DE2924549A1

DE2924549A1 - Verfahren zur gewinnung von oel aus einer oelfuehrenden lagerstaette

Info

Publication number: DE2924549A1
Application number: DE19792924549
Authority: DE
Inventors: Joseph Thomas Carlin; Timothy Niel Tyler; John Allen Wells
Original assignee: Texaco Development Corp
Current assignee: Texaco Development Corp
Priority date: 1978-06-29
Filing date: 1979-06-19
Publication date: 1980-01-10
Also published as: GB2024286A; NO791505L; US4154301A; GB2024286B

Description

DR. GERHARD SCHUPFNER D2iioBuchho*i.d.N.

PATENTANWALT 9Q9/ RAQ Telefon- (04181) 44 57

~ JE (I) 74,624)

TEXACO DEVELOPMENT CORPORATION 2000 Westchester Avenue-White Plains, N.Y. 10650 U. S. A.

VERFAHREN ZUR GEWINNUNG VON ÖL AUS EINER ÖLFÜHRENDEN LAGERSTÄTTE

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Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer ölführenden

Lagerstätte

Die Erfindung bezieht sich auf ein Tensid-Wasserflutungs-Verfahren zur Ölgewinnung aus einer untertägigen ölführenden Lagerstätte mit hochsalzhaltigem Lagerstättenwasser unter Einsatz einer wäßrigen Einpreßmenge, die ein handelsübliches Petroleumsulfonat, ein Kotensid und einen einfach-ungesättigten sekundären Alkohol enthält.

Die primäre Ölgewinnung aus untertägigen ölführenden Lagerstätten erfolgt normalerweise durch Nutzung der Lagerstättenenergie in FornN^Vasser-, Gaskappen- oder Lösungsgas-Verdrängung und Kombinationen dieser Verfahren. Da nach Durchführung der Primärgewinnungsverfahren beträchtliche Ölmengen in der Lagerstätte verbleiben, werden sekundäre Gewinnungsverfahren eingesetzt, wodurch nach Erschöpfung der primären Energiequellen weiteres Öl gewonnen wird. Eines der in großem Umfang eingesetzten Sekundärverfahren ist das Wasserfluten. Dabei wird Flutungswasser in die Lagerstätte durch eine oder mehrere Injektionsbohrungen eingepreßt, die die ölführende Lagerstätte durchsetzen. Das Wasser verdrängt das in der Lagerstätte vorhandene Öl und bewegt es durch die Lagerstätte zu einer oder mehreren Förderbohrungen, aus denen das Öl austritt. Da jedoch Wasser und Öl nichtmischbar sind und zwischen beiden hohe Grenzflächenspannungen bestehen, ist der Ölverdrängungs-Wir-

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kungsgrad beim Wasserfluten nicht hoch. Infolgedessen kann durch Wasserfluten nur ein weiterer Anteil von 30-50 % des nach der Primärgewinnung verbliebenen Öls gewonnen werden.

Zur Gewinnung von weiterem Öl sind tertiäre Gewinnungsverfahren entwickelt worden, die Verbesserungen des herkömmlichen Wasserflutens darstellen. Wenn z. B. das Rohöl natürliche Emulgatoren enthält, kann weiteres Öl durch Einpressen eines Alkaliwassers gewonnen werden, wodurch die Emulsionsbildung gefördert und somit die Grenzflächenspannung zwischen Wasser und Öl vermindert wird. Weitere Verfahren sind die Injektion einer Einpreßmenge von öl mit einem Emulgator, gefolgt von einer Injektion von Alkaliwasser zur Förderung der Emulsionsbildung. In vielen Fällen wird die Emulsionsbildung jedoch durch die Anwesenheit von Alkalisalzen wie Natriumchlorid im Lagerstättenwasser verzögert. Dadurch sind Emulsions-Verfahren normalerweise auf Lagerstätten beschränkt, deren Lagerstättenwasser aus Frischwasser oder Wasser mit niedrigen Salzkonzentrationen besteht.

Ein Vorschlag zur Lösung des Problems von hochsalzhaltigem Lagerstättenwasser ist in der US-PS 3 865 187 angegeben, bei dem die Emulgierung von Rohöl in Anwesenheit von salzhaltigem Wasser erhöht und damit die Ölgewinnung dadurch gesteuert wird, daß eine Kohlenwasserstoff-Einpreßmenge mit einem einfach-ungesättigten sekundären Alkohol wie Cholesterin, gefolgt von einer Salzwasserlösung mit einem Sulfatsalz eines Fettalkohols

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wie Natriumdodecylsulfat, eingepreßt wird. Der einfach-ungesättigte sekundäre Alkohol wirkt insofern als Ölgewinnungsmittel, als er bei Kontakt mit dem Sulfatsalz des Fettalkohols spontan emulgiert.

