CN101680293B - 结合原位加热、动力装置和天然气处理装置产生烃流体的方法 - Google Patents
结合原位加热、动力装置和天然气处理装置产生烃流体的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN101680293B CN101680293B CN200880017488.1A CN200880017488A CN101680293B CN 101680293 B CN101680293 B CN 101680293B CN 200880017488 A CN200880017488 A CN 200880017488A CN 101680293 B CN101680293 B CN 101680293B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- positive
- total
- weight ratio
- hydrocarbon
- condensable hydrocarbons
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 866
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 468
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 455
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 326
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 title claims abstract description 272
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 241
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 230000008569 process Effects 0.000 title description 98
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 313
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 282
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 claims abstract description 161
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 109
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 67
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims abstract description 48
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 261
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 claims description 239
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 147
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 120
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims description 107
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 78
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 68
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 48
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims description 48
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 46
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 34
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 230000001976 improved effect Effects 0.000 claims description 20
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 17
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 17
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 10
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims description 4
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 145
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 123
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 102
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 96
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 93
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 93
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 85
- 238000004817 gas chromatography Methods 0.000 description 82
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 79
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 72
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 68
- -1 C20 hydrocarbon compound Chemical class 0.000 description 52
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 50
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 47
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 47
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 47
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 45
- 230000004044 response Effects 0.000 description 44
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 44
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 43
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 42
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 42
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 42
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 39
- 239000003570 air Substances 0.000 description 37
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 36
- 241000894007 species Species 0.000 description 36
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 35
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 35
- 239000000047 product Substances 0.000 description 35
- AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N dimethyl butane Natural products CCCC(C)C AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 34
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 33
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 32
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 31
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 30
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 29
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 29
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 26
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 26
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 25
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 25
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 25
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 23
- 239000010448 nahcolite Substances 0.000 description 22
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 22
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 21
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 20
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 20
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 20
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N sec-butylidene Natural products CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 19
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 238000013461 design Methods 0.000 description 18
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 18
- 239000000463 material Substances 0.000 description 16
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 15
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 15
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 15
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 14
- 230000004087 circulation Effects 0.000 description 14
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 14
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 14
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 14
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 14
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 14
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 13
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 13
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 13
- XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N Cyclohexane Chemical compound C1CCCCC1 XDTMQSROBMDMFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000011161 development Methods 0.000 description 12
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 12
- QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N isopentane Chemical compound CCC(C)C QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 12
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 11
- 238000007731 hot pressing Methods 0.000 description 11
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 11
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 11
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 10
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 10
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 10
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 10
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 10
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 10
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 10
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 10
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 10
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 9
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 9
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 9
- 238000011160 research Methods 0.000 description 9
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 9
- PFEOZHBOMNWTJB-UHFFFAOYSA-N 3-methylpentane Chemical compound CCC(C)CC PFEOZHBOMNWTJB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- GDOPTJXRTPNYNR-UHFFFAOYSA-N methylcyclopentane Chemical compound CC1CCCC1 GDOPTJXRTPNYNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 8
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 8
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 8
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 8
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 8
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 7
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 7
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 7
- 235000013847 iso-butane Nutrition 0.000 description 7
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 7
- UAEPNZWRGJTJPN-UHFFFAOYSA-N methylcyclohexane Chemical compound CC1CCCCC1 UAEPNZWRGJTJPN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 7
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 7
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 6
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N Nitric oxide Chemical compound O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000003723 Smelting Methods 0.000 description 6
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N anthracene Chemical compound C1=CC=CC2=CC3=CC=CC=C3C=C21 MWPLVEDNUUSJAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 238000011088 calibration curve Methods 0.000 description 6
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 6
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 6
- 229910001647 dawsonite Inorganic materials 0.000 description 6
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 6
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 6
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 6
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 6
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 6
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 6
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 6
- BBEAQIROQSPTKN-UHFFFAOYSA-N pyrene Chemical compound C1=CC=C2C=CC3=CC=CC4=CC=C1C2=C43 BBEAQIROQSPTKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 6
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 6
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 6
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000012159 carrier gas Substances 0.000 description 5
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 5
- XLNZHTHIPQGEMX-UHFFFAOYSA-N ethane propane Chemical compound CCC.CCC.CC.CC XLNZHTHIPQGEMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 5
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 5
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 5
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 5
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 5
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 5
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 5
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 5
- FYGHSUNMUKGBRK-UHFFFAOYSA-N 1,2,3-trimethylbenzene Chemical compound CC1=CC=CC(C)=C1C FYGHSUNMUKGBRK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N Ethylbenzene Chemical compound CCC1=CC=CC=C1 YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 4
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 4
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 4
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 4
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 4
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 4
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 4
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 4
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 4
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 4
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 4
- 229910001575 sodium mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 description 4
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 4
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N Carbon disulfide Chemical compound S=C=S QGJOPFRUJISHPQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N Dichloromethane Chemical compound ClCCl YMWUJEATGCHHMB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VCNTUJWBXWAWEJ-UHFFFAOYSA-J aluminum;sodium;dicarbonate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O VCNTUJWBXWAWEJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 3
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052785 arsenic Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 3
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 3
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 3
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 3
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 3
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 3
- GVEPBJHOBDJJJI-UHFFFAOYSA-N fluoranthrene Natural products C1=CC(C2=CC=CC=C22)=C3C2=CC=CC3=C1 GVEPBJHOBDJJJI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 3
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 3
- XOJVVFBFDXDTEG-UHFFFAOYSA-N pristane Chemical compound CC(C)CCCC(C)CCCC(C)CCCC(C)C XOJVVFBFDXDTEG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 3
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- 230000036962 time dependent Effects 0.000 description 3
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 3
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 description 3
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 3
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 3
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 3
- DSEKYWAQQVUQTP-XEWMWGOFSA-N (2r,4r,4as,6as,6as,6br,8ar,12ar,14as,14bs)-2-hydroxy-4,4a,6a,6b,8a,11,11,14a-octamethyl-2,4,5,6,6a,7,8,9,10,12,12a,13,14,14b-tetradecahydro-1h-picen-3-one Chemical compound C([C@H]1[C@]2(C)CC[C@@]34C)C(C)(C)CC[C@]1(C)CC[C@]2(C)[C@H]4CC[C@@]1(C)[C@H]3C[C@@H](O)C(=O)[C@@H]1C DSEKYWAQQVUQTP-XEWMWGOFSA-N 0.000 description 2
- GGYKPYDKXLHNTI-UHFFFAOYSA-N 2,6,10,14-tetramethylhexadecane Chemical compound CCC(C)CCCC(C)CCCC(C)CCCC(C)C GGYKPYDKXLHNTI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 2
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 2
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BUGBHKTXTAQXES-UHFFFAOYSA-N Selenium Chemical compound [Se] BUGBHKTXTAQXES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000003491 array Methods 0.000 description 2
- RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N arsenic atom Chemical compound [As] RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 2
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 2
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 description 2
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 2
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 2
- 238000000769 gas chromatography-flame ionisation detection Methods 0.000 description 2
- 238000002290 gas chromatography-mass spectrometry Methods 0.000 description 2
- 239000013529 heat transfer fluid Substances 0.000 description 2
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 2
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 2
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 2
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 2
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 2
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000002715 modification method Methods 0.000 description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 2
- 239000012186 ozocerite Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 229910052711 selenium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011669 selenium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 238000007614 solvation Methods 0.000 description 2
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 2
- 238000011064 split stream procedure Methods 0.000 description 2
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical compound S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000010512 thermal transition Effects 0.000 description 2
- 239000012498 ultrapure water Substances 0.000 description 2
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 2
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 2
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 2
- RCKYSTKYIVULEK-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-5-[3-(4-methylsulfinylphenyl)-1-benzofuran-5-yl]-1,3,4-oxadiazole Chemical compound O1C(C)=NN=C1C1=CC=C(OC=C2C=3C=CC(=CC=3)S(C)=O)C2=C1 RCKYSTKYIVULEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BKOOMYPCSUNDGP-UHFFFAOYSA-N 2-methylbut-2-ene Chemical group CC=C(C)C BKOOMYPCSUNDGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010000234 Abortion spontaneous Diseases 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XFXPMWWXUTWYJX-UHFFFAOYSA-N Cyanide Chemical compound N#[C-] XFXPMWWXUTWYJX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 241000158728 Meliaceae Species 0.000 description 1
- 206010027336 Menstruation delayed Diseases 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WGLPBDUCMAPZCE-UHFFFAOYSA-N Trioxochromium Chemical compound O=[Cr](=O)=O WGLPBDUCMAPZCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 1
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000012491 analyte Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000004061 bleaching Methods 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000002008 calcined petroleum coke Substances 0.000 description 1
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 1
- QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N carbon disulfide-14c Chemical compound S=[14C]=S QGJOPFRUJISHPQ-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000002860 competitive effect Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000012809 cooling fluid Substances 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000280 densification Methods 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 230000001815 facial effect Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 238000003895 groundwater pollution Methods 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 239000003779 heat-resistant material Substances 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 229910001026 inconel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000011545 laboratory measurement Methods 0.000 description 1
- 238000004093 laser heating Methods 0.000 description 1
- 229910052745 lead Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001819 mass spectrum Methods 0.000 description 1
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 1
- 238000005272 metallurgy Methods 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000001617 migratory effect Effects 0.000 description 1
- 208000015994 miscarriage Diseases 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000000962 organic group Chemical group 0.000 description 1
- 229940091263 other mineral product in atc Drugs 0.000 description 1
- 230000033116 oxidation-reduction process Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000011295 pitch Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 229940072033 potash Drugs 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Substances [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000015320 potassium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004224 protection Effects 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000006798 recombination Effects 0.000 description 1
- 238000005215 recombination Methods 0.000 description 1
- 239000003870 refractory metal Substances 0.000 description 1
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 238000012163 sequencing technique Methods 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 238000004513 sizing Methods 0.000 description 1
- 239000002594 sorbent Substances 0.000 description 1
- 239000010880 spent shale Substances 0.000 description 1
- 208000000995 spontaneous abortion Diseases 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 230000008093 supporting effect Effects 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 125000000383 tetramethylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 230000008646 thermal stress Effects 0.000 description 1
- 238000003325 tomography Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
- C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
- C01B3/22—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by decomposition of gaseous or liquid organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
- C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
- C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
- C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/02—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by distillation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G25/00—Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with solid sorbents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
- C10G31/09—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by filtration
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G7/00—Distillation of hydrocarbon oils
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
- E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/067—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle the combustion heat coming from a gasification or pyrolysis process, e.g. coal gasification
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/10—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/103—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle with exhaust fluid of one cycle heating the fluid in another cycle with afterburner in exhaust boiler
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/201—Impurities
- C10G2300/207—Acid gases, e.g. H2S, COS, SO2, HCN
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
- C10G2300/4037—In-situ processes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
- C10G2400/28—Propane and butane
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
- Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
Abstract
提供从富含有机物岩层产生烃流体的原位方法。该方法可包括原位加热富含有机物岩层，例如油页岩岩层，以热解地层烃例如干酪根，来形成含有烃流体的采出液。该方法可包括将采出液分为至少气流和液流，其中气流是低BTU气流。然后，该低BTU气流被供应给气体涡轮，在那里其被燃烧，并被用于发电。
Description
相关申请的交叉引用
本申请要求在2007年5月25日提交的美国临时专利申请系列号60/931,940的权益。该申请的名称为“结合原位加热、动力装置和天然气处理装置产生烃流体的方法(A Process for Producing Hydrocarbon Fluids Combining In SituHeating，a Power Plant and a Gas Plant)”，并且将其通过引用方式以其全部内容并入本文。
该申请与共同未决、同时提交并且共同转让的名称为“在原位加热富含有机物岩石期间产生的低BTU气体的应用(Utilization of Low BTU GasGenerated During In Situ Heating of Organic-Rich Rock)”的美国专利申请[律师案号2007EM147]相关，该美国专利申请要求在2007年5月25日提交的美国临时专利申请系列号60/931,820的权益，其公开内容通过据此引用方式以其全部内容并入本文。
发明背景
技术领域
本发明涉及从地下地层回收烃的领域。更具体地，本发明涉及从富含有机物岩层原位回收烃流体，所述岩层包括例如油页岩地层、煤地层和焦油砂地层。
背景技术
已知某些地质地层包含被称为“干酪根(kerogen)”的有机物。干酪根是固体含碳物质。当干酪根被嵌在岩层中时，该混合物被称为油页岩。事实是不管该矿物质在技术上实际上是不是页岩，它都是从致密粘土形成的岩石。
干酪根暴露于热一段时间后经历分解。加热后，干酪根在分子水平上分解以产生油、气和含碳焦炭。还可以产生少量的水。油、气和水流体在该岩石基体内可流动，而含碳焦炭保持基本上不动。
在世界范围内的各个地区包括美国都发现了油页岩地层。油页岩地层往往位于相对浅的深度。在美国，油页岩最显著地在怀俄明州、科罗拉多州和犹他州发现。这些地层通常的特征在于有限的渗透性。一些人认为油页岩地层是这样的烃沉积物，其还没有经历认为是形成常规油和气储量所需的多年热和压力。
干酪根分解产生流动烃的速率依赖于温度。在许多岁月的期间一般超过270℃(518°F)的温度对于实质性转化来说可能是必需的。在更高的温度下实质性转化可以在更短的时间内发生。当干酪根被加热时，化学反应将形成固体干酪根的较大分子断裂成较小的油和气分子。热转化工艺被称为热解或干馏。
从油页岩地层提取油已经尝试了许多年。近地表油页岩在地表被开采并干馏已经一个多世纪。在1862年，James Young开始加工苏格兰油页岩。该工业持续了大约100年。商业上通过地表开采的油页岩干馏也已经在其它国家如澳大利亚、巴西、中国、爱沙尼亚、法国、俄国、南非、西班牙和瑞典进行。然而，因为它证实是不经济的或者由于废页岩处理上的环境限制，该实践在最近几年已经大部分停止。(参见T.F.Yen和G.V.Chilingarian，“Oil Shale，”Amsterdam，Elsevier，p.292，其全部公开内容通过引用方式并入本文。)此外，地表干馏需要开采油页岩，这限于对非常浅地层的应用。
在美国，自从20世纪00年代早期就已经知道在西北的科罗拉多州存在油页岩沉积物。尽管时不时在该地区开展研究项目，但是还没有进行真正的商业开发。大部分对油页岩生产的研究在20世纪00年代后期进行。该研究主要是针对页岩油地质学、地球化学以及在地表设施中的干馏。
在1947年，美国专利号2,732,195授予Ljungstrom。该发明名称为“Method of Treating Oil Shale and Recovery of Oil and Other Mineral ProductsTherefrom(处理油页岩的方法以及从中回收油和其它矿物产品)”的专利提议在高温下将热原位应用于油页岩地层以蒸馏和产生烃。该′195 Ljungstrom专利通过引用方式并入本文。
Ljungstrom杜撰了短语“热供给通道(heat supply channels)”以描述钻到地层中的井筒。该井筒接收将热传递到周围油页岩的电热导体。因此，热供给通道充当热注入井。热注入井中的电热元件被放在砂或水泥或其它导热材料内，以允许热注入井将热传送到周围的油页岩中，同时防止流体的流入。根据Ljungstrom，在某些应用中，该“集合体(aggregate)”被加热至500℃与1,000℃之间。
与热注入井一起，流体生产井也在热注入井附近完井。将热导入岩石基体中后，干酪根被热解，产生的油和气将通过邻近的生产井被回收。
Ljungstrom通过Swedish Shale Oil Company实施了他的从加热井筒进行热传导的方法。全规模的工厂被建立，其从1944年运行至20世纪50年代。(参见G.Salamonsson，“The Ljungstrom In Situ Method for Shale-Oil Recovery，”2nd OilShale and Cannel Coal Conference，v.2，Glasgow，Scotland，Institute of Petroleum，London，p.260-280(1951)，其全部公开内容通过引用的方式并入本文)。
另外的原位方法已经被提出。这些方法一般涉及将热和/或溶剂注入地下油页岩中。热可以以加热的甲烷(参见J.J.Dougan的美国专利号3,241,611)、烟道气或过热蒸汽(参见D.W.Peacock的美围专利号3,400,762)的形式。热还可以以电阻加热、电介体加热、射频(RF)加热(美国专利号4,140,180，其被转让给位于伊利诺斯州芝加哥的ITT Research Institute)或者氧化剂注射的形式，以支持原位燃烧。在某些情况中，人工渗透性已经在该基岩中形成以有助于热解流体的运动。渗透性产生方法包括挖掘、碎石化(rubblization)、水力压裂(参见M.L.Slusser的美国专利号3,468,376以及J.V.Vogel的美国专利号3,513,914)、爆炸压裂(参见W.W.Hoover等的美国专利号1,422,204)、热压裂(参见R.W.Thomas的美国专利号3,284,281)以及蒸汽压裂(参见H.Purre的美国专利号2,952,450)。
在1989年，美国专利号4,886,118授予Shell Oil Company(壳牌石油公司)，其全部公开内容通过引用的方式并入本文。该名称为“Conductively Heatinga Subterranean Oil Shale to Create Permeability and Subsequently Produce Oil(传导性加热地下油页岩以产生渗透性以及随后生产油)”的专利声明“[c]ontrary to theimplications of...prior teachings and beliefs...the presently described conductiveheating process is economically feasible for use even in a substantially impermeablesubterranean Oil Shale.(与...在先的教导和看法的暗示相反...目前描述的传导性加热工艺对于甚至在基本上不可渗透的地下油页岩中的应用来说是经济上可行的。)”(第6栏，第50-54行)。尽管有该声明，但应当注意，除了Ljungstrom的应用外，几乎没有——如果有的话——出现商业性原位页岩油生产。该′118专利提出控制每个热注入井周围的岩石内的热传导速率以提供均匀的热前缘。
油页岩干馏和页岩油回收的另外历史可以在名称为“Methods ofTreating a Subterranean Formation to Convert Organic Matter into ProducibleHydrocarbons(处理地下地层以将有机物转化成可采出烃的方法)”的共有专利出版物WO 2005/010320以及名称为“Hydrocarbon Recovery from Impermeable油页岩s(从不可渗透性油页岩中回收烃)”的专利出版物WO 2005/045192中找到。这两篇专利出版物的背景部分和技术公开内容通过引用方式并入本文。
对生产页岩油的改良方法存在需求。此外，对生产具有改进特性的页岩油的改良方法存在需求。此外，对能使用通过原位加热产生的低质量气体和/或随时间改变质量的气体的方法存在需要。此外，对能从通过原位加热产生的低质量气体和/或随时间改变质量的气体发电的方法存在需要。
发明内容
在一个实施方式中，本发明包括从富含有机物岩层产生烃流体的原位方法。该方法包括原位加热富含有机物岩层并且从该富含有机物岩层生产采出液，其中所述采出液至少部分作为位于富含有机物岩层中的地层烃热解的结果产生。采出液可以包括烃流体。该方法可进一步包括将采出液分成至少第一气流和第一液流，其中第一气流包括大于10摩尔百分比的烃气和大于10摩尔百分比的二氧化碳。该方法可进一步包括使第一气流通过第一气体涡轮(燃气轮机，gasturbine)，以形成第一气体涡轮废流，其中第一气体涡轮被配置为给第一发电机提供能量。该方法可进一步包括响应气体涡轮废流在第一发电机中发电。
在一个实施方式中，本发明包括从富含有机物岩层产生烃流体的原位方法。该方法包括原位加热富含有机物岩层并且从该富含有机物岩层生产采出液，其中所述采出液至少部分作为位于富含有机物岩层中的地层烃热解的结果产生。采出液可以包括烃流体。该方法可进一步包括将采出液分成至少第一气流和第一液流，其中第一气流包括大于10摩尔百分比的烃气并且具有小于800BTU/SCF(英国热单位/每标准立方英尺)的低热值。该方法可进一步包括使第一气流通过第一气体涡轮，以形成第一气体涡轮废流，其中第一气体涡轮被配置为给第一发电机提供能量。该方法可进一步包括响应气体涡轮废流在第一发电机中发电。
在一个实施方式中，本发明包括从富含有机物岩层产生烃流体的原位方法。该方法包括原位加热富含有机物岩层并且从该富含有机物岩层生产采出液，其中所述采出液至少部分作为位于富含有机物岩层中的地层烃热解的结果产生。采出液可以包括烃流体。该方法可进一步包括将采出液分成至少第一气流和第一液流。该方法可进一步包括监控第一气流，以便在第一气流在第一气体涡轮燃烧器中大量燃烧之前确定第一气流的第一特性。该方法可进一步包括调节控制措施(control measure)以改变第一气流的第一特性。该方法可进一步包括使第一气流通过第一气体涡轮，以形成第一气体涡轮废流，其中第一气体涡轮被配置为给第一发电机提供能量。该方法可进一步包括响应气体涡轮废流在第一发电机中发电。
在一个实施方式中，本发明包括从富含有机物岩层产生烃流体的原位方法。该方法包括用被配置为从电产生热的电阻加热器原位加热富含有机物岩层并且从该富含有机物岩层生产采出液，其中所述采出液至少部分作为位于富含有机物岩层中的地层烃热解的结果产生。采出液可以包括烃流体。该方法可进一步包括将采出液分成至少第一气流和第一液流，其中第一气流包括大于5摩尔百分比的烃气和大于10摩尔百分比的二氧化碳。该方法可进一步包括使第一气流通过第一气体涡轮，以形成第一气体涡轮废流，其中第一气体涡轮被配置为给第一发电机提供能量。该方法可进一步包括响应气体涡轮废流在第一发电机中发电。该方法可进一步包括使气体涡轮废流通到蒸汽发生器，以产生蒸汽。该方法可进一步包括使所述蒸汽通过蒸汽涡轮，其中蒸汽涡轮被配置为响应所述蒸汽给第二发电机提供能量。该方法可进一步包括在第二发电机中发电。
在一个实施方式中，本发明包括从富含有机物岩层产生烃流体的原位方法。该方法包括用被配置为从电产生热的电阻加热器原位加热富含有机物岩层并且从该富含有机物岩层生产采出液，其中所述采出液至少部分作为位于富含有机物岩层中的地层烃热解的结果产生。采出液可以包括烃流体。该方法可进一步包括将采出液分成至少第一气流和第一液流，其中第一气流包括大于5摩尔百分比的烃气和大于10摩尔百分比的二氧化碳。该方法可进一步包括使第一气流通过第一气体涡轮，以形成第一气体涡轮废流，其中第一气体涡轮被配置为给第一发电机提供能量。该方法可进一步包括响应气体涡轮废流在第一发电机中发电。
在一个实施方式中，本发明包括从富含有机物岩层产生烃流体的原位方法。该方法包括用被配置为从电产生热的电阻加热器原位加热富含有机物岩层并且从该富含有机物岩层生产采出液，其中所述采出液至少部分作为位于富含有机物岩层中的地层烃热解的结果产生。采出液可以包括烃流体。该方法可进一步包括将采出液分为至少第一气流和第一液流，其中第一气流包括大于5摩尔百分比的烃气并且具有800BTU/SCF以下的热值。该方法可进一步包括使第一气流通过第一气体涡轮，以形成第一气体涡轮废流，其中第一气体涡轮被配置以给第一发电机提供能量。该方法可进一步包括响应气体涡轮废流在第一发电机中发电。
在一个实施方式中，本发明包括从富含有机物岩层产生烃流体的原位方法。该方法包括原位加热富含有机物岩层并且从该富含有机物岩层生产采出液，其中所述采出液至少部分作为位于富含有机物岩层中的地层烃热解的结果产生。采出液可以包括烃流体。该方法可进一步包括将采出液分为至少第一气流和第一液流，其中第一气流包括大于5摩尔百分比的烃气并且具有200BTU/SCF和800BTU/SCF之间的热值。该方法可进一步包括使第一气流通过第一气体涡轮，以形成第一气体涡轮废流，其中第一气体涡轮被配置以给第一发电机提供能量。该方法可进一步包括响应气体涡轮废流在第一发电机中发电。
附图说明
为了能够更好地理解本发明的特征，在此附上一些图、曲线图和流程图。然而，应当注意，这些图仅仅图解了本发明所选的实施方式并且因此不应当认为限制了范围，因为本发明可以容许其它等效的实施方式和应用。
图1是例证性地下区域的横截面等距视图(isomeric view)。该地下区域包括限定地下地层的富含有机物岩石基体。
图2是表示在一种实施方式中从富含有机物岩层原位热回收油和气的一般方法的流程图。
图3是在地下水含水层内或连接到地下水含水层的例证性油页岩地层以及地层淋滤操作的横截面侧视图。
图4是在生产井周围的例证性加热井模式的平面图。显示的是两层加热井。
图5是一柱状图，其比较了在模拟的原位干馏工艺前后的一吨GreenRiver油页岩。
图6是用于地下地层开发的示例性地表加工设备的工艺流程图。
图7是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从C6至C38出现的每个碳数假组分的重量百分数图。
图8是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从C6至C38出现的每个碳数假组分相比C20假组分的重量百分数比率图。
图9是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从C6至C38出现的每个碳数假组分相比C25假组分的重量百分数比率图。
图10是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从C6至C38出现的每个碳数假组分相比C29假组分的重量百分数比率图。
图11是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从正(或正构)C6至正C38出现的正构烷烃(正烷烃，normal alkane)化合物的重量百分数图。
图12是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从正C6至正C38出现的正构烷烃化合物相比正C20烃化合物的重量百分数图。
图13是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从正C6至正C38出现的正构烷烃化合物相比正C25烃化合物的重量百分数图。
图14是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从正C6至正C38出现的正构烷烃化合物相比正C29烃化合物的重量百分数图。
图15是对于在三个不同应力水平下进行的实验室实验而言从C6至C38的每个碳数的正构烷烃化合物与假组分的重量比图。
图16是一柱状图，其显示在取自在三个不同应力水平下进行的重复实验室实验的气体样品中存在的烃种类的摩尔百分比浓度。
图17是在实施例1中描述的无应力帕尔加热测试(unstressed Parrheating test)中使用的金管设备的示意图。
图18是在实施例1-5中使用的帕尔容器的横截面图。
图19是从实施例1中取出的气体的气相色谱图。
图20是从实施例1中取出的液体的全油气相色谱图。
图21是实施例2-5所使用的Berea圆筒、Berea塞和油页岩岩心样品的示意图。
图22是在实施例2-5中使用的微型负荷机架和样品组件的示意图。
图23是从实施例2中取出的气体的气相色谱图。
图24是从实施例3中取出的气体的气相色谱图。
图25是从实施例3中取出的液体的全油气相色谱图。
图26是从实施例4中取出的气体的气相色谱图。
图27是从实施例4中取出的液体的全油气相色谱图。
图28是从实施例5中取出的气体的气相色谱图。
图29是可用于本发明的一些实施方式的示例性加工设备的工艺流程图。
图30是可用于本发明的一些实施方式的示例性加工设备的可选的工艺流程图。
图31是可用于本发明的一些实施方式的示例性加工设备的可选的工艺流程图。
图32从科罗拉多油页岩实验室加热释放的数种气体种类的曲线图。左边y轴报告在12-小时实验释放的、以mol％表示的测量气体种类的浓度，其包括CO2、H2、甲烷、乙烷和CO。x-轴表示时间，并且用小时表示。
图33是可用于本发明的一些实施方式的示例性加工设备的可选的工艺流程图。
图34是可用于本发明的一些实施方式的示例性加工设备的可选的工艺流程图。
图35是可用于本发明的一些实施方式的示例性加工设备的可选的工艺流程图。
某些实施方式详述
定义
如本文所用，术语“烃(一种或多种)”是指具有包含与氢结合的碳的分子结构的有机物。烃还可包括其它元素，例如但不限于卤素、金属元素、氮、氧和/或硫。
如本文所用，术语“烃流体”是指为气体或液体的烃或烃混合物。例如，烃流体可包括在地层条件下、在加工条件下或在环境条件(15℃以及1个大气压)下为气体或液体的烃或烃混合物。烃流体可以包括例如油、天然气、煤层甲烷、页岩油、热解油、热解气、煤的热解产物以及其它处于气态或液态的烃。
如本文所用，术语“产出液(produced fluids)”和“采出液(productionfluids)”是指从包括例如富含有机物岩层在内的地下地层移出的液体和/或气体。采出液可以包括烃流体以及非烃流体。采出液可以包括但不限于热解页岩油、合成气、煤的热解产物、二氧化碳、硫化氢和水(包括蒸汽)。采出液可以包括烃流体以及非烃流体。
如本文所用，术语“可冷凝烃”是指在25℃和一个大气绝对压强下冷凝的那些烃。可冷凝烃可以包括碳数大于4的烃的混合物。
如本文所用，术语“非冷凝烃”是指在25℃和一个大气绝对压强下不冷凝的那些烃。非冷凝烃可以包括碳数小于5的烃。
如本文所用，术语“重烃(heavy hydrocarbons)”是指在环境条件(15℃以及1个大气压)下高粘性的烃流体。重烃可包括高粘性烃流体，诸如重油、焦油和/或沥青。重烃可包括碳和氢以及较小浓度的硫、氧和氮。另外的元素也可以痕量存在于重烃中。重烃可按照API(美国石油学会)比重进行分类。重烃的API比重一般在约20度以下。例如，重油的API比重一般为约10-20度，而焦油的API比重一般在约10度以下。重烃的粘度在15℃下一般大于约100厘泊。
如本文所用，术语“固体烃”是指在地层条件下以基本固体形式天然发现的任何烃物质。非限制性实例包括干酪根、煤、不纯石墨、沥青岩和天然地蜡。
