Anwendung von Tensiden in der Ölfeldproduktion

Anwendung vonTensidein der Ölfeldproduktion

1. Tenside, die für die Gewinnung von Schweröl verwendet werden

Aufgrund der hohen Viskosität und geringen Fließfähigkeit von Schweröl ist dessen Gewinnung mit vielen Schwierigkeiten verbunden. Um diese Schweröle zu fördern, ist es mitunter notwendig, eine wässrige Tensidlösung in die Bohrlochwand einzuleiten. Dadurch wird das hochviskose Schweröl in eine niedrigviskose Öl-in-Wasser-Emulsion umgewandelt und an die Oberfläche gefördert. Zu den in diesem Verfahren zur Emulgierung und Viskositätsreduktion von Schweröl verwendeten Tensiden gehören Natriumalkylsulfonat, Polyoxyethylenalkylalkoholether, Polyoxyethylenalkylphenolether, Polyoxyethylenpolyoxypropylenpolyenpolyamin, Polyoxyethylenvinylalkylalkoholethersulfat-Natriumsalz usw. Die so entstandene Öl-in-Wasser-Emulsion muss vom Wasser getrennt werden. Hierfür werden industrielle Tenside als Demulgatoren eingesetzt. Diese Demulgatoren sind Wasser-in-Öl-Emulgatoren. Häufig werden kationische Tenside oder Naphthensäuren, Asphaltensäuren und deren mehrwertige Metallsalze verwendet.

Spezielles Schweröl kann mit herkömmlichen Pumpanlagen nicht gefördert werden und erfordert eine Dampfinjektion zur thermischen Gewinnung. Um die thermische Gewinnung zu verbessern, müssen Tenside eingesetzt werden. Die Schauminjektion in die Dampfinjektionsbohrung, d. h. die Injektion eines hochtemperaturbeständigen Schaummittels und eines nicht kondensierbaren Gases, ist eine der gängigen Modulationsmethoden.

Gängige Schaumbildner sind Alkylbenzolsulfonate, α-Olefinsulfonate, Petrolethersulfonate, sulfohydrocarbylierte Polyoxyethylenalkylalkoholether und sulfohydrocarbylierte Polyoxyethylenalkylphenolether usw. Fluorierte Tenside weisen eine hohe Oberflächenaktivität auf und sind gegenüber Säuren, Laugen, Sauerstoff, Hitze und Öl stabil. Daher eignen sie sich ideal als Hochtemperatur-Schaumbildner. Um das dispergierte Öl leichter durch die Porenstruktur der Formation diffundieren zu lassen oder um das Öl von der Oberfläche der Formation leichter zu verdrängen, ist der Einsatz eines sogenannten Filmdiffusionsmittels erforderlich. Häufig verwendet wird hierfür ein oxyalkyliertes Phenolharzpolymer mit hoher Oberflächenaktivität.

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1. Tenside für die Gewinnung von wachsartigem Rohöl

Die Förderung von wachsartigem Rohöl erfordert regelmäßige Maßnahmen zur Wachsverhinderung und -entfernung. Tenside wirken als Wachsinhibitoren und Wachsentferner. Es gibt öllösliche und wasserlösliche Tenside zur Wachsverhinderung. Öllösliche Tenside wirken der Wachsbildung entgegen, indem sie die Eigenschaften der Wachskristalloberfläche verändern. Häufig verwendete öllösliche Tenside sind Erdölsulfonate und Amin-Tenside. Wasserlösliche Tenside wirken der Wachsverhinderung entgegen, indem sie die Eigenschaften von wachsartigen Oberflächen (wie Ölleitungen, Saugstangen und Anlagenoberflächen) verändern. Zu den verfügbaren Tensiden gehören Natriumalkylsulfonate, quaternäre Ammoniumsalze, Alkan-Polyoxyethylenether, aromatische Kohlenwasserstoff-Polyoxyethylenether und deren Natriumsulfonatsalze. Auch die zur Wachsentfernung eingesetzten Tenside lassen sich in zwei Kategorien einteilen. Öllösliche Tenside werden für ölbasierte Wachsentferner verwendet, während wasserlösliche Tenside vom Sulfonat-, quaternären Ammoniumsalz-, Polyether-, Tween- und OP-Typen sowie sulfatbasierte oder sulfoalkylierte Tenside vom flachen Typ und OP-Typen zum Einsatz kommen.TensidDiese werden in wasserbasierten Wachsentfernern eingesetzt. In den letzten Jahren wurden in- und ausländische Wachsentferner miteinander kombiniert, und öl- und wasserbasierte Wachsentferner wurden zu Hybrid-Wachsentfernern zusammengeführt. Dieser Wachsentferner verwendet aromatische Kohlenwasserstoffe und Gemische aromatischer Kohlenwasserstoffe als Ölphase und einen Emulgator mit wachslösender Wirkung als Wasserphase. Wenn der gewählte Emulgator ein nichtionisches Tensid mit einem geeigneten Trübungspunkt ist, kann die Temperatur unterhalb der Wachsbildungszone des Ölfelds diesen Trübungspunkt erreichen oder überschreiten. Dadurch wird die Emulsion des gemischten Wachsentferners aufgebrochen, bevor er in die Wachsbildungszone eintritt, und es trennen sich zwei wachslösende Wirkstoffe, die gleichzeitig ihre wachslösende Wirkung entfalten.

