DE1267185B - Verfahren zur Gewinnung von fluessigen Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen OEllagerstaette - Google Patents

Description

BUNDESREPUBLIK DEUTSCHLAND

DEUTSCHES

PATENTAMT

AUSLEGESCHRIFT

Int. Cl.:

E21b

Deutsche Kl.: Sa-43/24

Nummer: 1267185

Aktenzeichen: P 12 67 185.1-24

Anmeldetag: 11. März 1966

Auslegetag: 2. Mai 1968

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Gewinnung von flüssigen Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Öllagerstätte, wonach in die Lagerstätte eine ausreichende Menge Erdgas mit Methan als Hauptbestandteil bei erhöhter Temperatur und erhöhtem Druck eingeleitet wird, wobei infolge eines kombinierten thermischen und Lösungseffekts organische Bestandteile aus der mit dem Erdgas in Berührung kommenden Lagerstätte freigesetzt werden und das Erdgas die Lagerstätte durchdringt, nach Patentanmeldung E 30880 VIa/5 a (deutsche Auslegeschrift 1 245 290).

Die Hauptpatentanmeldung betrifft demnach ein Sekundär- bzw. Tertiärverfahren zur Ausbeutung von Öllagerstätten.

Aufgabe der vorliegenden Zusatzerfindung ist eine solche Steuerung der Verfahrensgrößen, daß man bei einem möglichst geringen Energiebedarf für die Zufuhr des Erdgases eine Optimierung der Ausbeute erhält.

Diese Aufgabe wird nach der Erfindung dadurch gelöst, daß die Temperatur des eingeleiteten Erdgases oberhalb des Taupunktes und oberhalb der kritischen Gemischtemperatur des zu gewinnenden Kohlenwasserstoffgemisches und der Druck mindestens auf dem Wert des kritischen Gemischdruckes gehalten wird.

Die Temperatur des eingepreßten Gases liegt nach dem Vorschlag der Erfindung zwischen 150 und 538⁰C. Nach einer Weiterbildung des erfindungsgemäßen Verfahrens wird die Temperatur des wieder eingeleiteten Erdgases im Maße des Absmkes des Taupunktes herabgesetzt.

Bei der isothermen Druckförderung ist bekanntlich die Gasausbeute mehrfach größer als die Ausbeute bei Druckförderung einer Öllagerstätte. Dies gilt insbesondere bei Ölträgern mit geringer Permeabilität und/oder bei hochviskosen ölen. Bei Gaslagern kann man eine nahezu 100%ige Ausbeute erhalten. Es wurde bereits vorgeschlagen, Erdgas unter Druck zur Mischungsverdrängung der Restkohlenwasserstoffe im Anschluß an die Primärstufe zu verwenden (Paper No. 909-G, AIME, »Petroleum Vaporization Recovery by High Pressure Gas Injection«, C. L. Barney, Oktober 1957). Bei diesem bekannten Verfahren ergeben sich jedoch ungünstig hohe Drucke, die sich nicht immer in der Praxis einhalten lassen.

In der Hauptpatentanmeldung ist zwar bereits die Einleitung von erhitztem Erdgas vorgeschlagen, doch erstrebt die Erfindung eine weitgehende Verbesserung der Verfahrensbedingungen.
Die wesentlichen Vorteile liegen in der Erhöhung Verfahren zur Gewinnung von flüssigen
Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen
Öllagerstätte

Zusatz zur Anmeldung: E 30880 VI a/5 a-Ausleaeschrift 1245 290

Anmelder:

Equity Oil Company,

Salt Lake City, Utah (V. St. A.)

Vertreter:

Dr.-Ing. E. Maier, Patentanwalt,

8000 München 22, Widenmayerstr. 5

Als Erfinder benannt:

John Lynn Dougan f,
Salt Lake City, Utah;
Fred Samuel Reynolds,
Fort Worth, Tex. (V. St. A.)

Beanspruchte Priorität:

V. St. ν. Amerika vom 16. Juli 1965 (472 649)

der Ausbeute, womit sich die Ausbeute dem Umfang der Ausbeute einer Erdgaslagerstätte annähert, in der universellen Anwendbarkeit des Verfahrens bei verschiedenartigen Lagerstätten und in einer Steuerung der Mischungsverdrängung entsprechend den Temperatur- und Druckverhältnissen in der Lagerstätte.

