 3-16; water-soluble silicon compound 0.1-3; the balance, water. The composition is injected into injection well. EFFECT: higher efficiency of the effect of the composition on water-washed intervals of oil formation and equalization of the injectivity profile of injection well due to introduction into sediment-forming composition containing water-soluble inorganic sulfate of water-soluble silicon compound. 3 cl, 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для ограничения водопритока при разработке месторождений заводнением и увеличения нефтеотдачи пластов. The invention relates to the oil industry and can be used to limit water inflow during field development by water flooding and increase oil recovery.

Известен состав для ограничения водопритока, содержащий эмульгированные в соляровом масле водные растворы сульфата натрия и хлорида кальция [1] В пластовых условиях при обогащении водой эмульсия разлагается с выпадением осадка гипса. Основным недостатком состава является низкая эффективность на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений, обусловленная незначительной глубиной проникновения эмульсии в пласт. Состав неприменим на недонасыщенных пластах. A known composition for limiting water inflow containing aqueous solutions of sodium sulfate and calcium chloride emulsified in solar oil [1] Under reservoir conditions when water is enriched, the emulsion decomposes with the precipitation of gypsum. The main drawback of the composition is the low efficiency in the late stages of oil field development, due to the small depth of penetration of the emulsion into the reservoir. The composition is not applicable on undersaturated formations.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является состав, содержащий серную кислоту и воду при следующем соотношении компонентов, мас. [2]
Серная кислота 25-28
Вода Остальное
В пластовых условиях серная кислота реагирует с ионами кальция, которые присутствуют в минерализованной воде или образуются при реакции кислоты с карбонатом кальция породы. В результате реакции в поровом объеме водопромытых зон формируется микрокристаллический осадок гипса, повышающий фильтрационное сопротивление при нагнетании воды и как следствие способствующий ограничению водопритока. Основным недостатком состава является низкая эффективность при высокой неоднородности нефтяного пласта и при кинжальных прорывах воды. Недостатком состава является также жесткое кислотное воздействие на прискважинную зону пласта (ПЗП) нагнетательной скважины, что в сочетании со слабым осадкообразованием способствует увеличению неоднородности пласта и снижению эффективности воздействия на него.The closest technical solution, taken as a prototype, is a composition containing sulfuric acid and water in the following ratio of components, wt. [2]
Sulfuric acid 25-28
Water Else
Under reservoir conditions, sulfuric acid reacts with calcium ions that are present in mineralized water or are formed by the reaction of an acid with calcium carbonate of a rock. As a result of the reaction, a microcrystalline gypsum precipitate is formed in the pore volume of the water-washed zones, which increases the filtration resistance during water injection and, as a result, helps to limit water inflow. The main disadvantage of the composition is low efficiency with high heterogeneity of the oil reservoir and with dagger breakthroughs of water. The lack of composition is also a hard acid effect on the near-wellbore zone of the formation (PZP) of the injection well, which, combined with weak sedimentation, increases the heterogeneity of the formation and reduces the effectiveness of the impact on it.

