NO782843L

NO782843L - PROCEDURE FOR THE EXTRACTION OF OIL FROM AN UNDERGROUND OIL CONDUCTING RESERVE AND SURFACTANT SYSTEM FOR EXECUTING THE PROCEDURE

Info

Publication number: NO782843L
Application number: NO782843A
Authority: NO
Inventors: Donald Mckinley Sitton; Ronald Ellis Terry
Original assignee: Phillips Petroleum Co
Priority date: 1978-08-21
Filing date: 1978-08-21
Publication date: 1980-02-22

Description

Den foreliggende oppfinnelse angår utvinning av olje fra The present invention relates to the extraction of oil from

et underjordisk reservoar ved bruk av surfaktantflømming. an underground reservoir using surfactant flooding.

Det har lenge vært kjent at det ved primærutvinning av olje It has long been known that in the case of primary extraction of oil

fra en underjordisk formasjon blir tilbake en betydelig andel av den opprinnelige olje i formasjonen. Dette har ført til bruk av hva som_ vanligvis betegnes som en sekundærutvinning eller vannflømming, hvor et fluidum som f.eks. en saltoppløsning injiseres""!" en brønn for å tvinge oljen ut av porene i reservoaret mot en utvinningsbrønn. from an underground formation, a significant proportion of the original oil in the formation remains. This has led to the use of what is usually referred to as secondary extraction or waterflooding, where a fluid such as e.g. a saline solution is injected""!" a well to force the oil out of the pores in the reservoir towards an extraction well.

Denne teknikk levner imidlertid også betydelige mengder i reservoaret som følge av vannets manglende evne til å fukte oljen og tilbake-holdelse av. oljen ved kapiHarvarkning- Det ér' derfor-.blitt-forer slått å-anvende-en surfaktant (over-flatéaktivt- middel) ved vann-flømmingsprosessen.- Det er funnet~at bruken-av surfaktanter kan redusere grenseflatespenningen mellom oljen og vannet i en slik grad at vesentlig større mengder olje kan fortrenges. However, this technique also leaves significant quantities in the reservoir as a result of the water's inability to moisten the oil and its retention. the oil during capiHarvarkning - It has therefore been recommended to use a surfactant (surface-active agent) in the water-flooding process. - It has been found that the use of surfactants can reduce the interfacial tension between the oil and the water in to such an extent that significantly larger quantities of oil can be displaced.

Ytterligere anstrengelser på å forbedre utvinningen av gjen-værende olje fra underjordiske avleiringer har konsentrert seg om bruken av mikroemulsjoner. I henhold til denne teknikk blir en mikroemulsjon fremstilt ved blanding av olje med saltoppløsning og overflateaktive midler. Med denne teknikk følger der imidlertid mange iboende problemer. For det første er det åpenbart uønsket å injisere olje som allerede er utvunnet, tilbake .i jorden slik det gjøres ved vanlig bruk av mikroemulsjoner. Det er kjent rett og slett å injisere store mengder overflateaktive midler i jorden for å danne en blandbar mikroemulsjon, men dette er ikke økonomisk. Endelig blir surfaktanten ofte utfelt, hvorved mikroemulsjonen blir uvirksom. Det sistnevnte forhold blir i faget ofte tilskrevet nærværet av toverdige ioner som f.eks. kalsium og magnesium, som ofte uunngåelig foreligger i formasjonen. Skjønt det er mulig å fjerne disse toverdige ioner eller meget høye konsentrasjoner av énverdige ioner ved bruk av en fprspyling, er dette uønsket som følge av de nødvendige kostnader og bør mest mulig unngås. Further efforts to improve the recovery of residual oil from underground deposits have concentrated on the use of microemulsions. According to this technique, a microemulsion is produced by mixing oil with salt solution and surfactants. However, with this technique comes many inherent problems. First, it is obviously undesirable to inject oil that has already been extracted back into the soil as is done by the usual use of microemulsions. It is known to simply inject large amounts of surfactants into the soil to form a miscible microemulsion, but this is not economical. Finally, the surfactant is often precipitated, whereby the microemulsion becomes inactive. The latter relationship is often attributed in the field to the presence of divalent ions such as e.g. calcium and magnesium, which are often inevitably present in the formation. Although it is possible to remove these divalent ions or very high concentrations of monovalent ions using an fpr rinse, this is undesirable due to the necessary costs and should be avoided as much as possible.

Det er en hensikt med den foreliggende oppfinnelse å skissere mekanismen bak aktiviteten av toverdige ioner og utnytte denne meka-nisme til egen fordel. Det er en ytterligere hensikt med oppfinnelsen å skreddersy et surfaktantsystem til de spesielle egenskaper av den olje som utvinnes, og de spesielle egenskaper av det bundede vann. Enda en hensikt med oppfinnelsen er å unngå behovet for en forspyling i mange formasjoner som inneholder en høy konsentrasjon av toverdige ioner. Enda en hensikt med oppfinnelsen er å skaffe en økonomisk utvinning av praktisk talt all den olje som er tilbake i en formasjon etter primærutvinning. Ytterligere en hensikt med oppfinnelsen er å skredersy et surfaktantsystem til den spesielle olje og det spesielle bundede vann i reservoaret under utnyttelse av det prinsipp at kalsium og magnesium har en virkning som er henholdsvis 14 og 16 ganger så stor som virkningen av natrium, og at virkningen av å Øke saltkonsentrasjonen er den samme som av å Øke det hydrofobe innhold av surfaktanten eller å redusere alkohol-oppløseligheten. It is a purpose of the present invention to outline the mechanism behind the activity of divalent ions and to utilize this mechanism to one's own advantage. It is a further purpose of the invention to tailor a surfactant system to the special properties of the oil that is extracted, and the special properties of the bound water. Yet another purpose of the invention is to avoid the need for a pre-flush in many formations that contain a high concentration of divalent ions. Yet another purpose of the invention is to obtain an economical extraction of practically all the oil that remains in a formation after primary extraction. A further purpose of the invention is to tailor a surfactant system to the particular oil and the particular bound water in the reservoir, utilizing the principle that calcium and magnesium have an effect which is respectively 14 and 16 times as great as the effect of sodium, and that the effect of increasing the salt concentration is the same as of increasing the hydrophobic content of the surfactant or reducing the alcohol solubility.

I henhold til oppfinnelsen blir et surf aktantsystem skredder-^ sydd til den formasjon som skal bearbeides, under anvendelse av følgende forhold: According to the invention, a surf actant system is tailored to the formation to be processed, using the following conditions:

1 . Den veiede virkning av kalsi-um=iiog magnesiumioner på 1. The weighted effect of calcium and magnesium ions on

ca.-14 resp. 16 ganger-virkningen-av natriumioner. approx.-14 resp. 16 times the effect of sodium ions.

