Anwendung von Tensiden in der Ölfeldproduktion

1.Tensideverwendet fürSchwerölgewinnung

Aufgrund der hohen Viskosität und geringen Fließfähigkeit von Schweröl ist dessen Förderung mit vielen Schwierigkeiten verbunden. Um dieses Schweröl zu gewinnen, werden mitunter wässrige Tensidlösungen in das Bohrloch injiziert, um das hochviskose Schweröl in niedrigviskose Öl-in-Wasser-Emulsionen umzuwandeln, die anschließend an die Oberfläche gepumpt werden. Zu den in diesem Verfahren zur Emulgierung und Viskositätsreduktion von Schweröl verwendeten Tensiden gehören Natriumalkylsulfonat, Polyoxyethylenalkylalkoholether, Polyoxyethylenalkylphenolether, Polyoxyethylenpolyoxypropylenpolyenpolyamin, Natriumpolyoxyethylenalkylalkoholethersulfat usw. Bei den hergestellten Öl-in-Wasser-Emulsionen muss das Wasser abgetrennt werden. Hierfür werden auch einige industrielle Tenside als Demulgatoren eingesetzt. Diese Demulgatoren sind Wasser-in-Öl-Emulgatoren. Häufig verwendete Tenside sind kationische Tenside oder Naphthensäuren, Asphaltensäuren und deren mehrwertige Metallsalze. Spezielle Schweröle können mit herkömmlichen Pumpen nicht gefördert werden und erfordern eine Dampfinjektion zur thermischen Gewinnung. Um die Effektivität der thermischen Gewinnung zu verbessern, müssen Tenside eingesetzt werden. Die Schauminjektion in die Dampfinjektionsbohrung, d. h. die Injektion von hochtemperaturbeständigen Schaumbildnern und nicht kondensierbaren Gasen, ist eine der gängigen Aufbereitungsmethoden. Häufig verwendete Schaumbildner sind Alkylbenzolsulfonate.αOlefinsulfonate, Erdölsulfonate, sulfoalkylierte Polyoxyethylenalkylalkoholether und sulfoalkylierte 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-Schäummittel. Um das dispergierte Öl leichter durch die Porenstruktur der Formation diffundieren zu lassen oder um das Öl auf der Formationsoberfläche leichter zu verdrängen, werden sogenannte Filmdiffusionsmittel benötigt. Häufig verwendete Tenside sind oxyalkylierte Phenolharzpolymer-Tenside.

2.Tenside zur Gewinnung von wachsartigem Rohöl

Bei der Gewinnung von wachsartigem Rohöl ist es notwendig, regelmäßig Maßnahmen zur Wachsverhinderung und -entfernung durchzuführen. Tenside werden als Wachsinhibitoren und Wachsentferner eingesetzt. Zur Wachsverhinderung werden öllösliche und wasserlösliche Tenside verwendet. Öllösliche Tenside verhindern die Wachsbildung, indem sie die Eigenschaften der Wachskristalloberfläche verändern. Häufig verwendete öllösliche Tenside sind Erdölsulfonate und Tenside vom Amintyp. Wasserlösliche Tenside verhindern die Wachsbildung, indem sie die Eigenschaften von Oberflächen, an denen sich Wachs ablagert (z. B. Ölleitungen, Saugstangen und Anlagen), verändern. Zu den verfügbaren Tensiden gehören Natriumalkylsulfonate, quaternäre Ammoniumsalze, Alkanpolyoxyethylenether, aromatische Kohlenwasserstoffpolyoxyethylenether und deren Natriumsulfonatsalze. Tenside zur Wachsentfernung lassen sich in zwei Kategorien einteilen: öllösliche Tenside werden in ölbasierten Wachsentfernern verwendet, während wasserlösliche Tenside wie Sulfonat-, quaternäre Ammoniumsalz-, Polyether-, Tween- und OP-Tenside sowie sulfatveresterte oder sulfoalkylierte Peregal- und OP-Tenside in wasserbasierten Wachsentfernern zum Einsatz kommen. In den letzten Jahren wurden Wachsentfernung und -vorbeugung sowohl national als auch international miteinander kombiniert. So wurden ölbasierte und wasserbasierte Wachsentferner zu Mischwachsentfernern zusammengeführt. Diese Wachsentferner verwenden aromatische Kohlenwasserstoffe und aromatische Kohlenwasserstoffgemische als Ölphase und Emulgatoren mit wachslösender Wirkung als Wasserphase. Wenn es sich bei dem gewählten Emulgator um ein nichtionisches Tensid mit einem geeigneten Trübungspunkt handelt, kann dieser seinen Trübungspunkt bei der Temperatur unterhalb des Wachsablagerungsbereichs der Ölquelle erreichen oder überschreiten. Dadurch wird der Wachsentferner vom Mischtyp demulgiert, bevor er in den Wachsablagerungsbereich eintritt, und trennt sich in zwei Arten von Wachsentfernern, die gleichzeitig die Wachsentfernungswirkung entfalten.