Сущность изобретения состоит в повышении эффективности действия состава путем придания ему гелеобразующих и/или гидрофобизирующих свойств, что достигается введением в состав водорастворимых кремнийсодержащих соединений или композиций на их основе. В качестве кремнийсодержащих соединений используют силикаты, фторсиликаты и алкилсиликонаты щелочных металлов: эфиры кремниевой кислоты и их комбинации, а также эмульсии кремнийорганических полимеров. Наличие в составе кремнийсодержащих соединений обеспечивает протекание ряда процессов: при использовании силикатов, силиконатов и эфиров кремниевой кислоты образование гелеобразных структур или аморфного осадка, а также частичная гидрофобизация породы пласта; а при использовании кремнийорганических полимеров гидрофобизация породы. В сочетании с реакцией гипсообразования эти процессы способствуют проявлению синергетического эффекта, действию которого подвержен весь объем пласта от места закачки состава до границы его распространения. Механизм этого действия заключается в следующем: компоненты состава находятся в едином объеме и взаимодействуют с одним и тем же вспомогательным реагентом минерализованной водой, т.е. одновременно формируется осадок геля кремниевой кислоты и кристаллический осадок гипса. При использовании гидрофобизаторов образуется только осадок гипса, но его выделение замедлено из-за снижения скорости смещения реагентов, поэтому частицы осадка имеют более крупные размеры и в большей степени воздействуют на водопромытые интервалы пласта. С другой стороны соединения кремния и сульфаты обладают различными адсорбционными свойствами по отношению к породе, а продукты их взаимодействия с минерализованной водой различной фильтруемостью. Поэтому по мере продвижения состава его компоненты и осадок распределяются по всему объему пласта, охваченному воздействием. При этом скорость протекающих процессов лимитирована содержанием осадкообразующих катионов в минерализованной воде, что способствует равномерному и замедленному формированию осадка. По мере его выделения, а также благодаря гидрофобизации породы снижается скорость фильтрации состава в водопромытых интервалах, что препятствует размыванию осадка. The essence of the invention is to increase the effectiveness of the composition by imparting gelling and / or hydrophobizing properties to it, which is achieved by introducing water-soluble silicon-containing compounds or compositions based on them. Silicon-containing compounds used are silicates, fluorosilicates and alkali metal alkylsiliconates: silicic acid esters and their combinations, as well as emulsions of organosilicon polymers. The presence in the composition of silicon-containing compounds provides a number of processes: when using silicates, silicates and silicic acid esters, the formation of gel-like structures or an amorphous precipitate, as well as partial hydrophobization of the formation rock; and when using organosilicon polymers hydrophobization of the rock. In combination with the gypsum formation reaction, these processes contribute to the manifestation of a synergistic effect, the action of which affects the entire volume of the formation from the injection site to the boundary of its distribution. The mechanism of this action is as follows: the components of the composition are in a single volume and interact with the same auxiliary reagent with saline water, i.e. at the same time, a silica gel precipitate and a crystalline gypsum precipitate are formed. When using water repellents, only gypsum sediment is formed, but its release is slowed down due to a decrease in the displacement rate of the reagents, therefore, sediment particles are larger and have a greater effect on the water-washed intervals of the formation. On the other hand, silicon compounds and sulfates have different adsorption properties with respect to the rock, and the products of their interaction with mineralized water have different filterability. Therefore, as the composition advances, its components and sediment are distributed over the entire volume of the formation covered by the impact. At the same time, the speed of the ongoing processes is limited by the content of sediment-forming cations in mineralized water, which contributes to a uniform and delayed formation of sediment. As it is isolated, as well as due to hydrophobization of the rock, the filtration rate of the composition in water-washed intervals decreases, which prevents the erosion of sediment.

При использовании известного состава осадок гипса формируется в объеме пласта на границе состав минерализованная вода и поэтому основное воздействие на фильтрационные потоки локализовано также в объеме пласта. При этом на участке пласта, находящемся в непосредственной близости от ПЗП нагнетательной скважины, осадкообразование минимально и, следовательно, воздействие практически отсутствует. Таким образом этот участок, в значительной мере влияющий на процесс вытеснения нефти, является незадействованным, что снижает эффективность состава и проводимых мероприятий по ограничению водопритока. When using a known composition, gypsum sediment is formed in the reservoir volume at the boundary of the composition of mineralized water, and therefore the main effect on the filtration flows is also localized in the reservoir volume. At the same time, in the area of the reservoir located in the immediate vicinity of the injection zone of the injection well, sedimentation is minimal and, therefore, there is practically no impact. Thus, this section, which significantly affects the process of oil displacement, is unused, which reduces the effectiveness of the composition and measures taken to limit water inflow.

Существенными отличительными признаками предлагаемого технического решения являются наличие нового компонента соединения кремния и предлагаемое соотношение компонентов в составе. Salient features of the proposed technical solution are the presence of a new component of the silicon compound and the proposed ratio of the components in the composition.