如本文所用，术语“地层烃(岩层烃)”是指在富含有机物岩层中包含的重烃和固体烃。地层烃可以是但不限于干酪根、油页岩、煤、沥青、焦油、天然地蜡和沥青岩。
如本文所用，术语“焦油”是指在15℃下粘度一般大于约10,000厘泊的粘性烃。焦油的比重一般大于1.000。焦油的API比重可小于10度。
如本文所用，术语“干酪根”是指主要含有碳、氢、氮、氧和硫的固体不溶性烃。油页岩含有干酪根。
如本文所用，术语“沥青”是指在二硫化碳中可充分溶解的非晶固体或粘性烃物质。
如本文所用，术语“油”是指含有可冷凝烃混合物的烃流体。
如本文所用，术语“地下(subsurface)”是指出现在地球表面以下的地质地层。
如本文所用，术语“富含烃地层”是指任何含有痕量以上烃的地层。例如，富含烃地层可以包括以大于5体积百分数的水平含有烃的部分。位于富含烃地层中的烃可以包括例如油、天然气、重烃和固体烃。
如本文所用，术语“富含有机物岩石”是指任何拥有固体烃和/或重烃的岩石基体。岩石基体可包括但不限于沉积岩、页岩、粉砂岩、砂、沉积石英岩、碳酸盐和硅藻土。
如本文所用，术语“地层”是指任何有限的地下区域。该地层可包含任何地下地质地层的一个或多个含有烃的层、一个或多个不含烃的层、上覆岩层和/或下伏岩层。“上覆岩层”和/或“下伏岩层”是目标地层上面或下面的地质物质。上覆岩层或下伏岩层可包括一个或多个不同类型的基本上不可渗透性物质。例如，上覆岩层和/或下伏岩层可包括岩石、页岩、泥岩或湿/紧密碳酸盐(即不含烃的不可渗透性碳酸盐)。上覆岩层和/或下伏岩层可包括相对不可渗透的含烃层。在某些情况下，上覆岩层和/或下伏岩层可以是渗透性的。
如本文所用，术语“富含有机物岩层”是指任何含有富含有机物岩石的地层。富含有机物岩层包括，例如，油页岩地层、煤地层和焦油砂地层。
如本文所用，术语“热解”是指通过施加热将化学键断裂。例如，热解可包括仅通过热或通过热与氧化剂结合将化合物转换成一种或多种其它物质。热解可包括通过加入氢原子将化合物的性质改变，所述氢原子可以从分子氢、水、二氧化碳或一氧化碳中得到。热可以被转移到一部分地层以引起热解。
如本文所用，术语“水溶性矿物”是指在水中可溶的矿物。水溶性矿物包括，例如，苏打石(碳酸氢钠)、碱灰(碳酸钠)、片钠铝石(NaAl(CO3)(OH)2)或其组合。大量的溶解可需要热水和/或非中性pH溶液。
如本文所用，术语“地层水溶性矿物”是指在地层中天然发现的水溶性矿物。
如本文所用，术语“迁移污染物种类(migratory contaminant species)”是指在水或含水流体中可溶或可移动的种类，并且被认为对人类健康或环境有潜在危害或有利害关系。迁移污染物种类可包括无机和有机污染物。有机污染物可包括饱和烃、芳烃和含氧烃。无机污染物可包括各种类型的金属污染物和离子污染物，其可显著改变pH或地层流体化学。芳烃可包括，例如，苯、甲苯、二甲苯、乙苯和三甲基苯，以及各种类型的多芳烃诸如蒽、萘、
和芘。含氧烃可包括，例如醇、酮、酚和有机酸如羧酸。金属污染物可包括，例如，砷、硼、铬、钴、钼、汞、硒、铅、钒、镍或锌。离子污染物包括，例如，硫化物、硫酸盐、氯化物、氟化物、氨、硝酸盐、钙、铁、镁、钾、锂、硼和锶。
如本文所用，术语“裂化(cracking)”是指这样的过程，其涉及有机化合物的分解和分子重组以产生数目比最初存在的更大的分子。在裂化中，一系列反应伴随着氢原子在分子间的转移而发生。例如，石脑油可以经历热裂化反应以形成乙烯和H2以及其它分子。
如本文所用，术语“截存(sequestration)”是指储藏为工艺副产物的流体，而不是将该流体排放到大气或开放环境中。
如本文所用，术语“下沉”是指地表相对于该地表的原始海拔向下移动。
如本文所用，术语层的“厚度”是指层横截面的上下边界之间的距离，其中该距离是与该横截面的通常斜面垂直地测量的。
如本文所用，术语“热压裂(thermal fracture)”是指地层中所产生的压裂，所述压裂是通过一部分地层和/或地层内流体的膨胀或收缩直接或间接引起的，该膨胀或收缩又是由于加热通过增加/降低该地层和/或该地层内流体的温度和/或通过增加/降低该地层内流体的压强而引起的。热压裂可以传播到比加热区域冷很多的附近区域或者在该附近区域形成。
如本文所用，术语“水力压裂(hydraulic fracture)”是指至少部分传播到地层中的压裂，其中所述压裂是通过将加压流体注射到地层中产生的。该压裂可通过注入支撑剂材料人工地保持开放。水力压裂可在方向上基本水平、在方向上基本垂直或者沿着任何其它平面定向。
如本文所用，术语“井筒”是指在地下通过钻孔或将管道插入到地下所制成的孔。井筒可具有基本上圆形的横截面，或者其它横截面形状(例如圆、椭圆、正方形、长方形、三角形、裂缝或其它规则或不规则形状)。如本文所用，当提及地层中的开孔时，术语“井”可以与术语“井筒”交换使用。
具体实施方式的描述
本发明连同某些具体实施方式在本文被描述。然而，就下面的详述具体到特定实施方式或特定应用的程度来讲，这意图只是例证性的并且不应当解释为限制本发明的范围。
如本文所讨论，本发明的一些实施方式包括或具有与回收自然资源的原位方法相关的应用。自然资源可以从富含有机物岩层包括例如油页岩地层回收。富含有机物岩层可包括地层烃，其包括例如干酪根、煤和重烃。在本发明的一些实施方式中，自然资源可包括烃流体，其包括，例如，地层烃诸如页岩油的热解产物。在本发明的一些实施方式中，自然资源还可包括水溶性矿物，其包括，例如，苏打石(碳酸氢钠或者2NaHCO3)、碱灰(碳酸钠或Na2CO3)和片钠铝石(NaAl(CO3)(OH)2)。
图1呈现了例证性油页岩开发区域10的透视图。开发区域10的地表12被显示。地表下面是富含有机物岩层16。例证性地下地层16包含地层烃(诸如，例如干酪根)以及可能有价值的水溶性矿物(诸如，例如苏打石)。应当理解，代表性地层16可以是任意富含有机物岩层，例如，其包括含有煤或焦油砂的岩石基体。此外，构成地层16的岩石基体可以是渗透性的、半渗透性的或非渗透性的。本发明在最初具有非常有限的或实际上无流体渗透性的油页岩开发区域是特别有利的。
为了进入地层16以及从中回收自然资源，形成了多个井筒。井筒在图1中以14显示。代表性井筒14相对于地表12在方向上基本上垂直。然而，应当理解，一些或全部井筒14可以偏离成钝角或甚至水平的方向。在图1的排列中，每个井筒14在油页岩地层16中完成。完井可以是裸眼井或下套管井。井完成还可包括从中发散的支撑或未支撑的水力压裂。
在图1的视图中，只有七个井筒14被显示。然而，应当理解，在油页岩开发项目中，许多附加井筒14将最有可能被钻出。井筒14可定位在相对近的邻近，其分开10英尺至高达300英尺。在一些实施方式中，提供的是15至25英尺的井间隔。代表性地，井筒14还可以在浅的深度处完成，其总深度为200至5,000英尺。在一些实施方式中，以原位干馏为目标的油页岩地层在地表下200英尺以上的深度处或者可选地在地表下400英尺处。可选地，转化和生产发生在500与2,500英尺之间的深度处。
井筒14将进行选择用于某些功能并且可以被指定作为热注入井、水注入井、油生产井和/或水溶性矿物溶液生产井。一方面，井筒14被设计尺寸以适应这些目的中的两个、三个或全部的四个。适合的工具和设备可以顺序地进入井筒14中和从井筒14中取出以用于各种目的。
流体处理设备17也示意地显示。流体处理设备17被安装以通过一个或多个管线或出油管18接收产生自富含有机物岩层16中的流体。流体处理设备17可包括适于接收和分离从加热地层产生的油、气和水的设备。流体处理设备17可进一步包括这样的设备，所述设备用于在从富含有机物岩层16中回收的采出水中分离出溶解的水溶性矿物和/或迁移污染物种类，其包括例如溶解的有机污染物、金属污染物或离子污染物。该污染物可包括，例如，芳烃例如苯、甲苯、二甲苯和三甲基苯。该污染物还可包括多芳烃诸如蒽、萘、
和芘。金属污染物可包括，包含砷、硼、铬、汞、硒、铅、钒、镍、钴、钼或锌的种类。离子污染物种类可包括，例如，硫酸盐、氯化物、氟化物、锂、钾、铝、氨和硝酸盐。
为了回收油、气和钠(或其它)水溶性矿物，可以采取一系列步骤。图2呈现了在一种实施方式中从富含有机物岩层100原位热回收油和气的方法的流程图。应当理解，图2中一些步骤的顺序可以进行变化，并且该步骤顺序仅仅用于说明。
首先，在开发区域10内鉴别油页岩(或其它富含有机物岩石)地层16。这一步骤显示在方框110中。任选地，油页岩地层可包含苏打石或其它钠矿物。油页岩地层内的目标开发区域可以通过测量或模拟油页岩的深度、厚度和有机物丰富度以及评价富含有机物岩层相对于其它岩石类型的位置、结构特征(例如断层、背斜层或向斜层)或水文地质单元(即含水层)进行鉴别。这是通过从有效的测试和资料建立和解释深度、厚度、有机物丰富度和其它数据的图和/或模型实现的。这可包括进行地质学表面勘测、研究露头、进行地震勘测和/或钻井筒以从地下岩石获得岩心样品。岩石样品可以进行分析以评定干酪根含量和产生流体烃的能力。
富含有机物岩层的干酪根含量可以利用各种数据从露头或岩心样品中确定。这样的数据可包括有机碳含量、含氢指数和修正的Fischer试验分析。地下渗透性还可以通过岩石样品、露头或地下水流的研究，进行评估。此外，可以对开发区域与地下水源的连通性进行评定。
其次，多个井筒14横跨目标开发区10形成。该步骤示意地显示在方框115中。井筒14的目的在上面被阐明而不必重复。然而，应当注意，为了方框115井筒形成步骤的目的，最初只有一部分井需要完成。例如，在项目开始时，热注入井是需要的，而大部分烃生产井还不需要。生产井可以在一旦转换开始后引入，例如在加热4-12个月后。
应当理解，石油工程师将研究出井筒14最佳深度和安排的方案，这取决于预期储层特性、经济约束因素和工作进度安排约束因素。此外，工程人员将决定何种井筒14应当用于初始地层16加热。该选择步骤通过方框120描述。
关于热注入井，存在多种将热施加到富含有机物岩层16的方法。除非在权利要求书中明确声明，本方法不限于所应用的加热技术。加热步骤一般由方框130描述。优选地，对于原位工艺来说，生产区的加热发生数个月或者甚至四年或更多年的时间。地层16被加热至足以热解至少一部分油页岩以便将干酪根转化成烃流体的温度。地层目标区域的大部分可以被加热至270℃至800℃之间。可选地，富含有机物地层的目标体积被加热至至少350℃以形成采出液。转换步骤通过方框135描述在图2中。所形成的液体和烃气可以被精制成类似普通商业石油产品的产品。这样的液体产品包括运输燃料诸如柴油机、喷气机燃料和石脑油。产生的气体包括轻烷烃、轻烯烃、H2、CO2、CO和NH3。
油页岩的转化将在起初不可渗透的岩石中的油页岩地段中产生渗透性。优选地，方框130和135的加热和转化过程发生在长的时间期间内。一方面，加热期间为3个月至四年或更多年。还有作为方框135的任选部分，地层16可以被加热至足以将至少一部分苏打石转化为碱灰的温度，如果存在苏打石的话。熟化油页岩并且回收油和气所施加的热也会将苏打石转化成碳酸钠(碱灰)——一种相关的钠矿物。将苏打石(碳酸氢钠)转化成碱灰(碳酸钠)的方法在本文中被描述。
与加热步骤130有关，岩层16可以任选地被压裂以有助于传热或随后的烃流体采出。任选的压裂步骤显示在方框125中。压裂可以通过施加热在地层内产生热压裂而实现。通过加热富含有机物岩石以及将干酪根转换成油和气，部分地层的渗透性通过热压裂的形成以及随后一部分从干酪根产生的烃流体的采出而增加。可选地，可以使用被称为水力压裂的工艺。水力压裂是在油和气回收领域中已知的工艺，其中压裂液在井筒内被加压超过地层的压裂压力，由此在地层内产生压裂面以将井筒内产生的压力释放。水力压裂可被用于在部分地层中产生附加渗透性和/或被用于提供平面加热源。
作为烃流体生产工艺100的部分，某些井14可被指定为油和气生产井。该步骤通过方框140进行描述。直到确定干酪根已经被充分干馏以允许最大量从地层16中回收油和气，才可以启动油和气生产。在某些情况中，专用生产井直到热注入井(方框130)已经运行几周或几月后才被钻井。因此，方框140可以包括附加井筒14的形成。在其它实例中，选定的加热井被转变成生产井。
在某些井筒14已经被指定作为油和气生产井后，油和/或气从井筒14中被采出。油和/或气采出工艺被显示在方框145中。在这个阶段(方框145)，任何水溶性矿物诸如苏打石和转化的碱灰可作为油页岩床内良好分散的晶体或团块保持基本上限制在岩层16中，而没有被采出。然而，一些苏打石和/或碱灰可以被溶解于在地层内热转化(方框135)期间产生的水中。
方框150显示油和气回收方法100中任选的下一步。这里，某些井筒14被指定为水或含水流体注入井。含水流体是水与其它种类的溶液。该水可以构成“盐水”，并且可包括溶解的元素周期表第I和II族元素的氯化物、硫酸盐和碳酸盐的无机盐。有机盐也可存在于含水流体中。该水可选地可以是包含其它种类的新鲜水。其它种类可以存在以改变pH。可选地，其它种类可以反映微咸水的可用性，所述微咸水中希望从地下沥滤的种类是不饱和的。优选地，水注入井选自用于热注入或油和/或气生产的井筒中的一些或全部。然而，方框150的步骤的范围可以包括用作专用水注入井的仍然是附加的井筒14的钻井。在该方面，可以期望沿着开发区域10周边完成水注入井，以便产生高压边界。
其次，任选地，水或含水流体通过水注入井被注入并且进入油页岩地层16。该步骤显示在方框155中。水可以处于蒸汽或加压热水的形式。可选地，注入水可以是冷的并且随着它接触预先加热的地层而变热。注入工艺可进一步引起压裂。该工艺可以在距离水注入井筒一些距离例如高达200英尺外的具有苏打石的层段中产生指状空穴和角砾区域。一方面，气顶，诸如氮气，可以被保持在每一“空穴”顶端以防止垂直生长。
随着某些井筒14被指定为水注入井，设计工程师还可以将某些井筒14指定为水或水溶性矿物溶液生产井。该步骤显示在方框160中。这些井可以与用于先前生产烃或注入热的井相同。这些回收井可被用于产生溶解的水溶性矿物与包括例如迁移污染物种类在内的其它种类的水溶液。例如，该溶液可以主要是溶解的碱灰的溶液。该步骤显示在方框165中。可选地，单个井筒可以被用于注入水并且然后回收钠矿物溶液。因此，方框165包括使用同一井筒14用于水注入和溶液生产的选择(方框165)。
临时控制迁移污染物种类的迁移，尤其在热解过程期间，可以通过布置注入和生产井14以使流出加热区域的流体流最小化而获得。典型地，这涉及将注入井安置在加热区域周围以便引起压力梯度，该压力梯度防止加热区域内部的流体流离开该区域。
图3是在地下水含水层内或连接到地下水含水层的例证性油页岩地层以及地层淋滤操作的横截面图。四个分开的油页岩地层区域(23、24、25和26)被描绘在油页岩地层内。含水层在地表面27下面，并且被分为上部含水层20和下部含水层22。上部和下部含水层中间是弱透水层21。可以看出，地层的某些区域既是含水层或弱透水层又是油页岩区域。多个井(28、29、30和31)被显示穿过含水层垂直向下。这些井中一个被充当水注入井31，而另外一个充当水生产井30。以这种方式，水通过至少较低的含水层22进行循环32。
图3图解显示了穿过被加热的油页岩体积33的水循环32，所述油页岩体积位于含水层22内或者与含水层22相连，并且烃流体先前从油页岩体积33中回收。通过水注入井31将水注入促使水进入预先加热的油页岩33，从而水溶性矿物和迁移污染物种类被冲到水生产井30。水然后可以在设备34中进行处理，其中水溶性矿物(例如苏打石或碱灰)和迁移污染物可基本上从水流中去除。水然后被再注入到油页岩体积33中，并且重复进行地层沥滤。这种用水进行的沥滤意图持续直到在预先加热的油页岩区域33内迁移污染物种类的水平处于环境可接受的水平。这可能需要1个循环、2个循环、5个循环、10个循环或更多循环的地层沥滤，其中单个循环表示注入和采出大约一孔体积的水。应当理解，在实际的油页岩开发中可能有许多水注入和水生产井。此外，该体系可包括可以用在油页岩加热阶段、页岩油生产阶段、沥滤阶段或者在这些阶段任意组合期间的监控井(28和29)，以便监控迁移污染物种类和/或水溶性矿物。
为了阐述页岩油开发的各个特征和方法，某些截面在下面被具体命名。
在一些油田中，地层烃诸如油页岩可以存在于一个以上的地下地层中。在一些情况中，富含有机物岩层可以被不含烃的岩层或者另外具有很少或没有商业价值的岩层分开。因此，对于烃开发内油田的经营者来说，可以期望进行分析将哪个地下富含有机物岩层作为目标或者它们应当以什么顺序进行开发。
富含有机物岩层可以基于不同因素进行选择以便开发。一个这样的因素是地层内含烃层的厚度。较大的产油气带厚度可以表明更大潜在体积的烃流体生产。每个含烃层可具有这样的厚度，所述厚度取决于例如该含地层烃层形成的条件而变化。因此，如果富含有机物岩层包括至少一个厚度足以经济生产采出液的含地层烃层，那么该地层将一般被选择进行处理。
如果紧密间隔在一起的几个层的厚度足以进行采出液的经济生产，那么富含有机物岩层也可以被选择。例如，地层烃的原位转化过程可包括选择并处理厚度大于约5米、10米、50米或者甚至100米的富含有机物岩层内的层。以这种方式，到富含有机物岩层上面和下面形成的层的热损失(作为总注入热的部分)可小于从一薄层地层烃的这种热损失。然而，本文描述的过程也可包括选择并处理这样的层，其可包括基本上不含地层烃的层或者地层烃薄层。
一个或多个富含有机物岩层的丰富度也可以被考虑。丰富度可取决于诸多因素，包括含地层烃层的形成条件、该层中地层烃的量和/或该层中地层烃的组成。薄且丰富的地层烃层可以能产生比更厚、不太丰富的地层烃层明显更多有价值的烃。当然，从既厚又丰富的地层生产烃是期望的。
富含有机物岩层的干酪根含量可以使用各种数据从露头或岩心样品确定。这样的数据可以包括有机碳含量、含氢指标以及修正的Fischer试验分析。Fischer试验是这样的标准方法，其涉及在一小时中将含地层烃层的样品加热至约500℃，收集从加热样品产生的流体，以及量化所产出的流体的量。
地下地层渗透性也可以通过岩石样品、露头或地下水流的研究进行评估。此外，开发区域与地下水源的连通性可以进行评估。因此，富含有机物岩层可以基于地层基体的渗透性或孔隙度选择以进行开发，即使地层的厚度相对薄。
石油工程师已知的其它因素可以在选择开发地层时被考虑。这样的因素包括发现的产油气带的深度、新鲜地下水与含干酪根区域的地层学接近性、厚度的连续性和其它因素。例如，地层内被评估的流体生产含量也将影响最后的体积生生产。
在从油页岩油田生产烃流体中，可以期望控制热解流体的迁移。在一些情况中，这包括注入井的使用，尤其是在该油田的周围。这样的井可以注入水、蒸汽、CO2、加热的甲烷或其它流体，以驱使裂化的干酪根流体向内进入生产井。在一些实施方式中，可以将物理挡板放在开发的富含有机物岩层的区域周围。物理挡板的一个实例涉及冷冻壁的产生。冷冻壁通过穿过周边的井循环制冷剂以大大降低岩层的温度而形成。这又防止了油田周边存在的干酪根热解以及油和气向外迁移。冷冻壁也将导致周边的地层中天然水冻结。
将地下冷冻用于稳定加固差的土壤或者给流体流动提供挡板在本预域中是已知的。Shell Exploration and Production Company(壳牌勘探和生产公司)已经在几个专利中讨论了应用冷冻壁用于油页岩生产，包括美国专利号6,880,633和美国专利号7,032,660。壳牌的′660专利使用地下冷冻以防止原位页岩油生产期间地下水流动和地下水污染。公开了所谓冷冻壁的应用的另外的专利是美国专利号3,528,252、美国专利号3,943,722、美国专利号3,729,965、美国专利号4,358,222、美国专利号4,607,488和WO专利号98996480。
可用于限制流体流入或流出油页岩油田的物理挡板的另一实例是形成灌浆壁。灌浆壁是通过将水泥注入地层中以充满渗透性通道而形成的。在油页岩油田的环境中，水泥将沿着油田的周边被注入。这防止热解的流体移动到开发油田外边以及水从邻近的含水层移动到油田中。
如上所示，几个不同类型的井可被用于富含有机物岩层的开发，包括例如油页岩油田。例如，富含有机物岩层的加热可以通过使用加热井完成。加热井可包括，例如，电阻加热元件。烃流体从地层中的生产可以通过使用用于流体生产的完井而实现。含水流体的注入可以通过使用注入井而实现。最后，含水溶液的生产可以通过使用溶液生产井而实现。
上面所列的不同井可以用于一个以上的目的。换一种说法就是，初始完成用于一种目的的井后来可用于另一目的，由此降低项目成本和/或减少执行某些任务所需要的时间。例如，一个或多个生产井也可被用作随后将水注入富含有机物岩层中的注入井。可选地，一个或多个生产井也可被用作随后从富含有机物岩层生产含水溶液的溶液生产井。
在其它方面，生产井(以及在一些情况中加热井)最初可被用作脱水井(例如在加热开始前和/或当加热最初被启动时)。此外，在一些情况中，脱水井可随后被用作生产井(以及在一些情况中用作加热井)。因此，脱水井可以被放置和/或设计以便这种井可随后被用作生产井和/或加热井。加热井可以被放置和/或设计以便这种井可随后被用作生产井和/或脱水井。生产井可以被放置和/或设计以便这种井可随后被用作脱水井和/或加热井。类似地，注入井可以是最初被用作其它目的(例如加热、生产、脱水、监控等)的井，并且注入井可随后被用于其它目的。类似地，监控井可以是最初用作其它目的(例如加热、生产、脱水、注入等)的井。最后，监控井可随后被用于其它目的，例如水生产。
不同井的井筒可以相对靠近地定位，分开10英尺至高达300英尺。可选地，井筒可以间隔30至200英尺或者50至100英尺。典型地，井筒也在浅的深度处完成，总深度200至5,000英尺。可选地，井筒可以在从1,000至4,000英尺或者1,500至3,500英尺的深度处完成。在一些实施方式中，目标为原位干馏的油页岩地层处于地表下200英尺以上的深度处。在可选实施方式中，目标为原位干馏的油页岩地层处于地表下500、1,000或1,500英尺以上的深度处。在可选实施方式中，目标为原位干馏的油页岩地层处于地表下200与5,000英尺之间的深度处，可选地在1,000与4,000英尺之间，在1,200与3,700英尺之间或者1,500与3,500英尺之间。
期望的是以预先计划的布井方式为油页岩油田安排不同的井。例如，加热井可以以各种布井方式安排，包括但不限于三角形、正方形、六边形和其它多边形。该布井方式可以包括规则的多边形以促进均匀的加热穿过放置了加热井的至少部分地层。该布井方式还可以是行列驱井网。行列驱井网一般包括第一加热井线性阵列、第二加热井线性阵列，以及位于第一和第二加热井线性阵列之间的生产井或者生产井线性阵列。在加热井之间散布的典型是一个或多个生产井。注入井同样可以被布置在重复性布井方式的单元内，其可类似于或不同于加热井所用的布井方式。
减少井数目的一个方法是使用单个井，既作为加热井又作为生产井。通过使用单一井用于连续目的来降低井的数目可以降低项目成本。一个或多个监控井可以被布置在油田中选择的位置上。监控井可以被配置有一个或多个测量井筒中温度、压力和/或流体特性的装置。在一些情况中，加热井还可以作为监控井，或者另外用仪器装备。
减少加热井数目的另一方法是采用井网。可以使用与生产井等距离间隔的加热井的规则井网。该井网可以形成等边三角形排列、六边形排列或其它排列井网。加热井的排列可以被这样放置，从而每个加热井之间的距离小于约70英尺(21米)。一部分地层可以用加热井加热，所述加热井基本上与烃地层的边界平行地放置。
在可选实施方式中，加热井的排列可以被这样放置，使得每个加热井之间的距离可以小于约100英尺、或50英尺、或30英尺。无论加热井的排列或之间的距离如何，在某些实施方式中，在富含有机物岩层内放置的加热井与生产井之间的比例可大于约5、8、10、20或更多。
在一种实施方式中，单个生产井被至多一层加热井环绕。这可包括排列诸如5点、7点或9点阵列，其中生产和加热井交互成行。在另一实施方式中，两层加热井可以环绕生产井，但是其中加热井是错列的，以便存在无障碍通道用于远离另外的加热井的大部分流动。可以应用流动和储层模拟以评估原位产生的烃流体当它们从其原始地点迁移到生产井时的通道和温度历史。
图4提供例证性的使用一层以上加热井的加热井排列的平面图。该加热井排列的使用与从页岩油开发区400生产烃相关。在图4中，加热井排列使用第一层加热井410，其被第二层加热井420环绕。第一层410中的加热井以431被提及，而第一层420中的加热井以432被引用。
生产井440被显示在井层410和420中央。应当注意，相对于生产井440，井第二层420中的加热井432与井第一层410中的加热井431有所偏移。目的是为转化的烃提供这样的流动通道，其使加热井第一层410中的加热井附近的行程最小化。这又使得当烃从第二层井420流动到生产井440时从干酪根转化的烃的二次裂化最小化。
在图4的例证性排列中，第一层410和第二层420每个都限定5点布井。然而，应当理解可以使用其它布井，诸如3点或6点布井。在任何情况中，包括加热井第一层410在内的多个加热井431被置于生产井440周围，其中包括加热井第二层420在内的第二多个加热井432被置于第一层410周围。
两层中的加热井也可以被这样安排，使得通过加热从第二层420中的每个加热井432中产生的大部分烃能迁移到生产井440，而基本上不通过第一层410中的加热井431附近。两层410、420中的加热井431、432进一步可以被这样安排，使得通过加热从第二层420中的每个加热井432中产生的大部分烃能迁移到生产井440，而不通过基本上增加地层温度的区域。
减少加热井数目的一种方法是采用井网，所述井网在特定方向上伸长，尤其在最有效热传导率的方向伸长。热对流可以受不同因素影响，诸如层面和地层内的应力。例如，热对流可在与地层上最小水平主应力垂直的方向更有效。在一些情况中，热对流可在与最小水平主应力平行的方向更有效。
与油页岩油田的开发相关，可期望的是，按照步骤130和135热通过地下的前进是均匀的。然而，由于多种原因，尽管加热井和生产井规则安排，地下地层中地层烃的加热和熟化不可能均匀进行。油页岩特性和地层结构的不均匀性可以使得某些局部区域更多产或更少产。而且，由于油页岩加热和熟化发生的地层压裂可能导致优选通道不均匀分布，并且由此增加了向某些生产井的流动以及减少了向其它生产井的流动。不均匀的流体熟化可能是不期望的条件，因为某些地下区域可能接收比所需更多的热能而其它区域接收得比期望的更少。这又导致采出液不均匀的流动和回收。采出油质量、总生产速率和/或最终的回收可能减少。
为了检测不均匀的流动条件，生产和加热井可以被安装有传感器。传感器可包括测量温度、压力、流速和/或组成信息的设备。来自这些传感器的数据可以简单的规则进行加工或者被输入进行详细的模拟，以进行如何调节加热和生产井以改进地下性能的决策。生产井性能可以通过控制井上的背压或节流进行调节。加热井性能也可以通过控制能量输入进行调节。传感器读数有时也可以指示需要修理、替换或废弃的井或井下设备的机械问题。
在一种实施方式中，利用来自两个或多个井的流速、组成、温度和/或压力数据作为计算机算法的输入以控制加热速率和/或生产速率。井内或井附近的未测量条件然后被评估并用于控制井。例如，原位压裂行为和干酪根熟化基于来自一组井的热、流动和组成数据进行评估。在另一实例中，井完整性基于压力数据、井温度数据以及估计的原位应力进行评价。在相关实施方式中，传感器的数目通过仅使一亚组井装备有设备并且使用结果内插、计算或估计未仪表化的井上的条件而得以减少。某些井可只具有有限的一组传感器(例如仅仅井口温度和压力)而其它井具有更大的一组传感器(例如井口温度和压力、井底温度和压力、生产组成、流速、电信号、套管应变等)。
如上所示，有多种将热施加到富含有机物岩层的方法。例如，一种方法可以包括置于井筒中或井筒外的电阻加热器。一种这样的方法涉及将电阻加热元件用在下套管井筒或裸眼井筒中。电阻加热涉及直接将电通过导电材料，从而电阻损耗使其加热导电材料。其它加热方法包括使用井下燃烧器、原位燃烧、射频(RF)电能或微波能量。仍然是其它的加热方法包括将热流体直接注入到油页岩地层中以直接将其加热。热流体可以进行或者可以不进行循环。一种方法可包括通过在地下地层外部或内部燃烧燃料而产生热。例如，热可以通过地表燃烧器或井下燃烧器或者通过经由例如天然或人造压裂穿过例如井筒循环热流体(诸如甲烷气体或石脑油)到地层中而供给。一些燃烧器可以被配置以进行无火焰燃烧。可选地，一些方法可包括诸如通过天然分布式燃烧器在地层内燃烧燃料，所述天然分布式燃烧器一般是指使用氧化剂以氧化地层内至少部分碳以产生热的加热器，并且其中氧化发生在最接近井筒的附近。除非在权利要求书中如此声明，本方法不限于所应用的加热技术。
地层加热的一种方法涉及电阻器的使用，其中电流穿过电阻材料，所述电阻材料将以热分散电能。这种方法区别于电介质加热，在电介质加热中高频振荡电流在附近材料中感应出电流并且把它们加热。电加热器可包括绝缘导体、置于开孔中的细长元件和/或置于导管中的导体。公开了使用电阻加热器以原位生产油页岩的早期专利是美国专利号1,666,488。′488专利在1928年授予Crawshaw。自从1928年，已经提出了各种井下电加热器的设计。例证性的设计在美国专利号1,701,884、美国专利号3,376,403、美国专利号4,626,665、美国专利号4,704,514和美国专利号6,023,554中介绍。
重油储层电加热方法应用的评述由R.Sierra和S.M.Farouq Ali在″Promising Progress in Field Application of Reservoir Electrical Heating Methods″，Society of Petroleum Engineers Paper 69709，2001中给出。该参考文献的全部公开内容通过引用并入本文。
原位电阻加热器的某些在先设计利用了固体、连续加热元件(例如金属线或条)。然而，这样的元件可能缺少长期、高温应用如油页岩熟化所必需的坚韧性。随着地层加热和油页岩熟化，岩石发生显著的膨胀。这导致与地层交叉的井上的应力高。这些应力可导致井筒管和内部组件的弯曲和拉伸。在适当位置胶结(例如美国专利号4,886,118)或者填装(例如美国专利号2,732,195)加热元件可针对应力提供一些保护，但是一些应力仍可以被传播到加热元件。
作为可选方案，国际专利公布号WO2005/010320教导使用电导压裂加热油页岩。加热元件通过形成井筒以及然后水力压裂井筒周围的油页岩地层而构造。压裂中填充有形成加热元件的电导材料。煅烧石油焦炭是示例性的合适的传导材料。优选地，压裂在沿着通过水平井筒形成的纵向、水平面的垂直方向上产生。电可以通过传导性压裂从每个井的根部被传导到每个井的趾部。电流可以通过与靠近趾部的一个或多个垂直压裂相交的、用于提供相反电极的另外水平井形成。该WO 2005/010320方法产生“原位烘炉”，所述原位烘炉通过施加电热而人工熟化油页岩。热传导加热油页岩至超过300℃的转化温度，其引起人工熟化。
国际专利公布号WO 2005/045192教导了可选的加热方法，其利用油页岩地层内加热流体的循环。在WO 2005/045192的方法中，超临界加热的石脑油可以通过地层中的压裂进行循环。这意味着油页岩通过循环稠密的热的烃蒸汽穿过一系列密集的水力压裂而加热。一方面，压裂是水平形成的并且按照惯例被支撑。320℃-400℃的压裂温度被保持长达五至十年。汽化的石脑油可以是优选的加热介质，这是由于其高的体积热容、容易得到和在加热温度下相对低的降解速率。在WO 2005/045192方法中，随着干酪根熟化，流体压力将驱动产生的油到加热的压裂中，其中它将随着循环的烃蒸汽被采出。
加热富含有机物岩层的目的是热解至少一部分固体地层烃以产生烃流体。固体地层烃可以通过将富含有机物岩层(或者地层内的区域)升高至热解温度而原位产生。在某些实施方式中，地层温度可以通过慢慢升高而达到热解温度范围。例如，原位转化过程可包括加热至少一部分富含有机物岩层以将该区域的平均温度以小于每天选定量(例如大约10℃、5℃、3℃、1℃、0.5℃或0.1℃)的速度升高至大约270℃以上。在进一步的实施方式中，该部分可以被加热，从而选定区域的平均温度可小于约375℃，或者在一些实施方式中，小于约400℃。该地层可以被加热，从而地层内的温度(至少)达到初始热解温度(例如热解开始发生的温度范围低限处的温度)。
热解温度范围可以根据地层内地层烃的种类、加热方法和热源分布而变化。例如，热解温度范围可包括约270℃与约900℃之间的温度。可选地，地层目标区域的体相可以被加热至300℃与600℃之间。在可选实施方式中，热解温度范围可以包括约270℃与约500℃之间的温度。
优选地，对于原位方法，生产区的加热发生在几个月或者甚至四年或更多年的时间内。可选地，地层可以被加热一年至十五年，可选地，3至10年，1.5至7年，或者2至5年。地层目标区域的体相可以被加热至270℃与800℃之间。优选地，地层目标区域的体相可以被加热至300℃与600℃之间。可选地，目标区域的体相可最终被加热至400℃(752°F)以下的温度。
在本发明方法的某些实施方式中，井下燃烧器可被用于加热目标油页岩区段。不同设计的井下燃烧器已经在专利文献中被讨论用于油页岩和其它主要的固体烃沉积物。实例包括美国利号2,887,160；美国专利号2,847,071；美国专利号2,895,555；美国专利号3,109,482；美国专利号3,225,829；美国专利号3,241,615；美国专利号3,254,721；美国专利号3,127,936；美国专利号3,095,031；美国专利号5,255,742；和美国专利号5,899,269。井下燃烧器通过将可燃燃料(典型地天然气)和氧化剂(典型地空气)运输到井筒中的地下位置而运行。燃料和氧化剂在井下反应以产生热。燃烧气体被去除(一般通过运输到地表，但是可能通过注入到地层中)。时常地，井下燃烧器利用管套管布置以运输燃料和氧化剂到井下，并且然后移去燃气返回到地表上面。一些井下燃烧器产生火焰，而其它的可以不产生火焰。
井下燃烧器的使用是另一种形式的被称为蒸汽发生的井下发热的替代方案。在井下蒸汽发生中，井中的燃烧器被用于煮沸放在井筒中的水以注入到地层中。井下热技术的应用已经被描述在F.M.Smith，″ADown-hole burner-Versatiletool for well heating，″25th Technical Conference on Petroleum Production，Pennsylvania State University，pp 275-285(Oct.19-21，1966)；H.Brandt，W.G.Poynter和J.D.Hummell，″Stimulating Heavy Oil Reservoirs with Downhole Air-Gas Burners，″World Oil，pp.91-95(Sept.1965)；和C.I.DePriester和A.J.Pantaleo，″Well Stimulationby Downhole Gas-Air Burner，″Journal of Petroleum Technology，pp.1297-1302(Dec.1963)中。
井下燃烧器由于减少的基础设施成本相对于电加热方法具有优点。在这方面，不需要昂贵的发电厂和配电系统。而且，具有增加的热效率，因为避免了在发电期间固有经历的能量损耗。
存在很少的井下燃烧器应用。井下燃烧器设计问题包括温度控制和冶金学限制。在这方面，火焰温度可能使管和燃烧器硬件过热并且通过熔化、热应力、拉伸强度严重损失或者蠕变而使它们失效。某些不锈钢，其典型地具有高铬含量，可以容忍高达～700℃的温度长期时间。(参见例如H.E.Boyer和T.L.Gall(eds.)，Metals Handbook，″Chapter 16：Heat-Resistant Materials″，American Society forMetals，(1985.)火焰的存在可能在燃烧器内和环绕燃烧器的地层中引起热点。这是由于来自火焰发光部分的辐射性传热。然而，典型的气体火焰可产生高达大约1,650℃的温度。因此，构造燃烧器的材料必须足以耐受这些热点的温度。加热器因此比没有火焰的类似加热器更贵。
对于井下燃烧器应用，传热可以以几种方式之一发生。这些包括传导、对流和辐射方法。辐射传热对于明火来说可尤其强烈。此外，烟道气由于CO2和含水量可能是腐蚀性的。耐火金属或陶瓷的使用可有助于解决这些问题，但是一般成本更高。在超过900℃的温度下具有可接受强度的陶瓷材料一般是高氧化铝含量陶瓷。可以有用的其它陶瓷包括氧化铬基陶瓷、氧化锆基陶瓷和氧化镁基陶瓷。此外，根据井下燃烧的特性，NOx产生可能是大量的。
在井下燃烧器的管套管布置中的传热也可引起困难。向下行进的燃料和空气将与向上行进的热烟道气热交换。在井中，对于高度绝缘存在最小的空间，因此一般预期有大量的传热。这种交叉热交换随着燃料和空气预热，可导致更高的火焰温度。此外，交叉热交换可限制燃烧器下游热的传输，因为热的烟道气可迅速将热能损失给上升的较冷烟道气。
例如通过热解加热富含有机物岩层内的地层烃的方法可以产生流体。热生成的流体可包括地层内蒸发的水。此外，加热干酪根的作用产生加热后倾向于膨胀的热解流体。生成的热解流体不但可包括水，而且可包括例如烃、碳的氧化物、氨、分子氮和分了氢。因此，随着地层加热部分内的温度增加，加热部分内的压力由于流体产生增加、分子膨胀以及水的蒸发也可能增加。因此，一些必然的结果存在于油页岩地层内的地下压力与热解期间产生的流体压力之间。这又表明，地层压力可以被监控以检测干酪根转化过程的进展。
富含有机物岩层的加热部分内的压力取决于其它储层特征。这些可包括，例如，地层深度、与加热井的距离、富含有机物岩层内地层烃的丰富度、加热程度和/或与生产井的距离。
油页岩油田的开发者可以期望开发期间监控地层压力。地层内的压力可以在多个不同位置处进行测定。这样的位置可包括但不限于井口处以及井筒内的不同深度处。在一些实施方式中，压力可以在生产井处进行测量。在可选实施方式中，压力可以在加热井处进行测量。在仍然是另一实施方式中，压力可以在专用监控井的井下进行测量。
加热富含有机物岩层至热解温度范围的过程不但将增加地层压力，而且也将增加地层渗透性。热解温度范围应当在富含有机物岩层内已经产生基本的渗透性之前达到。初始缺乏渗透性可以防止从热解区段产生的流体在地层内传输。照此方式，随着热最初从加热井转移至富含有机物岩层，富含有机物岩层内的流体压力可以升高更加接近于该加热井。这种流体压力增加可能是由于例如在地层中至少一些地层烃的热解期间的流体产生引起的。
可选地，可使由地层内生成的热解流体或其它流体的膨胀产生的压力增加。这假定生产井的开放通道或其它压力降还不存在于地层中。一方面，流体压力可被允许增加到岩石静应力或之上。在这种情况中，当流体压力等于或超过岩石静应力时，含烃地层中的压裂可形成。例如，压裂可以从加热井形成到生产井。加热部分内压裂的产生可以减小该部分内的压力，这是由于通过生产井采出液的生产。
一旦热解在富含有机物岩层内已经开始，流体压力可根据不同因素而变化。这些包括例如烃的热膨胀、热解流体的产生、转化速率以及从地层中取出产生的流体。例如，随着流体体地层内产生，孔内的流体压力可能增加。从地层中移出产生的流体则可减小地层井筒区域附近内的流体压力。
在某些实施方式中，至少一部分富含有机物岩层的质量可以被降低，这是由于例如地层烃的热解以及从地层中生产烃流体。因此，至少一部分地层的渗透性和孔隙度可能增加。任何有效地从油页岩产生油和气的原位方法将在原先非常低渗透性的岩石中产生渗透性。这发生的程度通过大的膨胀量阐明，如果从干酪根产生的流体不能流动的话，必须具有所述膨胀。该观点在图5中被阐明。
图5提供了一柱状图，其比较了在模拟的原位干馏工艺之前50和之后51的一吨GreenRiver油页岩。模拟的过程是在2,400psi和750°F下、在总有机碳含量22wt.％以及Fisher试验42加仑/吨的油页岩上进行的。转化前，存在总共15.3ft3的岩石基体52。该基体包括嵌入在页岩内的7.2ft3的矿物53，即白云石、石灰石等以及8.1ft3的干酪根54。由于转化该材料膨胀至26.1ft355。这提供了7.2ft3的矿物56(与转化前相同的数目)、6.6ft3的烃流体57、9.4ft3的烃蒸汽58以及2.9ft3的焦炭59。可以看出，基本的体积膨胀发生在转化过程期间。这又增加了岩石结构的渗透性。
在一种实施方式中，原位加热一部分的富含有机物岩层至热解温度可以增加加热部分的渗透性。例如，渗透性可由于通过施加热引起的加热部分内热压裂的形成而增加。随着加热部分的温度增加，水可由于蒸发而被去除。汽化的水可以溢出和/或从地层中去除。此外，加热部分的渗透性也可以增加，这是在宏观规模上由于加热部分内至少一些地层烃的热解而产生烃流体的结果。
本文描述的某些体系和方法可用于处理至少一部分相对低渗透性地层中(例如在含有地层烃的“致密”地层中)的地层烃。这样的地层烃可以被加热以在地层的选定区中热解至少一些地层烃。加热也可以增加至少一部分选定区的渗透性。从热解中产生的烃流体可以从地层中产生，由此进一步增加地层渗透性。
富含有机物岩层的加热部分内选定区的渗透性也可以在该选定区由于传导被加热时迅速增加。例如，不可渗透的富含有机物岩层的渗透性在加热前可小于约0.1毫达西。在一些实施方式中，热解至少一部分富含有机物岩层可以将该部分选定区内的渗透性增加至约10毫达西、100毫达西、1达西、10达西、20达西或50达西以上。因此，该部分选定区的渗透性可以增加大约10、100、1,000、10,000或100,000以上的因数。在一种实施方式中，富含有机物岩层在加热该富含有机物岩层之前具有1毫达西以下的初始总渗透性，可选地0.1或0.01毫达西以下。在一种实施方式中，富含有机物岩层在加热该富含有机物岩层之后具有1毫达西以上的加热后总渗透性，可选地，10、50或100毫达西以上。
与加热富含有机物岩层相关，富含有机物岩层可任选地被压裂以有助于传热或烃流体生产。在一种情况中，压裂可以通过施加热在地层内产生热压裂而自然实现。热压裂形成是通过岩石和流体的热膨胀以及干酪根转变成油和气的化学膨胀引起的。热压裂可发生在经受加热的中间区域以及更冷的附近区域。附近区域中的热压裂是由于压裂的蔓延以及更热区域中膨胀所引起的张应力。因此，通过加热富含有机物岩石以及将干酪根转变成油和气，渗透性不但通过流体形成和蒸发而且通过热压裂形成而增加。增加的渗透性有助于地层内的流体流动以及从干酪根产生的烃流体的采出。
此外，可以使用被称为水力压裂的方法。水力压裂是油和气回收领域中已知的方法，其中压裂流体在井筒内被加压到地层的压裂压力之上，因此在地层内形成压裂面以释放井筒内产生的压力。水力压裂可被用于产生附加渗透性和/或被用于给加热井提供拉伸的几何形状。上面所并入的WO 2005/010320专利出版物描述了一种这样的方法。
与从岩石基体尤其是浅深度的那些中生产烃相关，可能存在关于地下沉的顾虑。这特别在原位加热富含有机物岩石中是实际情况，其中一部分基体本身被热转化并且移去。最初，该地层可包含固体形式的地层烃诸如，例如，干酪根。该地层也可最初包含水溶性矿物。最初，该地层也可以对流体流动是基本上不可渗透的。
原位加热该基体热解了至少一部分地层烃以产生烃流体。这又在富含有机物岩中的熟化(热解的)富含有机物岩石区内产生渗透性。热解和渗透性增加相组合允许烃流体从地层中产生。同时，支撑基体的材料的损耗也产生相对于地表下沉的可能。
在一些情况中，为了避免环境或水文地质影响，下沉被寻求最小化。在这方面，改变地表的等高线和地形甚至几英寸都可能改变径流(runoff)型式、影响植被型式以及影响分水岭。此外，下沉具有损坏在生产区域中形成的生产或加热井的可能。这种下沉可以对井筒套管、水泥工件和井下设备产生破坏性的环带以及压缩性应力。
为了避免或最小化下沉，提出留下选定部分的基本上未热解的地层烃。这有助于保护一个或多个未熟化的富含有机物岩石区。在一些实施方式中，未熟化的富含有机物岩石区可以成形为基本垂直的柱，其延伸穿过富含有机物岩层的厚度的主要部分。
地层内的加热速度和热分布可以被设计和执行，以便留下足够的未熟化柱以防止下沉。一方面，热注入井筒在布井中形成，从而油页岩未处理的柱被留在其中以支撑上覆岩层和防止下沉。
优选的是，油和气的热回收在地层中存在的苏打石或其它水溶性矿物的任何溶液采矿(solution mining)之前进行。溶液采矿可以在岩层中产生大的空穴并且在油页岩开发区域中使角砾岩塌方。这些空穴和角砾化区段可给原位和采矿回收油页岩造成问题，这进一步增加了支撑柱的效用。
在一些实施方式中，通过原位转化过程产生的烃流体的组成和特性可根据例如富含有机物岩层内的条件变化。控制热和/或富含有机物岩层中选定部分的加热速度可以增加或减少选定的采出液的生产。
在一种实施方式中，操作条件可以通过测量富含有机物岩层的至少一种特性进行确定。测量的特性可以被输入到计算机可执行程序中。从地层中生产的采出液的所选至少一种特性也可以被输入到计算机可执行程序中。该程序可以是可操作的，以从至少一个或多个测量的特性中确定一组操作条件。该程序也可以被配置以从所选择的采出液的至少一种特性确定该组操作条件。照此，所确定的这组操作条件可以被配置以增加从该地层生产选定采出液。
某些加热井实施方式可包括例如通过绝缘导体或其它类型的线路与任何加热井连通的操作系统。该操作系统可以被配置以与加热井对接。操作系统可以接收来自加热器的信号(例如电磁信号)，其表示加热井的温度分布。此外，操作系统可以被进一步配置以本地控制或遥控加热井。例如，操作系统可通过改变与加热井连接的设备的参数，改变加热井的温度。因此，操作系统可以监控、改变和/或控制至少一部分地层的加热。
在一些实施方式中，在地层中的平均温度可能已经达到选定温度后，加热井可以被调小和/或关闭。调小和/或关闭加热井可减少输入能量成本，基本上抑制了地层的过热，并且允许热基本上传递到地层更冷的区域。
加热的富含有机物岩层内的温度(和平均温度)可以变化，这取决于例如与加热井的接近度、地层的热传导性和热扩散性、发生反应的类型、地层烃的类型以及富含有机物岩层内水的存在。在油田中建立监控井的位置，温度测量可以在井筒内直接进行。此外，在加热井处，在地层紧接周围的温度被相当充分地了解。然而，期望将温度插入到地层中间温度传感器和加热井中的位置上。
根据本发明生产过程的一个方面，富含有机物岩层内的温度分布可以采用数值模拟模型进行计算。数值模拟模型可通过已知数据点的内插以及地层传导率的假定计算地表温度分布。此外，数值模拟模型可被用于测定处于评估温度分布下的地层的其它特性。例如，地层的各种特性可包括但不限于地层的渗透性。
数值模拟模型也可包括评估处于评估温度分布下的富含有机物岩层内形成的流体的各种特性。例如，所形成流体的各种特性可包括但不限于地层内形成的流体的累积体积、流体粘度、流体密度和地层内形成的流体的组成。这种模拟可被用于评估商业规模操作或小规模油田试验的性能。例如，基于，但不限于，可从研究规模操作中生产的产物总体积，可以评估商业规模开发的性能。
一些实施方式包括从富含有机物岩层生产至少一部分烃流体。烃流体可以通过生产井进行生产。生产井可以是下套管井或裸眼井并且通过本领域中已知的方法进行钻井和完井。
一些实施方式进一步包括从富含有机物岩层生产采出液，其中采出液包含烃流体和含水流体。含水流体可包含水溶性矿物和/或迁移污染物种类。在这样的情况中，采出液可以在地表设备中被分离成烃流和含水流。此后水溶性矿物和/或迁移污染物种类可以从含水流中进行回收。该实施方式可以与本文所讨论的发明的其它方面中任何方面进行组合。
生产的烃流体可包括热解油成分(或可冷凝成分)以及热解气成分(或非冷凝成分)。从地层中生产的可冷凝烃将一般包括石蜡、环烷、单环芳烃和双环芳烃作为成分。这种可冷凝烃还可包括其它成分诸如三环芳香烃和其它烃种类。
在某些实施方式中，采出液中大部分烃可具有小于约25的碳数。可选地，流体中按重量计小于约15％的烃可具有大于约25的碳数。非冷凝烃可包括但不限于碳数小于5的烃。
在某些实施方式中，采出液中可冷凝烃的API比重可为大约20或以上(例如25、30、40、50等)。在某些实施方式中，采出液中氢与碳原子比可为至少约1.7(例如1.8、1.9等)。
本发明的一种实施方式包括从富含有机物岩层生产具有改进特性的烃流体的原位方法。申请人已经惊奇地发现从原位加热和热解富含有机物岩层产生的烃流体的质量可以通过选择具有更高岩层静应力的富含有机物岩层的地段进行原位加热和热解而得以提高。
该方法可包括原位加热具有高岩石静应力的富含有机物岩层的地段，以形成具有改进特性的烃流体。该方法可包括通过热解在富含有机物岩层中存在的固体烃和/或重烃产生烃流体。实施方式可包括部分地、主要地、或基本上完全地通过热解在富含有机物岩层中存在的固体烃和/或重烃产生的烃流体。该方法可包括通过任何方法加热该地段的富含有机物岩层，其包括本文所述的任何方法。例如，该方法可包括通过电阻加热而加热该地段的富含有机物岩层。此外，该方法可包括通过使用加热的传热流体而加热该地段的富含有机物岩层。该方法可包括加热该地段的富含有机物岩层至270℃以上。可选地，该方法可包括在270℃与500℃之间加热该地段的富含有机物岩层。
该方法可包括原位加热岩石静应力大于200psi的富含有机物岩层地段并且从该加热的富含有机物岩层地段采出烃流体。在可选实施方式中，该加热的富含有机物岩层地段可具有大于400psi的岩石静应力。在可选实施方式中，该加热的富含有机物岩层地段可具有大于800psi、大于1,000psi、大于1,200psi、大于1,500psi或大于2,000psi的岩石静应力。申请人已经发现原位加热和热解具有增加应力量的富含有机物岩层导致产生具有改进特性的烃流体。
富含有机物地层的地段的岩石静应力通常可通过认可它一般将等于覆盖在地层上的岩石的重量而进行估计。上覆岩石的密度可以以单位psi/ft表示。一般，该值将落在0.8与1.1psi/ft之间并且经常可被近似为0.9psi/ft。因此，富含有机物地层地段的岩石静应力可通过用富含有机物岩层层段的深度乘以0.9psi/ft进行估计。因此，在大约1,000ft出现的富含有机物地层地段的岩石静应力可以被估计为约(0.9psi/ft)乘以(1,000ft)或者为约900psi。如果期望更精确估计岩石静应力，那么上覆岩石的密度可以利用电缆测井技术或者通过对从取心井中回收的样品进行实验室测量而进行测量。该方法可包括加热富含有机物岩层的地段，其位于地球表面之下大于200ft(英尺)的深度处。可选地，该方法可包括加热富含有机物岩层地段，其位于地球表面之下大于500ft(英尺)、地球表面之下大于1,000ft(英尺)、地球表面之下大于1,200ft(英尺)、地球表面之下大于1,500ft(英尺)或地球表面之下大于2,000ft(英尺)的深度处。
富含有机物岩层可以是例如重烃地层或固体烃地层。这样的地层的具体实例可包括油页岩地层、焦油砂地层或煤地层。在这样的地层中存在的具体地层烃可包括油页岩、干酪根、煤和/或沥青。
从富含有机物岩层生产的烃流体可包括可冷凝烃部分(例如液体)和非冷凝烃部分(例如气体)。烃流体另外可与非烃流体一起被生产。示例性非烃流体包括例如水、二氧化碳、硫化氢、氢、氨和/或一氧化碳。
烃流体的可冷凝烃部分可以是在与富含有机物岩石开发项目相关的不同位置内存在的流体。例如，烃流体的可冷凝烃部分可以是在生产井内存在的流体，所述生产井与富含有机物岩层流体连通。生产井可充当将采出的烃流体从富含有机物岩层抽出的装置。可选地，可冷凝烃部分可以是在处理设备内存在的流体，所述处理设备适于处理从富含有机物岩层生产的烃流体。示例性处理设备在本文中被描述。可选地，可冷凝烃部分可以是在流体储存容器内存在的流体。流体储存容器可包括例如具有固定或浮动顶的流体储罐、气液分离容器以及其它中间、临时或产物储存容器。可选地，可冷凝烃部分可以是在流体输送管道内存在的流体。流体输送管道可包括例如从生产井到处理设备或流体储存容器的管道、从处理设备到流体储存容器的管道、或者与到达或来自中间或中央储存位置的流体的收集或输送相关的管道。
对图7-16的下述讨论涉及在实施例1-5中获得的数据，其在标记为“实验”的部分中被讨论。数据通过在实验部分中讨论的实验程序、气体和液体样品收集程序、烃气样品气相色谱(GC)分析方法、气体样品GC峰积分方法、气体样品GC峰鉴定方法、全油气相色谱(WOGC)分析方法、全油气相色谱(WOGC)峰积分方法、全油气相色谱(WOGC)峰鉴定方法和假组分分析方法获得。为清楚起见，当谈到烃气样品的气相色谱色谱图时，对于通过实施例1的一个无应力实验、通过实施例2和3的两个400psi受力实验以及通过实施例4和5的两个1,000psi受力实验提供了图解数据。当谈到液态烃样品的全油气相色谱(WOGC)色谱图时，对于通过实施例1的一个无应力实验、通过实施例3的一个400psi受力实验以及通过实施例4的一个1,000psi受力实验提供了图解数据。
图7是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从C6至C38出现的每个碳数假组分的重量百分数图。假组分重量百分数通过在实验部分中讨论的实验程序、液体样品收集程序、全油气相色谱(WOGC)分析方法、全油气相色谱(WOGC)峰鉴定和积分方法、和假组分分析方法获得。为清楚起见，假组分重量百分数被取为全部C3至假C38全油气相色谱面积与计算重量的百分数。因此图解的C6至C38重量百分数不包括来自任何单独处理的实验的有关气相产品的重量份额。此外，图解的重量百分数不包括比C38假组分更重(即比C38假组分具有更长的保留时间)的任何液态烃化合物的重量份额。y-轴2000表示就液相中每个C6至C38假组分重量百分数而言的浓度。x-轴2001包含从C6至C38的每个烃假组分的身份。线2002上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个C6至C38假组分的重量百分数。线2003上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个C6至C38假组分的重量百分数。而线2004上出现的数据点表示对于实施例4的1,000psi受力实验而言每个C6至C38假组分的重量百分数。从图7可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，通过线2002上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液含有在C8至C17假组分范围内的更低重量百分数的轻烃组分以及含有在C20至C29假组分范围内的更大重量百分数的重烃组分。现在看线2003上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生C8至C17假组分浓度在线2002所表示的无应力实验与线2004所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。应当注意，400psi和1,000psi受力实验的C17假组分数据大约相等。此外，显然的是，对于线2003所表示的中间应力水平实验而言，在C20至C29假组分范围内的重烃组分的重量百分数落在无应力实验(线2002)烃液和1,000psi应力实验(线2004)烃液之间。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生C8至C17假组分浓度比线2002所表示的无应力实验与线2003所表示的400psi受力实验都大的烃液。此外，显然的是，对于线2004所表示的高水平应力实验而言，在C20至C29假组分范围内的重烃组分的重量百分数小于无应力实验(线2002)烃液和400psi应力实验(线2003)烃液。因此在增加的岩石静应力水平下热解油页岩呈现出产生具有愈加较轻碳数分布的烃液。
图8是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从C6至C38出现的每个碳数假组分相比C20假组分的重量百分数比率图。假组分重量百分数如图7所述获得。y-轴2020表示液相中每个C6至C38假组分相比C20假组分的重量比。x-轴2021包含从C6/C20至C38/C20每个烃假组分比的身份。线2022上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个C6至C38假组分与C20假组分的重量比。线2023上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个C6至C38假组分与C20假组分的重量比。而线2024上出现的数据点表示对于实施例4的1000psi受力实验而言每个C6至C38假组分与C20假组分的重量比。从图8可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，线2022上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液含有在相比C20假组分的C8至C18假组分范围内的更低重量百分数的轻烃组分，以及含有在相比C20假组分的C22至C29假组分范围内的更大重量百分数的重烃组分。现在看线2023上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生相比C20假组分的C8至C18假组分浓度在线2022所表示的无应力实验与线2024所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。此外，显然的是，对于线2023所表示的中间应力水平实验而言，在相比C20假组分的C22至C29假组分范围内的重烃组分的重量百分数落在无应力实验(线2022)烃液与1,000psi应力实验(线2024)烃液之间。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生相比C20假组分的C8至C18假组分浓度比线2022所表示的无应力实验以及线2023所表示的400psi受力实验都大的烃液。此外，显然的是，对于线2024所表示的高水平应力实验而言，在相比C20假组分的C22至C29假组分范围内的重烃组分的重量百分数小于无应力实验(线2022)烃液和400psi应力实验(线2023)烃液。该分析进一步支持了下列关系：在增加的岩石静应力水平下热解油页岩产生具有愈加较轻碳数分布的烃液。
图9是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从C6至C38出现的每个碳数假组分相比C25假组分的重量百分数比率图。假组分重量百分数如图7所述获得。y-轴2040表示液相中每个C6至C38假组分相比C25假组分的重量比。x-轴2041包含从C6/C25至C38/C25每个烃假组分比的身份。线2042上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个C6至C38假组分与C25假组分的重量比。线2043上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个C6至C38假组分与C25假组分的重量比。而线2044上出现的数据点表示对于实施例4的1000psi受力实验而言每个C6至C38假组分与C25假组分的重量比。从图9可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，线2042上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液含有在相比C25假组分的C7至C24假组分范围内的更低重量百分数的轻烃组分，以及含有在相比C25假组分的C26至C29假组分范围内的更大重量百分数的重烃组分。现在看线2043上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生相比C25假组分的C7至C24假组分浓度在线2042所表示的无应力实验与线2044所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。此外，显然的是，对于线2043所表示的中间应力水平实验而言，在相比C25假组分的C26至C29假组分范围内的重烃组分的重量百分数落在无应力实验(线2042)烃液和1,000psi应力实验(线2044)烃液之间。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生相比C25假组分的C7至C24假组分浓度比线2042所表示的无应力实验以及线2043所表示的400psi受力实验都大的烃液。此外，显然的是，对于线2044所表示的高水平应力实验而言，在相比C25假组分的C26至C29假组分范围内的重烃组分的重量百分数小于无应力实验(线2042)烃液和400psi应力实验(线2043)烃液。该分析进一步支持了下列关系：在增加的岩石静应力水平下热解油页岩产生具有愈加较轻碳数分布的烃液。
图10是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从C6至C38出现的每个碳数假组分相比C29假组分的重量百分数比率图。假组分重量百分数如图7所述获得。y-轴2060表示液相中每个C6至C38假组分相比C29假组分的重量比。x-轴2061包含从C6/C29至C38/C29每个烃假组分比的身份。线2062上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个C6至C38假组分与C29假组分的重量比。线2063上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个C6至C38假组分与C29假组分的重量比。而线2064上出现的数据点表示对于实施例4的1000psi受力实验而言每个C6至C38假组分与C29假组分的重量比。从图10可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，线2062上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液含有在相比C29假组分的C6至C28假组分范围内的更低重量百分数的轻烃组分。现在看线2063上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生相比C29假组分的C6至C28假组分浓度在线2062所表示的无应力实验与线2064所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生相比C29假组分的C6至C28假组分浓度比线2062所表示的无应力实验以及线2063所表示的400psi受力实验都大的烃液。该分析进一步支持了下列关系：在增加的岩石静应力水平下热解油页岩产生具有愈加较轻碳数分布的烃液。
图11是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从正C6烷烃至正C38烷烃出现的正构烷烃化合物的重量百分数图。正构烷烃化合物重量百分数如图7所述获得，除了每个单独正构烷烃化合物峰面积积分被用于确定每个各自正构烷烃化合物重量百分数之外。为清楚起见，正构烷烃重量百分数被取为全部C3至假C38全油气相色谱面积与计算重量的百分数，如图7中所呈现的假化合物数据中所使用。y-轴2080表示就液相中发现的每个正C6至正C38化合物重量百分数而言的浓度。x-轴2081包含从正C6至正C38的每个正构烷烃化合物的身份。线2082上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个正C6至正C38烃化合物的重量百分数。线2083上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个正C6至正C38烃化合物的重量百分数。而线2084上出现的数据点表示对于实施例4的1000psi受力实验而言每个正C6至正C38烃化合物的重量百分数。从图11可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，线2082上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液包含在正C12至正C30化合物范围内的更大重量百分数的烃化合物。现在看线2083上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生正C12至正C30化合物浓度在线2082所表示的无应力实验与线2084所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生正C12至正C30化合物浓度比线2082所表示的无应力实验与线2083所表示的400psi受力实验都小的烃液。因此在增加的岩石静应力水平下热解油页岩呈现出产生具有较低浓度的正构烷烃的烃液。
图12是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从正C6至正C38出现的正构烷烃化合物相比正C20烃化合物的重量百分数图。正构化合物重量百分数如图11所述获得。y-轴3000表示就液相中发现的每个正C6至正C38化合物相比正C20化合物的重量比而言的浓度。x-轴3001包含从正C6/正C20至正C38/正C20的每个正构烷烃化合物比的身份。线3002上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个正C6至正C38烃化合物相比正C20化合物的重量比。线3003上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个正C6至正C38烃化合物相比正C20化合物的重量比。而线3004上出现的数据点表示对于实施例4的1000psi受力实验每个正C6至正C38烃化合物相比正C20化合物的重量比。从图12可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，线3002上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液包含在相比正C20化合物的正C6至正C17化合物范围内的更低重量百分数的轻正构烷烃组分，以及包含在相比正C20化合物的正C22至正C34化合物范围内的更大重量百分数的重烃组分。现在看线3003上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生相比正C20化合物的正C6至正C17化合物浓度在线3002所表示的无应力实验与线3004所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。此外，显然的是，对于线3003所表示的中间应力水平实验而言，在相比正C20化合物的C22至C34化合物范围内的重烃组分的重量百分数落在无应力实验(线3002)烃液和1,000psi应力实验(线3004)烃液之间。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生相比正C20化合物的正C6至正C17化合物浓度比线3002所表示的无应力实验与线3003所表示的400psi受力实验都大的烃液。此外，显然的是，对于线3004所表示的高水平应力实验而言，在相比正C20化合物的C22至C34化合物范围内的重烃组分的重量百分数小于无应力实验(线3002)烃液和400psi应力实验(线3003)烃液。该分析进一步支持了下列关系：在增加的岩石静应力水平下热解油页岩产生具有较低浓度的正构烷烃的烃液。
图13是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从正C6至正C38出现的正构烷烃化合物相比正C25烃化合物的重量百分数图。正构化合物重量百分数如图11所述获得。y-轴3020表示就液相中发现的每个正C6至正C38化合物相比正C25化合物的重量比而言的浓度。x-轴3021包含从正C6/正C25至正C38/正C25的每个正构烷烃化合物比的身份。线3022上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个正C6至正C38烃化合物相比正C25化合物的重量比。线3023上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个正C6至正C38烃化合物相比正C25化合物的重量比。而线3024上出现的数据点表示对于实施例4的1000psi受力实验而言每个正C6至正C38烃化合物相比正C25化合物的重量比。从图13可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，线3022上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液包含在相比正C25化合物的正C6至正C24化合物范围内的更低重量百分数的轻正构烷烃组分，以及包含在相比正C25化合物的正C26至正C30化合物范围内的更大重量百分数的重烃组分。现在看线3023上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生相比正C25化合物的正C6至正C24化合物浓度在线3022所表示的无应力实验与线3024所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。此外，显然的是，对于线3023所表示的中间应力水平实验而言，在相比正C25化合物的正C26至正C30化合物范围内的重烃组分的重量百分数落在无应力实验(线3022)烃液和1,000psi应力实验(线3024)烃液之间。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生相比正C25化合物的正C6至正C24化合物浓度比线3022所表示的无应力实验与线3023所表示的400psi受力实验都大的烃液。此外，显然的是，对于线3024所表示的高水平应力实验而言，在相比正C25化合物的正C26至正C30化合物范围内的重烃组分的重量百分数小于无应力实验(线3022)烃液和400psi应力实验(线3023)烃液。该分析进一步支持了下列关系：在增加的岩石静应力水平下热解油页岩产生具有较低浓度的正构烷烃的烃液。