2. Likeverdig-med å. øke-saltkonsentrasjonen er det. å øke - 2. It is equivalent to increasing the salt concentration. to increase -

det hydrofobe innhold av surfaktanten eller å redusere vannoppløseligheten av kosurfaktanten. the hydrophobic content of the surfactant or to reduce the water solubility of the cosurfactant.

3. Den beste oljegjenvinning oppnås med_et surfaktantsystem som ved ekvilibrering med oljen danner flere faser over et relativt smalt salinitetsoinråder 3. The best oil recovery is achieved with a surfactant system which, upon equilibration with the oil, forms several phases over a relatively narrow salinity range

Oppfinnelsen vil i det etterfølgende bli nærmere beskrevet under henvisning til tegningen, som er et fasevolunh-diagram, hvor volumprosenten av de forskjellige faser oppnådd ved ekvilibrering av surfaktant og olje er tegnet inn som funksjon av saltoppløsningens elektrolyttinnhold.. The invention will subsequently be described in more detail with reference to the drawing, which is a phase volume diagram, where the volume percentage of the different phases obtained by equilibration of surfactant and oil is plotted as a function of the salt solution's electrolyte content.

Saltholdige surfaktantsystemer som inneholder surfaktantvann,, ko^surfaktant og elektrolytter fremstilt ved anvendelse av det tilgjengelige vann som inneholder både énverdige kationer som f.eks. Saline surfactant systems containing surfactant water, co-surfactant and electrolytes prepared by using the available water containing both monovalent cations such as e.g.

Na<+>og toverdige kationer som f.eks. Ca<++>og Mg++, blir ifølge oppfinnelsen gjort egnet for tertiær oljeutvinning ved følgende trinn-vise fremgangsmåte: Na<+>and divalent cations such as e.g. Ca<++>and Mg++, according to the invention, are made suitable for tertiary oil extraction by the following step-by-step method:

1. Det tilgjengelige vann blir analysert for fastleggelse av den samlede effektive NaCl-konsentrasjon på det grunnlag at hver vektdel Ca og Mg tilsvarer henholdsvis 14 og 16 vektdeler Na<+->ioner. 2. Denne samlede effektive NaCl-konsentrasjon sammenlignes med en rekke tidligere fremstilte fasevolum-diagrammer for salt-surfaktant-systemer med kjent effektiv NaCl—konsentrasjon fremstilt f.eks. ved bruk av NaCl som den eneste elektrolytt 3. Konsentrasjonen av elektrolytt, surfaktant og/eller ko-surf aktant innstilles om nødvendig for å skaffe et surfaktantsystem som oppviser den oppførsel som er forbundet med høy oljeutvinning ved ekvilibrering med olje svarende til formasjonsoljen. 1. The available water is analyzed to determine the overall effective NaCl concentration on the basis that each part by weight of Ca and Mg corresponds to 14 and 16 parts by weight of Na<+->ions respectively. 2. This overall effective NaCl concentration is compared with a number of previously prepared phase volume diagrams for salt-surfactant systems with known effective NaCl concentration prepared e.g. using NaCl as the sole electrolyte 3. The concentration of electrolyte, surfactant and/or co-surf actant is adjusted if necessary to provide a surfactant system that exhibits the behavior associated with high oil recovery when equilibrated with oil equivalent to the formation oil.

De surfaktantsystemer som er forbundet med høy oljeutvinning, er de som gir en trefaseoppdeling som omtalt senere, og de som ligger tett opptil trefaseområdet i systemer hvor trefaseoppdelingen foreligger over et smalt område for elektrolytt-konsentasjonen, f.eks. et område på <1 og fortrinnsvis-<0,5. prosentenheter» Dvs. at når . det " gjelder slike systemer som-medfører en trefaseoppdeling over et smalt salinitetsområde, vil et surfaktantsystem som medfører trefaseoppdeling,eller et system som medfører tofaseoppdeling like utenfor tre— faseområdet, medføre god oljeutvinning. The surfactant systems that are associated with high oil recovery are those that give a three-phase division as discussed later, and those that are close to the three-phase region in systems where the three-phase division exists over a narrow area for the electrolyte concentration, e.g. a range of <1 and preferably -<0.5. percentage units" Ie. that when . it applies to such systems which result in a three-phase division over a narrow salinity range, a surfactant system which results in a three-phase division, or a system which results in a two-phase division just outside the three-phase range, will result in good oil recovery.

Vandige surfaktantsystemer som inneholder surfaktant, ko— surfaktant og elektrolytt kan karakteriseres ved den faseoppførsel som fås ved ekvilibrering av surfaktantsystemet med olje under anvendelse av en rekke surfaktantsystemer som bare avviker m.h.t» elektrolytt-konsentrasjon. Vanligvis vil ekvilibrering av oljer såsom en rå~olje eller rene alkaner eller blandinger herav,med en rekke surfaktantsystemer som inneholder progressivt høyere saltkonsentrasjoner, gi opphav til følgende typer av faseoppførsel: 1. Område I: To f aser ( relativt lav salinitet). : Ekvilibreringen av surfaktantsystemet og oljen resulterer i en øvre fase som består overveiende av olje, og en vannrik nedre fase av en mikroemulsjon omfattende vann, surfaktant, olje og kosurfaktant. Aqueous surfactant systems containing surfactant, co-surfactant and electrolyte can be characterized by the phase behavior obtained by equilibrating the surfactant system with oil using a number of surfactant systems that differ only in terms of electrolyte concentration. Usually, equilibration of oils such as a crude oil or pure alkanes or mixtures thereof, with a number of surfactant systems containing progressively higher salt concentrations, will give rise to the following types of phase behavior: 1. Area I: Two phases (relatively low salinity). : The equilibration of the surfactant system and the oil results in an upper phase consisting predominantly of oil, and an aqueous lower phase of a microemulsion comprising water, surfactant, oil and cosurfactant.

2. Område II: Tre faser ( midlere salinitet) : 2. Area II: Three phases (medium salinity):

Ekvilibreringen av surfaktantsystemet og oljen fører til en øvre fase som består overveiende av olje, en midtre fase av en mikroemulsjon omfattende vann, olje, surfaktant og kosurfaktant og en bunnfase omfattende vann. 3. Område III: To faser ( relativt høy salinitet) : Ekvilibreringen av surfaktantsystemet og oljen fører til en oljerik øvre mikroemulsjonsfase som omfatter vann, olje, surfaktant og kosurfaktant, og en nedre fase som omfatter vann. The equilibration of the surfactant system and the oil leads to an upper phase consisting predominantly of oil, a middle phase of a microemulsion comprising water, oil, surfactant and cosurfactant and a bottom phase comprising water. 3. Area III: Two phases (relatively high salinity): The equilibration of the surfactant system and the oil leads to an oil-rich upper microemulsion phase comprising water, oil, surfactant and cosurfactant, and a lower phase comprising water.

De ovennevnte typer av faseoppførsel som fås ved ekvilibrering av surfaktantsystemer med olje, kan alternativt oppsummeres som vist i tabell I. The above-mentioned types of phase behavior obtained by equilibration of surfactant systems with oil can alternatively be summarized as shown in Table I.