Der Stand der Technik lehrt ferner den Einsatz von Tensiden oder grenzflächenaktiven Mitteln zur Erhöhung der Ölgewinnung. Normalerweise wird das Tensid in einer wäßrigen oder nicht- . wäßrigen Einpreßmenge vor dem Flutungswasser eingepreßt. Diese Mittel bewirken eine erhöhte Ölgewinnung, indem sie die Benetzbarkeit der Formationsmatrix durch Wasser erhöhen und die Grenzflächenspannung zwischen der Öl- und der Wasserphase herabsetzen.

Die Tenside können zwar anionisch, kationisch oder nichtionisch und Gemische solcher Tenside sein, am häufigsten werden aber die anionischen Petroleumsulfonate eingesetzt. Diese genügen normalerweise den Anforderungen zum Tensid-Wasserfluten nur, wenn die Konzentration der mehrwertigen ionen wie Magnesium oder Calcium im Lagerstättenwasser weniger als ca. 500 ppm beträgt. Wenn das Lagerstättenwasser mehr als diese Menge enthält, werden die Petroleumsulfonate schnell als Calcium- oder Magnesiurasalze ausgefällt. Wenn die Ausfällung erfolgt, geht nicht nur der erwünschte, durch den Einsatz des Tensids angestrebte Vorteil verloren, sondern es kann auch ein Verstopfen der Lagerstätte auftreten.

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Da viele untertägige ölführende Lagerstätten bekannt sind, die mehrwertige Ionen in Konzentrationen von mehr als 500 ppm enthalten, wurden bereits verschiedene Vorschläge zur Beseitigung des Ausfällungsproblems gemacht. Die USr-PS 3 508 612 lehrt ein Gewinnungsverfahren unter Einsatz eines Gemischs eines anionischen Tensids und eines sulfatiecten;äthoxylierten Alkohols, das eine verbesserte Gewinnung in Anwesenheit hoher Calciumkonzentrationen zur Folge hat.

Weitere Fortschritte beim Stand der Technik umfassen den Einsatz bestimmter Kombinationen von anionischen und nichtionischen Tensiden in Hartwasser-Lagerstätten; die US-PS 3 811 und die US-PS 3 811 507 geben den Einsatz von Gemischen eines anionischen Tensids und eines nichtionischen Tensids an. Das anionische Tensid ist z. B. ein wasserlösliches Alkyl- oder Alkylarylsulfonat, und das nichtionische Tensid ist ein polyäthoxyliertes Alkylphenol.

Es wird angenommen, daß die nichtionischen Tenside wie polyäthoxylierte aliphatische Alkohole und polyäthoxylierte Alkylphenole eine etwas größere Toleranz in bezug auf mehrwertige Ionen als die häufigeren anionischen Tenside haben, obwohl sie auf der Basis einer Gewichtseinheit weniger wirksam sind.

Weitere vorgeschlagene Verbesserungen von Wasserflutungsverfahren beziehen sich auf den Einsatz von wasserlöslichen PoIy-

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meren im Flutungswasser, wodurch die Viskosität des Flutungswassers erhöht wird. Das "verdickte" Wasser resultiert in einem günstigeren Beweglichkeitsverhältnis und führt zu einer verbesserten Ölgewinnung. Die Polymerverbindungen können in einer Einpreßmenge enthalten sein, die hin und wieder als "Beweglichkeits-Steuerungs-Einpreßmenge" bezeichnet und vor dem Einpressen des Flutungswasser injiziert wird. Bei einem Programm wird eine Beweglichkeits-Steuerungs-Einpreßmenge nach dem Einpressen einer Tensid-Einpreßmenge und vor dem Einpressen des Flutungswassers injiziert. Dabei werden z. B. wasserlösliche hydrolysierte oder teilhydrolysierte Acrylamidpolymere wie Dow Pusher 700 und Polysaccharide wie Xanflood ^ eingesetzt.