图14是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从正C6至正C38出现的正构烷烃化合物相比正C29烃化合物的重量百分数图。正构化合物重量百分数如图11所述获得。y-轴3040表示就液相中发现的每个正C6至正C38化合物相比正C29化合物的重量比而言的浓度。x-轴3041包含从正C6/正C29至正C38/正C29的每个正构烷烃化合物比的身份。线3042上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个正C6至正C38烃化合物相比正C29化合物的重量比。线3043上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个正C6至正C38烃化合物相比正C29化合物的重量比。而线3044上出现的数据点表示对于实施例4的1000psi受力实验而言每个正C6至正C38烃化合物相比正C29化合物的重量比。从图14可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，线3042上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液包含更低重量百分数的、在相比正C29化合物的正C6至正C26化合物范围内的轻正构烷烃组分。现在看线3043上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生相比正C29化合物的正C6至正C26化合物浓度在线3042所表示的无应力实验与线3044所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生相比正C29化合物的正C6至正C26化合物浓度比线3042所表示的无应力实验与线3043所表示的400psi受力实验都大的烃液。该分析进一步支持了下列关系：在增加的岩石静应力水平下热解油页岩产生具有较低浓度的正构烷烃的烃液。
图15是对于在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个而言，从C6至C38的每个碳数的正构烷烃化合物与假组分的重量比图。正构化合物和假组分重量百分数如图7&11所述获得。为清楚起见，正构烷烃和假组分重量百分数被取为全部C3至假C38全油气相色谱面积与计算重量的百分数，如图7中所呈现的假化合物数据中所使用。y-轴3060表示就液相中发现的每个正C6/假C6至正C38/假C38化合物重量比而言的浓度。x-轴3061包含从正C6/假C6至正C38/假C38的每个正构烷烃化合物与假组分比的身份。线3062上出现的数据点表示对于实施例1的无应力实验而言每个正C6/假C6至正C38/假C38比的重量比。线3063上出现的数据点表示对于实施例3的400psi受力实验而言每个正C6/假C6至正C38/假C38比的重量比。而线3064上出现的数据点表示对于实施例4的1000psi受力实验而言每个正C6/假C6至正C38/假C38比的重量比。从图15可以看出，相比400psi应力实验烃液和1,000psi应力实验烃液，线3062上数据点所表示的在无应力实验中产生的烃液包含更大的、在C10至C26范围内的正构烷烃化合物比假组分的重量百分数。现在看线3063上出现的数据点，显然的是，中间水平400psi应力实验产生在C10至C26范围内的正构烷烃化合物与假组分比位于线3062所表示的无应力实验与线3064所表示的1,000psi受力实验之间的烃液。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生在C10至C26范围内的正构烷烃化合物与假组分比小于线3062所表示的无应力实验和线3063所表示的400psi受力实验的烃液。因此在增加的岩石静应力水平下热解油页岩呈现出产生与在C10与C26之间出现的给定碳数的总烃相比具有较低浓度的正构烷烃的烃液。
从上面描述的数据，可以看出在增加的应力水平下加热和热解油页岩产生更轻的可冷凝烃流体产物(即相对于更高碳数化合物或组分来说，更大比例的更低碳数化合物或组分)并且包含更低浓度的正构烷烃化合物。这样的产物可更适合于精炼成汽油和馏出物产品。此外，这样的产物在进一步分馏之前或之后可具有作为某些化学工艺的原料的效用。
在一些实施方式中，生产的烃流体包括可冷凝烃部分。在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：总C7与总C20重量比大于0.8，总C8与总C20重量比大于1.7，总C9与总C20重量比大于2.5，总C10与总C20重量比大于2.8，总C11与总C20重量比大于2.3，总C12与总C20重量比大于2.3，总C13与总C20重量比大于2.9，总C14与总C20重量比大于2.2，总C15与总C20重量比大于2.2，和总C16与总C20重量比大于1.6。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C7与总C20重量比大于2.5，总C8与总C20重量比大于3.0，总C9与总C20重量比大于3.5，总C10与总C20重量比大于3.5，总C11与总C20重量比大于3.0，和总C12与总C20重量比大于3.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C7与总C20重量比大于3.5，总C8与总C20重量比大于4.3，总C9与总C20重量比大于4.5，总C10与总C20重量比大于4.2，总C11与总C20重量比大于3.7，和总C12与总C20重量比大于3.5。如在该段落和权利要求书中所用，短语“一个或多个(one or more)”——其紧接着是一系列不同化合物或组分的比率，其中最后一个比率是通过连接词“和(and)”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面相组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有大于0.8的总C7与总C20重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有下述总C7与总C20重量比：其大于1.0，大于1.5，大于2.0，大于2.5，大于3.5或大于3.7。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有下述总C7与总C20重量比：其小于10.0，小于7.0，小于5.0或小于4.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有大于1.7的总C8与总C20重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有下述总C8与总C20重量比：其大于2.0，大于2.5，大于3.0，大于4.0，大于4.4或大于4.6。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C8与总C20重量比：其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有大于2.5的总C9与总C20重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C9与总C20重量比：其大于3.0，大于4.0，大于4.5或大于4.7。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C9与总C20重量比：其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有大于2.8的总C10与总C20重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C20重量比，其大于3.0，大于3.5，大于4.0或大于4.3。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C20重量比，其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有大于2.3的总C11与总C20重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C20重量比，其大于2.5，大于3.5，大于3.7，大于4.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C20重量比，其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有大于2.3的总C12与总C20重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C12与总C20重量比，其大于2.5，大于3.0，大于3.5或大于3.7。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C12与总C20重量比，其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C13与总C20重量比，其大于2.9。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C20重量比，其大于3.0，大于3.1或大于3.2。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C20重量比，其小于6.0或小于5.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C14与总C20重量比，其大于2.2。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C14与总C20重量比，其大于2.5，大于2.6或大于2.7。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C14与总C20重量比，其小于6.0或小于4.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C15与总C20重量比，其大于2.2。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C15与总C20重量比，其大于2.3，大于2.4或大于2.6。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C15与总C20重量比，其小于6.0或小于4.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C16与总C20重量比，其大于1.6。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C16与总C20重量比，其大于1.8，大于2.3或大于2.5。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C16与总C20重量比，其小于5.0或小于4.0。本发明的某些特征在前面的段落中按照一组数值上限(例如“小于”)和一组数值下限(例如“大于”)进行描述。应当理解，通过这些界限的任意组合形成的范围在本发明的范围内，除非另外指明。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：总C7与总C25重量比大于2.0，总C8与总C25重量比大于4.5，总C9与总C25重量比大于6.5，总C10与总C25重量比大于7.5，总C11与总C25重量比大于6.5，总C12与总C25重量比大于6.5，总C13与总C25重量比大于8.0，总C14与总C25重量比大于6.0，总C15与总C25重量比大于6.0，总C16与总C25重量比大于4.5，总C17与总C25重量比大于4.8，和总C18与总C25重量比大于4.5。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C7与总C25重量比大于7.0，总C8与总C25重量比大于10.0，总C9与总C25重量比大于10.0，总C10与总C25重量比大于10.0，总C11与总C25重量比大于8.0，和总C12与总C25重量比大于8.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C7与总C25重量比大于13.0，总C8与总C25重量比大于17.0，总C9与总C25重量比大于17.0，总C10与总C25重量比大于15.0，总C11与总C25重量比大于14.0，和总C12与总C25重量比大于13.0。如在该段落和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的其它方面中任何一方面相组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有大于2.0的总C7与总C25重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C7与总C25重量比，其大于3.0，大于5.0，大于10.0，大于13.0或大于15.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C7与总C25重量比，其小于30.0或小于25.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C8与总C25重量比，其大于4.5。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C8与总C25重量比，其大于5.0，大于7.0，大于10.0，大于15.0或大于17.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C8与总C25重量比，其小于35.0或小于30.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C9与总C25重量比，其大于6.5。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C9与总C25重量比，其大于8.0，大于10.0，大于15.0，大于17.0或大于19.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C9与总C25重量比，其小于40.0或小于35.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C10与总C25重量比，其大于7.5。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C25重量比，其大于10.0，大于14.0或大于17.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C25重量比，其小于35.0或小于30.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C11与总C25重量比，其大于6.5。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C25重量比，其大于8.5，大于10.0，大于12.0或大于14.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C25重量比，其小于35.0或小于30.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C12与总C25重量比，其大于6.5。可选地，可冷凝烃部分可具有大于8.5的总C12与总C25重量比，大于10.0、大于12.0或大于14.0的总C12与总C25重量比。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C12与总C25重量比，其小于30.0或小于25.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C13与总C25重量比，其大于8.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C25重量比，其大于10.0，大于12.0或大于14.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C25重量比，其小于25.0或小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C14与总C25重量比，其大于6.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C14与总C25重量比，其大于8.0，大于10.0或大于12.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C14与总C25重量比，其小于25.0或小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C15与总C25重量比，其大于6.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C15与总C25重量比，其大于8.0或大于10.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C15与总C25重量比，其小于25.0或小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C16与总C25重量比，其大于4.5。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C16与总C25重量比，其大于6.0，大于8.0或大于10.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C16与总C25重量比，其小于20.0或小于15.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C17与总C25重量比，其大于4.8。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C17与总C25重量比，其大于5.5或大于7.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C17与总C25重量比，其小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C18与总C25重量比，其大于4.5。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C18与总C25重量比，其大于5.0或大于5.5。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C18与总C25重量比，其小于15.0。本发明的某些特征在前面的段落中按照一组数值上限(例如“小于”)和一组数值下限(例如“大于”)进行描述。应当理解，通过这些界限的任意组合形成的范围在本发明的范围内，除非另外指明。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：总C7与总C29重量比大于3.5，总C8与总C29重量比大于9.0，总C9与总C29重量比大于12.0，总C10与总C29重量比大于15.0，总C11与总C29重量比大于13.0，总C12与总C29重量比大于12.5，总C13与总C29重量比大于16.0，总C14与总C29重量比大于12.0，总C15与总C29重量比大于12.0，总C16与总C29重量比大于9.0，总C17与总C29重量比大于10.0，总C18与总C29重量比大于8.8，总C19与总C29重量比大于7.0，总C20与总C29重量比大于6.0，总C21与总C29重量比大于5.5，和总C22与总C29重量比大于4.2。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C7与总C29重量比大于16.0，总C8与总C29重量比大于19.0，总C9与总C29重量比大于20.0，总C10与总C29重量比大于18.0，总C11与总C29重量比大于16.0，总C12与总C29重量比大于15.0，总C13与总C29重量比大于17.0，总C14与总C29重量比大于13.0，总C15与总C29重量比大于13.0，总C16与总C29重量比大于10.0，总C17与总C29重量比大于11.0，总C18与总C29重量比大于9.0，总C19与总C29重量比大于8.0，总C20与总C29重量比大于6.5，和总C21与总C29重量比大于6.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C7与总C29重量比大于24.0，总C8与总C29重量比大于30.0，总C9与总C29重量比大于32.0，总C10与总C29重量比大于30.0，总C11与总C29重量比大于27.0，总C12与总C29重量比大于25.0，总C13与总C29重量比大于22.0，总C14与总C29重量比大于18.0，总C15与总C29重量比大于18.0，总C16与总C29重量比大于16.0，总C17与总C29重量比大于13.0，总C18与总C29重量比大于10.0，总C19与总C29重量比大于9.0，和总C20与总C29重量比大于7.0。如在该段落和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面相组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有大于3.5的总C7与总C29重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C7与总C29重量比，其大于5.0，大于10.0，大于18.0，大于20.0或大于24.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C7与总C29重量比，其小于60.0或小于50.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C8与总C29重量比，其大于9.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C8与总C29重量比，其大于10.0，大于18.0，大于20.0，大于25.0或大于30.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C8与总C29重量比，其小于85.0或小于75.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C9与总C29重量比，其大于12.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C9与总C29重量比，其大于15.0，大于20.0，大于23.0，大于27.0或大于32.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C9与总C29重量比，其小于85.0或小于75.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C10与总C29重量比，其大于15.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C29重量比，其大于18.0，大于22.0或大于28.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C29重量比，其小于80.0或小于70.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C11与总C29重量比，其大于13.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C29重量比，其大于16.0，大于18.0，大于24.0或大于27.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C29重量比，其小于75.0或小于65.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C12与总C29重量比，其大于12.5。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C12与总C29重量比，其大于14.5，大于18.0，大于22.0或大于25.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C12与总C29重量比，其小于75.0或小于65.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C13与总C29重量比，其大于16.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C29重量比，其大于18.0，大于20.0或大于22.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C29重量比，其小于70.0或小于60.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C14与总C29重量比，其大于12.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C14与总C29重量比，其大于14.0，大于16.0或大于18.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C14与总C29重量比，其小于60.0或小于50.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C15与总C29重量比，其大于12.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C15与总C29重量比，其大于15.0或大于18.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C15与总C29重量比，其小于60.0或小于50.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C16与总C29重量比，其大于9.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C16与总C29重量比，其大于10.0，大于13.0或大于16.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C16与总C29重量比，其小于55.0或小于45.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C17与总C29重量比，其大于10.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C17与总C29重量比，其大于11.0或大于12.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C17与总C29重量比，其小于45.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C18与总C29重量比，其大于8.8。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C18与总C29重量比，其大于9.0或大于10.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C18与总C29重量比，其小于35.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C19与总C29重量比，其大于7.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C19与总C29重量比，其大于8.0或大于9.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的总C19与总C29重量比，其小于30.0。本发明的某些特征在前面的段落中按照一组数值上限(例如“小于”)和一组数值下限(例如“大于”)进行描述。应当理解，通过这些界限的任意组合形成的范围在本发明的范围内，除非另外指明。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：总C9与总C20重量比在2.5与6.0之间，总C10与总C20重量比在2.8与7.3之间，总C11与总C20重量比在2.6与6.5之间，总C12与总C20重量比在2.6与6.4之间，和总C13与总C20重量比在3.2与8.0之间。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C9与总C20重量比在3.0与5.5之间，总C10与总C20重量比在3.2与7.0之间，总C11与总C20重量比在3.0与6.0之间，总C12与总C20重量比在3.0与6.0之间，和总C13与总C20重量比在3.3与7.0之间。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C9与总C20重量比在4.6与5.5之间，总C10与总C20重量比在4.2与7.0之间，总C11与总C20重量比在3.7与6.0之间，总C12与总C20重量比在3.6与6.0之间，和总C13与总C20重量比在3.4与7.0之间。如在该段落和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的其它方面中任何一方面相组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C9与总C20重量比，其在2.5与6.0之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C9与总C20重量比，其在3.0与5.8之间，在3.5与5.8之间，在4.0与5.8之间，在4.5与5.8之间，在4.6与5.8之间，或在4.7与5.8之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C10与总C20重量比，其在2.8与7.3之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C20重量比，其在3.0与7.2之间，在3.5与7.0之间，在4.0与7.0之间，在4.2与7.0之间，在4.3与7.0之间，或在4.4与7.0之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C11与总C20重量比，其在2.6与6.5之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C20重量比，其在2.8与6.3之间，在3.5与6.3之间，在3.7与6.3之间，在3.8与6.3之间，在3.9与6.2之间，或在4.0与6.2之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C12与总C20重量比，其在2.6与6.4之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C12与总C20重量比，其在2.8与6.2之间，在3.2与6.2之间，在3.5与6.2之间，在3.6与6.2之间，在3.7与6.0之间，或在3.8与6.0之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C13与总C20重量比，其在3.2与8.0之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C20重量比，其在3.3与7.8之间，在3.3与7.0之间，在3.4与7.0之间，在3.5与6.5之间，或在3.6与6.0之间。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：总C10与总C25重量比在7.1与24.5之间，总C11与总C25重量比在6.5与22.0之间，总C12与总C25重量比在6.5与22.0之间，和总C13与总C25重量比在8.0与27.0之间。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C10与总C25重量比在10.0与24.0之间，总C11与总C25重量比在10.0与21.5之间，总C12与总C25重量比在10.0与21.5之间，和总C13与总C25重量比在9.0与25.0之间。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C10与总C25重量比在14.0与24.0之间，总C11与总C25重量比在12.5与21.5之间，总C12与总C25重量比在12.0与21.5之间，和总C13与总C25重量比在10.5与25.0之间。如在该段落和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面相组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C10与总C25重量比，其在7.1与24.5之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C25重量比，其在7.5与24.5之间，在12.0与24.5之间，在13.8与24.5之间，在14.0与24.5之间，或在15.0与24.5之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C11与总C25重量比，其在6.5与22.0之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C25重量比，其在7.0与21.5之间，在10.0与21.5之间，在12.5与21.5之间，在13.0与21.5之间，在13.7与21.5之间，或在14.5与21.5之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C12与总C25重量比，其在10.0与21.5之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C12与总C25重量比，其在10.5与21.0之间，在11.0与21.0之间，在12.0与21.0之间，在12.5与21.0之间，在13.0与21.0之间，或在13.5与21.0之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C13与总C25重量比，其在8.0与27.0之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C25重量比，其在9.0与26.0之间，在10.0与25.0之间，在10.5与25.0之间，在11.0与25.0之间，或在11.5与25.0之间。该段中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面相组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：总C10与总C29重量比在15.0与60.0之间，总C11与总C29重量比在13.0与54.0之间，总C12与总C29重量比在12.5与53.0之间，和总C13与总C29重量比在16.0与65.0之间。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C10与总C29重量比在17.0与58.0之间，总C11与总C29重量比在15.0与52.0之间，总C12与总C29重量比在14.0与50.0之间，和总C13与总C29重量比在17.0与60.0之间。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：总C10与总C29重量比在20.0与58.0之间，总C11与总C29重量比在18.0与52.0之间，总C12与总C29重量比在18.0与50.0之间，和总C13与总C29重量比在18.0与50.0之间。如在该段和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面相组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C10与总C29重量比，其在15.0与60.0之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C10与总C29重量比，其在18.0与58.0之间，在20.0与58.0之间，在24.0与58.0之间，在27.0与58.0之间，或在30.0与58.0之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C11与总C29重量比，其在13.0与54.0之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C11与总C29重量比，其在15.0与53.0之间，在18.0与53.0之间，在20.0与53.0之间，在22.0与53.0之间，在25.0与53.0之间，或在27.0与53.0之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C12与总C29重量比，其在12.5与53.0之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C12与总C29重量比，其在14.5与51.0之间，在16.0与51.0之间，在18.0与51.0之间，在20.0与51.0之间，在23.0与51.0之间，或在25.0与51.0之间。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的总C13与总C29重量比，其在16.0与65.0之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的总C13与总C29重量比，其在17.0与60.0之间，在18.0与60.0之间，在20.0与60.0之间，在22.0与60.0之间，或在25.0与60.0之间。该段中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：正C7与正C20重量比大于0.9，正C8与正C20重量比大于2.0，正C9与正C20重量比大于1.9，正C10与正C20重量比大于2.2，正C11与正C20重量比大于1.9，正C12与正C20重量比大于1.9，正C13与正C20重量比大于2.3，正C14与正C20重量比大于1.8，正C15与正C20重量比大于1.8，和正C16与正C20重量比大于1.3。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：正C7与正C20重量比大于4.4，正C8与正C20重量比大于3.7，正C9与正C20重量比大于3.5，正C10与正C20重量比大于3.4，正C11与正C20重量比大于3.0，和正C12与正C20重量比大于2.7。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：正C7与正C20重量比大于4.9，正C8与正C20重量比大于4.5，正C9与正C20重量比大于4.4，正C10与正C20重量比大于4.1，正C11与正20重量比大于3.7，和正C12与正C20重量比大于3.0。如在该段和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面相组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C7与正C20重量比，其大于0.9。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C7与正C20重量比，其大于1.0，大于2.0，大于3.0，大于4.0，大于4.5或大于5.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C7与正C20重量比，其小于8.0或小于7.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C8与正C20重量比，其大于1.7。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C8与正C20重量比，其大于2.0，大于2.5，大于3.0，大于3.5，大于4.0或大于4.4。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C8与正C20重量比，其小于8.0或小于7.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C9与正C20重量比，其大于1.9。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C9与正C20重量比，其大于2.0，大于3.0，大于4.0或大于4.5。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C9与正C20重量比，其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C10与正C20重量比，其大于2.2。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C10与正C20重量比，其大于2.8，大于3.3，大于3.5或大于4.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C10与正C20重量比，其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C11与正C20重量比，其大于1.9。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C11与正C20重量比，其大于2.5，大于3.0，大于3.5或大于3.7。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C11与正C20重量比，其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C12与正C20重量比，其大于1.9。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C12与正C20重量比，其大于2.0，大于2.2，大于2.6或大于3.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C12与正C20重量比，其小于7.0或小于6.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C13与正C20重量比，其大于2.3。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C13与正C20重量比，其大于2.5，大于2.7或大于3.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C13与正C20重量比，其小于6.0或小于5.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C14与正C20重量比，其大于1.8。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C14与正C20重量比，其大于2.0，大于2.2或大于2.5。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C14与正C20重量比，其小于6.0或小于4.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C15与正C20重量比，其大于1.8。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C15与正C20重量比，其大于2.0，大于2.2或大于2.4。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C15与正C20重量比，其小于6.0或小于4.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C16与正C20重量比，其大于1.3。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C16与正C20重量比，其大于1.5，大于1.7或大于2.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C16与正C20重量比，其小于5.0或小于4.0。本发明的某些特征在前面的段落中按照一组数值上限(例如“小于”)和一组数值下限(例如“大于”)进行描述。应当理解，通过这些界限的任意组合形成的范围在本发明的范围内，除非另外指明。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：正C7与正C25重量比大于1.9，正C8与正C25重量比大于3.9，正C9与正C25重量比大于3.7，正C10与正C25重量比大于4.4，正C11与正C25重量比大于3.8，正C12与正C25重量比大于3.7，正C13与正C25重量比大于4.7，正C14与正C25重量比大于3.7，正C15与正C25重量比大于3.7，正C16与正C25重量比大于2.5，正C17与正C25重量比大于3.0，和正C18与正C25重量比大于3.4。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：正C7与正C25重量比大于10，正C8与正C25重量比大于8.0，正C9与正C25重量比大于7.0，正C10与正C25重量比大于7.0，正C11与正C25重量比大于7.0，和正C12与正C25重量比大于6.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：正C7与正C25重量比大于10.0，正C8与正C25重量比大于12.0，正C9与正C25重量比大于11.0，正C10与正C25重量比大于11.0，正C11与正C25重量比大于9.0，和正C12与正C25重量比大于8.0。如在该段和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面相组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C7与正C25重量比，其大于1.9。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C7与正C25重量比，其大于3.0，大于5.0，大于8.0，大于10.0或大于13.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C7与正C25重量比，其小于35.0或小于25.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C8与正C25重量比，其大于3.9。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C8与正C25重量比，其大于4.5，大于6.0，大于8.0，大于10.0或大于13.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C8与正C25重量比，其小于35.0或小于25.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C9与正C25重量比，其大于3.7。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C9与正C25重量比，其大于4.5，大于7.0，大于10.0，大于12.0或大于13.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C9与正C25重量比，其小于35.0或小于25.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C10与正C25重量比，其大于4.4。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C10与正C25重量比，其大于6.0，大于8.0或大于11.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C10与正C25重量比，其小于35.0或小于25.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C11与正C25重量比，其大于3.8。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C11与正C25重量比，其大于4.5，大于7.0，大于8.0或大于10.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C11与正C25重量比，其小于35.0或小于25.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C12与正C25重量比，其大于3.7。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C12与正C25重量比，其大于4.5，大于6.0，大于7.0或大于8.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C12与正C25重量比，其小于30.0或小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C13与正C25重量比，其大于4.7。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C13与正C25重量比，其大于5.0，大于6.0或大于7.5。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C13与正C25重量比，其小于25.0或小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C14与正C25重量比，其大于3.7。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C14与正C25重量比，其大于4.5，大于5.5或大于7.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C14与正C25重量比，其小于25.0或小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C15与正C25重量比，其大于3.7。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C15与正C25重量比，其大于4.2或大于5.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C15与正C25重量比，其小于25.0或小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C16与正C25重量比，其大于2.5。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C16与正C25重量比，其大于3.0，大于4.0或大于5.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C16与正C25重量比，其小于20.0或小于15.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C17与正C25重量比，其大于3.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C17与正C25重量比，其大于3.5或大于4.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C17与正C25重量比，其小于20.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C18与正C25重量比，其大于3.4。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C18与正C25重量比，其大于3.6或大于4.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C18与正C25重量比，其小于15.0。本发明的某些特征在前面的段落中按照一组数值上限(例如“小于”)和一组数值下限(例如“大于”)进行描述。应当理解，通过这些界限的任意组合形成的范围在本发明的范围内，除非另外指明。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：正C7与正C29重量比大于18.0，正C8与正C29重量比大于16.0，正C9与正C29重量比大于14.0，正C10与正C29重量比大于14.0，正C11与正C29重量比大于13.0，正C12与正C29重量比大于11.0，正C13与正C29重量比大于10.0，正C14与正C29重量比大于9.0，正C15与正C29重量比大于8.0，正C16与正C29重量比大于8.0，正C17与正C29重量比大于6.0，正C18与正C29重量比大于6.0，正C19与正C29重量比大于5.0，正C20与正C29重量比大于4.0，正C21与正C29重量比大于3.6，和正C22与正C29重量比大于2.8。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：正C7与正C29重量比大于20.0，正C8与正C29重量比大于18.0，正C9与正C29重量比大于17.0，正C10与正C29重量比大于16.0，正C11与正C29重量比大于15.0，正C12与正C29重量比大于12.5，正C13与正C29重量比大于11.0，正C14与正C29重量比大于10.0，正C15与正C29重量比大于8.0，正C16与正C29重量比大于8.0，正C17与正C29重量比大于7.0，正C18与正C29重量比大于6.5，正C19与正C29重量比大于5.5，正C20与正C29重量比大于4.5，和正C21与正C29重量比大于4.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：正C7与正C29重量比大于23.0，正C8与正C29重量比大于21.0，正C9与正C29重量比大于20.0，正C10与正C29重量比大于19.0，正C11与正C29重量比大于17.0，正C12与正C29重量比大于14.0，正C13与正C29重量比大于12.0，正C14与正C29重量比大于11.0，正C15与正C29重量比大于9.0，正C16与正C29重量比大于9.0，正C17与正C29重量比大于7.5，正C18与正C29重量比大于7.0，正C19与正C29重量比大于6.5，正C20与正C29重量比大于4.8，和正C21与正C29重量比大于4.5。如在该段和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面相组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C7与正C29重量比，其大于18.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C7与正C29重量比，其大于20.0，大于22.0，大于25.0，大于30.0或大于35.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C7与正C29重量比，其小于70.0或小于60.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C8与正C29重量比，其大于16.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C8与正C29重量比，其大于18.0，大于22.0，大于25.0，大于27.0或大于30.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C8与正C29重量比，其小于85.0或小于75.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C9与正C29重量比，其大于14.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C9与正C29重量比，其大于18.0，大于20.0，大于23.0，大于27.0或大于30.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C9与正C29重量比，其小于85.0或小于75.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C10与正C29重量比，其大于14.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C10与正C29重量比，其大于20.0，大于25.0或大于30.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C10与正C29重量比，其小于80.0或小于70.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C11与正C29重量比，其大于13.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C11与正C29重量比，其大于16.0，大于18.0，大于24.0或大于27.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C11与正C29重量比，其小于75.0或小于65.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C12与正C29重量比，其大于11.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C12与正C29重量比，其大于14.5，大于18.0，大于22.0或大于25.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C12与正C29重量比，其小于75.0或小于65.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C13与正C29重量比，其大于10.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C13与正C29重量比，其大于18.0，大于20.0或大于22.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C13与正C29重量比，其小于70.0或小于60.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C14与正C29重量比，其大于9.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C14与正C29重量比，其大于14.0，大于16.0或大于18.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C14与正C29重量比，其小于60.0或小于50.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C15与正C29重量比，其大于8.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C15与正C29重量比，其大于12.0或大于16.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C15与正C29重量比，其小于60.0或小于50.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C16与正C29重量比，其大于8.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C16与正C29重量比，其大于10.0，大于13.0或大于15.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C16与正C29重量比，其小于55.0或小于45.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C17与正C29重量比，其大于6.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C17与正C29重量比，其大于8.0或大于12.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C17与正C29重量比，其小于45.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C18与正C29重量比，其大于6.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C18与正C29重量比，其大于8.0或大于10.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C18与正C29重量比，其小于35.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C19与正C29重量比，其大于5.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C19与正C29重量比，其大于7.0或大于9.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C19与正C29重量比，其小于30.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C20与正C29重量比，其大于4.0。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C20与正C29重量比，其大于6.0或大于8.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C20与正C29重量比，其小于30.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C21与正C29重量比，其大于3.6。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C21与正C29重量比，其大于4.0或大于6.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C21与正C29重量比，其小于30.0。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C22与正C29重量比，其大于2.8。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C22与正C29重量比，其大于3.0。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C22与正C29重量比，其小于30.0。本发明的某些特征在前面的段落中按照一组数值上限(例如“小于”)和一组数值下限(例如“大于”)进行描述。应当理解，通过这些界限的任意组合形成的范围在本发明的范围内，除非另外指明。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分可具有下列中一个或多个：正C10与总C10重量比小于0.31，正C11与总C11重量比小于0.32，正C12与总C12重量比小于0.29，正C13与总C13重量比小于0.28，正C14与总C14重量比小于0.31，正C15与总C15重量比小于0.27，正C16与总C16重量比小于0.31，正C17与总C17重量比小于0.31，正C18与总C18重量比小于0.37，正C19与总C19重量比小于0.37，正C20与总C20重量比小于0.37，正C21与总C21重量比小于0.37，正C22与总C22重量比小于0.38，正C23与总C23重量比小于0.43，正C24与总C24重量比小于0.48，和正C25与总C25重量比小于0.53。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：正C11与总C11重量比小于0.30，正C12与总C12重量比小于0.27，正C13与总C13重量比小于0.26，正C14与总C14重量比小于0.29，正C15与总C15重量比小于0.24，正C16与总C16重量比小于0.25，正C17与总C17重量比小于0.29，正C18与总C18重量比小于0.31，正C19与总C19重量比小于0.35，正C20与总C20重量比小于0.33，正C21与总C21重量比小于0.33，正C22与总C22重量比小于0.35，正C23与总C23重量比小于0.40，正C24与总C24重量比小于0.45，和正C25与总C25重量比小于0.49。在可选实施方式中，可冷凝烃部分具有下列中一个或多个：正C11与总C11重量比小于0.28，正C12与总C12重量比小于0.25，正C13与总C13重量比小于0.24，正C14与总C14重量比小于0.27，正C15与总C15重量比小于0.22，正C16与总C16重量比小于0.23，正C17与总C17重量比小于0.25，正C18与总C18重量比小于0.28，正C19与总C19重量比小于0.31，正C20与总C20重量比小于0.29，正C21与总C21重量比小于0.30，正C22与总C22重量比小于0.28，正C23与总C23重量比小于0.33，正C24与总C24重量比小于0.40，和正C25与总C25重量比小于0.45。如在该段和权利要求书中所用，短语“一个或多个”——其紧接着是一系列不同化合物或组分比率，其中最后一个比率是通过连接词“和”引出的——意图包括这样的可冷凝烃部分，其具有所列比率中至少一个或者具有所列比率中两个或更多、或者三个或更多、或者四个或更多等等或者全部。此外，特定可冷凝烃部分还可具有另外的不同化合物或组分比率，其未包括在特定句子或权利要求中但仍落在这样的句子或权利要求的范围内。该段中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面相组合。
