CN104508236B - 井下燃烧器 - Google Patents

井下燃烧器 Download PDF

Info

Publication number
CN104508236B
CN104508236B CN201380040068.6A CN201380040068A CN104508236B CN 104508236 B CN104508236 B CN 104508236B CN 201380040068 A CN201380040068 A CN 201380040068A CN 104508236 B CN104508236 B CN 104508236B
Authority
CN
China
Prior art keywords
crude oil
housing
combustor
housing parts
burner
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
Application number
CN201380040068.6A
Other languages
English (en)
Other versions
CN104508236A (zh
Inventor
D·蒂尔蒙特
T·卡斯托迪奥
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Norway Grumman Innovation Systems Inc.
Original Assignee
Alliant Techsystems Inc
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Alliant Techsystems Inc filed Critical Alliant Techsystems Inc
Publication of CN104508236A publication Critical patent/CN104508236A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN104508236B publication Critical patent/CN104508236B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • E21B36/02—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using burners
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK 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
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
    • E21B43/122—Gas lift
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK 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
    • E21B43/243—Combustion in situ
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK 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
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/263—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using explosives
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
    • F22B1/02—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
    • F22B1/18—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
    • F22B1/02—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
    • F22B1/18—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines
    • F22B1/1853—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines coming in direct contact with water in bulk or in sprays
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B27/00—Instantaneous or flash steam boilers
    • F22B27/02—Instantaneous or flash steam boilers built-up from fire tubes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B27/00—Instantaneous or flash steam boilers
    • F22B27/12—Instantaneous or flash steam boilers built-up from rotary heat-exchange elements, e.g. from tube assemblies
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23D—BURNERS
    • F23D14/00—Burners for combustion of a gas, e.g. of a gas stored under pressure as a liquid
    • F23D14/02—Premix gas burners, i.e. in which gaseous fuel is mixed with combustion air upstream of the combustion zone
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23D—BURNERS
    • F23D14/00—Burners for combustion of a gas, e.g. of a gas stored under pressure as a liquid
    • F23D14/46—Details, e.g. noise reduction means
    • F23D14/70—Baffles or like flow-disturbing devices
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23Q—IGNITION; EXTINGUISHING-DEVICES
    • F23Q7/00—Incandescent ignition; Igniters using electrically-produced heat, e.g. lighters for cigarettes; Electrically-heated glowing plugs
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23R—GENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/28—Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the fuel supply
    • F23R3/34—Feeding into different combustion zones
    • F23R3/343—Pilot flames, i.e. fuel nozzles or injectors using only a very small proportion of the total fuel to insure continuous combustion
    • 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
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T137/00—Fluid handling
    • Y10T137/0318—Processes
    • Y10T137/0324—With control of flow by a condition or characteristic of a fluid
    • Y10T137/0329—Mixing of plural fluids of diverse characteristics or conditions

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Heat-Exchange Devices With Radiators And Conduit Assemblies (AREA)
  • Gas Burners (AREA)
  • Combustion Of Fluid Fuel (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Spray-Type Burners (AREA)
  • Nozzles For Spraying Of Liquid Fuel (AREA)
  • Fuel-Injection Apparatus (AREA)

Abstract

提供了一种用于生产井的井下燃烧器系统(101)。该井下燃烧器包括：壳体(102)、燃烧器(500)和排出口(106)。该壳体被构造并且布置成定位在生产井下。该壳体还形成燃烧室(200)。燃烧器被接收在壳体内。燃烧器还被构造并且布置成在燃烧室中燃烧燃料。排出口被定位成将排出气体从燃烧室输送到从所述生产井生产出的原油流中。