Die Temperatur und der Druck des eingeleiteten Erdgases werden jeweils so gesteuert, daß innerhalb des Lagerhorizonts eine einzige, frei strömende, im wesentlichen gasförmige Phase vorhanden ist. Dabei wird die Temperatur oberhalb des Taupunkts und der Druck oberhalb des Druckes bei der kritischen Gemischtemperatur gehalten. Der Druck liegt dabei immer noch unter dem Gebirgsdruck, so daß keine unzulässige Druckerhöhung auftritt. Damit liegt die Kohlenwasserstoffmischung mit Sicherheit in der Dampfphase vor, ohne daß unnötig hohe Druck- oder Temperaturwerte erforderlich wären. Im Zuge der fortschreitenden Förderung und der daraus folgenden Verdünnung des Lagerstättenmediums verschieben

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sich die Kennlinien des Phasendiagramms, und die kritische Gemischtemperatur sinkt ab, so daß die Temperatur des eingeleiteten Erdgases während der Durchführung des Verfahrens fortgesetzt abgesenkt werden kann.

Die kritische Gemischtemperatur für einen vorgegebenen Arbeitsdruck ändert sich in Abhängigkeit von den Kohlenwasserstoffbestandteilen. Es besteht eine gute Korrelation mit der A. P. I.-Schwere des

Fig. 1 zeigt eine öllagerstätte 10, die zwecks Erhöhung der Kohlenwasserstoffausbeute behandelt werden soll. Dabei wird durch eine Einsatzleitung 11 innerhalb der Bohrlochauskleidung 12 Erdgas in den ölträger eingepreßt. Die Bohrlochauskleidung ist nach der üblichen Bohrtechnik in den Lagerhorizont niedergebracht.

Zweckmäßigerweise über Tage ist eine Einrichtung zur Erhitzung des in die Einsatzleitung 11 eingepreß-

Erdöls bzw. des Kondensats (höhere Schwerewerte io ten Erdgases vorgesehen. Anschließend wird mittels entsprechen einer niedrigeren Verdampfungstempe- eines geeigneten Kompressors 13 der für die betrefratur); umgekehrt beeinflußt auch des Verhältnis der verschiedenen Bestandteile das Phasendiagramm, und die kritischen Werte zeigen eindeutige Abhängigkeit von der A. P. I.-Schwere. Bekanntlich verdamp- 15 fen die meisten Ölbestandteile innerhalb eines Temperaturbereichs zwischen 244 und 538⁰C. Unter Verwendung von Erdgas als Lösungsmittel wird die Verdampfungstemperatur etwas herabgesetzt. Somit wird hei einer beabsichtigten Anwendung der Erfindung 20 kleidung 12 eine Wärmeisolation 15 vorgesehen. In für das betreffende Lagerstättenmedium experimen- anderer Weise kann man gegebenenfalls auch eine teil oder durch Berechnung ein Phasendiagramm aufgestellt, das für die jeweilige Mischung von Erdgas und Lagerstättenmedium anwendbar ist, damit man optimale Arbeitstemperatur und optimalen Arbeits- 25 druck auswählen kann. Darauf wird zum Zweck einer möglichst wirtschaftlichen Arbeitsweise die Temperatur des umgewälzten Heißgases von Zeit zu Zeit gesenkt, so daß man oberhalb des Taupunkts bleibt. Dies erfolgt auf Grund von Berechnung oder Mes- 30 sung des Phasendiagramms der jeweiligen Kohlenwasserstoffbestandteile für den jeweiligen Arbeitsbereich, indem man der Produktion periodisch Proben entnimmt.

Das erfindungsgemäße Verfahren ist bei allen Roh- 35 öllagerstätten anwendbar, ohne daß eine Verunreinigung der Endprodukte erfolgt. Die Steuerung des Verfahrens auf die jeweiligen Optimalwerte ist einfach. Bei Durchführung des Verfahrens werden Kapillareffekte auch bei ungleichförmiger und anisotro- 40 derbohningen umgeben). Statt dessenkann man auch per Permeabilität ausgeschaltet. Auch eine rück- andere Einpreßmuster benutzen, läufige Kondensation kann nicht auftreten. Viskoses Rohöl oder ähnliche Kohlenwasserstoffe,

Unter Erdgas ist im Zuge der Beschreibung ein die sonst nicht gefördert werden können, werden Gas mit Methan als Hauptbestandteil, normalerweise durch das heiße Erdgas verdampft und mischen sich mehr als 90 Volumprozent, und mit geringen Antel·- 45 mit demselben, wodurch sie durch die Förderbohrung len an Äthan, Propan, Butan usw. zu verstehen.

