DE1815475C - Verfahren zur Gewinnung von Kohlen Wasserstoffen aus einer unterirdischen Formation und Anwendung dieses Verfahrens auf eine bergbautechnisch aufgearbeite te 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 Trägerfltissigkcit 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 Kühlenwasserstorfe 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 leichte Erdölflüssigkeiten, einschließlich hochviskoser und daher normalerweise praktisch unbeweglicher Rohöle, Teersandöle und asphaltischer Restöle au-, solchen Formationen, denen bereits die stärker beweglichen Fraktionen der ursprünglich darin vorhandenen Kohlenwasserstoffe entzogen word'-.i sind, zu gewinnen

Die Gewinnung von Erdölprodukten geschieht in der Regel in der Weise, daß man eine kohlenwasserstoffhaltige Formation anbohrt und die darin entnaltenen Kohlenwasserstoffe in irgendwie bekannter Weise herausfördert. Erfahrungsgemäß erbringen diese Gewinnungsverfahren jedoch nur einen Bruchteil der in der Formation enthaltenen Kohlenwasserstoffe, und zwar gilt dies insbesondere für die Erschließung von LagerstäUen mit hochviskosen Rohölen, d. h. Kohlenwasserstoffen mit unter 25" API liegenden Dichlen. Selbst verfeinerte Gewinnungsverfahreii, d. h. solche, die mit Erhitzung, Mischflutung, Wasserflutung oder Dampfaufbereitung arbeiten, lassen möglicherweise noch bis zu 70 bis 80°,„ 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°'_o des vorhandenen 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 Gewinnungsverfahrer, 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 Teersandablagerungen der wirtschaftlichen Ausnutzung.

Die Erdölgewinnungstechnik kennt bereits verbesserte Gewinni;ng^cverfahren einschließlich der sogenannten sekundären Abbaumethoden, die nach E--schöpfungdernatürlxhenLaperabgabeangewendet werden und weitere Kohlenwasserstoffausbeuten aus nur teilerschöpften Formationen gestatten. Von ihnen wird in größeren Umfang die Wasserflutung angewendet, die unter günstigen Umständen noch 30 bis 50°/„ der zurückgelassenen, ursprünglichen Kohlenwasserstoffe herauszuholen gestattet, bei schweren Rohölen aber im allgemeinen weit geringere Ausbeuten liefert.

Neuerdings arbeitet man bei der Gewinnung von Schwerölen mit Dampfinjektion verschiedener Durchführungsart einschließlich der »piish-pulle-Technik und der Durchsetz-Methodcn und hat mit ihr'in. einigen Gebieten von Schweröllagern merkliche Ausbeuten erzielt. Diese Alisbeuteerhöhung wird durch die für schwere Rohöle charakteristische, starke Viskositäts-

erniedrigung bei Temperaturerhöhung günstig beeinflußt, die die Kohlenwasserstoffe beweglicher, d. h. fließfähiger macht.

Aber auch bei Anwendung sekundärer Abbauverfahren auf normal entleerte Formationen bleiben möglicherweise doch noch größere ölmengen zurück, weil sie infolge des hohen Sorptionsvermögens des Sandes für das Rohöl fest au ihm gebunden sind. Außerdem wird die Ausbeute dadurch verringert, daU einerseits infolge von Grenzflächenspannungen zwischen den nichtmischbaren Phasen Rohöl in den Poren eingeschlossen bleibt und andererseits die wäßrige Treibtlüssigkeit infolge ihrer gegenüber dem Rohöl wesentlich niedrigeren Viskosität zum Fingern neigt.

Man hat daher sch*, η Verfahrensabwandliingen entwickelt, um diese Nachteile durch Einbringung von Zusätzen zu verkleinern und dadurch den Wirkungsgrad zu erhöhen So hat man beispielsweise die (ircn/llächenspannung zwischen dem Rohöl und dem Wasser durch Zugabe von grenzflächenaktiven Substanzen und mischbaren Flüssigkeiten herabgesetzt und zwecks Unterdrückung des Fingerns die Viskosität der wäßrigen Phase durch Vordickungsmittel erhöht.