3.Tenside, die in stabilem Ton verwendet werden

Die Stabilisierung von Ton umfasst zwei Aspekte: die Verhinderung des Quellens der Tonminerale und die Verhinderung der Migration von Tonmineralpartikeln. Zur Verhinderung des Quellens können kationische Tenside wie Aminsalze, quaternäre Ammoniumsalze, Pyridinsalze und Imidazolinsalze eingesetzt werden. Zur Verhinderung der Migration von Tonmineralpartikeln eignen sich fluorhaltige nichtionische oder kationische Tenside.

4.Tenside, die bei Säuerungsmaßnahmen verwendet werden

Zur Verstärkung der Säurewirkung ist es in der Regel erforderlich, der Säurelösung verschiedene Additive zuzusetzen. Jedes Tensid, das mit der Säurelösung kompatibel ist und leicht von ihr adsorbiert wird, kann als Säureverzögerer eingesetzt werden. Beispiele hierfür sind Fettaminhydrochloride, quaternäre Ammoniumsalze und Pyridiniumsalze unter den kationischen Tensiden sowie sulfonierte, carboxymethylierte, phosphatveresterte oder sulfatveresterte Polyoxyethylenalkylphenolether unter den amphoteren Tensiden. Einige Tenside, wie beispielsweise Dodecylsulfonsäure und ihre Alkylaminsalze, können die Säurelösung in Öl emulgieren und eine Säure-in-Öl-Emulsion bilden, die, wenn sie als Säurebehandlungsmedium verwendet wird, ebenfalls als Verzögerer wirkt.

Manche Tenside können als Demulgatoren für säurebildende Flüssigkeiten wirken. Tenside mit verzweigten Strukturen, wie beispielsweise Polyoxyethylen-Polyoxypropylen-Propylenglykolether und Polyoxyethylen-Polyoxypropylen-Pentaethylenhexamin, können als säurebildende Demulgatoren eingesetzt werden.

Bestimmte Tenside können als Additive zur Reinigung verbrauchter Säuren verwendet werden, darunter Aminsalz-Typen, quaternäre Ammoniumsalz-Typen, Pyridiniumsalz-Typen, nichtionische, amphotere und fluorierte Tenside.

Einige Tenside wirken als Säurehemmer in Klärschlamm, beispielsweise öllösliche Tenside wie Alkylphenole, Fettsäuren, Alkylbenzolsulfonsäuren und quaternäre Ammoniumsalze. Aufgrund ihrer geringen Säurelöslichkeit können nichtionische Tenside verwendet werden, um diese in der Säurelösung zu dispergieren.

Um die Wirkung der Säurebehandlung zu verbessern, müssen der Säurelösung Benetzungsmodifikatoren zugesetzt werden, um die Benetzbarkeit der bohrlochnahen Zone von ölbenetzend zu wasserbenetzend umzukehren. Mischungen wie Polyoxyethylen-Polyoxypropylenalkylalkoholether und phosphatverestertes Polyoxyethylen-Polyoxypropylenalkylalkoholether werden als primäre Adsorptionsschicht von der Formation adsorbiert, wodurch die Benetzbarkeitsumkehr erreicht wird.