In den Zeichnungen ist'eine bevorzugte Ausführungsform zur Durchführung und Steuerung des erfindungsgemäßen Verfahrens dargestellt. Es stellt dar

Fig. 1 einen Vertikalschnitt durch eine mögliche 50 Sammlung des Kondensats in einer Einrichtung 19 Anordnung zur Durchführung des erfjndungsgemä- nachFig. 1.

fende Bohrung erforderliche Druck erzeugt. Die Erhitzung kann in beliebiger Weise erfolgen, doch ein Kessel 14 mit Rohren zur Durchleitung des. Gases durch einen unmittelbar befeuerten Raum, wo ein Wärmeaustausch mit den Verbrennungsgasen erfolgt, hat sich als sehr geeignet erwiesen. Um einen Wärmeverlust des in der Einsatzleitung 11 absteigenden Erdgases zu vermeiden, ist innerhalb der Bohrlochaus-

unterirdische Beheizung vorsehen.

In dem in den Lagerhorizont 10 hineinreichenden Unterteil der Bohrlochauskleidung 12 befinden sich übliche öffnungen 16, man kann auch eine unausgekleidete Bohrlochsohle vorsehen, so daß das erhitzte Erdgas unmittelbar in den unterirdischen Lagerhorizont einströmen kann. Eine Packung 17 dichtet den Ringraum zwischen der Leitung 11 und dem Innenumfang der Bohrlochauskleidung 12 ab.

Auf Grund des Einpreßdruckes strömt das heiße Erdgas durch den ölträgerhorizont zu einer oder mehreren Förderbohrungen 18, die vorzugsweise ebenso wie die Einpreßbohrung aufgebaut sind. Dieselben können nach Bedarf eine Wärmeauskleidung aufweisen oder auch nicht.

In der Praxis verwendet man zweckmäßigerweise häufig eine Fünfloch- oder ein umgekehrtes Fünfloch-Einpreßmuster (eine Empreßbohrung von vier För-

18 über Tage gefördert werden. Die Trennung der Bestandteile der gasförmigen Mischung von dem Erdgas erfolgt in an sich bekannter Weise, beispielsweise durch Kühlung oder Absorption und durch

ßen Verfahrens,

F i g. 2 ein Phasendiagramm für die Anfangsstufe des Verfahrens in einer bestimmten öllagerstätte nach Erschöpfung der primären isothermen Druckförderung,

■ F i g. 3 ein Doppelschaubild zur Darstellung des kritischen Gemischdruckes und der kritischen Gemischtemperatur für das Phasendiagramm nach

Das getrennte Gas gelangt zur Wiedereinpressung in den Kompressor 13, wobei man über ein Ventil und eine Leitung 20 einen Teil ausfließen läßt, der der Vermehrung durch die verdampften Kohlenwasserstoffe der Lagerstätte entspricht. Zweckmäßigerweise beheizt man den Wärmeerzeuger mit so gewonnenem Erdgas.

Nach der Erfindung wird zunächst ein Tempera-

Fig. 2, wobei auf der Abszisse Temperatur und 60 tur-Druck-Phasendiagramm nach Fig. 2 konstruiert, Druck und auf der Ordinate der Prozentgehalt des in aus dem man die Aufheiztemperatur des in das.Bohrdem Förderstrom enthaltenen eingepreßten Gases auf

getragen sind, und

F i g. 4 eine Darstellung der unter idealisierten Annahmen berechneten Ausbeute für das Mischungsverdrängungsverfahren nach der Erfindung (ohne Berücksichtigung der Schichtung) bei der Anwendung für Öllagerstätten entsprechend den F i g. 2 und 3.

loch als Wärmeträger eingepreßten Erdgases bestimmen kann. Diese muß hoch genug sein, damit man den behandelten Teil der Lagerstätte über dem Taupunkt und gegebenenfalls über der kritischen Gemischtemperatur hält, d. h. über der minimalen Temperatur, die eine Verdampfung aller Anteile der Kohlenwasserstoffmischung der Lagerstätte sicherstellt.