Mit fortschreitender Entwicklung auf dem Gebiet des Tensidflutens wird bei den heute angewandten Verfahren im allgemeinen eine erste Einpreßmenge eines Tensids, das in einem wäßrigen oder Kohlenwasserstoffträger enthalten ist, in die Lagerstätte eingepreßt. Die Einpreßmenge kann ferner anorganische Salze, d. h. Natriumchlorid, enthalten, um die Verträglichkeit der Einpreßmenge mit den Lagerstättenfluiden zu verbessern. Auf die erste Einpreßmenge folgt dann fakultativ eine Beweglichkeits-Steuerungs-Einpreßmenge mit einem Beweglichkeitssteuermittel, worauf das Flutungswasser folgt. Durch den kombinierten Einsatz einer Lösung eines Tensids zur Verminderung der Grenzflächenspannung zwischen dem Wasser und dem Öl in der Lagerstätte und einer Lösung aus polymerem Material zur Verbesse-

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rung des Beweglichkeitsverhältnisses und des Verdrängungs-Wirkungsgrads wirken sich die Vorteile beider Materialien in einer erhöhten Gewinnung aus.

Das normalerweise befolgte Schema kann dadurch geändert werden, daß das Tensid und das Polymere bzw. das Verdickungsmittel in eine Einpreßmenge eingeführt werden; ferner kann eine Vorbehandlung der Lagerstätte durch Einpressen von "Vorbehandlungs"-Einpreßmengen erfolgen, die im wesentlichen anorganische lösliche Salze enthalten, die bewirken, daß die Lagerstätte und ihre Fluide mit den anschließend injizierten Tensid- und Beweglichkeits-Steuerungs-Einpreßmengen besser verträglich werden. Die Änderungen ergeben sich aus den Eigenschaften der Lagerstätte, der Art und Zusammensetzung des Öls und des Lagerstättenwassers.

Die am häufigsten eingesetzten Tenside sind die anionischen Sulfonate, insbesondere die Petroleumsulfonate, die Gemische von sulfonierten Kohlenwasserstoffen sind. Die Petroleumsulfonate werden aus der Sulfonierung von Petroleum-Rohstoffen mit einem bestimmten Temperaturbereich, die aromatische Bestandteile enthalten, gewonnen. In der US-PS 3 302 713 ist ein Tensid-Wasserflutungs-Verfahren angegeben, bei dem ein Tensid eingesetzt wird, das durch Sulfonierung wenigstens eines Teils der sulfonierbaren Bestandteile eines Petroleum-Rohstoffs mit einem Temperaturbereich von 371-593 C hergestellt wurde. Die US-PS 3 468 377 beschreibt den Einsatz eines

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Gemische aus Petroleumsulfonaten mit einem bestimmten Molgewicht, und zwar einem mittleren Molgewicht im Bereich von ca. 375-430.

Die sulfonierbaren Bestandteile der Rohstoffe sind primär aromatische Kohlenwasserstoffe einschließlich der alkylierten Benzole und der kondensierten alkylierten aromatischen Kohlenwasserstoffe. Der nichtaromatische Anteil der Rohstofffraktion, der hauptsächlich Mineralöl aufweist, ist nicht sulfonierbar und bleibt von der Umsetzung ausgeschlossen. In handelsüblichen Petroleumsulfonaten ist dieser nichtumgesetzte Kohlenwasserstoffanteil im wesentlichen in einer Menge von ca. 5-20 % vorhanden. Die Herstellungskosten dieser Materialien werden hauptsächlich durch die Aktivität (% Petroleumsulfonat) des Gemischs bestimmt. Um die Aktivität zu erhöhen, ist ein Reinigungsvorgang erforderlich, um den nichtumgesetzten Kohlenwasserstoffanteil zu entfernen, wodurch sich die Kosten erhöhen. Die meisten handelsüblichen Petroleumsulfonate enthalten Öl und Wasser. Der Ölgehalt kann bis zu 50 % betragen. Wenn ein handelsübliches Petroleumsulfonatkonzentrat in der Praxis eingesetzt wird, resultiert eine Verdünnung mit Wasser in einer Konzentration von ca. 0,1-1,0 % des nichtsulfonierten Kohlenwasserstoffs. Dieses verdünnte Sulfonat wird als wäßriges Tensidsystem bezeichnet. In der Veröffentlichung "Improved Oil Recovery by Surfactant Polymer Flooding" von D. 0. Shah und R. S. Schechter (Academic Press Inc.), S. 393, ist ein wäßriges Tensidflutungssystem als ein System beschrieben, das in dem eingepreßten Material kein Öl mit Ausnahme des

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nichtumgesetzten und aus dem Tensid während der Herstellung nicht ausgeschiedenen Öls enthält.