Соединение кремния способствует более равномерному протеканию реакции гипсообразования и формированию осадка сульфата кальция во всем объеме реагирования. Кроме того, на базе соединения кремния в пластовых условиях формируется гель кремниевой кислоты или ее модификаций и/или происходит гидрофобизация порода, что снижает подвижность воды в зоне распространения состава. Таким образом объем пласта, охваченный воздействием, препятствует дальнейшему прорыву воды по водопромытым интервалам, способствует перераспределению фильтрационных потоков и в целом обеспечивает эффективное ограничение водопритока к добывающим скважинам. The silicon compound contributes to a more uniform course of the gypsum formation reaction and the formation of a precipitate of calcium sulfate in the entire reaction volume. In addition, a gel of silicic acid or its modifications is formed on the basis of a silicon compound in reservoir conditions and / or rock hydrophobization occurs, which reduces the mobility of water in the distribution zone of the composition. Thus, the volume of the reservoir, covered by the impact, prevents further breakthrough of water at irrigated intervals, contributes to the redistribution of filtration flows, and in general provides an effective limitation of water inflow to production wells.

Новый состав имеет следующее соотношение компонентов мас. The new composition has the following ratio of components wt.

Водорастворимый неорганический сульфат 3-16
Водорастворимое соединение кремния 0,1-3
Вода Остальное
При указанных соотношениях проявляется синергетический эффект при воздействии состава на нефтяной пласт и обеспечивается его максимальная эффективность.Water Soluble Inorganic Sulphate 3-16
Water-soluble silicon compound 0.1-3
Water Else
With these ratios, a synergistic effect is manifested when the composition is applied to the oil reservoir and its maximum efficiency is ensured.

Для приготовления нового состава могут быть использованы следующие вещества и товарные формы на их основе. To prepare a new composition, the following substances and commodity forms based on them can be used.

1. Неорганические сульфаты водорастворимые:
Кислота серная, H₂SO₄
Аммония сульфат, (NH₄)₂SO₄
Натрия сульфат, Na₂SO₄
Также могут быть использованы другие продукты, содержащие водорастворимые неорганические сульфаты, например сульфатно-содовая смесь (смесь Na₂SO₄, Na₂CO₃), ТУ 48-0101-01-87.1. Inorganic water-soluble sulfates:
Sulfuric acid, H ₂ SO ₄
Ammonium sulfate, (NH ₄ ) ₂ SO ₄
Sodium sulfate, Na ₂ SO ₄
Other products containing water-soluble inorganic sulfates, for example, a sulfate-soda mixture (mixture of Na ₂ SO ₄ , Na ₂ CO ₃ ), TU 48-0101-01-87, can also be used.

2. Водорастворимые соединения кремния:
а) неорганические: силикаты, фторсиликаты щелочных металлов, хлорид кремния -
Натрия силикат, Na₂SiO₃
Натрия гексафторсиликат, Na₂SiF₆
Кремния хлорид, SiCl₄
б) органические: метил, этил силиконаты, эфиры кремниевой кислоты и силиконовые эмульсии -
Метил, -этилсиликонат натрия (ГКЖ 10, ГКЖ 11)
Этилсиликат (ЭТС 32, ЭТС 40 и т.д.).2. Water-soluble silicon compounds:
a) inorganic: silicates, alkali metal fluorosilicates, silicon chloride -
Sodium Silicate, Na ₂ SiO ₃
Sodium hexafluorosilicate, Na ₂ SiF ₆
Silicon Chloride, SiCl ₄
b) organic: methyl, ethyl silicates, silicic acid esters and silicone emulsions -
Sodium methyl, ethyl ethyl silicate (GKZH 10, GKZH 11)
Ethyl silicate (ETS 32, ETS 40, etc.).

Продукт 119 204 (ТУ 6-02-1294-84). Product 119 204 (TU 6-02-1294-84).

Силиконовые эмульсии товарные марки SE 39, SE 47, SE 50, Экстракт 700 и др. производства фирмы "Wacker Chemie" (Германия). Silicone emulsions are trademarks SE 39, SE 47, SE 50, Extract 700, etc., manufactured by Wacker Chemie (Germany).