在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有小于0.31的正C10与总C10重量比。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C10与总C10重量比，其小于0.30或小于0.29。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C10与总C10重量比，其大于0.15或大于0.20。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C11与总C11重量比，其小于0.32。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C11与总C11重量比，其小于0.31，小于0.30或小于0.29。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C11与总C11重量比，其大于0.15或大于0.20。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C12与总C12重量比，其小于0.29。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C12与总C12重量比，其小于0.26或小于0.24。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C12与总C12重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C13与总C13重量比，其小于0.28。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C13与总C13重量比，其小于0.27，小于0.25或小于0.23。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C13与总C13重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C14与总C14重量比，其小于0.31。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C14与总C14重量比，其小于0.30，小于0.28或小于0.26。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C14与总C14重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C15与总C15重量比，其小于0.27。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C15与总C15重量比，其小于0.26，小于0.24或小于0.22。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C15与总C15重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C16与总C16重量比，其小于0.31。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C16与总C16重量比，其小于0.29，小于0.26或小于0.24。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C16与总C16重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C17与总C17重量比，其小于0.31。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C17与总C17重量比，其小于0.29，小于0.27或小于0.25。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C17与总C17重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C18与总C18重量比，其小于0.37。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C18与总C18重量比，其小于0.35，小于0.31或小于0.28。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C18与总C18重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C19与总C19重量比，其小于0.37。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C19与总C19重量比，其小于0.36，小于0.34或小于0.31。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C19与总C19重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C20与总C20重量比，其小于0.37。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C20与总C20重量比，其小于0.35，小于0.32或小于0.29。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C20与总C20重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C21与总C21重量比，其小于0.37。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C21与总C21重量比，其小于0.35，小于0.32或小于0.30。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C21与总C21重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C22与总C22重量比，其小于0.38。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C22与总C22重量比，其小于0.36，小于0.34或小于0.30。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C22与总C22重量比，其大于0.10或大于0.15。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C23与总C23重量比，其小于0.43。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C23与总C23重量比，其小于0.40，小于0.35或小于0.29。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C23与总C23重量比，其大于0.15或大于0.20。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C24与总C24重量比，其小于0.48。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C24与总C24重量比，其小于0.46，小于0.42或小于0.40。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C24与总C24重量比，其大于0.15或大于0.20。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的正C25与总C25重量比，其小于0.48。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的正C25与总C25重量比，其小于0.46，小于0.42或小于0.40。在可选实施方式中，可冷凝烃部分可具有这样的正C25与总C25重量比，其大于0.20或大于0.25。本发明的某些特征在前面的段落中按照一组数值上限(例如“小于”)和一组数值下限(例如“大于”)进行描述。应当理解，通过这些界限的任意组合形成的范围在本发明的范围内，除非另外指明。该段落中描述的实施方式可以与本文所讨论的本发明的其它方面中任何一方面进行组合。
本文和权利要求书中使用″总C_″(例如总C10)意指在可冷凝烃流体中发现的特定假组分的量，该量如本文所述尤其如本文中标记“实验”的部分所述进行测定。也就是说，″总C_″是按照该申请的实验部分中描述的步骤利用全油气相色谱(WOGC)分析方法测定的。此外，″总C_″是从用于鉴定和量化每个假组分的全油气相色谱(WOGC)峰积分方法和峰鉴定方法测定的，如本文实验部分所述。此外，假组分的″总C_″重量百分数和摩尔百分数值是利用涉及由Katz和Firoozabadi开发的关联式的假组分分析方法(Katz，D.L.和A.Firoozabadi，1978.Predicting phase behavior of condensate/crude-oil systems using methane interactioncoefficients，J.Petroleum Technology(Nov.1978)，1649-1655)获得的，如在实验部分中所述，其包括示例性摩尔和重量百分数测定。
本文和权利要求书中使用″正C_″(例如正C10)意指在可冷凝烃流体中发现的特定正构烷烃化合物的量，该量如本文所述尤其如本文中标记“实验”的部分所述进行测定。也就是说，″正C_″是从按照该申请的实验部分中描述的步骤利用全油气相色谱(WOGC)分析方法测定的GC峰面积测定的。此外，″总C_″是从用于鉴定和量化单个化合物峰的全油气相色谱(WOGC)峰鉴定和积分方法测定的，如本文实验部分所述。此外，正构烷烃化合物的″正C_″重量百分数和摩尔百分数值是利用类似于在实验部分中解释的假组分示例性摩尔和重量百分数测定的方法获得的，只是使用感兴趣的特定正构烷烃化合物的密度和分子量，然后使其与在假组分方法中获得的总数比较以获得重量和摩尔百分数。
下面对图16的讨论涉及在实施例1-5中获得的数据，实施例1-5在标记“实验”的部分中被讨论。该数据通过在实验部分中讨论的实验程序、气体样品收集程序、烃气样品气相色谱(GC)分析方法和气体样品GC峰鉴定和积分方法获得。为清楚起见，当谈到气态烃样品的气相色谱图时，对于通过实施例1进行的一个无应力实验、通过实施例2和3进行的两个400psi受力实验以及通过实施例4和5进行的两个1,000psi受力实验提供了图表数据。
图16是一柱状图，其显示气体样品中存在的烃种类的摩尔百分比浓度，所述气体样品取自在本文讨论的实验室实验中测试和分析的三个应力水平中每一个。气体化合物摩尔百分数是通过本文所述的实验程序、气体样品收集程序、烃气样品气相色谱(GC)分析方法、气体样品GC峰积分方法和摩尔浓度测定程序获得的。为清楚起见，烃摩尔百分数被取为全部已鉴定的烃气GC面积(即甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、异戊烷、正戊烷、2-甲基戊烷和正己烷)的总数与计算摩尔浓度的百分数。因此，对于所有实验而言，图解的甲烷至正C6摩尔百分数不包括下列的摩尔份额：任何相关的非烃气相产品(例如氢气、CO2或H2S)、在表2、4、5、7或9中所列的任何未鉴定的烃气种类(例如在表2中的峰编号2、6、8-11、13、15-22、24-26和28-78)、或者溶解在液相中、在液相GC中被独立处理的任何气体种类。y-轴3080表示就气相中每种气态化合物摩尔百分数而言的浓度。x-轴3081包含从甲烷至正己烷的每种烃化合物的身份。柱3082A-I表示实施例1的无应力实验中的每种气态化合物的摩尔百分数。也就是说，3082A表示甲烷，3082B表示乙烷，3082C表示丙烷，3082D表示异丁烷，3082E表示正丁烷，3082F表示异戊烷，3082G表示正戊烷，3082H表示2-甲基戊烷以及3082I表示正己烷。柱3083A-I和3084A-I表示来自实施例2和3的重复400psi受力实验的样品中的每种气态化合物的摩尔百分数，其中字母以针对无应力实验所描述的方式进行分配。而柱3085A-I和3086A-I表示来自实施例4和5的重复1,000psi受力实验的样品中的每种气态化合物的摩尔百分数，其中字母以针对无应力实验所描述的方式进行分配。从图16可以看出，在所有实验中产生的烃气主要是甲烷、乙烷和丙烷，以摩尔计。此外，显然的是，相比400psi应力实验烃气和1,000psi应力实验烃气，柱3082A-I所表示的无应力实验包含最多的甲烷3082A以及最少的丙烷3082C。现在看柱3083A-I和3084A-I，显然的是，中间水平400psi应力实验产生这样的烃气，其甲烷3083A&3084A和丙烷3083C&3084C浓度介于柱3082A&3082C表示的无应力实验与柱3055A&3055C和3086A&3086C表示的1,000psi受力实验之间。最后，显然的是，高水平1,000psi应力实验产生这样的烃气，其相比柱3082A&3082C表示的无应力实验与柱3083A&3084A和3083C&3084C表示的400psi受力实验具有最低的甲烷3085A&3086A浓度和最高的丙烷浓度3085C&3086C。因此在增加的岩石静应力水平下热解油页岩呈现出产生具有减小浓度的甲烷和增加浓度的丙烷的烃气。
从富含有机物岩层生产的烃流体可包括可冷凝烃部分(例如液体)和非冷凝烃部分(例如气体)。在一些实施方式中，非冷凝烃部分包括甲烷和丙烷。在一些实施方式中，在非冷凝烃部分中的丙烷与甲烷的摩尔比大于0.32。在可选实施方式中，在非冷凝烃部分中的丙烷与甲烷的摩尔比大于0.34、0.36或0.38。如本文所用，″丙烷与甲烷的摩尔比″是可如本文所述尤其如本文标记“实验”的部分中所述测定的摩尔比。也就是说，″丙烷与甲烷的摩尔比″是利用该申请的实验部分中描述的烃气样品气相色谱(GC)分析方法、气体样品GC峰鉴定和积分方法以及摩尔浓度测定程序测定的。
在一些实施方式中，烃流体的可冷凝烃部分包括苯。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有在0.1与0.8重量百分数之间的苯含量。可选地，可冷凝烃部分可具有在0.15与0.6重量百分数之间的苯含量、在0.15与0.5之间的苯含量或在0.15与0.5的苯含量。
在一些实施方式中，烃流体的可冷凝烃部分包括环己烷。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的环己烷含量，其小于0.8重量百分数。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的环己烷含量，其小于0.6重量百分数或小于0.43重量百分数。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的环己烷含量，其大于0.1重量百分数或大于0.2重量百分数。
在一些实施方式中，烃流体的可冷凝烃部分包括甲基环己烷。在一些实施方式中，可冷凝烃部分具有这样的甲基环己烷含量，其大于0.5重量百分数。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的甲基环己烷含量，其大于0.7重量百分数或大于0.75重量百分数。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的甲基环己烷含量，其小于1.2或小于1.0重量百分数。
本文和权利要求书中苯、环己烷和甲基环己烷的重量百分数含量的应用意指在可冷凝烃流体中发现的苯、环己烷和甲基环己烷的量，该量如本文所述尤其如本文中标记“实验”的部分所述进行测定。也就是说，各化合物重量百分数是从本文实验部分中讨论的全油气相色谱(WOGC)分析方法以及全油气相色谱(WOGC)峰鉴定和积分方法测定的。此外，各化合物重量百分数如图11所述获得，除了每个单独的各化合物峰面积积分被用于测定每个各自的化合物重量百分数之外。为清楚起见，化合物重量百分数被计算为全部C3至假C38全油气相色谱面积与计算重量的百分数，如图7中所呈现的假化合物数据中所用。
在一些实施方式中，烃流体的可冷凝烃部分具有大于30的API比重。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的API比重，其大于30、32、34、36、40、42或44。如本文和权利要求书中所用，API比重可通过任何普遍接受的测定API比重的方法进行测定。
在一些实施方式中，烃流体的可冷凝烃部分具有这样的碱性氮与总氮比，其在0.1与0.50之间。可选地，可冷凝烃部分可具有这样的碱性氮与总氮比，其在0.15与0.40之间。如本文和权利要求书中所用，碱性氮与总氮可以通过任何普遍接受的测定碱性氮与总氮的方法进行测定。在结果冲突的情况下，遵循普遍接受的更精确的方法。
岩石静应力可影响通过加热和热解在富含有机物的岩石内产生的采出液的组成这个发现意味着采出的烃流体的组成也可以通过改变富含有机物岩层的岩石静应力进行改变。例如，富含有机物岩层的岩石静应力可以通过选择支柱(pillar)几何形状和/或位置和/或通过选择加热和热解地层区域厚度和/或加热先后顺序进行改变。
支柱是在给定时间在富含有机物岩层内留下未热解以便减轻或缓和地表下沉的区域。支柱可以是地层内的区域，其被同一地层内的热解区域包围。可选地，支柱可以是一般开发区域外的未加热区域的一部分或与之相连。在生产油田寿命早期充当支柱的某些区域可在该油田寿命晚期被转化成生产区域。
一般在其自然状态中，地层的上覆岩层的重量十分均匀地分布在地层上。在该状态下，地层内特定地点存在的岩石静应力很大程度上受上覆岩层的厚度和密度控制。期望的岩石静应力可以通过分析上覆岩层地质学和选择具有合适深度和位置的位置进行选择。
尽管岩石静应力通常被假定由自然决定并且除了去除所有或部分上覆岩石之外是不可改变的，但是地层内具体位置处的岩石静应力可以通过重新分布上覆岩石重量以便其不再被地层均匀地支撑而进行调整。例如，上覆岩石重量的这种重新分布可以通过两种示例性方法实现。这些方法之一或两者可被用在单一地层内。在某些情况下，一种方法主要可以在早期使用，而另一种方法主要可以在后期使用。有利地改变地层区域所经历的岩石静应力可以在地层区域内引起显著的热解之前进行并且也可以在产生显著的烃流体之前进行。可选地，有利地改变岩石静应力可以与热解同时进行。
第一种改变岩石静应力的方法涉及制造一个不如其邻近区域硬的地下地层区域。随着特定区域变得较不坚硬，邻近区域因此逐渐地充当支撑上覆岩石的支柱。这些支柱区域经历增加的岩石静应力，而较不坚硬的区域经历降低的岩石静应力。岩石静应力的变化量取决于许多因素，其包括例如：处理区域硬度的变化、处理区域的大小、支柱大小、支柱间隔、岩石压缩性和岩石强度。在富含有机物岩层中，地层内区域可以通过热解该区域并且通过去除采出液在该区域内产生空的空间而使其经历机械弱化。以这种方式可以使地层内的区域不如没有经历热解或经历更少程度的热解或生产的邻近区域硬。
第二种改变岩石静应力的方法涉及使地下地层区域膨胀并且用比邻近区域更大的力推向上覆岩石。这种膨胀可以从邻近区域去除一部分上覆岩石重量，因此增加了加热区域经历的岩石静应力并且降低了邻近区域经历的岩石静应力。如果膨胀是足够的，水平压裂将在邻近区域中形成并且这些区域对支撑上覆岩石的贡献将减少。岩石静应力的变化量取决于许多因素，其包括例如：处理区域的膨胀量、处理区域的大小、支柱大小、支柱间隔、岩石压缩性和岩石强度。通过加热地层内的区域可使其膨胀以便引起岩石的热膨胀。如果流体被大量截获在该区域内，流体膨胀或流体产生也可以有助于膨胀。总膨胀量可与加热区域的厚度成比例。应当注意，如果热解发生在加热区域并且去除了足量的流体，加热区域可以机械地减弱并且因此可改变邻近区域所经历的岩石静应力，如第一种示例性方法中所述。
该方法的实施方式可包括通过借助首先加热和热解在富含有机物岩层中存在的地层烃以及从该富含有机物岩层内的第二邻近区域采出流体以便第二区域的杨氏模量(即硬度)被降低，来增加第一区域内的岩石静应力而控制通过加热和热解从富含有机物岩层内的第一区域产生的采出烃流体的组成。
该方法的实施方式可包括通过增加第一区域内的岩石静应力而控制通过加热和热解从富含有机物岩层内的第一区域产生的采出烃流体的组成，增加第一区域内的岩石静应力如下进行：在富含有机物岩层内的邻近区域之前加热第一区域，或者将该第一区域加热到比富含有机物岩层内的邻近区域更大的程度，使得在第一区域内的热膨胀大于富含有机物岩层的邻近区域内的热膨胀。
该方法的实施方式可包括通过降低第一区域内的岩石静应力而控制通过加热和热解从富含有机物岩层内的第一区域产生的采出烃流体的组成，降低第一区域内的岩石静应力如下进行：在第一区域之前加热富含有机物岩层的一个或多个邻近区域，或者使富含有机物岩层的一个或多个邻近区域加热到比该第一区域更大的程度，使得邻近区域内的热膨胀大于第一区域内的热膨胀。
该方法的实施方式可包括使富含有机物岩层内加热区域的加热定位、定大小和/或定时以便改变富含有机物岩层目前或未来加热和热解区域的原位岩石静应力，从而控制采出烃流体的组成。
一些生产过程包括在从富含有机物岩层基本上去除地层水溶性矿物之前，原位加热包含地层烃和地层水溶性矿物的富含有机物岩层。在本发明的一些实施方式中，在原位加热之前不需要部分、基本上或完全去除水溶性矿物。例如，在含有天然发生的苏打石的油页岩地层中，油页岩可以在通过溶液采矿基本上去除苏打石之前被加热。基本上去除水溶性矿物可表示水溶性矿物的去除程度，其从本领域中已知的任何商业溶液采矿操作中发生。基本上去除水溶性矿物可近似为去除富含有机物岩层内烃流体生产的目标区域中存在的特定水溶性矿物总量的按重量计5％以上。在可选实施方式中，富含有机物岩层的原位加热以热解地层烃可以在从富含有机物岩层去除按重量计3％以上的地层水济性矿物之前开始，可选地，按重量计7％、按重量计10％或按重量计13％。
在采出苏打石之前加热油页岩以生产油和气的影响是将苏打石转化成更可回收形式(碱灰)，并且提供渗透性，有助于其随后的回收。水溶性矿物回收可以在干馏油生产后就发生，或者它可以被留下几年的时期用于后面的回收。如果期望的话，碱灰可在地表上被容易地转化回苏打石。这种转化可容易地实行使得两种矿物可有效地互换。
在一些生产方法中，加热富含有机物岩层包括通过苏打石的分解产生碱灰。该方法可包括在地表设备中处理含水溶性矿物的含水溶液以去除一部分水溶性矿物。该处理步骤可包括通过由于改变含水溶液的温度引起的沉淀除去水溶性矿物。
水溶性矿物可包括钠。水溶性矿物还可包括苏打石(碳酸氢钠)、碱灰(碳酸钠)、片钠铝石(NaAl(CO3)(OH)2)或其组合。表面处理可进一步包括在地表设备中通过与CO2反应将碱灰转化成碳酸氢钠(苏打石)。在部分或完全去除水溶性矿物后，含水溶液可被再注入到地下地层，在那里它可以被隐蔽。该地下地层可以与原始富含有机物岩层相同或不同。
在一些生产方法中，加热富含有机物岩层既热解至少一部分地层烃以产生烃流体又使得在富含有机物岩层中在先结合的迁移污染物种类可以得到。迁移污染物种类可以通过地层烃的热解形成，可以在加热后从地层本身释放，或者可以在加热地层后通过产生增加的渗透性而使其可接近。在富含有机物岩层中存在的或注入其中的水或其它含水流体中，迁移污染物种类可以是可溶的。
从热解的油页岩中产生烃将一般留下一些至少部分水溶的迁移污染物种类。取决于热解页岩油与较浅区段的水文连通性，这些成分可最后迁移到浓度上环境不可接受的地下水中。潜在的迁移污染物种类的类型取决于油页岩热解的特性以及正被转化的油页岩的组成。如果热解是在氧或空气不存在下进行的，污染物种类可包括芳烃(例如苯、甲苯、乙苯、二甲苯)、多芳烃(例如蒽、芘、萘、
)、金属污染物(例如As、Co、Pb、Mo、Ni和Zn)，及其它种类诸如硫酸盐、氨、Al、K、Mg、氯化物、氟化物和酚。如果应用氧或空气，污染物种类还可包括酮、醇和氰化物。此外，存在的具体的迁移污染物种类可包括上述种类的任何次组或组合。
油田开发者可以期望评估富含有机物岩层与含水层的连通性。这可以进行以确定富含有机物岩层中的地层烃的原位热解是否可产生倾向于迁移到含水层的迁移种类，或者其程度。如果富含有机物岩层与含水层是水文相连的，可以采取防范措施以减少或防止在热解期间产生或释放的种类进入含水层。可选地，富含有机物岩层可以在如本文所述热解后用水或含水流体冲洗以去除水溶性矿物和/或迁移污染物种类。在其它实施方式中，富含有机物岩层可以与任何地下水源基本上水文不连接。在这样的情况中，冲洗富含有机物岩层可能对于迁移污染物种类的去除来说不是期望的，但是尽管如此对于水溶性矿物的回收来说可能是期望的。
在从富含有机物地层生产烃后，一些迁移污染物种类可保持在岩层中。在这样的情况下，可以期望将含水流体注入到富含有机物岩层中并且使注入的含水流体溶解至少部分水溶性矿物和/或迁移污染物种类以形成含水溶液。含水溶液然后可通过例如溶液生产井从富含有机物岩层中采出。含水流体可进行调节以增加迁移污染物种类和/或水溶性矿物的济解度。调节可包括加入酸或碱以调节溶液的pH。所得含水溶液然后可从富含有机物岩层中采出到地表进行加工。
在初始含水流体采出后，可进一步期望用含水流体冲洗熟化的富含有机物岩石区和未熟化的富含有机物岩石区。含水流体可被用于进一步溶解水溶性矿物和迁移污染物种类。冲洗可以任选地在大部分的烃流体已经从熟化的富含有机物岩石区段采出后完成。在一些实施方式中，冲洗步骤可以被延迟到烃流体生产步骤之后。冲洗可以被延迟以允许从加热步骤生成的热向更深处传递，进入周围未熟化的富含有机物岩石区段，以便将周围未熟化的富含有机物岩石区段内的苏打石转化成碱灰。可选地，冲洗可以被延迟以允许从加热步骤生成的热在周围未熟化的富含有机物岩石区段内产生渗透性。此外，冲洗可基于碳酸氢钠、碱灰或两者的目前和/或预测的市场价而被延迟，如本文进一步讨论的。该方法可以与本文所讨论的本发明其它方面的任何一个进行组合。
在含水溶液冲洗后，可以期望在地表设备中处理含水溶液以去除至少一些迁移污染物种类。迁移污染物种类可通过使用例如吸附材料、反渗透、化学氧化、生物氧化和/或离子交换去除。这些方法的实例在本领域中都是已知的。示例性吸附材料可包括活性炭、粘土或漂白土。
在油和气源的生产中，可以期望将采出的烃用作正在进行的操作的能源。这可被应用于从油页岩开发油和气源。在这方面，当电阻加热器与原位页岩油回收结合使用时，需要大量的电力。
电能可以从转动发电机的涡轮获得。通过利用来自油田的采出气供以气体涡轮动力，在经济上可以是有利的。然而，这种采出气必须被小心控制以便最大化效率，以及以便不损坏涡轮、导致涡轮点火不良或者产生过量的污染物(例如NOx)。
气体涡轮问题的一个来源是在燃料内存在污染物。污染物包括固体、水、作为液体存在的重组分以及硫化氢。此外，燃料的燃烧行为是重要的。要考虑的燃烧参数包括热值、比重、绝热火焰温度、可燃性限度、自燃温度、自然延迟时间和火焰速度。沃泊指数(Wobbe index，WI)经常被用作燃料质量的关键量度。WI等于低热值与气体比重的平方根的比值。将燃料的沃泊指数控制到目标值并且例如+10％或±20％的范围可允许涡轮设计简化以及性能优化增加。一般而言，气体涡轮是高度优化的机器，并且气体进料的变化可导致周期性关闭涡轮进行重大检修和替换零件以再次优化涡轮的需要。一般地，在直接花费和损失操作时间这两方面，其都是高成本的操作。因此，希望最小化对这种检修的需要。
燃料质量控制可用于页岩油开发，其中采出气组成在油田寿命期间可能变化，并且其中气体除了轻烃外一般还有大量的CO2、CO和H2。商业规模的油页岩干馏被预期产生随时间变化的气体组成。气体组成随时间变化源于当热解油页岩时同时发生的多个和竞争性分解反应。
涡轮燃料中的惰性气体可以通过增加物质流动同时保持火焰温度在期望范围内而增加发电。此外惰性气体可以降低火焰温度并且由此减少NOx污染物产生。从油页岩熟化产生的气体可具有大量的CO2含量。因此，在生产方法的某些实施方式中，燃料气的CO2含量通过在地表设备中分离或加入进行调节以使涡轮性能优化。CO2全部除去不一定是理想的。
对于低BTU(British Thermal Units，英国热单位)燃料来说，达到一定的氢含量也可以是期望的，以实现适当的燃烧性能。在本文方法的某些实施方式中，燃料气的H2含量通过地表设备中的分离或加入进行调节以使涡轮性能优化。利用低BTU燃料调节非页岩油地表设备中的H2含量已经在专利文献(例如美国专利号6,684,644和美国专利号6,858,049，其全部公开内容通过引用并入本文)中进行了讨论。
在油页岩源的某些区域中，另外的油页岩源或其它烃源可以存在于较低的深度处。其它烃源可包括在低渗透性地层中的天然气(所谓的“致密气”)或夹带在煤中和吸附到煤上的天然气(所谓的“煤层甲烷”)。在一些具有多个油页岩源的实施方式中，首先开发更深的区域然后顺序地开发较浅的区域可能是有利的。以这种方式，井将不需要穿过热区域或削弱的岩石区域。在其它实施方式中，通过钻井穿过正被用作较浅深度处页岩油开发的支柱的区域而开发较深的区域可能是有利的。
同一区域中页岩油源和天然气源的同时开发可协作地利用某些设备和后勤运作。例如，气体处理可以在单个工厂进行。同样，职员可以在开发中共享。
图6图解了地表设备70的一种实施方式的示意图，所述地表设备70可被配置来处理采出液。采出液85可以通过生产井71从地下地层84中生产，如本文所述。采出液可包括通过本文描述的任何方法生产的任何采出液。地下地层84可以是任何地下地层，其包括，例如，包含诸如油页岩、煤、或焦油砂中任何一种的富含有机物岩层。生产方案可以涉及将采出液急冷72至300°F、200°F或者甚至100°F以下的温度，在油分离器73中分离出可冷凝成分(即油74和水75)，在气体处理单元77中处理非冷凝成分76(即气)以去除水78和硫种类79，在天然气厂81中从气体(例如丙烷和丁烷)中去除一部分较重的成分以形成要出售的液态石油气(LPG)80，并且在电厂88从剩余的气体83产生电能82。电能82可被用作通过本文描述的任何方法加热地下地层84的能源。例如，电能82可以在高压例如132kV 下输入变压器86，并且在被输入到位于加热井87——其位于地下地层84中——中的电阻加热器元件之前逐步下降至更低的电压例如6600V。以这种方式，加热地下地层84所需的全部或部分能量可以从采出液85的非冷凝部分中产生。过量的气体——如果有的话——可以被输出销售。
来自原位油页岩生产的采出液包含多种可以在地表设备中被分离的成分。采出液典型地包含水、非冷凝烃烷烃种类(例如甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷)、非冷凝烃烯烃种类(例如乙烯、丙烯)、由(烷烃、烯烃、芳烃和多芳烃等)组成的可冷凝烃种类、CO2、CO、H2、H2S和NH3。
在地表设备中，可冷凝成分可以通过降低温度和/或增加压力从非冷凝成分中分离出来。温度降低可以利用被周围空气或可利用的水冷却的热变换器实现。可选地，热的采出液可以通过与先前冷却的采出烃流体热交换进行冷却。压力可以通过离心式或往复式压缩机增加。可选地，或者联合地，扩散器-膨胀器装置可被用于从气流冷凝出液体。分离可以涉及冷却和/或压力变化的几个阶段。
当降低温度或增加压力时，除了可冷凝烃外，水可以从气体中滴出。液态水可以通过重力沉降器或离心分离器与可冷凝烃分开。破乳剂可被用于促进水分离。
从生产的烃气中去除CO2以及其它所谓的酸气(如H2S)的方法包括使用化学反应方法和物理溶剂方法。化学反应方法一般包括在高压和/或低温下使气流接触胺的水溶液。这使得酸气种类与胺发生化学反应并且进入到溶液中。通过升温和/或降压，化学反应可以被逆转并且浓缩的酸气流可以被回收。可选的化学反应方法涉及热的碳酸盐溶液，一般为碳酸钾。热的碳酸盐溶液被再生，并且浓缩的酸气流通过使该溶液接触气流而回收。物理溶剂方法一般涉及在高压和/或低温下使气流接触二元醇。类似于胺方法，降压或升温允许溶剂再生以及酸气回收。某种胺或二元醇可以在去除的酸气种类的类型上或多或少地具有选择性。任何这些方法的规模大小调整需要测定要循环的化学品的量、循环速率、再生所需的能量输入以及气体化学品接触设备的尺寸和类型。接触设备可包括填料塔或多级塔板逆流塔。这些方面中每一方面的最优尺寸调整高度取决于气体从地层中生产的速率以及气流中酸气的浓度。可选地，铁氧化还原法(例如，Low-CatTM)可以是可用的，特别是当一定数量的一氧化碳和低水平的硫存在于烃流中时。在液体氧化还原法中，含有铁化合物的溶液被循环还原和氧化，这样在循环的还原部分期间，含有硫化氢的气体与铁化合物反应形成元素硫。通过位于循环的还原和氧化部分之间的溶液循环中的管线内滤器，除去元素硫。
酸气去除还可以通过使用蒸馏塔而实现。这种塔可包括中间的冷冻段，其中允许冷冻的CO2和H2S颗粒形成。冷冻的颗粒和液体的混合物向下落下进入汽提段，其中更轻的烃气在塔内逸出并且上升。精馏段可以被提供在塔的上端以进一步促进塔顶气流的净化。这类方法和相关方法的另外的细节可见于美国专利3,724,225、4,511,382、4,533,372、4,923,493、5,120,338、5,956,971，通过引用方式其全部内容并入本文。
气流的氢含量可以通过去除全部或部分氢而减少或者通过去除全部或部分非氢种类(例如CO2、CH4等)而增加。分离可以利用低温冷凝、变压或变温吸附、或选择性扩散膜实现。如果需要另外的氢，氢可以借助通过典型的水转换反应重整甲烷而制得。
在一个实施方式中，提供从富含有机物岩层产生烃流体的原位方法。该方法可包括原位加热富含有机物岩层。进一步，该方法可包括从富含有机物岩层产生采出液。采出液可包括烃流体，并且至少部分作为位于富含有机物岩层中的地层烃热解的结果产生。采出液可被分成至少第一气流和第一液流。第一气流可通过第一气体涡轮，以形成第一气体涡轮废流。该第一气体涡轮被配置为给第一发电机提供能量，用于发电的目的。电可以响应气体涡轮废流在第一发电机中产生。气流可以是由一定组成构成和/或具有某些特性的低BTU气体。在一个实施方式中，第一气流包括大于10摩尔百分比的烃气和大于10摩尔百分比的二氧化碳。在可选的实施方式中，第一气流包括大于10摩尔百分比的烃气并且具有低于800BTU/SCF的低热值。在一些实施方式中，富含有机物岩层可以至少部分通过电阻加热进行加热。在一个实施方式中，第一气流包括大于5摩尔百分比的烃气和大于10摩尔百分比的二氧化碳。在可选的实施方式中，第一气流包括大于5摩尔百分比的烃气并且具有低于800BTU/SCF的低热值。
如在本文的其它实施方式中描述的，富含有机物岩层可以是例如重烃地层或固体烃地层。这样的地层的具体实例可包括油页岩地层、焦油砂地层或煤地层。在这样的地层中存在的具体地层烃可包括重烃、油页岩、干酪根、煤和/或沥青。
从富含有机物岩层产生的采出液可包括烃流体。烃流体可包括可冷凝烃部分(例如液体)和非冷凝烃部分(例如气体)。采出液的烃流体另外可与非烃流体一起被采出。示例性非烃流体包括例如水、二氧化碳(CO2)、硫化氢(H2S)、氢气(H2)、氨(NH3)和/或一氧化碳(CO)。在一些实施方式中，采出液将含有可冷凝烃部分和非冷凝烃部分，并且非冷凝烃部分与可冷凝烃部分的比率可以大于每桶液体700标准立方英尺气体。该比率有时被称为地层气油比或GOR。在可选的实施方式中，非冷凝烃部分与可冷凝烃部分的比率可以大于每桶液体1,000、1,500或2,000标准立方英尺气体。在原位加热操作中，预期采出液的组成随时间变化。最初，预期采出液流速和组成都不同于加热一年或更多年后的流速和组成。例如，在早期，在一定体积的油页岩的热解中，采出气的组成可具有高的CO2摩尔分数和低的H2摩尔分数。随着热解继续，采出气的组成改变为其中CO2浓度低而H2浓度高。在中间时段，烷烃类(例如，甲烷和乙烷)可在裂解气中表现出最高浓度。(参见，例如“Isothermal Decomposition of Colorado Oil Shale”，DOE/FE/60177-2288.)
预期从原位加热富含有机物岩层产生的气流的组成随时间变化。特别是，预期氢气和二氧化碳的比例在商业原位加热油田开发的寿命期间将显著变化，所述油田开发将历时3年到10年或更多年。而且，预期气态烃种类——包括甲烷、乙烷、乙烯、丙烷、异丙烷和丙烯——的相对比例在油田开发的寿命期间将变化。这些变化对于商业油页岩开发可能是特别显著的。在油页岩开发中，预期采出气中的氢气浓度随时间增加，而预期CO2的浓度随时间降低。预期在总采出气组成中这些预期变化将提出处理挑战(processing challenges)，特别是当采出气或其部分在气体涡轮中燃烧时，这是因为具有特定燃烧炉的气体涡轮在保持稳定运行的同时不能适应进气组成的较大变化。本发明的实施方式包括从采出液获得气流，其中气流的组成随时间变化。随时间变化的气流组成可包括在1年期间，气流中的一个或多个种类的平均日浓度变化5mol％以上。在可选的实施方式中，在1年期间，气流中的一个或多个种类的平均日浓度可变化10、15或20mol％以上。在可选的实施方式中，在2年期间，气流中的一个或多个种类的平均日浓度可变化5、10、15或20mol％以上。在具体实施方式中，浓度变化的种类可以是甲烷、CO2、氢气或它们的组合。在可选的实施方式中，在1年期间，气流的平均日沃泊指数或改进的沃泊指数可变化5、10、15或20％以上。在可选的实施方式中，在2年期间，气流的平均日沃泊指数或改进的沃泊指数可变化5、10、15或20％以上。
图32提供从科罗拉多油页岩实验室加热释出的数种气体种类的图解描述。该图基于来自Miknis，F.P.，Conn，P.J.和Turner，T.F.，“IsothermalDecomposition of Colorado Oil Shale”，DOE/FE/60177-2288(DE87009043)的数据。该实验由在368℃的恒定温度下加热科罗拉多油页岩样品，并将其保持至少12小时的时期组成。左边y轴351报告在12-小时实验释出的、以mol％表示的测量的气体种类的浓度，其包括CO2352、H2353、甲烷354、乙烷355和CO 356。x-轴350代表时间，并且以小时表示。该图中的数据表示通过微分测量的累积组成以便获得瞬时气体组成的估计值而获得的值。右边y-轴358报告以BTU/SCF为单位的沃泊指数。基于气体中非硫种类计算沃泊指数357。较低的BTU/SCF热值和相对于空气的比重被用于沃泊指数计算。如图所示，最初(第0-2小时)，释出的气体主要是CO2，从70mol％的CO2变化下降至40mol％的CO2，并具有更少量的甲烷(12-18mol％)和乙烷(2-6mol％)。随着时间发展，氢气的产生增加，几乎对应于CO2产生的减少。接近最后7.5小时时期，CO2浓度已降至大约4mol％，而氢气产生已增加到超过70mol％。烃种类也在7小时时期内发生变化，然而其变化程度低得多。甲烷浓度从最初较低的大约12mol％变化至4小时时较高的大约22mol％，到7.5小时回落到大约10mol％。乙烷浓度从最初较低的大约2-3mol％变化到4.5小时时较高的大约8mol％，到7.5小时回落到大约5mol％。随时间变化的组成导致沃泊指数随时间发生大的变化。该值最初为大约210BTU/SCF，并且在第7.5小时稳定增加到大约890BTU/SCF。该数据也表明从加热和热解油页岩产生的气体将为相对低热值气体，其包括例如大量的CO2。对于加热油页岩，在图32中呈现的数据表示气体组成随时间潜在的变化，然而，由于原位温度更低例如270-350℃，商业操作中的时间规模将跨越长得多的期限。低温的应用反映出快速加热大体积岩石的不切实际性以及与低平均温度在地下应用相关的效率增加。例如，在商业化油页岩开发中，可能花费1到3年以获得显著的烃产生，这取决于能量输入、加热速率、目标地层密度、目标地层厚度、加热井间隔和加热井的几何形状。另外，在商业化原位加热油页岩开发中，可能花费6到10年或更多年以将油页岩中的干酪根完全转化为可采出的流体烃，这也取决于前面提到的具体开发参数。
包含可燃烃流体的气流可以从采出液获得。在一些实施方式中，第一气流包含烃流体。第一气流中的示例性气体烃种类可包括甲烷、乙烷、乙烯、丙烷、丙烯、丁烷、异丁烷、丁烯，以及可能更少量的戊烷、异戊烷、戊烯、C6+烃种类和它们的任意组合。在一些实施方式中，第一气流为大于5摩尔百分比的烃气。在可选的实施方式中，第一气流为大于10、15、20、25、30、35或40摩尔百分比的烃气。在一些实施方式中，第一气流为大于15摩尔百分比的甲烷。在可选的实施方式中，第一气流为大于20、25、30、35或40摩尔百分比的甲烷。
在一些实施方式中，第一气流包括可燃气体。可燃气体可包括烃气和非烃气，例如氢气。在一些实施方式中，第一气流被认为是低热值或低BTU气体。第一气流被认为是低BTU气流，因为它具有比典型管输天然气的低热值(LHV)更低的低热值，所述典型管输天然气具有大约1,000BTU/SCF的低热值。然而，第一气流可具有可用于气体涡轮和/或锅炉的足够高的热值，并且因此与为燃烧或不充分燃烧的副产物的气体不同，所述副产物可具有50到150BTU/SCF范围内的低热值。在一些实施方式中，第一气流具有大于200BTU/SCF的低热值。在可选的实施方式中，第一气流具有大于300BTU/SCF、400BTU/SCF、500BTU/SCF或600BTU/SCF的低热值。在其它实施方式中，第一气流具有小于800BTU/SCF的低热值。在可选的实施方式中，第一气流具有小于700BTU/SCF、600BTU/SCF或500BTU/SCF的低热值。
第一气流可包括至少一种惰性气体，例如CO2。作为零热值气体，CO2的存在用作热值目的的稀释剂，并且促进降低气流的总低热值。在一些实施方式中，本发明利用在采出液中存在的CO2的压力和质量流量，并且使这类CO2可用于第一气流中以在第一气体涡轮中最终处理。可以考虑采出液可以在升高压力下从富含有机物岩层产生，所述压力例如为300、400、500、600psig以上或700psig以上。处理后，加压采出液的气体部分可以被送至气体涡轮以从穿越该气体涡轮的此种加压气流的压力降低来回收能量。这样，能量不但从第一气流的可燃烧部分的燃烧回收，而且从第一气流的加压不可燃烧部分回收。在一些实施方式中，第一气流可具有大于10摩尔百分比的CO2含量。可选地，第一气流可具有大于15、20、25、30、35或40摩尔百分比的CO2含量。可选地，第一气流可具有小于70、60、50或45摩尔百分比的CO2含量。
些实施方式包括从采出液获得第二气流。第二气流可具有与第一气流不同的组成。在一些实施方式中，第二气流的组成可以被保持在基本上恒定的条件下和/或可以是低BTU气流。通过调节第一和第二气流的相对比率同时保持两种气流基本上恒定的组成，这样的条件可以是可能的。在这样的实施方式中，第二气流也可被送至气体涡轮，例如第二气体涡轮，用于动力回收。
在一个实施方式中，第一气流是大于5摩尔百分比的氢气。可选地，第一气流可以是大于10、15、20或25摩尔百分比的氢气。第一气流的氢气含量也可被调节以补偿这些气流中的高惰性含量(例如CO2)，特别是当这样的气流在气体涡轮中燃烧时。随着气体涡轮进料流的CO2浓度增加，在这种进料流火焰速度上存在相应的降低。氢气具有相对高的火焰速度并且可被用于补偿气体涡轮进料流中高的CO2浓度，从而获得火焰速度在特定涡轮设计可接受的参数内变化的气体涡轮进料流。可选地，如果需要另外的氢气，氢气可通过经由经典蒸汽转化然后水气转换反应重整甲烷而制备，从而增加气体涡轮进料流的氢浓度，或使另外的氢气可用于与气体涡轮进料流混合。水气转换反应在下面提供：蒸汽转化：CH4+H2O→CO+3H2水气转换：H2O+CO→H2+CO2
在一个实施方式中，第一气流具有基本上恒定的H2与CO2摩尔比，从而在气体涡轮中获得相对恒定的火焰速度。在可选的实施方式中，第一气流具有介于0.1到2.0、0.3到1.8、0.5到1.6之间或介于0.7到1.4之间的H2与CO2摩尔比。可选地，第一气流可具有基本上恒定的乙烷与CO2摩尔比。具体而言，在7天期间，在日平均基础上，第一气流的乙烷与CO2摩尔比的变化可在15％以下。进一步，在7天期间，在日平均基础上，第一气流的乙烷与CO2摩尔比变化10％或5％以下。
该方法包括至少使第一气流通过气体涡轮。在可选的实施方式中，从采出液获得的其它气流也可任选地通过气体涡轮。在任一种情况中，气体涡轮包括燃烧工具或燃烧器。一般而言，燃烧器包括用于注射气体进料和将该进料与含空气或氧气流混合的喷嘴或注射器。然后，所形成的混合物在进入气体涡轮的涡轮部分之前燃烧，在气体涡轮的涡轮部分能量从热燃烧产物流被提取。气体燃烧器和它们的注射器一般被设计用于某种气体组成或组成范围，在这种情况气体涡轮将稳定和有效地运行。如果气体组成改变超出了设计范围，那么气体涡轮可经历不稳定运行、无效运行、可靠性降低和/或环境管制种类(environmentally regulatedspecies)的排放增加，其包括例如氮氧化物(NOx)、一氧化碳(CO)和/或硫(例如硫氧化物(SOx))排放。在一些实施方式中，第一气体涡轮装备有由第一气体注射器和第二气体注射器组成的双气体燃烧器，其中第一气体注射器被优化或被设计用于第一气流，并且第二气体注射器被优化或被设计用于另一第二气流。第二气流可具有不同于第一气流的组成。此外，第二气流可源自采出液或者是从开发加工设备外的来源获得的气流，这包括例如管输天然气流。在可选的实施方式中，第一气体涡轮和/或第二气体涡轮可装备有可变几何形状的燃烧室。在仍进一步的实施方式中，第一气体涡轮和/或第二气体涡轮可装备有催化燃烧室。在仍进一步的实施方式中，第一气体涡轮和/或第二气体涡轮可装备有稀薄预混合燃烧器(leanpre-mixed combustor)(一个或多个)、干式低NOx(DLN)燃烧器(一个或多个)、或干式低排放(DLE)燃烧器(一个或多个)。进一步，蒸汽注入或水注入可被用于减少NOx。
一般而言，气体涡轮制造商指定优选的压力或压力范围以输送用于在气体涡轮燃烧器中燃烧并且在气体涡轮的涡轮中进一步处理的气体涡轮进料气流。如果气体涡轮进料气流超出了指定压力范围被输送到气体涡轮，那么气体涡轮可经历不稳定运行、效率降低和/或环境管制组分的排放增加。因此，有用的是，操作富含有机物岩层原位加热操作，以不但向气体涡轮提供组成处于基本恒定条件的气体涡轮进气，而且向其提供在目标压力范围内的进气。在一些实施方式中，第一气流可以以基本恒定压力提供给第一气体涡轮。在一些实施方式中，第一气流可以以200到1,000磅/平方英寸表压(psig)范围内的压力输送到第一气体涡轮。可选地，第一气流可以以300到800、350到650或400到600psig范围内的压力输送到第一气体涡轮。在一些实施方式中，在7天期间，在日平均基础上，第一气流的压力的变化在20％表压以下。在可选的实施方式中，在7天期间，在日平均基础上，第一气流的压力变化15、10或5％表压以下。
在本发明的一些实施方式中，第一气流可被监控以确定第一气流的条件。例如可以监控第一气流的一个或多个特性。在一个实施方式中，在第一气流在第一气体涡轮燃烧器中大量燃烧之前，监控第一气流。可被监控的示例性特性可包括选自下列的一个或多个特性：气体组成、温度、热值、比重、沃泊指数、改进的沃泊指数、露点、可燃性极限、火焰速度和它们的组合。
在本发明的一些实施方式中，第一气流可以被改变以便控制第一气流的一个或多个操作参数。在这些实施方式中，监控第一气流的条件并且在这种监控的结果上主要或部分地以这些改变或控制为基础可以是有用的。可被控制的示例性操作参数包括C2和高级烃、C3和高级烃、二氧化碳、惰性气体、氢气、乙烷、乙烯、丙烷和它们组合中的一个或多个的浓度。在一个实施方式中，通过将混合气流与第一气流混合而改变第一气流的组成，可保持所选择的操作参数。混合气流可包括甲烷或气体烃混合物，包括来自非采出液来源的混合气流。在其它实施方式中，可通过调节第一气流的惰性气体含量而改变第一气流的惰性气体含量，以保持随时间基本上恒定的沃泊指数或改进的沃泊指数。
在本发明的一些实施方式中，改变第一气流的组成包括将氢、乙烷、乙烯或它们的组合加入到第一组成气流。这些成分的加入可用于增加第一气流的火焰速度、调节第一气流的燃烧速率、稳定在第一气体涡轮中的燃烧或它们的组合。
在进一步的实施方式中，第一气流可以通过重整第一气流中至少一部分甲烷以产生氢气来改变。在进入到气体涡轮燃烧器的气态进料含有大量CO2并因此需要另外的氢气以便在气体涡轮燃烧器中保持基本上恒定的火焰速度的情况，这可以是特别有用的。在一些实施方式中，其它烃化合物，例如乙烷和/或丙烷，也可与甲烷一起被重整。气体涡轮进料的氢气含量可以通过不同的重整配置而增加。在一个实施方式中，在重整之前，至少一部分甲烷被从第一气流移出，移出的甲烷在单独的加工设备中被重整以产生氢气，并且所产生的氢气被返回到第一气流，然后使第一组成气流通到气体涡轮。可选地，至少一部分甲烷在线重整，同时存在于第一气流中，而无需移出甲烷和在分开的重整设备中产生氢气。在任一情况中，重整为氢的甲烷部分可被控制以保持选择的操作参数，这包括例如随时间基本上恒定的沃泊指数或改进的沃泊指数值。
在本文描述的各种方法中，第一气流的组成可通过调节位于加工设备内的一个或多个油气分离器的压力或温度而进行改变。这样的压力或温度的调节从而将改变来自这样的分离器的废气的组成。该加工设备可包括数级油气分离器，其一般处于连续的低压下。对于同样温度下的一系列分离器，来自初始较高压力分离器的废气(例如富含甲烷和氢)比来自后面的低压分离器的废气(例如富含丙烷和二氧化碳)更轻。因此，第一气流可包括至少来自第一油气分离器的第一分离器气体和来自第二油气分离器的第二分离器气体的混合物。此外，该方法可包括通过调节构成第一气流的第一分离器气体和第二分离器气体的相对量来改变第一气流的组成。
在本文描述的各种方法中，第一气流的组成可通过使用汽液提取技术进行改变。在这样的技术中，气流可与液体接触，以允许在液流中具有优先溶解度的气流中的某些组分——所述组分一般为较重组分——传质以从气流移出并溶解于液流中，从而改变所形成气流的组成。因此，接触可被用于例如通过减少较重组分的量而增加气流的H2含量。在本领域存在多种已知的进行汽液提取的方法，其包括例如应用板式塔或填充柱来进行液流与蒸汽或气流的接触。一般地，气流在接触之前被冷却以提高溶解度。也可增加压力来提高溶解度。采出液或其部分可被用作液流。特别地，一部分来自后面流体处理系统的采出液可被再循环返回，以与气流、第一气流、第二气流或其衍生物接触以溶解和除去该流中的一部分组分。一种已知为Ryan-Holmes法的方法在授予Holmes等的美国专利号4,318,723中公开。该专利描述使用非极性加成例如C2-C5烷烃从甲烷蒸馏酸气。关于Ryan/Holmes法的其它讨论，参见Holmes等，Hydrocarbon Processing，May1982，pp.131-136；和Oil and Gas Journal，Jun.27，1983，pp.85-91。
该方法可包括从气体涡轮产生电，并且任选地气体涡轮是联合循环动力设备(combined cycle power facilities)的一部分。在这样的实施方式中，该方法可包括在使第一气流通过第一气体涡轮并燃烧第一气流后，将燃烧的第一气体涡轮废流供应到蒸汽锅炉，从而给蒸汽锅炉提供热以在该蒸汽锅炉中产生蒸汽。在联合循环操作中，产生的蒸汽随后可被供应到被配置为给第二发电机提供能量的蒸汽涡轮。第二发电机可以是与第一气体涡轮使用的相同的发电机，或是不同的发电机。在不同的实施方式中，蒸汽锅炉可以是补充燃烧式废热锅炉(supplementally fired waste heat boiler)或可不包括补充的锅炉进料流。通过使用联合循环动力装置，产生原位加热操作的全部或大部分电需求可以是可能的，其中原位加热基本地、主要地或专门地通过电阻加热进行。在一些实施方式中，通过使用从采出液或来自采出液的一种或多种气流产生的电，70％以上的原位富含有机物岩层加热操作的电加热需要可以得到满足。在可选的实施方式中，通过使用从采出液或来自采出液的一种或多种气流产生的电，80％、90％或95％以上的原位富含有机物岩层加热操作的电加热需要可以得到满足。
在一些第二气流也从采出液获得的实施方式中，将第二气流供应到蒸汽锅炉或火焰加热器，而无需首先使第二气流通到气体涡轮进行动力回收可能是期望的。在一些实施方式中，鉴于在一些实施方式中保持第一气流组成基本上恒定，第二气流将具有变化的组成。在其它实施方式中，第二气流可具有比第一气流的低热值更低的低热值。为了适应第二气流的不同组成和/或低热值——其对于在特定气体涡轮中稳定处理可能不是足够恒定，第二气流可被送至燃烧式蒸汽锅炉。通过应用蒸汽涡轮在该蒸汽锅炉中产生的蒸汽可被用于产生电能，因此进一步促进总的工艺发电能力。在可选的实施方式中，蒸汽锅炉可以是超临界锅炉或装备有催化燃烧器的蒸汽锅炉，所述催化燃烧器特别地不受燃烧气流中组成变化的影响。
在一些实施方式中，热的采出液可与水热交换以产生低压蒸汽。在这样的情况下，水流将是锅炉给水品质的水流。
在其它实施方式中，从第一气体涡轮废流的废热回收、从第二气流在蒸汽锅炉中的燃烧产生的蒸汽——如果存在的话，或从一个或两个来源产生的部分蒸汽，可被用于地表加工设备和/或提供至少一部分用于加热富含有机物岩层的热。取决于产生方法，蒸汽可以作为低、中或高压蒸汽流产生。低压蒸汽通常在低于150psig的压力下，中压蒸汽通常在150-250psig的范围内，而高压蒸汽通常超过250psig。在一个实施方式中，至少一部分蒸汽——特别是高压蒸汽，被输送到富含有机物岩层以帮助加热该地层。较低压力蒸汽——在一些情况下包括例如中压蒸汽，也可以通过注入用于地层加热。在一些实施方式中，特别是当蒸汽是低或中压蒸汽涡轮废流时，低压蒸汽流可被用作在采出液或其衍生物处理中的工艺热(过程热，process heat)。蒸汽可以有用的示例性过程包括在用于重烃或酸气的吸附剂流体的再生中、在蒸馏系统的重沸器中、或在用于酸气和痕量污染物去除的固体吸附系统的再生中。进一步的实例包括膜分离、低温蒸馏和变压吸附。可选地，第一气体涡轮废流本身可被用作在采出液或其衍生物处理中的工艺热。
在本发明的一些实施方式中，第一气流的组成可被保持在基本上恒定的条件。第一气流的组成可保持在基本上恒定的条件下，以便满足第一气体涡轮的期望操作参数。现代气体涡轮通常装备有低排放燃烧器，以便满足现代环境规章。这样涡轮需要相对恒定的燃料组成，并且因此对适应燃料气组成的广泛变化具有很小的灵活性。这是因为大多数气体涡轮装备有固定几何形状的燃烧器——一般是一组圆形孔板——的事实。为了气体涡轮根据普遍接受的性能标准可靠地运行，燃料气必须以调节好的流速、压力比、组成、温度等供应。如果燃料组成改变，并且因此改进的沃泊指数变化，那么供应充足量的燃料能量给涡轮(以便保持负荷)所需的压力比将变化。然而，具体燃烧器几何形状所需的压力比由该燃烧器的空气动力学设计设定，该设计一般是固定的几何形状。因此，燃料气组成的任何变化将使燃烧器在其最佳设计点之外运行。当希望的运行偏离最佳设计点至超过可接受设计范围的点时，那么一般遇到负面结果。组成在基本上恒定条件下的气体是指这样的燃料气组成范围：特定气体涡轮可以使用该范围，同时保持充分稳定的运转性能。例如，具有基本上恒定的一组条件的气体能够被特定气体涡轮应用，而不经历不可接受的燃烧动力学，这包括压力脉动，其可导致由灭火引起的不可靠性，这最终导致涡轮关闭。此外，具有基本上恒定的条件的气体可以被特定气体涡轮应用，而不产生超过规定目标或环境规章的排放(例如，NOx、CO等)。此外，具有基本上恒定的条件的气体能够被特定气体涡轮应用，使得涡轮可以运行而不存在对频繁检修或替换其内部零件的需要，这种需要可能是由于过度燃烧动力学造成的部件磨损或疲劳引起，或者由于在未被设计用于由此类事件引起的升高温度的位置上的火焰反闪(flame flashback)或火焰锚定(flameanchoring)造成的部件损坏引起。此外，具有基本上恒定的条件的气体能被应用，而无需关闭涡轮，以便用针对最初燃料气组成被设计适应不同燃料气组成的部件替换燃烧部件。这种部件替换对于匹配燃料注射口几何形状与新的燃料气组成可能是必需的，以便达到供应到燃烧区的燃料气的必需压力比，或者改变燃烧器中的稀释空气孔的几何形状可能是必需的，以便在燃烧和稀释之间提供适当的空气分流(air split)。
基于气体质量，有许多方法评估期望的气体涡轮性能。一个方法包括保持基本上恒定的沃泊指数。沃泊指数的一个量度可以使用下列方程进行计算：
其中WI是沃泊指数，LHV是燃料气的低热值，其单位为BTU/SCF(或相当的单位)，其中BTU是英国热单位(British Thermal Units)，SCF是单位标准立方英尺，SG是气体燃料相对于标准条件(例如1atm和20℃)下空气的比重。
相关量度是改进的沃泊指数，其可以使用下面的方程进行计算：
其中MWI是改进的沃泊指数，LHV是气体燃料的低热值，其单位为BTU/SCF，其中BTU是英国热单位，SCF是单位标准立方英尺，SG是气体燃料相对于空气的比重，Tgas是以兰金温度计的气体燃料温度。
在本发明的一些实施方式中，在7天期间，通过使第一气流的沃泊指数或改进的沃泊指数在日平均基础上改变15％以下，第一气流可以保持在基本恒定的条件。在可选的实施方式中，在7天期间，在日平均基础上第一气流的沃泊指数或改进的沃泊指数改变10％或5％以下。在进一步可选的实施方式中，在1天期间，在每小时平均基础上第一气流的沃泊指数或改进的沃泊指数改变15％以下。在进一步可选的实施方式中，在1天期间，在每小时平均基础上第一气流的沃泊指数或改进的沃泊指数改变10％或5％以下。在进一步的实施方式中，在1小时期间，在五分钟平均基础上第一气流的沃泊指数或改进的沃泊指数改变15％以下。在进一步可选的实施方式中，在1小时期间，在五分钟平均基础上第一气流的沃泊指数或改进的沃泊指数改变10％或5％以下。在进一步的实施方式中，在30天期间，通过使第一气流的沃泊指数或改进的沃泊指数在日平均的基础上改变15％以下，第一气流可以保持在基本恒定的条件。在可选的实施方式中，在30天期间，在日平均基础上第一气流的沃泊指数或改进的沃泊指数改变10％或5％以下。
在进一步的实施方式中，为了使气流的组成保持在基本恒定的条件下，将气流的性质保持在基本上恒定的条件下可以是足够的。例如，在一些实施方式中，在7天期间，在日平均基础上第一气流的比重改变15、10％或5％以下。在可选的实施方式中，在30天期间，在日平均基础上第一气流的比重改变15、10％或5％以下。在可选的实施方式中，在1天期间，在每小时平均基础上第一气流的比重改变15、10％或5％以下。在进一步可选的实施方式中，在7天期间，在日平均基础上第一气流的低热值改变15、10％或5％以下。在进一步可选的实施方式中，在30天期间，在日平均基础上第一气流的低热值改变15、10％或5％以下。在可选的实施方式中，在1天期间，在每小时平均基础上第一气流的低热值改变15、10％或5％以下。
通过调节气体涡轮进料流的温度，改进的沃泊指数可以被细调。调节气体涡轮进料流的温度将改变气体的密度，因此，气体的比重将改变并且影响上面提出的沃泊指数方程。因此，本发明的实施方式包括调节第一气流的温度，从而调节第一气流的沃泊指数或改进的沃泊指数。可以通过多种方法调节第一气流的温度，其例如包括使第一气流与采出液或其衍生物热交换、使第一气流与蒸汽或锅炉给水热交换或者使第一气流与包括在油页岩开发地表加工设备中的各种工艺物料流的任一种热交换。在具体的实施方式中，可通过使第一气流与第一气体涡轮废流、采出液、蒸汽或它们的组合进行热交换来调节第一气流的温度。
有可选的方法将气流组成保持在基本上恒定的条件下，以便满足气体涡轮需要的操作参数。在本发明的一些实施方式中，通过使特定种类或特定种类组的总浓度改变规定的量以下，可以将第一气流的组成保持在基本上恒定的条件。在本发明的一些实施方式中，在7天期间，通过使第一气流中的惰性种类的总浓度在日平均基础上改变15摩尔百分比以下，可以将第一气流保持在基本上恒定的条件。在可选的实施方式中，在7天期间，在日平均基础上第一气流中的惰性种类的总浓度变化10或5摩尔百分比以下。在可选的实施方式中，在30天期间，在日平均基础上第一气流中的惰性种类的总浓度变化10或5摩尔百分比以下。在进一步的可选实施方式中，在1天期间，在每小时平均基础上第一气流中的惰性种类的总浓度变化15、10或5摩尔百分比以下。在一个实施方式中，特定惰性种类二氧化碳的浓度可变化规定的量以下，以便保持气流在基本上恒定的条件。在一个实施方式中，在7天期间，在日平均基础上第一气流中CO2的浓度改变15、10或5摩尔百分比以下。在一个实施方式中，在30天期间，在日平均基础上第一气流中CO2的浓度改变15、10或5摩尔百分比以下。在可选的实施方式中，在1天期间，在每小时平均基础上第一气流中CO2的浓度改变15、10或5摩尔百分比以下。
在本发明的一些实施方式中，通过使氢气的总浓度改变规定的量以下，可以将第一气流的组成保持在基本上恒定的条件。在本发明的一些实施方式中，在7天期间，通过使第一气流中H2的浓度在日平均基础上改变15摩尔百分比以下，可以将第一气流保持在基本上恒定的条件。在可选的实施方式中，在7天期间，在日平均基础上第一气流中的H2的总浓度变化为10或5摩尔百分比以下。在可选的实施方式中，在30天期间，在日平均基础上第一气流中的H2的总浓度变化在10或5摩尔百分比以下。在进一步可选的实施方式中，在1天期间，在每小时平均基础上第一气流中的H2的总浓度变化15、10或5摩尔百分比以下。
在本发明的一些实施方式中，通过使特定烃种类或烃种类组的总浓度改变规定的量以下，可以将第一气流的组成保持在基本上恒定的条件。在本发明的一些实施方式中，在7天期间，通过使第一气流中甲烷的浓度在日平均基础上改变15、10或5摩尔百分比以下，可以将第一气流的组成保持在基本上恒定的条件。在可选的实施方式中，在30天期间，在日平均基础上第一气流中甲烷的浓度改变15、10或5摩尔百分比以下。在可选的实施方式中，在1天期间，在每小时平均基础上第一气流中甲烷的浓度改变15、10或5摩尔百分比以下。在可选的实施方式中，在7天期间，在日平均基础上第一气流中乙烷的浓度改变15、10或5摩尔百分比以下。在可选的实施方式中，在30天期间，在日平均基础上第一气流中乙烷的浓度改变15、10或5摩尔百分比以下。在可选的实施方式中，在1天期间，在每小时平均基础上第一气流中乙烷的浓度改变15、10或5摩尔百分比以下。在本发明的一些实施方式中，在7天期间，通过使第一气流中丙烷的浓度在日平均基础上改变15、10或5摩尔百分比以下，可以将第一气流的组成保持在基本上恒定的条件。在可选的实施方式中，在30天期间，在日平均基础上第一气流中丙烷的浓度改变15、10或5摩尔百分比以下。在可选的实施方式中，在1天期间，在每小时平均基础上第一气流中丙烷的浓度改变15、10或5摩尔百分比以下。
取决于气体涡轮废流的最终目的，对控制来自本文描述的各种气体涡轮的排放可能存在需要。例如，在一些情况中，气体涡轮废流可以在随后的废热回收和/或进一步的气体涡轮废流处理之前或之后，排放在大气中。某些气体涡轮燃烧器在市场上是可得的，其被设计为减少气体涡轮燃烧过程中氮氧化物(NOx)化合物的产生。因此，本发明的一些实施方式包括用稀薄预混合燃烧器(一个或多个)、干式低NOx(DLN)燃烧器(一个或多个)或干式低排放(DLE)燃烧器(一个或多个)或其它相似的装置装备第一气体涡轮，以减少NOx的形成。这些技术可与目标是也有益于低NOx产生的气体涡轮进气流组成相结合。NOx形成已知受燃烧区中火焰温度和氮气(N2)停留时间影响。因此，NOx产生可通过降低燃烧区温度和/或在燃烧区中存在的N2的量而被减少。在一个实施方式中，第一气流的组成可通过降低第一气流的惰性气体含量而改变。在这样的实施方式中，第一组成气流的惰性气体浓度可以通过降低第一组成气流的氮气含量而降低。在一个实施方式中，第一气流的组成可以通过增加第一气流中的惰性气体含量而改变，以降低在第一气体涡轮中NOx产生。在这样的实施方式中，惰性气体浓度可通过增加第一组成气流的CO2含量而增加。在这样的实施方式中，通过第一气体涡轮的第一气流的惰性气体含量可以介于10-60摩尔百分比之间。
可以使用另外的NOx降低技术代替前面讨论的方法或与前面讨论的方法结合。前面讨论的技术努力降低NOx的产生，然而，存在可用于降低气体涡轮废流中存在的NOx的另外的方法。例如，可通过将气体涡轮废流与氨水(NH3)处理流相接触，从气体涡轮废流除去产生的NOx。任选地，氨水处理流可以从完全或部分源自采出液的流获得。一个实施方式包括将NH3与采出液分离以形成NH3处理流，并将该NH3处理流注入第一气体涡轮废流，从而将第一气体涡轮废流中的一部分NOx组分转化为N2。在一些实施方式中，NH3处理流具有50摩尔百分比以上的NH3组成。在可选的实施方式中，NH3处理流具有90摩尔百分比以上的NH3组成。
采出液可以包含硫化合物，其包括例如硫化氢。在从采出液形成的气流中，硫化氢是最普遍的。通常，从气流除去硫化氢或其它含硫化合物是期望的，该气流随后燃烧以便降低或防止为环境管制化合物的硫氧化物(例如SO2)的形成。该方法可包括处理第一气流、第二气流——如果存在的话——或其任意组合，以至少除去在该流中存在的含硫化合物的一部分，以便所得到的各气流具有低于5摩尔百分比的含硫化合物。可选地，在该流中存在的含硫化合物可以被降低，以便所得到的各气流具有低于1摩尔百分比或1,000ppm的含硫化合物。在一些实施方式中，该方法可包括从气流基本上除去H2S，以形成可以在例如硫回收厂进一步加工的富H2S流。可选地，富H2S可被注入煤层、深蓄水层、基本耗尽的压裂致密气区、基本耗尽的油页岩区、耗尽钠矿物质的油页岩区或它们的组合。
如前面讨论的，在富含有机物岩石开发和其它烃回收开发之间可存在协作。例如，在一些情况中，致密气沉积物位于油页岩沉积物紧邻区域中。在这样的情况下，来自致密气开发的采出气可被用作在油页岩开发中使用的第一气体涡轮的进料。如前面讨论的，在从富含有机物岩石开发的原位加热过程实现完全烃气采出，可能花费一段时间。因此，最初对补充的气体涡轮气体进料来源可能存在需要。在这样的情况下，来自致密气开发的采出气的一部分可被用作第一气体涡轮的进料一段时间，直到充足的烃气被从富含有机物岩石开发采出，例如在油页岩开发的情况中。因此，在一个实施方式中，来自致密气开发的采出气被用作第一气体涡轮的进料一段时间，其在富含有机物岩层加热开始之后开始，直到在从富含有机物岩石采出包含烃流体的采出液结束之前的至少一些时间。在可选的实施方式中，从连接到富含有机物岩层开采的气体涡轮的发电机产生的电可被用于给用来压缩来自致密气开发的采出气的压缩机供电。
本文描述的加热富含有机物岩层的方法可导致水蒸气的产生，所述水蒸气可以从具有采出液的富含有机物岩层产生。原位加热富含有机物岩层可引起水蒸气的形成。在这样的情况中，可以产生水蒸气至地表以进一步加工。产生的水蒸气可在地表加工设备中在地上冷凝，从而形成冷凝水流。该冷凝水流可以是高纯度水流，而没有明显的矿物质组分。这样的冷凝水流具有许多可能的应用。例如，冷凝水流可被用作锅炉给水。在一个实施方式中，冷凝水或其衍生物可被供应到热电联产联合循环或联合热电系统的废热锅炉。而且，冷凝水流可被供应到气体涡轮以提高气体涡轮的性能。冷凝水流可与气体涡轮进气一起供应到气体涡轮，进入气体涡轮的燃烧器中，或者与氧化剂(例如，空气)进料流一起供应到气体涡轮。在一个实施方式中，冷凝水或其衍生物可被供应到第一气体涡轮，从而增加第一气体涡轮中的动力，控制来自第一气体涡轮的排放，或者它们的组合。在上述的任一情况中，冷凝水或其衍生物可通过使其与采出液或其衍生物热交换而预热。
使用气流或其衍生物产生动力的各种方法可包括使用产生的动力作为加热富含有机物岩层的能源。如前面讨论的，通过将第一气体涡轮连接到第一发电机，从而在第一发电机中发电，可产生电能。此外，电能可以从连接到发电机的蒸汽涡轮产生，如本文所述。在这些情况的任一种中，产生的电可被用于与电阻加热器结合来加热富含有机物岩层。通过应用产生的电，电阻加热器可被部分、基本上或完全供电。在一个实施方式中，产生的电占在加热富含有机物岩层中使用的热的60％以上。在可选的实施方式中，产生的电占在加热富含有机物岩层中使用的热的70、80、90或95％以上。
在一些实施方式中，本方法使用电阻加热方法以外的加热方法。在这样的情况中，一部分第一气流可以在加热炉中燃烧以加热过程流体(process fluid)。在一个实施方式中，第二气流可被供应到加热炉中，并且在该加热炉中燃烧以给工艺物料流提供热。加热的工艺物料流或其衍生物然后被用于加热富含有机物岩层。可选地，加热的工艺物料流可被用作加热分离流体中的传热流体，所述分离流体被用于加热富含有机物岩层。
在一些实施方式中，产生的电可被用于可选的应用。例如，产生的电或其一部分可被卖给第三方，其包括例如电力公用事业。一些实施方式可包括在选择的非峰值需要时间从电供应商买电。购买的电的一些或全部可通过例如电阻加热用于加热富含有机物岩层。
在一些实施方式中，采出液或其衍生物可被出售或用于其它处理装置。在一个实施方式中，气流或其衍生物可被用于发电以外的目的。例如，如果电需求不需要使用全部的第一气流和/或其它气流来发电，那么这些气流的一部分可被出售或用于其它过程。在一些实施方式中，该方法可包括从采出液获得第一液流。该第一液流可包括可燃烃流体。示例性的液流可包括LPG流、石脑油流、馏分流和重油流。这些流的一个或多个可被出售或进一步精制以产生适于销售的烃产品。
图29描述示例性原位加热富含有机物岩层油田开发项目的加工设备的一部分。位于地下89的一部分中的富含有机物岩层89a被井筒87a穿过。加热元件87位于井筒87a内。加热元件87可以是任何类型的加热元件，例如，电阻加热元件。在实际的商业开发中，存在数个加热井井筒87a，其中加热元件87位于这样的井筒87a内。电通过导电线318被供给加热元件87，以便开始加热富含有机物岩层89a。在加热富含有机物岩层89a一段时间后，采出液将从富含有机物岩层89a采出，例如通过生产井(没有示出)，并通过生产线71转移到加工设备。采出液，其可包括烃流体和非烃流体，所述烃流体包括例如可冷凝(液体)部分和非冷凝(气体)部分，所述非烃流体包括例如水、CO2、H2S和H2，被转移到油水分离器300，在那里采出液被分成三个流：水流75、烃液流79和气流76。尽管没有示出，但是采出液可以在进入油水分离器300之前被急冷(quench)，以降低其温度并从而冷凝采出液的一部分气态组分。采出液可通过使用冷却流体(例如锅炉给水)在热交换器中间接被急冷，或者可以通过添加急冷水流并与其混合来直接急冷。应该理解在商业设备中油水分离器300可包括多种油-气分离器、油-水分离器和/或油-水-气分离器，然而为了简便仅示出一个分离器。水流75可在其它设备(没有示出)中处理以除去和/或回收溶解的种类，然后使用或将水重新注入地下。烃液流79可包含宽范围的烃种类和具有宽蒸馏范围。烃液流79可在其它设备(没有示出)中进一步处理和精炼成有用的烃产品。
将气流76转移到酸气接触器301，在这里气流与贫胺流326接触以促进除去H2S，并且在一些情况中，除去其它酸气种类如CO2。在酸气接触器301中，H2S和其它酸气种类可溶解于贫胺中，形成富胺溶液，其落到酸气接触器301的底部，并由富胺流319移出。富胺流319被供应到胺再生器320，在这里富胺流的温度被升高并且富胺流中的H2S从胺释放，并在H2S流321中回收。回收的H2S流321可在硫回收工厂进一步处理以产生元素硫。可选地，H2S流321可被注入地下，如前面讨论的。通过胺重沸器323将热加入到胺再生器320，这通过除去胺再生器320塔底流出物的第一部分322，接下来将热通过重沸器返回流325返回到胺再生器320。胺再生器320底沉积物的第二部分或贫胺流326被返回到胺接触器301，重新用于从气流76移出酸气。胺系统的进一步讨论已在本文前面提供。另外，用于移出H2S和/或CO2的不同方法前面已经讨论，并且可用于取代图29中描述的具体胺系统。
脱硫气流302从胺接触器301移出，并在冷却器303中冷却，然后进入气提塔(gas stripper tower)304。底沉积产物从气提器304移出，形成LPG产物流80。在图29中，气提器304包括塔顶第一气流82和侧取第二气流327。应该理解第二气流327是任选的，并且可在本发明的一些实施方式中不存在。此外，在图29中描绘的气流的具体位置是说明性的，并且在商业过程中可以被改变。应该理解气提塔304可具有另外的抽出流(draw stream)(没有示出)，但是为了简单仅描绘两个。此外，应该理解描绘的任意抽出流可具有回流线路(没有示出)。也应该理解在商业操作中，气提器304可以包括多个汽提塔和/或蒸馏塔，其具有多个抽出流和回流流，然而为了简单仅示出一个塔。此外，第一气流82和第二气流327的相对位置可以颠倒，成为塔顶第二气流82和侧取第一气流327。在图29中描绘的气流的具体位置是说明性的，并且在商业过程中可以被改变。
