DE2753091A1

DE2753091A1 - Verfahren zur sekundaergewinnung von erdoel

Info

Publication number: DE2753091A1
Application number: DE19772753091
Authority: DE
Inventors: Joseph Thomas Carlin; Jun Melvin Eugene Mills; James Willis Ware; John Allan Wells
Original assignee: Texaco Development Corp
Current assignee: Texaco Development Corp
Priority date: 1976-12-01
Filing date: 1977-11-29
Publication date: 1978-06-08
Also published as: US4066124A; CA1066612A; BR7707988A; DE2753091C2

Description

DR. GERHARD SCHUPFNER

PATENTASSESSOR IM HAUSE DEUTSCHE TEXACO ΑΘ

Üt«rm*«rmq 4O 2OOO Hamburg βθ T.l.fen (O4O) S3 7β 37 F«rnsohr«ID«r O217OOS

Hamburg, den 17.11.77 547-po

T 77 056 (D 74, 495)

TEXACO DEVELOPMENT CORPORATION

135 East 42nd Street

New York, N.Y. 10017

U.S.A.

Verfahren zur Sekundärgewinnung von Erdöl

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Die Erfindung betrifft ein verbessertes Verfahren zur Sekundärgewinnung von Erdöl aus untertägigen Lagerstätten durch Fluten mit Tensiden enthaltendem Wasser, insbesondere betrifft sie ein Verfahren zum Fördern von Erdöl aus Lagerstätten, die außer Öl Wasser führen, welches einen abnorm hohen Gehalt an Salzen und/oder zweiwertigen Ionen, wie Kalzium und Magnesium haben.

Erdöl wird üblicherweise aus untertägigen Lagerstätten gewonnen, indem man Bohrungen niederbringt und dem Erdöl gestattet, durch die Bohrungen an die Oberfläche zu fließen oder es mittels Pumpen fördert. Erdölgewinnung ist nur möglich, wenn in der Lagerstätte bestimmte Bedingungen herrschen. Das Erdöl muß in einer ausreichend hohen Konzentration in der Lagerstätte vorhanden sein und die Lagerstätte muß ausreichend durchlässig sein oder genügend untereinander verbundene Kanäle aufweisen, damit die Flüssigkeit bei Aufbringen ausreichenden Drucks durch sie hindurchströmen kann. Wenn die Lagerstätte natürliche Energie in Form eines darunter befindlichen aktiven Treibwassers oder in Form von im Erdöl gelöstem Gas, das Druck ausüben kann,um das Erdöl zur Förderbohrung zu treiben, oder eine. Hochdruck-Gashaube auf dem mit Erdöl erfülltem Teil der Lagerstätte besitzt, kann diese natürliche Energie dazu benutzt werden, das Erdöl zu fördern. Die Gewinnung von Erdöl unter Ausnutzung natürlicher Energie wird als Primärgewinnung bezeichnet. Wenn diese natürliche Energiequelle erschöpft ist und in Fällen, wo die Lagerstätte nicht genug natürliche Energie für die Primärgewinnung aufweist, müssen zusätzliche oder verbesserte Verfahren angewendet werden, um alles Erdöl aus der Lagerstätte zu fördern. Zusätzliche ölgewinnungsverfahren werden häufig

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als Sekundär- bzw. Tertiär-Gewinnung bezeichnet, obwohl Primär-, Sekundär- und Tertiär-Verfahren nacheinander angewendet werden müssen.

Die wirtschaftlichste und üblichste zusätzliche Methode ist das Wasserfluten; dabei wird Wasser in die untertägige erdölhaltige Formation eingedrückt, um das Erdöl zur Förderbohrung zu verschieben. Wasser verdrängt aber öl nicht besonders gut, da Wasser und öl nicht miteinander mischbar sind und weil die Grenzflächenspannung zwischen Wasser und öl sehr hoch ist. Deshalb sind viele Additive vorgeschlagen worden, durch welche die Grenzflächenspannung zwischen dem eingedrückten Wasser und dem Öl herabgesetzt wird. In der US-PS 2 233 381 zum Beispiel ist die Verwendung von PoIyglycoläthern als oberflächenaktive Substanzen oder Tenside zur Verbesserung des Kapillar-Verschiebungseffektes des wässrigen Flutungsmediums empfohlen. In der US-PS 3 302 713 ist die Verwendung von Erdölsulfonaten, hergestellt aus einer bestimmten Ölfraktion, als Tensid für das Fluten vorgeschlagen worden. Weitere für diesen Zweck empfohlene Tenside sind z.B. Alkylpyridin-Salze, Alkylsulfate, Alkylarylsulfate, äthoxylierte Alkyl- oder Alkylarylsulfate, Alkylsulfonate, Alkylarylsulfonate und quartäre Ammoniumsalze .

Diese Tenside sind in solchen Lagerstätten befriedigend, in denen der Salzgehalt und/oder die Konzentration an zweiwertigen Ionen im Lagerstättenwasser relativ niedrig ist. Im allgemeinen muß der Salzgehalt unter 5.000 ppm und die Konzentration an zweiwertigen Ionen unter 200 bis 500 ppm liegen, wenn man mit den wirtschaftlichen anionischen Tensiden, wie Erdölsulfonaten oder anderen organischen Sulfonaten mit Erfolg arbeiten will.

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Man hat die Grenze von anionischen Tensiden, wie Erdölsulfonaten, wenn sie einzeln eingesetzt werden, erkannt und die Verwendung von bestimmten solubilisierenden Co-Tensiden damit empfohlen. In den US-PS'en 3 811 504, 3 811 505 und 3 811 507 sind Gemische von Alkyl- oder Alkylaryl-Sulfonaten beschrieben, die sich in Erdölformationen mit hohem Salzgehalt und/oder hartem Wasser gut bewährt haben. Aus der US-PS 3 508 612 ist die Verwendung eines 2-Tensid-Systems, bestehend aus einem organischen Sulfonat, wie Erdölsulfonat, und einem sulfatierten äthoxylierten primären oder sekundären Alkohol bekannt. Dieses System ist mit Wasser hohen Salzgehaltes und/oder hohen Konzentrationen an zweiwertigen Ionen verträglich. Die ÜS-PS'e 3 827 497 und 3 890 239 offenbaren Flutungsmittel, die mit hoch salzhaltigem Lagerstättenwasser verträglich sind und ein Gemisch von organischem Sulfonat und sulfonierten äthoxylierten Alkoholen enthalten.