3. Tensidewird zur Stabilisierung von Ton verwendet

Die Stabilisierung von Ton lässt sich in zwei Aspekte unterteilen: die Verhinderung der Quellung von Tonmineralien und die Verhinderung der Migration von Tonmineralpartikeln. Kationische Tenside wie Aminsalze, quaternäre Ammoniumsalze, Pyridiniumsalze und Imidazolinsalze können zur Verhinderung der Tonquellung eingesetzt werden. Fluorhaltige nichtionische kationische Tenside stehen zur Verfügung, um die Migration von Tonmineralpartikeln zu verhindern.

4. Tensidewerden bei Versauerungsmaßnahmen verwendet

Um die Ansäuerungswirkung zu verbessern, werden der Säurelösung üblicherweise verschiedene Additive zugesetzt. Jedes Tensid, das mit der Säurelösung kompatibel ist und leicht von den Molekülen adsorbiert wird, kann als Ansäuerungsverzögerer eingesetzt werden. Beispiele hierfür sind Fettaminhydrochlorid, quaternäre Ammoniumsalze und Pyridinsalze in kationischen Tensiden sowie sulfonierte, carboxymethylierte, phosphat- oder sulfatesterhaltige Polyoxyethylenalkane in amphoteren Tensiden auf Phenoletherbasis. Einige Tenside, wie beispielsweise Dodecylsulfonsäure und ihre Alkylaminsalze, können Säureflüssigkeit in Öl emulgieren und so eine Säure-in-Öl-Emulsion erzeugen. Diese Emulsion kann als angesäuerte Industrieflüssigkeit verwendet werden und wirkt ebenfalls verzögernd.

Einige Tenside können als Antiemulgatoren für säurebildende Flüssigkeiten eingesetzt werden. Tenside mit verzweigten Strukturen wie Polyoxyethylen-Polyoxypropylen-Propylenglykolether und Polyoxyethylen-Polyoxypropylen-Pentaethylenhexaamin eignen sich als säurebildende Antiemulgatoren.

Einige Tenside können als Entwässerungshilfsmittel bei säurearmen Böden eingesetzt werden. Zu den als Entwässerungshilfsmittel geeigneten Tensiden zählen Aminsalze, quaternäre Ammoniumsalze, Pyridiniumsalze, nichtionische, amphotere und fluorhaltige Tenside.

Einige Tenside können als säurebildende Antischlammmittel eingesetzt werden, beispielsweise öllösliche Tenside wie Alkylphenole, Fettsäuren, Alkylbenzolsulfonsäuren, quaternäre Ammoniumsalze usw. Da sie eine schlechte Säurelöslichkeit aufweisen, können nichtionische Tenside verwendet werden, um sie in der sauren Lösung zu dispergieren.

Um die Ansäuerungswirkung zu verbessern, muss der Säurelösung ein Benetzungsmittel zugesetzt werden, das die Benetzbarkeit der bohrlochnahen Zone von lipophil zu hydrophil umkehrt. Mischungen aus Polyoxyethylen-Polyoxypropylen-Alkylalkoholethern und phosphatgesalzenen Polyoxyethylen-Polyoxypropylen-Alkylalkoholethern werden durch die Bildung einer dritten Adsorptionsschicht adsorbiert, die für die Benetzung und die Umkehrung der Benetzbarkeit verantwortlich ist.

Darüber hinaus gibt es einige Tenside, wie beispielsweise Fettaminhydrochlorid, quaternäre Ammoniumsalze oder nichtionische/anionische Tenside, die als Schaumbildner zur Herstellung von sauren Schaumflüssigkeiten verwendet werden. Diese dienen der Korrosionsverlangsamung und Tiefensäuerung. Alternativ werden Schäume aus diesen Substanzen hergestellt und als Vorflüssigkeit für die Säuerung eingesetzt. Nach der Injektion in die Formation wird die Säurelösung eingespritzt. Der durch die Blasen im Schaum erzeugte Jammin-Effekt lenkt die Säureflüssigkeit um und zwingt sie, hauptsächlich die Schicht mit geringer Permeabilität aufzulösen, wodurch die Säuerungswirkung verstärkt wird.

5. Bei Fracking-Maßnahmen verwendete Tenside

In Erdölfeldern mit geringer Permeabilität werden häufig Fracking-Maßnahmen eingesetzt. Dabei wird Druck genutzt, um die Formation zu öffnen und Risse zu erzeugen. Stützmittel (Propcpants) stabilisieren die Risse, um den Strömungswiderstand der Flüssigkeit zu verringern und so die Produktion und die Ausbeute zu steigern. Einige Fracking-Flüssigkeiten enthalten Tenside.

Öl-in-Wasser-Frackingflüssigkeiten bestehen aus Wasser, Öl und Emulgatoren. Als Emulgatoren werden ionische, nichtionische und amphotere Tenside eingesetzt. Wird eingedicktes Wasser als äußere Phase und Öl als innere Phase verwendet, lässt sich eine eingedickte Öl-in-Wasser-Frackingflüssigkeit (Polymeremulsion) herstellen. Diese Frackingflüssigkeit kann bei Temperaturen unter 160 °C eingesetzt werden und bewirkt die automatische Emulsionsspaltung und den Flüssigkeitsabfluss.

Schaum-Frackingflüssigkeit ist eine Frackingflüssigkeit, die Wasser als Dispersionsmedium und Gas als dispergierte Phase verwendet. Ihre Hauptbestandteile sind Wasser, Gas und ein Schaumbildner. Als Schaumbildner können Alkylsulfonate, Alkylbenzolsulfonate, Alkylsulfatestersalze, quaternäre Ammoniumsalze und OP-Tenside eingesetzt werden. Die Konzentration des Schaumbildners in Wasser beträgt üblicherweise 0,5–2 %, und das Verhältnis von Gasphasenvolumen zu Schaumvolumen liegt im Bereich von 0,5–0,9.

Ölbasierte Frackingflüssigkeiten sind Frackingflüssigkeiten, die mit Öl als Lösungsmittel oder Dispersionsmittel formuliert werden. Am häufigsten wird Rohöl oder dessen schwere Fraktion verwendet. Zur Verbesserung der Viskosität und der Temperatureigenschaften wird öllösliches Erdölsulfonat (Molekulargewicht 300–750) zugesetzt. Zu den ölbasierten Frackingflüssigkeiten zählen auch Wasser-in-Öl-Frackingflüssigkeiten und Ölschaum-Frackingflüssigkeiten. Bei ersteren werden öllösliche anionische, kationische und nichtionische Tenside als Emulgatoren eingesetzt, während bei letzteren fluorhaltige Polymertenside als Schaumstabilisatoren verwendet werden.

Für die Fracking-Behandlung wasserempfindlicher Gesteinsformationen wird eine Mischung aus Alkohol (z. B. Ethylenglykol) und Öl (z. B. Kerosin) als Dispersionsmedium, flüssiges Kohlendioxid als dispergierte Phase und sulfatgesalzener Polyoxyethylenalkylalkoholether als Emulgator verwendet. Alternativ kann eine Emulsion oder ein Schaum mit einem Schaumbildner zur Fracking-Behandlung wasserempfindlicher Gesteinsformationen eingesetzt werden.

Die für das Fracking und die Ansäuerung verwendete Frackingflüssigkeit dient sowohl als Frackingflüssigkeit als auch als Ansäuerungsflüssigkeit. Sie wird in Karbonatformationen eingesetzt, wobei beide Maßnahmen gleichzeitig durchgeführt werden. Im Zusammenhang mit Tensiden stehen Säureschaum und Säureemulsion. Ersterer verwendet Alkylsulfonat oder Alkylbenzolsulfonat als Schaumbildner, letztere ein Sulfonat-Tensid als Emulgator. Ähnlich wie Ansäuerungsflüssigkeiten verwenden auch Frackingflüssigkeiten Tenside als Antiemulgatoren, Drainagehilfsmittel und Benetzungsumkehrmittel, die hier jedoch nicht weiter behandelt werden.

6. Verwenden Sie Tenside zur Profilsteuerung und als Wasserblockierungsmaßnahmen.

Um die Förderwirkung der Wasserinjektion zu verbessern und den Anstieg des Wassergehalts im Rohöl zu unterdrücken, ist es notwendig, das Wasseraufnahmeprofil an den Injektionsbohrungen anzupassen und die Produktion durch Wasserblockierung an den Förderbohrungen zu steigern. Einige Verfahren zur Profilsteuerung und Wasserblockierung verwenden Tenside.

Das HPC/SDS-Gelprofilkontrollmittel besteht aus Hydroxypropylcellulose (HPC) und Natriumdodecylsulfat (SDS) in frischem Wasser.

Natriumalkylsulfonat und Alkyltrimethylammoniumchlorid werden jeweils in Wasser gelöst, um zwei Arbeitsflüssigkeiten herzustellen, die nacheinander in die Formation injiziert werden. Die beiden Arbeitsflüssigkeiten reagieren in der Formation miteinander und bilden Alkyltrimethylamin. Das Sulfit fällt aus und blockiert die Schicht mit hoher Permeabilität.

Polyoxyethylenalkylphenolether, Alkylarylsulfonate usw. können als Schaumbildner verwendet werden. Sie werden in Wasser gelöst, um eine Arbeitsflüssigkeit herzustellen, und dann abwechselnd mit flüssigem Kohlendioxid als Arbeitsflüssigkeit in die Formation injiziert. Genau in der Formation (hauptsächlich in der hochpermeablen Schicht) bildet sich Schaum, der eine Verstopfung verursacht und eine Rolle bei der Profilsteuerung spielt.

Durch die Verwendung eines quaternären Ammoniumtensids als Schaumbildner, gelöst in einem Kieselsäuresol aus Ammoniumsulfat und Wasserglas und injiziert in die Formation, sowie die anschließende Injektion von nicht kondensierbarem Gas (Erdgas oder Chlor), kann zunächst eine flüssige Form in der Formation erzeugt werden. Der Schaum in der Dispersionszwischenschicht, gefolgt von der Gelierung des Kieselsäuresols, führt zu einem Schaum mit Feststoff als Dispersionsmedium. Dieser Schaum dient dazu, die Schicht hoher Permeabilität abzudichten und das Profil zu steuern.

Durch die Verwendung von Sulfonatentsepten als Schaumbildner und Polymerverbindungen als Verdickungsmittel und Schaumstabilisatoren sowie die anschließende Injektion von Gas oder gasbildenden Substanzen entsteht ein wasserbasierter Schaum an der Erdoberfläche oder in der Formation. Dieser Schaum ist in der Ölschicht oberflächenaktiv. Ein Großteil des Mittels wandert zur Öl-Wasser-Grenzfläche und zerstört dort den Schaum, sodass dieser die Ölschicht nicht blockiert. Es handelt sich um ein selektives Mittel zur Blockierung von Ölquellenwasser.

Ölbasierte Zement-Wasserblockiermittel sind Suspensionen von Zement in Öl. Die Oberfläche des Zements ist hydrophil. Beim Eindringen in die wasserführende Schicht verdrängt das Wasser die Wechselwirkung zwischen Ölquelle und Zement an der Zementoberfläche, wodurch der Zement aushärtet und die wasserführende Schicht abdichtet. Um die Fließfähigkeit dieses Blockiermittels zu verbessern, werden üblicherweise Carboxylat- und Sulfonatentsedimente zugesetzt.

Ein wasserbasiertes, mizellares, flüssiglösliches Wasserblockierungsmittel ist eine mizellare Lösung, die hauptsächlich aus Petroleumammoniumsulfonat, Kohlenwasserstoffen und Alkoholen besteht. Es enthält bei der Bildung einen hohen Salzgehalt und wird viskos, wodurch die wasserblockierende Wirkung erzielt wird.

Wasser- oder ölbasierende kationische Tensidlösungen als Wasserblockierungsmittel basieren auf Alkylcarboxylat- und Alkylammoniumchloridsalz-Wirkstoffen und eignen sich nur für Sandsteinformationen.

Ein aktives Schweröl-Wasserblockierungsmittel ist ein Schweröl, das in einem Wasser-in-Öl-Emulgator gelöst ist. Nach der Entwässerung der Formation entsteht eine hochviskose Wasser-in-Öl-Emulsion, die das Eindringen von Wasser verhindert.

Ein Öl-in-Wasser-Wasserblockierungsmittel wird durch Emulgieren von Schweröl in Wasser unter Verwendung eines kationischen Tensids als Öl-in-Wasser-Emulgator hergestellt.

7. Tenside zur Sandbekämpfung einsetzen

Vor Beginn der Sandfangmaßnahmen muss eine bestimmte Menge aktiviertes Wasser, das mit Tensiden versetzt ist, als Vorspülflüssigkeit injiziert werden, um die Formation vorzureinigen und so die Wirksamkeit des Sandfangs zu verbessern. Derzeit werden meist anionische Tenside verwendet.

8. Tensid zur Rohölentwässerung

In der primären und sekundären Erdölgewinnung werden häufig Wasser-in-Öl-Demulgatoren für das extrahierte Rohöl eingesetzt. Es wurden drei Produktgenerationen entwickelt. Die erste Generation umfasst Carboxylate, Sulfate und Sulfonate. Die zweite Generation besteht aus niedermolekularen, nichtionischen Tensiden wie OP, Pingpingjia und sulfoniertem Rizinusöl. Die dritte Generation umfasst polymere, nichtionische Tenside.

In den späteren Phasen der sekundären und tertiären Erdölförderung liegt das geförderte Rohöl überwiegend als Öl-in-Wasser-Emulsion vor. Vier verschiedene Demulgatoren werden eingesetzt, darunter Tetradecyltrimethyloxyammoniumchlorid und Didecyldimethylammoniumchlorid. Diese reagieren mit anionischen Emulgatoren und verändern deren hydrophilen Öl-Gleichgewichtswert. Alternativ adsorbieren sie an der Oberfläche wasserbenetzbarer Tonpartikel, verändern deren Benetzbarkeit und zerstören so die Öl-in-Wasser-Emulsion. Darüber hinaus können einige anionische und öllösliche nichtionische Tenside, die als Wasser-in-Öl-Emulgatoren eingesetzt werden, auch als Demulgatoren für Öl-in-Wasser-Emulsionen verwendet werden.

1. Tenside für die Wasseraufbereitung

Nachdem die Ölförderflüssigkeit vom Rohöl getrennt wurde, muss das Förderwasser aufbereitet werden, um die Anforderungen für die Wiedereinleitung zu erfüllen. Die Wasseraufbereitung dient sechs Zwecken: Korrosionshemmung, Verhinderung von Ablagerungen, Sterilisation, Sauerstoffentfernung, Ölentfernung und Entfernung von Schwebstoffen. Daher ist der Einsatz von Korrosionsinhibitoren, Antiscaling-Mitteln, Bakteriziden, Sauerstofffängern, Entfettungsmitteln und Flockungsmitteln etc. erforderlich. Folgende Aspekte betreffen industrielle Tenside:

Industrielle Tenside, die als Korrosionsinhibitoren eingesetzt werden, umfassen Salze von Alkylsulfonsäure, Alkylbenzolsulfonsäure, Perfluoralkylsulfonsäure, lineare Alkylaminsalze, quaternäre Ammoniumsalze und Alkylpyridinsalze, Salze von Imidazolin und seinen Derivaten, Polyoxyethylenalkylalkoholether, Polyoxyethylendialkylpropargylalkohol, Polyoxyethylenharzamin, Polyoxyethylenstearylamin und Polyoxyethylenalkylalkoholether, Alkylsulfonat, verschiedene quaternäre Ammoniumsalze, Di(polyoxyethylen)alkylsalze und deren Derivate.

Als Antifouling-Mittel eingesetzte Tenside umfassen Phosphatestersalze, Sulfatestersalze, Acetate, Carboxylate und deren Polyoxyethylenverbindungen. Die thermische Stabilität von Sulfonatestersalzen und Carboxylatsalzen ist deutlich besser als die von Phosphatestersalzen und Sulfatestersalzen.

Zu den in Fungiziden verwendeten industriellen Tensiden gehören lineare Alkylaminsalze, quaternäre Ammoniumsalze, Alkylpyridiniumsalze, Salze von Imidazolin und seinen Derivaten, verschiedene quaternäre Ammoniumsalze, Di(polyoxy)vinyl)alkyl und interne Salze seiner Derivate.

Bei den in Entfettungsmitteln verwendeten industriellen Tensiden handelt es sich hauptsächlich um Tenside mit verzweigten Strukturen und Natriumdithiocarboxylatgruppen.

10. Tensid für die chemische Ölflutung

Die primäre und sekundäre Erdölförderung kann 25–50 % des unterirdischen Rohöls gewinnen, doch es verbleibt weiterhin eine große Menge ungenutzt im Untergrund. Die tertiäre Erdölförderung kann die Rohölausbeute verbessern. Dabei wird hauptsächlich das chemische Flutverfahren angewendet, d. h. dem Injektionswasser werden chemische Zusätze beigemischt, um die Flutungseffizienz zu steigern. Zu den verwendeten Chemikalien gehören auch industrielle Tenside. Im Folgenden werden diese kurz vorgestellt:

Die chemische Ölflutungsmethode mit Tensiden als Hauptwirkstoff wird als Tensidflutung bezeichnet. Tenside verbessern die Ölgewinnung hauptsächlich durch die Reduzierung der Öl-Wasser-Grenzflächenspannung und die Erhöhung der Kapillardichte. Da die Oberfläche von Sandsteinformationen negativ geladen ist, werden vorwiegend anionische Tenside eingesetzt, zumeist Sulfonatentsepten. Diese werden hergestellt, indem Erdölfraktionen mit hohem Gehalt an aromatischen Kohlenwasserstoffen mit einem Sulfonierungsmittel (z. B. Schwefeltrioxid) sulfoniert und anschließend mit Alkali neutralisiert werden. Die Zusammensetzung ist wie folgt: Wirkstoff 50–80 %, Mineralöl 5–30 %, Wasser 2–20 %, Natriumsulfat 1–6 %. Erdölsulfonate sind nicht beständig gegenüber Temperatur, Salzen oder hochvalenten Metallionen. Synthetische Sulfonate werden aus den entsprechenden Kohlenwasserstoffen mittels geeigneter Synthesemethoden hergestellt. α-Olefinsulfonate sind besonders beständig gegenüber Salzen und hochvalenten Metallionen. Andere anionische und nichtionische Tenside sowie Carboxylattenside können ebenfalls zur Ölverdrängung eingesetzt werden. Die Tensid-Ölverdrängung erfordert zwei Arten von Additiven: Co-Tenside wie Isobutanol, Diethylenglykolbutylether, Harnstoff, Sulfolan, Alkenylenbenzolsulfonat usw. und dielektrische Additive, darunter Säure- und Alkalisalze (hauptsächlich Salze). Diese reduzieren die Hydrophilie des Tensids, erhöhen dessen Lipophilie und verändern das HLP-Gleichgewicht des Wirkstoffs. Um Tensidverluste zu minimieren und die Wirtschaftlichkeit zu verbessern, werden bei der Tensidflutung auch sogenannte Opferstoffe eingesetzt. Als Opferstoffe eignen sich alkalische Substanzen, Polycarbonsäuren und deren Salze. Auch Oligomere und Polymere sowie Lignosulfonate und deren Modifikationen können als Opferstoffe verwendet werden.

Die Ölverdrängungsmethode mit zwei oder mehr chemischen Hauptverdrängungsmitteln wird als Kompositflutung bezeichnet. Zu dieser tensidbasierten Methode gehören: Tensid- und polymerverstärkte Tensidflutung; alkaliverstärkte Tensidflutung mit Alkali + Tensid oder tensidverstärkte Alkaliflutung; elementbasierte Kompositflutung mit Alkali + Tensid + Polymer. Kompositflutungen erzielen im Allgemeinen höhere Ausbeuteraten als Einzelverfahren. Aktuelle Analysen der nationalen und internationalen Entwicklungstrends zeigen, dass die ternäre Kompositflutung Vorteile gegenüber der binären Kompositflutung bietet. Die in der ternären Kompositflutung verwendeten Tenside sind hauptsächlich Erdölsulfonate, die üblicherweise mit Schwefelsäure, Phosphorsäure und Carboxylaten von Polyoxyethylenalkylalkoholethern sowie Polyoxyethylenalkylalkoholalkylsulfonat-Natriumsalzen etc. kombiniert werden, um die Salztoleranz zu verbessern. In letzter Zeit wurde sowohl im In- als auch im Ausland der Forschung und Anwendung von Biotensiden wie Rhamnolipid, Sophorolipid-Fermentationsbrühe usw. sowie natürlichen gemischten Carboxylaten und dem Papierherstellungsnebenprodukt Alkalilignin etc. große Bedeutung beigemessen, und es wurden in Feld- und Labortests hervorragende Ergebnisse erzielt. Gute Ölverdrängungswirkung.