I denne forbindelse er området I (øvre fase olje, nedre fase mikroemulsjon) betegnet som gamma-området med to faser, mens området II (øvre fase olje, midtre fase mikroemulsjon, nedre fase vann) er betegnet som beta-området med tre faser, og området III (øvre fase mikroemuls jon, nedre fase vann) er betegnet som alf a-^området med to faser. In this connection, area I (upper phase oil, lower phase microemulsion) is designated as the gamma area with two phases, while area II (upper phase oil, middle phase microemulsion, lower phase water) is designated as the beta area with three phases, and the area III (upper phase microemulsion ion, lower phase water) is designated as the alpha a-^area with two phases.

Ekvilibrering av andeler på 15 ml n-dodekan med prøver på Equilibration of portions of 15 ml of n-dodecane with samples on

15 ml av 12 surfaktantsystemer som bare avvek med hensyn til NaCl-konsentras jonen, ga den faseoppførsel som er beskrevet med tall i tabell II. Surfaktantsystemene ble fremstilt ved blanding av 5 g petroleumsulfonat (midlere ekvivalentvekt 392), 1,5 g i handelen tilgjengelige, blandede primære amylakoholer og den nødvendige mengde NaCl og vann for oppnåelse av de saltkonsentrasjoner som er angitt i tabell II. Ekvilibreringene ble utført i glasskorkede, graderte sylindre ved omgivelsestemperatur. Blandingen av surfaktantsystemet og oljen ble kortvarig rystet for hånd og deretter tillatt å stå i ca. 25 timer før volumet av de forskjellige faser ble avlest og nedtegnet i tabell II. Rystetrinnet er ikke kritisk og kan gjøres for hånd eller ved mekanisk omrøring. Skjønt der ble gitt 24 timer på ekvilibreringen, er 2 timer eller mindre vanligvis tilstrekkelig. 15 ml of 12 surfactant systems that differed only with respect to the NaCl concentration gave the phase behavior described by numbers in Table II. The surfactant systems were prepared by mixing 5 g of petroleum sulfonate (average equivalent weight 392), 1.5 g of commercially available, mixed primary amyl alcohols and the necessary amount of NaCl and water to achieve the salt concentrations indicated in Table II. The equilibrations were carried out in glass-stoppered, graduated cylinders at ambient temperature. The mixture of the surfactant system and the oil was briefly shaken by hand and then allowed to stand for approx. 25 hours before the volume of the different phases was read and recorded in Table II. The shaking step is not critical and can be done by hand or by mechanical stirring. Although 24 hours were allowed for equilibration, 2 hours or less is usually sufficient.

Fasevolum-diagrammet på tegningen ble konstruert ved bruk av ekvilibreringsresultatene i tabell II. De volumandeler som er angitt i tabell II, ble tegnet inn som funksjon av salinitetene av surfaktantsystemene for å gi fasevolumdiagrammet på tegningen. Av tegningen fremgår det at gamma-området med to faser foreligger ved saliniteter på opptil ca. 1,30 vektprosent NaCl, at beta-området med tre faser foreligger i området fra ca. 1,30 vektprosent NaCl til ca. 2,1 vekt-^prosent NaCl, og at alfa-området med to faser foreligger ved saliniteter på mer enn ca. 2,1 vektprosent NaCl. The phase volume diagram in the drawing was constructed using the equilibration results in Table II. The volume fractions given in Table II were plotted as a function of the salinities of the surfactant systems to give the phase volume diagram in the figure. The drawing shows that the gamma range with two phases exists at salinities of up to approx. 1.30 weight percent NaCl, that the beta range with three phases exists in the range from approx. 1.30 weight percent NaCl to approx. 2.1 weight-^percent NaCl, and that the alpha region with two phases exists at salinities of more than approx. 2.1% by weight NaCl.

En rekke surfaktantsystemer ble fremstilt ved blanding av 5 g<p>etroleumsulfonat (midlere ekvivalentvekt 405), 4 g tert-buty1-alkohol-kosurfaktant og destillert vann med tilstrekkelig NaCl til å gi den saltkonsentrasjon som er angitt i tabell III. En kosurfaktant med en relativt høy vannoppløselighet ble anvendt som følge av den relativt høye an-vendte salinitet. Ytterligere sett av surfaktantsystemer ble også fremstilt med CaC^ og MgC^. Hvert surf aktantsystem ble ekvilibrert med råolje fra South Cowden i Ector County, Texas, og faseoppførselen nedtegnet (se Tabell III). I tabell III er hver innføring under overskriftene Na<+>, Ca<++>og Mg<++>et eget forsøk. I 5. linje var f.eks. de siste systemer som ga gamma-oppførsel, systemene med enten 11400 Na<+>eller 800 Ca<++>eller 600 Mg<++>. Der er således 26 separate forsøk, og ikke 13. A series of surfactant systems were prepared by mixing 5 g<p>etroleum sulfonate (average equivalent weight 405), 4 g tert-butyl alcohol cosurfactant and distilled water with sufficient NaCl to give the salt concentration indicated in Table III. A cosurfactant with a relatively high water solubility was used as a result of the relatively high salinity used. Additional sets of surfactant systems were also prepared with CaC₂ and MgC₂. Each surf actant system was equilibrated with crude oil from South Cowden in Ector County, Texas, and the phase behavior recorded (see Table III). In Table III, each entry under the headings Na<+>, Ca<++> and Mg<++> is a separate experiment. In the 5th line was e.g. the last systems that gave gamma behavior, the systems with either 11400 Na<+>or 800 Ca<++>or 600 Mg<++>. There are thus 26 separate attempts, and not 13.

Fra tabell III kan en "effektiv Na"konsentrasjon" avMg - og Ca<++->systemene beregnes ved betraktning av de ved siden av hverandre liggende saltkonsentrasjons-punkter i gamma/beta-overgangssonen og de ved siden av hverandre liggende saltkonsentrasjons-punkter i beta/ From table III, an "effective Na" concentration" of the Mg - and Ca<++-> systems can be calculated by considering the adjacent salt concentration points in the gamma/beta transition zone and the adjacent salt concentration points in beta/

alfa-overgangssonen. Følgende beregninger er representative: A) Gamma/beta-overgangssone: (i) Na<+>/Ca<++>= 11400/800 =14,25Na<+>/Ca<++>= 11800/900 = 13,11 Na<+>/Ca<++>(gjennomsnitt) =13,68(ii) Na<+>/Mg<++>= 11400/600 = 19,00 Na<+>/Mg<++>= 11800/700 = 16,86 Na + /Mg + + (gjennomsnitt) = 17,93 B) Betå/alfa-overgangssone: (i) Na<+>/Ca<++>= 16700/1200 = 13,92 the alpha transition zone. The following calculations are representative: A) Gamma/beta transition zone: (i) Na<+>/Ca<++>= 11400/800 =14.25Na<+>/Ca<++>= 11800/900 = 13, 11 Na<+>/Ca<++>(average) =13.68(ii) Na<+>/Mg<++>= 11400/600 = 19.00 Na<+>/Mg<++>= 11800/700 = 16.86 Na + /Mg + + (average) = 17.93 B) Beta/alpha transition zone: (i) Na<+>/Ca<++>= 16700/1200 = 13.92