Darüber hinaus werden bestimmte Tenside, wie beispielsweise Fettaminhydrochloride, quaternäre Ammoniumsalze oder nichtionische und anionische Tenside, als Schaumbildner zur Herstellung von Schaumsäure-Arbeitsflüssigkeiten eingesetzt. Diese dienen der Reaktionsverlangsamung, Korrosionshemmung und Säurebehandlung tiefer Gesteinsformationen. Alternativ können solche Schäume als Vorfilter für die Säurebehandlung verwendet werden: Nach dem Einbringen in die Formation wird die Säurelösung anschließend injiziert. Der durch die Blasen im Schaum erzeugte Jamin-Effekt lenkt die Säurelösung um, sodass diese hauptsächlich die Schichten mit geringer Permeabilität auflöst und somit die Säurewirkung verstärkt wird.

5.Bei Fracking-Maßnahmen verwendete Tenside

Fracking-Maßnahmen werden häufig in Ölfeldern mit geringer Permeabilität eingesetzt. Dabei wird Druck angewendet, um die Gesteinsformation aufzubrechen, Risse zu erzeugen und diese mit Stützmitteln zu stabilisieren, um den Strömungswiderstand der Flüssigkeit zu verringern und so die Produktion und Injektion zu steigern. Einige Fracking-Fluide enthalten Tenside. Öl-in-Wasser-Fracking-Fluide bestehen aus Wasser, Öl und Emulgatoren. Zu den verwendeten Emulgatoren zählen ionische, nichtionische und amphotere Tenside. Wird eingedicktes Wasser als äußere und Öl als innere Phase verwendet, kann ein eingedicktes Öl-in-Wasser-Fracking-Fluid (Polymeremulsion) hergestellt werden. Dieses Fracking-Fluid kann bei Temperaturen unter 160 °C eingesetzt werden und demulgiert und entwässert selbstständig. Schaum-Fracking-Fluide bestehen aus Wasser als Dispersionsmedium und Gas als dispergierter Phase. Ihre Hauptbestandteile sind Wasser, Gas und Schaumbildner. Alkylsulfonate, Alkylbenzolsulfonate, Alkylsulfatester, quaternäre Ammoniumsalze und OP-Tenside eignen sich als Schaumbildner. Die Konzentration der Schaumbildner in Wasser liegt üblicherweise zwischen 0,5 und 2 %, das Verhältnis von Gasphasenvolumen zu Schaumvolumen zwischen 0,5 und 0,9. Ölbasierte Frackingflüssigkeiten werden mit Öl als Lösungsmittel oder Dispersionsmedium formuliert. In der Praxis werden meist Rohöl oder dessen schwere Fraktionen eingesetzt. Zur Verbesserung des Viskositäts-Temperatur-Verhaltens werden öllösliche Erdölsulfonate (mit einer Molmasse von 300–750) zugesetzt. Zu den ölbasierten Frackingflüssigkeiten zählen auch Wasser-in-Öl-Frackingflüssigkeiten und Ölschaum-Frackingflüssigkeiten. Erstere verwenden öllösliche anionische, kationische und nichtionische Tenside als Emulgatoren, während letztere fluorhaltige polymere Tenside als Schaumstabilisatoren einsetzen. Frackingflüssigkeiten für wasserempfindliche Gesteinsformationen sind Emulsionen oder Schäume, die aus einer Mischung von Alkoholen (z. B. Ethylenglykol) und Ölen (z. B. Kerosin) als Dispersionsmedium, flüssigem Kohlendioxid als dispergierter Phase und sulfatierten Polyoxyethylenalkylalkoholethern als Emulgatoren oder Schaumbildnern hergestellt werden. Sie werden zum Fracking wasserempfindlicher Gesteinsformationen eingesetzt. Frackingflüssigkeiten für die Säurebehandlung dienen sowohl als Frackingflüssigkeiten als auch als Säurebehandlungsflüssigkeiten und werden in Karbonatformationen verwendet, wo beide Verfahren gleichzeitig durchgeführt werden. Zu den tensidhaltigen Flüssigkeiten gehören Säureschäume und Säureemulsionen; erstere verwenden Alkylsulfonate oder Alkylbenzolsulfonate als Schaumbildner, letztere Sulfonat-Tenside als Emulgatoren. Wie Säurebehandlungsflüssigkeiten verwenden auch Frackingflüssigkeiten Tenside als Demulgatoren, Reinigungsadditive und Benetzbarkeitsumkehrmittel, worauf hier nicht näher eingegangen wird.