Die Injektion von Zusätzen erfolgt für gewöhnlich derart, daß man zunächst eine Aufschlämmung von ihnen in einem Fördermedium, z. B. Wasser, in die Formation einspritzt und anschließend mittels Flutungswasser durch Sie hindurchtreibt. Bei idealer Wirkung wandert diese Aufschl.^mmui j, der sogenannte »slug«, als zusätzliche Bank durch die Formation hindurch und verbessert dadurch die -Nbbauausbeute.

In diesem Zusammenhang sei auch auf die deutsche Patentschrift 1 242 534 hingewiesen, aus welcher es bekannt ist, die Durchlässigkeit von Erdöllagerstätten für Wasser zu erhöhen, indem in die Lagerstätte durch eine Einführungssonde flüssiges Ammoniak und flüssige Kohlenwasserstoffe eingeführt werden und anschließend aus der »vorbehandelten« Lagerstätte das öl durch ein Wasserflutverfahren ausgetrieben wird.

Es sind ferner, beispielsweise aus der deutschen Patentschrift 1 249 190, bereits Verfahren zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Formation bekanntgeworden, bei denen die Formalion mit einer wäßrigen Trägerflüssigkeit in Kontakt gebracht wird, die ein alkalisches Mittel enthält. Durch den Zusatz des alkalischen Mittels (gegebenenfalls zusammen mit einem Netzmittel) sollte einerseits die Fähigkeit des Flutwassers, vorzugsweise öl aus der Formation zu verdrängen, verstärkt und andererseits die Viskosität des Rohöls in der Lagerstätte gesenkt werden. Die Wirksamkeit solcher Zusätze bei der Sekundärentölung von Erdöllagerstätten hat sich jedoch als unzureichend erwiesen.

In vielen kohlenwasserstoffhaltigen Formationen findet man für gewöhnlich die ölsande in ölbenetzter Form vor, und in diesen Fällen hat man schon gewisse Chemikalien injiziert, um die Benetzbarkeit umzukehren und dadurch die Auswaschleistimg des Flutungswassers für die zurückgebliebenen Rohöle zu steigern. So hat man schon die Benetzbarkeit der Sandoberflächen mit Hilfe einer verdünnten, wäßrigen, alkalischen Lösung erhöht und dadurch ein verstärktes Auslaugen und f'imilgieren der teerigen Materialien erzielt. Man hat solche Lösungen auch schon als »slugs« mit anschließender Dampfeinjagung benutzt, um die so gebildete F.mulsion durch die Formation hindurch zu e'i!-:r Förderhohrinu; /u treiben.

Bessere Ausbeuten aus schweren Rohölen und Teersanden hat man auch schon durch Benutzung solcher alkalischen Lösungen erzielt, die außerdem noch eine nichtionische, grenzflächenaktive Substanz in wirksanier Menge enthielten, wobei die Extraktion durch die freiwillige Emulsionsbildung beim Zusammentreffen von Lösung und Teer zustande kam.

Aber auch diese mit Zusatz arbeitenden Gc-A-nnungsverfahren sind insofern nicht vollkommen, als z. B. ίο der Zusatz möglicherweise an den Sandoberflächen stark adsorbiert wird und daher in reichlicher oder sogar überreichlicher Menge angewendet werden muß, wus bei seinem vergleichsweise hohen Preis den Abbajprozeß schon nach kurzer Anwendungsdauer iibermäßig teuer und daher unterbrechungswürdig werden läßt. Ein weiterer Nachteil besteht in dem ungünstigen Viskositätsverhältnis zwischen Flutungsmeuium und Rohöl.

Der Erfindung lag somit die Aufgabe zugrunde, un-2!) ter Vermeidung der Nachteile der bekannten Verfahren zur leistungsfähigeren Gewinnung von hochviskosen Rohölen geringer Dichte sowie von ölen aus Teersanden zu schaffen.

Hs wurde nun überraschenderweise gefunden, daß :i5 sich die gestellte A.ifgabe bei einem Verfahren der eingangs geschilderten Art lösen läßt, wet.η die Trägerflüssigkeit zusätzlich ein lösungsförderndes Mittel für die Kohlenwasserstoffe enthält.

Der erfindungsgemäß erzielte Forlschrill beruht erfahrungsgemäß auf dem synergislischen Zusammenwirken der beiden Zusatzmittel auf die Extraktion schwerer Rohöle aus Sandformationen.