Состав готовят следующим образом: 8 г сульфата аммония растворяют в 91 мл пресной воды, а затем добавляют 1 г этилсиликоната натрия (ГКЖ 11) и перемешивают. Получают раствор, содержащий 8% сульфата аммония, 1% этилсиликоната натрия и 91% воды. Далее раствор используют в лабораторном опыте N 4 для ограничения притока пластовых вод. Подобным образом готовят растворы для других опытов. The composition is prepared as follows: 8 g of ammonium sulfate is dissolved in 91 ml of fresh water, and then 1 g of sodium ethylsiliconate (GKZh 11) is added and mixed. A solution is obtained containing 8% ammonium sulfate, 1% sodium ethylsiliconate and 91% water. Next, the solution is used in laboratory experiment No. 4 to limit the influx of formation water. Similarly prepare solutions for other experiments.

Эффективность предлагаемого и известного составов определяли в лабораторных условиях путем измерения скоростей фильтрации воды через высокопроницаемые пропластки и расчета коэффициента нефтевытеснения. Эксперименты проводили на установке для исследования процессов нефтевытеснения химреагентами и фильтрации в пористых средах, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Установка позволяет поддерживать необходимые давление и температуру, а также с высокой точностью контролировать расход воды и нефти, фильтрующихся через модель пласта. The effectiveness of the proposed and known compositions was determined in laboratory conditions by measuring the rates of water filtration through highly permeable layers and calculating the oil displacement coefficient. The experiments were carried out in a facility for studying oil displacement processes by chemical reagents and filtration in porous media, designed on the basis of a standard plant of type UIPK. The installation allows you to maintain the necessary pressure and temperature, and also with high accuracy to control the flow of water and oil, filtered through the reservoir model.

В качестве модели пласта использовали две стальные колонки длиной 90 и диаметром 3,7 см, заполненные дезинтегрированным керном и имитирующие пропластки различной проницаемости Правдинского и Мамонтовского месторождений Западной Сибири. Проницаемость колонок варьировали от 150 до 830 мД, соотношение проницаемостей составляло 2,1 3,8 /1/. Подготовку модели пласта и жидкостей к экспериментам проводили в соответствии с СТП 0148070 013 91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами". Two steel columns 90 cm long and 3.7 cm in diameter, filled with disintegrated core and simulating interlayers of different permeability of the Pravdinsky and Mamontovsky deposits of Western Siberia, were used as a reservoir model. The permeability of the columns ranged from 150 to 830 mD, the permeability ratio was 2.1 3.8 / 1 /. The preparation of the reservoir model and the fluids for the experiments was carried out in accordance with STP 0148070 013 91 "Methodology for laboratory studies on the displacement of oil by chemicals".

В соответствии с методикой колонки насыщают водой, а затем нефтью. После этого их помещают в установку и вытесняют нефть до 100%-ного обводнения продукции. По окончании определяют расход жидкости через высокопроницаемый пропласток и рассчитывают коэффициент нефтевытеснения. In accordance with the methodology, the columns are saturated with water and then with oil. After that, they are placed in the installation and oil is displaced to 100% watering of the product. At the end, the fluid flow rate through the highly permeable interlayer is determined and the oil displacement coefficient is calculated.

Пример 1. Пропластки модели пласта, представленные колонками с дезинтегрированным керном Правдинского или Мамонтовского месторождений, насыщали водой с общей минерализацией 18 г/л и содержанием CaCl₂ 4 г/л, а затем нефтью соответствующего месторождения. Далее колонки помещали в установку для исследования процессов вытеснения нефти, термостатировали при 75^oC и вытесняли нефть минерализованной водой до 100%-ного обводнения извлекаемой продукции. По окончании замеряли расход жидкости через высокопроницаемый пропласток. Затем в модель пласта закачивали исследуемый и известный составы объемом 10% от порового объема модели и вновь минерализованную воду до прекращения выделения нефти. Затем вновь замеряли расход жидкости через высокопроницаемый пропласток. По объему выделившейся нефти рассчитывают прирост коэффициента нефтевытеснения.Example 1. The interlayers of the reservoir model, represented by columns with disintegrated core of the Pravdinsky or Mamontovsky deposits, were saturated with water with a total salinity of 18 g / l and CaCl _{2 of} 4 g / l, and then with oil of the corresponding field. Next, the columns were placed in an installation for studying the processes of oil displacement, thermostated at 75 ^o C and oil was displaced with mineralized water to 100% watering of the extracted product. At the end, liquid flow rate through a highly permeable interlayer was measured. Then, the studied and known compositions with a volume of 10% of the pore volume of the model and newly saline water were pumped into the reservoir model until the oil production ceased. Then, the fluid flow rate through the highly permeable interlayer was measured again. The growth of oil displacement coefficient is calculated by the volume of oil released.