Description

井下燃烧器
技术领域
本申请涉及井下燃烧器以及从油储层中抽取原油的方法。
背景技术
人工举升技术用于增大生产井中生产出的原油的流量。一种商业上可使用的人工举升类型是气举。就气举而言，压缩气体被注入到井中，以通过减小与生产的流体柱的重量有关的水头损失来增大所生产的流体的流量。特别地，注入的气体通过减小井中的流体的体积密度来减小作用在井底上的压力。这种减小的密度允许流体更加容易地流出井。然而，气举并不能在所有情况中都发挥作用。例如，针对高粘油(重油)储层气举不能很好地发挥作用。通常，热方法用于从储层中采出重油。在典型的热方法中，产生在地表处的蒸汽顺着驱动侧井被泵送至储层中。由于泵送到井中的蒸汽和井下流体之间进行换热，因此原油的粘度减小了允许原油从单独的生产井筒泵出的数量级。气举不能与热系统一起使用，原因在于相对低温的气体会对蒸汽和其中的重油之间的换热的有益效果造成负面影响从而增大原油的粘度，这消除了热系统的预期效果。
不适于使用气举的其它示例是在其中存在高水平的链烷烃或沥青质的生产井。与输送气举有关的压降改变了热力学状态并且使得注入气体的温度低于生产流体。冷气体与生产流体的混合物起作用以使得这些成分沉积在生产管的壁上。这些沉积物能够降低或者阻止原油的生产。
因为上文陈述的原因以及下文陈述的其它原因，本领域需要从储层中抽取原油的有效且高效的设备和方法，在阅读和理解本说明书时对于本领域中的技术人员而言所述其它原因将变得显而易见。
发明内容
当前系统存在的上述问题通过本发明的实施例得以解决并且通过阅读和研究以下说明书将得以理解。仅仅以示例而非限制的方式陈述以下总结内容。所述总结内容仅仅是为了辅助读者理解本发明的各方面中的一些。
在一个实施例中，提供了一种井下燃烧器系统。井下燃烧器包括壳体、燃烧器和排出口。壳体被构造并且布置成定位在生产井下。壳体还形成燃烧室。燃烧器被接收在壳体内。燃烧器被构造并且布置成在燃烧室中燃烧燃料。排出口被定位成将排出气体从燃烧室输送到从生产井生产出的原油流中。
在另一实施例中，提供了另一种用于生产井的井下燃烧器系统。所述井下燃烧器系统包括壳体、至少一个输送连接件、燃烧器和燃烧室排出口。壳体具有原油和排出气体混合室以及燃烧室。壳体具有至少一个原油输入口，所述原油输入口穿过壳体的外壳以允许来自生产井的原油进入到原油和排出气体混合室内。壳体还具有至少一个原油和排出气体输出口，所述原油和排出气体输出口穿过壳体的外壳并且与所述至少一个原油输入口间隔开一选择性距离。所述至少一个原油和排出气体输出口被构造并且布置成将原油和排出气体传送到壳体外。壳体还具有至少一个输送通道，所述至少一个输送通道在壳体的外壳内延伸。所述至少一个输送连接件联接到壳体。每个输送连接件均与至少一个相联的输送通道流体连通。燃烧器被构造并且布置成在燃烧室中燃烧燃料。燃烧器还被构造并且布置成接收在所述至少一个输送通道中传送的燃料和空气。燃烧室排出口被定位成将来自燃烧室的排出气体传送至所述原油和排出气体混合室。
在又一实施例中，提供了一种从油储层中抽取原油的方法。所述方法包括：将井下燃烧器定位在抵达油储层的生产井筒中；通过位于容纳燃烧器的壳体中的通道将燃料输送到燃烧器；启动燃烧室的点燃系统；在壳体中的燃烧室中燃烧燃料；以及将排出气体排放到井筒中。
附图说明
当基于详细描述和以下附图来考虑时，能够更容易地理解本发明并且本发明的其它优势和用途将变得更加明了，在附图中：
图1是包括本发明的一个实施例的井下燃烧器的热气举装置的侧视图；
图2是图1的热气举装置的侧视图；
图3是图1的热气举装置的俯视图；
图4A是热气举装置的沿着图2的线4A-4A的剖面侧视图；
图4B是热气举装置的沿着图3的线4B-4B的剖面侧视图；
图4C是热气举装置的沿着图3的线4C-4C的剖面侧视图；
图5A是热气举装置的沿着图2的线5A-5A的剖面俯视图；
图5B是热气举装置的沿着图2的线5B-5B的剖面俯视图；
图5C是热气举装置的沿着图2的线5C-5C的剖面俯视图；
图5D是热气举装置的沿着图2的线5D-5D的剖面俯视图；
图5E是热气举装置的沿着图2的线5E-5E的剖面俯视图；
图6A是图4B的热气举装置的局部放大剖视图；
图6B是图4B的热气举装置的另一局部放大剖视图；
图6C是图4C的热气举装置的局部放大剖视图；
图6D是图4C的热气举装置的另一局部放大剖视图；
图7是包括本发明的一个实施例的井下燃烧器的发电机的剖面侧视图；
图8是包括本发明的一个实施例的井下燃烧器的重整系统的剖面侧视图。
根据惯常做法，各种描述的特征不是按比例绘制的，而是绘制成强调与本发明有关的特定特征。在整个附图和文字部分中同样的附图标记指代相同的元件。
具体实施方式
在以下详细描述中参照了附图，所述附图形成描述的一部分，并且在附图中通过图示的方式示出了可以实施本发明的具体实施例。对这些实施例进行了足够详细的描述以使得本领域中的技术人员能够实践本发明，并且应当理解的是也可以利用其它实施例并且可以进行改变而不背离本发明的精神和范围。因此，以下详细描述不应理解为限制，本发明的范围仅仅由权利要求及其等同形式限定。
本发明的实施例提供了用于在生产井中使用的井下燃烧器系统。在一些实施例中，井下燃烧器系统是热气举装置100的一部分。燃烧式热气举装置的实施例提供了优于传统热方法的优势，所述传统热方法沿着驱动侧井(干井)向下引导蒸汽。例如，由于在本井下燃烧器系统中产生非常少量的水(即，仅仅是燃烧过程中的水蒸气的形式)，所以仅需要有限地清理水。此外，燃烧式热气举装置的实施例是相对可便携的，这些实施例允许在边远地区(诸如，离岸储层)便捷地使用。本井下燃烧器系统具有超出仅仅加热原油的多种其它应用，例如但不限于，如在下文简要讨论的气化、发电和重整。
参照图1，示出了具有井下燃烧器系统的热气举装置100的实施例。图1示出了定位在井筒中的套管122，所述井筒钻进通过地面202至含有原油206的油储层205。热气举装置100沿着井筒向下定位在套管122中。填料密封件124定位在热气举装置100的壳体102和套管122之间以形成密封。填料密封件阻止原油206在热气举装置100的壳体102的外侧周围上升。图1中的热气举装置100的壳体102示出为具有多个原油进入口104。来自油储层205的原油206进入到壳体102中的原油进入口104。然后在壳体102中加热原油206(如下文讨论的那样)，然后所述原油从壳体102中的原油和排出气体出口106出来。如图所示，壳体的原油和排出气体出口106(或者原油和气体出口106)被定位在填料密封件124上方。然后通过使用本领域中已知的传统泵送方法能够将位于填料密封件124上方的原油泵送出去。由于通过热气举装置100将会降低原油的粘度，因此即使对于高粘油(重油)生产而言传统泵送方法也将有效。在图1中还示出了第一输送进入连接件108和第二输送进入连接件110。第一输送进入连接件108被设计成将第一输送管道308联接至热气举装置100，第二输送进入连接件110被设计成将第二输送管道310联接至热气举装置100。在一个实施例中，第一输送管道和第二输送管道将选择性气体、流体等(例如但不限于空气和甲烷)输送至热气举装置100以用于燃烧。尽管仅仅示出了两个输送进入连接件108和输送进入连接件110，但是应当理解的是根据热气举装置100的功能需求能够使用更多或甚至更少的连接件。而且，在一个实施例中，连接件108或连接件110提供了电连接以向燃烧器500的点燃系统供电，如下文所述的那样。
图2示出了热气举装置100和填料密封件124的侧视图。壳体100包括：第一壳体部分102a，所述第一壳体部分包括原油进入口104以及原油和气体出口106；第二壳体部分102b和第三壳体部分102c。图3示出了套管122内的热气举装置100的俯视图。这个俯视图示出了第一输送输入连接件108和第二输送输入连接件110。参照图4A至图4C中的剖面侧视图，提供了热气举装置100的一个实施例的各部件。特别地，图4A是热气举装置的沿着图2的线4A-4A的剖视图，图4B是热气举装置的沿着图3的线4B-4B的剖视图，图4C是热气举装置的沿着图3的线4C-4C的剖视图。这个实施例的热气举装置100包括燃烧器系统101，所述燃烧器系统包括：燃烧器500，所述燃烧器被接收在第三壳体部分102c中；和燃烧室200，所述燃烧室形成在第二壳体部分102b中。热气举装置100还包括换热系统300和混合室207(原油和排出气体混合室)。燃烧器系统101的燃烧器500将经由第一进入连接件108和第二进入连接件110泵送到热气举装置100内的气体点燃。特别地，壳体102中的通道将气体输送到燃烧器500。例如，参照图6A中示出的热气举装置100的放大剖面图402，示出了第一输送输入连接件108的图示。如图所示，第一壳体部分102a包括与第一输送输入连接件108中的通道对准的通道302a，气体流动通过所述第一输送输入连接件的通道。通道302a位于壳体102的外壳103内并且延伸通过第一壳体部分102a的长度，如图4B所示。参照图6B所示的放大剖面图404，通道302a延伸至围绕第一壳体部分102a的第二端部径向延伸的通道302b。图6C的放大剖面图406还示出了通道302b至第二壳体部分102b中的通道302c之间的连接。通道302b在第二壳体部分102b中延伸到燃烧器500，如图6D的放大剖面图408所示。因此，已经提供了一种方法，所述方法提供了用于使流体(例如燃料和空气)抵达燃烧器500的通道。通道302a、通道302b和通道302c不仅提供了输送机构，而且其还提供了冷却护套(壳体102)的方法。即，在燃烧器500运转时，经过通道302a、通道302b和通道302c的相对低温的空气和燃料流有助于冷却壳体部分102a和壳体部分102b。