6.Tenside, die bei Profilkontroll- und Wasserabdichtungsmaßnahmen eingesetzt werden

Um die Effektivität der Wasserflutung zu verbessern und den Anstieg des Wasseranteils im Rohöl zu hemmen, ist es notwendig, das Wasserabsorptionsprofil in Injektionsbohrungen anzupassen und Wasserblockierungsmaßnahmen in Produktionsbohrungen als Stimulationsmethoden anzuwenden. Einige dieser Profilsteuerungs- und Wasserblockierungsmethoden verwenden bestimmte Tenside. Das HPC/SDS-Gel zur Profilsteuerung wird durch Mischen von Hydroxypropylcellulose (HPC) und Natriumdodecylsulfat (SDS) in Frischwasser hergestellt. Natriumalkylsulfonat und Alkyltrimethylammoniumchlorid werden jeweils in Wasser gelöst, um zwei Arbeitsflüssigkeiten herzustellen, die nacheinander in die Formation injiziert werden. Die beiden Arbeitsflüssigkeiten vermischen sich in der Formation und bilden Alkylsulfit-Präzipitate von Alkyltrimethylamin, die die hochpermeablen Schichten blockieren. Polyoxyethylenalkylphenolether, Alkylarylsulfonat usw. können als Schaumbildner verwendet werden. Sie werden in Wasser gelöst, um eine Arbeitsflüssigkeit herzustellen, die dann abwechselnd mit einer flüssigen Kohlendioxid-Arbeitsflüssigkeit in die Formation injiziert wird. Dies führt zur Schaumbildung in der Formation (hauptsächlich in hochpermeablen Schichten), wodurch Verstopfungen verursacht und die Profilkontrolle erreicht wird. Ein quaternäres Ammoniumsalz-Tensid dient als Schaumbildner, gelöst in einem aus Ammoniumsulfat und Wasserglas hergestellten Kieselsol, und wird in die Formation injiziert. Anschließend wird nicht kondensierbares Gas (Erdgas oder Chlorgas) injiziert. Dieses erzeugt zunächst Schaum mit Flüssigkeit als Dispersionsmedium in der Formation, woraufhin das Kieselsol geliert und Schaum mit Feststoff als Dispersionsmedium bildet. Dadurch werden hochpermeable Schichten verstopft und die Profilkontrolle erreicht. Durch die Verwendung von Sulfonat-Tensiden als Schaumbildner und hochmolekularen Verbindungen als Verdickungs- und Schaumstabilisatoren, gefolgt von der Injektion von Gas oder gasbildenden Substanzen, entsteht wasserbasierter Schaum an der Oberfläche oder in der Formation. In der Ölschicht wandert ein Großteil des Tensids zur Öl-Wasser-Grenzfläche, wodurch der Schaum zerfällt. So wird die Ölschicht nicht verstopft, und es handelt sich um ein selektives Ölquellen-Wasserabdichtungsmittel. Ölbasierte Zement-Wasserabdichtungsmittel sind Suspensionen von Zement in Öl. Die Oberfläche von Zement ist hydrophil. Dringt Wasser in die wasserführende Schicht ein, verdrängt es das Öl auf der Zementoberfläche und reagiert mit dem Zement. Dadurch verfestigt sich der Zement und die wasserführende Schicht wird abgedichtet. Um die Fließfähigkeit dieses Abdichtungsmittels zu verbessern, werden üblicherweise Tenside vom Carboxylat- und Sulfonattyp zugesetzt. Wasserbasierte mizellare Abdichtungsmittel sind mizellare Lösungen, die hauptsächlich aus Ammoniumpetroleumsulfonat, Kohlenwasserstoffen, Alkoholen usw. bestehen. Beim Kontakt mit hochsalzhaltigem Wasser in der Formation wird die Lösung viskos und bewirkt so die Abdichtung. Wasser- oder ölbasierte kationische Tensidlösungen, die hauptsächlich aus Alkylcarboxylat- und Alkylammoniumchlorid-Tensiden bestehen, eignen sich nur für Sandsteinformationen. Aktive Schwerölabdichtungsmittel sind Schweröllösungen, die mit Wasser-in-Öl-Emulgatoren gelöst sind. Beim Kontakt mit Wasser in der Formation bildet sich eine hochviskose Wasser-in-Öl-Emulsion, die die Abdichtung bewirkt. Ein Öl-in-Wasser-Abdichtungsmittel wird durch Emulgieren von Schweröl in Wasser unter Verwendung kationischer Tenside als Öl-in-Wasser-Emulgatoren hergestellt.