Na<+>/Ca<++>= 17700/1250 = 14,16 Na<+>/Ca<++>= 17700/1250 = 14.16

Na+/Ca++ (gjennomsnitt) = 14,04 Na+/Ca++ (mean) = 14.04

(ii) Na<+>/Mg<++>= 16700/1200 = 13,92 (ii) Na<+>/Mg<++>= 16700/1200 = 13.92

Na<+>/Mg<++>= 17700/1300 = 13,62 Na<+>/Mg<++>= 17700/1300 = 13.62

Na /Mg<++>(gjennomsnitt) =13,77 Na /Mg<++>(average) =13.77

De ovennevnte beregninger viser at ca. 14 vektdeler Na<+>i virkeligheten tilsvarer 1 vektdel Ca<++>. Forholdet mellom Na<+>og Mg<++>i de to overgangssoner er ikke like overensstemmende som forholdet mellom Na<+>og Ca<++>, men ved å ta middelverdien av verdiene 17,93 og 13,77, får man ca. 16 vektdeler Na<+>for hver del Mg<++>. Resultatene av disse beregninger bekrefter de ovenfor angitte områder ifølge oppfinnelsen for forholdet mellom de virkelige konsentrasjoner av Mg<++>og Ca<++>i vannet og en effektiv Na^- konsentrasjon i en vandig NaCl-oppløsning. The above calculations show that approx. 14 parts by weight Na<+>in reality corresponds to 1 part by weight Ca<++>. The ratio between Na<+>and Mg<++> in the two transition zones is not as consistent as the ratio between Na<+>and Ca<++>, but by taking the mean value of the values 17.93 and 13.77, we get one approx. 16 parts by weight Na<+>for every part Mg<++>. The results of these calculations confirm the above stated ranges according to the invention for the relationship between the real concentrations of Mg<++> and Ca<++> in the water and an effective Na^ concentration in an aqueous NaCl solution.

Disse forholdstall ifølge oppfinnelsen er videre vist å være additive, slik det fremgår av de etterfølgende resultater: These ratios according to the invention are further shown to be additive, as can be seen from the following results:

De angitte blandinger av NaCl og CaCl2 ble innlemmet i surfaktantsystemer, og den faseoppførsel som ble oppnådd, ved ekvilibrering av systemene med råolje, var i overensstemmelse med den som ble observert i det NaCl-holdige surfaktantsystem ifølge tabell III. The indicated mixtures of NaCl and CaCl2 were incorporated into surfactant systems, and the phase behavior obtained, when equilibrating the systems with crude oil, was consistent with that observed in the NaCl-containing surfactant system according to Table III.

Anvendeligheten av den foreliggende fremgangsmåte vises videre av bruken av vann fra Hendricks Reef som vann til fremstilling av surfaktantsystemer. Dette vann hadde følgende virkelige analyse svarende til den angitte effektive Na<+->konsentrasjon: The applicability of the present method is further demonstrated by the use of water from Hendricks Reef as water for the production of surfactant systems. This water had the following real analysis corresponding to the stated effective Na<+->concentration:

Faseoppførselen av surfaktantsystemer med vann fra Hendricks Reef og ekvilibrert med råolje fra South Cowden skulle således være tilnærmet den samme som lignende systemer som inneholder ca. 16500 ppm . Na.. Dette ble bekreftet ved fremstilling av et surfaktantsystem omfattende 5 vektdeler petroleumsulfonat (midlere ekvivalentvekt 405), The phase behavior of surfactant systems with water from Hendricks Reef and equilibrated with crude oil from South Cowden should thus be approximately the same as similar systems containing approx. 16500ppm. Na.. This was confirmed by the preparation of a surfactant system comprising 5 parts by weight of petroleum sulphonate (average equivalent weight 405),

4 vektdeler tert-butyl-alkohol og 91 vektprosent vann fra Hendricks Reef. Ekvilibrering av dette system med råolje fra South Cowden 4 parts by weight tert-butyl alcohol and 91 percent by weight water from Hendricks Reef. Equilibration of this system with crude oil from South Cowden

førte til trefase-beta-oppførsel som ventet i lys av resultatene i tabell III ved anvendelse av f.eks. det samme surfaktantsystem med 15.700 ppm Na og 16.700 ppm Na<+>, som begge viser trefaseoDpførsel. led to three-phase beta behavior as expected in light of the results in Table III using e.g. the same surfactant system with 15,700 ppm Na and 16,700 ppm Na<+>, both of which exhibit three-phase behavior.

Det kan således sees at det tilgjengelige vann fra Hendricks Reef It can thus be seen that the available water from Hendricks Reef

kan anvendes sammen med den angitte kombinasjon av surfaktant og ko-surf aktant for å gi et egnet system for tertiær oljeutvinning av råolje fra South Cowden. can be used in conjunction with the indicated combination of surfactant and co-surf actant to provide a suitable system for tertiary oil recovery of crude oil from South Cowden.

Hvis natriumekvivalentverdien i den ovennevnte beregning hadde svart til alfa,området med to faser, kunne man ha benyttet seg av flere muligheter til å endre oppførselen til betaområdet med tre faser: If the sodium equivalent value in the above calculation had corresponded to the two-phase alpha range, several possibilities could have been used to change the behavior of the three-phase beta range:

1. Bruk av mindre saltholdig, vann (hvis tilgjengelig), 1. Use of less saline, water (if available),

2. Bruk av en surfaktant med en mindre hydrofob andel (dvs, 2. Use of a surfactant with a less hydrophobic proportion (i.e.

et sulfonat med en lavere ekvivalentvekt) i surfaktantsystemet. 3. Bruk av en mer vannoppløselig alkoholisk. / kosurfaktant i surfaktantsystemet. a sulfonate with a lower equivalent weight) in the surfactant system. 3. Use of a more water-soluble alcoholic. / cosurfactant in the surfactant system.

Hvis natriumekvivalentverdien hadde tilsvart gammaområdet med If the sodium equivalent value had corresponded to the gamma range with

to faser, kunne man ha benyttet følgende muligheter til å endre opp-!-førselen til betaområdet med tre faser: 1 (a). Bruk av et saltere vann (hvis tilgjengelig) eller tilr-setning av elektrolytt til det. vann som er tilgjengelig for surfaktantsystemet. two phases, the following possibilities could have been used to change the behavior of the beta region with three phases: 1 (a). Use of saltier water (if available) or addition of electrolyte to it. water available to the surfactant system.