Результаты опытов представлены в таблице. Опыты 1 и 10 соответствуют запредельным значениям компонентов предлагаемого состава. Опыт 11 проведен с составом по прототипу. The results of the experiments are presented in the table. Experiments 1 and 10 correspond to the transcendental values of the components of the proposed composition. Experiment 11 was conducted with the composition of the prototype.

Приведенные в таблице примеры показывают, что при использовании предлагаемого состава для ограничения водопритока наблюдается эффективное (более чем в 1,2 раза) снижение скорости фильтрации воды через высокопроницаемый пропласток. При постоянном расходе жидкости в системе это приводит к перераспределению фильтрационных потоков и увеличению скорости фильтрации через низкопроницаемый нефтенасыщенный пропласток. The examples in the table show that when using the proposed composition to limit water inflow, an effective (more than 1.2 times) decrease in the rate of water filtration through a highly permeable interlayer is observed. With a constant flow of liquid in the system, this leads to a redistribution of filtration flows and an increase in the filtration rate through a low-permeable oil-saturated interlayer.

При запредельных значениях компонентов состава его использование нецелесообразно. В одном случае (опыт 1) это связано с недостаточно эффективным перераспределением фильтрационных потоков и, как следствие, незначительным приростом коэффициента нефтевытеснения: в другом случае (опыт 10), напротив, коэффициент нефтевытеснения имеет приемлемое значение, но достигнут он практически только за счет вытеснения нефти из низкопроницаемого пропластка, т. к. в высокопроницаемом скорость фильтрации жидкости снизилась более, чем в 10 раз и нефть перестала выделяться. Результаты опыта 10 означают, что фактически произошла изоляция высокопроницаемого пропластка, а не ограничение водопритока, т. е. вместо выравнивания профиля применяемости достигнуто отключение нефтесодержащего пропластка из фильтрационного процесса. Более того в реальных условиях, когда постоянным поддерживается давление закачки воды в пласт, а не ее объем, такое жесткое воздействие способно резко снизить приемистость нагнетательной скважины и в целом серьезно ухудшить процесс вытеснения нефти. With exorbitant values of the components of the composition, its use is impractical. In one case (experiment 1), this is due to an insufficiently effective redistribution of filtration flows and, as a result, a slight increase in the oil displacement coefficient: in the other case (experiment 10), on the contrary, the oil displacement coefficient is acceptable, but it was achieved almost exclusively due to oil displacement from a low-permeability layer, since in a highly-permeable layer, the rate of fluid filtration decreased by more than 10 times and oil ceased to stand out. The results of experiment 10 mean that the isolation of a highly permeable interlayer actually occurred, and not a limitation of water inflow, that is, instead of leveling the applicability profile, the oil-containing interlayer was disconnected from the filtration process. Moreover, in real conditions, when the pressure of water injection into the reservoir, rather than its volume, is maintained constant, such a harsh effect can drastically reduce the injectivity of an injection well and, on the whole, seriously worsen the process of oil displacement.