Als alkalisches Mittel benutzt man ein Hydroxyd

oder basische⁰ Salzeines Alkali- oder Erdalkalimetalls, das in wäßrigem Medium zu einer alkalischen Lösung zu hydrolysieren vermag, und wendet es in etwa 0.001 bis 0.5 molarer Menge an.

Als lösungsförderndes Mittel eignen sich zahlreich verschiedene Materialien, darunter beispielsweise Pyridin, Chinolin und deren engverwandte Derivate sowie pyridin- und/oder chinolinhaltige Kohlenteerfraktioncn, die zumindest auf die asphaltigen Anteile des Rohöls eine lösende und/oder emulgierende Wirkung ausüben. Von ihnen muß i.i der Trägerflüssigkeit min destens so viel enthalten sein, daß die gewünschten Kohlenwasserstoffsubstynzen in Emulsionsform gebracht und in ihr während des Durchganges durch die Formation gehalten werdet.. Hierfür reichen für gewöhnlich etwa (),'. bis etwa 10.0 Volumprozent aus, und in manchen Fällen werden andere Mengen benötigt. Die günstige Wirkung der erfindungsgemäßen Trägerflüssigkeit beruht wahrscheinlich auf der benetzi-ngsfördernden Wirkung des alkalischen Mittels und der lösungsfördernden Wirkung des anderen Zusalzmiltels. Dabei bewirkt letzteres zunächst eine Ablösung UiS Rohöls von den Sandoberflächen, wodurch diese dem alkalischen Mittel zugänglich und von ihm besser benetzbar gemacht werden, was letztlich die Abbaumöglichkeiten für das Rohöl vergrößert. So Ein weilerer Vorteil der erfindungsgemäßen fräaerflüssigkeit besteht vermutlich darin, daß sie das extrahierte Rohöl in die Form einer Öl-in-Wasser-Emulsion von entsprechend höherer Mobilität zu bringen vermag. Emulsionen sind bekanntlich mechanische Gemische zweier nichimischharer Flüssigkeiten, von denen die eine in Tröpfchenfnrn, in der anderen disperuieri ist, und deren Scheinviskosität eine Funktion der Einwirkung der dispensierten Tröpfchen und der kontimi-

ierliclien Phase und meist höher als die der letzteren ist. Bei Lmulsionen vom Wasser-in-ÖI-Typ steigt die Viskosität so lange an, bis der Wasseranteil auf etwa (>0 his 75 Volumprozent erhöht ist, und fällt bei darüber hinausgehendem Wassergehalt steil auf etwa die des Wassers ab, weil sie mit einer Umwandlung der limiilsioii von dem Wasser-in-Öl-Typ in den Öl-in-Wasser-T;p verknüpft ist.

Deshalb betrifft die Lilindung weiterhin eine besonders vorteilhafte Anwendung des beanspruchten Verfahrens auf eine zuvor bergbaulechnisch aufgearbeitete Kohlenwassersloffhaltige Sandgrundnuisse.

Untersuchungen an einer Saii-Ardo-Rohölcmulsion in einem wäßrigen Trägermcdium. das zu 10°/_u aus einer 0,2 molaren Natronlauge und zu 90^Ü/₀ aus einer gesättigten, wäßrigen Chinolinlösung bestand, ergaben bei in Bewegung gehaltener Emulsion eine fast gerad-•lunge Viskosilälskurve auf einer I isher-Tag-Mischkarte. Die Messungen zeigten, daß bereits durch Zugabe von nur geringen Mengen eine;· solchen Trägermediums beträchtliche Viskositätshcrabscl/ungen erzielt werden konnten.

Der hohe Wirkungsgrad dieses Trägermediums hängt weiterhin wahrscheinlich /um großen Teil von seiner I inwirkung auf die schwereren Anteile vom Komplexkohlenwasscrstoff-Typ in den schwer abbaubaren, viskosen Rohölen niederer Dichte und den Ölen aus leersanden ab. Diese viskosen Rohöle enthalten gemäß chromalographischer Analyse absolut oder vergleichsweise hohe Anteile an diesen als Asphal tene bezeichneten Komplex kohlenwasserstoffen, worunter man die stärker aromalischen und polaren Materialien mittleren Molekulargewichts von etwa 2(KK) bis 10 000 versteht, welche in einem Medium von niedrigerem Molekulargewicht dispergiert sind. Diese Dispersion selbst bezeichnet man für gewöhnlich als Aspha' .