2 (a). Bruk av en surfaktant med en stor hydrofob andel (dvs. 2 (a). Use of a surfactant with a large hydrophobic proportion (i.e.

et sulfonat med høyere ekvivalentvekt) for surfaktant^-systernet. 3 (a). Bruk av en mindre vannoppløselig alkohol i surf aktantsystemet. a sulfonate with a higher equivalent weight) for the surfactant^-systernet. 3 (a). Use of a less water-soluble alcohol in the surf actant system.

I praksis er bruk av alternativ 1. det minst ønskelige, fordi mindre salt vann ofte ikke er tilgjengelig, og selv om det skulle være tilgjengelig, er det. vanligvis nødvendig med en for-spyling med en saltoppløsning som tilnærmet svarer til den i surf aktantsystemet., Alternativet t(a) er uten videre mulig av praktiske grunner, idet det er en enkel sak å tilsette salt til. vann. Det mest betydningsfulle trekk er at vann som inneholder toverdige ioner,kan anvendes i forbindelse med oppfinnelsen som et resultat av den forståelse som er oppnådd m.h.t. den veiede virkning av disse ioner. In practice, using alternative 1. is the least desirable, because less salty water is often not available, and even if it were available, it is. usually requires a pre-rinse with a salt solution that roughly corresponds to that in the surfactant system., The alternative t(a) is immediately possible for practical reasons, as it is a simple matter to add salt to it. water. The most significant feature is that water containing divalent ions can be used in connection with the invention as a result of the understanding that has been achieved regarding the weighted effect of these ions.

I tilfeller hvor den andel av vannet som består av toverdige ioner» er mindre enn 500 vektdeler pr. million og fortrinnsvis mindre enn 200, og helst mindre enn 100, tillater bruken av oppfinnelsen at der benyttes vann sammen med en hvilken som helst av de angitte surfaktanter. Med større mengder toverdige ioner foretrekkes det vanligvis å anvende et blandet surfaktantsystem slik det er kjent i faget for å unngå for store tap av- surfaktant. Slike blandede In cases where the proportion of the water consisting of divalent ions" is less than 500 parts by weight per million and preferably less than 200, and preferably less than 100, the use of the invention allows water to be used together with any of the indicated surfactants. With larger amounts of divalent ions, it is usually preferred to use a mixed surfactant system as is known in the art to avoid excessive losses of surfactant. Such mixed

surfaktantsystemer er beskrevet i US^PS 3 990 5T5. surfactant systems are described in US Pat. No. 3,990,555.

Det vann som er nevnt foran, er det som benyttes til fremstilling av- systemet av surfaktant» kosurfa,ktant og saltoppløsning før injisering av systemet i jorden. Dette vann kan. være bundet vann eller formasjonsvann, som i mange tilfeller kan benyttes uten modi-^fikasjoner ved regulering av surfaktanten og kosurfaktanten som angitt i beskrivelsen, eller rett og slett, ved tilsetting av ytterligere salt, om nødvendig. Alternativt kan vannet stamme fra en separat kilde, f.eks. en elv hvis en slik befinner seg i praktisk nærhet. The water mentioned above is what is used to produce the system of surfactant, cosurfactant and salt solution before injecting the system into the soil. This water can. be bound water or formation water, which in many cases can be used without modifications by regulating the surfactant and cosurfactant as indicated in the description, or simply by adding additional salt, if necessary. Alternatively, the water may originate from a separate source, e.g. a river if such is in practical proximity.

Egnede surfaktanter omfatter anioniske surfaktanter, fortrinnsvis et petroleumsulfonat med en midlere ekvivalentvekt i området 375 - 500, fortrinnsvis ca. 390~425. Disse sulfonater er vel*-kjente i faget og betegnes undertiden som alkylaryl-sulfonater. De betegnes også undertiden som petroleum-mahogny—sulfonater. De kan bestå av en kompleks blanding av bestanddeler, herunder aryl-sulfonater og alkary1-sulfonater, idet en blanding som består stort sett av mono-sulfonater,har én -SO^Na-gruppe (eller —K eller -NH^) pr., molekyl. Disse individuelle hydrokarbon-sulfonater kan f.eks. omfatte følgende forbindelser: ammonium-, natrium—, eller kalium-rdodecylbenz sn— sulfonater (Cj gH2gSO.jM) , alkan-sulfonater såsom oktadekan-sulfonat (Cj gH^gSO^M) og fenyl-alkan-sulfonater såsom fenyl-dodekan-sulfPnat (C1gH2gS03M). Uttrykket "ekvivalentvekt" anvendes i sin vanlige be-tydning, og når det gjelder rene mono—sulfonater er ekvivalentvekten lik molekylvekten, mens ekvivalentvekten av disulfonater er halvparten av molekylvekten. Sulfonater kan fremstilles på kjent måte ved be-handling av egnede olje—utgangsmaterialer med svovelsyre og nøytrali-sering av et alkalimetall- eller ammonium-hydroksyd. De angitte ekvivalentvekter er som nevnt midlere ekvivalentvekter, og der kan foreligge betydelige mengder sulfonater med en ekvivalentvekt på så lite som 200 og så meget som 650. Skjønt petroleum-sulfonater foretrekkes, omfatter andre egnede surfaktanter amino-karboksylater såsom n-laurylsarkosinat, alkylsulfater såson n-lauryl-sulfat og fosfat-estere såso^i di (2-etylheksyl) fosfat. Surfaktanten anvendes i en mengde på T-7, fortrinnsvis 2-5 vektprosent aktiv bestandel, regnet på vekten av vann. Suitable surfactants include anionic surfactants, preferably a petroleum sulphonate with an average equivalent weight in the range 375 - 500, preferably approx. 390~425. These sulfonates are well known in the art and are sometimes referred to as alkylaryl sulfonates. They are also sometimes referred to as petroleum mahogany sulfonates. They can consist of a complex mixture of components, including aryl-sulphonates and alkary-1-sulphonates, as a mixture consisting mostly of mono-sulphonates has one -SO^Na group (or —K or -NH^) per , molecule. These individual hydrocarbon sulfonates can e.g. include the following compounds: ammonium, sodium, or potassium rdodecylbenz sn- sulfonates (Cj gH2gSO.jM), alkane sulfonates such as octadecane sulfonate (Cj gH^gSO^M) and phenyl-alkane sulfonates such as phenyl-dodecane- sulfPnate (C1gH2gSO3M). The term "equivalent weight" is used in its usual meaning, and in the case of pure monosulfonates the equivalent weight is equal to the molecular weight, while the equivalent weight of disulfonates is half the molecular weight. Sulfonates can be prepared in a known manner by treating suitable oil starting materials with sulfuric acid and neutralizing an alkali metal or ammonium hydroxide. The stated equivalent weights are, as mentioned, average equivalent weights, and there may be significant amounts of sulfonates with an equivalent weight of as little as 200 and as much as 650. Although petroleum sulfonates are preferred, other suitable surfactants include amino carboxylates such as n-lauryl sarcosinate, alkyl sulfates, etc. n-lauryl sulfate and phosphate esters such as di(2-ethylhexyl) phosphate. The surfactant is used in an amount of T-7, preferably 2-5% by weight active ingredient, calculated on the weight of water.

Kosurfaktanten kan være en hvilken som helst alkohol, amid, amin, ester,aldehyd eller keton med 1-20 karbonatomer og fortrinnsvis med en oppløselighet i vann på 0,5~20, fortrinnsvis 2 " 10 gram pr. 100 gram vann. Foretrukne materialer er alkanoler med 4 ~ 7 karbonatomer eller blandinger herav. Meste foretrukket er alkoholer med 4 eller 5 karbonatomer og en oppløselighet innenfor det ovennevnte område. Isobutyl-alkohol med en oppløselighet på 9,5 gram prv 100 gram vann er spesielt egnet. Andre foretrukne1 kosurfaktanter"omfatter sekundært butyl-alkohol, n-butyl-> n-amyl- og isoamyl-alkohol. Alkoholer såsom, isopropyl som er kjent i faget som nyttige i surfaktant-^flømmesystemer, er stort sett ikke så egnet for bruk i den foreliggende oppfinnelse som følge av den høye oppløselighet i. vann, noe som krever The cosurfactant can be any alcohol, amide, amine, ester, aldehyde or ketone with 1-20 carbon atoms and preferably with a solubility in water of 0.5~20, preferably 2" 10 grams per 100 grams of water. Preferred Materials are alkanols with 4 ~ 7 carbon atoms or mixtures thereof. Most preferred are alcohols with 4 or 5 carbon atoms and a solubility within the above range. Isobutyl alcohol with a solubility of 9.5 grams per 100 grams of water is particularly suitable. Other preferred1 cosurfactants "includes secondary butyl alcohol, n-butyl -> n-amyl and isoamyl alcohol. Alcohols such as isopropyl which are known in the art to be useful in surfactant-flood systems are generally not as suitable for use in the present invention due to their high solubility in water, which requires

at man må opp i ekstremt høye saltkonsentras joner og/el. ekstremt høye that you have to get into extremely high salt concentrations and/or extremely high

ekvivalentvekter av sulfonatet for å oppnå et brukbart system.. I tilfeller hvor saltkonsentrasjonen uunngåelig er høy,'kan imidlertid slike alkoholer anvendes. Spesielt med visse oljer som samvirker med surfaktantsystemer på lignende måte som et rettkjedet alkan med høy molekylvekt, kan det være nødvendig med et sulfonat med meget høy ekvivalentvekt, og hvis en lav saltkonsentrasjon er uønsket av en eller annen grunn, bør isopropyl-alkohol eller en annen sterkt vann-oppløselig! ko surfaktant benyttes.. Kosurfaktanten benyttes stort sett i en mengde på T-T2, fortrinnsvis~3-9; vektprosent regnet på vekten av vann. equivalent weights of the sulfonate to obtain a usable system. In cases where the salt concentration is unavoidably high, however, such alcohols can be used. Particularly with certain oils that interact with surfactant systems in a similar manner to a high molecular weight straight chain alkane, a very high equivalent weight sulfonate may be required, and if a low salt concentration is undesirable for some reason, isopropyl alcohol or a other strongly water-soluble! cosurfactant is used. The cosurfactant is generally used in an amount of T-T2, preferably ~3-9; weight percent calculated on the weight of water.

Saltoppløsningen utgjør 85-95. vektprosent av den. samlede injiserte sammensetning bestående av-saltoppløsning, surfaktant, og..kosurf aktant. The salt solution is 85-95. weight percent of it. total injected composition consisting of-salt solution, surfactant, and..cosurf actant.

Elektrolytten foreligger vanligvis i en mengde på 800, ~ 20.000 vektekvivalenter Na<+>regnet på vekten av vann. Dvs. at etter at alle saltene er omdannet til sin Na<+->ekvivalent, er det denne vektandel natrium i motsetning til NaCl som benyttes for å gi Na<+->ekvivalen^tene i vektdeler pr. million. The electrolyte is usually present in an amount of 800, ~ 20,000 weight equivalents of Na<+>calculated on the weight of water. That is that after all the salts have been converted to their Na<+->equivalent, it is this weight proportion of sodium as opposed to NaCl that is used to give the Na<+->equivalents in parts by weight per million.

For å bringe den foreliggende oppfinnelse til utførelse i for-^bindelse med et gitt reservoar, blir et bestemt NaCl^holdig,vandig surfaktantsystem ekvilibrert med råoljen i reservoaret over et slikt salinitetsområde at et typisk fasevolum-diagram kan tegnes opp fra de ovenfor beskrevne ekvilibreringsresultater. Beta-området med tre faser for råoljen og det spesielle undersøkte surfaktantsystem, blir således definert som et salinitetsområde, f,eks, 10,000 - 15,000 ppm Na<+.>Den effektive Na<+->konsentrasjon av det tilgjengelige, vann fastlegges deretter ved multiplikasjon av Ca<++->konsentrasjonen med 14 og Mg++-konsentrasjonen med 16, og disse tall legges sammen med den virkelige Na<+->konsentrasjon. Hvis f.eks, denne effektive Na<+->konsentrasjon er 14.000, som er en verdi i området 10.000—15.000 ppm Na+, er det ovenfor nevnte spesielle surfaktantsystem egnet for bruk, idet det gir en trefaseoppdeling i et område for Na<+->konsentrasjonen på 10.000-15.000 ppm. Hvis imidlertid den effektive Na<+->konsentrasjon ligger utenfor området 10.000-15.000 ppm, må et annet surfaktantsystem utvikles ved bruk av et av de alternativer som er angitt ovenfor. In order to carry out the present invention in connection with a given reservoir, a particular NaCl-containing aqueous surfactant system is equilibrated with the crude oil in the reservoir over such a salinity range that a typical phase-volume diagram can be drawn from the above-described equilibration results . The beta range with three phases for the crude oil and the particular investigated surfactant system is thus defined as a salinity range, e.g., 10,000 - 15,000 ppm Na<+.>The effective Na<+->concentration of the available water is then determined by multiplication of the Ca<++->concentration by 14 and the Mg++->concentration by 16, and these numbers are added together with the real Na<+->concentration. If, for example, this effective Na<+->concentration is 14,000, which is a value in the range of 10,000—15,000 ppm Na+, the above-mentioned special surfactant system is suitable for use, as it provides a three-phase division in a range for Na<+ -> the concentration of 10,000-15,000 ppm. If, however, the effective Na<+->concentration is outside the range of 10,000-15,000 ppm, another surfactant system must be developed using one of the alternatives listed above.