Опыты 2 9 показывают область соотношений компонентов, при которых состав проявляет свою эффективность, а в опытах 2, 6, 9 обозначены граничные значения компонентов. Выбор указанных граничных значений обусловлен рядом причин. При концентрации H₂SO₄, (NH₄)₂, SO₄ или Na₂SO₄, меньшей 3 мас. процесс осадкообразования замедлен, что снижает эффективность воздействия на пласт. С другой стороны, выбор максимального значения концентрации, равного 16% связан с предельной растворимостью сульфата натрия в воде при комнатной температуре, т. е. средней температурой приготовления раствора на промысле в летнее время. Кроме того, более высокие значения концентрации Na₂SO₄ могут привести к интенсивному осадкообразованию гипса в ПЗП, что крайне нежелательно, а при использовании H₂SO₄ к интенсивному разрушению ПЗП. По причине обильного выделения осадка нецелесообразно использовать также соединения кремния с концентрацией в растворе больше трех процентов, что приводит к закупорке пор пласта.Experiments 2–9 show the range of component ratios at which the composition is effective, and in experiments 2, 6, 9, the boundary values of the components are indicated. The choice of these boundary values is due to several reasons. At a concentration of H ₂ SO ₄ , (NH ₄ ) ₂ , SO ₄ or Na ₂ SO ₄ , less than 3 wt. the process of sedimentation is slowed down, which reduces the effectiveness of the impact on the reservoir. On the other hand, the choice of the maximum concentration value equal to 16% is associated with the limiting solubility of sodium sulfate in water at room temperature, i.e., the average temperature of solution preparation in the field in summer. In addition, higher values of the concentration of Na ₂ SO ₄ can lead to intensive precipitation of gypsum in the bottomhole zone, which is extremely undesirable, and when using H ₂ SO ₄ to intense destruction of the bottomhole zone. Due to the abundant precipitation, it is also impractical to use silicon compounds with a concentration in the solution of more than three percent, which leads to plugging of the formation pores.

Представленные в таблице результаты показывают, что максимальную нефтевытесняющую эффективность (этот показатель в конечном итоге наиболее важен) проявляют составы, позволяющие снизить скорость фильтрации жидкости по высокопроницаемому пропластку в 1,5 3 раза. В этом случае пропласток из работы не выключается и достигается оптимальное соотношение скоростей фильтрации по обоим пропласткам, позволяющее добиться максимального нефтевытесняющего эффекта. The results presented in the table show that the maximum oil-displacing efficiency (this indicator is ultimately the most important) is shown by the compositions, which make it possible to reduce the rate of liquid filtration by highly permeable interlayers by 1.5 3 times. In this case, the interlayers do not turn off from work and an optimal ratio of filtration rates across both interlayers is achieved, which allows to achieve the maximum oil-displacing effect.

На практике состав используют следующим образом. По данным геолого-физических исследований определяют степень неоднородности пласта в интервале перфорации нагнетательной скважины. Далее с учетом этого, а также необходимости проникновения на глубину 5 10 м от ПЗП, приемистости нагнетательной скважины и планируемой скорости реагирования подбирают объем состава. Компоненты состава добавляют в техническую воду (в ряде случаев возможно использование минерализованной или подтоварной воды) и перемешивают. Затем состав закачивают в нагнетательную скважину, продавливают водой и далее продолжают заводнение. In practice, the composition is used as follows. According to the geological and physical studies, the degree of heterogeneity of the formation in the interval of perforation of the injection well is determined. Further, taking this into account, as well as the need to penetrate to a depth of 5 10 m from the bottomhole formation zone, injectivity of the injection well and the planned response rate, the composition volume is selected. The components of the composition are added to industrial water (in some cases it is possible to use mineralized or commercial water) and mix. Then the composition is pumped into the injection well, forced through with water and then continue flooding.

Таким образом, использование предлагаемого состава позволяет добиться эффективного ограничения водопритока путем частичной закупорки водопромытых интервалов пласта и подключения к процессу фильтрации застойных и слабодренируемых зон пласта. Состав может быть использован для воздействия на пласты различной неоднородности за исключением трещиноватых коллекторов. Thus, the use of the proposed composition allows you to effectively limit water inflow by partially blocking the water-washed intervals of the reservoir and connecting to the filtering process stagnant and slightly drained zones of the reservoir. The composition can be used to affect formations of various heterogeneities with the exception of fractured reservoirs.

Claims

1. The composition to limit the influx of formation water, including water-soluble inorganic sulfate and water, characterized in that the composition further comprises a water-soluble silicon compound in the following ratio of components, wt.

Water-soluble inorganic sulfate 3 16
Water-soluble silicon compound 0.1 3.0
Water Else
2. The composition according to claim 1, characterized in that sulfuric acid, sodium or ammonium sulfates are used as a water-soluble inorganic sulfate.

3. The composition according to p. 1, characterized in that as a water-soluble compound of silicon using sodium silicate, sodium hexafluorosilicate, sodium ethyl silicate, silicone emulsion type SE or ethyl silicate.