7.Tenside für Sandkontrollmaßnahmen

Vor Beginn der Sandbekämpfungsmaßnahmen muss eine bestimmte Menge mit Tensiden versetztes Aktivwasser als Vorspülflüssigkeit injiziert werden, um die Formation vorzureinigen und so die Wirksamkeit der Sandbekämpfung zu verbessern. Die meisten der derzeit verwendeten Tenside sind anionische Tenside.

8.Tenside zur Rohölentwässerung

In der primären und sekundären Erdölförderung werden hauptsächlich Wasser-in-Öl-Demulgatoren für das geförderte 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, Pegosperse und sulfoniertem Rizinusöl. Die dritte Generation umfasst hochmolekulare, nichtionische Tenside. In der späten sekundären und der tertiären Erdölförderung liegt das geförderte Rohöl überwiegend als Öl-in-Wasser-Emulsion vor. Hierfür werden vier Arten von Demulgatoren verwendet, darunter Tetradecyltrimethylammoniumchlorid und Didecyldimethylammoniumchlorid. Diese können mit anionischen Emulgatoren reagieren und deren HLP-Wert verändern oder an der Oberfläche wasserbenetzbarer Tonpartikel adsorbieren, um deren Benetzbarkeit zu verändern und die Öl-in-Wasser-Emulsion aufzubrechen. Darüber hinaus können einige anionische Tenside, die als Wasser-in-Öl-Emulgatoren wirken können, sowie öllösliche nichtionische Tenside auch als Demulgatoren für Öl-in-Wasser-Emulsionen eingesetzt werden.

9.Tenside für die Wasseraufbereitung

Nach der Trennung des Rohöls vom Förderwasser einer Ölquelle muss das Förderwasser aufbereitet werden, um die Anforderungen für die Wiedereinleitung zu erfüllen. Die Wasseraufbereitung dient sechs Zwecken: Korrosionshemmung, Verhinderung von Ablagerungen, Sterilisation, Sauerstoffentfernung, Ölabscheidung und Entfernung von Schwebstoffen. Hierfür werden Korrosionsinhibitoren, Ablagerungsinhibitoren, Bakterizide, Desoxidationsmittel, Ölabscheider, Flockungsmittel usw. eingesetzt. Die verwendeten industriellen Tenside sind:

Industrielle Tenside, die als Korrosionsinhibitoren eingesetzt werden, umfassen Salze von Alkylsulfonsäuren, Alkylbenzolsulfonsäuren, Perfluoralkylsulfonsäuren, geradkettige Alkylaminsalze, quaternäre Ammoniumsalze, Alkylpyridiniumsalze, Salze von Imidazolinen und deren Derivaten, Polyoxyethylenalkylalkoholether, Polyoxyethylendialkylpropinole, Polyoxyethylenharzamine, Polyoxyethylenstearylamine, Polyoxyethylenalkylalkoholetheralkylsulfonate, verschiedene quaternäre Aminosalze und innere Salze von Bis(polyoxyethylen)alkylen und deren Derivaten. Tenside, die als Ablagerungsinhibitoren eingesetzt werden, umfassen Phosphatester, Sulfatester, Acetate, Carboxylate und deren Polyoxyethylenverbindungen. Die thermische Stabilität von Sulfonatestern und Carboxylaten ist deutlich besser als die von Phosphatestern und Sulfatestern. Industrielle Tenside, die als Bakterizide eingesetzt werden, umfassen geradkettige Alkylaminsalze, quaternäre Ammoniumsalze, Alkylpyridiniumsalze, Imidazolinsalze und deren Derivate, verschiedene quaternäre Ammonium-Innensalze sowie Innensalze von Bis(polyoxyethylen)alkylen und deren Derivate. Industrielle Tenside, die als Ölentferner verwendet werden, sind hauptsächlich solche mit verzweigter Struktur und Natriumdithiocarboxylatgruppen.