Som et eksempel kan det antas at der bare er tilgjengelig et bestemt vann med en effektiv Na+-konsentrasjon på f.eks, 14.000 ppm. Et mulig vandig surfaktantsystem (A) inneholdende NaCl og kosurfaktant blir ekvilibrert med reservoar—råoljen over et område av Na - konsentrasjoner og gir et beta-område med tre faser svarende til 4.000 - 8.000 ppm i salinitet. Da området 4.000-8,000 ppm ikke omfatter verdien T4.000, er det nevnte surfa,ktantsystem (A) ikke egnet. Et annet surfaktantsystem (B) som inneholder enten en mer vannopp-løselig alkohol eller et sulfonat med lavere ekvivalentvekt enn siirfaktantsystemet (A)', er nødvendig. Et mulig vandig surfaktantsystem (B) inneholdende f.eks. NaCl og en kosurfaktant i form av en mer vannoppløselig alkohol blir således ekvilibrert med reservoar-råoljen over et område for Na<+->konsentrasjoner og gir f.eks. et beta-område med tre faser i et salinitetsområde på 9.000-15.000 ppm. Da den effektive Na<+->konsentrasjon på 14.000 ppm av det tilgjengelige vann ligger innenfor dette område, er surfaktantsystemet (B) egnet for tertiær oljeutvinning fra det nevnte, hypotetiske reservoar. As an example, it can be assumed that there is only a certain water available with an effective Na+ concentration of, for example, 14,000 ppm. A possible aqueous surfactant system (A) containing NaCl and cosurfactant is equilibrated with the reservoir crude oil over a range of Na - concentrations and gives a beta range with three phases corresponding to 4,000 - 8,000 ppm in salinity. As the range 4,000-8,000 ppm does not include the value T4,000, the aforementioned surfactant system (A) is not suitable. Another surfactant system (B) containing either a more water-soluble alcohol or a sulfonate with a lower equivalent weight than the surfactant system (A)' is necessary. A possible aqueous surfactant system (B) containing e.g. NaCl and a cosurfactant in the form of a more water-soluble alcohol are thus equilibrated with the reservoir crude over a range of Na<+> concentrations and give e.g. a beta range with three phases in a salinity range of 9,000-15,000 ppm. As the effective Na<+->concentration of 14,000 ppm of the available water lies within this range, the surfactant system (B) is suitable for tertiary oil recovery from the aforementioned, hypothetical reservoir.

Ved lignende resonnementer kan et vandig surfaktantsystem (C) inne-holdendé NaCl og kosurfaktant overveies for bruk i det ovennevnte reservoar. Surfaktantsystemet (C) blir f.eks. ekvilibrert med råolje over et område for Na<+->konsentrasjon og gir et betaområde med tre faser svarende til en salinitet på 16. 000-20.000 ppm. Da den effektive Na<+->konsentrasjon av vannet, f.eks. 14.000 ppm, ikke ligger innenfor området 16.000 20.000 ppm, er surfaktantsystemet (C) ikke egnet for tertiær oljeutvinning fra det hypotetiské reservoar. Et alternativt surf aktantsystem '(D) inneholdende enten en mindre vannopp-løselig alkohol eller et sulfonat med høyere ekvivalentvekt er nød-vendig. Et slikt surfaktantsystem, f.eks. inneholdende NaCl og en ko-surfaktant i form av en mindre vannoppløselig alkohol, ekvilibreres med reservoar-råoljen over et område for Na<+->konsentrasjoner og gir et betaområde med tre faser over en salinitet på 12.000-17.000 ppm. Da den effektive Na<+->konsentrasjon av det tilgjengelige vann på 14.000 ppm ligger innenfor 12.000-17.000 ppm, vil dette surfaktantsystem (D) være egnet for tertiær oljeutvinning fra det hypotetiske reservoar. By similar reasoning, an aqueous surfactant system (C) containing NaCl and cosurfactant can be considered for use in the above-mentioned reservoir. The surfactant system (C) becomes e.g. equilibrated with crude oil over a range of Na<+->concentration and gives a beta range with three phases corresponding to a salinity of 16,000-20,000 ppm. As the effective Na<+->concentration of the water, e.g. 14,000 ppm, does not lie within the range 16,000 20,000 ppm, the surfactant system (C) is not suitable for tertiary oil recovery from the hypothetical reservoir. An alternative surfactant system (D) containing either a less water-soluble alcohol or a sulfonate with a higher equivalent weight is necessary. Such a surfactant system, e.g. containing NaCl and a co-surfactant in the form of a less water-soluble alcohol, equilibrates with the reservoir crude oil over a range of Na<+-> concentrations and gives a beta range with three phases over a salinity of 12,000-17,000 ppm. As the effective Na<+->concentration of the available water of 14,000 ppm lies within 12,000-17,000 ppm, this surfactant system (D) would be suitable for tertiary oil recovery from the hypothetical reservoir.

I henhold til prinsippene i den foreliggende oppfinnelse kan According to the principles of the present invention can

surfaktantsystemer settes sammen ved anvendelse av de riktige surfaktanter og kosurfaktanter for å regulere ekvilibreringsresultatene for surfaktant og råolje til et hvilket som helst av de ønskede flerfase-områder som er beskrevet i fasevolum-diagrammer hvor der benyttes vann som er tilgjengelig på feltet. surfactant systems are assembled using the appropriate surfactants and cosurfactants to adjust the equilibration results for surfactant and crude oil to any of the desired multiphase ranges described in phase volume diagrams using water available in the field.

En mobilitetsbuffer bør fortrinnsvis injiseres bak surfaktantsystemet. Eksempler på egnede mobilitetsbuffere omfatter vandige og ikke-vandige fluider inneholdende mobilitetsreduserende midler såsom partielt hydrolyserte polyakryl-amider, polysakkarider, o<p>pløselige cellulose-etere o.l. med høy molekylvekt. Mobilitetsbufferen inneholder 50-20.000, fortrinnsvis 200-5.000 ppm av det mobilitetsreduserende middel i fluidet. Mobilitetsbuf feiren kan være gradert, dvs. dens konsentrasjon kan være relativt høy ved forenden og relativt lav ved den bakre ende. Mobilitetsbufferen kan f.eks. begynne med en konsentrasjon på 2.500 ppm og slutte med en konsentrasjon på 250 ppm. Disse mobilitetsbuffere er kjent i faget. A mobility buffer should preferably be injected behind the surfactant system. Examples of suitable mobility buffers include aqueous and non-aqueous fluids containing mobility-reducing agents such as partially hydrolyzed polyacrylamides, polysaccharides, insoluble cellulose ethers and the like. with high molecular weight. The mobility buffer contains 50-20,000, preferably 200-5,000 ppm of the mobility-reducing agent in the fluid. The mobility buffer may be graded, i.e. its concentration may be relatively high at the front end and relatively low at the rear end. The mobility buffer can e.g. start with a concentration of 2,500 ppm and end with a concentration of 250 ppm. These mobility buffers are known in the art.

Et drivfluidum blir til slutt injisert bak mobilitetsbufferen gjennom minst én injeksjonsbrønn for å presse olje som inneholdes i reservoaret, mot minst én utvinningsbrønn. Drivmaterialet kan være vandig eller ikke vandig og kan være en væske, en gass eller en kombinasjon herav. Generelt utgjøres det av formasjonsvann eller vann som ligner på formasjonsvannet. Når en sterk saltoppløsning er driv-væsken, kan det være gunstig å la en propp av relativt ferskt vann gå foran saltoppløsningen. A driving fluid is finally injected behind the mobility buffer through at least one injection well to push oil contained in the reservoir towards at least one recovery well. The propellant can be aqueous or non-aqueous and can be a liquid, a gas or a combination of these. In general, it consists of formation water or water similar to formation water. When a strong salt solution is the driving liquid, it can be beneficial to allow a plug of relatively fresh water to precede the salt solution.

Hvis der anvendes en for-spyling, vil den vanligvis benyttes i en mengde på 0,01-2,0, fortrinnsvis 0,25—1,0 porevolum, basert på porevolumet av den samlede.formasjon som behandles. Surfaktantsystemet injiseres i en mengde på 0,001—T,0, fortrinnsvis 0,01-6,25 porevolum basert på porevolumet av den totale formasjon som behandles. Mobilitetsbufferen injiseres i en mengde på 0,001—1,0, fortrinnsvis 0,1-0,25 porevolum, regnet på porevolumet av den samlede formasjon.. Drivf luidet blir rett og slett injisert inntil: hele den mulige utvinning av oljen er utført. If a pre-flush is used, it will usually be used in an amount of 0.01-2.0, preferably 0.25-1.0 pore volume, based on the pore volume of the overall formation being treated. The surfactant system is injected in an amount of 0.001-T.0, preferably 0.01-6.25 pore volume based on the pore volume of the total formation being treated. The mobility buffer is injected in an amount of 0.001-1.0, preferably 0.1-0.25 pore volume, calculated on the pore volume of the entire formation.. The driving fluid is simply injected until: the entire possible recovery of the oil is carried out.

Claims

"U Method for extracting oil from an underground oil-bearing reservoir comprising a) injection into the reservoir through at least one injection well.

of a surfactant system comprising surfactant, cosurfactant and salt solution consisting of. water and electrolyte, the surfactant system being tailored to both the particular water in the formation and the particular oil in the formation to provide the phase behavior associated with high oil recovery, upon equilibration with the oil; b) subsequent injection of a driving fluid behind the surfactant system in order to "press the oil towards at least one extraction well and c) extraction of oil from at least one production well/ character! certvedat where a system formed from a selected surfactant is used as the surfactant system, cosurfactant and salt solution in such a way that a mixture of the surfactant system with an oil corresponding to the oil in the formation, upon equilibration, forms a three-phase system of an oil phase, a microemulsion phase and an aqueous phase* 2. Method as stated in claim T/characterized by where between the injection of the surfactant system and the injection of the driving fluid, a mobility buffer—fluid is injected into the formation. 3. Method as specified in claim T or 2, characterized by a) that a diagram is established of the phase volume as a function of the Na+ equivalent concentration when using of a starting surfactant system of a starting surfactant, a starting cosurf actant and a starting salt solution and an oil which corresponds to the formation oil, as the Na<+>-equivalent concentration is determined by adding the real Na+ concentration, 14 times the real Ca<++->concentration and 16 times the real Mg<++->concentration, where all concentrations are in weight percent, and b) that the starting surfactant system is adjusted so that a final surfactant system is formed which places the mixture of the final surfactant system and oil in a three-phase region of a diagram of phase volume as a function of Na<+->equivalent concentration, or at least close to a three-phase range when it concerns systems that have three-phase behavior over a narrow salinity range. 4. Method as specified in claim 3, characterized in that the Na<+->weight equivalent concentration is in the range 800-20,000 parts by weight per million calculated on the weight of water in the salt solution. 5. Method as stated in claim 4, characterized in that the total divalent ion concentration is less than 500 parts by weight per million, and that the surfactant is petroleum sulphonate. 6. Method as stated in one of the preceding claims, characterized in that the co-surfactant is one or more of the substances isobutyl alcohol, secondary butyl alcohol, n-butyl alcohol, n-amyl alcohol or isoamyl alcohol or mixtures thereof. 7. Method as specified in one of claims 3-6, characterized in that the three-phase region exists in a Na+ equivalent concentration range of less than 1 percentage unit. 8. Method as stated in claim 5, characterized in that the petroleum sulfonate has an average equivalent weight in the range 390-425, and that the co-surfactant is an alcohol with 4 or 5 carbon atoms, 9. Method as stated in claim 3, characterized in that start - surf the actant system. upon equilibration with oil corresponding to that produced leads to a system in the alpha range of the aforementioned diagram, and that the final surfactant system is obtained by using a lower Na<+> equivalent concentration than that in the starting surfactant system. 10. Method as stated in claim 3, characterized in that the starting surfactant system, upon equilibration with oil corresponding to that produced, leads to a system in the alpha range of the aforementioned diagram, that the starting surfactant system contains a petroleum sulfonate as starting surfactant, and that the final the surfactant system is obtained by using a petroleum sulphonate with a lower equivalent weight than that used in the starting surfactant system. 11. Method as stated in claim 3, characterized in that the starting surfactant system. upon equilibration with oil corresponding to that produced leads to a system in the alpha range of the aforementioned diagram, and that the final surfactant system is obtained by using a more water-soluble cosurfactant than that used in the starting surfactant system. 12. Method as stated in claim 3, characterized in that the starting surfactant system, upon equilibration with oil corresponding to that produced, leads to a system in the gamma range of the aforementioned diagram, and that the final surfactant system is obtained by application

of a higher Na<+->equivalent concentration than that used in the start--sur f actant system. 13. Method as stated in claim 4, characterized in that the starting surfactant system upon equilibration with oil corresponding to that produced leads to a system in the gamma range of the aforementioned diagram, that the starting surfactant system is obtained by using a petroleum sulfonate, and that the final surfactant system is obtained by using a petroleum sulphonate with a higher equivalent weight than that which was used in the starting surfactant system" 14. Method as stated in claim 5, characterized in that the starting surfactant system, upon equilibration with oil corresponding to that produced, leads to a system in the gamma range of the aforementioned diagram, and that the final surfactant system is obtained. by using a less water-soluble cosurfactant than that used in the starting surfactant system. 15. Surfactant system for the extraction of oil. by a method as stated in one of the preceding claims, from a formation containing the oil, the surfactant system consisting of a surfactant, a cosurfactant and a salt solution containing water and metal ions, characterized in that the surfactant system is formed by a selected surfactant, cosurfactant and salt solution in such a way that a mixture of the surfactant system with an oil corresponding to the oil in the formation upon equilibration forms a three-phase system with an oil phase, a microemulsion phase and an aqueous phase.