在一些实施方式中，第一气流83的组成和第二气流327的组成将是不同的，并且需要不同的下游处理，如前面讨论的。在描绘的实施方式中，第一气流83接下来被供应到第一气体涡轮305。而在图29中仅描述单个第一气体涡轮305，应该理解在商业操作中可以存在多个第一气体涡轮。第一气流83在第一气体涡轮305中燃烧并且能量从第一气体涡轮305的涡轮部分中的燃烧气流回收。在描绘的实施方式中，第一气体涡轮被连接到发电机317，以发电，其通过导电线332a从发电机317被输送。产生的电可以被结合并通过导电线82输送到变压器86。变压的电然后可被用于在加热元件87中产生热，如前面讨论的。在商业化实施方式中，可具有多个变压器、加热元件和井，尽管在图29中每个仅描述了一个。
气体涡轮305包括燃烧器(没有示出)，其针对第一气流组成被最优化，如前面讨论的。也就是说，第一气体涡轮305针对第一气流83预期的组成范围进行最优化。第一气流83和第二气流327的相对量可以随油田开发的寿命而改变，如前面讨论的。
取决于实施方式，第二气流327如果存在的话可以以多种方式进一步处理。在一个实施方式中，第二气流可在第二气体涡轮(图30中示出)中进一步处理。在可选的实施方式中，第二气流可被进一步处理以产生可销售产品。示例性可销售产品包括氢气、甲烷、乙烷、乙烯、丙烷、丙烯或它们的组合。在可选的实施方式中，第二气流可被用作本文讨论的蒸汽锅炉或火焰加热器的燃料。在仍可选的实施方式中，第二气流327如果存在的话可以与第一气流83部分混合，其中第二气流327的未混合部分被以该段前面详述的任何方式使用，并且目前混合的第一气流83在第一气体涡轮305中燃烧。
第一气体涡轮废流307包括燃烧气体，并被供应给蒸汽锅炉312，目的是从热的燃烧涡轮废流产生蒸汽。使气体涡轮废流307通过蒸汽锅炉312，放出热至蒸汽锅炉312系统，并在降低温度下通过流309离开蒸汽锅炉312。锅炉给水310被供应给蒸汽锅炉312，在这里其被热的气体涡轮废流307加热，因此产生通过蒸汽流311离开蒸汽锅炉312的蒸汽。在一些实施方式中，蒸汽流311可以是高压蒸汽流。在一些实施方式中，特别是当蒸汽流311是高压蒸汽流时，产生的蒸汽可被供应给蒸汽涡轮313，进行进一步的动力回收，该类型的动力循环——其包括气体涡轮和蒸汽涡轮，一般被称为联合循环发电循环(combined cycle powergeneration cycle)。可选地，蒸汽流311可被用于其它的加工需要(没有示出)。在描绘的实施方式中，蒸汽流311被供应给蒸汽涡轮313，在这里从蒸汽涡轮313中的蒸汽流311回收能量，从而产生低压蒸汽流315，其可被用于其它加工应用(没有示出)或者再次加热(没有示出)以最终在蒸汽涡轮313中应用。蒸汽涡轮313被连接到发电的发电机314，电通过导电线316和82输送到变压器86。
图30描述使用第二气体涡轮来处理第二气流的可选实施方式。对于一直到气提塔304排出流(outlet stream)发生的处理，图30的工艺流程与图29描述的相同。选取对气提塔304气体产物流的描述。气提器304气体产物流包括塔顶第一气流83和侧取第二气流327。如在图29中，应该理解气提塔304可具有另外的抽出流(没有示出)，但是为了简单仅描绘两个。此外，应该理解任何所描绘的抽出流可具有回流线路(没有示出)。也应该理解在商业操作中，气提器304可以包括多个汽提塔和/或蒸馏塔，其具有多个抽出流和回流流，然而为了简单仅示出一个塔。
在描绘的实施方式中，第一气流83和第二气流327接下来都被供应给气体涡轮305&328。尽管在图30中，仅描绘了单个第一气体涡轮305和第二气体涡轮328，应该理解在商业操作中，对于每种类型的气体涡轮可具有多个气体涡轮。各气流83&327在各自气体涡轮305&328中燃烧，并且能量从各个气体涡轮305&328的涡轮部分中的燃烧气流回收。尽管没有示出，可选地，两个气体涡轮可用一个气体涡轮代替，该气体涡轮具有双燃烧器，该双燃烧器由被优化用于第一气流组成的第一气体注射器和优化用于第二气流组成的第二气体注射器的构成，如本文前面讨论的。在描绘的实施方式中，每个气体涡轮被连接到发电机317&329，以产生电，产生的电通过导电线332&332a从发电机输送。产生的电可以被结合并通过导电线82输送到变压器86。变压的电然后可被用于在加热元件87中产生热，如前面讨论的。
气体涡轮305&328包括燃烧器(没有示出)，其针对具有不同组成的进气被最优化，如前面讨论的。也就是说，第一气体涡轮305针对第一气流83预期的组成范围被最优化，和第二气体涡轮328针对第二气流327预期的组成范围被最优化。预期第一气流83和第二气流327的相对量随油田开发的寿命而改变，但是组成可保持在基本上恒定的条件下以便涡轮性能保持可接受。
第一气体涡轮废流307和第二气体涡轮废流330都包括燃烧气体，在流331中结合，并被供应给蒸汽锅炉312，以从热的燃烧涡轮废流产生蒸汽。结合的流331通过蒸汽锅炉312，放出热给蒸汽锅炉312系统，并在降低温度下通过流309离开蒸汽锅炉312。锅炉给水310被供应给蒸汽锅炉312，在这里其被热的结合流331加热，因此产生通过蒸汽流311离开蒸汽锅炉312的蒸汽。在一些实施方式中，蒸汽流311可以是高压蒸汽流。在一些实施方式中，特别是当蒸汽流311是高压蒸汽流时，产生的蒸汽可被供应给蒸汽涡轮313，进行进一步的动力回收，该类型的动力循环——其包括气体涡轮和蒸汽涡轮，一般被称为联合循环发电循环。可选地，蒸汽流311可被用于其它的加工需要(没有示出)。在描绘的实施方式中，蒸汽流311被供应给蒸汽涡轮313，在这里能量从蒸汽涡轮313中的蒸汽流311回收，从而产生低压蒸汽流315，其可被用于其它加工应用(没有示出)或者再次加热(没有示出)以最终在蒸汽涡轮313中应用。蒸汽涡轮313被连接到发电的发电机314，所述电通过导电线316和82被输送到变压器86。
图31描述使用燃烧式蒸汽锅炉处理第二气流的可选实施方式。对于一直到气提塔304进料口发生的处理，图31的工艺流程与图29描述的相同。选取对离开胺接触器301的脱硫气流302的描述，脱硫气流302从胺接触器301移出，并在冷却器303中冷却，然后进入气提塔304。底沉积产物从气提器304移出，形成LPG产物流80，如在图29中所讨论的。气提器304包括塔顶流83。如在图29中，应该理解气提塔304可具有另外的抽出流(没有示出)，但是为了简单仅描绘一个。此外，应该理解描绘的抽出流可具有回流线路(没有示出)。也应该理解在商业操作中，气提器304可以包括多个汽提塔和/或蒸馏塔，其具有多个抽出流和回流流，然而为了简单仅示出一个塔。塔顶流被供应给第二分流塔333，以进一步分离进料塔顶流83。气体分流塔333包括塔顶第一气流334和底部抽出第二气流335。尽管描述为塔底流，可选地，第二气流335可以是具有分离的塔底流的侧取流。在第二气流335是底部流时，第二气流335可以通过加入热被再气化(没有示出)，然后在燃烧式蒸汽锅炉336中燃烧。
在一些实施方式中，第一气流334和第二气流335的组成是不同的，并需要不同的下游气流处理，如前面讨论的。在描绘的实施方式中，第一气流334接下来被供应到第一气体涡轮305。第一气流334在第一气体涡轮305中燃烧并且能量从第一气体涡轮305的涡轮部分中的燃烧气流回收。第一气体涡轮305被连接到发电机317，以产生电，产生的电通过导电线332a从发电机317被输送。产生的电可以被输送并用于在加热元件87中产生热，如前面讨论的。
在图31描述的一个实施方式中，第二气流335不供应给气体涡轮，如在图30描绘的实施方式中所描述的，而是改为在燃烧式蒸汽锅炉336中燃烧以产生高压蒸汽。第二气流335在燃烧式蒸汽锅炉336中燃烧，从而给蒸汽锅炉系统提供热，然后通过废流337离开燃烧式蒸汽锅炉336。可选地，燃烧式蒸汽锅炉336可以用火焰加热器(没有示出)代替。在这样的情况中，火焰加热器可被用于加热工艺流体而不是蒸汽。加热的工艺流体可被用于其它加工需要，这包括例如，用作加热富含有机物岩层的加热流体，如前面讨论的。废流337可被如所示的排放到大气中，或者作为用于进一步热回收(没有示出)或者注入地下(没有示出)的热源。锅炉给水339被供应给燃烧式蒸汽锅炉336，其在蒸汽锅炉336中被加热，从而产生高压蒸汽流338。高压蒸汽流338被供应给蒸汽涡轮313进行动力回收，如在图29中讨论的。
当不可能将第二气流的组成保持在基本上恒定的条件下时，图31中描绘的实施方式是可用的。在这样的情况下，允许第二气流改变。因为第二组成气流的可变性，可能不适合使用气体涡轮的动力回收，这是因为气体涡轮可保持稳定操作的组成范围有限，如前面讨论的。因此，可变的第二气流可以在燃烧式蒸汽锅炉(fired stream boiler)中处理，该锅炉更少受进料气流组成变化的影响。在需要大量发电的情况中，通过使用如在图31中描绘的蒸汽涡轮，在燃烧式蒸汽锅炉中产生的蒸汽可被用于发电。
在一些实施方式中，从第一气体涡轮废流的废热回收、从第二气流——如果存在的话——在蒸汽锅炉中的燃烧产生的蒸汽或从一个或两个来源产生的部分蒸汽可被用于地表加工设备和/或用于提供至少一部分加热富含有机物岩层的热。现在参考图33，其描述了包括在地表设备中产生的蒸汽的各种应用的可选实施方式。图33使用第一气体涡轮305和燃烧式蒸汽锅炉336，如在图31中描绘的。图33的工艺流程与图31描述的工艺流程相同，除了图33包括用于蒸汽流的另外的工艺流程和涉及蒸汽处理和蒸汽应用的另外的处理设备。选取对燃烧式蒸汽锅炉336和蒸汽锅炉312的描述，锅炉给水339被供应到燃烧式蒸汽锅炉336，其在燃烧式蒸汽锅炉336中加热，从而产生高压蒸汽流338。高压蒸汽流338被供应给蒸汽涡轮313进行动力回收，如在图29中讨论的。参考蒸汽锅炉312，结合流331通过蒸汽锅炉312，放出热至蒸汽锅炉312系统，并在降低温度下通过流309离开蒸汽锅炉312。锅炉给水310被供应给蒸汽锅炉312，在这里其被热的结合流331加热，因此产生通过蒸汽流311离开蒸汽锅炉312的蒸汽。在一些实施方式中，蒸汽流311可以是高压或中压蒸汽流。在一些实施方式中，特别是当蒸汽流311是高压蒸汽流时，产生的蒸汽可被供应给蒸汽涡轮313，进行进一步的动力回收，如所描述的。另外，来自蒸汽锅炉312的蒸汽流311和来自燃烧式蒸汽锅炉336的高压蒸汽流338可被用于其它加工需求，其中一些在图33中描绘。
如在图33中描绘的，蒸汽流338&311的一部分可用过管线341被送至高压蒸汽汽包342。第一高压蒸汽流343a可被用作加热富含有机物岩层89a的热源，如本文前面讨论的。来自蒸汽涡轮313出口的蒸汽形成低压蒸汽流315，其连同胺重沸器323的蒸汽冷凝物流出(steam condensate outlet)344一起被送至低压蒸汽汽包345。低压蒸汽可被用于多种加工设备，其包括描述的用于胺接触器预热器361的第一低压蒸汽流349。来自胺接触器预热器361的蒸汽冷凝物流出362可被再循环用于其它加工需要，或作为锅炉给水流再循环(没有示出)。第二低压蒸汽流360可被用作气提重沸器363的热源，所述气提重沸器363用作气提塔304的热源。来自气提重沸器363的蒸汽冷凝物流出364可被再循环用于其它加工需要，或作为锅炉给水流再循环(没有示出)。第三低压蒸汽流343可被用作前面参考图29讨论的胺重沸器323的热源。如本文前面讨论的，在加工设备中对高、中和低压蒸汽具有其它应用，并且前面的作为图解的实例进行描述。蒸汽可以有用的示例性过程包括在用于重烃的吸附剂或吸收剂的再生中、在蒸馏系统的重沸器中、或在用于酸气和痕量污染物除去的固体吸附系统的再生中。进一步的实例包括膜分离、低温蒸馏、变压吸附和硫回收装置。
在本文描述的各种方法中，第一气流或第二气流——如果存在的话——的组成可通过调节位于加工设备中的一个或多个油气分离器的压力或温度而改变。图34描绘包括可任选地用于地表加工设备中的各种油气分离器的可选的说明性实施方式。图34选取来自酸气接触器塔顶流处。脱硫气流302从胺接触器(没有示出)移出，并且在冷却器303中冷却，然后进入吸附剂筒式进料机500。吸附剂筒式进料机500包含液流501和蒸汽流，所述蒸汽流被分为第一吸附剂筒式进料机气流502和吸附剂进料流503。吸附剂进料流503在吸附器504中与油流530接触，其目的是从吸附剂进料流503移出较重的烃种类，然后与吸附剂塔顶流506一起供应到气提塔304。油流530可以是任意油流，其包括烃液流79或其衍生物，如前面参考图29讨论的。吸附剂底沉积物505在通过热交换器520加热后可被送至闪蒸槽524。在闪蒸槽内，此刻已加热的进料523可被分成闪蒸槽气体525和闪蒸槽液体526。吸附剂塔顶流506被供应给气提塔304，如前面参考图29讨论的。然而，图34中描绘的气提塔304包括任选的回流液冷却器507a和回流液储器508，以及任选的塔顶馏出冷却器512和塔顶馏出产物罐(product drum)513。回流液储器508包括回流废气流516、回流流510和回流产物流509。任选的塔顶馏出产物罐513包括塔顶馏出气体产物515和塔顶馏出液体产物514。第一吸附剂筒式进料机气流502、闪蒸槽气体525、回流废气流516或塔顶馏出气体产物515的一个或多个可被用作本文前面描述的第一气流或第二气流。因此，第一或第二气流的组成可通过调节吸附剂筒式进料机500、闪蒸槽524、回流液储器508或塔顶馏出产物罐513的温度和/或压力进行调节，从而改变来自这些各种油气分离器的废气的组成。尽管在图34中对于每种应用类型仅描绘一个油气分离器，但是应该理解加工设备可包括数级油气分离器，其一般处于连续的低压下。对于同样温度下的一系列分离器，来自初始较高压力分离器的废气(例如富含甲烷和氢)比来自后面的低压分离器的废气(例如富含丙烷和二氧化碳)更轻。因此，第一气流可包括至少来自第一油气分离器的第一分离器气体和来自第二油气分离器的第二分离器气体的混合物。此外，该方法可包括通过调节构成第一气流的第一分离器气体和第二分离器气体的相对量来改变第一气流的组成。可被选择进行混合以形成第一气流的具体示例性流，包括例如第一吸附剂筒式进料机气流502、闪蒸槽气体525、回流废气流516、塔顶馏出气体产物515和LPG产物流80的一种或多种。
在本文描述的各种方法中，第一气流或第二气流的组成可通过使用汽液提取技术进行改变，例如对吸附剂504所描述的。在这样的技术中，气流可以与液体接触，以便允许在液流中具有优先溶解度的气流中的某些组分——所述组分一般为较重组分——传质以从气流移出并溶解于液流中，从而改变所形成气流的组成。采出液或其部分可被用作液流。特别地，一部分来自后面流体处理系统的采出液可被再循环返回，以与气流、第一气流、第二气流或其衍生物接触以溶解和除去该流中的一部分组分。
本文描述的加热富含有机物岩层的方法可导致水蒸气的产生，所述水蒸气可以从富含有机物岩层与采出液一起产生。在这样的情况中，水蒸气可以在加工设备中进一步加工。图35描述包括在地表设备中处理采出水和应用冷凝采出水的可选实施方式。图35应用蒸汽涡轮313和燃烧式蒸汽锅炉336，如在图31中描绘的。图35的工艺流程与图31描述的工艺流程相同，除了图35包括用于采出水的另外的工艺流程和涉及锅炉给水处理和应用的另外的处理设备。选取对油水分离器300的描述，在那里采出液71被分成三个流：水流75、烃液流79和气流76。尽管没有示出，但是采出液可以在进入油水分离器300之前被急冷，以降低其温度并从而冷凝采出液的一部分气态组分。水流75可以是高纯度水流，没有明显的矿物质组分，特别是如果水作为蒸汽进入井筒87a。在描绘的实施方式中，水流75被转移到锅炉给水罐550。任选地，水流可在水处理设备552中处理，然后进入锅炉给水罐550。第一锅炉给水流339供应燃烧式蒸汽锅炉336。燃烧式蒸汽锅炉336前面已经参考图31进行了讨论。第二锅炉给水流310供应蒸汽锅炉312。蒸汽锅炉312前面已经参考图31进行了讨论。第三锅炉给水流551被用作第一气体涡轮305的进料。第一气体涡轮305前面已经参考图31进行了讨论。如本文前面讨论的，冷凝的采出水流可被供应给气体涡轮以改进气体涡轮的性能。第三锅炉给水流551可与气体涡轮进气334一起被供应给第一气体涡轮305，进入气体涡轮的燃烧室中，或与氧化剂(例如空气)进料流一起被供应给第一气体涡轮305。
实验
加热实验是针对几种不同的油页岩样品和从详细检查的加热的油页岩中释放的液体和气体进行的。收集的是来自科罗拉多州Piceance Basin中的Mahogany地层的油页岩样品。一块大小大约1立方英尺的固体、连续油页岩地层是从在Parachute Creek东侧的Colony矿山位置处的小型试验矿山收集的。该油页岩岩块被称为CM-1B。取自该岩块的岩心样品，如下列实施例所述，都取自同一地层学层段。加热试验是利用帕尔容器(Parr vessel)进行的，所述帕尔容器型号为243HC5，其显示在图18中并且可从Parr Instrument Company得到。
实施例1
油页岩岩块CM-1B被穿过层面取出岩心以产生直径1.391英寸并且大约2英寸长的圆柱体。使直径大约2英寸并且5英寸长的金管7002卷缩并且插入滤网7000以充当岩心样品7001的支撑物(图17)。重量82.46克的油页岩岩心样品7001放置在金管7002中的滤网7000上，并且整个组件被放入帕尔加热容器中。在图18中显示的帕尔容器7010具有565毫升的内部容积。用氩冲洗帕尔容器7010几次，以去除室中存在的空气，并且该容器用氩加压至500psi。帕尔容器然后被置于熔炉中，所述熔炉被设计成与帕尔容器相配合。熔炉最初在室温下并且在帕尔容器置于熔炉中后被加热至400℃。帕尔容器的温度在大约3小时后达到400℃并且在400℃熔炉中保持24小时。帕尔容器然后从熔炉中取出并且使其在大约16小时的时间内冷却至室温。
室温帕尔容器被取样以获得加热实验后在容器中剩余的一部分代表性气体。容积150毫升的小气体取样圆筒被抽空，与帕尔容器相连，并且使压强平衡。该气体样品的气相色谱(GC)分析测试和非烃气样品气相色谱(GC)(GC未被显示)产生在图19、表2和表1中显示的结果。在图19中，y-轴4000表示以微微安(pA)计的检测器响应，而x-轴4001表示以分钟(min)计的保留时间。在图19中，峰4002表示甲烷的响应，峰4003表示乙烷的响应，峰4004表示丙烷的响应，峰4005表示丁烷的响应，峰4006表示戊烷的响应，和峰4007表示己烷的响应。从GC结果和所涉及的已知体积和压强，获得该气体的总烃含量(2.09克)、该气体的CO2含量(3.35克)以及该气体的H2S含量(0.06克)。表2.图19-实施例1-0应力-气体GC的峰和面积详细资料
表2.(续)
| 峰编号 | 保留时间[min] | 面积[pA＊s] | 名称 |
| 1234567891011121314151617181920212223242526272829303132 | 0.9100.9991.0772.5284.2434.9225.0225.3015.4465.5826.1356.3756.7426.8997.0237.1367.2967.3837.6038.1388.2238.3458.4958.6518.8849.1659.4449.5579.6509.7149.7939.852 | 1.46868e4148.121191.26473e41.29459e42162.93066563.118045090.54150437.922554.67394283.9219415.473341159.83130114.839601922.984502.44915264.34424127.60601118.794533.9922713.1543213.01887103.15615291.2676715.6406691.8598940.09448534.445072.6473132.2829552.4279642.050018.93775 | 甲烷？乙烷丙烷iC4？正丁烷？？？？iC5？正戊烷？？？？？？？？2-甲基戊烷？？？正己烷？？？？？ |
| 33343536373839404142434445 | 9.91410.01310.22910.30210.57711.25211.49011.56711.82011.94512.10712.17812.308 | 4.4364824.7429913.34387133.958922.6722427.5740023.416658.1399232.807814.6182130.670442.5826913.57769 | ？？？？？？？？？？？？？ |
| 峰编号 | 保留时间[min] | 面积[pA＊s] | 名称 |
| 4647484950515253545556575859606162636465666768697071 | 12.40312.49212.68512.93713.07113.15513.20413.31713.44313.52513.90314.09514.32214.55314.61314.73014.87414.95515.08215.13815.42815.51815.64415.77815.85516.018 | 12.4301834.299184.71311183.317297.185102.016997.774677.214004.2272135.0837418.486546.397453.199358.487723.347385.4406240.170103.415963.047667.330282.7173411.002565.1675245.120253.269203.77424 | ？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？ |
| 72737475767778 | 16.48416.55916.64317.26117.43917.97118.097 | 4.666575.5478310.572552.1953410.261231.8561811.42077 | ？？？？？？？ |
然后使帕尔容器通风以达到大气压，将容器打开，并且从金管内部和帕尔容器底部收集液体。将水与烃层分离并且称重。收集的量记录在表1中。收集的烃液被放在小瓶中、密封并且在光不存在下储存。在金管的壁上或帕尔容器的壁上没有观察到固体。称重固体岩心样品并且其经测定由于加热已经损失了19.21克。该液体的全油气相色谱(WOGC)测试产生图20、表3和表1中显示的结果。在图20中，y-轴5000表示以微微安(pA)计的检测器响应，而x-轴5001表示以分钟计的保留时间。GC色谱图一般用标记5002显示，其中单个鉴别的峰用缩写进行标记。表3.图20-实施例1-0应力-液体GC的峰和面积详细资料
| 峰# | 保留时间[min] | 峰面积[pA＊s] | 化合物名称 |
| 1 | 2.660 | 119.95327 | iC4 |
| 2 | 2.819 | 803.25989 | nC4 |
| 3 | 3.433 | 1091.80298 | iC5 |
| 4 | 3.788 | 2799.32520 | nC5 |
| 5 | 5.363 | 1332.67871 | 2-甲基戊烷(2MP) |
| 6 | 5.798 | 466.35703 | 3-甲基戊烷(3MP) |
| 7 | 6.413 | 3666.46240 | nC6 |
| 8 | 7.314 | 1161.70435 | 甲基环戊烷(MCP) |
| 9 | 8.577 | 287.05969 | 苯(BZ) |
| 10 | 9.072 | 530.19781 | 环己烷(CH) |
| 11 | 10.488 | 4700.48291 | nC7 |
| 12 | 11.174 | 937.38757 | 甲基环己烷(MCH) |
| 13 | 12.616 | 882.17358 | 甲苯(TOL) |
| 14 | 14.621 | 3954.29687 | nC8 |
| 15 | 18.379 | 3544.52905 | nC9 |
| 16 | 21.793 | 3452.04199 | nC10 |
| 17 | 24.929 | 3179.11841 | nC11 |
| 18 | 27.843 | 2680.95459 | nC12 |
| 19 | 30.571 | 2238.89600 | nC13 |
| 20 | 33.138 | 2122.53540 | nC14 |
| 21 | 35.561 | 1773.59973 | nC15 |
| 22 | 37.852 | 1792.89526 | nC16 |
| 23 | 40.027 | 1394.61707 | nC17 |
| 24 | 40.252 | 116.81663 | 姥鲛烷(Pr) |
| 25 | 42.099 | 1368.02734 | nC18 |
| 26 | 42.322 | 146.96437 | 植烷(Ph) |
| 27 | 44.071 | 1130.63342 | nC19 |
| 28 | 45.956 | 920.52136 | nC20 |
| 29 | 47.759 | 819.92810 | nC21 |
| 30 | 49.483 | 635.42065 | nC22 |
| 31 | 51.141 | 563.24316 | nC23 |
| 32 | 52.731 | 432.74606 | nC24 |
| 33 | 54.261 | 397.36270 | nC25 |
| 34 | 55.738 | 307.56073 | nC26 |
| 35 | 57.161 | 298.70926 | nC27 |
| 36 | 58.536 | 252.60083 | nC28 |
| 37 | 59.867 | 221.84540 | nC29 |
| 38 | 61.154 | 190.29596 | nC30 |
| 39 | 62.539 | 123.65781 | nC31 |
| 40 | 64.133 | 72.47668 | nC32 |
| 41 | 66.003 | 76.84142 | nC33 |
| 42 | 68.208 | 84.35004 | nC34 |
| 43 | 70.847 | 36.68131 | nC35 |
| 44 | 74.567 | 87.62341 | nC36 |
| 45 | 77.798 | 33.30892 | nC37 |
| 46 | 82.361 | 21.99784 | nC38 |
| 总计： | 5.32519e4 |
实施例2
除了产生的是1英寸直径的岩心外，油页岩岩块CM-1B以类似于实施例1的方式取出岩心。参考图21，岩心样品7050大约2英寸长，并且重量为42.47克。该岩心样品7050被置于内径1英寸、外径1.39英寸的Berea砂岩圆筒7051中。Berea塞7052和7053被置于该组件的每一端，以使岩心样品被Berea完全包围。Berea圆筒7051与岩心样品7050和Berea末端塞7052和7053一起被置于有槽的不锈钢套管中并且被夹在合适的位置。样品组件7060被置于如图22中所示的装有弹簧的微型负荷机架7061中。负荷通过上紧负荷机架7061顶部的螺母7062和7063以压缩弹簧7064和7065而被施加。弹簧7064和7065是高温、铬镍铁合金弹簧，当压缩时，弹簧7064和7065将400psi的有效应力传递到油页岩样品7060上。在加热过程期间保持弹簧7064和7065的足够移动以便适应岩心样品7060的任何膨胀。为了确保本实施例是这种情况，金箔7066被放置在装置的一个腿上以测量移动程度。整个弹簧加载装置7061被置于帕尔容器中(图18)并且如实施例1所述进行加热实验。
如实施例1所述，室温帕尔容器之后被取样以获得加热实验后在容器中剩余的一部分代表性气体。气体取样、烃气样品气相色谱(GC)测试和非烃气样品气相色谱(GC)如实施例1进行。结果显示在图23、表4和表1中。在图23中，y-轴4010表示以微微安(pA)计的检测器响应，而x-轴4011表示以分钟计的保留时间。在图23中，峰4012表示甲烷的响应，峰4013表示乙烷的响应，峰4014表示丙烷的响应，峰4015表示丁烷的响应，峰4016表示戊烷的响应，和峰4017表示己烷的响应。从气相色谱结果和所涉及的已知体积和压强，该气体的总烃含量测定为1.33克并且该气体的CO2含量为1.70克。表4.图23-实施例2-400psi应力-气体GC的峰和面积详细资料
表4.(续)
表4.(续)
| 峰编号 | 保留时间[min] | 面积[pA＊s] | 名称 |
| 12345678 | 0.9100.9991.0772.5284.2404.9175.0225.298 | 1.36178e4309.656131.24143e41.41685e42103.019291035.255135689.08887450.26572 | 甲烷？乙烷丙烷iC4？正丁烷？ |
| 峰编号 | 保留时间[min] | 面积[pA＊s] | 名称 |
| 9101112131415161718192021222324252627 | 5.5786.1256.3726.7366.8987.0667.1337.2937.3787.5987.7588.1338.2168.3398.4898.6448.8789.1849.438 | 302.5622933.822011136.37097263.357542254.866217.12101258.31876126.54671155.609776.73467679.9531227.1346624.77329124.70064289.1295219.8330992.18938102.25701664.42584 | ？？iC5？正戊烷？？？？？？？？？2-甲基戊烷？？？？ |
| 28293031323334353637383940414243444546474849505152535455565758596061626364 | 9.5499.6429.7059.7849.8439.90410.00410.21910.29210.41110.56611.24011.47811.55511.80911.93512.09612.16712.29712.39312.48312.66912.92913.06313.19613.30613.43513.51613.89414.08614.31314.54514.60514.72214.86514.94615.010 | 2.9152526.8667249.8323552.112399.031586.1821724.8415013.21182158.675112.490943.2525246.7998829.5943812.8437738.674335.6852531.290685.8451315.5204213.5415830.9598320.21915229.006556.3867810.898767.915535.0544444.4280620.619108.323652.806779.181984.937035.0662846.532826.559452.85594 | 正己烷？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？ |
| 峰编号 | 保留时间[min] | 面积[pA＊s] | 名称 |
| 656667 | 15.07515.13115.331 | 4.053719.159542.16523 | ？？？ |
| 686970717273747576777879808182 | 15.42115.51115.56215.63615.77115.84816.01016.47716.55216.63517.25717.31817.43317.96618.090 | 3.032949.737975.229623.7310554.646513.957643.396395.495866.2147011.081402.286732.8228411.113762.5406514.28333 | ？？？？？？？？？？？？？？？ |
此时，使帕尔容器通风以达到大气压，将容器打开，并且从帕尔容器内部收集液体。将水与烃层分离并且称重。收集的量记录在表1中。收集的烃液被放在小瓶中、密封并且在光不存在下储存。任何覆盖在装置表面或帕尔容器边上的另外的液体用纸巾收集，并将这种收集的液体的重量加到收集的总液体上。任何残留在Berea砂岩中的液体用二氯甲烷进行萃取，并且其在总液体中所占的重量报告在表1中。由于加热Berea砂岩圆筒和端部塞与有机物质一起明显变黑。Berea中的有机物质不可用甲苯或二氯甲烷萃取，并且因此其经测定是由烃液的裂解形成的焦炭。加热实验后，Berea被碾碎并且测量其总的有机碳(TOC)。该测量被用于估计在Berea中焦炭的量以及随后估计在Berea中有多少液体已经裂解。常数因子2.283被用于将测量的TOC转化成液体数量的估计值，其一定存在以产生在Berea中发现的碳。这种估计的液体是在表1中显示的“推断油(inferred oil)”值。称重固体岩心样品并且其经测定由于加热已经损失了10.29克。
实施例3
以与实施例2相似的方式对来自油页岩岩块CM-1B的岩心样品进行实验，其中施加的有效应力为400psi。通过烃气样品气相色谱(GC)和非烃气样品气相色谱(GC)(GC未被显示)收集和分析的气体样品的结果显示在图24、表5和表1中。在图24中，y-轴4020表示以微微安(pA)计的检测器响应，而x-轴4021表示以分钟计的保留时间。在图24中，峰4022表示甲烷的响应，峰4023表示乙烷的响应，峰4024表示丙烷的响应，峰4025表示丁烷的响应，峰4026表示戊烷的响应，和峰4027表示己烷的响应。通过全油气相色谱(WOGC)分析收集和分析的液体的结果显示在图25、表6和表1中。在图25中，y-轴5050表示以微微安(pA)计的检测器响应，而x-轴5051表示以分钟计的保留时间。GC色谱图一般由标记5052显示，其中单个鉴别的峰用缩写进行标记。表5.图24-实施例3-400psi应力-气体GC的峰和面积详细资料
表5.(续)
表6.图25-实施例3-400psi应力-液体GC的峰和面积详细资料
| 峰编号 | 保留时间[min] | 面积[pA＊s] | 名称 |
| 1234567891011121314151617181920212223242526272829 | 0.9100.9981.0762.5344.2424.9195.0265.2995.5796.1266.3746.7376.9007.1347.2947.3797.5998.1328.2168.3398.4908.6458.8799.1879.4409.5519.6459.7089.786 | 1.71356e4341.716461.52621e41.72319e42564.040771066.909426553.25244467.88803311.6515833.610631280.77869250.055102412.40918249.80679122.60424154.409886.8747125.5027022.33015129.17023304.9790318.4841198.2304389.71329656.021613.0589225.3405845.1491548.62077 | 甲烷？乙烷丙烷iC4？正丁烷？？？iC5？正戊烷？？？？？？？2-甲基戊烷？？？正己烷？？？？ |
| 峰编号 | 保留时间[min] | 面积[pA＊s] | 名称 |
| 3031323334353637 | 9.8459.90610.00710.21910.29510.41310.56911.243 | 10.033355.4316522.3358216.02756196.437152.981153.8806741.63386 | ？？？？？？？？ |
| 383940414243444546474849505152535455565758596061626364656667686970717273747576777879 | 11.48211.55811.81211.93812.10012.17012.30112.39712.48612.67212.93113.06413.10313.14913.19813.31013.43713.51913.89814.08914.31614.54814.60814.72514.86914.94915.07815.13415.33515.42315.51515.56515.63915.77415.85016.01416.48016.55516.63917.43617.96918.093 | 28.4406312.0519637.836305.4599031.031114.9105315.7504113.7545430.2609915.14775207.504333.353933.048801.622037.976657.496054.6492141.8257219.017397.344982.689128.295933.931474.7548340.934475.301405.799797.951791.915892.758938.643433.764813.4185445.590353.735015.841994.870365.126079.974698.004343.867499.71661 | ？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？ |
| 峰# | 保留时间[min] | 峰面积[pA＊s] | 化合物名称 |
| 1 | 2.744 | 102.90978 | iC4 |
| 2 | 2.907 | 817.57861 | nC4 |
| 3 | 3.538 | 1187.01831 | iC5 |
| 4 | 3.903 | 3752.84326 | nC5 |
| 5 | 5.512 | 1866.25342 | 2MP |
| 6 | 5.950 | 692.18964 | 3MP |
| 7 | 6.580 | 6646.48242 | nC6 |
| 8 | 7.475 | 2117.66919 | MCP |
| 9 | 8.739 | 603.21204 | BZ |
| 10 | 9.230 | 1049.96240 | CH |
| 11 | 10.668 | 9354.29590 | nC7 |
| 12 | 11.340 | 2059.10303 | MCH |
| 13 | 12.669 | 689.82861 | TOL |
| 14 | 14.788 | 8378.59375 | nC8 |
| 15 | 18.534 | 7974.54883 | nC9 |
| 16 | 21.938 | 7276.47705 | nC10 |
| 17 | 25.063 | 6486.47998 | nC11 |
| 18 | 27.970 | 5279.17187 | nC12 |
| 19 | 30.690 | 4451.49902 | nC13 |
| 20 | 33.254 | 4156.73389 | nC14 |
| 21 | 35.672 | 3345.80273 | nC15 |
| 22 | 37.959 | 3219.63745 | nC16 |
| 23 | 40.137 | 2708.28003 | nC17 |
| 24 | 40.227 | 219.38252 | Pr |
| 25 | 42.203 | 2413.01929 | nC18 |
| 26 | 42.455 | 317.17825 | Ph |
| 27 | 44.173 | 2206.65405 | nC19 |
| 28 | 46.056 | 1646.56616 | nC20 |
| 29 | 47.858 | 1504.49097 | nC21 |
| 30 | 49.579 | 1069.23608 | nC22 |
| 31 | 51.234 | 949.49316 | nC23 |
| 32 | 52.823 | 719.34735 | nC24 |
| 33 | 54.355 | 627.46436 | nC25 |
| 34 | 55.829 | 483.81885 | nC26 |
| 35 | 57.253 | 407.86371 | nC27 |
| 36 | 58.628 | 358.52216 | nC28 |
| 37 | 59.956 | 341.01791 | nC29 |
| 38 | 61.245 | 214.87863 | nC30 |
| 39 | 62.647 | 146.06461 | nC31 |
| 40 | 64.259 | 127.66831 | nC32 |
| 41 | 66.155 | 85.17574 | nC33 |
| 42 | 68.403 | 64.29253 | nC34 |
| 43 | 71.066 | 56.55088 | nC35 |
| 44 | 74.282 | 28.61854 | nC36 |
| 45 | 78.140 | 220.95929 | nC37 |
| 46 | 83.075 | 26.95426 | nC38 |
| 总计： | 9.84518e4 |
实施例4
以与实施例2相似的方式对来自油页岩岩块CM-1B的岩心样品进行实验，然而，在该实施例中施加的有效应力为1,000psi。通过烃气样品气相色谱(GC)和非烃气样品气相色谱(GC)(GC未被显示)收集和分析的气体的结果显示在图26、表7和表1中。在图26中，y-轴4030表示以微微安(pA)计的检测器响应，而x-轴4031表示以分钟计的保留时间。在图26中，峰4032表示甲烷的响应，峰4033表示乙烷的响应，峰4034表示丙烷的响应，峰4035表示丁烷的响应，峰4036表示戊烷的响应，和峰4037表示己烷的响应。通过全油气相色谱(WOGC)收集和分析的液体的结果显示在图27、表8和表1中。在图27中，y-轴6000表示以微微安(pA)计的检测器响应，而x-轴6001表示以分钟计的保留时间。GC色谱图一般由标记6002显示，其中单个鉴别的峰用缩写进行标记。表7.图26-实施例4-1000psi应力-气体GC的峰和面积详细资料
表7.(续)
表8.图27-实施例4-1000psi应力-液体GC的峰和面积详细资料
| 峰编号 | 保留时间[min] | 面积[pA＊s] | 名称 |
| 123456789101112131415161718 | 0.9101.0001.0782.5414.2494.9245.0305.3035.5836.1316.3766.7406.9027.0717.1367.2957.3817.555 | 1.43817e4301.692871.37821e41.64047e42286.08032992.043956167.50000534.37000358.9656727.449371174.68872223.616622340.792485.29245309.94775154.59171169.532792.80458 | 甲烷？乙烷丙烷iC4？正丁烷？？？iC5？正戊烷？？？？？ |
| 1920212223242526272829303132333435 | 7.6017.7518.1348.2198.3428.4928.6478.8829.1909.4439.5529.6469.7109.7889.8479.90910.009 | 5.22327117.6916429.4108619.39338133.52739281.6134322.1970499.5691986.65676657.287544.1257234.3370159.1206462.9797215.135596.8831029.11555 | ？？？？？2-甲基戊烷？？？正己烷？？？？？？？ |
| 峰编号 | 保留时间[min] | 面积[pA＊s] | 名称 |
| 3637383940414243444546474849505152535455565758 | 10.22310.29810.41610.56911.24611.48511.56011.70211.81511.94112.10312.17212.30412.39912.49012.58412.67512.93413.10513.15113.20113.31213.436 | 23.65434173.954223.372557.6459247.3006232.0426213.745832.6891736.516706.4525528.444845.9647517.5985615.1744631.964923.2783414.08259207.215748.297432.254768.369659.499176.09893 | ？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？ |
| 596061626364656667686970717273747576777879808182 | 13.52113.90014.09014.31814.55014.61014.72714.87014.95115.08015.13615.33615.42515.51615.56915.64115.77616.55816.64117.43718.09515.85316.01616.482 | 46.3457920.535068.411204.368708.689514.391504.3571337.178815.782195.544708.073082.070752.671188.470043.899873.9697940.751555.063798.437676.001807.668813.973755.689973.27234 | ？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？ |
| 峰编号 | 保留时间[min] | 峰面积[pA＊s] | 化合物名称 |
| 1 | 2.737 | 117.78948 | iC4 |
| 2 | 2.901 | 923.40125 | nC4 |
| 3 | 3.528 | 1079.83325 | iC5 |
| 4 | 3.891 | 3341.44604 | nC5 |
| 5 | 5.493 | 1364.53186 | 2MP |
| 6 | 5.930 | 533.68530 | 3MP |
| 7 | 6.552 | 5160.12207 | nC6 |
| 8 | 7.452 | 1770.29932 | MCP |
| 9 | 8.717 | 487.04718 | BZ |
| 10 | 9.206 | 712.61566 | CH |
| 11 | 10.634 | 7302.51123 | nC7 |
| 12 | 11. | 1755.92236 | MCH |
| 13 | 12.760 | 2145.57666 | TOL |
| 14 | 14.755 | 6434.40430 | nC8 |
| 15 | 18.503 | 6007.12891 | nC9 |
| 16 | 21.906 | 5417.67480 | nC10 |
| 17 | 25.030 | 4565.11084 | nC11 |
| 18 | 27.936 | 3773.91943 | nC12 |
| 19 | 30.656 | 3112.23950 | nC13 |
| 20 | 33.220 | 2998.37720 | nC14 |
| 21 | 35.639 | 2304.97632 | nC15 |
| 22 | 37.927 | 2197.88892 | nC16 |
| 23 | 40.102 | 1791.11877 | nC17 |
| 24 | 40.257 | 278.39423 | Pr |
| 25 | 42.171 | 1589.64233 | nC18 |
| 26 | 42.428 | 241.65131 | Ph |
| 27 | 44.141 | 1442.51843 | nC19 |
| 28 | 46.025 | 1031.68481 | nC20 |
| 29 | 47.825 | 957.65479 | nC21 |
| 30 | 49.551 | 609.59943 | nC22 |
| 31 | 51.208 | 526.53339 | nC23 |
| 32 | 52.798 | 383.01022 | nC24 |
| 33 | 54.329 | 325.93640 | nC25 |
| 34 | 55.806 | 248.12935 | nC26 |
| 35 | 57.230 | 203.21725 | nC27 |
| 36 | 58.603 | 168.78055 | nC28 |
| 37 | 59.934 | 140.40034 | nC29 |
| 38 | 61.222 | 95.47594 | nC30 |
| 39 | 62.622 | 77.49546 | nC31 |
| 40 | 64.234 | 49.08135 | nC32 |
| 41 | 66.114 | 33.61663 | nC33 |
| 42 | 68.350 | 27.46170 | nC34 |
| 43 | 71.030 | 35.89277 | nC35 |
| 44 | 74.162 | 16.87499 | nC36 |
| 45 | 78.055 | 29.21477 | nC37 |
| 46 | 82.653 | 9.88631 | nC38 |
| 总计： | 7.38198e4 |
实施例5
以与实施例2相似的方式对来自油页岩岩块CM-1B的岩心样品进行实验；然而，在该实施例中施加的有效应力为1,000psi。通过烃气样品气相色谱(GC)和非烃气样品气相色谱(GC)(GC未显示)收集和分析的气体的结果显示在图28、表9和表1中。在图28中，y-轴4040表示以微微安(pA)计的检测器响应，而x-轴4041表示以分钟计的保留时间。在图28中，峰4042表示甲烷的响应，峰4043表示乙烷的响应，峰4044表示丙烷的响应，峰4045表示丁烷的响应，峰4046表示戊烷的响应，和峰4047表示己烷的响应。表9.图28-实施例5-1000psi应力-气体GC的峰和面积详细资料
表9.(续)
表1.实施例1-5的汇总数据
| 峰编号 | 保留时间[min] | 面积[pA＊s] | 名称 |
| 12345678910111213141516171819202122232425262728293031323334353637 | 0.9100.9991.0772.5374.2354.9075.0155.2855.5646.1066.3516.7126.8767.0397.1097.2687.3547.5277.5747.7557.8188.1078.1938.3178.4688.6228.8589.1689.4229.5319.6259.6899.7679.8269.8899.98910.204 | 1.59035e4434.213751.53391e41.86530e42545.458501192.689706814.44678687.83679463.2588530.026241295.13477245.269852561.117924.50998408.32999204.45311207.921834.023975.656992.359522.0038238.2309320.54333148.54445300.3158626.06131113.7012390.37163694.744384.8832345.9150576.3293177.6321419.237688.5460537.7495930.83943 | 甲烷？乙烷丙烷iC4？正丁烷？？？iC5？正戊烷？？？？？？？？？？？2-甲基戊烷？？？正己烷？？？？？？？？ |
| 38394041424344 | 10.28010.39710.55110.84311.23111.47211.547 | 184.584204.4360910.598802.3037055.6466635.4693117.16440 | ？？？？？？？ |
| 峰编号 | 保留时间[min] | 面积[pA＊s] | 名称 |
| 4546474849505152535455565758596061626364656667686970717273747576 | 11.69111.80411.93112.09412.16312.29512.39112.48212.57712.61812.67012.85112.92913.10013.19813.31013.43213.51913.89814.09014.31914.55114.61214.72914.87214.95415.08415.13915.34015.43015.52115.578 | 3.3046039.463687.3296930.597486.9375418.6952315.9683733.664222.021212.3244012.838032.22731218.2319514.3316610.2024412.025518.2388447.6464122.637609.297383.880129.268844.349144.0754346.244656.624613.924238.603282.178992.966469.664074.27190 | ？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？？ |
| 77787980818283848586878889 | 15.64515.70315.78215.85916.02216.48916.56416.64817.26917.44517.92517.97918.104 | 4.379042.6890946.978954.694757.365093.910736.2244510.246602.6975310.169892.283412.7110111.19730 | ？？？？？？？？？？？？？ |
| 实施例1 | 实施例2 | 实施例3 | 实施例4 | 实施例5 | |
| 有效应力(psi) | 0 | 400 | 400 | 1000 | 1000 |
| 样品重量(g) | 82.46 | 42.57 | 48.34 | 43.61 | 43.73 |
| 样品重量损失(g) | 19.21 | 10.29 | 11.41 | 10.20 | 9.17 |
| 回收的流体： | |||||
| 油(g) | 10.9136.2加仑/吨 | 3.6323.4加仑/吨 | 3.7721.0加仑/吨 | 3.0219.3加仑/吨 | 2.1013.1加仑/吨 |
| 水(g) | 0.902.6加仑/吨 | 0.301.74加仑/吨 | 0.341.7加仑/吨 | 0.392.1加仑/吨 | 0.281.5加仑/吨 |
| HC气体(g) | 2.09683标准立方英尺/吨 | 1.33811标准立方英尺/吨 | 1.58862标准立方英尺/吨 | 1.53905标准立方英尺/吨 | 1.66974标准立方英尺/吨 |
| CO2(g) | 3.35700标准立方英尺/吨 | 1.70690标准立方英尺/吨 | 1.64586标准立方英尺/吨 | 1.74690标准立方英尺/吨 | 1.71673标准立方英尺/吨 |
| H2S(g) | 0.06 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | 0.0 |
| 回收的焦炭： | 0.0 | 0.73 | 0.79 | .47 | 0.53 |
| 推断油(g) | 0.00加仑/吨 | 1.6710.8加仑/吨 | 1.8110.0加仑/吨 | 1.076.8加仑/吨 | 1.217.6加仑/吨 |
| 总油(g) | 10.9136.2加仑/吨 | 5.3134.1加仑/吨 | 5.5831.0加仑/吨 | 4.0926.1加仑/吨 | 3.3020.7加仑/吨 |
| 余量(g) | 1.91 | 2.59 | 3.29 | 3.05 | 2.91 |
分析
通过实施例1-5描述的实验程序以及气体和液体样品收集程序获得的气体和液体样品是通过下面的烃气样品气相色谱(GC)分析方法、非烃气样品气相色谱(GC)分析方法、气体样品GC峰鉴别和积分方法、全油气相色谱(WOGC)分析方法，以及全油气相色谱(WOGC)峰鉴别和积分方法进行分析的。
对如在实施例1-5中所述的加热测试期间收集的气体样品的烃和非烃气进行分析，利用的是与Agilent Model 5973四极质量选择性检测器相连的AgilentModel 6890气相色谱仪。6890GC被配置有两个入口(前和后)和两个具有两个固定体积样品环的检测器(前和后)，用于样品导入。采用与GC仪器一起供应的Chemstation软件(修订本A.03.01)进行峰鉴别和积分。对于烃气，GC配置由下列组成：a)分流/无分流入口(GC的后面位置)b)FID(火焰离子化检测器)，GC的后面位置c)HP Ultra-2(5％苯基甲基硅氧烷)毛细管柱(两个)(25米×200μm ID)，一个引向FID检测器，另一个引向Agilent 5973质量选择性检测器d)500μl固定体积样品环e)六通气体取样阀f)低温(液氮)恒温箱，具有冷却能力g)恒温箱程序：-80℃持续2分钟，20℃/min至0℃，然后4℃/min至20℃，然后10℃/min至100℃，保持1分钟h)氦载气流速2.2ml/mini)入口温度100℃j)入口压强19.35psik)分流比25∶1l)FID温度310℃
对于非烃气(例如氩、二氧化碳和硫化氢)，GC配置由下列组成：a)PTV(可编程温度汽化)入口(GC的前面位置)b)TCD(热导检测器)GC的前面位置c)GS-GasPro毛细管柱(30米×0.32mm ID)d)100μl固定体积样品环e)六通气体取样阀f)恒温箱程序：25℃保持2min.，然后10℃/min至200℃，保持1min。g)氦载气流速4.1ml/minh)入口温度200℃i)入口压力14.9psij)无分流模式k)TCD温度250℃
对于实施例1-5，包含从帕尔容器收集的气体的不锈钢样品筒(图18)被安装有两阶段气体调节器(针对细压缩气瓶(lecture bottle)应用设计)以使气体压强降至每平方英寸大约二十磅。隔板附件定位在调解器出口，以允许通过Hamilton 1005型气密注射器，取出气体。隔板附件和注射器用来自不锈钢样品筒的气体吹扫，以确保收集到代表性气体样品。气体样品然后被转移到不锈钢室(隔板室)，所述不锈钢室(隔板室)被配置有压力传感器和隔板附件。隔板室通过不锈钢毛细管路与安装在GC上的固定体积样品环相连。隔板室和样品环被抽空大约5分钟。抽空的隔板室然后通过关闭位于隔板室出口的针形阀而与抽空的样品环隔离。气体样品从气密性注射器通过隔板附件导入隔板室中，并且记录压强。抽空的样品环然后向加压的隔板室开放，并且使气体样品在样品环和隔板室之间平衡一分钟。然后记录平衡压强，以允许在注射到GC入口之前计算在样品环中存在的气体总摩尔数。样品环内含物然后通过氦载气扫进入口，并且基于GC恒温箱温度程序和载气流速，通过毛细管柱中的保留时间而将成分分开。
利用鉴定的气体标准，生成将积分的峰面积与浓度相关联的校准曲线，用于量化气体组成。对于烃气，含有在氦基质中不同浓度(每百万份，基于摩尔)的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷和己烷混合物的标准在大气压下通过固定体积样品环注入GC中。对于非烃气，包含单个成分的标准——即氦中的二氧化碳和天然气中的硫化氢——在样品环中在不同压强下注入GC中以产生校准曲线。
在图16中报告的烃气样品摩尔百分数采用下列方法获得。至少三种不同浓度的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷和己烷的气体标准在气相色谱上运行以获得针对这些标准浓度的峰面积响应。然后在Chemstation软件内使已知浓度与各自的峰面积响应相关联，以产生甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷和己烷的校准曲线。在Chemstation中绘制校准曲线，以确保在浓度和峰强度之间良好的线性(R2＞0.98)。对于每个校准的化合物使用线性拟合，使得峰面积和摩尔浓度之间的响应因子是Chemstation软件所测定的直线斜率的函数。Chemstation软件程序然后测定将GC峰面积强度与每个校准化合物的摩尔数量关联的响应因子。该软件然后从响应因子和峰面积测定每个校准化合物的摩尔数。在实施例1-5中使用的峰面积被报告在表2、4、5、7和9中。校准曲线未测定的每个鉴定化合物(即异丁烷、异戊烷和2-甲基戊烷)的摩尔数然后利用最接近的校准化合物(即，对于异丁烷来说是丁烷；对于异戊烷来说是戊烷；以及对于2-甲基戊烷来说是己烷)的响应因子乘以校准曲线未测定的鉴定化合物的峰面积与校准化合物的峰面积的比值进行估计。图16中报告的值然后取为所有已鉴定的烃气GC面积(即甲烷、乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷、异戊烷、正戊烷、2-甲基戊烷和正己烷)总数与计算的摩尔浓度的百分数。因此所有实验的图解的甲烷至正C6摩尔百分数不包括在表2、4、5、7或9中所列的未鉴定的烃气种类的摩尔份额(例如表2中的峰编号2、6、8-11、13、15-22、24-26和28-78)。
在如实施例1、3和4描述的加热测试期间收集的液体样品按照下列方法通过全油气相色谱(WOGC)进行分析。样品、QA/QC标准和空白(二硫化碳)在配置有分流/无分流注射器、自动取样器和火焰离子检测器(FID)的Agilent 6890GC中利用Ultra 1Methyl Siloxane(甲基硅氧烷)柱(长25m，直径0.32μm，膜厚0.52μm)进行分析。样品以分流模式注入到毛细管柱上，其分流比为80∶1。GC恒温箱温度在20℃被恒定保持5min，以5℃·min-1的速度从20℃程序控制升温至300℃，然后在300℃下保持30min(总运行时间＝90min)。注射器温度被保持在300℃，并且FID温度被设定在310℃。氦以2.1mL·min-1的流速被用作载气。利用随Agilent仪器提供的Chemstation软件修订本A.10.02[1757](Agilent Tech.1990-2003)进行峰鉴别和积分。
烃的标准混合物通过上述WOGC方法以及通过配置有分流/无分流注射器、自动取样器和质量选择性检测器(MS)的Agilent 6890GC在相同条件下进行平行分析。通过从GC-MS分析每个峰的质谱进行烃化合物的鉴定。因为对于两种仪器来说条件是相同的，因此在GC-MS上进行的峰鉴别可以被转移到在GC-FID上获得的峰。利用这些数据，使保留时间和峰鉴别关联的化合物表被设定在GC-FID Chemstation中。该表被用于峰鉴别。
在液体样品上获得的气相色谱图(图4、9和11)利用假组分技术进行分析。鉴定每个假组分所用的惯例是将从正构烷烃至下一个出现的正构烷烃的所有份额积分，其中假组分由滞后洗脱的正构烷烃进行命名。例如，C-10假组分从刚过去的正C9开始并且继续刚好经过正C10的积分获得。以这种方式获得的假组分的碳数重量百分数和摩尔百分数值利用由Katz和Firoozabadi开发的关系式确定(Katz，D.L.，and A.Firoozabadi，1978.Predicting phase behavior ofcondensate/crude-oil systems using methane interaction coefficients，J.PetroleumTechnology(Nov.1978)，1649-1655)。实施例1、3和4的假组分分析物的结果显示在表10、11和12中。
为了阐明该技术，实施例1的C10假组分的示例性假组分重量百分数计算参考表10呈现在下面。首先，C-10假组分面积如上所述是从刚过去的正C9开始并且继续刚好经过正C10的面积的积分获得的。C10假组分的总积分面积是10551.700皮安秒(pAs)。总C10假组分积分面积(10551.700pAs)然后乘以C10假组分密度(0.7780g/ml)，产生8209.22pAs g/ml的″面积×密度″。类似地，确定每个假组分和所有较轻的所列化合物(即nC3、iC4、nC4、iC5&nC5)的峰积分面积，并且将其乘以其各自的密度，以产生每个各自假组分和所列化合物的“面积×密度”数。每个假组分和所列化合物的各自确定的“面积×密度”数然后相加以确定“总面积×密度”数。实施例1的″总面积×密度”数是96266.96pAs g/ml。C10假组分重量百分数然后通过将C10假组分“面积×密度”数(8209.22pAs g/ml)除以“总面积×密度”数(96266.96pAs g/ml)以得到8.53重量百分数的C10假组分重量百分数而获得。
为了进一步阐明该假组分技术，实施例1的C10假组分的示例性假组分摩尔百分数计算参考表10呈现在下面。首先，C-10假组分面积如上所述是从刚过去的正C9开始并且继续刚好经过正C10的面积的积分获得的。C10假组分的总积分面积是10551.700皮安秒(pAs)。总C10假组分积分面积(10551.700pAs)然后乘以C10假组分密度(0.7780g/ml)，产生8209.22pAs g/ml的″面积×密度″。类似地，确定每个假组分和所有较轻的所列化合物(即nC3、iC4、nC4、iC5&nC5)的积分面积，并且将其乘以其各自的密度以产生每个各自假组分和所列化合物的“面积×密度”数。C10假组分“面积×密度”数(8209.22pAs g/ml)然后除以C10假组分分子量(134.00g/mol)，产生61.26pAs mol/ml C10假组分″面积×密度/分子量″数。类似地，每个假组分和所列化合物的“面积×密度”数然后除以这些组分或化合物各自的分子量，以产生每个相应假组分和所列化合物的″面积×密度/分子量″数。每个假组分和所列化合物各自确定的″面积×密度/分子量″数然后相加以确定″总面积×密度/分子量″数。实施例1的总″总面积×密度/分子量″数是665.28pAs mol/ml。C10假组分摩尔百分数然后是通过将C10假组分″面积×密度/分子量″数(61.26pAsmol/ml)除以″总面积×密度/分子量″数(665.28pAs mol/ml)以得到9.21摩尔百分数的C10假组分摩尔百分数而获得的。表10.实施例1的假组分-液体的GC-0应力
表10.(续)
表11.实施例3的假组分-液体的GC-400psi应力
表12.实施例4的假组分-液体的GC-1000psi应力
| 组分 | 面积(cts.) | 面积％ | 平均沸点(°F) | 密度(g/ml) | 分子量(g/mol) | Wt.％ | Mol％ |
| nC3 | 41.881 | 0.03 | -43.73 | 0.5069 | 44.10 | 0.02 | 0.07 |
| iC4 | 120.873 | 0.10 | 10.94 | 0.5628 | 58.12 | 0.07 | 0.18 |
| nC4 | 805.690 | 0.66 | 31.10 | 0.5840 | 58.12 | 0.49 | 1.22 |
| iC5 | 1092.699 | 0.89 | 82.13 | 0.6244 | 72.15 | 0.71 | 1.42 |
| nC5 | 2801.815 | 2.29 | 96.93 | 0.6311 | 72.15 | 1.84 | 3.68 |
| 假C6 | 7150.533 | 5.84 | 147.00 | 0.6850 | 84.00 | 5.09 | 8.76 |
| 假C7 | 10372.800 | 8.47 | 197.50 | 0.7220 | 96.00 | 7.78 | 11.73 |
| 假C8 | 11703.500 | 9.56 | 242.00 | 0.7450 | 107.00 | 9.06 | 12.25 |
| 假C9 | 11776.200 | 9.61 | 288.00 | 0.7640 | 121.00 | 9.35 | 11.18 |
| 假C10 | 10551.700 | 8.61 | 330.50 | 0.7780 | 134.00 | 8.53 | 9.21 |
| 假C11 | 9274.333 | 7.57 | 369.00 | 0.7890 | 147.00 | 7.60 | 7.48 |
| 假C12 | 8709.231 | 7.11 | 407.00 | 0.8000 | 161.00 | 7.24 | 6.50 |
| 假C13 | 7494.549 | 6.12 | 441.00 | 0.8110 | 175.00 | 6.31 | 5.22 |
| 假C14 | 6223.394 | 5.08 | 475.50 | 0.8220 | 190.00 | 5.31 | 4.05 |
| 假C15 | 6000.179 | 4.90 | 511.00 | 0.8320 | 206.00 | 5.19 | 3.64 |
| 假C16 | 5345.791 | 4.36 | 542.00 | 0.8390 | 222.00 | 4.66 | 3.04 |
| 假C17 | 4051.886 | 3.31 | 572.00 | 0.8470 | 237.00 | 3.57 | 2.18 |
| 假C18 | 3398.586 | 2.77 | 595.00 | 0.8520 | 251.00 | 3.01 | 1.73 |
| 假C19 | 2812.101 | 2.30 | 617.00 | 0.8570 | 263.00 | 2.50 | 1.38 |
| 假C20 | 2304.651 | 1.88 | 640.50 | 0.8620 | 275.00 | 2.06 | 1.09 |
| 假C21 | 2038.925 | 1.66 | 664.00 | 0.8670 | 291.00 | 1.84 | 0.91 |
| 假C22 | 1497.726 | 1.22 | 686.00 | 0.8720 | 305.00 | 1.36 | 0.64 |
| 假C23 | 1173.834 | 0.96 | 707.00 | 0.8770 | 318.00 | 1.07 | 0.49 |