10.Tenside für die chemische Flutung bei der Ölgewinnung

Die primäre und sekundäre Erdölförderung kann 25–50 % des unterirdischen Rohöls gewinnen. Ein Großteil des Rohöls verbleibt ungenutzt im Untergrund. Die tertiäre Erdölförderung kann die Effizienz der Ölgewinnung steigern. Dabei werden hauptsächlich chemische Flutverfahren eingesetzt, d. h. dem Injektionswasser werden Chemikalien beigemischt, um die Flutungseffizienz zu verbessern. Zu den verwendeten Chemikalien gehören auch industrielle Tenside. Deren Eigenschaften werden im Folgenden kurz erläutert: Das chemische Flutverfahren mit Tensiden als Hauptwirkstoff wird als Tensidflutung bezeichnet. Tenside verbessern die Ölgewinnung hauptsächlich durch die Reduzierung der Öl-Wasser-Grenzflächenspannung und die Erhöhung der Kapillarzahl. Da die Oberfläche von Sandsteinformationen negativ geladen ist, werden hauptsächlich anionische Tenside verwendet, zumeist Sulfonatentsepten. Diese werden durch Sulfonierung von Erdölfraktionen mit hohem Gehalt an aromatischen Kohlenwasserstoffen mithilfe von Sulfonierungsmitteln (wie z. B. Schwefeltrioxid) und anschließende Neutralisation mit Alkali hergestellt. Die Spezifikationen lauten: Wirkstoff 50–80 %, Mineralöl 5–30 %, Wasser 2–20 %, Natriumsulfat 1–6 %. Erdölsulfonate sind hochtemperaturbeständig, jedoch nicht gegenüber Salzen und hochvalenten Metallionen. Synthetische Sulfonate werden aus entsprechenden Kohlenwasserstoffen mittels entsprechender Synthesemethoden hergestellt. α-Olefinsulfonate zeichnen sich durch eine besonders hohe Beständigkeit gegenüber Salzen und hochvalenten Metallionen aus. Zusätzlich können einige anionische und nichtionische Tenside sowie Carboxylattenside für die Ölflutung eingesetzt werden. Für die Tensidflutung werden zwei Arten von Additiven benötigt: Cotenside wie Isobutanol, Diethylenglykolbutylether, Harnstoff, Sulfolan, Alkenylbenzolsulfonate usw. und Elektrolyte, darunter Säuren, Laugen und Salze, wobei Salze im Vordergrund stehen. Sie können die Hydrophilie von Tensiden verringern, deren Lipophilie relativ erhöhen und das HLP-Gleichgewicht der Tenside verändern. Um den Tensidverlust zu minimieren und die Wirtschaftlichkeit zu verbessern, werden bei der Tensidflutung auch sogenannte Opferstoffe eingesetzt. Zu diesen Opferstoffen zählen alkalische Substanzen, Polycarbonsäuren und deren Salze, Oligomere und Polymere sowie Lignosulfonate und deren modifizierte Produkte. Die Ölflutungsmethode, bei der zwei oder mehr Hauptwirkstoffe zum Einsatz kommen, wird als Kompositflutung bezeichnet. Beispiele für tensidbezogene Ölflutungsmethoden sind: Tensid + Polymer für die Tensidflutung mit Verdickungsmittel; Alkali + Tensid für die alkaliverstärkte Tensidflutung oder tensidverstärkte Alkaliflutung; Alkali + Tensid + Polymer für die ternäre Kompositflutung. Kompositflutungen erzielen in der Regel eine höhere Ölausbeute als Einzelflutungen. Die Analyse aktueller Entwicklungstrends im In- und Ausland zeigt, dass die ternäre Kompositflutung gegenüber der binären Kompositflutung deutliche Vorteile bietet. Die in der ternären Kompositflutung eingesetzten Tenside sind hauptsächlich Erdölsulfonate, die üblicherweise mit Schwefelsäure, Phosphorsäure und Carboxylaten von Polyoxyethylenalkylalkoholethern, Natriumpolyoxyethylenalkylalkoholalkylsulfonaten usw. kombiniert werden, um ihre Salzbeständigkeit zu verbessern. In jüngster Zeit wird sowohl im In- als auch im Ausland der Forschung und Anwendung von Biotensiden wie Rhamnolipiden, Sophorolipid-Fermentationsbrühen sowie natürlichen Mischcarboxylaten und dem Papierherstellungsnebenprodukt Alkalilignin etc. große Bedeutung beigemessen, da diese in Feld- und Laborversuchen gute Ergebnisse bei der Ölflutung erzielt haben.