Ls hat sich gezeigt, daß die Adhäsionskraft von schweren Rohölen und Teeren der kohlenwasscrstoffhalligen Fraktion in bezug auf mineralische Oberflächen /um großen Teil auf die Asphaltenfraktionen von schweren Rohölen zurückzuführen ist. Darauf beruht auch die Tatsache, daß bei einem Ausbculevergleich zwischen zwei ähnlich viskosen Rohölen die Restkohlenwasserstoffsättigung für das Rohöl mit höherem Aspahllrngehalt größer ist.

's wurden nun Untersuchungen durchgeführt, um einei! nilgemeinen Überblick über die Art der Adhäsionskraft /wischen verschiedenen Rohölen und einer Kieselerdeoberliäche zu gewinnen. Dies geschah in eL*r Weise, daß man auf zuvor mit Chromsäure gereinigte (ilasplatten /unächst in llori/ontallage gleiche Tropfen der zu untersuchenden Rc.hole aufbrachte, danach die Platten aufrecht stellte und dann die Ablaufstrecke des I ropfens als /eitfiinklion maß. Dabei hängt /war die anfängliche I lieügeschwiiuligkeil der Rohöle von ihrer Viskosität, die GesamtlliiUlänge jedoch davon all, wieviel vom Rohöl bei der Abwärtswanderung des Tropfens am (ilas hängen bleibt, Gemessen wurde die Gesamtlänge der Rohölstreifen, sobald eine vorgegebene /eit lang ein weiteres liieren unterblieben war. Diese der Finfachhcil halber als (ileichgewichtsstrecke bezeichnete Länge ist ein Ma 1.1 für die Stärke der Adhäsionskraft /wischen dem entsprechenden Rohöl und der < ila\olv!läche. Diese I Inicrsudumgcn ergaben, daß Rohöle mit hölietvui Asphalle igehalt eine höhere Neigung /um i Ihei/iclien der mineralischen < )berlläche aufwiesen.

Weitere Untersuchungen zeigten die Wirksamkeit des erfindungsgemäßen, alkalischen, lösungsfördernden Mittels auf die Lntfernung des Aspahltens von dei Kicselsäureoberflächc. Fine wiederum mit Chromsäure gereinigle (ilasplatte wurde zunächst mil einem K) API-Rohöl mit 41,5"/„ Asphaltengehalt bedeckt und dann eine Woche lang in aufrechter Stellung gehalten, um alles überschüssige Rohöl ablaufen /ti lassen. Danach ließ man über die ölbedeckte fläche ίο auf getrennten Strömungsbahnen stündlich je etwa 0,5 ml folgender vier Versuchslösur.gen herabfliegen:

1. 0,2 molare Natronlauge,

2. mit etwa 0,5 Volumprozent Chinolin gesättigtes Wasser,

3. eine Mischung aus 90°/_Odimolingesätiigtem Wasser, d. Ii. mit etwa 0,45 Volumprozent davon, und 10°'₀ 0.2 molarer Natronlauge, d. h. 0.02 molarer NaOH,
4. reines, destilliertes wisser als Vergleichsnorm

Dabei ergab sich, daß die Flüssigkeiten I und 4, d Ii die reine Natronlauge sowie das destillierte Wassei keine merkliche Wirkung auf die ölbedeckte I lache ausübten. Die Flüssigkeit 2, d.h. die reine Chiiiolinlösung, durchdrang die Schichtoberfläche und nahm geringe Mengen des ihr ausgesetzten Rohöls mit. Dit erlindungsgemäße Misehflüssigkeit hingegen entfernteden ilauptteil des mit ihr in Berührung gekommenen Rohöls.

Somit vermochten Wasser und reine Lauge nicht die Rohölschicht vom Glas zu entfernen. Das nur chinolingesättigte Wasser wirkte als Lösungsmittel und nahm dementsprechend etwas Rohöl mit. Die erlindungsgemäße Misehflüssigkeit jedoch konnte infolge ihres höheren Benet/ungsvcrmögens die Rohölschicht zum Hauptleil abführen.