| 假C24 | 822.762 | 0.67 | 727.00 | 0.8810 | 331.00 | 0.75 | 0.33 |
| 假C25 | 677.938 | 0.55 | 747.00 | 0.8850 | 345.00 | 0.62 | 0.26 |
| 假C26 | 532.788 | 0.43 | 766.00 | 0.8890 | 359.00 | 0.49 | 0.20 |
| 组分 | 面积(cts.) | 面积％ | 平均沸点(°F) | 密度(g/ml) | 分子量(g/mol) | Wt.％ | Mol％ |
| 假C27 | 459.465 | 0.38 | 784.00 | 0.8930 | 374.00 | 0.43 | 0.16 |
| 假C28 | 413.397 | 0.34 | 802.00 | 0.8960 | 388.00 | 0.38 | 0.14 |
| 假C29 | 522.898 | 0.43 | 817.00 | 0.8990 | 402.00 | 0.49 | 0.18 |
| 假C30 | 336.968 | 0.28 | 834.00 | 0.9020 | 416.00 | 0.32 | 0.11 |
| 假C31 | 322.495 | 0.26 | 850.00 | 0.9060 | 430.00 | 0.30 | 0.10 |
| 假C32 | 175.615 | 0.14 | 866.00 | 0.9090 | 444.00 | 0.17 | 0.05 |
| 假C33 | 165.912 | 0.14 | 881.00 | 0.9120 | 458.00 | 0.16 | 0.05 |
| 假C34 | 341.051 | 0.28 | 895.00 | 0.9140 | 472.00 | 0.32 | 0.10 |
| 假C35 | 286.861 | 0.23 | 908.00 | 0.9170 | 486.00 | 0.27 | 0.08 |
| 假C36 | 152.814 | 0.12 | 922.00 | 0.9190 | 500.00 | 0.15 | 0.04 |
| 假C37 | 356.947 | 0.29 | 934.00 | 0.9220 | 514.00 | 0.34 | 0.10 |
| 假C38 | 173.428 | 0.14 | 947.00 | 0.9240 | 528.00 | 0.17 | 0.05 |
| 总计 | 122484.217 | 100.00 | 100.00 | 100.00 |
| 组分 | 面积 | 面积％ | 平均沸点(°F) | 密度(g/ml) | 分子量(g/mol) | Wt.％ | Mol％ |
| nC3 | 35.845 | 0.014 | -43.730 | 0.5069 | 44.10 | 0.01 | 0.03 |
| iC4 | 103.065 | 0.041 | 10.940 | 0.5628 | 58.12 | 0.03 | 0.07 |
| nC4 | 821.863 | 0.328 | 31.100 | 0.5840 | 58.12 | 0.24 | 0.62 |
| iC5 | 1187.912 | 0.474 | 82.130 | 0.6244 | 72.15 | 0.37 | 0.77 |
| nC5 | 3752.655 | 1.498 | 96.930 | 0.6311 | 72.15 | 1.20 | 2.45 |
| 假C6 | 12040.900 | 4.805 | 147.000 | 0.6850 | 84.00 | 4.17 | 7.34 |
| 假C7 | 20038.600 | 7.997 | 197.500 | 0.7220 | 96.00 | 7.31 | 11.26 |
| 假C8 | 24531.500 | 9.790 | 242.000 | 0.7450 | 107.00 | 9.23 | 12.76 |
| 假C9 | 25315.000 | 10.103 | 288.000 | 0.7640 | 121.00 | 9.77 | 11.94 |
| 假C10 | 22640.400 | 9.035 | 330.500 | 0.7780 | 134.00 | 8.90 | 9.82 |
| 假C11 | 20268.100 | 8.089 | 369.000 | 0.7890 | 147.00 | 8.08 | 8.13 |
| 假C12 | 18675.600 | 7.453 | 407.000 | 0.8000 | 161.00 | 7.55 | 6.93 |
| 假C13 | 16591.100 | 6.621 | 441.000 | 0.8110 | 175.00 | 6.80 | 5.74 |
| 假C14 | 13654.000 | 5.449 | 475.500 | 0.8220 | 190.00 | 5.67 | 4.41 |
| 假C15 | 13006.300 | 5.191 | 511.000 | 0.8320 | 206.00 | 5.47 | 3.92 |
| 假C16 | 11962.200 | 4.774 | 542.000 | 0.8390 | 222.00 | 5.07 | 3.38 |
| 假C17 | 8851.622 | 3.533 | 572.000 | 0.8470 | 237.00 | 3.79 | 2.36 |
| 假C18 | 7251.438 | 2.894 | 595.000 | 0.8520 | 251.00 | 3.12 | 1.84 |
| 假C19 | 5946.166 | 2.373 | 617.000 | 0.8570 | 263.00 | 2.57 | 1.45 |
| 假C20 | 4645.178 | 1.854 | 640.500 | 0.8620 | 275.00 | 2.02 | 1.09 |
| 假C21 | 4188.168 | 1.671 | 664.000 | 0.8670 | 291.00 | 1.83 | 0.93 |
| 假C22 | 2868.636 | 1.145 | 686.000 | 0.8720 | 305.00 | 1.26 | 0.61 |
| 假C23 | 2188.895 | 0.874 | 707.000 | 0.8770 | 318.00 | 0.97 | 0.45 |
| 假C24 | 1466.162 | 0.585 | 727.000 | 0.8810 | 331.00 | 0.65 | 0.29 |
| 假C25 | 1181.133 | 0.471 | 747.000 | 0.8850 | 345.00 | 0.53 | 0.23 |
| 假C26 | 875.812 | 0.350 | 766.000 | 0.8890 | 359.00 | 0.39 | 0.16 |
| 假C27 | 617.103 | 0.246 | 784.000 | 0.8930 | 374.00 | 0.28 | 0.11 |
| 假C28 | 538.147 | 0.215 | 802.000 | 0.8960 | 388.00 | 0.24 | 0.09 |
| 假C29 | 659.027 | 0.263 | 817.000 | 0.8990 | 402.00 | 0.30 | 0.11 |
| 假C30 | 1013.942 | 0.405 | 834.000 | 0.9020 | 416.00 | 0.46 | 0.16 |
| 假C31 | 761.259 | 0.304 | 850.000 | 0.9060 | 430.00 | 0.35 | 0.12 |
| 假C32 | 416.031 | 0.166 | 866.000 | 0.9090 | 444.00 | 0.19 | 0.06 |
| 假C33 | 231.207 | 0.092 | 881.000 | 0.9120 | 458.00 | 0.11 | 0.03 |
| 假C34 | 566.926 | 0.226 | 895.000 | 0.9140 | 472.00 | 0.26 | 0.08 |
| 假C35 | 426.697 | 0.170 | 908.000 | 0.9170 | 486.00 | 0.20 | 0.06 |
| 假C36 | 191.626 | 0.076 | 922.000 | 0.9190 | 500.00 | 0.09 | 0.03 |
| 假C37 | 778.713 | 0.311 | 934.000 | 0.9220 | 514.00 | 0.36 | 0.10 |
| 假C38 | 285.217 | 0.114 | 947.000 | 0.9240 | 528.00 | 0.13 | 0.04 |
| 总计 | 250574.144 | 100.000 | 100.00 | 100.00 |
| 组分 | 面积 | 面积％ | 平均沸点(°F) | 密度(g/ml) | 分子量(g/mol) | Wt.％ | Mol％ |
| nC3 | 44.761 | 0.023 | -43.730 | 0.5069 | 44.10 | 0.01 | 0.05 |
| iC4 | 117.876 | 0.060 | 10.940 | 0.5628 | 58.12 | 0.04 | 0.11 |
| nC4 | 927.866 | 0.472 | 31.100 | 0.5840 | 58.12 | 0.35 | 0.87 |
| iC5 | 1082.570 | 0.550 | 82.130 | 0.6244 | 72.15 | 0.44 | 0.88 |
| nC5 | 3346.533 | 1.701 | 96.930 | 0.6311 | 72.15 | 1.37 | 2.74 |
| 假C6 | 9579.443 | 4.870 | 147.000 | 0.6850 | 84.00 | 4.24 | 7.31 |
| 假C7 | 16046.200 | 8.158 | 197.500 | 0.7220 | 96.00 | 7.49 | 11.29 |
| 假C8 | 19693.300 | 10.012 | 242.000 | 0.7450 | 107.00 | 9.48 | 12.83 |
| 假C9 | 20326.300 | 10.334 | 288.000 | 0.7640 | 121.00 | 10.04 | 12.01 |
| 假C10 | 18297.600 | 9.302 | 330.500 | 0.7780 | 134.00 | 9.20 | 9.94 |
| 假C11 | 16385.600 | 8.330 | 369.000 | 0.7890 | 147.00 | 8.36 | 8.23 |
| 假C12 | 15349.000 | 7.803 | 407.000 | 0.8000 | 161.00 | 7.94 | 7.14 |
| 假C13 | 13116.500 | 6.668 | 441.000 | 0.8110 | 175.00 | 6.88 | 5.69 |
| 假C14 | 10816.100 | 5.499 | 475.500 | 0.8220 | 190.00 | 5.75 | 4.38 |
| 假C15 | 10276.900 | 5.225 | 511.000 | 0.8320 | 206.00 | 5.53 | 3.88 |
| 假C16 | 9537.818 | 4.849 | 542.000 | 0.8390 | 222.00 | 5.17 | 3.37 |
| 假C17 | 6930.611 | 3.523 | 572.000 | 0.8470 | 237.00 | 3.79 | 2.32 |
| 假C18 | 5549.802 | 2.821 | 595.000 | 0.8520 | 251.00 | 3.06 | 1.76 |
| 假C19 | 4440.457 | 2.257 | 617.000 | 0.8570 | 263.00 | 2.46 | 1.35 |
| 假C20 | 3451.250 | 1.755 | 640.500 | 0.8620 | 275.00 | 1.92 | 1.01 |
| 假C21 | 3133.251 | 1.593 | 664.000 | 0.8670 | 291.00 | 1.76 | 0.87 |
| 假C22 | 2088.036 | 1.062 | 686.000 | 0.8720 | 305.00 | 1.18 | 0.56 |
| 假C23 | 1519.460 | 0.772 | 707.000 | 0.8770 | 318.00 | 0.86 | 0.39 |
| 假C24 | 907.473 | 0.461 | 727.000 | 0.8810 | 331.00 | 0.52 | 0.23 |
| 假C25 | 683.205 | 0.347 | 747.000 | 0.8850 | 345.00 | 0.39 | 0.16 |
| 假C26 | 493.413 | 0.251 | 766.000 | 0.8890 | 359.00 | 0.28 | 0.11 |
| 假C27 | 326.831 | 0.166 | 784.000 | 0.8930 | 374.00 | 0.19 | 0.07 |
| 假C28 | 272.527 | 0.139 | 802.000 | 0.8960 | 388.00 | 0.16 | 0.06 |
| 假C29 | 291.862 | 0.148 | 817.000 | 0.8990 | 402.00 | 0.17 | 0.06 |
| 假C30 | 462.840 | 0.235 | 834.000 | 0.9020 | 416.00 | 0.27 | 0.09 |
| 假C31 | 352.886 | 0.179 | 850.000 | 0.9060 | 430.00 | 0.21 | 0.07 |
| 假C32 | 168.635 | 0.086 | 866.000 | 0.9090 | 444.00 | 0.10 | 0.03 |
| 假C33 | 67.575 | 0.034 | 881.000 | 0.9120 | 458.00 | 0.04 | 0.01 |
| 假C34 | 95.207 | 0.048 | 895.000 | 0.9140 | 472.00 | 0.06 | 0.02 |
| 假C35 | 226.660 | 0.115 | 908.000 | 0.9170 | 486.00 | 0.13 | 0.04 |
| 假C36 | 169.729 | 0.086 | 922.000 | 0.9190 | 500.00 | 0.10 | 0.03 |
| 假C37 | 80.976 | 0.041 | 934.000 | 0.9220 | 514.00 | 0.05 | 0.01 |
| 假C38 | 42.940 | 0.022 | 947.000 | 0.9240 | 528.00 | 0.03 | 0.01 |
| 总计 | 196699.994 | 100.000 | 100.00 | 100.00 |
TOC和生油岩评价仪(Rock-eval)测试是在来自油页岩岩块CM-1B的样品上进行的，该样品在与通过实施例1-5中所述帕尔加热方法测试的样品相同的地质学区间获得。这些测试产生21％的TOC以及872mg/g-toc的生油岩评价仪含氢指数。
下述TOC和生油岩评价仪程序针对在实施例1-5中描述的帕尔加热测试后剩余的油页岩样品进行。结果显示在表13中。
上述生油岩评价仪热解分析采用下列步骤进行。生油岩评价仪热解分析利用Delsi生油岩评价仪II仪器在校准岩石标准(IFP标准#55000)、空白和样品上进行。岩石样品在装载到生油岩评价仪坩埚之前被碾碎、微粉化和风干。25与100mg之间的粉末状岩石样品被装载到坩埚中，这取决于该样品总有机碳(TOC)含量。在每天开始时运行两个或三个空白以净化该系统并且稳定温度。两个或三个重量为100+/-1mg的IFP校准标准#55000的样品被运行以校准该系统。如果生油岩评价仪Tmax参数在这些标准上是419℃+/-2℃，就对样品进行分析。该标准也在每10个样品之前和之后运行以监控该仪器的性能。
生油岩评价仪热解技术涉及在惰性(氦)气氛中将粉末状岩石样品速度程序化加热至高温以及表征从化学键的热断裂所产生的产物。在将样品导入后热解烘箱在300℃下等温保持三分钟。在该阶段产生的烃通过火焰离子化检测器(FID)进行检测，产生S1峰。热解烘箱温度然后以25℃/分钟的梯度升高至550℃，其中烘箱被等温保持一分钟。在该步骤期间产生的烃由FID进行检测并且产生S2峰。
含氢指数(HI)是通过将S2峰(表示为mg烃/g岩石)归一化成重量百分数TOC(独立确定的总有机碳)计算的，如下：HI＝(S2/TOC)*100其中HI被表示为mg烃/gTOC。
总有机碳(TOC)通过适合于地质学样品的熟知方法进行确定，即所存在的任何碳酸盐岩石通过酸处理接着是剩余物质燃烧而被去除，以产生并测量CO2形式的有机基碳。表13.帕尔加热测试后油页岩样品的TOC和生油岩评价仪结果
实施例1-5的API比重通过估计所收集的液体的室温比重(SG)进行估计，并且结果被报告在表14中。API比重通过应用下式从确定的比重中估计：API比重＝(141.5/SG)-131.5
每种液体样品的比重利用下列步骤进行估计。空的50μl HamiltonModel 1705气密性注射器在Mettler AE 163数字天平上称重以测定空注射器重量。该注射器然后通过将该注射器填充一定体积的液体而被加载。记录下注射器中液体的体积。然后称量加载的注射器。液体样品重量然后通过将加载的注射器测量重量减去测量的空注射器重量进行估计。比重然后通过将液体样品重量除以液体样品所占的注射器体积进行估计。表14.来自实施例1-5的液体样品的估计API比重
| 实施例 | 实施例1 | 实施例2 | 实施例3 | 实施例4 | 实施例5 |
| API比重 | 29.92 | 30.00 | 27.13 | 32.70 | 30.00 |
上述的方法对于在科罗拉多州的Piceance盆地中回收烃方面可具有价值。一些人已经评估出，在美国西部的一些油页岩沉积物中，每地表英亩可以回收高达1百万桶油。一项研究已经估计在Piceance盆地的油页岩地层中含苏打石部分内的油页岩资源在适当的位置具有四千亿桶页岩油。总的来说，仅仅在Piceance盆地可存在高达1万亿桶页岩油。
本发明的某些特征就一组数值上限和一组数值下限进行了描述。应当理解，除非另外指明，通过这些极限值的任何组合形成的范围在本发明的范围内。尽管按照美国实践，一些从属权利要求具有单一从属关系，但这些从属权利要求中任一项的每个特征可以与从属于相同的一个或多个独立权利要求的其它从属权利要求中一项或多项的每一个特征进行组合。
尽管显然的是对本文描述的发明进行了充分计算以实现上面提到的益处和优点，但是应当理解的是本发明易于进行修改、变化和改变，而不脱离其精神。
Claims (30)
1.原位从富含有机物岩层产生烃流体的方法，包括：
a)原位加热富含有机物岩层；
b)从所述富含有机物岩层生产采出液，所述采出液至少部分作为位于所述富含有机物岩层中的地层烃热解的结果产生，所述采出液包括烃流体；
c)将所述采出液分离成至少第一气流和第一液流，其中所述第一气流至少包含烃气，并且其中在温度和压力下进行所述分离；
d)监控所述第一气流以在所述第一气流在第一气体涡轮燃烧器中大量燃烧前确定所述第一气流的第一特性；
e)调节控制措施以改变所述第一气流的所述第一特性，使得所述第一气流的所述第一特性基本上保持恒定，并且其中所述控制措施影响c)中分离的温度或者压力；
f)使所述第一气流通过第一气体涡轮以形成第一气体涡轮废流，所述第一气体涡轮被配置以给第一发电机提供能量；和
g)响应所述气体涡轮废流在所述第一发电机中产生电。
2.权利要求1所述的方法，其中所述富含有机物岩层中的所述地层烃包括重烃。
3.权利要求1所述的方法，其中所述富含有机物岩层是油页岩地层。
4.权利要求3所述的方法，进一步包括：
f)将至少一部分从所述第一发电机产生的电通到位于所述富含有机物岩层中的电阻加热器，所述加热器提供至少一部分的原位富含有机物岩层加热。
5.权利要求3所述的方法，其中原位加热所述富含有机物岩层的步骤a)导致至少一部分的所述富含有机物岩层达到270℃或更高的温度。
6.权利要求3所述的方法，其中所述第一气流主要由摩尔基础上的C1和C2烃构成。
7.权利要求3所述的方法，其中所述第一气流具有大于20摩尔百分比的CO2含量。
8.权利要求3所述的方法，其中所述第一气流具有小于800BTU/SCF的低热值。
9.权利要求8所述的方法，其中所述第一气流具有大于150BTU/SCF的低热值。
10.权利要求3所述的方法，其中所述采出液含有可冷凝烃部分和非冷凝烃部分，并且所述非冷凝烃部分与所述可冷凝烃部分的比率为每桶液体大于700标准立方英尺气体。
11.权利要求3所述的方法，其中所述第一特性是H2与CO2摩尔比。
12.权利要求11所述的方法，其中所述H2与CO2摩尔比介于0.1到2.0之间。
13.权利要求3所述的方法，其中所述第一特性是乙烷与CO2摩尔比。
14.权利要求6所述的方法，其中所述第一气流是大于20摩尔百分比的甲烷。
15.权利要求3所述的方法，进一步包括：
f)将所述第一气体涡轮废流供应给蒸汽锅炉，所述第一气体涡轮废流因而给所述蒸汽锅炉提供热，
g)在所述蒸汽锅炉中产生蒸汽；和
h)将所述蒸汽供应给蒸汽涡轮，其中所述蒸汽涡轮被配置以给第二发电机提供能量。
16.权利要求15所述的方法，其中用于原位加热所述富含有机物岩层的80％以上的能量由在所述第一发电机和所述第二发电机中产生的电提供。
17.权利要求3所述的方法，其中所述第一特性是选自气体组成、温度、热值、比重、沃泊指数、改进的沃泊指数、露点、可燃性极限、火焰速度和它们的组合的一个或多个特性。
18.权利要求3所述的方法，其中分开所述采出液的步骤被调节以满足所述第一气流、所述第一液流或两者的规格。
19.权利要求18所述的方法，其中所述规格是针对所述第一气流，并且所述规格包括C2和高级烃、C3和高级烃、二氧化碳、氢气、乙烷、乙烯、丙烷的一种或多种的浓度。
20.权利要求18所述的方法，进一步包括：
f)将第二气流与所述第一气流混合以满足所述规格，所述第二气流包括来自非所述采出液来源的烃气。
21.权利要求1所述的方法，其中在30天期间，通过在日平均基础上变化15％以下，所述第一特性基本上保持恒定。
22.权利要求1所述的方法，其中在7天期间，通过在小时平均基础上变化15％以下，所述第一特性基本上保持恒定。
23.权利要求1所述的方法，其中在1天期间，通过在小时平均基础上变化15％以下，所述第一特性基本上保持恒定。
24.权利要求1所述的方法，其中在1小时期间，通过在五分钟平均基础上变化15％以下，所述第一特性基本上保持恒定。
25.权利要求1所述的方法，其中所述第一特性是沃泊指数。
26.权利要求1所述的方法，其中所述第一特性是火焰速度。
27.原位从富含有机物岩层产生烃流体的方法，包括：
a)原位加热富含有机物岩层；
b)从所述富含有机物岩层生产采出液，所述采出液至少部分作为位于所述富含有机物岩层中的地层烃热解的结果产生，所述采出液包括烃流体；
c)将所述采出液分离成至少第一气流和第一液流，其中所述第一气流至少包含烃气；
d)监控所述第一气流以在所述第一气流在第一气体涡轮燃烧器中大量燃烧前确定所述第一气流的第一特性；
e)调节控制措施以改变所述第一气流的所述第一特性，使得所述第一气流的所述第一特性基本上保持恒定，并且其中通过在生产所述采出液之后改变所述采出液的一个或者多个特性所述控制措施影响c)中的分离；
f)使所述第一气流通过第一气体涡轮以形成第一气体涡轮废流，所述第一气体涡轮被配置以给第一发电机提供能量；和
g)响应所述气体涡轮废流在所述第一发电机中产生电。
28.权利要求1所述的方法，其中分离所述采出液在地球表面的分离器中进行。
29.权利要求27所述的方法，其中分离所述采出液在地球表面的分离器中进行。
30.权利要求28所述的方法，其中在生产所述采出液之后改变所述采出液的一个或者多个特性包括改变所述采出液的压力或者温度。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US93194007P | 2007-05-25 | 2007-05-25 | |
| US60/931,940 | 2007-05-25 | ||
| PCT/US2008/006462 WO2008153697A1 (en) | 2007-05-25 | 2008-05-21 | A process for producing hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN101680293A CN101680293A (zh) | 2010-03-24 |
| CN101680293B true CN101680293B (zh) | 2014-06-18 |
Family
ID=38362806
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN200880017488.1A Expired - Fee Related CN101680293B (zh) | 2007-05-25 | 2008-05-21 | 结合原位加热、动力装置和天然气处理装置产生烃流体的方法 |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20080290719A1 (zh) |
| CN (1) | CN101680293B (zh) |
| AU (1) | AU2008262537B2 (zh) |
| BR (1) | BRPI0810590A2 (zh) |
| CA (1) | CA2686830C (zh) |
| IL (1) | IL201289A0 (zh) |
| JO (1) | JO2912B1 (zh) |
| WO (1) | WO2008153697A1 (zh) |
Families Citing this family (119)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NL1020603C2 (nl) * | 2002-05-15 | 2003-11-18 | Tno | Werkwijze voor het drogen van een product met behulp van een regeneratief adsorbens. |
| US7644993B2 (en) | 2006-04-21 | 2010-01-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
| AU2007313395B2 (en) | 2006-10-13 | 2013-11-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced shale oil production by in situ heating using hydraulically fractured producing wells |
| JO2982B1 (ar) | 2006-10-13 | 2016-03-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | المسافات المنتظمة المثلى بين الابار لاستخراج الزيت الصخري الموقعي |
| WO2008048453A2 (en) | 2006-10-13 | 2008-04-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Improved method of developing a subsurface freeze zone using formation fractures |
| CN101563524B (zh) | 2006-10-13 | 2013-02-27 | 埃克森美孚上游研究公司 | 原位加热开发油页岩与开发更深的烃源结合 |
| CN101636555A (zh) | 2007-03-22 | 2010-01-27 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位地层加热的电阻加热器 |
| WO2008115359A1 (en) | 2007-03-22 | 2008-09-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Granular electrical connections for in situ formation heating |
| BRPI0810761A2 (pt) | 2007-05-15 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Método para o aquecimento in situ de uma porção selecionada de uma formação rochosa rica em composto orgânico, e para produzir um fluído de hidrocarboneto, e, poço aquecedor. |
| CA2682687C (en) | 2007-05-15 | 2013-11-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burner wells for in situ conversion of organic-rich rock formations |
| US8146664B2 (en) | 2007-05-25 | 2012-04-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Utilization of low BTU gas generated during in situ heating of organic-rich rock |
| WO2008153697A1 (en) | 2007-05-25 | 2008-12-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | A process for producing hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant |
| US8082995B2 (en) | 2007-12-10 | 2011-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence |
| US8734545B2 (en) | 2008-03-28 | 2014-05-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| EP2268897B1 (en) | 2008-03-28 | 2020-11-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery system and method |
| BRPI0911530A2 (pt) | 2008-05-23 | 2016-07-05 | Exxonmobil Upstream Res Co | métodos para produzir fluidos de hidrocarbonetos de uma formação de rocha rica em orgânicos, e para utilizar gás produzido de um processo de conversão in situ em uma área de desenvolvimento de hidrocarboneto |
| BRPI0920139A2 (pt) | 2008-10-14 | 2015-12-22 | Exxonmobil Upstream Res Co | sistema de combustão, método de controle de combustão, e, sistema de combustor. |
| US8616279B2 (en) | 2009-02-23 | 2013-12-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Water treatment following shale oil production by in situ heating |
| WO2010129174A1 (en) | 2009-05-05 | 2010-11-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Converting organic matter from a subterranean formation into producible hydrocarbons by controlling production operations based on availability of one or more production resources |
| CA2764450C (en) | 2009-06-05 | 2018-02-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combustor systems and methods for using same |
| AU2010318595C1 (en) | 2009-11-12 | 2016-10-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| US8863839B2 (en) | 2009-12-17 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations |
| US8770288B2 (en) * | 2010-03-18 | 2014-07-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Deep steam injection systems and methods |
| SG10201505209UA (en) | 2010-07-02 | 2015-08-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission power generation systems and methods |
| US9732673B2 (en) | 2010-07-02 | 2017-08-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Stoichiometric combustion with exhaust gas recirculation and direct contact cooler |
| JP5906555B2 (ja) | 2010-07-02 | 2016-04-20 | エクソンモービル アップストリーム リサーチ カンパニー | 排ガス再循環方式によるリッチエアの化学量論的燃焼 |
| TWI593878B (zh) | 2010-07-02 | 2017-08-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 用於控制燃料燃燒之系統及方法 |
| MY164051A (en) | 2010-07-02 | 2017-11-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | Low emission triple-cycle power generation systems and methods |
| WO2012018458A1 (en) | 2010-08-06 | 2012-02-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for exhaust gas extraction |
| EP2601393B1 (en) | 2010-08-06 | 2020-01-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for optimizing stoichiometric combustion |
| CN103069104A (zh) | 2010-08-30 | 2013-04-24 | 埃克森美孚上游研究公司 | 原位热解的井筒机械完整性 |
| WO2012030426A1 (en) | 2010-08-30 | 2012-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Olefin reduction for in situ pyrolysis oil generation |
| US8978755B2 (en) * | 2010-09-14 | 2015-03-17 | Conocophillips Company | Gravity drainage startup using RF and solvent |
| US9033033B2 (en) | 2010-12-21 | 2015-05-19 | Chevron U.S.A. Inc. | Electrokinetic enhanced hydrocarbon recovery from oil shale |
| AU2011348120A1 (en) | 2010-12-22 | 2013-07-11 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ kerogen conversion and recovery |
| TWI564474B (zh) | 2011-03-22 | 2017-01-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 於渦輪系統中控制化學計量燃燒的整合系統和使用彼之產生動力的方法 |
| TWI563166B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Integrated generation systems and methods for generating power |
| TWI593872B (zh) | 2011-03-22 | 2017-08-01 | 艾克頌美孚上游研究公司 | 整合系統及產生動力之方法 |
| TWI563165B (en) | 2011-03-22 | 2016-12-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Power generation system and method for generating power |
| WO2013066772A1 (en) | 2011-11-04 | 2013-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis |
| US9810050B2 (en) | 2011-12-20 | 2017-11-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced coal-bed methane production |
| US9163179B2 (en) * | 2011-12-21 | 2015-10-20 | Res Usa, Llc | System and method for production of Fischer-Tropsch synthesis products and power |
| US8701788B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-04-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Preconditioning a subsurface shale formation by removing extractible organics |
| US8851177B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-10-07 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ kerogen conversion and oxidant regeneration |
| US9181467B2 (en) | 2011-12-22 | 2015-11-10 | Uchicago Argonne, Llc | Preparation and use of nano-catalysts for in-situ reaction with kerogen |
| US8342246B2 (en) | 2012-01-26 | 2013-01-01 | Expansion Energy, Llc | Fracturing systems and methods utilyzing metacritical phase natural gas |
| US9316098B2 (en) | 2012-01-26 | 2016-04-19 | Expansion Energy Llc | Non-hydraulic fracturing and cold foam proppant delivery systems, methods, and processes |
| CA2864863A1 (en) * | 2012-02-18 | 2013-08-22 | Genie Ip B.V. | Method and system for heating a bed of hydrocarbon-containing rocks |
| US9353682B2 (en) | 2012-04-12 | 2016-05-31 | General Electric Company | Methods, systems and apparatus relating to combustion turbine power plants with exhaust gas recirculation |
| US10273880B2 (en) | 2012-04-26 | 2019-04-30 | General Electric Company | System and method of recirculating exhaust gas for use in a plurality of flow paths in a gas turbine engine |
| US9784185B2 (en) | 2012-04-26 | 2017-10-10 | General Electric Company | System and method for cooling a gas turbine with an exhaust gas provided by the gas turbine |
| US8770284B2 (en) | 2012-05-04 | 2014-07-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material |
| US8992771B2 (en) | 2012-05-25 | 2015-03-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Isolating lubricating oils from subsurface shale formations |
| US20150260024A1 (en) * | 2012-10-15 | 2015-09-17 | Genie Ap B.V. | Method and apparatus for handling acid gases generated by pyrolysis of kerogen |
| US9599070B2 (en) | 2012-11-02 | 2017-03-21 | General Electric Company | System and method for oxidant compression in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US9869279B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-01-16 | General Electric Company | System and method for a multi-wall turbine combustor |
| US10215412B2 (en) | 2012-11-02 | 2019-02-26 | General Electric Company | System and method for load control with diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US9803865B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-10-31 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| US9574496B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-02-21 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| US9611756B2 (en) | 2012-11-02 | 2017-04-04 | General Electric Company | System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US10100741B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-10-16 | General Electric Company | System and method for diffusion combustion with oxidant-diluent mixing in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US10107495B2 (en) | 2012-11-02 | 2018-10-23 | General Electric Company | Gas turbine combustor control system for stoichiometric combustion in the presence of a diluent |
| US9708977B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-07-18 | General Electric Company | System and method for reheat in gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US9631815B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| US10208677B2 (en) | 2012-12-31 | 2019-02-19 | General Electric Company | Gas turbine load control system |
| US9581081B2 (en) | 2013-01-13 | 2017-02-28 | General Electric Company | System and method for protecting components in a gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US9512759B2 (en) | 2013-02-06 | 2016-12-06 | General Electric Company | System and method for catalyst heat utilization for gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US9938861B2 (en) | 2013-02-21 | 2018-04-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fuel combusting method |
| TW201502356A (zh) | 2013-02-21 | 2015-01-16 | Exxonmobil Upstream Res Co | 氣渦輪機排氣中氧之減少 |
| US10221762B2 (en) | 2013-02-28 | 2019-03-05 | General Electric Company | System and method for a turbine combustor |
| TW201500635A (zh) | 2013-03-08 | 2015-01-01 | Exxonmobil Upstream Res Co | 處理廢氣以供用於提高油回收 |
| US20140250945A1 (en) | 2013-03-08 | 2014-09-11 | Richard A. Huntington | Carbon Dioxide Recovery |
| EP2964735A1 (en) | 2013-03-08 | 2016-01-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and methane recovery from methane hydrates |
| US9618261B2 (en) | 2013-03-08 | 2017-04-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Power generation and LNG production |
| US9441473B2 (en) * | 2013-06-12 | 2016-09-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | On-site generation of a fracturing fluid stream and systems and methods utilizing the same |
| GB2515547A (en) * | 2013-06-27 | 2014-12-31 | Statoil Petroleum As | Increasing hydrocarbon production from reservoirs |
| TWI654368B (zh) | 2013-06-28 | 2019-03-21 | 美商艾克頌美孚上游研究公司 | 用於控制在廢氣再循環氣渦輪機系統中的廢氣流之系統、方法與媒體 |
| US9617914B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-11 | General Electric Company | Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation |
| US9631542B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-04-25 | General Electric Company | System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines |
| US9835089B2 (en) | 2013-06-28 | 2017-12-05 | General Electric Company | System and method for a fuel nozzle |
| US9903588B2 (en) | 2013-07-30 | 2018-02-27 | General Electric Company | System and method for barrier in passage of combustor of gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US9587510B2 (en) | 2013-07-30 | 2017-03-07 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine sensor |
| US9951658B2 (en) | 2013-07-31 | 2018-04-24 | General Electric Company | System and method for an oxidant heating system |
| US9328292B2 (en) | 2013-08-23 | 2016-05-03 | Uop Llc | Method and device for improving efficiency of sponge oil absorption |
| US20150083411A1 (en) * | 2013-09-24 | 2015-03-26 | Oborn Environmental Solutions, LLC | Automated systems and methods for production of gas from groundwater aquifers |
| CN103470224B (zh) * | 2013-10-06 | 2015-10-21 | 吉林大学 | 循环冻融原位破碎油页岩的装置及方法 |
| US9512699B2 (en) | 2013-10-22 | 2016-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process |
| US9394772B2 (en) | 2013-11-07 | 2016-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation |
| US10030588B2 (en) | 2013-12-04 | 2018-07-24 | General Electric Company | Gas turbine combustor diagnostic system and method |
| US9752458B2 (en) | 2013-12-04 | 2017-09-05 | General Electric Company | System and method for a gas turbine engine |
| US10227920B2 (en) | 2014-01-15 | 2019-03-12 | General Electric Company | Gas turbine oxidant separation system |
| US9863267B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-01-09 | General Electric Company | System and method of control for a gas turbine engine |
| US9915200B2 (en) | 2014-01-21 | 2018-03-13 | General Electric Company | System and method for controlling the combustion process in a gas turbine operating with exhaust gas recirculation |
| US10079564B2 (en) | 2014-01-27 | 2018-09-18 | General Electric Company | System and method for a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US10047633B2 (en) | 2014-05-16 | 2018-08-14 | General Electric Company | Bearing housing |
| US10655542B2 (en) | 2014-06-30 | 2020-05-19 | General Electric Company | Method and system for startup of gas turbine system drive trains with exhaust gas recirculation |
| US9885290B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-02-06 | General Electric Company | Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system |
| US10060359B2 (en) | 2014-06-30 | 2018-08-28 | General Electric Company | Method and system for combustion control for gas turbine system with exhaust gas recirculation |
| WO2016081104A1 (en) | 2014-11-21 | 2016-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of recovering hydrocarbons within a subsurface formation |
| US9869247B2 (en) | 2014-12-31 | 2018-01-16 | General Electric Company | Systems and methods of estimating a combustion equivalence ratio in a gas turbine with exhaust gas recirculation |
| US9819292B2 (en) | 2014-12-31 | 2017-11-14 | General Electric Company | Systems and methods to respond to grid overfrequency events for a stoichiometric exhaust recirculation gas turbine |
| US10788212B2 (en) | 2015-01-12 | 2020-09-29 | General Electric Company | System and method for an oxidant passageway in a gas turbine system with exhaust gas recirculation |
| US10316746B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-06-11 | General Electric Company | Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction |
| US10094566B2 (en) | 2015-02-04 | 2018-10-09 | General Electric Company | Systems and methods for high volumetric oxidant flow in gas turbine engine with exhaust gas recirculation |
| US10253690B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-04-09 | General Electric Company | Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction |
| US10267270B2 (en) | 2015-02-06 | 2019-04-23 | General Electric Company | Systems and methods for carbon black production with a gas turbine engine having exhaust gas recirculation |
| US10145269B2 (en) | 2015-03-04 | 2018-12-04 | General Electric Company | System and method for cooling discharge flow |
| US10480792B2 (en) | 2015-03-06 | 2019-11-19 | General Electric Company | Fuel staging in a gas turbine engine |
| US9334722B1 (en) * | 2015-11-18 | 2016-05-10 | Mubarak Shater M. Taher | Dynamic oil and natural gas grid production system |
| CN108756843B (zh) * | 2018-05-21 | 2020-07-14 | 西南石油大学 | 一种干热岩机器人爆炸水力复合压裂钻完井方法 |
| CN108487888B (zh) * | 2018-05-24 | 2023-04-07 | 吉林大学 | 用于提高油页岩原位开采油气采收率辅助加热装置及方法 |
| CN109322650B (zh) * | 2018-10-25 | 2021-06-04 | 安蔓页岩技术有限公司 | 一种裂解含有机质的地层以提高邻近含油储层的采收率的方法 |
| CN110776967B (zh) * | 2019-11-13 | 2021-03-02 | 新奥(舟山)液化天然气有限公司 | 一种液态天然气分离回收装置 |
| CN111022040B (zh) * | 2019-11-29 | 2022-07-12 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 一种页岩气储层岩心有机化合物体积的计算方法 |
| US11163091B2 (en) | 2020-01-23 | 2021-11-02 | Saudi Arabian Oil Company | In-situ hydrocarbon detection and monitoring |
| US11220893B2 (en) | 2020-01-23 | 2022-01-11 | Saudi Arabian Oil Company | Laser array for heavy hydrocarbon heating |
| CN111475959A (zh) * | 2020-04-14 | 2020-07-31 | 大唐环境产业集团股份有限公司 | 一种新型的脱硫用吸收塔外形确定方法 |
| CN113738336B (zh) * | 2021-07-30 | 2022-06-07 | 西安交通大学 | 一种富油煤地下热解热能循环利用系统 |
| CN114894928B (zh) * | 2022-04-29 | 2023-03-24 | 中国地质大学（武汉） | 利用岩石密闭孔获取原位油气成分及轻烃气损失量的方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1575375A (zh) * | 2001-10-24 | 2005-02-02 | 国际壳牌研究有限公司 | 煤的原地升级 |
| CN1920251A (zh) * | 2006-09-07 | 2007-02-28 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种原位催化氧化热化学法开采天然气水合物的方法及装置 |
Family Cites Families (436)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2732195A (en) * | 1956-01-24 | Ljungstrom | ||
| US363419A (en) | 1887-05-24 | Friedrich hermann poetscii | ||
| US895612A (en) | 1902-06-11 | 1908-08-11 | Delos R Baker | Apparatus for extracting the volatilizable contents of sedimentary strata. |
| US1342780A (en) | 1919-06-09 | 1920-06-08 | Dwight G Vedder | Method and apparatus for shutting water out of oil-wells |
| US1422204A (en) * | 1919-12-19 | 1922-07-11 | Wilson W Hoover | Method for working oil shales |
| US1872906A (en) | 1925-08-08 | 1932-08-23 | Henry L Doherty | Method of developing oil fields |
| US1666488A (en) * | 1927-02-05 | 1928-04-17 | Crawshaw Richard | Apparatus for extracting oil from shale |
| US1701884A (en) * | 1927-09-30 | 1929-02-12 | John E Hogle | Oil-well heater |
| US2033560A (en) | 1932-11-12 | 1936-03-10 | Technicraft Engineering Corp | Refrigerating packer |
| US2033561A (en) | 1932-11-12 | 1936-03-10 | Technicraft Engineering Corp | Method of packing wells |
| US2634961A (en) | 1946-01-07 | 1953-04-14 | Svensk Skifferolje Aktiebolage | Method of electrothermal production of shale oil |
| US2534737A (en) | 1947-06-14 | 1950-12-19 | Standard Oil Dev Co | Core analysis and apparatus therefor |
| US2584605A (en) | 1948-04-14 | 1952-02-05 | Edmund S Merriam | Thermal drive method for recovery of oil |
| US2777679A (en) | 1952-03-07 | 1957-01-15 | Svenska Skifferolje Ab | Recovering sub-surface bituminous deposits by creating a frozen barrier and heating in situ |
| US2780450A (en) | 1952-03-07 | 1957-02-05 | Svenska Skifferolje Ab | Method of recovering oil and gases from non-consolidated bituminous geological formations by a heating treatment in situ |
| US2795279A (en) | 1952-04-17 | 1957-06-11 | Electrotherm Res Corp | Method of underground electrolinking and electrocarbonization of mineral fuels |
| US2812160A (en) | 1953-06-30 | 1957-11-05 | Exxon Research Engineering Co | Recovery of uncontaminated cores |