Obwohl die vorstehend beschriebenen Mehrkomponenten-Systeme im Lagerstättenwasser hohen Salzgehaltes und/oder hohen Gehaltes an zweiwertigen Ionen löslich gemacht werden können, sind sie nicht voll befriedigend, weil das Verhältnis der Konzentration von anionischem Tensid, dem Haupttensid, zur Konzentration des Co-Tensids außerordentlich kritisch ist und mit dem Gehalt an Salz, an zweiwertigen Ionen sowie den bestimmten Tensiden, die eingesetzt werden, variiert. Wenn zu wenig Co-Tensid eingesetzt wird, fällt das anionische Tensid bei hoher Salzkonzentration aus. Wenn zu viel solubilisierendes Co-Tensid verwendet wird, wird das anionische Haupttensid so löslich gemacht, daß seine Wirkung bezüglich der Herabsetzung der Zwischenflächenspannung zwischen Treibwasser und öl zu stark vermindert wird. In jedem Fall geht die ölförderung stark zurück. Darüber hinaus sind die Kosten für das Co-Tensid im allgemeinen zwei- bis fünfmal so hoch wie die des anionischen Tensids, die Verwendung

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größerer Mengen Co-Tensids machen daher das Ölförderungsverfahren unwirtschaftlich.

In der US-PS 3 916 997 ist die Verwendung einer Dispersion, bei der sich das öl außenseitig der Mizelle befindet, beschrieben, wobei die Konzentration des Tensids und des als Solubilisierungsmittel eingesetzten Alkohols variiert, so daß eine Flüssigkeit resultiert, die eine elektrische Leitfähigkeit oberhalb eines spezifischen Wertes hat.

Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, ein verbessertes Sekundärgewinnungsverfahren zu schaffen, bei welchem ein Flutungsmittel mit einem Tensid-System eingesetzt wird, das die Förderung von Erdöl aus Lagerstätten mit Lagerstättenwasser sehr hohen Gehaltes an Salz und/oder zweiwertigen Ionen auf einfache und wirtschaftliche Weise ermöglicht.

Die Lösung der Aufgabe ist Gegenstand des Anspruches 1 . Vorteilhafte Weiterbildungen des in Anspruch 1 angegebenen erfindungsgemäßen Verfahrens sind in den Unteransprüchen beschrieben .

Zusammenfassende Darstellung der Erfindung:

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus Lagerstätten, die Wasser hohen Salzgehaltes, z.B. von 5.000 ppm (Feststoff, vollständig gelöst).und/oder hoher Konzentration an zweiwertigen Ionen, wie Calcium- und/oder Magnesium-Ionen, z.B. über etwa 200 ppm, enthalten.

Erfindungsgemäß wird ein salzhaltiges wässriges Flutungsmedium eingesetzt, das ein Tensid-System enthält, welches aus mindestens 2 Tensiden besteht:
(1) einem Gemisch von 2 oder mehr anionischen Tensiden,

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genauer gesagt, einem Gemisch von 2 oder mehr organischen Sulfonaten, wie Erdölsulfonat oder einem synthetischen Alkyl- oder Alkylaryl-Sulfonat, von denen eich mindestens eines von dem anderen dadurch unterscheidet, daß sein durchschnittliches Äquivalentgewicht um 10 bis 60 %, vorzugsweise 35 bis 55 % kleiner ist.

(2) einem solubilisierenden Co-Tensid, welches die anionischen Tenside, die Haupttenside, in Wasser hohen Salzgehaltes und/oder hohen Gehaltes an zweiwertigen Ionen löslich macht.

Das solubilisierende Co-Tensid kann eines oder ein Gemisch der nachstehend aufgeführten Tenside sein:

a) ein nicht-ionisches Tensid, z.B. eine äthoxylierte aliphatische Verbindung oder eine äthoxylierte Alkarylverbindung;

b) ein nicht-ionisches Mercaptan-verwandtes Tensid, wie z.B. ein äthoxyliertes Alkyl- oder Alkarylthiol;

c) ein Alkyl- oder Alkaryl-polyoxyalkylsulfonat der Formel:

RO (CH₂CH₂O)_nR¹SO₃ "M⁺ ,

in der bedeuten: R ein Alkyl- oder Alkaryl-Rest mit 8 bis 20 C-Atomen, η eine Zahl von 1 bis 20, R' Äthyl, Propyl oder Hydroxypropyl, SO₃ der Sulfonatrest und M⁺ ein einwertiges Kation, wie Natrium, Kalium oder Ammonium; oder

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- " - 2 7 b 3 O 9 AQ.

d) ein Alkyl- oder Alkaryl-Polyäthoxysulfat der allgemeinen Formel

RO (CH₀CH₀O ) SO- "M⁺ 2 2 η 3

in der R/i und M die gleiche Bedeutung wie vorstehend angegeben haben.

Unter anderen Faktoren wird das Gewichtsverhältnis der 2 oder mehr organischen Sulfonaten zueinander und die Wahl des Co-Tensids durch den Salzgehalt und den Gehalt an zweiwertigen Ionen des Lagerstättenwassers sowie der Temperatur der Lagerstätte beeinflußt.

Mindestens eines der organischen Sulfonate sollte vorwiegend wasserlöslich sein und ein durchschnittliches Äquivalentgewicht unter AOO, vorzugsweise unter 350 haben, während mindestens ein anderes der organischen Sulfonate mindestens teilweise öllöslich, vorzugsweise zum Teil öl- und zum Teil wasser-löslich sein sollte. Das durchschnittliche Äquivalentgewicht des zweiten organischen Sulfonate sollte über AOO, vorzugsweise über 450 und unter 600, vorzugsweise unter 550 liegen.

Es sind viele verschiedene Erdölsulfonate im Handel, die sich untereinander im durchschnittlichen Äquivalentgewicht sowie im Äquivalentgewichts-Bereich und -verteilung unterscheiden. Immer wenn 3 verschiedene Erdölsulfonate zur Verfügung stehen, sind 3 Kombinationen von 2 Materialien möglich. Es ist ein Verfahren gefunden worden, die optimale Kombination herauszufinden, sowohl bezüglich der Wahl der Komponenten als auch des Gewichtsverhältnisses der Komponenten, Unter optimaler Kombination wird ein Gemisch verstanden, mit dem für ein bestimmtes Lagerstättenwasser die beste Förderleistung erzielt wird und die die kleinste Menge

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an solubilisierendem Co-Tensid benötigt.

Die bestimmten organischen Sulfonate zur Herstellung des Gemisches sowie das Gewichtsprozentverhältnis der 2 oder mehr anionischen organischen Sulfonate und das solubilisierende Co-Tensid werden sorgfältig so ausgewählt, daß die Tenside in dem Feldversuchswasser, das den gleichen Salzgehalt und die gleiche Härte wie das Lagerstättenwasser hat, schwach löslich sind oder Grenzlöslichkeit besitzen. Das Gewichtsverhältnis der 2 oder mehr organischen Sulfonate wird _3O abgestimmt, daß die kleinste Menge Co-Tensid zuzumischen ist, um die gewünschte Bedingung der Grenzlöslichkeit zu erzielen. Dieses Verhältnis führt zu ausgezeichneter Förderleistung und sichert minimale Kosten.

Die Konzentrationen der Tenside, die die gewünschte Bedingung der Grenzlöslichkeit bringen, werden ermittelt, indem man zwei Reihen von Proben mit verschiedenen Konzentrationen der 2 oder mehr anionischen Tenside und des Co-Tensids in dem Lagerstätten- oder Feldversuch-Wasser herstellt und die elektrische Leitfähigkeit der Proben bestimmt. Die Leitfähigkeiten werden dann als Funktion des Gewichtsverhältnisses graphisch aufgetragen und der Punkt der Kurve, der einen Minimalwert hat und/oder ein Wendepunkt ist, wird festgestellt. Das Konzentrationsverhältnis, das diesem Punkt entspricht, ist das Gewichtsverhältnis des Tensid-Systems, welches in dem bestimmten Wasser Grenzlöslichkeit hat. Es ist das Verhältnis, in welchem beim erfindungsgemäßen Verfahren die Tenside eingesetzt werden.

Durch Herstellung verschiedener Gemische von organischen Sulfonaten und Bestimmen der kleinsten erforderlichen Menge Co-Tensids zur Erreichung der Grenzlöslichkeit für jedes Gemisch organischer Sulfonate kann das Gemisch,

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welches die kleinste Menge Co-Tensid erforderlich macht, ermittelt werden. Dieses Gemisch wird dann im Flutungsmedium eingesetzt, mit dem das Sekundärgewinnungsverfahren nach der Erfindung durchgeführt wird. Detaillierte Beschreibung der Erfindung; Die Erfindung wird nun anhand von 2 Figuren näher beschrieben, von denen zeigen:

Figur 1: die Menge in Prozent an Co-Tensid, die für 2 Gemische von 2 verschiedenen Erdölsulfonatproben zur Erreichung der Grenzlöslichkeit erforderlich ist. Die Figur macht deutlich, wie 2 Gemische von verschiedenen Materialien sehr unterschiedliche Mengen an solubilisierendem Co-Tensid benötigen, selbst wenn die Äquivalentgewichte der beiden Gemische gleich sind.

Figur 2: die Förderleistungen von 2 Versuchsreihen mit verschiedenen Gemischen von Erdölsulfohaten und der Menge Co-Tensid, die zur Erreichung der Grenzlöslichkeit erforderlich ist.

Das erfindungsgemäße Sekundärgewinnungsverfahren schließt ein sorgfältig ausgewähltes Mehrkomponenten-Tensid-System ein. Die Tensid-Typen sind vorstehend genauer beschrieben.

Erdölsulfonat ist ein besonders geeignetes Haupt-Tensid für die ölförderung, weil es leicht verfügbar, wirtschaftlich und unter Bedingungen, wie sie in den untertätigen Lagerstätten herrschen, sehr wirksam ist. Leider ist aber Erdölsulfonat in Wasser eines Salzgehaltes von über 5.000 ppm, Feststoffe gelöst, und/oder mehr als etwa 500 ppm zweiwertiger Ionen, im allgemeinen Calcium und/oder Magnesium, unlöslich.

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-H-

Wenn ein normales wasserlösliches Erdölsulfonat zu einer Salzlösung hohen Salzgehaltes oder hohen Gehaltes an zweiwertigen Ionen gegeben wird, dann ist das Erdölsulfonat darin unlöslich, fällt aus und bildet unter dem Wasser eine Schicht. Wenn eine solche Flüssigkeit in eine untertägige durchlässige öllagerstätte eingedrückt würde, würde nur eine kleine Zwischenflächenspannungsreduktion erreicht, weil das Erdölsulfonat in dem Lagerstättenwasser, in das das Flutungsmedium eingedrückt wird, unlöslich ist; außerdem ist es sehr wahrscheinlich, daß mindestens ein Teil der kleinen lcapillarförmigen Strömungskanäle in der Lagerstätte verstopft würden. Deshalb muß entweder ein anderes Tensid benutzt werden, das wenigstens etwas in dem Lagerstättenwasser löslich ist, oder es muß dem Flutungsmedium ein weiteres Material zugefügt werden, das die Löslichkeit der anionischen Tenside in dem Lagerstättenwasser verbessert. Manchmal werden für diesen Zweck Alkohole verwendet, obwohl sie nur begrenzte Wirksamkeit haben. Außerdem wird bevorzugt, ein Material zu verwenden, das selbst eine oberflächenaktive Substanz, ein Tensid, ist und daher in der Lage ist, die Zwischenflächenspannung zwischen dem Erdöl und dem eingedrückten Treibwasser herabzusetzen.

Jede der weiter oben beschriebenen 4 allgemeinen Klassen von Co-Tensiden kann mit organischen Sulfonaten, wie Erdölsulfonat, kombiniert werden und wenn ein geeignetes Verhältnis zwischen der Konzentration des organischen Sulfonate und des Co-Tensids erreicht ist, bleibt das Sulfonat in Gegenwart hohen Salzgehaltes und/oder zweiwertiger Ionen im Lagerstättenwasser gelöst und kann so die Herabsetzung der Zwischenflächenspannung zwischen öl und Wasser bewirken, wodurch erhebliche Mengen öl aus der Formation, durch die das Flutungsmedium hindurch strömt, gefördert werden.

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Die Wahl des Co-Tensids wird durch den Salzgehalt und die Konzentration an zweiwertigen Ionen im Formationswasser und die Temperatur der Lagerstätte beeinflußt. Die äthoxylierten Alkohole und Thiole sind bis zu Salzgehalten von über etwa 20.000 bis 50.000 ppm vollständig gelöster Feststoffe wirksam und in Lagerstätten, deren Temperatur über etwa 38 bis 66 °C ist. Die Alkyl- und Alkaryl-Polyäthoxysulfate sind bei Salzgehalten von bis zu 200.000 ppm wirksam, hydrolysieren aber bei Temperaturen von 66 C. Die Alkyl- oder Alkaryl-Polyäthoxjalkylsulfonate sind sowohl gegenüber sehr hohem Salzgehalt als auch gegenüber hohen Temperaturen tolerant.

Es ist nun gefunden worden, daß der Grad der Löslichkeit der Tensid-Zusammensetzung im Flutungswasser hinsichtlich der ölförderung außerordentlich kritisch ist. Wenn das Tensid in Wasser stärker löslich ist als in Öl, dann neigt es dazu in der Wasserphase, dem Lagerstätten- und dem Flutungs-Wasser verteilt zu werden und an der Grenzfläche öl/Wasser ist seine Wirksamkeit gering. Wenn das Tensid irn öl wesentlich stärker löslich ist als in Wasser, wird es sich ir; der ölphase verteilen und geringe Wirksamkeit auf ^J; => ·": "*nzf lache Cl/Wasser haben, Optimale Tensid-Wirkung wird erreicht, w-.-:.:: eo üir.o 1. - . '. :..;.· ,^ '.;■■·■'■■ G r-? ns i. ο si ich'-celt ( Löslichkeitsgrenze ) vor. Tensi-i ^n im Ti··; i cwasser und/oder Lagerstättenwasser gibt, so daß die Tenside an der Zwischenfläche bzw. Grenzfläche öl/Wasser in höherer Konzentration vorliegen als in der Wasser-und in der Öl-Phase.

Es ist gefunden worden, daß bei Verwendung von Gemischen von organischen Sulfonaten, wie Erdölsulfonaten, und ein oder mehreren solubilisierenden Co-Tensiden, von denen Beispiele weiter oben genannt sind, optimale Ölförderung stattfindet, wenn die Konzentration dieser Materialien

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sorgfältig abgewogen wird, so daß die Bedingung der Grenzlöslichkeit oder Löslichkeitsgrenze erfüllt ist. Wenn zu wenig Co-Tensid vorliegt, werden nicht alle anionischen Tenside löslich gemacht und mindestens ein Teil davon fällt aus. Dies kann, wie schon erwähnt, die Wirksamkeit des Flutungsmediums herabsetzen und die Durchlässigkeit der-Matrix irreversibel verschlechtern, was jede weitere ölförderung aus der Lagerstätte verhindern würde. Andererseits, wenn mehr als die kleinste zur Erreichung der Löslichkeitsgrenze erforderliche Menge Co-Tensid eingesetzt wird, werden die anionischen Tenside zu stark in der wässrigen Phase gelöst, was zu einer Herabsetzung der Ölförderung führt. Dazu kommt, daß die Kosten des Co-Tensids etwa fünfmal so hoch sind wie die der anionischen Tenside, so daß ein größerer Co-Tensidzusatz das Flutungsmedium verteuern, die ölgewinnung herabsetzen und das Verfahren unwirtschaftlich machen würde.

Die Menge solubilisierender Co-Tenside, die zur Erreichung der Löslichkeitsgrenze erforderlich ist, hängt von allen möglichen Varianten in den strukturellen Eigenschaften des Tensid-Moleküls ab. Das durchschnittliche Äquivalentgewicht des anionischen Sulfonat-Tensids z.B. wirkt sich auf die erforderliche Menge Co-Tensid aus. Wenn Alkyl- oder Alkaryl-Polyathoxysulfate oder -Sulfonate als Co-Tenside eingesetzt werden, bewirkt jede Änderung in der Länge der Alkylkette, die den hydrophoben Teil des Tensid-Moleküls ausmacht, oder eine Änderung in der Zahl der Äthylenoxydgruppen im Molekül, eine Änderung der Menge Co-Tensid, die nötig ist, daß die anionischen Tenside die Bedingung der Grenzlöslichkeit erreichen. Auch der Salzgehalt und der Gehalt an zweiwertigen Ionen in der Flüssigkeit beeinflußt die Höhe der erforderlichen Co-Tensid-Menge. i_m allgemeinen machen höhere Salzgehalte und höhere Konzentrationen an zweiwertigen Ionen

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in der wässrigen Flüssigkeit, in welcher die Tenside gelöst werden, eine Erhöhung der Zahl der Äthylenoxydeinheiten im Co-Tensid-Molekül erforderlich.

Es ist gefunden worden, daß das einzig befriedigende Verfahren zur Bestimmung der geeigneten Konzentration an anionischen Tensiden und solubilisierendem Co-Tensid darin besteht, daß man eine Reihe von Lösungen herstellt, die in verschiedenen Konzentrationen Materialien enthalten, welche für die bestimmte Anwendung in Betracht gezogen werden, und das Verhältnis von anionischem Tensid zu Co-Tensid bestimmt, das die gewünschte Bedingung der Löslichkeitsgrenze bei dem Salzgehalt und der Härte, die in dem Wasser vorhanden sind, in das das Tensid-haltige Flutungsmedium eingedrückt werden soll, erzeugt. Es ist außerordentlich zweckmäßig, wenn Salzgehalt und Konzentration an zweiwertigen Ionen des Tensid-haltigen Flutungsmediums weitgehendst dem Salzgehalt und der Konzentration an zweiwertigen Ionen im Lagerstättenwaseer entspricht, so daß die Tenside so abgestimmt werden können, daß sie bei den im Lagerstättenwasser herrschenden Verhältnissen optimal wirken.

Zu Beginn werden mindestens 3, vorzugsweise mindestens 5 verschiedene Lösungen von jedem Gemisch aus 2 oder mehr organischen Sulfonaten, z.B. Erdölsulfonaten, als zu testende Proben hergestellt. Die Gesamtkonzentration der Gemische wird bei einem Wert von etwa 1 bis 2 % konstant gehalten werden und die Konzentration des Co-Tensids von etwa 0,1 bis 1 % variiert oder man variiert die Gesamtkonzentration zwischen 1 und 3 % und das Gewichtsverhältnis von Co-Tensid zu Haupttensid-Gemisch zwischen 0,1 und 1,0 %.

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'V^s'

Wenn man die Tensid-Reihen im Lagerstättenwasser verglichen hat, wie oben beschrieben, wird bei jeder Reihe das kleinste Verhältnis von solubilisierendem Co-Tensid zu jedem Gemisch anionischer Tenside, das zu der gewünschten Löslichkeitsgrenze führt, bestimmt.

Die Proben werden sorgfältig vermischt und mehrere Stunden, vorzugsweise über Nacht, stehengelassen. Proben, die zu wenig solubilisierendes Co-Tensid enthalten, trennen sich dann in 2 Phasen, eine verhältnismäßig klare wässrige Phase und eine Tensid-öl-Phase. Abhängig von den besonderen eingesetzten Tensiden, dem Salzgehalt und anderen Faktoren kann die klare Phase die Bodenphase oder die obere Phase sein. Die erste Probe jeder Reihe (das heißt die Probe mit der kleinsten Menge Co-Tensid), bei der keine Phasentrennung eintritt, ist die Probe, die der Löslichkeitsgrenze entspricht. Eine zweite oder mehr Versuchsreihen können durchgeführt werden, um die Bedingungen der Löslichkeitsgrenze noch genauer zu bestimmen.

Bei einer anderen Methode werden die Proben in geeignete Zellen gegeben und die elektrische Leitfähigkeit jeder Probe bestimmt. Die Leitfähigkeit wird dann als Funktion des Konzentrationsverhältnisses ausgedrückt, vorzugsweise wird die Funktion graphisch aufgetragen. In einigen Fällen wird ein scharfer Minimalwert festgestellt, während in anderen Fällen die Leitfähigkeitsfunktion einen deutlich feststellbaren Wendepunkt zeigt, was jedoch nicht notwendigerweise die Charakteristik der Kurve ändert. In noch anderen Situationen tritt ein Wendepunkt erst dann auf, wenn die Konzentration an Co-Tensid wieder ansteigt und etwas später wird ein Minimalwert festgestellt; in diesem Fall ist der Wendepunkt der bevorzugte Wert. Das Verhältnis von Tensiden, das zu niedrigster Leitfähigkeit oder dem Auftreten des ersten Wendepunktes in der Leitfähigkeitskurve führt, ist das Verhältnis, das

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- Vi -

die Bedingung der Löslichkeitsgrenze im wässrigen Tensidhaltigen Flutungsmedium erzeugt und ist auch das Tensidverhältnis, bei welchem, wie gefunden worden ist, optimale Ölförderung in einer Lagerstätte mit Lagerstättenwasser gleichen Salzgehaltes und gleicher Härte als dem des Testwassers führt.

Es ist gefunden worden, daß es möglich ist, durch Herstellung einer Anzahl von Proben von gemischten organischen Sulfonaten, wie Erdölsulfonaten, die unterschiedliche durchschnittliche Äquivalentgewichte, Äquivalentgewichtsbereiche und Verteilungen haben, und Bestimmung der Mengen irgendeines vorgewählten solubilisierenden Co-Tensids, die zur Erreichung der Grenzlöslichkeit bei verschiedenen Verhältnissen solcher Gemische erforderlich sind, ein bevorzugtes Gemisch organischer Sulfonate zu identifizieren, bei welchem die maximal mögliche ölförderung unter den Testbedingungen und Verwendung der kleinsten Menge an Co-Tensid gewährleistet ist. Da die Kosten der bevorzugten Co-Tenside drei- bis fünfmal so hoch sind wie die der Erdölsulfonate, ist es vom wirtschaftlichen Standpunkt aus günstig, wenn ein Flutungsmedium eingesetzt wird, das die kleinstmögliche Menge an diesem Tensid enthält. Die kostenniedrigsten organischen Sulfonate zur Herstellung des Gemisches für einen bestimmten Einsatz werden herausgefunden durch Bestimmen des Gemisches, das die kleinste Menge Co-Tensid benötigt, um in dem in Frage stehenden Lagerstättenwasser die Löslichkeitsgrenze zu erreichen.

Im Handel erhältliche Proben von Erdölsulfonaten haben charakteristische durchschnittliche fiquivalentgewichte und Äquivalentgewichtsbereiche, die von Charge zu Charge verhältnismäßig konstant bleiben. Sie werden bestimmt durch den Kohlenwasserstoff, aus dem sie hergestellt sind, sowie

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durch das Herstellungsverfahren. Es gibt viele im Handel erhältliche Produkte, aus denen die 2 oder mehr Produkte, die vermischt werden, ausgewählt werden können. Einige Produkte sind vorwiegend wasserlöslich, andere vorwiegend öllöslich und einige haben schwankende Mengen Ul- und Wasser-löslicher Komponenten.

Während man bisher annahm, daß ein Gemisch aus einem wasserlöslichen und einem öllöslichen Erdölsulfonat größere Wirksamkeit hinsichtlich der Erdölförderung hat als beide Produkte für sich, sind viele Gemische verschiedener öl- und wasserlöslicher Erdölsulfonate möglich; einige davon führen zu guten Ergebnissen, während andere schlecht wirken. Darüber hinaus kann ein Gemisch von 2 Erdölsulfonaten, das in einem Lagerstättenwasser zu guten Ergebnissen führt, in einem anderen Wasser mit deutlich anderem Salzgehalt und anderer Konzentration an zweiwertigen Ionen versagen. Schließlich können verschiedene Gemische gefunden werden, die unter einem bestimmten Satz von Testbedingungen zu gleichguter ölförderung führen, aber sehr unterschiedliche Mengen Co-Tensid erforderlich machen, so daß ein System wesentlich teurer wird als 'ein anderes.

Das erfindungsgemäße Verfahren läßt sich am besten anhand der beigefügten Figuren erläutern, von denen zeigen:

Figur 1 - die Ergebnisse einer Testreihe, bei der verschiedene Gemische von 3 Erdölsulfonaten eingesetzt wurden; es ist die Menge solubilisierenden Co-Tensids angegeben, die erforderlich ist, um die Bedingung der Löslichkeitsgrenze bei jedem Gemisch unter den Bedingungen dieses Tests zu erfüllen.

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Figur 2 - den Einfluß von Gemischen von Erdölsulfonaten und solubilisierendem Co-Tensid auf die Erdöl-Förderleistung.

Bei allen Tests, deren Ergebnisse in den Figuren aufgetragen sind, war der Salzgehalt des Wassers 110.000 ppm Feststoff, gelöst, einschließlich ca. 7600 ppm zweiwertiger Ionen, vorwiegend Calcium- und Magnesium-Ionen. Das Co-Tensid war ein sulfoniertes, mit 5 Molen/polyäthoxyliertes Nonylphenol. Für die 2 Reihen von Gemischen wurden 3 Erdölsulfonate eingesetzt, die nachstehend mit A, B und C bezeichnet werden. Die durchschnittlichen Äquivalentgewichte und Äquivalentgewichtsbereiche jedes dieser Erdölsulfonate sind der Tabelle I zu entnehmen.

Tabelle I

Durchschnitt- Äquivalentliches Äquivalent- gewichtsgewicht bereich

Erdölsulfonat-Probe

A (WITCO TRS AO) 335 273-440

B (WITCO TRS 10-80) 413 250-464

C (WITCO TRS 18) 495 353-640

Die Kurve 1 in Figur 1 gibt eine Reihe von Gemischen von Proben von A und B wieder. Die relativen Mengen von A und B wurden variiert und das durchschnittliche Äquivalentgewicht des Gemisches bestimmt.

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Die Kurve 2 der Figur 1 gibt in gleicher Weise ein Gemisch aus Proben von A und C wieder.

Für jeden Punkt jeder Kurve wurde eine Reihe von Proben aus 2,0 Gew.% des Erdölsulfonatgemisches und zwischen etwa 0,05 und 2,5 Gew.% variierenden Mengen des solubilisierenden Co-Tensids hergestellt und die Menge Co-Tensid, die zur Erreichung der Löslichkeitsgrenze bei jedem Gemisch erforderlich ist, wurde durch Messen der elektrischen Leitfähigkeit nach der weiter oben beschriebenen Methode bestimmt. Dieses Verfahren wurde für mindestens 4 Gemische aus A und B und mindestens 4 Gemische aus A und C wiederholt. Man kann ein Gemisch aus A und B oder A und C herstellen, das irgendein gewünschtes durchschnittliches Äquivalentgewicht zwischen etwa 335 und 413 hat. Die gestrichelte Gerade 3 in Figur 1 z.B. zeigt ein durchschnittliches Äquivalentgewicht von 375 und ein Gemisch von A und B, welches dieses durchschnittliche Äquivalentgewicht hat, ist an Punkt 4 gefunden worden, wo die Kurve 1 die Gerade 3 schneidet. Ein Gemisch aus A und C mit genau den gleichen durchschnittlichen Äquivalentgewicht ist das des Punktes 5, wo die Gerade 3 die Kurve 2 schneidet. Es ist zu erkennen, daß,obwohl die durchschnittlichen Äquivalentgewichte dieser beiden Gemische gleich sind, die Menge Co-Tensid, die zur Erreichung der Löslichkeitsgrenze erforderlich ist, nicht die gleiche ist; 1,25 % sind für Gemisch 4 und nur 0,72 % für Gemisch 5 nötig. Da die Konzentration an Erdölsulfonaten in den Gemischen 4 und 5 die gleiche ist, das Gemisch 4 42 % weniger Co-Tensid erfordert und die Kosten des Co-Tensids pro Gewichtseinheit das Fünffache der Erdölsulfonate beträgt, ist das Gemisch 4 erheblich wirtschaftlicher als das Gemisch 5.

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Die ölförderleüung kann nicht direkt aus Figur 1 entnommen werden, so daß es notwendig ist, eine weitere Testreihe durchzuführen, um das bestimmte Erdölsulfonat-Gemisch zu ermitteln, welches, wenn es mit der geeigneten Menge Co-Tensid gemischt wird, die maximale Ölförderleistung in einer bestimmten Salzlösung im Feldversuch bringt. Es wurde eine Reihe von Ölverdrängungstesten in Kern- und Sandpackungen (oil displacement tests in cores or sand packs) durchgeführt, wobei mehrere verschiedene Erdölsulfonatgemische mit der jeweils als optimal ermittelten Menge Co-Tensids eingesetzt wurden. Es wurden 2 Versuchsreihen durchgeführt unter Verwendung unterschiedlicher Gewichtsverhältnisse an Erdölsulfonat A und Erdölsulfonat B bzw. A und C. Die ölförderleistungen sind in Figur 2 für beide Versuchsreihen aufgetragen; Kurve 6 zeigt die ölförderung bei Einsatz eines Gemisches von A und B, wobei das Gewichtsverhältnis von A und B so variiert ist, daß Gemische eines durchschnittlichen Äquivalentgewichtes von etwa 350 bis 450 resultieren. Die maximale ölförderleistung wurde mit einem Gemisch aus A und B eines Äquivalentgewichts von etwa 370 erhalten. Kurve 7 zeigt die ölförderleistung von Gemischen aus A und C zum durchschnittlichen Äquivalentgewicht der Gemische. Die maximale Leistung bringt ein Gemisch aus A und C eines durchschnittlichen Äquivalentgewichts von etwa 380.

Aus Figur 2 ist zu ersehen, daß die ölförderleistung des besten Gemisches aus A und B nur wenig besser ist als die des besten Gemisches aus A und C, und die durchschnittlichen Äquivalentgewichte dieser Mischungen etwa gleich sind. Darüber hinaus ist zu erkennen, daß die Menge A + C genau die gleiche ist, wie die Menge A + B und die Testbedingungen die gleichen waren. Der größte Unterschied besteht darin, daß das Gemisch A plus B etwa 1,25 % Co-Tensid und das Gemisch A + C

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0,72 % des gleichen Co-Tensids benötigte. Die Reduktion an Co-Tensid um 42 % schlägt sich auf die Wirtschaftlichkeit deutlich nieder.

Die Ergebnisse, die das vorstehend gebrachte Beispiel zeigte, sind beispielhaft für die Ergebnisse, die beim anmeldungsgemäßen Verfahren eintreten, bei welchem bei hohem Salzgehalt des Lagerstättenwassers ein Flutungsmedium eingesetzt wird, das vorzugsweise ein Gemisch von Erdölsulfonaten und Alkyl- oder Alkaryl-Polyäthoxysulfonat als Solubilisierungsmittel enthält. Beste Ergebnisse werden allgemein erhalten, wenn Gemische von Erdölsulfonaten oder anderen organischen Sulfonaten eingesetzt werden, von denen mindestens eines ein vornehmlich wasserlösliches Erdölsulfonat eines durchschnittlichen Äquivalentgewichts von unter 400, insbesondere unter 350 und mindestens eines ein Erdölsulfonat ist, das mindestens teilweise öllöslich ist und ein durchschnittliches Äquivalentgewicht Ober 400, insbesondere über 450, aber unter 600, insbesondere unter 550 hat.

Es ist außerordentlich wichtig, daß sowohl B als auch C mindestens teilweise löslich ist, während A weitgehend vollständig wasserlöslich ist. Die bestimmten Gemische A + B und A + C, die auf ölförderleistung getestet wurden, sind beides Gemische aus einem wasserlöslichen und einem öllöslichen Erdölsulfonat; beide Gemische haben nahezu das gleiche durchschnittliche Xquivalentgewicht, nur die Menge an solubilisierendem Co-Tensid, die erforderlich ist, unterscheidet sich, wie gesagt, wesentlich.

Wenn das optimal wirkende Gemisch und das Co-Tensid gefunden worden sind, sollte eine dritte Reihe von ölförderleistungstesten in Kern- und Sandpackungen durchgeführt werden, bei welcher die Gesamt-Tensid-Menge variiert

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wird und die Ölförderleistung als Funktion der Gesamtmenge bestimmt wird. Wenn z.B. in einer Versuchsreihe, bei der 2,0 % Erdölsulfonat und 0,8 % Co-Tensid (Gesamt-Tensid-Konzentration 2,8) eingesetzt wurde und festgestellt wurde, daß das optimale Verhältnis von Co-Tensid zu anionischem Tensid-Gemisch für einen bestimmten Einsatz 0,4 ist, dann kann die ölförderleistung an tensidhaltigen Flutungsmedien, die 2,0; 2,5; 3,0 und 3,5 % Tensid insgesamt im gleichen Molverhältnis enthalten, bestimmt werden, um die Gesamtkonzentration zu ermitteln, die die maximale Leistung bringt.

Wenn man das optimale Gemisch, die Gesamtkonzentration an Tensiden und das Gewichtsverhältnis von Co-Tensid zu anionischem Tensid-Gemisch, wie vorstehend beschrieben, identifiziert hat, ist ein Feldversuch für den Fachmann kein Problem mehr. Normalerweise ist keine Frischwasser-Vorflutung nötig, da die Tenside auf den Gehalt des Lagerstättenwassers an Salz und zweiwertigen Ionen genauest abgestimmt sind. Sacrificial-Agents können, wenn die bestimmte Lagerstätte die Tenside absorbiert, erforderlich sein.

Das Tensid-haltige Flutungsmedium wird vorzugsweise in Lagerstättenwasser oder Feldversuchswasser, welches den gleichen Salzgehalt und die gleiche Menge an zweiwertigen Ionen hat, hergestellt. Die Menge des tensidhaltigen Flutungsmediums, die benötigt wird, beträgt im allgemeinen 0,1 bis 1,0 Porenvolumen, bezogen auf das Porenvolumen der zu flutenden Lagerstätte. Nach dem tensidhaltigen Flutungsmedium sollte ein Mobilitäts-Puffer eingedrückt werden, das ist eine wässrige Lösung eines hydrophilen Viskositätserhöhenden Polymerisats, wie Polyacrylamid oder Polysaccharid. Im allgemeinen sind 50 bis 1000 ppm Polymerisat aus-

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reichend, um eine Flüssigkeit zu erhalten, deren Viskosität höher ist als die Viskosität des Erdöls der Lagerstätte, was ausreicht, um das Erdöl herauszuschieben. Es werden 0,1 bis 0,5 Porenvolumen an Mobilitätpuffer-Lösung verwendet. Danach folgt eine Feldwasser-Injektion, um alle eingedrückten Flüssigkeiten und das Erdöl durch die Lagerstätte zur Förderbohrung zu drücken. Feldwasser wird solange eingedrückt, bis der ölgehalt der geförderten Flüssigkeit auf einen unwirtschaftlichen Wert sinkt.

Vorstehend ist offenbart, wie das beste Gemisch von 2 oder mehr organischen Sulfonaten und das optimale Mengenverhältnis von solubilisierendem Co-Tensid zu den anionischen organischen Sulfonat-Tensiden auf einfachste und schnellste Weise gefunden werden können.

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Claims

Patentansprüche

1. Verfahren zur Sekundärgewinnung von Erdöl aus einer untertägigen, Erdöl und Wasser eines Salzgehaltes von über 5.000 ppm (Feststoff, gelöst) führenden Lagerstätte bei welchem ein Flutungsmedium durch mindestens eine Injektionsbohrung eingedrückt, das Erdöl aus mindestens einer Förderbohrung gewonnen wird und als Flutungsmedium eine wässrige Lösung eingesetzt wird, deren Salzgehalt gleich dem des Lagerstättenwassers ist und die ein Tensid-System gelöst enthält, das aus einem Gemisch von mindestens 2 anionischen organischen Sulfonaten und einem solubilisierenden Co-Tensid besteht, dadurch gekennzeichnet , daß als Flutungsmedium eine wässrige salzhaltige Lösung eingedrückt wird, die ein Gemisch von mindestens 2 anionischen organischen Sulfonat-Tensiden, von denen mindestens eines vorwiegend wasserlöslich und mindestens eines wenigstens teilweise öllöslich ist, und mindestens ein solubilisierendes Co-Tensid enthält, wobei die anionischen Tenside in solchen Mengen vorliegen, daß ein Minimum an solubilisierendem Co-Tensid zur Erreichung der Löslichkeitsgrenze erforderlich ist.

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet , daß ein Flutungsmedium eingedrückt wird, dessen vorwiegend wasserlösliches organisches Sulfonat ein durchschnittliches Äquivalentgewicht unter 400, insbesondere unter 350 hat.

3. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet , daß ein Flutungsmedium eingedrückt wird, dessen mindestens teilweise lösliches organisches Sulfonat ein durchschnittliches Äquivalentgewicht von 400 bis 600, insbesondere 450 bis 550 hat.

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ORIGINAL INSPECTED

A. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß ein Flutungsmedium eingedrückt wird, das als Co-Tensid eine äthoxilierte aiiphatische Verbindung, eine äthoxilierte Alkarylverbindung, ein Alkyl- oder Alkaryl-polyäthoxL«· sulfat ein Alkylsulfonate ein aliphatisches Polyäthoxialkylsulfonat ein Alkylarylpolyäthoxialkylsulfonat oder Gemische davon enthält.

5. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß ein Flutungsmedium eingedrückt wird, daß als Co-Tensid eine Verbindung der allgemeinen Formel

RO(CH₂CH₂O)_nSO₃-M⁺
in der

R eine Alkyl- oder Alkaryl-Gruppe mit 8 bis 20 C-Atomen in der Alkylkette, η eine Zahl von 1 bis 20 und M⁺ ein einwertiges Kation bedeuten, enthält.

6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet , daß ein Flutungsmedium eingedrückt wird, das als Co-Tensid eine Verbindung der allgemeinen Formel

RO(CH₂CH₂O)_nR¹SO₃-M⁺

in der R¹ eine Äthyl-, Propyl- oder Hydroxipropylgruppe ist und die übrigen Symbole die gleiche Bedeutung wie in Anspruch 5 angegeben haben, enthält.

7. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß ein Flutungsmedium eingedrückt wird, bei welchem das Gemisch

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organischer Sulfonat-Tenside, welches ein Minimum an solubilisierendem Co-Tensid zur Erreichung der Löslichkeitsgrenze erforderlich macht, ermittelt worden ist durch

a) Herstellung von mindestens 2 Reihen aus mindestens 4 Proben mit mindestens 3 organischen Sulfonaten unterschiedlichen durchschnittlichen Xquivalentgewichts, wobei jede Probe eine Gesamt-Tensid-Konzentration im Bereich von 1,0 bis 4,0 % und ein Gewichtsverhältnis von Co-Tensid zu den organischen Sulfonat-Tensiden im Bereich von 0,1 bis 1,0 aufweist;

b) Messen der elektrischen Leitfähigkeit der Proben;

c) Feststellen der Konzentrations- bzw. Gewichts-Verhältnisse der Proben mit der geringsten elektrischen Leitfähigkeit in jeder Reihe; und

d) Feststellen des Gemisches organischer Sulfonate, die die kleinste Menge Co-Tensids zur Erreichung der Löslichkeitsgrenze erfordert.

8. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet , dafi die elektrische Leitfähigkeit gegen das Gewichtsverhältnis von Co-Tensid zu dem Gemisch anionischer Tenside graphisch aufgetragen wird und die niedrigste Leitfähigkeit und das Gewichtsverhältnis der Tenside aus der Kurve entnommen werden.

9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet , daß ein Flutungsmedium eingedrückt wird, bei welchem das Gemisch aus mindestens 2 organischen Sulfonaten aus einer Gruppe von mindestens 2 Gemischen, die mindestens 3 organische Sulfonate unterschiedlichen durchschnittlichen Xquivalentgewichts enthalten, ausgewählt worden ist.

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10. Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet , daß die organischen Sulfonate unabhän-

' Alkyl-

gig voneinander aus Erdölsulfonaten, Alkylsulfonaten, arylsulfonaten und Gemischen davon ausgewählt worden sind.

11. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß ein Flutungsmedium eingedrückt wird, bei welchem das Gemisch aus organischen Sulfonaten ein Gemisch von Erdölsulfonaten ist.

12. Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, gekennzeichnet durch

a) Herstellen einer ersten Reihe von mindestens 3 Proben, die ein erstes Gemisch aus 2 organischen Sulfonaten in verschiedenen Gewichtsverhältnissen enthalten, wobei eines der organischen Sulfonate mindestens teilweise wasserlöslich und ein anderes mindestens teilweise öllöslich ist, und die organischen Sulfonate durchschnittliche Äquivalentgewichte haben, die um mindestens 50 differieren;

b) Bestimmen der kleinsten Gewichtsmenge an vorbestimmtem Co-Tensid, die erforderlich ist, um jede Probe der ersten Reihe in einer wässrigen Lösung gleichen Salzgehaltes wie der des Lagerstättenwassers zu lösen;

c) Herstellen einer zweiten Reihe von mindestens 3 Proben von 2 organischen Sulfonaten in verschiedenen Gewichtsverhältnissen, wobei eines mindestens teilweise wasserlöslich ist und das andere mindestens teilweise öllöslich, und die organischen Sulfonate durchschnittliche Äquivalentgewichte haben, die um mindestens 50 differieren, und mindestens eines der organischen Sulfonate ein durchschnittliches Ä'quivalentgewicht aufweist, das von dem entsprechenden organischen Sulfonat der'ersten Reihe um mindestens 25 differiert;

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d) Bestimmen der kleinsten Gewichtsmenge von dem gleichen Co-Tensid, das in Stufe d) verwendet worden ist, die erforderlich ist, um jede Probe der zweiten Reihe in einer wässrigen Lösung gleichen Salzgehaltes wie des Lagerstättenwassers zu lösen;

e) Bestimmen, welche Reihe von organischen Sulfonatgemischen die kleinste Gewichtsmenge an Co-Tensid zum Lösen benötigt;

f) Bestimmen' der zur optimalen Erdölgewinnung erforderlichen Konzentrations- und Gewichtsverhältnisse der in Stufe e) ermittelten Reihe, wenn sie mit der kleinsten Gewichtsmenge des Co-Tensids, das zum Lösen bei dem Salzgehalt des Lagerstättenwassers erforderlich ist, eingesetzt wird;

g) Herstellen einer wässrigen Flüssigkeit, die das vorbestimmte Co-Tensid und das in Stufe e) ermittelte Gemisch organischer Sulfonate in einer Konzentration und einem Gewichtsverhältnis wie in Stufe f) ermittelt, enthält und den gleichen Salzgehalt hat, wie das Lagerstättenwasser;

h) Eindrücken der in Stufe g) erhaltenen Flüssigkeit in die Lagerstätte in die Injektionsbohrung und

i) Gewinnen des Erdöls au3 der Produktionsbohrung.

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