Die Flüssigkeiten I bis 3 wurden fernerhin auf ihre Wirksamkeil gegenüber Teersand untersucht, Zu diesem /weck wurden drei /cnirifugcnröhrchen aus Glas mii je 20 ml gemahlenem Teersand und .inschließend bis aiii lOOml-Markc mit einer der drei Flüssigkeiten gefüllt und schließlich zentrifugiert. Dabei zeigte das Röhrchen mit der reinen Natronlauge nur geringes oder unwirksames l.xlrak'.ionsvcrmögen.

und das zweite Röhrchen mit der reinen l'hinolinlösung ergab eine nur geringe Entölung des Teersandes. Heim diitten Röhrchen mit der erlindungsgemäßen Mischlösung jedoch war praktisch das gesamte Rohöl in lorm einer Lmulsior. aus dem Teersand herausgeholl worden.

jo Weitere /enirifugenversuche mit einer alkalischen. 5°/„igcn Pyridinlösung zeigten, daß sie bezüglich der Ölexlraklion aus Teersand ähnlich wirksam ist.

Auf ähnliche Weise konnte nachgewiesen werden, daß eine Kohlenteerbase als Bestandteil des wäßrigen Traget m· Jiuins ebenfalls mit vergleichbarem Wirkungsgrad Teersand zu entölen vermag.

Wenn man mit der erlindungsgemäßen Mischfliissigkeit eine kohienwassersloffhailige Unlcrgrundformalion auszubeuten beabsichtigt, kann man dies beispielsweise so durchführen, daß man eine liinspril/nohnintj bis zur Formation hertinterführt und dann durch diese hindurch die Mischllüssigkeit in die Formation hineindrückt. Die Zusammensetzung dieser Injektion isi weitgehend variabel und hängt von mehreren Bcdiiigungen einschließlich der Formalionsslärke. ihren Ii genschaflen und den Bedingungen für die anschließende l.inlühiung des wäßrigen Treibniediiiins in I-Drn von /. H. Wasser oder Dampf ab. mit dem man an·

schließend das Trägermedium durch die Formation hindurchtreibt·. Je nach günstigsten Betriebsbedingungen arbeitet man dabei mit erhöhten Temperaturen, z. B. mit 93⁰C und darüber heißem Wasser, und manchmal sogar mit Temperaturen bis zu 260⁰C hinauf.

Beirr, 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 Chino- iin, 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% Rohöl gesättigt war und <"'n Porenvolumen von etwa 8 ml aufwies. Folgende Rohölsorten wurden untersucht.

Tabelle 1

Rohöl	"API	Viskosität (Cs) bei 38-C I 991C	59 275 278	Asphalten- gehalt in °/o
A B C	13,0 10,0 10,3	3 700 71000 28 000	33,1 41,5 38,6

IO

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

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

Tabelle II Verdrängung bei 25,6° C NaOH-Gehalt in Mol Chinolingehalt in Volumprozent

I 0,1 I 0,25 I 0,5 | 1,0

ölausbeute in °/,

Rohöl A

ao 0,002 0,005 0,01 0,02

35

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

a) zunächst Würden 150 ml destilliertes Wasser hindurchgeschickt, wobei kein Öl gewonnen wurde,

b) dann wurden 200 ml des jeweiligen, effindungsgemäß 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 0,1 0,2 0,5

0,002

0,005

0,01

0,02

0,05

0,1

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	4,2
1,5	9	26	64
3,0	11	23	42
6	8	19	43
0,4	0,6	1,5	8
—	—	1,6	7
0	0,2	0,3	3

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 dei Arbeiten vor Ort leicht durch Vorversuche vorstehend beschriebener Art ermitteln lassen.

Ersichtlicherweise ist die Erfindung im Rahmen dei Erfindungskennzeichnung weitgehend variabel durch führbar.

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 Sorptiiinsvermögen der Formation für die Kohlenwasserstoffe herabgesetzt und letztere stärker be- ίο weglich 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, dail u r c !1 gekennzeichnet, daß die Trägerflüssigkeit zusätzlich ein iösungsförderndes Mittel für die Kuhlenwasserstoffe 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 0,5molai ist.

• 4. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche gekennzeichnet durch eine wäßrige Trägerflüs.iigkeii, 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 engverwandten Derivaien oder aus pyridin- und/oder ehinolinhaltigen 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°,„ Volumenprozent der Trägerflüssigkeit betragt.

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 r-ormalion 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 Sandgrundmassc.