| US2813583A (en) | 1954-12-06 | 1957-11-19 | Phillips Petroleum Co | Process for recovery of petroleum from sands and shale |
| US2923535A (en) | 1955-02-11 | 1960-02-02 | Svenska Skifferolje Ab | Situ recovery from carbonaceous deposits |
| US2887160A (en) * | 1955-08-01 | 1959-05-19 | California Research Corp | Apparatus for well stimulation by gas-air burners |
| US2847071A (en) * | 1955-09-20 | 1958-08-12 | California Research Corp | Methods of igniting a gas air-burner utilizing pelletized phosphorus |
| US2895555A (en) * | 1956-10-02 | 1959-07-21 | California Research Corp | Gas-air burner with check valve |
| US3127936A (en) * | 1957-07-26 | 1964-04-07 | Svenska Skifferolje Ab | Method of in situ heating of subsurface preferably fuel containing deposits |
| GB855408A (en) | 1958-03-05 | 1960-11-30 | Geoffrey Cotton | Improved methods of and apparatus for excavating wells, shafts, tunnels and similar excavations |
| US3004601A (en) | 1958-05-09 | 1961-10-17 | Albert G Bodine | Method and apparatus for augmenting oil recovery from wells by refrigeration |
| US3013609A (en) | 1958-06-11 | 1961-12-19 | Texaco Inc | Method for producing hydrocarbons in an in situ combustion operation |
| US2974937A (en) | 1958-11-03 | 1961-03-14 | Jersey Prod Res Co | Petroleum recovery from carbonaceous formations |
| US2944803A (en) | 1959-02-24 | 1960-07-12 | Dow Chemical Co | Treatment of subterranean formations containing water-soluble minerals |
| US2952450A (en) * | 1959-04-30 | 1960-09-13 | Phillips Petroleum Co | In situ exploitation of lignite using steam |
| US3095031A (en) * | 1959-12-09 | 1963-06-25 | Eurenius Malte Oscar | Burners for use in bore holes in the ground |
| US3137347A (en) | 1960-05-09 | 1964-06-16 | Phillips Petroleum Co | In situ electrolinking of oil shale |
| US3106244A (en) | 1960-06-20 | 1963-10-08 | Phillips Petroleum Co | Process for producing oil shale in situ by electrocarbonization |
| US3109482A (en) * | 1961-03-02 | 1963-11-05 | Pure Oil Co | Well-bore gas burner |
| US3170815A (en) | 1961-08-10 | 1965-02-23 | Dow Chemical Co | Removal of calcium sulfate deposits |
| US3183675A (en) | 1961-11-02 | 1965-05-18 | Conch Int Methane Ltd | Method of freezing an earth formation |
| US3436919A (en) | 1961-12-04 | 1969-04-08 | Continental Oil Co | Underground sealing |
| US3183971A (en) | 1962-01-12 | 1965-05-18 | Shell Oil Co | Prestressing a pipe string in a well cementing method |
| US3149672A (en) | 1962-05-04 | 1964-09-22 | Jersey Prod Res Co | Method and apparatus for electrical heating of oil-bearing formations |
| US3180411A (en) | 1962-05-18 | 1965-04-27 | Phillips Petroleum Co | Protection of well casing for in situ combustion |
| US3194315A (en) | 1962-06-26 | 1965-07-13 | Charles D Golson | Apparatus for isolating zones in wells |
| US3225829A (en) * | 1962-10-24 | 1965-12-28 | Chevron Res | Apparatus for burning a combustible mixture in a well |
| US3288648A (en) | 1963-02-04 | 1966-11-29 | Pan American Petroleum Corp | Process for producing electrical energy from geological liquid hydrocarbon formation |
| US3205942A (en) | 1963-02-07 | 1965-09-14 | Socony Mobil Oil Co Inc | Method for recovery of hydrocarbons by in situ heating of oil shale |
| US3256935A (en) | 1963-03-21 | 1966-06-21 | Socony Mobil Oil Co Inc | Method and system for petroleum recovery |
| US3241611A (en) * | 1963-04-10 | 1966-03-22 | Equity Oil Company | Recovery of petroleum products from oil shale |
| GB959945A (en) | 1963-04-18 | 1964-06-03 | Conch Int Methane Ltd | Constructing a frozen wall within the ground |
| US3263211A (en) | 1963-06-24 | 1966-07-26 | Jr William A Heidman | Automatic safety flasher signal for automobiles |
| US3241615A (en) * | 1963-06-27 | 1966-03-22 | Chevron Res | Downhole burner for wells |
| US3295328A (en) | 1963-12-05 | 1967-01-03 | Phillips Petroleum Co | Reservoir for storage of volatile liquids and method of forming the same |
| US3285335A (en) | 1963-12-11 | 1966-11-15 | Exxon Research Engineering Co | In situ pyrolysis of oil shale formations |
| US3254721A (en) * | 1963-12-20 | 1966-06-07 | Gulf Research Development Co | Down-hole fluid fuel burner |
| US3294167A (en) | 1964-04-13 | 1966-12-27 | Shell Oil Co | Thermal oil recovery |
| US3228869A (en) | 1964-05-19 | 1966-01-11 | Union Oil Co | Oil shale retorting with shale oil recycle |
| US3271962A (en) | 1964-07-16 | 1966-09-13 | Pittsburgh Plate Glass Co | Mining process |
| US3284281A (en) * | 1964-08-31 | 1966-11-08 | Phillips Petroleum Co | Production of oil from oil shale through fractures |
| US3376403A (en) * | 1964-11-12 | 1968-04-02 | Mini Petrolului | Bottom-hole electric heater |
| US3323840A (en) | 1965-02-01 | 1967-06-06 | Halliburton Co | Aeration blanket |
| US3358756A (en) | 1965-03-12 | 1967-12-19 | Shell Oil Co | Method for in situ recovery of solid or semi-solid petroleum deposits |
| US3372550A (en) | 1966-05-03 | 1968-03-12 | Carl E. Schroeder | Method of and apparatus for freezing water-bearing materials |
| GB1118944A (en) | 1966-05-27 | 1968-07-03 | Shell Int Research | Underwater wellhead installation |
| US3400762A (en) * | 1966-07-08 | 1968-09-10 | Phillips Petroleum Co | In situ thermal recovery of oil from an oil shale |
| US3382922A (en) | 1966-08-31 | 1968-05-14 | Phillips Petroleum Co | Production of oil shale by in situ pyrolysis |
| US3468376A (en) * | 1967-02-10 | 1969-09-23 | Mobil Oil Corp | Thermal conversion of oil shale into recoverable hydrocarbons |
| US3521709A (en) | 1967-04-03 | 1970-07-28 | Phillips Petroleum Co | Producing oil from oil shale by heating with hot gases |
| US3515213A (en) | 1967-04-19 | 1970-06-02 | Shell Oil Co | Shale oil recovery process using heated oil-miscible fluids |
| US3439744A (en) | 1967-06-23 | 1969-04-22 | Shell Oil Co | Selective formation plugging |
| US3528501A (en) | 1967-08-04 | 1970-09-15 | Phillips Petroleum Co | Recovery of oil from oil shale |
| US3494640A (en) | 1967-10-13 | 1970-02-10 | Kobe Inc | Friction-type joint with stress concentration relief |
| US3516495A (en) | 1967-11-29 | 1970-06-23 | Exxon Research Engineering Co | Recovery of shale oil |
| US3528252A (en) * | 1968-01-29 | 1970-09-15 | Charles P Gail | Arrangement for solidifications of earth formations |
| US3455392A (en) | 1968-02-28 | 1969-07-15 | Shell Oil Co | Thermoaugmentation of oil production from subterranean reservoirs |
| US3559737A (en) | 1968-05-06 | 1971-02-02 | James F Ralstin | Underground fluid storage in permeable formations |
| US3513914A (en) * | 1968-09-30 | 1970-05-26 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from an oil shale formation |
| US3502372A (en) | 1968-10-23 | 1970-03-24 | Shell Oil Co | Process of recovering oil and dawsonite from oil shale |
| US3500913A (en) | 1968-10-30 | 1970-03-17 | Shell Oil Co | Method of recovering liquefiable components from a subterranean earth formation |
| US3501201A (en) | 1968-10-30 | 1970-03-17 | Shell Oil Co | Method of producing shale oil from a subterranean oil shale formation |
| US3759329A (en) | 1969-05-09 | 1973-09-18 | Shuffman O | Cryo-thermal process for fracturing rock formations |
| US3592263A (en) | 1969-06-25 | 1971-07-13 | Acf Ind Inc | Low profile protective enclosure for wellhead apparatus |
| US3572838A (en) | 1969-07-07 | 1971-03-30 | Shell Oil Co | Recovery of aluminum compounds and oil from oil shale formations |
| US3599714A (en) | 1969-09-08 | 1971-08-17 | Roger L Messman | Method of recovering hydrocarbons by in situ combustion |
| US3547193A (en) | 1969-10-08 | 1970-12-15 | Electrothermic Co | Method and apparatus for recovery of minerals from sub-surface formations using electricity |
| US3642066A (en) | 1969-11-13 | 1972-02-15 | Electrothermic Co | Electrical method and apparatus for the recovery of oil |
| US3602310A (en) | 1970-01-15 | 1971-08-31 | Tenneco Oil Co | Method of increasing the permeability of a subterranean hydrocarbon bearing formation |
| US3661423A (en) | 1970-02-12 | 1972-05-09 | Occidental Petroleum Corp | In situ process for recovery of carbonaceous materials from subterranean deposits |
| US3613785A (en) | 1970-02-16 | 1971-10-19 | Shell Oil Co | Process for horizontally fracturing subsurface earth formations |
| US3724225A (en) * | 1970-02-25 | 1973-04-03 | Exxon Research Engineering Co | Separation of carbon dioxide from a natural gas stream |
| US3695354A (en) | 1970-03-30 | 1972-10-03 | Shell Oil Co | Halogenating extraction of oil from oil shale |
| US3620300A (en) | 1970-04-20 | 1971-11-16 | Electrothermic Co | Method and apparatus for electrically heating a subsurface formation |
| US3692111A (en) | 1970-07-14 | 1972-09-19 | Shell Oil Co | Stair-step thermal recovery of oil |
| US3759574A (en) | 1970-09-24 | 1973-09-18 | Shell Oil Co | Method of producing hydrocarbons from an oil shale formation |
| US3779601A (en) | 1970-09-24 | 1973-12-18 | Shell Oil Co | Method of producing hydrocarbons from an oil shale formation containing nahcolite |
| US3943722A (en) * | 1970-12-31 | 1976-03-16 | Union Carbide Canada Limited | Ground freezing method |
| US3724543A (en) | 1971-03-03 | 1973-04-03 | Gen Electric | Electro-thermal process for production of off shore oil through on shore walls |
| US3730270A (en) | 1971-03-23 | 1973-05-01 | Marathon Oil Co | Shale oil recovery from fractured oil shale |
| US3741306A (en) | 1971-04-28 | 1973-06-26 | Shell Oil Co | Method of producing hydrocarbons from oil shale formations |
| US3700280A (en) | 1971-04-28 | 1972-10-24 | Shell Oil Co | Method of producing oil from an oil shale formation containing nahcolite and dawsonite |
| US3729965A (en) * | 1971-04-29 | 1973-05-01 | K Gartner | Multiple part key for conventional locks |
| US4340934A (en) | 1971-09-07 | 1982-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method of generating subsurface characteristic models |
| US3739851A (en) | 1971-11-24 | 1973-06-19 | Shell Oil Co | Method of producing oil from an oil shale formation |
| US3759328A (en) | 1972-05-11 | 1973-09-18 | Shell Oil Co | Laterally expanding oil shale permeabilization |
| US3882937A (en) | 1973-09-04 | 1975-05-13 | Union Oil Co | Method and apparatus for refrigerating wells by gas expansion |
| US3882941A (en) | 1973-12-17 | 1975-05-13 | Cities Service Res & Dev Co | In situ production of bitumen from oil shale |
| US4037655A (en) | 1974-04-19 | 1977-07-26 | Electroflood Company | Method for secondary recovery of oil |
| US3880238A (en) | 1974-07-18 | 1975-04-29 | Shell Oil Co | Solvent/non-solvent pyrolysis of subterranean oil shale |
| US4014575A (en) * | 1974-07-26 | 1977-03-29 | Occidental Petroleum Corporation | System for fuel and products of oil shale retort |
| GB1454324A (en) | 1974-08-14 | 1976-11-03 | Iniex | Recovering combustible gases from underground deposits of coal or bituminous shale |
| US3888307A (en) | 1974-08-29 | 1975-06-10 | Shell Oil Co | Heating through fractures to expand a shale oil pyrolyzing cavern |
| US3948319A (en) | 1974-10-16 | 1976-04-06 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for producing fluid by varying current flow through subterranean source formation |
| US3958636A (en) | 1975-01-23 | 1976-05-25 | Atlantic Richfield Company | Production of bitumen from a tar sand formation |
| US4071278A (en) | 1975-01-27 | 1978-01-31 | Carpenter Neil L | Leaching methods and apparatus |
| CA994694A (en) | 1975-03-06 | 1976-08-10 | Charles B. Fisher | Induction heating of underground hydrocarbon deposits |
| US3924680A (en) | 1975-04-23 | 1975-12-09 | In Situ Technology Inc | Method of pyrolysis of coal in situ |
| US4008769A (en) * | 1975-04-30 | 1977-02-22 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery by microemulsion injection |
| US4003432A (en) | 1975-05-16 | 1977-01-18 | Texaco Development Corporation | Method of recovery of bitumen from tar sand formations |
| US3967853A (en) | 1975-06-05 | 1976-07-06 | Shell Oil Company | Producing shale oil from a cavity-surrounded central well |
| US3950029A (en) | 1975-06-12 | 1976-04-13 | Mobil Oil Corporation | In situ retorting of oil shale |
| GB1463444A (zh) | 1975-06-13 | 1977-02-02 | ||
| US4005750A (en) | 1975-07-01 | 1977-02-01 | The United States Of America As Represented By The United States Energy Research And Development Administration | Method for selectively orienting induced fractures in subterranean earth formations |
| US4069868A (en) * | 1975-07-14 | 1978-01-24 | In Situ Technology, Inc. | Methods of fluidized production of coal in situ |
| US4007786A (en) * | 1975-07-28 | 1977-02-15 | Texaco Inc. | Secondary recovery of oil by steam stimulation plus the production of electrical energy and mechanical power |
| BE832017A (fr) | 1975-07-31 | 1975-11-17 | Nouveau procede d'exploitation d'un gisement de houille ou de lignite par gazefication souterraine sous haute pression | |
| GB1478880A (en) | 1975-09-26 | 1977-07-06 | Moppes & Sons Ltd L Van | Reaming shells for drilling apparatus |
| US4057510A (en) | 1975-09-29 | 1977-11-08 | Texaco Inc. | Production of nitrogen rich gas mixtures |
| US3978920A (en) | 1975-10-24 | 1976-09-07 | Cities Service Company | In situ combustion process for multi-stratum reservoirs |
| US4047760A (en) | 1975-11-28 | 1977-09-13 | Occidental Oil Shale, Inc. | In situ recovery of shale oil |
| US3999607A (en) * | 1976-01-22 | 1976-12-28 | Exxon Research And Engineering Company | Recovery of hydrocarbons from coal |
| US4030549A (en) | 1976-01-26 | 1977-06-21 | Cities Service Company | Recovery of geothermal energy |
| US4008762A (en) * | 1976-02-26 | 1977-02-22 | Fisher Sidney T | Extraction of hydrocarbons in situ from underground hydrocarbon deposits |
| US4193451A (en) | 1976-06-17 | 1980-03-18 | The Badger Company, Inc. | Method for production of organic products from kerogen |
| US4487257A (en) | 1976-06-17 | 1984-12-11 | Raytheon Company | Apparatus and method for production of organic products from kerogen |
| US4067390A (en) | 1976-07-06 | 1978-01-10 | Technology Application Services Corporation | Apparatus and method for the recovery of fuel products from subterranean deposits of carbonaceous matter using a plasma arc |
| US4043393A (en) * | 1976-07-29 | 1977-08-23 | Fisher Sidney T | Extraction from underground coal deposits |
| US4065183A (en) | 1976-11-15 | 1977-12-27 | Trw Inc. | Recovery system for oil shale deposits |
| US4096034A (en) | 1976-12-16 | 1978-06-20 | Combustion Engineering, Inc. | Holddown structure for a nuclear reactor core |
| US4202168A (en) * | 1977-04-28 | 1980-05-13 | Gulf Research & Development Company | Method for the recovery of power from LHV gas |
| GB1559948A (en) | 1977-05-23 | 1980-01-30 | British Petroleum Co | Treatment of a viscous oil reservoir |
| NZ185520A (en) | 1977-06-17 | 1981-10-19 | N Carpenter | Gas pressure generation in oil bearing formation by electrolysis |
| US4169506A (en) * | 1977-07-15 | 1979-10-02 | Standard Oil Company (Indiana) | In situ retorting of oil shale and energy recovery |
| US4140180A (en) * | 1977-08-29 | 1979-02-20 | Iit Research Institute | Method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
| US4320801A (en) | 1977-09-30 | 1982-03-23 | Raytheon Company | In situ processing of organic ore bodies |
| US4125159A (en) | 1977-10-17 | 1978-11-14 | Vann Roy Randell | Method and apparatus for isolating and treating subsurface stratas |
| US4149595A (en) | 1977-12-27 | 1979-04-17 | Occidental Oil Shale, Inc. | In situ oil shale retort with variations in surface area corresponding to kerogen content of formation within retort site |
| US4167291A (en) | 1977-12-29 | 1979-09-11 | Occidental Oil Shale, Inc. | Method of forming an in situ oil shale retort with void volume as function of kerogen content of formation within retort site |
| US4148359A (en) | 1978-01-30 | 1979-04-10 | Shell Oil Company | Pressure-balanced oil recovery process for water productive oil shale |
| US4163475A (en) | 1978-04-21 | 1979-08-07 | Occidental Oil Shale, Inc. | Determining the locus of a processing zone in an in situ oil shale retort |
| US4160479A (en) * | 1978-04-24 | 1979-07-10 | Richardson Reginald D | Heavy oil recovery process |
| US4185693A (en) | 1978-06-07 | 1980-01-29 | Conoco, Inc. | Oil shale retorting from a high porosity cavern |
| US4186801A (en) * | 1978-12-18 | 1980-02-05 | Gulf Research And Development Company | In situ combustion process for the recovery of liquid carbonaceous fuels from subterranean formations |
| US4472935A (en) | 1978-08-03 | 1984-09-25 | Gulf Research & Development Company | Method and apparatus for the recovery of power from LHV gas |
| US4265310A (en) | 1978-10-03 | 1981-05-05 | Continental Oil Company | Fracture preheat oil recovery process |
| CA1102234A (en) | 1978-11-16 | 1981-06-02 | David A. Redford | Gaseous and solvent additives for steam injection for thermal recovery of bitumen from tar sands |
| US4362213A (en) | 1978-12-29 | 1982-12-07 | Hydrocarbon Research, Inc. | Method of in situ oil extraction using hot solvent vapor injection |
| US4358222A (en) * | 1979-01-16 | 1982-11-09 | Landau Richard E | Methods for forming supported cavities by surface cooling |
| US4239283A (en) | 1979-03-05 | 1980-12-16 | Occidental Oil Shale, Inc. | In situ oil shale retort with intermediate gas control |
| US4241952A (en) | 1979-06-06 | 1980-12-30 | Standard Oil Company (Indiana) | Surface and subsurface hydrocarbon recovery |
| CA1130201A (en) | 1979-07-10 | 1982-08-24 | Esso Resources Canada Limited | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
| US4372615A (en) | 1979-09-14 | 1983-02-08 | Occidental Oil Shale, Inc. | Method of rubbling oil shale |
| US4318723A (en) * | 1979-11-14 | 1982-03-09 | Koch Process Systems, Inc. | Cryogenic distillative separation of acid gases from methane |
| US4246966A (en) * | 1979-11-19 | 1981-01-27 | Stoddard Xerxes T | Production and wet oxidation of heavy crude oil for generation of power |
| US4272127A (en) | 1979-12-03 | 1981-06-09 | Occidental Oil Shale, Inc. | Subsidence control at boundaries of an in situ oil shale retort development region |
| US4250230A (en) * | 1979-12-10 | 1981-02-10 | In Situ Technology, Inc. | Generating electricity from coal in situ |
| USRE30738E (en) | 1980-02-06 | 1981-09-08 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
| US4319635A (en) | 1980-02-29 | 1982-03-16 | P. H. Jones Hydrogeology, Inc. | Method for enhanced oil recovery by geopressured waterflood |
| US4375302A (en) | 1980-03-03 | 1983-03-01 | Nicholas Kalmar | Process for the in situ recovery of both petroleum and inorganic mineral content of an oil shale deposit |
| US4324291A (en) | 1980-04-28 | 1982-04-13 | Texaco Inc. | Viscous oil recovery method |
| US4285401A (en) * | 1980-06-09 | 1981-08-25 | Kobe, Inc. | Electric and hydraulic powered thermal stimulation and recovery system and method for subterranean wells |
| EP0069740A1 (en) | 1980-10-15 | 1983-01-19 | SMITH, Andrew Lloyd | Hazardous materials control |
| US4353418A (en) | 1980-10-20 | 1982-10-12 | Standard Oil Company (Indiana) | In situ retorting of oil shale |
| US4344840A (en) | 1981-02-09 | 1982-08-17 | Hydrocarbon Research, Inc. | Hydrocracking and hydrotreating shale oil in multiple catalytic reactors |
| US4369842A (en) | 1981-02-09 | 1983-01-25 | Occidental Oil Shale, Inc. | Analyzing oil shale retort off-gas for carbon dioxide to determine the combustion zone temperature |
| US4397502A (en) | 1981-02-09 | 1983-08-09 | Occidental Oil Shale, Inc. | Two-pass method for developing a system of in situ oil shale retorts |
| US4368921A (en) | 1981-03-02 | 1983-01-18 | Occidental Oil Shale, Inc. | Non-subsidence method for developing an in situ oil shale retort |
| US4382469A (en) | 1981-03-10 | 1983-05-10 | Electro-Petroleum, Inc. | Method of in situ gasification |
| US4546829A (en) * | 1981-03-10 | 1985-10-15 | Mason & Hanger-Silas Mason Co., Inc. | Enhanced oil recovery process |
| US4384614A (en) | 1981-05-11 | 1983-05-24 | Justheim Pertroleum Company | Method of retorting oil shale by velocity flow of super-heated air |
| US4396211A (en) | 1981-06-10 | 1983-08-02 | Baker International Corporation | Insulating tubular conduit apparatus and method |
| US4401162A (en) | 1981-10-13 | 1983-08-30 | Synfuel (An Indiana Limited Partnership) | In situ oil shale process |
| US4417449A (en) * | 1982-01-15 | 1983-11-29 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for separating carbon dioxide and acid gases from a carbonaceous off-gas |
| US4476926A (en) | 1982-03-31 | 1984-10-16 | Iit Research Institute | Method and apparatus for mitigation of radio frequency electric field peaking in controlled heat processing of hydrocarbonaceous formations in situ |
| US4449585A (en) | 1982-01-29 | 1984-05-22 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ controlled heat processing of hydrocarbonaceous formations |
| US5055030A (en) | 1982-03-04 | 1991-10-08 | Phillips Petroleum Company | Method for the recovery of hydrocarbons |
| US4585063A (en) | 1982-04-16 | 1986-04-29 | Standard Oil Company (Indiana) | Oil shale retorting and retort water purification process |
| US4495056A (en) | 1982-04-16 | 1985-01-22 | Standard Oil Company (Indiana) | Oil shale retorting and retort water purification process |
| US4468376A (en) | 1982-05-03 | 1984-08-28 | Texaco Development Corporation | Disposal process for halogenated organic material |
| US4412585A (en) | 1982-05-03 | 1983-11-01 | Cities Service Company | Electrothermal process for recovering hydrocarbons |
| US4485869A (en) | 1982-10-22 | 1984-12-04 | Iit Research Institute | Recovery of liquid hydrocarbons from oil shale by electromagnetic heating in situ |
| US4537067A (en) | 1982-11-18 | 1985-08-27 | Wilson Industries, Inc. | Inertial borehole survey system |
| US4474238A (en) | 1982-11-30 | 1984-10-02 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for treatment of subsurface formations |
| US4483398A (en) | 1983-01-14 | 1984-11-20 | Exxon Production Research Co. | In-situ retorting of oil shale |
| US4640352A (en) | 1983-03-21 | 1987-02-03 | Shell Oil Company | In-situ steam drive oil recovery process |
| US4886118A (en) * | 1983-03-21 | 1989-12-12 | Shell Oil Company | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeability and subsequently produce oil |
| US4545435A (en) | 1983-04-29 | 1985-10-08 | Iit Research Institute | Conduction heating of hydrocarbonaceous formations |
| US4470459A (en) | 1983-05-09 | 1984-09-11 | Halliburton Company | Apparatus and method for controlled temperature heating of volumes of hydrocarbonaceous materials in earth formations |
| US4730671A (en) | 1983-06-30 | 1988-03-15 | Atlantic Richfield Company | Viscous oil recovery using high electrical conductive layers |
| GB2136034B (en) | 1983-09-08 | 1986-05-14 | Zakiewicz Bohdan M Dr | Recovering hydrocarbons from mineral oil deposits |
| US4511382A (en) * | 1983-09-15 | 1985-04-16 | Exxon Production Research Co. | Method of separating acid gases, particularly carbon dioxide, from methane by the addition of a light gas such as helium |
| US4533372A (en) * | 1983-12-23 | 1985-08-06 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for separating carbon dioxide and other acid gases from methane by the use of distillation and a controlled freezing zone |
| US4567945A (en) | 1983-12-27 | 1986-02-04 | Atlantic Richfield Co. | Electrode well method and apparatus |
| US4487260A (en) | 1984-03-01 | 1984-12-11 | Texaco Inc. | In situ production of hydrocarbons including shale oil |
| US4552214A (en) | 1984-03-22 | 1985-11-12 | Standard Oil Company (Indiana) | Pulsed in situ retorting in an array of oil shale retorts |
| US4637464A (en) | 1984-03-22 | 1987-01-20 | Amoco Corporation | In situ retorting of oil shale with pulsed water purge |
| US4532991A (en) | 1984-03-22 | 1985-08-06 | Standard Oil Company (Indiana) | Pulsed retorting with continuous shale oil upgrading |
| US5055180A (en) * | 1984-04-20 | 1991-10-08 | Electromagnetic Energy Corporation | Method and apparatus for recovering fractions from hydrocarbon materials, facilitating the removal and cleansing of hydrocarbon fluids, insulating storage vessels, and cleansing storage vessels and pipelines |
| FR2565273B1 (fr) * | 1984-06-01 | 1986-10-17 | Air Liquide | Procede et installation de congelation de sol |
| US4929341A (en) | 1984-07-24 | 1990-05-29 | Source Technology Earth Oils, Inc. | Process and system for recovering oil from oil bearing soil such as shale and tar sands and oil produced by such process |
| US4589491A (en) | 1984-08-24 | 1986-05-20 | Atlantic Richfield Company | Cold fluid enhancement of hydraulic fracture well linkage |
| US4602144A (en) | 1984-09-18 | 1986-07-22 | Pace Incorporated | Temperature controlled solder extractor electrically heated tip assembly |
| US4633948A (en) | 1984-10-25 | 1987-01-06 | Shell Oil Company | Steam drive from fractured horizontal wells |
| US4704514A (en) * | 1985-01-11 | 1987-11-03 | Egmond Cor F Van | Heating rate variant elongated electrical resistance heater |
| US4747642A (en) | 1985-02-14 | 1988-05-31 | Amoco Corporation | Control of subsidence during underground gasification of coal |
| US4626665A (en) * | 1985-06-24 | 1986-12-02 | Shell Oil Company | Metal oversheathed electrical resistance heater |
| US4589973A (en) * | 1985-07-15 | 1986-05-20 | Breckinridge Minerals, Inc. | Process for recovering oil from raw oil shale using added pulverized coal |
| US4634315A (en) | 1985-08-22 | 1987-01-06 | Terra Tek, Inc. | Forced refreezing method for the formation of high strength ice structures |
| US4671863A (en) | 1985-10-28 | 1987-06-09 | Tejeda Alvaro R | Reversible electrolytic system for softening and dealkalizing water |
| US4706751A (en) | 1986-01-31 | 1987-11-17 | S-Cal Research Corp. | Heavy oil recovery process |
| US4694907A (en) * | 1986-02-21 | 1987-09-22 | Carbotek, Inc. | Thermally-enhanced oil recovery method and apparatus |
| US4705108A (en) | 1986-05-27 | 1987-11-10 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method for in situ heating of hydrocarbonaceous formations |
| US4754808A (en) | 1986-06-20 | 1988-07-05 | Conoco Inc. | Methods for obtaining well-to-well flow communication |
| US4737267A (en) | 1986-11-12 | 1988-04-12 | Duo-Ex Coproration | Oil shale processing apparatus and method |
| CA1288043C (en) | 1986-12-15 | 1991-08-27 | Peter Van Meurs | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeabilityand subsequently produce oil |
| US4779680A (en) | 1987-05-13 | 1988-10-25 | Marathon Oil Company | Hydraulic fracturing process using a polymer gel |
| US4817711A (en) * | 1987-05-27 | 1989-04-04 | Jeambey Calhoun G | System for recovery of petroleum from petroleum impregnated media |
| US4776638A (en) * | 1987-07-13 | 1988-10-11 | University Of Kentucky Research Foundation | Method and apparatus for conversion of coal in situ |
| US5051811A (en) | 1987-08-31 | 1991-09-24 | Texas Instruments Incorporated | Solder or brazing barrier |
| US4828031A (en) | 1987-10-13 | 1989-05-09 | Chevron Research Company | In situ chemical stimulation of diatomite formations |
| JP2640352B2 (ja) | 1988-02-09 | 1997-08-13 | 東京磁気印刷株式会社 | 研磨材、研磨具及び研磨方法 |
| DE3810951A1 (de) * | 1988-03-31 | 1989-10-12 | Klein Schanzlin & Becker Ag | Verfahren und vorrichtung zur energiegewinnung aus oelquellen |
| US4815790A (en) | 1988-05-13 | 1989-03-28 | Natec, Ltd. | Nahcolite solution mining process |
| FR2632350B1 (fr) | 1988-06-03 | 1990-09-14 | Inst Francais Du Petrole | Procede de recuperation assistee d'hydrocarbures lourds a partir d'une formation souterraine par puits fores ayant une portion a zone sensiblement horizontale |
| US4923493A (en) * | 1988-08-19 | 1990-05-08 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus for cryogenic separation of carbon dioxide and other acid gases from methane |
| US4928765A (en) | 1988-09-27 | 1990-05-29 | Ramex Syn-Fuels International | Method and apparatus for shale gas recovery |
| US4974425A (en) | 1988-12-08 | 1990-12-04 | Concept Rkk, Limited | Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth |
| US4860544A (en) | 1988-12-08 | 1989-08-29 | Concept R.K.K. Limited | Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth |
| EP0387846A1 (en) | 1989-03-14 | 1990-09-19 | Uentech Corporation | Power sources for downhole electrical heating |
| US5050386A (en) | 1989-08-16 | 1991-09-24 | Rkk, Limited | Method and apparatus for containment of hazardous material migration in the earth |
| US4926941A (en) | 1989-10-10 | 1990-05-22 | Shell Oil Company | Method of producing tar sand deposits containing conductive layers |
| US5036918A (en) | 1989-12-06 | 1991-08-06 | Mobil Oil Corporation | Method for improving sustained solids-free production from heavy oil reservoirs |
| US5082055A (en) | 1990-01-24 | 1992-01-21 | Indugas, Inc. | Gas fired radiant tube heater |
| US5085276A (en) | 1990-08-29 | 1992-02-04 | Chevron Research And Technology Company | Production of oil from low permeability formations by sequential steam fracturing |
| US5217076A (en) * | 1990-12-04 | 1993-06-08 | Masek John A | Method and apparatus for improved recovery of oil from porous, subsurface deposits (targevcir oricess) |
| US5120338A (en) * | 1991-03-14 | 1992-06-09 | Exxon Production Research Company | Method for separating a multi-component feed stream using distillation and controlled freezing zone |
| IL101001A (en) * | 1992-01-29 | 1995-01-24 | Moshe Gewertz | Method for the exploitation of oil shales |
| US5420402A (en) | 1992-02-05 | 1995-05-30 | Iit Research Institute | Methods and apparatus to confine earth currents for recovery of subsurface volatiles and semi-volatiles |
| US5277062A (en) | 1992-06-11 | 1994-01-11 | Halliburton Company | Measuring in situ stress, induced fracture orientation, fracture distribution and spacial orientation of planar rock fabric features using computer tomography imagery of oriented core |
| US5255742A (en) * | 1992-06-12 | 1993-10-26 | Shell Oil Company | Heat injection process |
| US5392854A (en) | 1992-06-12 | 1995-02-28 | Shell Oil Company | Oil recovery process |
| US5297626A (en) | 1992-06-12 | 1994-03-29 | Shell Oil Company | Oil recovery process |
| US5236039A (en) | 1992-06-17 | 1993-08-17 | General Electric Company | Balanced-line RF electrode system for use in RF ground heating to recover oil from oil shale |