Es wurde nunmehr gefunden, daß sich eine erhöhte Ölgewinnung ergibt, wenn ein einfach-ungesättigter sekundärer Alkohol, z. B. Cholesterin, in der das handelsübliche Petroleumsulfonat enthaltenden wäßrigen Einpreßmenge eingesetzt wird- Ferner wurde festgestellt, daß der nichtumgesetzte Kohlenwasserstoffanteil des handelsüblichen Petroleumsulfonats in wirksamer Weise als Lösungsmittelträger für den einfach-ungesättigten sekundären Alkohol einsetzbar ist.

Die vorliegende Erfindung bezieht sich auf die erhöhte Gewinnung von Öl aus einer untertägigen ölführenden Lagerstätte, wobei eine wäßrige Einpreßmenge eines handelsüblichen Petroleumsulfonats zusammen mit einem Kotensid und einem einfachungesättigten sekundären Alkohol verwendet wird, so daß der nichtumgesetzte Kohlenwasserstoff im Sulfonat als Träger für den einfach-ungesättigten Alkohol genutzt wird.

Anhand der Zeichnung wird die Erfindung beispielsweise näher erläutert. Es zeigen:

Fig. 1 die Auswirkung von Cholesterin in der Tensid-Einpreßmenge aus wäßrigem Petroleumsulfonat in bezug auf die Erhöhung der Ölgewinnung; und

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Fig. 2 die Auswirkung von Cholesterin in einer aus Petroleumsulfonat bestehenden Tensid-Einpreßmenge in bezug auf die Verminderung der Grenzflächenspannung.

Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer untertägigen ölführenden Lagerstätte mit hochsalzhaltigem Lagerstättenwasser, wobei eine Einpreßmenge aus einem Gemisch eines handelsüblichen Petroleumsulfonats, eines Kotensids und eines einfach-ungesättigten sekundären Alkohols vor dem Wasserfluten in die Lagerstätte gepreßt wird. Bei diesem Verfahren wird die Tatsache genutzt, daß der nichtumgesetzte Kohlenwasserstoffanteil des handelsüblichen Petroleumsulfonats als Lösungsmittel für den einfach-ungesättigten sekundären Alkohol verwendet wird, um die Gewinnung zu erhöhen,

Nach diesem Verfahren wird der Tensid-Einpreßmenge ein einfachungesättigter sekundärer Alkohol, der in Öl löslich ist, zugesetzt, so daß der Alkohol in die in einem handelsüblichen Petroleumsulfonat vorhandene Ölphase verteilt wird. Damit wirkt die Ölphase als Träger für den Alkohol und ist daher wirksam bei dem Gewinnungsverfahren nutzbar. Ferner resultiert die Anwesenheit des einfach-ungesättigten sekundären Alkohols in einer wesentlichen Erhöhung der Ölgewinnung.

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Die Erfindung wird durch eine Reihe von Laborkern-Verdrängungsversuchen verdeutlicht, bei denen folgendes Verfahren angewandt wurde: Ein Sandsteinkern wurde in einer Blechtrommel durch Eingießen mit Epoxidharz und Bearbeiten der Enden dicht verschlossen. Der in geeigneter Weise befestigte Kern wurde evakuiert und dann mit salzhaltigem synthetischem Feldwasser folgender Zusammensetzung gefüllt:

CaCl₂

MgCl₂ '6H₂O NaHCO₃
NaCi
gelöste Gesamtfeststoffe:

Nachdem das Porenvolumen (V) des Kerns bestimmt war, wurde ein Rohöl mit 36° API für mehrere Porenvolumina eingepreßt. Dann wurde der Kern mit dem vorgenannten synthetischen Feldwasser auf eine nicht verringerbare Ölsättigung wassergeflutet. Danach erfolgte die Test-Tensidflutung durch Einpressen einer ersten Einpreßmenge mit der erwünschten Zusammensetzung, wonach eine Polymer-Einpreßmenge injiziert wurde, gefolgt von einer Wasserfiutung mit synthetischem Feldwasser. Der Durchsatz ce::· verschiedenen Einpreßmengen wurde mit einer Quecksilber-Verdrängerpumpe geregelt. Eine typische Einpreßgeschwindigkeit was 18-20 Cm^-3Vh,

8075	ppm
8207	Il
168	Il
81797	Il
98247	ppm.

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Es wurden acht Verdrängungsversuche durchgeführt, deren Ergebnisse In Form des Gewinnungs-Wirkungsgrads in der nachfolgenden Tabelle angegeben sind. Der Gewinnungs-Wirkungsgrad wird als das Verhältnis des im Kern nach dem Versuch vorhandenen Öls zu dem im Kern vor dem Versuch vorhandenen öl definiert, ausgedrückt in m /m .

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	TAB	Zusammens. Einpreß menge	ELLE I	injiz. Poren volumen	Gewinnungs- Wirkungsgrad
Vers. Nr.	FA-400^a, N 50 CS	Konzentra tion (Gew.-SG)	0,39	0,29
1	FA-AOO TRS-A-O⁰ N 50 CS	2,0 1,8	0,37	0,31
2	FA-400 TRS-40 N 50 CS	1,0 1,0 0,5	0,Al	0,30
3	FA-A-OO TRS-A-O N 50 CS	1,0 1,0 1,1	0,39	0,23
A	FA-AOO TRS-40 . Sipex EST-75	0,6 0^55	0,50	0,38
5	FA-A-OO TRS-AO Sipex EST-75 Dodecylalkohol	O O M OD OO O	0,50	0,A0
6	FA-AOO TRS-AO Sipex EST-75 Propanol	1,0 0,8 0,8 0,1	0,5A	0,Al
7	FA-A-OO TRS-40 Sipex EST-75 Cholesterin	1,0 0,8 0,8 0,2	0,35	0,5A
8	1,0 0,8 0,8 0,00A

FA-A-OO

N 50 CS

TRS-AO

Petroleumsulfonat mit einem Äquivalentgewicht von ca. AOO (Hersteller EXXON)

äthoxyliertes sulfoniertes Nonylphenol mit 5 Mol Sthylenoxid

Petroleumsulfonat mit einem Äquivalentgewicht von ca. 332 (Hersteller WITCO)

Sipex EST-75 äthoxylierter sulfatierter Tridecylalkohol (Hersteller Alcolac Chemical)

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Bei Versuch Nr. 1 wurde eine wäßrige Tensidflüssigkeit mit einem Gemisch aus handelsüblichen Sulfonaten eingesetzt. Der Versuch, der als Vergleichsstandard diente, ergab einen Gewinnungs-Wirkungsgrad von 0,29 m /m bei einem injizierten Porenvolumen von 0,39. Die Versuche Nr. 2-4 wurden mit einem anionischen Kotensid (einem äthoxylierten sulfonierten Nonylphenol) im Petroleumsulfonatgemisch durchgeführt. Die Ergebnisse zeigen, daß vergleichbare Gewinnungs-Wirkungsgrade erhalten wurden (0,23-0,31 m /m ). Bei dem Versuch Nr. 5 wurde den Einpreß-Verbindungen ein anionischer Tensidalkohol (ein äthoxylierter sulfatierter Tridecylalkohol) zugesetzt. Dabei ergab sich eine Erhöhung des Gewinnungs-Wirkungsgrads gegenüber den vorhergehenden Versuchen (0,38-0,41 m /m ). Bei den Versuchen Nr. 6 und 7 wurde ein Kotensidgemisch aus einem nichtionischen und einem anionischen Alkohol eingesetzt. Die Ergebnisse zeigen, daß der Gewinnungs-Wirkungsgrad durch das Kotensid-Gemisch nicht wesentlich erhöht wurde (0,40-0,41 m /m ) Bei dem Versuch Nr. 8 (der die Erfindung demonstriert) wurde ein einfach-ungesättigter sekundärer Alkohol zusammen mit dem anionischen Kotensid (äthoxylierter sulfatierter Tridecylalkohol) zugesetzt. Die Ergebnisse zeigen, daß eine beachtliche Steigerung des Gewinnungs-Wirkungsgrads erzielt wurde (0,54 m³/m³).

Die Ergebnisse der Kernverdrängungs-Versuche Nr. 5 und 8 sind in Fig. 1, die den Flutungsverlauf zeigt, ebenfalls eingetragen. Die Abszisse ist eine dimensionslose Einheit, die den

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Bruchteil des Porenvolumens des verwendeten Kerns angibt. Die Versuche zeigten, daß die Zugabe von Ο,ΟΛ kg/m (0,00ή· Gew.-%) Cholesterin zu der Tensid-Einpreßmenge den Gewinnungs-Wirkungsgrad von 38 %, die bei dem Versuch ohne Cholesterin erzielt wurden, auf 54- % steigerte.

Es wurden weitere Versuche durchgeführt, bei denen Grenzflächenspannungs-Messungen mit der Methode "Tropfen auf fester Unterlage" für wäßrige Tensidgemische, die ein Petroleumsulfonat und ein Kotensid enthalten, mit und ohne Vorhandensein von Cholesterin erfolgten. Bei diesem Verfahren wird eine quadratische Quarzküvette mit einer Tensidlösung gefüllt, dann wird ein öltropfen in die Zelle injiziert und das System ins Gleichgewicht gebracht. Der Öltropfen liegt auf einer horizontalen ebenen Fläche auf. Von dem auf der festen Unterlage aufliegenden Tropfen wird eine fotografische Aufzeichnung gemacht, und die Grenzflächenspannung zwischen dem öl und dem Tensid wird aus der Geometrie des Tropfenprofils erhalten.

Die Ergebnisse dieser Versuche sind in Fig. 2 wiedergegeben, in der die Grenzflächenspannung über der Konzentration des Kotensids aufgetragen ist. Es 1st ersichtlich, daß die Anwesenheit von Cholesterin in der ein Kotensid enthaltenden wäßrigen Petroleumsulfonatlösung im Vergleich zu dem Versuch ohne Cholesterin eine geringere Grenzflächenspannung zur Folge hat.

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Es kann ein einfach-ungesättigter sekundärer Alkohol in einer wäßrigen Tensid-Einpreßmenge, die ein Petroleumsulfonat und ein Kotensid enthält, in jedem allgemeinen Programm zur Durchführung einer Wasserflutung eingesetzt werden, wobei Änderungen des Einpreßschemas und der bekannten Zusammensetzungen eingeschlossen sind. Bei einer Ausführungsform wird für die Ölgewinnung aus einer ölführenden Lagerstätte mit hochsalzhaltigem Lagerstättenwasser die wäßrige Tensid-Einpreßmenge, die ein handelsübliches Petroleumsulfonat, ein Kotensid und einen einfach-ungesättigten sekundären Alkohol enthält, in die Formation eingepreßt. Die wäßrige Phase der Einpreßmenge kann Salzwasser, Lagerstättenwasser oder Frischwasser sein und kann ferner wasserlösliche anorganische Salze, z. B. das Salz eines Alkalimetalls wie Natriumchlorid, enthalten. Das für eine bestimmte Lagerstätte jeweils gewählte wäßrige System hängt von den Eigenschaften und Besonderheiten der Lagerstätte sowie der Verträglichkeit der Einpreßmenge mit den Lagerstättenfluiden ab.

Nach dem Einpressen der wäßrigen Tensid-Einpreßmenge kann eine wäßrige Einpreßmenge zur Beweglichkeitssteuerung, die ein Polymeres enthält, injiziert werden. Das Polymere kann ein Polyacrylamid oder ein Polysaccharid sein und ist in allgemeinen in Mengen zwischen ca. 0,01 und ca. 0,5 Gew.-X anwesend. Auf diese die Beweglichkeit regulierende Einpreßmenge kann dann ein wäßrige» Treibmittel folgen.

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Bei der Durchführung des Verfahrens sollte die Tensid-Einpreßmenge, die das handelsübliche Petroleumsulfonat, das Kotensid und den einfach-ungesättigten sekundären Alkohol enthält, in Mengen von ca. 5-50 % des Lagerstätten-Porenvolumens eingepreßt werden.

Das Kotensid, das zur Erhöhung der Verträglichkeit der Tensid-Einpreßmenge mit den Lagerstättenfluiden eingesetzt wird, ist in Mengen von ca. 0,3-3,0 Gew.-& vorhanden. Als Kotensid werden äthoxylierte Phenole, äthoxylierte Alkylphenole, äthoxylierte Alkohole sowie Sulfat- und SuIfonatderivate der genannten Phenole und Alkohole eingesetzt. Zwei Beispiele für praktisch eingesetzte Kotenside sind äthoxyliertes sulfoniertes Nonylphenol und äthoxylierter sulfatierter Tridecylalkohol.

Die Konzentration des einfach-ungesättigten sekundären Alkohols hängt u. a. von der Art des jeweils eingesetzten Alkohols und der Menge von nichtumgesetztem Öl in dem handelsüblichen Petroleumsulfonat ab. Im allgemeinen sollte die Konzentration im Bereich von ca. 0,001-1,0 Gew.-%, bevorzugt von ca. 0,002-0,006 Gew.-9a, liegen. Die verschiedensten einfach-ungesättigten sekundären Alkohole sind einsetzbar unter der Voraussetzung, daß sie in Kohlenwasserstoff oder Öl löslich sind. Z. B. kann der einfach-ungesättigte sekundäre Alkohol ein ringförmiger sekundärer Alkohol wie Cyclohexenol und dessen Alkylderivate, z. B. Methylcyclohexenol, Propylcyclohexenol und Pentacyclohexenol sein. Ferner kann der Alkohol ein

Dialkylderivat wie Dimethylcyclohexenol oder Trialkylderivate von Cyclohexenol sein.

Eine zweite Gruppe von zur Durchführung des Verfahrens geeigneten Alkoholen sind die Terpenalkohole, die von einfachen Terpenkohlenwasserstoffen wie Pulegol, Isoborneol, Menthol und Piperitol abgeleitet sind.

Andere geeignete einfach-ungesättigte sekundäre Alkohole sind solche mit kondensierter Ringstruktur wie ein polyalicyclischer Alkohol, d. h. Cholesterin und seine Derivate.

Das Verfahren ist bei Lagerstätten anwendbar, bei denen die Förderung mit einem Bohrlochschema erfolgt, wobei z. B. eine zentrale Bohrung als Förderbohrung und die dazu versetzten Bohrungen als Injektionsbohrungen vorgesehen sind. Ein übliches Schema ist das Fünf-Punkt-Schema, bei dem vier Bohrungen die Ecken eines Quadrats bilden und die fünfte Bohrung mittig im Quadrat angeordnet ist. Das Verfahren ist auch bei einem Reihenschema anwendbar, wobei eine Reihe Bohrungen als Injektionsbohrungen und die beiden benachbarten Bohrungsreihen als Förderbohrungen dienen.

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-ΜΙ e e r s e i t e

Claims

PATENTANSPRÜCHE

1. Verfahren zur Gewinnung von Öl aus einer ölführenden Lagerstätte mit Lagerstättenwasser von hohem Salzgehalt, die von mindestens zwei in Abständen von einander niedergebrachten Bohrungen durchteuft ist, indem in die eine Bohrung zunächst eine wäßrige, Petroleumsulfonat enthaltende Lösung und anschließend ein wäßriges Flutungsmittel injiziert wird, um diese wäßrige Lösung und das Lagerstätten-Öl zur anderen Bohrung hin zu verdrängen, dadurch gekennzeichnet, daß eine wäßrige Lösung injiziert wird, die zusätzlich zum Petroleumsulf onat ein oder mehrere Cotenside und einen oder mehrere einfach-ungesättigte sekundäre Alkohole enthält.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet , daß die wäßrige Lösung als Cotensid äthoxylierte Phenole, äthoxylierte Alkylphenole, äthoxylierte Alkohole, Sulfatderivate dieser Phenole und Alkohole, Sulfonatderivate dieser Phenole und Alkohole oder Mischungen davon enthält.

3. Verfahren nach Anspruch 1 oder Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet , daß die wäßrige Lösung als einfach-ungesättigte sekundäre Alkohole cyclische sekundäre Alkohole, deren Alkylderivate, Terpenalkohole, deren Derivate, polyalicyclische Alkohole oder deren Derivate enthält.

4·. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet , daß die wäßrige Lösung Cholesterin, Derivate des Cholesterins oder Mischungen davon enthält.

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5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die wäßrige Lösung etwa 0.3 bis etwa 3.0 Gew.-% Cotensid und etwa 0.001 bis 1.0 Gew.-%, vorzugsweise etwa 0.002 bis etwa 0.006 Gew.-% des einfachungesättigten sekundären Alkohols enthält.

6. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß die wäßrige Lösung in Mengen von etwa 5 % bis etwa 50 % des Porenvolumens der Lagerstätte injiziert wird.

7. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß nach der wäßrigen Lösung und vor dem Flutungsmittel eine wäßrige Lösung injiziert wird, die Polymere enthält.

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