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In dem Maße, wie durch fortgesetzte Einpressung Gemisches, so daß man nach Abschluß der Primär-

oberhalb des Taupunktes eine Verdünnung der Koh- phasie die in gestrichelten Linien eingetragenen Zu-

lenwasserstoffmischung der Lagerstätte erfolgt, kann Standskurven erhält.

die Arbeitstemperatur allmählich abgesenkt werden, Eine Anfangsarbeitstemperatur von 200° C und ein

da die kritische Gemischtemperatur der Restmischung 5 Arbeitsdruck von 84,2 kg/cm² absolut wurden ausge-

kleiner wird. Dies erfolgt nach einer zusätzlichen Be- wählt. Das in gestrichelten Linien eingetragene Pha-

rechnung und/oder durch periodische Versuchsmes- sendiagramm gibt die Zustandsbedingung der Koh-

sungen von entnommenen Proben, die in an sich be- lenwasserstoffmischung der Lagerstätte nach Errei-

kannter Weise entnommen werden. chen von Anfangstemperatur und -druck an, wo man

Es folgt eine typische Ausführungsform der Erfin- io eine Verminderung der kritischen Gemischtemperatur

dung in Verbindung mit einer Öllagerstätte, die nach gegenüber dem Wert des Ausgangsgemisches er-

dem Primärverfahren erschöpft ist, die jedoch ein kennt.

niederviskoses öl enthält und eine geringe Porosität Es läßt sich zeigen, daß Änderungen der Ausgangsbesitzt, so daß sie normalerweise nicht mit Erfolg zusammensetzung der betreffenden Kohlenwassernach einem Sekundärverfahren behandelt werden 15 stoffe bzw. der durch Druckänderung bewirkten Zukann. Das Phasendiagramm und die Kurven nach den sammensetzung eine Verschiebung des Phasendia-F i g. 2 bis 4 sind auf Grund der Werte dieser Lager- gramms bewirken. Wenn der Lagerstättendruck durch statte gewonnen. Einpressen von Hochdruckerdgas auf etwa 290 kg/ „ .. cm² absolut angehoben wird, ohne die Lagerstätten-Ollagerstatte _ao temperatur zu ändern, wie es in der genannten Ver-Physikalische Eigenschaften des Ölträgers öffentlichung von Barney vorgeschlagen ist, würde Mittlere Posotität % 12 7 die Kohlenwasserstoffmischung der Lagerstätte zwar ,. , .... .,,. in eine Phase übergehen, doch nicht notwendiger-

Mittlere Permeabilität, Milhdarcys 1,3 _{weise eine} gasförmige Phase. Wenn zudem während

Mittlerer Kristallwassergehalt, 0/0 31,6 ₂₅ der Mischungsverdrängung eine Verdünnung erfolgt,

müßte der Druck weiter gesteigert werden, damit der

Bestandteile des ursprünglichen Lagerstättenöls einphasige Zustand erhalten bleibt. Im Gegensatz da-

Bestandteil Molprozent ^zu kann nach dem erfindungsgemäßen Verfahren im

f. , -. „, Maße der Auslösung die Arbeitstemperatur allmäh-

„ ¹T ^J4'^UÖ 30 lieh abgesenkt werden. Die Vorteile dieses Verfah-

Athan 13,50 _{rens un(}} <jie Nachteile des erstgenannten Verfahrens

Propan 11,49 sind in den Kurven der F i g. 3 aufgezeigt, die den

Iso-Butan 1,57 Anstieg des kritischen Gemischdruckes und die Ab-

N-Butan 611 Senkung der kritischen Gemischtemperatur über einen

_T „ ' 35 weiten Bereich der Auflösung mit eingepreßtem Gas

iso-rentan l,M zagsa.

N-Pentan 2,42 j_n dj_esem Ausführungsbeispiel erfolgt die primäre

Hexan und schwere Kohlenwasserstoffe 29,34 Förderung durch isothermische Druckausbeute. Infolgedessen lag in der Lagerstätte Gassättigung vor,

Kenngrößen des Lagerstättenmediums 4» die durch Freiwerden von gelöstem Gas und , _. , _ , , , , «1 Schrumpfen von Lagerstättenöl erreicht wurde. In-Mittlere Schwere des lagernden Öls, _folge ^ ρ^^ _des Lagerstättenöls und der • 43,2 ggjy. ^ßjjj-jgeu Permeabiliät, war die primäre Aus-Anfänglicher ölträgervolumenfaktor, beute weniger als 10% des ursprünglichen Lagerstät-

Barrel pro Barrel 1,75 ₄₅ teninhalts. Die Viskosität des Lagerstättenöls war

Viskosität des ursprünglichen Lageröls, gering, aber durch Verdampfung konnte sie um einen

Centipoise 0,23 Faktor 26 abgesenkt werden. Die Strömungs- bzw.