| US5275063A (en) | 1992-07-27 | 1994-01-04 | Exxon Production Research Company | Measurement of hydration behavior of geologic materials |
| US5305829A (en) | 1992-09-25 | 1994-04-26 | Chevron Research And Technology Company | Oil production from diatomite formations by fracture steamdrive |
| US5297420A (en) | 1993-05-19 | 1994-03-29 | Mobil Oil Corporation | Apparatus and method for measuring relative permeability and capillary pressure of porous rock |
| US5346307A (en) | 1993-06-03 | 1994-09-13 | Regents Of The University Of California | Using electrical resistance tomography to map subsurface temperatures |
| US5325918A (en) | 1993-08-02 | 1994-07-05 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Optimal joule heating of the subsurface |
| US5377756A (en) | 1993-10-28 | 1995-01-03 | Mobil Oil Corporation | Method for producing low permeability reservoirs using a single well |
| US5411089A (en) | 1993-12-20 | 1995-05-02 | Shell Oil Company | Heat injection process |
| US5416257A (en) | 1994-02-18 | 1995-05-16 | Westinghouse Electric Corporation | Open frozen barrier flow control and remediation of hazardous soil |
| US5539853A (en) | 1994-08-01 | 1996-07-23 | Noranda, Inc. | Downhole heating system with separate wiring cooling and heating chambers and gas flow therethrough |
| US5621844A (en) | 1995-03-01 | 1997-04-15 | Uentech Corporation | Electrical heating of mineral well deposits using downhole impedance transformation networks |
| US5635712A (en) | 1995-05-04 | 1997-06-03 | Halliburton Company | Method for monitoring the hydraulic fracturing of a subterranean formation |
| US5697218A (en) * | 1995-06-07 | 1997-12-16 | Shnell; James H. | System for geothermal production of electricity |
| US6170264B1 (en) | 1997-09-22 | 2001-01-09 | Clean Energy Systems, Inc. | Hydrocarbon combustion power generation system with CO2 sequestration |
| GB2318598B (en) | 1995-06-20 | 1999-11-24 | B J Services Company Usa | Insulated and/or concentric coiled tubing |
| US5730550A (en) | 1995-08-15 | 1998-03-24 | Board Of Trustees Operating Michigan State University | Method for placement of a permeable remediation zone in situ |
| US5724805A (en) | 1995-08-21 | 1998-03-10 | University Of Massachusetts-Lowell | Power plant with carbon dioxide capture and zero pollutant emissions |
| US6319395B1 (en) | 1995-10-31 | 2001-11-20 | Chattanooga Corporation | Process and apparatus for converting oil shale or tar sands to oil |
| US5620049A (en) | 1995-12-14 | 1997-04-15 | Atlantic Richfield Company | Method for increasing the production of petroleum from a subterranean formation penetrated by a wellbore |
| EA000249B1 (ru) * | 1995-12-27 | 1999-02-25 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Беспламенная камера сгорания |
| FR2744224B1 (fr) | 1996-01-26 | 1998-04-17 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour simuler le remplissage d'un bassin sedimentaire |
| US5838634A (en) | 1996-04-04 | 1998-11-17 | Exxon Production Research Company | Method of generating 3-D geologic models incorporating geologic and geophysical constraints |
| US6056057A (en) | 1996-10-15 | 2000-05-02 | Shell Oil Company | Heater well method and apparatus |
| US6079499A (en) | 1996-10-15 | 2000-06-27 | Shell Oil Company | Heater well method and apparatus |
| US5905657A (en) | 1996-12-19 | 1999-05-18 | Schlumberger Technology Corporation | Performing geoscience interpretation with simulated data |
| US5907662A (en) | 1997-01-30 | 1999-05-25 | Regents Of The University Of California | Electrode wells for powerline-frequency electrical heating of soils |
| US6434435B1 (en) | 1997-02-21 | 2002-08-13 | Baker Hughes Incorporated | Application of adaptive object-oriented optimization software to an automatic optimization oilfield hydrocarbon production management system |
| US6158517A (en) | 1997-05-07 | 2000-12-12 | Tarim Associates For Scientific Mineral And Oil Exploration | Artificial aquifers in hydrologic cells for primary and enhanced oil recoveries, for exploitation of heavy oil, tar sands and gas hydrates |
| US6023554A (en) * | 1997-05-20 | 2000-02-08 | Shell Oil Company | Electrical heater |
| US6112808A (en) | 1997-09-19 | 2000-09-05 | Isted; Robert Edward | Method and apparatus for subterranean thermal conditioning |
| TW366409B (en) * | 1997-07-01 | 1999-08-11 | Exxon Production Research Co | Process for liquefying a natural gas stream containing at least one freezable component |
| US5868202A (en) | 1997-09-22 | 1999-02-09 | Tarim Associates For Scientific Mineral And Oil Exploration Ag | Hydrologic cells for recovery of hydrocarbons or thermal energy from coal, oil-shale, tar-sands and oil-bearing formations |
| US5938800A (en) | 1997-11-13 | 1999-08-17 | Mcdermott Technology, Inc. | Compact multi-fuel steam reformer |
| US6055803A (en) | 1997-12-08 | 2000-05-02 | Combustion Engineering, Inc. | Gas turbine heat recovery steam generator and method of operation |
| US6540018B1 (en) | 1998-03-06 | 2003-04-01 | Shell Oil Company | Method and apparatus for heating a wellbore |
| US6247358B1 (en) | 1998-05-27 | 2001-06-19 | Petroleo Brasilleiro S.A. Petrobas | Method for the evaluation of shale reactivity |
| US6016867A (en) | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Upgrading and recovery of heavy crude oils and natural bitumens by in situ hydrovisbreaking |
| US6016868A (en) | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Production of synthetic crude oil from heavy hydrocarbons recovered by in situ hydrovisbreaking |
| US6609735B1 (en) | 1998-07-29 | 2003-08-26 | Grant Prideco, L.P. | Threaded and coupled connection for improved fatigue resistance |
| US6148602A (en) | 1998-08-12 | 2000-11-21 | Norther Research & Engineering Corporation | Solid-fueled power generation system with carbon dioxide sequestration and method therefor |
| US6609761B1 (en) | 1999-01-08 | 2003-08-26 | American Soda, Llp | Sodium carbonate and sodium bicarbonate production from nahcolitic oil shale |
| US6754588B2 (en) | 1999-01-29 | 2004-06-22 | Platte River Associates, Inc. | Method of predicting three-dimensional stratigraphy using inverse optimization techniques |
| US6246963B1 (en) | 1999-01-29 | 2001-06-12 | Timothy A. Cross | Method for predicting stratigraphy |
| US6148911A (en) | 1999-03-30 | 2000-11-21 | Atlantic Richfield Company | Method of treating subterranean gas hydrate formations |
| US6409226B1 (en) | 1999-05-05 | 2002-06-25 | Noetic Engineering Inc. | “Corrugated thick-walled pipe for use in wellbores” |
| GB2351350B (en) | 1999-06-23 | 2001-09-12 | Sofitech Nv | Cavity stability prediction method for wellbores |
| US6480790B1 (en) | 1999-10-29 | 2002-11-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for constructing three-dimensional geologic models having adjustable geologic interfaces |
| US6764108B2 (en) | 1999-12-03 | 2004-07-20 | Siderca S.A.I.C. | Assembly of hollow torque transmitting sucker rods |
| US6585784B1 (en) * | 1999-12-13 | 2003-07-01 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Method for utilizing gas reserves with low methane concentrations for fueling gas turbines |
| US6298652B1 (en) * | 1999-12-13 | 2001-10-09 | Exxon Mobil Chemical Patents Inc. | Method for utilizing gas reserves with low methane concentrations and high inert gas concentrations for fueling gas turbines |
| US6589303B1 (en) | 1999-12-23 | 2003-07-08 | Membrane Technology And Research, Inc. | Hydrogen production by process including membrane gas separation |
| AU2001251019A1 (en) | 2000-03-27 | 2001-10-08 | Peter J. Ortoleva | Method for simulation of enhanced fracture detection in sedimentary basins |
| US6632047B2 (en) | 2000-04-14 | 2003-10-14 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Heater element for use in an in situ thermal desorption soil remediation system |
| US6918444B2 (en) | 2000-04-19 | 2005-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock |
| US6547956B1 (en) | 2000-04-20 | 2003-04-15 | Abb Lummus Global Inc. | Hydrocracking of vacuum gas and other oils using a post-treatment reactive distillation system |
| US6715546B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ production of synthesis gas from a hydrocarbon containing formation through a heat source wellbore |
| US7096953B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-08-29 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a movable heating element |
| US6732795B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-05-11 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to pyrolyze a selected percentage of hydrocarbon material |
| US7011154B2 (en) * | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
| TR200001872A3 (tr) * | 2000-06-26 | 2002-01-21 | Fako Ilaclari A.S | 4-[5-(4-Metilfenil-3-(triflorometil)-1H-pirazol-1-il] benzensulfonamit' in yeni kristal biçimi "Biçim I" ve bu ürünün üretilmesine iliskin yöntem. |
| US6585046B2 (en) | 2000-08-28 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Live well heater cable |
| FR2815124A1 (fr) | 2000-09-30 | 2002-04-12 | Schlumberger Services Petrol | Procede de determination de la saturation en hydrocarbure d'une formation |
| US6659690B1 (en) | 2000-10-19 | 2003-12-09 | Abb Vetco Gray Inc. | Tapered stress joint configuration |
| US6668922B2 (en) | 2001-02-16 | 2003-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method of optimizing the design, stimulation and evaluation of matrix treatment in a reservoir |
| US6607036B2 (en) | 2001-03-01 | 2003-08-19 | Intevep, S.A. | Method for heating subterranean formation, particularly for heating reservoir fluids in near well bore zone |
| US20030079877A1 (en) * | 2001-04-24 | 2003-05-01 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a relatively impermeable formation in a reducing environment |
| US6966374B2 (en) | 2001-04-24 | 2005-11-22 | Shell Oil Company | In situ thermal recovery from a relatively permeable formation using gas to increase mobility |
| US7051811B2 (en) | 2001-04-24 | 2006-05-30 | Shell Oil Company | In situ thermal processing through an open wellbore in an oil shale formation |
| EA009350B1 (ru) * | 2001-04-24 | 2007-12-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ обработки углеводородсодержащих подземных песчаных пластов, пропитанных дегтем, и смешивающий агент |
| US7004985B2 (en) | 2001-09-05 | 2006-02-28 | Texaco, Inc. | Recycle of hydrogen from hydroprocessing purge gas |
| AU2002326926A1 (en) | 2001-09-17 | 2003-04-01 | Southwest Research Institute | Pretreatment processes for heavy oil and carbonaceous materials |
| GB0123409D0 (en) | 2001-09-28 | 2001-11-21 | Atkinson Stephen | Method for the recovery of hydrocarbons from hydrates |
| US20030070808A1 (en) | 2001-10-15 | 2003-04-17 | Conoco Inc. | Use of syngas for the upgrading of heavy crude at the wellhead |
| US7165615B2 (en) * | 2001-10-24 | 2007-01-23 | Shell Oil Company | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using conductor-in-conduit heat sources with an electrically conductive material in the overburden |
| US6969123B2 (en) * | 2001-10-24 | 2005-11-29 | Shell Oil Company | Upgrading and mining of coal |
| US7090013B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-08-15 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids |
| US7104319B2 (en) * | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
| KR100900892B1 (ko) | 2001-10-24 | 2009-06-03 | 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. | 토양의 전도 열처리 전에 결빙 배리어로 토양 고립 |
| US7077199B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-07-18 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil reservoir formation |
| GB2397349B (en) | 2001-11-09 | 2005-09-21 | Kawasaki Heavy Ind Ltd | Gas turbine system |
| US6832485B2 (en) * | 2001-11-26 | 2004-12-21 | Ormat Industries Ltd. | Method of and apparatus for producing power using a reformer and gas turbine unit |
| US6684948B1 (en) * | 2002-01-15 | 2004-02-03 | Marshall T. Savage | Apparatus and method for heating subterranean formations using fuel cells |
| US6740226B2 (en) | 2002-01-16 | 2004-05-25 | Saudi Arabian Oil Company | Process for increasing hydrogen partial pressure in hydroprocessing processes |
| US6659650B2 (en) | 2002-01-28 | 2003-12-09 | The Timken Company | Wheel bearing with improved cage |
| SE521571C2 (sv) | 2002-02-07 | 2003-11-11 | Greenfish Ab | Integrerat slutet recirkulerande system för rening av spillvatten i vattenbruk. |
| US20030178195A1 (en) | 2002-03-20 | 2003-09-25 | Agee Mark A. | Method and system for recovery and conversion of subsurface gas hydrates |
| FR2841152B1 (fr) | 2002-06-19 | 2005-02-11 | Air Liquide | Procede de traitement d'au moins un gaz de charge par adsorption a modulation de pression |
| US6896707B2 (en) | 2002-07-02 | 2005-05-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods of adjusting the Wobbe Index of a fuel and compositions thereof |
| US6709573B2 (en) * | 2002-07-12 | 2004-03-23 | Anthon L. Smith | Process for the recovery of hydrocarbon fractions from hydrocarbonaceous solids |
| US6820689B2 (en) * | 2002-07-18 | 2004-11-23 | Production Resources, Inc. | Method and apparatus for generating pollution free electrical energy from hydrocarbons |
| CA2503394C (en) | 2002-10-24 | 2011-06-14 | Shell Canada Limited | Temperature limited heaters for heating subsurface formations or wellbores |
| US20040200618A1 (en) | 2002-12-04 | 2004-10-14 | Piekenbrock Eugene J. | Method of sequestering carbon dioxide while producing natural gas |
| US7181380B2 (en) | 2002-12-20 | 2007-02-20 | Geomechanics International, Inc. | System and process for optimal selection of hydrocarbon well completion type and design |
| US7028543B2 (en) | 2003-01-21 | 2006-04-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method for monitoring performance of downhole equipment using fiber optic based sensors |
| US7048051B2 (en) | 2003-02-03 | 2006-05-23 | Gen Syn Fuels | Recovery of products from oil shale |
| US6796139B2 (en) | 2003-02-27 | 2004-09-28 | Layne Christensen Company | Method and apparatus for artificial ground freezing |
| WO2004097159A2 (en) | 2003-04-24 | 2004-11-11 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Thermal processes for subsurface formations |
| US7631691B2 (en) | 2003-06-24 | 2009-12-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of treating a subterranean formation to convert organic matter into producible hydrocarbons |
| US7331385B2 (en) | 2003-06-24 | 2008-02-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of treating a subterranean formation to convert organic matter into producible hydrocarbons |
| CA2542313C (en) | 2003-10-10 | 2012-12-04 | Ohio University | Electro-catalysts for the oxidation of ammonia in alkaline media |
| EA010677B1 (ru) | 2003-11-03 | 2008-10-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ извлечения углеводородов из непроницаемых нефтеносных сланцев |
| US6988549B1 (en) * | 2003-11-14 | 2006-01-24 | John A Babcock | SAGD-plus |
| US20060106119A1 (en) | 2004-01-12 | 2006-05-18 | Chang-Jie Guo | Novel integration for CO and H2 recovery in gas to liquid processes |
| US20050229491A1 (en) | 2004-02-03 | 2005-10-20 | Nu Element, Inc. | Systems and methods for generating hydrogen from hycrocarbon fuels |
| US7204308B2 (en) | 2004-03-04 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Borehole marking devices and methods |
| US7405243B2 (en) | 2004-03-08 | 2008-07-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydrogen recovery from hydrocarbon synthesis processes |
| US7207384B2 (en) | 2004-03-12 | 2007-04-24 | Stinger Wellhead Protection, Inc. | Wellhead and control stack pressure test plug tool |
| US7091460B2 (en) | 2004-03-15 | 2006-08-15 | Dwight Eric Kinzer | In situ processing of hydrocarbon-bearing formations with variable frequency automated capacitive radio frequency dielectric heating |
| CA2462359C (en) | 2004-03-24 | 2011-05-17 | Imperial Oil Resources Limited | Process for in situ recovery of bitumen and heavy oil |
| AU2005238942B2 (en) * | 2004-04-23 | 2008-09-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Reducing viscosity of oil for production from a hydrocarbon containing formation |
| US7103479B2 (en) | 2004-04-30 | 2006-09-05 | Ch2M Hill, Inc. | Method and system for evaluating water usage |
| US9540562B2 (en) | 2004-05-13 | 2017-01-10 | Baker Hughes Incorporated | Dual-function nano-sized particles |
| US7198107B2 (en) | 2004-05-14 | 2007-04-03 | James Q. Maguire | In-situ method of producing oil shale and gas (methane) hydrates, on-shore and off-shore |
| US20050252832A1 (en) | 2004-05-14 | 2005-11-17 | Doyle James A | Process and apparatus for converting oil shale or oil sand (tar sand) to oil |
| US20050252833A1 (en) | 2004-05-14 | 2005-11-17 | Doyle James A | Process and apparatus for converting oil shale or oil sand (tar sand) to oil |
| US7322415B2 (en) | 2004-07-29 | 2008-01-29 | Tyco Thermal Controls Llc | Subterranean electro-thermal heating system and method |
| US7424911B2 (en) | 2004-10-04 | 2008-09-16 | Hexion Specialty Chemicals, Inc. | Method of estimating fracture geometry, compositions and articles used for the same |
| US7941307B2 (en) | 2004-11-10 | 2011-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for calibrating a model of in-situ formation stress distribution |
| US7591879B2 (en) | 2005-01-21 | 2009-09-22 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Integration of rapid cycle pressure swing adsorption with refinery process units (hydroprocessing, hydrocracking, etc.) |
| US7678953B2 (en) | 2005-01-31 | 2010-03-16 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Olefin oligomerization |
| US7831134B2 (en) | 2005-04-22 | 2010-11-09 | Shell Oil Company | Grouped exposed metal heaters |
| WO2006116095A1 (en) | 2005-04-22 | 2006-11-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Low temperature barriers for use with in situ processes |
| WO2006116533A2 (en) | 2005-04-27 | 2006-11-02 | Hw Process Technologies, Inc. | Treating produced waters |
| US20070056726A1 (en) | 2005-09-14 | 2007-03-15 | Shurtleff James K | Apparatus, system, and method for in-situ extraction of oil from oil shale |
| CA2560223A1 (en) | 2005-09-20 | 2007-03-20 | Alphonsus Forgeron | Recovery of hydrocarbons using electrical stimulation |
| US7243618B2 (en) | 2005-10-13 | 2007-07-17 | Gurevich Arkadiy M | Steam generator with hybrid circulation |
| EP1941001A2 (en) | 2005-10-24 | 2008-07-09 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methods of producing alkylated hydrocarbons from a liquid produced from an in situ heat treatment |
| US7360600B2 (en) | 2005-12-21 | 2008-04-22 | Schlumberger Technology Corporation | Subsurface safety valves and methods of use |
| US7743826B2 (en) | 2006-01-20 | 2010-06-29 | American Shale Oil, Llc | In situ method and system for extraction of oil from shale |
| US7484561B2 (en) | 2006-02-21 | 2009-02-03 | Pyrophase, Inc. | Electro thermal in situ energy storage for intermittent energy sources to recover fuel from hydro carbonaceous earth formations |
| US7604054B2 (en) | 2006-02-27 | 2009-10-20 | Geosierra Llc | Enhanced hydrocarbon recovery by convective heating of oil sand formations |
| US7654320B2 (en) | 2006-04-07 | 2010-02-02 | Occidental Energy Ventures Corp. | System and method for processing a mixture of hydrocarbon and CO2 gas produced from a hydrocarbon reservoir |
| CA2649850A1 (en) | 2006-04-21 | 2007-11-01 | Osum Oil Sands Corp. | Method of drilling from a shaft for underground recovery of hydrocarbons |
| US7644993B2 (en) | 2006-04-21 | 2010-01-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
| AU2007240353B2 (en) | 2006-04-21 | 2011-06-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Heating of multiple layers in a hydrocarbon-containing formation |
| US7637984B2 (en) | 2006-09-29 | 2009-12-29 | Uop Llc | Integrated separation and purification process |
| JO2982B1 (ar) | 2006-10-13 | 2016-03-15 | Exxonmobil Upstream Res Co | المسافات المنتظمة المثلى بين الابار لاستخراج الزيت الصخري الموقعي |
| US20080207970A1 (en) | 2006-10-13 | 2008-08-28 | Meurer William P | Heating an organic-rich rock formation in situ to produce products with improved properties |
| AU2007313395B2 (en) | 2006-10-13 | 2013-11-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced shale oil production by in situ heating using hydraulically fractured producing wells |
| WO2008048453A2 (en) | 2006-10-13 | 2008-04-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Improved method of developing a subsurface freeze zone using formation fractures |
| WO2008048532A2 (en) | 2006-10-13 | 2008-04-24 | Exxonmobil Upstream Research Company\ | Testing apparatus for applying a stress to a test sample |
| CN101563524B (zh) | 2006-10-13 | 2013-02-27 | 埃克森美孚上游研究公司 | 原位加热开发油页岩与开发更深的烃源结合 |
| US7644769B2 (en) | 2006-10-16 | 2010-01-12 | Osum Oil Sands Corp. | Method of collecting hydrocarbons using a barrier tunnel |
| US20080127632A1 (en) | 2006-11-30 | 2008-06-05 | General Electric Company | Carbon dioxide capture systems and methods |
| US7472748B2 (en) | 2006-12-01 | 2009-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for estimating properties of a subterranean formation and/or a fracture therein |
| US7617869B2 (en) | 2007-02-05 | 2009-11-17 | Superior Graphite Co. | Methods for extracting oil from tar sand |
| WO2008115359A1 (en) | 2007-03-22 | 2008-09-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Granular electrical connections for in situ formation heating |
| CN101636555A (zh) | 2007-03-22 | 2010-01-27 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位地层加热的电阻加热器 |
| WO2008131173A1 (en) | 2007-04-20 | 2008-10-30 | Shell Oil Company | Heating systems for heating subsurface formations |
| CA2682687C (en) | 2007-05-15 | 2013-11-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burner wells for in situ conversion of organic-rich rock formations |
| BRPI0810761A2 (pt) | 2007-05-15 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Método para o aquecimento in situ de uma porção selecionada de uma formação rochosa rica em composto orgânico, e para produzir um fluído de hidrocarboneto, e, poço aquecedor. |
| US8146664B2 (en) | 2007-05-25 | 2012-04-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Utilization of low BTU gas generated during in situ heating of organic-rich rock |
| WO2008153697A1 (en) | 2007-05-25 | 2008-12-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | A process for producing hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant |
| US8397810B2 (en) | 2007-06-25 | 2013-03-19 | Turbo-Chem International, Inc. | Wireless tag tracer method |
| US7647966B2 (en) | 2007-08-01 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for drainage of heavy oil reservoir via horizontal wellbore |
| US8146669B2 (en) | 2007-10-19 | 2012-04-03 | Shell Oil Company | Multi-step heater deployment in a subsurface formation |
| CA2610463C (en) | 2007-11-09 | 2012-04-24 | Imperial Oil Resources Limited | Integration of an in-situ recovery operation with a mining operation |
| US7905288B2 (en) | 2007-11-27 | 2011-03-15 | Los Alamos National Security, Llc | Olefin metathesis for kerogen upgrading |
| US8082995B2 (en) | 2007-12-10 | 2011-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence |
| US7832483B2 (en) | 2008-01-23 | 2010-11-16 | New Era Petroleum, Llc. | Methods of recovering hydrocarbons from oil shale and sub-surface oil shale recovery arrangements for recovering hydrocarbons from oil shale |
| US8176982B2 (en) | 2008-02-06 | 2012-05-15 | Osum Oil Sands Corp. | Method of controlling a recovery and upgrading operation in a reservoir |
| US8734545B2 (en) | 2008-03-28 | 2014-05-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| EP2268897B1 (en) | 2008-03-28 | 2020-11-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery system and method |
| EP2307666A2 (en) | 2008-05-20 | 2011-04-13 | Oxane Materials, Inc. | Method of manufacture and the use of a functional proppant for determination of subterranean fracture geometries |
| BRPI0911530A2 (pt) | 2008-05-23 | 2016-07-05 | Exxonmobil Upstream Res Co | métodos para produzir fluidos de hidrocarbonetos de uma formação de rocha rica em orgânicos, e para utilizar gás produzido de um processo de conversão in situ em uma área de desenvolvimento de hidrocarboneto |
| US8006755B2 (en) | 2008-08-15 | 2011-08-30 | Sun Drilling Products Corporation | Proppants coated by piezoelectric or magnetostrictive materials, or by mixtures or combinations thereof, to enable their tracking in a downhole environment |
| DE102008044955A1 (de) | 2008-08-29 | 2010-03-04 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zur "in-situ"-Förderung von Bitumen oder Schwerstöl |
| WO2010047859A1 (en) | 2008-10-20 | 2010-04-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for modeling deformation in subsurface strata |
| US20100101793A1 (en) | 2008-10-29 | 2010-04-29 | Symington William A | Electrically Conductive Methods For Heating A Subsurface Formation To Convert Organic Matter Into Hydrocarbon Fluids |
| US8616279B2 (en) | 2009-02-23 | 2013-12-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Water treatment following shale oil production by in situ heating |
| SG173676A1 (en) | 2009-04-08 | 2011-09-29 | Cameron Int Corp | Compact surface wellhead system and method |
| WO2010129174A1 (en) | 2009-05-05 | 2010-11-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Converting organic matter from a subterranean formation into producible hydrocarbons by controlling production operations based on availability of one or more production resources |
| US8393395B2 (en) | 2009-06-03 | 2013-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Use of encapsulated chemical during fracturing |
| US8356935B2 (en) | 2009-10-09 | 2013-01-22 | Shell Oil Company | Methods for assessing a temperature in a subsurface formation |
| US8863839B2 (en) | 2009-12-17 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations |
| US8731889B2 (en) | 2010-03-05 | 2014-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Modeling hydraulic fracturing induced fracture networks as a dual porosity system |
| WO2011116148A2 (en) | 2010-03-16 | 2011-09-22 | Dana Todd C | Systems, apparatus and methods for extraction of hydrocarbons from organic materials |
| WO2011153339A1 (en) | 2010-06-02 | 2011-12-08 | William Marsh Rice University | Magnetic particles for determining reservoir parameters |
| US8441261B2 (en) | 2010-06-16 | 2013-05-14 | Schlumberger Technology Corporation | Determination of conductive formation orientation by making wellbore sonde error correction |
| CN103069104A (zh) | 2010-08-30 | 2013-04-24 | 埃克森美孚上游研究公司 | 原位热解的井筒机械完整性 |
| WO2012030426A1 (en) | 2010-08-30 | 2012-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Olefin reduction for in situ pyrolysis oil generation |
| WO2012177346A1 (en) | 2011-06-23 | 2012-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Electrically conductive methods for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations |
| WO2013062754A1 (en) | 2011-10-26 | 2013-05-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission heating of a hydrocarbon formation |
| WO2013066772A1 (en) | 2011-11-04 | 2013-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis |
| US8726986B2 (en) | 2012-04-19 | 2014-05-20 | Harris Corporation | Method of heating a hydrocarbon resource including lowering a settable frequency based upon impedance |
| WO2013165712A1 (en) | 2012-05-04 | 2013-11-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for containment and improved recovery in heated hydrocarbon containing formations by optimal placement of fractures and production wells |
| US8770284B2 (en) | 2012-05-04 | 2014-07-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material |
| AU2013267815A1 (en) | 2012-05-29 | 2014-12-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for hydrotreating a shale oil stream using hydrogen gas that is concentrated from the shale oil stream |
| WO2014028834A1 (en) | 2012-08-17 | 2014-02-20 | Schlumberger Canada Limited | Wide frequency range modeling of electromagnetic heating for heavy oil recovery |
-
2008
- 2008-05-21 WO PCT/US2008/006462 patent/WO2008153697A1/en active Application Filing
- 2008-05-21 CA CA2686830A patent/CA2686830C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-05-21 US US12/154,238 patent/US20080290719A1/en not_active Abandoned
- 2008-05-21 AU AU2008262537A patent/AU2008262537B2/en not_active Ceased
- 2008-05-21 CN CN200880017488.1A patent/CN101680293B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-05-21 BR BRPI0810590-1A2A patent/BRPI0810590A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-05-22 JO JO2008235A patent/JO2912B1/en active
-
2009
- 2009-10-01 IL IL201289A patent/IL201289A0/en unknown
-
2011
- 2011-08-08 US US13/204,934 patent/US8875789B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1575375A (zh) * | 2001-10-24 | 2005-02-02 | 国际壳牌研究有限公司 | 煤的原地升级 |
| CN1608167A (zh) * | 2001-10-24 | 2005-04-20 | 国际壳牌研究有限公司 | 利用自然分布型燃烧器对含烃岩层进行就地热处理的方法 |
| CN1920251A (zh) * | 2006-09-07 | 2007-02-28 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种原位催化氧化热化学法开采天然气水合物的方法及装置 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JO2912B1 (en) | 2015-09-15 |
| IL201289A0 (en) | 2010-05-31 |
| CN101680293A (zh) | 2010-03-24 |
| US20110290490A1 (en) | 2011-12-01 |
| AU2008262537A1 (en) | 2008-12-18 |
| CA2686830C (en) | 2015-09-08 |
| CA2686830A1 (en) | 2008-12-18 |
| BRPI0810590A2 (pt) | 2014-10-21 |
| AU2008262537B2 (en) | 2014-07-17 |
| WO2008153697A1 (en) | 2008-12-18 |
| US20080290719A1 (en) | 2008-11-27 |
| US8875789B2 (en) | 2014-11-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101680293B (zh) | 结合原位加热、动力装置和天然气处理装置产生烃流体的方法 | |
| CN101680284B (zh) | 用于原位转化富含有机物岩层的井下燃烧器井 | |
| CN101680285B (zh) | 用于原位转化富含有机物岩层的井下燃烧器 | |
| US8146664B2 (en) | Utilization of low BTU gas generated during in situ heating of organic-rich rock | |
| CN101641495B (zh) | 用于原位地层加热的颗粒电连接 | |
| CN101563524B (zh) | 原位加热开发油页岩与开发更深的烃源结合 | |
| CN101939504B (zh) | 优化未处理的油页岩几何形状以控制下沉 | |
| CN102037211B (zh) | 基本恒定组成气体生产的油田管理 | |
| CN101558216B (zh) | 使用水力压裂生产井、通过原位加热增强页岩油生产 | |
| CN101636555A (zh) | 用于原位地层加热的电阻加热器 | |
| CN101595273A (zh) | 用于原位页岩油开发的优化的井布置 | |
| CN101680294B (zh) | 在原位加热富含有机物岩石期间产生的低btu气体的应用 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20140618 Termination date: 20160521 |
|
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |