DE4236680C1

DE4236680C1 - Extracting petroleum from underground beds contg. very salt water - by polymer flooding process, with pre-injection of part of the polymer soln. contg. a sacrificial substance and with reduced salinity

Info

Publication number: DE4236680C1
Application number: DE19924236680
Authority: DE
Inventors: Karlheinz Dr Wojak
Original assignee: RWE Dea AG fuer Mineraloel und Chemie; RWE Dea AG
Current assignee: Wintershall Dea Deutschland AG
Priority date: 1992-10-30
Filing date: 1992-10-30
Publication date: 1993-12-02
Anticipated expiration: 2012-10-31

Abstract

A polymer flooding process for extracting petroleum from oil-bearing underground deposits contg. highly saline retained water and/or flood water, which are drilled with both an injection borehole and a prodn. borehole in contact with the deposit, comprises injecting a sacrificial substance (I) in aq. soln. together with polymers dissolved in the underground water. The novelty is that a small part of the polymer flooding soln. (II), contg. substance (I), is mixed with fresh water or water of low salinity so as to lower its salt content to below the stability limit of (I), and the greater part of (II) is then injected at higher salinity, above the solubility limit of (I). USE/ADVANTAGE - The process enables the use of sacrificial substances, esp. modified or unmodified (i.e. inexpensive) lignosulphonates (LS), in the polymer flooding process, even in highly saline deposits. Thus, the LS can be added to the soln. of polymer (e.g. polyacrylamide - PAA) without difficulty.

Description

Die Erfindung betrifft ein Polymerflutverfahren zur Gewinnung von Erdöl aus einer untertägigen, erdölführenden, hochsalines Haft- und/oder Flutwasser enthaltenden Lagerstätte, die zumindest von je einer Injektionsbohrung und einer Förderbohrung durchteuft ist, welche mit der Lagerstätte in Verbindung stehen, durch Injektion einer Opfersubstanz in wäßriger Lösung gemeinsam mit im Lagerstättenwasser gelösten Polymeren.The invention relates to a polymer flood process for extraction of petroleum from an underground, petroleum-bearing, deposit containing saline adhesive and / or flood water, of at least one injection hole and a drilling is intersected with the deposit related by injection of a victim substance in aqueous solution together with in the reservoir water dissolved polymers.

Bei der tertiären Erdölgewinnung aus untertägigen Lagerstätten muß die Viskosität des Fluidmediums häufig erhöht werden, damit es zu einer effektiven Verdrängung des zu fördernden Öls kommen kann. Hierzu werden vor allem Polymere eingesetzt, wie zum Beispiel Polyacrylamide (PAA), siehe EP- A1-0 090 920.In the case of tertiary oil production from underground deposits the viscosity of the fluid medium must be increased frequently to be an effective displacement of the oil can come. For this purpose, especially polymers used, such as polyacrylamides (PAA), see EP A1-0 090 920.

Das Polymerfluten zur mobilitätskontrollierten Entölung von Lagerstätten gehört unter den zahlreichen Chemikalienflutprozessen aufgrund des einfachen Entölungsmechanismus, des geringen anlagetechnischen Aufwandes und der relativ niedrigen Kosten zu den risikoarmen und in der Regel auch wirtschaftlich attraktiven, eingeführten Technologien. Dies gilt besonders für den Einsatz von kostengünstigen Polyacrylamiden, die zwar auch in hochsalinen Lagerstätten zum Einsatz gelangen können, aber stets Süßwasser guter Qualität als Anmisch- und Flutwasser erforderlich machen. Der Einsatz von PAA ist allerdings auf Lagerstättentemperatur bis ca. 70°C beschränkt, da PAA bei höheren Temperaturen einer schnellen thermischen Hydrolysereaktion unterliegen. Neben einem Viskositätsabfall kann es in Anwesenheit von mehrwertigen Ionen zusätzlich zu Ausfällungsreaktionen kommen, die zu einem Zusammenbruch der in-situ-Viskosität führen. Viele hochsaline Lagerstätten enthalten auch Tone, die bei Verwendung von niedrigsalinem Flutmedium quellen und zu einer Blockierung der Fließwege führen.The polymer flooding for mobility controlled deoiling of Deposits are among the numerous chemical flood processes due to the simple deoiling mechanism, the low technical investment and the relative low cost to the low-risk and usually too economically attractive, established technologies. This applies particularly to the use of inexpensive polyacrylamides, which also in high saline deposits for Can be used, but always good quality fresh water make it necessary as mixing and flood water. The stake from PAA is, however, to deposit temperature up to approx. 70 ° C, because PAA is one at higher temperatures subject to rapid thermal hydrolysis reaction. Next a drop in viscosity can occur in the presence of multivalent Ions in addition to precipitation reactions, which lead to a breakdown of the in-situ viscosity. Many high saline deposits also contain clays that contribute to Swelling and use of low salt flood medium block the flow paths.

Für ein Polymerfluten bei Temperaturen über 70°C und/oder Anmischwässern mit Salinitäten über 100 kg/m³ Salzgehalt kommen jedoch nur salztolerante und temperaturstabile aber um ein vielfaches teurere Polymere wie Biopolymere (Xanthane, Scleroglucane) oder synthetische Copolymere (Hostamere, AMPS: synthetisches Terpolymer (2-Acrylamido-2- Methyl-propansulfonat) etc.) in Frage. Beim Fließen durch den Porenraum geht ein Teil der teuren Polymerwirksubstanz durch Adsorption/Retention verloren. Da mit steigendem Salz- und Härteanteil des im Porenraum vorhandenen bzw. für die Chemikalienanmischung verfügbaren Klärwassers die Retention drastisch ansteigt, stößt dieser Prozeß sehr schnell an die Wirtschaftlichkeitsgrenze.For polymer flooding at temperatures above 70 ° C and / or Mixing water with salinities over 100 kg / m³ salt content however, only salt-tolerant and temperature-stable come many times more expensive polymers such as biopolymers (Xanthans, scleroglucans) or synthetic copolymers (Hostamere, AMPS: synthetic terpolymer (2-acrylamido-2- Methyl propanesulfonate) etc.) in question. When flowing through part of the expensive polymer active substance goes into the pore space lost through adsorption / retention. Since with increasing salt and hardness proportion of the existing in the pore space or for the Chemical admixture of available sewage water the retention increases drastically, this process quickly comes up against the Economic limit.

Der zur Unwirtschaftlichkeit wie auch zum technischen Scheitern der Projekte führende hohe Polymerverlust läßt sich durch den Einsatz von kostengünstigen sogenannten Opfersubstanzen reduzieren, die an Stelle des Polymers in dem Lagerstättengestein adsorbiert werden und damit die Adsorptionsplätze des Porenraumes belegen. The one for inefficiency as well as for technical Failure of the projects leading to high polymer loss lets through the use of inexpensive so-called Reduce sacrificial substances in place of the polymer in the deposit rock are adsorbed and thus the Occupy adsorption sites in the pore space.

Hierbei handelt es sich beispielsweise um polybasische Carbonsäureverbindungen, Piperidin, Pyridin, Vinylpyrrolidon, Polyphosphate, quaternäre Ammoniumsalze, unmodifizierte, oxidierte, chlorierte, sulfomethylierte und carboxylierte Lignosulfate (LS) sowie um wasserlösliche Polyalkylenoxide der unterschiedlichsten Molekulargewichte.These are, for example, polybasic Carboxylic acid compounds, piperidine, pyridine, vinyl pyrrolidone, Polyphosphates, quaternary ammonium salts, unmodified, oxidized, chlorinated, sulfomethylated and carboxylated lignosulfates (LS) and water-soluble Polyalkylene oxides of different molecular weights.

Die meisten dieser bekannten Opfersubstanzen lassen sich aber wegen ihrer begrenzten Löslichkeit, der unzureichenden Salz- und Härteverträglichkeit (Härte=mehrwertige Kationen) oder ihrer begrenzten thermischen Stabilität (Polyphosphate) in hochsalinen Flutwässern nicht einsetzen. Auch der Einsatz der Lignosulfonate (LS), die im Vergleich zu den oben aufgeführten Opfersubstanzen erheblich kostengünstiger und damit wirtschaftlich besonders attraktiv sind, ist in typischen Lagerstättenwässern mit einem Anteil zweiwertiger Ionen wie z. B. Calcium, Magnesium und Strontium etc. eingeschränkt. In Abb. 1 ist die Salzverträglichkeit von 6 unterschiedlichen Lignosulfonaten der Firma Lignin- Chemie, Waldhof Holmen GmbH, Düsseldorf als Funktion des Salzgehaltes für ein bestimmtes Lagerstättenwasser dargestellt. Daraus erkennt man, daß auch die am besten salzverträglichen Produkte im harten Wasser beispielsweise nur bis maximal 140 kg pro m³ Gesamtsalzgehalt einsetzbar sind.Most of these known sacrificial substances cannot be used in high saline flood waters due to their limited solubility, inadequate salt and hardness compatibility (hardness = polyvalent cations) or their limited thermal stability (polyphosphates). The use of lignosulfonates (LS), which are considerably cheaper and therefore economically particularly attractive compared to the above-mentioned sacrificial substances, is typical for reservoir waters with a proportion of divalent ions such as e.g. As calcium, magnesium and strontium etc. limited. Fig. 1 shows the salt compatibility of 6 different lignosulfonates from Lignin-Chemie, Waldhof Holmen GmbH, Düsseldorf, as a function of the salt content for a certain reservoir water. From this it can be seen that even the best salt-compatible products can only be used in hard water, for example, up to a maximum of 140 kg per m³ of total salt content.

In reiner NaCl-Sole (ohne mehrwertige Ionen) erweitert sich der phasenstabile Bereich zu höheren Salinitäten. Der Einsatzbereich der Produkte hängt also wesentlich von der Salzmenge ab. In pure NaCl brine (without polyvalent ions) expands the phase stable area for higher salinity. The area of application the products depend essentially on the amount of salt from.

Der Einsatz von modifizierten und unmodifizierten LS als Opfersubstanzen wäre in Anmischwässern höherer Salinität als der Grenzsalinität nicht möglich, da die Lösungen nicht ausreichend phasenstabil sind, während der Injektionsphase zur Ausfällung neigen und zur irreversiblen Verstopfung der bohrlochnahen Bereiche führt.The use of modified and unmodified LS as Sacrificial substances would be higher in salinity than in mixing water the border salinity is not possible because the solutions are not are sufficiently phase stable during the injection phase tend to precipitate and irreversibly clog the areas near the borehole.

In Abb. 2 ist das Injektionsverhalten von Polymerlösungen ohne bzw. mit Lignosulfonatzusatz bei verschiedenen Salzgehalten in einem Sandsteinkern dargestellt. In Flutphase I wurden ca. 23 Porenvolumina Polymerlösung ohne Opfersubstanz in 120 kg/m³ Salzwasser durch den Kern geflutet. Am konstanten Druckverlauf erkennt man die gute Injizierbarkeit der nicht verstopften Polymerlösung. In Phase II wurde die gleiche Polymerlösung mit einem Zusatz von 10 kg/m³ Lignosulfonat Zewa S ebenfalls bei 120 kg/m³ Salzgehalt ohne Verstopfung bei konstantem Druck geflutet. In Phase III wurde die Polymerlösung mit LS-Zusatz bei 160 kg/m³ Salzgehalt injiziert, wobei der exponentielle Druckanstieg die zunehmende Verstopfung des Porenraumes dokumentiert. Fig. 2 shows the injection behavior of polymer solutions with or without added lignosulfonate at different salt contents in a sandstone core. In flood phase I, about 23 pore volumes of polymer solution without sacrificial substance were flooded through the core in 120 kg / m³ of salt water. The constant pressure curve shows the good injectability of the unclogged polymer solution. In phase II the same polymer solution with an addition of 10 kg / m³ lignosulfonate Zewa S was also flooded at 120 kg / m³ salt content without constipation at constant pressure. In phase III the polymer solution with LS addition was injected at a salt content of 160 kg / m³, whereby the exponential increase in pressure documents the increasing clogging of the pore space.

Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es daher, ein Verfahren zu entwickeln, das den Einsatz von Opfersubstanzen, insbesondere sowohl der modifizierte als auch der unmodifizierten und damit kostengünstigen Lignosulfonaten beim Polymerfluten auch in hochsalinen Lagerstätten ermöglicht. The object of the present invention is therefore a method to develop the use of sacrificial substances, in particular both the modified and the unmodified and thus inexpensive lignosulfonates at Polymer flooding also possible in high saline deposits.

Erfindungsgemäß erfolgt die Lösung der gestellten Aufgabe dadurch, daß ein geringerer, die Opfersubstanz enthaltender Teil der Polymerflutlösung im Salzgehalt durch Vermischen mit Süß- oder niedrigsalinem Salzwasser soweit abgesenkt wird, daß die Salinität unterhalb der Stabilitätsgrenze der Opfersubstanz liegt und anschließend der größere Teil der Polymerflutlösung bei höherer Salinität oberhalb der Löslichkeitsgrenze der Opfersubstanz injiziert wird.According to the invention, the task is solved in that a lower one containing the victim substance Part of the polymer flood solution in the salt content by mixing lowered with fresh or low-salt water is that the salinity below the stability limit of the Victim substance lies and then the greater part of the Polymer flood solution with higher salinity above the solubility limit the victim is injected.

Bevorzugt wird als Opfersubstanz verwendet, wobei insbesondere der das Lignosulfonat enthaltnende Teil der Polymerflutlösung im Salzgehalt soweit abgesenkt wird, daß die Injektionslösung ausreichend phasenstabil ist, vorzugsweise auf 10-20 kg pro m³ unterhalb der Stabilitätsgrenze des Linosulfonats liegt.The following is preferably used as the victim the part containing the lignosulfonate in particular the polymer flood solution is reduced in salt content so far, that the injection solution is phase stable, preferably to 10-20 kg per m³ below the stability limit of the linosulfonate.

Eine Vielzahl der in der Patentliteratur beschriebenen Opfersubstanzen wie z. B. die Lignosulfonate sind bei hohen Salzgehalten und gleichzeitig hohen Anteilen mehrwertiger Ionen nicht im Lagerstätten- bzw. Flutwasser löslich und können deshalb nicht direkt dem Flut- oder Anmischwasser für die Chemikalienlösung zugesetzt werden.A variety of those described in the patent literature Victim substances such as B. the lignosulfonates are at high Salt levels and at the same time high proportions of polyvalent Ions not soluble in reservoir or flood water and can therefore not directly the flood or mixing water for the chemical solution can be added.

Um die Polymerretention dennoch wirksam zu reduzieren, wird ein volumenmäßig geringer Teil, z. B. 0,1-0,2 PV der Polymerflutlösung im Salzgehalt durch Vermischen mit Süß- oder niedrigsalinem Salzwasser so abgesenkt, daß die Salinität ca. 10-20 kg/m³ oder noch deutlicher unterhalb der Stabilitätsgrenze des Lignosulfonates liegt. Bei extrem hohen Salzgehalten des zu verdrängenden Poreninhaltswassers empfiehlt es sich, die LS-haltige Polymerlösung abgesenkter Salinität durch einen volumenmäßig kleinen Preslug (0,05-0,1 PV) einer Polymerlösung ohne LS aber ebenfalls abgesenkter Salinität vor unerwünschter Aufsalzung zu schützen. Das LS kann auf diese Weise problemlos der Polymerlösung zugesetzt und verstopfungsfrei in die Lagerstätte injiziert werden. Aufgrund der gegenüber dem Lagerstättenwasser im Porenraum wesentlich höheren Viskosität der LS-haltigen Polymerlösung wird das hochsaline Wasser im Porenraum quasi stempelförmig verdrängt, so daß eine Ausfällung des LS durch Aufsalzen nicht erfolgen kann.In order to effectively reduce polymer retention a low volume part, e.g. B. 0.1-0.2 PV of the polymer flood solution in salt content by mixing with sweet or low-salt salt water so low that the salinity approx. 10-20 kg / m³ or even more clearly below that The stability limit of the lignosulfonate is. At extreme high salt content of the pore content water to be displaced it is advisable to lower the polymer solution containing LS Salinity through a small preslug (0.05-0.1 PV) of a polymer solution without LS but also lowered To protect salinity from unwanted salting. The LS can easily be added to the polymer solution in this way and injected into the deposit without clogging. Due to the relative to the reservoir water in the pore space significantly higher viscosity of the polymer solution containing LS the saline water in the pore space becomes quasi-stamp-shaped displaced, so that precipitation of the LS by salting cannot be done.

Das LS kann deshalb sukzessive als Opfersubstanz auf der Gesteinsoberfläche im Porenraum adsorbiert werden. Ein wesentlicher Effekt der Erfindung ergibt sich nun daraus, daß der nachfolgende Polymerhauptslug in hochsalinem Flutwasser in den bereits mit LS abgesättigten Porenraum eindringt. Eine Desorption des Lignosulfonates und auch der partielle Austausch durch Polymermoleküle wird nahezu vollständig dadurch verhindert, daß die abrupte Salinitätserhöhung das Lignosulfonat nicht mehr in Lösung gehen läßt, so daß es weitgehend auf der Oberfläche fixiert bleibt.The LS can therefore be used as a sacrificial substance on the rock surface be adsorbed in the pore space. A The essential effect of the invention now arises from that the subsequent polymer main flight in high saline flood water penetrates into the pore space already saturated with LS. Desorption of the lignosulfonate and also the partial exchange by polymer molecules becomes almost complete thereby preventing the abrupt increase in salinity the lignosulfonate no longer dissolves, so that it remains largely fixed on the surface.

Erfindungsgemäß kann also die in hochsalinen Lagerstätten in der Regel extrem hohe Chemikalienretention wirkungsvoll und mit wirtschaftich tragbaren Kosten auf ein vertretbares Maß reduziert werden.According to the invention can thus in high saline deposits in usually extremely high chemical retention effective and to an acceptable level with economically viable costs be reduced.

Examples

In Abb. 3 sind das Injektionsprofil und die Effluentprofile von drei Polymerretentionsversuchen 1-3 an ölfreien Berea- Sandsteinkernen (5×5×30 cm) bei 50°C und einem Salzgehalt des Poreninhaltswassers von 180 kg/m³ dargestellt. Fig. 3 shows the injection profile and effluent profiles of three polymer retention tests 1-3 on oil-free Berea sandstone cores (5 × 5 × 30 cm) at 50 ° C and a salt content of the pore content water of 180 kg / m³.

In die Kerne wurde jeweils unter vergleichbaren Bedingungen ein PVC-großer Polymerslug (Flocon 4800=Flocon ^(RT) Biopolymer (Xanthan), Produkt der Firma Pfitzer) der in der Konzentration abgestuft war, injiziert. Die allgemeine Polymerflutfolge war:Under comparable conditions, a PVC-sized polymer slug (Flocon 4800 = Flocon ^(RT) biopolymer (xanthan), product from Pfitzer), which was graded in concentration, was injected into the cores. The general polymer flood sequence was:

Abschließend wurden mehrere Porenvolumina 180 kg/m³ Sole nachgeflutet.Finally, several pore volumes of 180 kg / m³ brine flooded.

Im Basisversuch 1 (Stand der Technik) wurden die Polymerlösungen in 180 kg/m³ Gesamtsalzgehalt ohne Opfersubstanz injiziert. Aufgrund der hohen Retention wurde das Polymer im Effluent nur sehr verschleppt ausgeflutet (Durchbruch: 1,15 PV). Die Konzentration erreichte im Maximum gerade noch 40 Prozent der Eingabekonzentration, wobei nur noch ca. 34 Prozent des injizierten Polymers ausgeflutet wurden.In basic experiment 1 (prior art), the polymer solutions in 180 kg / m³ total salt content without sacrificial substance injected. Due to the high retention, the polymer was Effluent flooded only very late (breakthrough: 1.15 PV). The concentration reached a maximum of 40 Percent of the input concentration, whereby only approx. 34 Percent of the injected polymer was flooded.

Im Versuch 2 (erfindungsgemäß) wurde ein 0,11 PV großer Polymer-Preslug mit 0,4 kg/m³ Lignosulfonat bei einer reduzierten Salinität von 120 kg/m³ Gesamtsalzgehalt vorgeflutet, der restliche Polymerslug jedoch wie im Versuch 1 bei 180 kg/m³ Gesamtsalzgehalt. Der Polymerdurchbruch erfolgte hier bereits nach 0,95 PV, und das Polymerprofil stieg bis zu einer Spitzenkonzentration von 80% der Eingabekonzentration. Die ausgeflutete Polymermenge belief sich auf ca. 61%.In experiment 2 (according to the invention) a 0.11 PV was large Polymer preslug with 0.4 kg / m³ lignosulfonate with a reduced salinity of 120 kg / m³ Total salt content flooded, the remaining polymer slug however as in experiment 1 with a total salt content of 180 kg / m³. The polymer breakthrough occurred after 0.95 PV, and the polymer profile rose to a peak concentration of 80% of the input concentration. The flooded The amount of polymer was approximately 61%.

Versuch 3 (Vergleichsversuch) zeigt ein Polymerfluten, bei dem ein 0,2 PV großer Polymer-Preslug mit 5 kg/m³ Polyethylenglykol (PEG) als Opfersubstanz in 180 kg/m³ Gesamtsalzgehalt geflutet wurde. Die Menge der Opfersubstanz PEG war mit PV×C=20×0,5=10 vergleichbar mit der Lignosulfonatmenge von Versuch 2 (PV×C=11×1=11). Die Opfersubstanz-Kosten lagen beim Lignosulfonat-Fluten jedoch bei weniger als 50 Prozent.Experiment 3 (comparative experiment) shows polymer flooding, at which is a 0.2 PV polymer preslug with 5 kg / m³ polyethylene glycol (PEG) as sacrificial substance in 180 kg / m³ total salt content was flooded. The amount of the victim substance PEG was comparable to the amount of lignosulfonate with PV × C = 20 × 0.5 = 10 from experiment 2 (PV × C = 11 × 1 = 11). The Victim substance costs were however with the lignosulfonate flooding at less than 50 percent.

Das Effluentprofil mit PEG als Opfersubstanz lag zwischen den beiden Extremen. Die Polymerkonzentration erreichte Spitzenwerte um 65%, die ausgeflutete Polymermenge lag bei ca. 45%.The effluent profile with PEG as the victim was between the two extremes. The polymer concentration reached Peak values around 65%, the amount of polymer flooded was included about 45%.

In Abb. 4 sind die Injektions- und die Effluentprofile von zwei weiteren Polymerflutversuchen unter Extrembedingungen bei 216 kg/m³ Salzwasser dargestellt. Fig. 4 shows the injection and effluent profiles of two further polymer flood tests under extreme conditions with 216 kg / m³ salt water.

Die Polymerflutfolge war identisch. Das gesamte Polymerslugvolumen betrug 0,7 Porenvolumen (PV). Die Versuche hatten jeweils in den ersten 0,2 PV des Polymerhauptslugs 10 kg/m³ Opfersubstanz.The polymer flood sequence was identical. The total polymer slide volume was 0.7 pore volume (PV). The attempts had 10 kg / m³ each in the first 0.2 PV of the polymer main flight Victim substance.

Trial 1

0,2 PV 0,6 kg/m³ Flocon + 10 kg/m³ PEG in 216 kg/m³ Salzwasser0.2 PV 0.6 kg / m³ Flocon + 10 kg / m³ PEG in 216 kg / m³ salt water

Trial 2

0,2 PV 0,6 kg/m³ Flocon + 10 kg/m³ LS in 120 kg/m³ Salzwasser 0.2 PV 0.6 kg / m³ Flocon + 10 kg / m³ LS in 120 kg / m³ salt water

Die nachfolgenden in der Konzentration abgestuften Polymerflutlösungen waren dann bei den beiden Versuchen identisch:The following polymer flood solutions graded in concentration were then identical in the two experiments:

Während das Effluentprofil mit PEG erst bei 1,2 PV durchbrach und dann sehr verschleppt auf Maximalwerte von knapp 16% der Eingabekonzentration stieg, erreichte der LS-Versuch nach dem Polymerdurchbruch bei ca. 1,0 PV immerhin noch Polymer-Spitzenwerte von ca. 50%.While the effluent profile with PEG only broke through at 1.2 PV and then very delayed to maximum values of just under The LS attempt reached 16% of the input concentration after the polymer breakthrough at about 1.0 PV Polymer peak values of approx. 50%.

Claims

1. Polymer flood process for the extraction of petroleum from an underground, petroleum-bearing, saline adhesive and / or flood water containing deposit, which is intersected by at least one injection hole and one production hole, which are connected to the deposit, by injection of a sacrificial substance in aqueous solution together with polymers dissolved in the reservoir water, characterized in that a small part of the polymer flood solution containing the sacrificial substance is reduced in salt content by mixing with sweet or low salt salt water so that the salinity is below the stability limit of the victim substance and then the greater part of the polymer flood solution injected at higher salinity above the solubility limit of the victim.

2. polymer flood process according to claim 1, characterized in that as Victim substance lignosulfonate is used.

3. polymer flood process according to claim 2, characterized in that the the part of the polymer flood solution containing lignosulfonate the salt content is reduced to such an extent that the salinity at least 10 kg per m³, preferably 10-20 kg per m³ is below the salinity limit of the lignosulfonate.