Viskosität des Lageröls bei 84,2 Ag/mm² 0,30 Fließfähigkeit wurde um diesen Faktor verbessert,

Anfängliche Lagertemperatur, ⁰C 63 ohne daß eine- Steigerung der Permeabilität notwen-

⁶ *> r ' 50 dig ISt.

„., F i g. 4 gibt die berechnete Ausbeute für eine Mi-

Verrahrensgang schungsverdrängung des Ölträgers nach der Erfin-

Auf Grund der obigen Werte wurde eine dem dung an, bezüglich einer Stufentrennung bed 18° C

Fachmann vertraute Berechnung durchgeführt, die und 7 kg/cm² absolut. Man erkennt die hohen Aus-

das in Fig. 2 in ausgezogenen Linien eingetragene 55 beutewerte für geringes Einpreßvolumen. Die Berech-

Phasendiagramm liefert. Die Kurve Kondensations- nungen erfolgten ohne Berücksichtigung von Ände-

punkt gibt die Grenze an, oberhalb der das gesamte rungen der Permeabilität und Lagerausbildung. Die

Kohlenwasserstoffgemisch in der flüssigen Phase vor- praktische Ausführung wird in Abhängigkeit von den

liegt. Die Kurve »Taupunkt« gibt die Grenze an, auf jeweiligen Lagerstättenverhältnissen von den darge-

deren rechter Seite das gesamte Kohlenwasserstoff- 60 stellten Werten etwas abweichen. Die thermische

gemisch in der gasförmigen Phase vorliegt. Die Kur- Verdrängung des Lagerstättenmediums in den Be-

ven »60% flüssig, 50% flüssig ...« dienen jeweils reichen begrenzter Permeabilität führt zu einer höheren

nur zur Erläuterung des Phasendiagramms und geben Ausbeute als andere Formen der Mischungsverdrän-

die jeweiligen Verhältnisse der gasförmigen und flüs- gung. Die Berechnungen wurden für ein Beweglich-

sigen Phase bei Beibehaltung der Ausgangszusam- 65 keitsverhältnis 1 durchgeführt, normalerweise ist

mensetzung an. Die ausgezogenen Linien gelten für dieses Verhältnis geringer als 1 ( in der Größe von

die ursprünglichen Lagerstättenverhältnisse. Im Zuge 0,65), infolge des niedrigen Molekulargewichtes be-

der Ausbeute ändert sich die Zusammensetzung des sitzt das eingepreßte Gas eine höhere Viskosität als

das verdrängte Gas mit hohem Molekulargewicht. Das Kohlenwasserstoffporenvolumen gibt jeweils den Anteil des Porenvolumens des Ölträgers an, der mit Kohlenwasserstoffen gefüllt ist.

In Lagerstätten mit veränderlicher Permeabiliät würde die Anwendung eines Hochdruckgases zur Mischungsverdrängung nach dem Barney-Verfahren das Lagerstättenmedium in den Bereichen begrenzter Permeabilität zusammenpressen, wobei diese Bereiche für die Förderung stillgelegt würden. Dies würde eine geringere Ausbeute, als in F i g. 4 dargestellt, ergeben, auch wäre ein viel größeres Gasvolumen erforderlich, um während der Förderung die Mischfähigkeit zu erreichen und einzuhalten. Im Gegensatz dazu gewinnt man nach dem erfindungsgemäßen Verfahren durch thermische Verdrängung einen Großteil der in Bereichen begrenzter Permeabilität enthaltenen Kohlenwasserstoffe, und hierfür ist nur ein vergleichsweise kleines Volumen des eingepreßten Gases erforderlich.

Wenn auch für dieses Ausführungsbeispiel eine Ausgangstemperatur von 239° C angegeben ist, beginnt man vorzugsweise mit einer etwas höheren Temperatur während der ersten Einpreßperiode, damit die Gaseinspeisung mit Sicherheit bei einer für die Einleitung des Mischvorgangs ausreichenden Temperatur erfolgt, bevor die Temperatur auf den genannten Wert gesenkt wird. In diesem Zusammenhang läßt sich zeigen, daß sich die Arbeitsweise vereinfacht, wenn die sand-face-Temperatur am Einpreßbohrloch unterhalb des Sättigungspunktes für Wasserdampf des Kristallwassers gehalten wird. In dem genannten Beispiel wäre eine Temperatur von 288⁰C bei 84 kg/cm² Einpreßdruck ausreichend. Es läßt sich jedoch zeigen, daß man in manchen Öllagern unterhalb der Verdampfungstemperatur des Wassers keine Mischfähigkeit erreichen kann. Dies läßt sich an Hand von Laboruntersuchungen von Proben für jeden gegebenen Fall bestimmen.

Im vorstehenden ist ein Beispiel der möglichen Anwendung der Erfindung beschrieben. Hochviskose Rohöle sind für dieses Verfahren bevorzugt geeignet. Sie ergeben auch in hochpermeablen Ölträgern normalerweise nur geringe Ausbeuten. Die Viskositätsverminderung derart hochviskoser Rohöle kann mehrtausendfach sein.

Es ist darauf hinzuweisen, daß das vorliegende thermische Verfahren nicht nur dort zur Verwendung geeignet ist, wo herkömmliche thermische Verfahren unwirtschaftlich sind, sondern es kann an Stelle samtlicher Sekundärverfahren in Anwendung kommen, wobei man beträchtlich höhere Ausbeuten erzielt. In idealen Fällen für die Mischungsverdrängung nach der Erfindung ist eine nahezu vollständige Ausbeute erreichbar.

In manchen Fällen erweist sich das vorliegende Verfahren als Tertiärstufe im Anschluß an eine Sekundärstufe mit Wassereinpressung oder anderer Art als geeignet.

Ein weiterer für eine vorteilhafte Anwendung des erfindungsgemäßen Verfahrens geeigneter Lagerstättentypus ist eine Lagerstätte von kondensiertem Gas, wo die Heizkosten für ein Niederdruckgas geringer als die Kompressionskosten zur Aufrechterhaltung des anfänglichen Lagerstättendruckes sind. Wenn in einer solchen Lagerstätte eine rückläufige Kondensation bereits eingetreten ist, ist es einfacher und weniger kostspielig, eine Wiederverdampfung mit Wärme als mit Druck durchzuführen.

Es ist ferner darauf hinzuweisen, daß es Fälle gibt, wo die Anwendung eines erhitzten Erdgases flüssige Kohlenwasserstoffe für die Förderung genügend beweglich macht, ohne daß eine Verdampfung wie in den vorstehend beschriebenen Beispielen erforderlich wäre.

Wenn auch die Erfindung als an die Primärstufe anschließendes Verfahren bezeichnet ist, gibt es andererseits auch Lagerstätten, wo infolge ungesättigter Lagerstättenbedingungen eine primäre Förderung nicht ratsam ist (beispielsweise bei einem Gehalt an schwerviskosen Kohlenwasserstoffen), und die Erfindung kann auch bei solchen Lagerstätten in Anwendung kommen.

Claims (3)

Patentansprüche:

1. Verfahren zur Gewinnung von flüssigen Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Öllagerstätte, wonach in die Lagerstätte eine ausreichende Menge Erdgas mit Methan als Hauptbestandteil bei erhöhter Temperatur und erhöhtem Druck eingeleitet wird, wobei infolge eines kombinierten thermischen und Lösungseffekts organische Bestandteile aus der mit dem Erdgas in Berührung kommenden Lagerstätte freigesetzt werden und das Erdgas die Lagerstätte durchdringt, nach Patentanmeldung E 30880 VIa/5 a (deutsche Auslegeschrift 1245 290), dadurch gekennzeichnet, daß die Temperatur des eingeleiteten Erdgases oberhalb des Taupunktsund oberhalb der kritischen Gemischtemperatur des zu gewinnenden Kohlenwasserstoffgemisches und der Druck mindestens auf dem Wert des kritischen Gemischdruckes gehalten wird.

2. Verfahren nach Anspruch 1, gekennzeichnet durch eine Temperatur des eingepreßten Gases zwischen 150 und 538° C.

3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß die Temperatur des wieder eingeleiteten Erdgases im- Maße des Absinkens des Taupunkts herabgesetzt wird.

Hierzu 1 Blatt Zeichnungen

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