DE1815475B - Verfahren zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Formation und Anwendung dieses Verfahrens auf eine bergbautechnisch aufgearbeitete kohlenwasserstoffhaltige Sandgrundmasse - Google Patents

Description

Die Erfindung betrifft zum einen ein Verfahren zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Formation, bei dem die Formation mit einer wäßrigen Trägerflüssigkeit in Kontakt gebracht wird, die ein alkalisches Mittel in solchen Mengen enthält, daß das Sorptionsvermögen der Formation für die Kohlenwasserstoffe herabgesetzt und letztere stärker beweglich gemacht werden, wobei die Kohlen-Wasserstoffe in der Trägerflüssigkeit emulgiert, mit ihr aus der Formation extrahiert, die gebildete Emulsion gesammelt und die Kohlenwasserstoffe von der Emulsion wieder abgetrennt werden. Dieses Verfahren soll es insbesondere gestatten, in erhöhter Ausbeute

ίο leichte Erdölflüssigkeiten, einschließlich hochviskoser und daher normalerweise praktisch unbeweglicher Rohöle, Teersandöle und asphaltischer Restöle aus solchen Formationen, denen bereits die stärker beweglichen Fraktionen der ursprünglich darin vorhandenen Kohlenwasserstoffe entzogen worden sind, zu gewinnen.

Die Gewinnung von Erdölprodukten geschieht in der Regel in der Weise, daß man eine kohlenwasserstoffhaltige Formation anbohrt und die darin enthaltenen

ao Kohlenwasserstoffe in irgendwie bekannter Weise herausfordert. Erfahrungsgemäß erbringen diese Gewinnungsverfahren jedoch nur einen Bruchteil der in der Formation enthaltenen Kohlenwasserstoffe, und zwar gilt dies insbesondere für die Erschließung von Lagerstätten mit hochviskosen Rohölen, d. h. Kohlenwasserstoffen mit unter 25° API liegenden Dichten. Selbst verfeinerte Gewinnungsverfahren, d. h. solche, die mit Erhitzung, Mischflutung, Wasserflutung oder Dampfaufbereitung arbeiten, lassen möglicherweise noch bis zu 70 bis 80°/₀ der ursprünglich vorhandenen Kohlenwasserstoffe zurück.

Somit stehen also noch umfangreiche Reserven an Erdölflüssigkeiten, z. B. mit den bisherigen, großtechnischen Methoden, nur ganz wenig ausgebeutete schwere Rohöle zur möglichen Ausschöpfung bis nahe an den geschätzten Ölbestand zur Verfügung.

Noch unergiebiger sind die bisher bekannten Verfahren zur Kohlenwasserstoffgewinnung aus Teersanden, mit denen womöglich weniger als 10 °/₀ des vorhan-

denen Öls herausgeholt werden. Dieses Öl besteht nämlich aus einem viskosen, teerigen Material mit einer Dichte von etwa 1,00 bis 1,04 und steht im Rohzustand nicht hoch im Preise, so daß viele Gewinnungsverfahren bei diesem geschätzten, niedrigen Ausbeutegrad wirtschaftlich uninteressant sind. Die ebenfalls vorgeschlagene bergbautechnische Förderung der Teersande ist vergleichsweise zu kostspielig und daher auch ohne wirtschaftliche Erfolge geblieben. Folglich harren noch ausgedehnte Teersandablagerungcn der wirtschaftlichen Ausnutzung.

Die Erdölgewinnungstechnik kennt bereits verbesserte Gewinnungsverfahren einschließlich der sogenannten sekundären Abbaumethoden, die nach Erschöpf ungdernatürlichenLagerabgabeangewendetwerden und weitere Kohlenwasserstoffausbeuten aus nur teilerschöpften Formationen gestatten. Von ihnen wird in größeren Umfang die Wasserflutung angewendet, die unter günstigen Umständen noch 30 bis 50⁰/„ der zurückgelassenen, ursprünglichen Kohlenwasserstoffe herauszuholen gestattet, bei schweren Rohölen aber im allgemeinen weit geringere Ausbeulen liefert.

Neuerdings arbeitet man bei der Gewinnung von Schwerölen mil Dampfinjektion verschiedener Durchruhrungsarl einschließlich der »push-pull«-Technik und der Durchselz-Methoden und hat mit ihr in einigen Gebieten von Schweröllagern merkliche Ausbeuten erzielt. Diese Ausbeuteerhöhung wird durch die für schwere Rohöle charakteristische, starke Viskositäls-

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erniedrigung bei Temperaturerhöhung günstig beein- Bessere Ausbeuten aus schweren Rohölen und Teer-

fiußt, die die Kohlenwasserstoffe beweglicher, d. h. sanden hat man auch schon durch Benutzung solcher

fließfähiger macht. alkalischen Lösungen erzielt, die außerdem noch eine

Aber auch bei Anwendung sekundärer Abbauver- nichtionische, grenzflächenaktive Substanz in wirkfahren auf normal entleerte Formationen bleiben mög- 5 samer Menge enthielten, wobei die Extraktion durch licherweise doch noch größere Ölmengen zurück, weil die freiwillige Emulsionsbildung beim Zusammensie infolge des hohen Sorptionsvermogens des Sandes treffen von Lösung und Teer zustande kam.
für das Rohöl fest an ihm gebunden sind. Außerdem Aber auch diese mit Zusatz arbeitenden Gewinnungswird die Ausbeute dadurch verringert, daß einerseits verfahren sind insofern nicht vollkommen, als z. B. infolge von Grenzflächenspannungen zwischen den io der Zusatz möglicherweise an den Sandoberflächen nichtmischbaren Phasen Rohöl in den Poren einge- stark adsorbiert wird und daher in reichlicher oder schlossen bleibt und andererseits die wäßrige Treib- sogar überreichlicher Menge angewendet werden muß, flüssigkeit infolge ihrer gegenüber dem Rohöl wesent- was bei seinem vergleichsweise hohen Preis den Ablich niedrigeren Viskosität zum Fingern neigt. bauprozeß schon nach kurzer Anwendungsdauer über-

Man hat daher schon Verfahrensabwandlungen ent- 15 mäßig teuer und daher unterbrechungswürdig werden

wickelt, um diese Nachteile durch Einbringung von läßt. Ein weiterer Nachteil besteht in dem ungünstigen

Zusätzen zu verkleinern und dadurch den Wirkungs- Viskositätsverhältnis zwischen Flutungsmedium und

grad zu erhöhen. So hat man beispielsweise die Rohöl.

Grenzflächenspannung zwischen dem Rohöl und dem Der Erfindung lag somit die Aufgabe zugrunde, unWasser durch Zugabe von grenzflächenaktiven Sub- 20 ter Vermeidung der Nachteile der bekannten Verfahren stanzen und mischbaren Flüssigkeiten herabgesetzt zur leistungsfähigeren Gewinnung von hochviskosen und zwecks Unterdrückung des Fingerns die Visko- Rohölen geringer Dichte sowie von Ölen aus Teersität der wäßrigen Phase durch Vordickungsmittel sanden zu schaffen,
erhöht. Es wurde nun überraschenderweise gefunden, daß

Die Injektion von Zusätzen erfolgt für gewöhnlich 25 sich die gestellte Aufgabe bei einem Verfahren der derart, daß man zunächst eine Aufschlämmung von eingangs geschilderten Art lösen läßt, wenn die Trägerinnen in einem Fördermedium, z. B. Wasser, in die flüssigkeit zusätzlich ein lösungsförderndes Mittel für Formation einspritzt und anschließend mittels FIu- die Kohlenwasserstoffe enthält,
tungswasser durch sie hindurchtreibt. Bei idealer Wir- Der erfindungsgemäß erzielte Fortschritt beruht kung wandert diese Aufschlämmung, der sogenannte 30 erfahrungsgemäß auf dem synergistischen Zusammen- »slug«, als zusätzliche Bank durch die Formation hin- wirken der beiden Zusatzmittel auf die Extraktion durch und verbessert dadurch die Abbauausbeute. schwerer Rohöle aus Sandformationen.

In diesem Zusammenhang sei auch auf die deutsche Als alkalisches Mittel benutzt man ein Hydroxyd

Patentschrift 1 242 534 hingewiesen, aus welcher es oder basisches Salz eines Alkali- oder Erdalkalimetalls,

bekannt ist, die Durchlässigkeit von Erdöllagerstätten 35 das in wäßrigem Medium zu einer alkalischen Lösung

für Wasser zu erhöhen, indem in die Lagerstätte durch zu hydrolysieren vermag, und wendet es in etwa 0,001

eine Einführungssonde flüssiges Ammoniak und flüs- bis 0,5 molarer Menge an.

sige Kohlenwasserstoffe eingeführt werden und an- Als lösungsförderndes Mittel eignen sich zahlreich

schließend aus der »vorbehandelten« Lagerstätte das Öl verschiedene Materialien, darunter beispielsweise Pyri-

durch ein Wasserflutverfahren ausgetrieben wird. 40 din, Chinolin und deren engverwandte Derivate sowie

Es sind ferner, beispielsweise aus der deutschen pyridin- und/oder ehinolinhaltige Kohlenteerfraktio-

Patentschrift 1 249 190, bereits Verfahren zur Gewin- nen, die zumindest auf die asphaltigen Anteile des

nung von Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Rohöls eine lösende und/oder emulgierende Wirkung

Formation bekanntgeworden, bei denen die Forma- ausüben. Von ihnen muß in der Trägerflüssigkeit min-

tion mit einer wäßrigen Trägerflüssigkeit in Kontakt 45 destens so viel enthalten sein, daß die gewünschten

gebracht wird, die ein alkalisches Mittel enthält. Durch Kohlenwasserstoffsubstanzen in Emulsionsform ge-

den Zusatz des alkalischen Mittels (gegebenenfalls zu- bracht und in ihr während des Durchganges durch

sammen mit einem Netzmittel) sollte einerseits die die Formation gehalten werden. Hierfür reichen für

Fähigkeit des Flutwassers, vorzugsweise Öl aus der gewöhnlich etwa 0,1 bis etwa 10,0 Volumprozent aus,

Formation zu verdrängen, verstärkt und andererseits 50 undinmanchenFällenwerdenandereMengenbenötigt.

die Viskosität des Rohöls in der Lagerstätte gesenkt Die günstige Wirkung der erfindungsgemäßen

werden. Die Wirksamkeit solcher Zusätze bei der Trägerflüssigkeit beruht wahrscheinlich auf der be-

Sekundärentölung von Erdöllagerstätten hat sich je- netzungsfördernden Wirkung des alkalischen Mittels

doch als unzureichend erwiesen. und der lösungsfördernden Wirkung des anderen Zu-

In vielen kohlenwasserstoffhaltigen Formationen 55 satzmittels. Dabei bewirkt letzteres zunächst eine Abfindet man für gewöhnlich die Ölsande in ölbenetzter lösung des Rohöls von den Sandoberflächen, wodurch Form vor, und in diesen Fällen hat man schon gewisse diese dem alkalischen Mittel zugänglich und von ihm Chemikalien injiziert, um die Benetzbarkeit umzukch- besser benetzbar gemacht werden, was letztlich die ren und dadurch die Auswaschleislung des Flulungs- Abbaumöglichkeiten für das Rohöl vergrößert,
wassers für die zurückgebliebenen Rohöle zu steigern. 60 Ein weiterer Vorteil der erfindungsgemäßen Träger-So hat man schon die Benetzbarkeit der Sandober- flüssigkeit besteht vermutlich darin, daß sie das extraflächen mit Hilfe einer verdünnten, wäßrigen, alkali- liierte Rohöl in die Form einer Öl-in-Wasser-Emulsion sehen Lösung erhöhl und dadurch ein verstärktes Aus- von entsprechend höherer Mobilität zu bringen verlaugen und Emulgieren der leerigen Materialien er- mag. Emulsionen sind bekanntlich mechanische Gezielt. Man hat solche Lösungen auch schon als »slugs« 65 mische zweier nichtmischbarer Flüssigkeilen, von denen mit anschließender Dampfeinjagung benutzt, um die so die eine in Tröpfchenform in der anderen dispergiert gebildete Emulsion durch die Formalion hindurch zu ist, und deren Scheinviskosität eine Funktion der Eineiner Förderbohrung zu treiben. wirkung der dispergieren Tröpfchen und der kontinu-

ierlichen Phase und meist höher als die der letzteren Weitere Untersuchungen zeigten die Wirksamkeit

ist. Bei Emulsionen vom Wasser-in-Öl-Typ steigt die des erfindungsgemäßen, alkalischen, lösungsfördern-Viskosität so lange an, bis der Wasseranteil auf etwa den Mittels auf die Entfernung des Aspahltens von der 60 bis 75 Volumprozent erhöht ist, und fällt bei dar- Kieselsäureoberfläche. Eine wiederum mit Chromsäure über hinausgehendem Wassergehalt steil auf etwa die 5 gereinigte Glasplatte wurde zunächst mit einem des Wassers ab, weil sie mit einer Umwandlung der 10° API-Rohöl mit 41,5 % Asphaltengehalt bedeckt Emulsion von dem Wasser-in-Öl-Typ in den Öl-in- und dann eine Woche lang in aufrechter Stellung geWasser-Typ verknüpft ist. halten, um alles überschüssige Rohöl ablaufen zu

Deshalb betrifft die Erfindung weiterhin eine be- lassen. Danach ließ man über die ölbedeckte Fläche sonders vorteilhafte Anwendung des beanspruchten io auf getrennten Strömungsbahnen stündlich je etwa Verfahrens auf eine zuvor bergbautechnisch aufge- 0,5 ml folgender vier Versuchslösungen herabfließen: arbeitete Kohlenwasserstoffhaltige Sandgrundmasse. _{χ Q2 molare Natronlauge},

Untersuchungen an einer San-Ardo-Roholemulsion ₂ j _{etwa Q 5} Volumprozent Chinolin gesättigtes in einem wäßrigen Tragermedium, das zu 10 ⁰Z₀ aus " w_a._ser

einer 0,2 molaren Natronlauge und zu 90 »/„aus einer 15 _{3 ein}e _Mi_{schung aus 9O}o/_o chinolingesättigtem Wasgesaitjgten, wäßrigen Chinohnlosung bestand, ergaben _{d h mk etwa Q 45} Volumprozent davon, und

bei in Bewegung gehaltener Emulsion eine fast gerad- _{w 0/ Q2 mQ},_{arer Natron}i_{auge> d}. _h. ₀,02 molarer

hnige Viskositatskurve auf einer Fisher-Tag-Misch- NaOH

karte. Die Messungen zeigten, daß bereits durch Zu- _{4 reines},' destilliertes Wasser als Vergleichsnorm, gäbe von nur geringen Mengen eines solchen Träger- ao

mediums beträchtliche Viskositätsherabsetzungen er- Dabei ergab sich, daß die Flüssigkeiten 1 und 4, d. h.

zielt werden konnten. die reine Natronlauge sowie das destillierte Wasser

Der hohe Wirkungsgrad dieses Trägermediums keine merkliche Wirkung auf die ölbedeckte Fläche hängt weiterhin wahrscheinlich zum großen Teil von ausübten. Die Flüssigkeit 2, d. h. die reine Chinolinseiner Einwirkung auf die schwereren Anteile vom 25 lösung, durchdrang die Schichtoberfiäche und nahm Komplexkohlenwasserstoff-Typ in den schwer abbau- geringe Mengen des ihr ausgesetzten Rohöls mit. Die baren, viskosen Rohölen niederer Dichte und den erfindungsgemäße Mischflüssigkeit hingegen entfernte Ölen aus Teersanden ab. Diese viskosen Rohöle ent- den Hauptteil des mit ihr in Berührung gekommenen halten gemäß chromatographischer Analyse absolut Rohöls.

oder vergleichsweise hohe Anteile an diesen als As- 30 Somit vermochten Wasser und reine Lauge nicht die phaltene bezeichneten Komplexkohlenwasserstoffen, Rohölschicht vom Glas zu entfernen. Das nur chinoworunter man die stärker aromatischen und polaren ungesättigte Wasser wirkte als Lösungsmittel und nahm Materialien mittleren Molekulargewichts von etwa dementsprechend etwas Rohöl mit. Die erfindungsge-2000 bis 10 000 versteht, welche in einem Medium von mäße Mischflüssigkeit jedoch konnte infolge ihres niedrigerem Molekulargewicht dispergiert sind. Diese 35 höheren Benetzungsvermögens die Rohölschicht zum Dispersion selbst bezeichnet man für gewöhnlich als Hauptteil abführen.
Asphalt. Die Flüssigkeiten 1 bis 3 wurden fernerhin auf ihre

Es hat sich gezeigt, daß die Adhäsionskraft von Wirksamkeit gegenüber Teersand untersucht. Zu schweren Rohölen und Teeren der kohlenwasserstoff- diesem Zweck wurden drei Zentrifugenröhrchen aus haltigen Fraktion in bezug auf mineralische Ober- 40 Glas mit je 20 ml gemahlenem Teersand und anflächen zum großen Teil auf die Asphaltenfraktionen schließend bis zur 100 ml-Marke mit einer der drei von schweren Rohölen zurückzuführen ist. Darauf Flüssigkeiten gefüllt und schließlich zentrifugiert. Daberuht auch die Tatsache, daß bei einem Ausbeute- bei zeigte das Röhrchen mit der reinen Natronlauge vergleich zwischen zwei ähnlich viskosen Rohölen die nur geringes oder unwirksames Exlraktionsvermögen, Restkohlenwasserstoffsättigung für das Rohöl mit 45 und das zwe'te Röhrchen mit der reinen Chinolinlösung höherem Aspahltengehalt größer ist. ergab eine nur geringe Entölung des Teersandes. Beim

Es wurden nun Untersuchungen durchgeführt, um dritten Röhrchen mit der eriindungsgemäßen Mischlöeinen allgemeinen Überblick über die Art der Adhä- sung jedoch war praktisch das gesamte Rohöl in Form sionskraft zwischen verschiedenen Rohölen und einer einer Emulsion aus dem Teersand herausgeholt worden. Kieselerdeoberfläche zu gewinnen. Dies geschah in der 50 Weitere Zcnlrifugenversuche mit einer alkalischen, Weise, daß man auf zuvor mit Chromsäure gereinigte 5°/_oigen Pyridinlösung zeigten, daß sie bezüglich der Glasplatten zunächst in Horizontallage gleiche Trop- Ölextraklion aus Teersand ähnlich wirksam ist.
fen der zu untersuchenden Rohöle aufbrachte, danach Auf ähnliche Weise konnte nachgewiesen werden,

die Platten aufrecht stellte und dann die Ablaufsirecke daß eine Kohlenteerbase als Bestandteil des wäßrigen des Tropfens als Zeitfunktion maß. Dabei hängt zwar 55 Trägermediums ebenfalls mit vergleichbarem Wirkungsdie anfängliche Fließgeschwindigkeit der Rohöle von grad Teersand zu entölen vermag,
ihrer Viskosität, die Gesamtflußlänge jedoch davon Wenn man mit der erfindungsgemäßen Mischfiüssig-

ab, wieviel vom Rohöl bei der Abwärtswanderung des keil eine kohlenwasserstoffhaltige Untergrundforma-Tropfens am Glas hängen bleibt. Gemessen wurde die tion auszubeuten beabsichtigt, kann man dies beispiels-Gesamtlänge der Rohölslreifcn, sobald eine vorge- 60 weise so durchführen, daß man eine Einspritzbohrung gebene Zeit lang ein weiteres Fließen unterblieben war. bis zur Formation herunterführt und dann durch diese Diese der Einfachheit halber als Gleichgcwichlsstreckc hindurch die Mischflüssigkeit in die Formation hineinbezeichnete Länge ist ein Maß für die Stärke der Ad- drückt. Die Zusammensetzung dieser Injektion ist häsionskraft zwischen dem entsprechenden Rohöl weitgehend variabel und hängt von mehreren Bedin- und der ülasoberflächc. Diese Untersuchungen er- 65 gungen einschließlich der Formationsstärke, ihren Eigaben, daß Rohöle mit höherem Asphaltengehalt eine genschaften und den Bedingungen für die anschließende höhere Neigung zum Überziehen der mineralischen Einführung des wäßrigen Treibmediums in Form Oberfläche aufwiesen. von z. B. Wasser oder Dampf ab, mit dem man an-

schließend das Trägermedium durch die Formation hindurchtreibl. Je nach günstigsten Betriebsbedingungen arbeitet man dabei mit erhöhten Temperaturen, z. B. mit 93°C und darüber heißem Wasser, und manchmal sogar mit Temperaturen bis zu 26O⁰C hinauf.

Beim Durchgang des Trägermediums durch die Formation werden die Kohlenwasserstoffe aus ihr gestrippt und bilden eine Öl-in-Wasser-Emulsion, die dann durch Nachbarbohrungen herausgeholt werden kann. Das endgültige Aufbrechen der Emulsion und die Abtrennung der Kohlenwasserstoffe aus ihr erfolgt in irgendeiner bekannten Weise.

Man kann die Kohlenwasserstoffsubstanzen aber auch in der Weise aus Teersanden herausholen, daß man das erfindungsgemäße, wäßrige Medium als Extraktionsmittel in Verbindung mit bekannten Verfahren zum bergmännischen Teersandabbau und bekannten Verfahren zur Ölgewinnung aus dem Teersand nach seiner Extraktion benutzt.

Um die Leistungsfähigkeit der Erfindung aufzuzeigen, wurden Versuche durchgeführt, um die Verdrängungsleistung von mit Quarzsand gemischten, schweren Rohölen und den Einfluß der Konzentration von Alkali und Löslichmacher im Trägermedium zu bestimmen. Das alkalische Mittel bestand dabei aus Natriumhydroxyd und der Löslichmacher aus Chinolin, und als Apparatur diente in allen Fällen ein 18 cm langes und 1,3 cm weites Glasrohr, das oben und unten mittels Drahtnetz von 0,127 mm Maschenweite (100 mesh USS) abgeschlossen war und eine Quarzsandpackung enthielt, die ursprünglich mit etwa 32°/₀ Rohöl gesättigt war und ein Porenvolumen von etwa 8 ml aufwies. Folgende Rohölsorten wurden untersucht. Tabelle I

40

c) schließlich zwecks Verdrängung des Trägermediums nochmals 150 ml destilliertes Wasser hindurchgeschickt.

In dieser Art wurden eine Mehrzahl von Testlösungen unterschiedlichen Chinolin- und NaOH-Gehalts auf ihre Verdrängungsleistung, ausgedrückt in Prozenten des herausgeholten Öls, untersucht. Die Ergebnisse dieser Versuchsreihen ersieht man aus der nachstehenden Tabelle Tl.

Tabelle II

Verdrängung bei 25,6° C

NaOH-Ciehait in Mol

Chinolingehalt in Volumprozent

1 0,1 i 0,25 1 0,5 I 1,0

Ölausbeute in °/o

Rohöl A

Rohöl	0APl	Viskosität (Cs) bei 380C ! 99° C	Asphalten gehalt in 7o
A B C	13,0 !0,0 10,3	3 700 i 59 71000 ! 275 28 000 j 278	33,1 41,5 38,6

Der in den so vorbereiteten Versuchsrohren enthaltene Sand wurde jeweils in folgender Schrittfolge gesättigt:

a) zunächst wurden 150 ml destilliertes Wasser hindurchgeschickt, wobei kein öl gewonnen wurde,

b) dann wurden 200 ml des jeweiligen, erfindungsgemäß zusammengesetzten Trägermediums in drei Teilportionen von zunächst 100 ml, dann nach 1 Stunde 50 ml und schließlich nach einer weiteren Stunde den restlichen 50 ml eingegeben und 0,002

0,005

0,01

0,02

0,05

0,1

0,2

0,5

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0,2

0,002

0,005

0,01

0,02

0,05

1,2	0,1	0,1	0,6
66	48	51	54
76	68	64	71
61	61	71	69
43	58	59	74
31	52	45	49
4	11	10	16
0,1	1	1	13

Rohöl B

0,4	1,7	1,9
1,5	9	26
3,0	11	23
6	8	19
0,4	0,6	1,5
—		1.6
0	0,2	0,3

4,2
64
42
43

Rohöl C	0,1	0.2	0,1
0	0,3	0,6	4
0	—	7,8	71
Spur	0 7	1,7	7
0	0,5	1	11
0

0,7 68 72 72 79 64 44 29

Diese Werte zeigen, daß man maximale Verdrängungsleistungen mit optimalen Gehalten von Alkali und Löslichmacher erzielen kann, die je nach Rohöltype verschieden sein müssen und sich vor Beginn der Arbeiten vor Ort leicht durch Vorversuche vorstehend beschriebener Art ermitteln lassen.

Ersichtlicherweise ist die Erfindung im Rahmen dei Erfindungskennzeiciinung weitgehend variabel durchführbar.

545/1 ί

Claims (9)

Patentansprüche:

1. Verfahren zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Formation, bei dem die Formation mit einer wäßrigen Trägerflüssigkeit in Kontakt gebracht wird, die ein alkalisches Mittel in solchen Mengen enthält, daß das Sorptionsvermögen der Formation für die Kohlenwasserstoffe herabgesetzt und letztere stärker beweglich gemacht werden, wobei die Kohlenwasserstoffe in der Trägerflüssigkeit emulgiert, mit ihr aus der Formation extrahiert, die gebildete Emulsion gesammelt und die Kohlenwasserstoffe von der Emulsion wieder abgetrennt werden, d adurch gekennzeichnet, daß die Trägerflüssigkeit zusätzlich ein lösungsförderndes Mittel für die Kohlenwasserstoffe enthält.

2. Verfahren nach Anspruch 1, gekennzeichnet durch eine wäßrige Trägerflüssigkeit, deren alkalisches Bestandteil aus einem Hydroxyd oder einem basischen Salz eines Alkali- oder Erdalkalimetalls besteht.

3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, gekennzeichnet durch eine wäßrige Trägerflüssigkeit, deren Gehalt an alkalischem Bestandteil etwa 0,001- bis 0,5molar ist.

4. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche gekennzeichnet durch eine wäßrige Trägerflüssigkeit, deren alkalischer Bestandteil aus Natriumhydroxyd besteht.

5. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß der lösungsfördernde Bestandteil der Trägerflüssigkeit aus Pyridin, Chinolin oder deren engverwacdten Derivate oder aus pyridin- und/oder chinolinhaltigen Kohlenteerfraktionen oder aus Gemischen derselben besteht.

6. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß der Gehalt an lösungsförderndem Bestandteil etwa 0,1 bis 10,0 °/₀ Volumenprozent der Trägerflüssigkeit beträgt.

7. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, in Anwendung auf eine mit einer Injektions- und einer Förderbohrung durchsetzten Untergrundformation, dadurch gekennzeichnet, daß man in die Formation durch die Injektionsbohrung hindurch zunächst die Trägerflüssigkeit und danach ein wäßriges Treibmedium injiziert und letzteres dann zur Förderbohrung treibt.

8. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, daß man als wäßriges Treibmedium Wasser oder Dampf oder ein Gemisch beider verwendet und deren Temperatur den günstigsten Betriebsbedingungen entsprechend einstellt.

9. Anwendung des Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 6 auf eine zuvor bergbautechnisch aufgearbeitete kohlenwasserstoffhaltige Sandgrundmasse.