图6B中的放大剖面图404和图6C中的放大剖面图406示出了连接套筒420，所述连接套筒用于将第一壳体部分102a联接到第二壳体部分102b。如图所示，连接套筒420包括内螺纹422，所述内螺纹能够螺纹啮合位于第二壳体部分102b上的外螺纹130。第二壳体部分102b的外螺纹130位于第二壳体部分102b的第一端部132近侧。连接套筒420还包括位于套筒420的第一端部420a近侧的内保持座部分424，所述内保持座部分被构造成抵接从第一壳体部分102a的表面伸出的唇缘140，以将第一壳体部分102a联接到第二壳体部分102b。唇缘140在第一壳体部分的第二端部142近侧从第一壳体部分102a伸出。从第二壳体部分102b的第一端部132延伸的外螺纹130终止于第一连接环形件450处，所述第一连接环形件围绕第二壳体部分102b的外表面延伸。在连接套筒420将第一壳体部分102a联接到第二壳体部分102b时，第二壳体部分102b的第一连接环形件450抵接连接套筒420的第二端部420b。在一个实施例中，密封件(未示出)被定位在套筒420和第一壳体部分102a之间的连接部以及所述套筒和第二壳体部分102b之间的连接部之间以密封燃烧室200。
图6D中的放大剖面图408示出了第二壳体部分102b和第三壳体部分102c之间的连接。第三壳体部分102c能够被称作燃烧器罩102c。燃烧器罩102c包括内螺纹460，所述内螺纹从燃烧器罩102c的开口端部462延伸一选择性距离。燃烧器罩102c还包括闭合端部464。燃烧器罩102c的内螺纹460啮合位于第二壳体部分102b上的外螺纹150。外螺纹150从第二部分102b的第二端部152延伸到第二环形件154，所述第二环形件围绕第二部分102b的外表面延伸。如图所示，当罩102c螺纹啮合第二壳体部分102b时，罩102c的开口端部462周围的边缘接合第二环形件154。在一个实施例中，密封件(未示出)被定位在罩102c和第二壳体部分102b之间以针对外部元件密封燃烧器500。
图6D中的放大剖面图408还示出了燃烧器500的一个实施例。在2012年6月25日提交的题目为“实现井下燃烧器的设备和方法”的美国临时申请No.61/664015中描述了类似的燃烧器，所述美国临时申请全部内容并入本文以作为参考。燃烧器500包括燃料输送管道508，所述燃料输送管道联接到位于壳体102的第二部分102b中的与输送通道302c类似的输送通道。联接燃料输送管道508以将燃料输送到预混合燃料注入器506。空气输送管道512也联接到预混合燃料注入器。空气输送管道512通过在壳体102的第二部分102b中示出的输送通道(例如，输送通道302c)接收空气。在一个实施例中，将空气从输送通道302c输送到内室511中，所述内室形成在壳体102的第三壳体部分102c中。空气和燃料在预混合燃料注入器506中混合并且被输送到点燃腔502中。点燃腔502被设计成即使在相对高压环境中也确保稳定且可靠地点燃空气/燃料混合物(如在美国临时申请No.61/664,015中进一步描述的那样)。换言之，即使在深层油储层中热气举装置100的燃烧区域中的压力可达到2,000psi乃至更高同时热气举装置100自身承受30,000psi或更大的压力时也能够利用本发明设计的热气举装置100来实现燃烧。一个或更多个电热塞514用于在点火腔502中启动燃烧。燃烧器500还包括燃料注入板504，所述燃料注入板包括多个燃料注入口，所述多个燃料注入口与壳体102的第二部分102b中的燃料输送通道流体连通。在图6D中还示出了空气注入板516。空气注入板516包括多个通道，所述多个通道将空气传送到壳体102的燃烧室200中。特别地，空气注入板516中的多个通道与壳体102的第二部分102b中的空气输送通道流体连通。来自空气注入板516(其在一个实施例中为空气旋流板516)的空气和来自燃料注入板504的燃料在壳体102的燃烧室200中混合并且燃烧。通过来自点燃腔502的点燃的空气-燃料混合物首先将燃烧室200中的燃料和空气点燃。一旦点燃燃烧室200中的燃料和空气，则切断供应到电热塞514的电力。如上所述，在一个实施例中，连接件108或连接件110中的一个提供了针对通过壳体102的传导路径的连接，以供应电力到一个或更多个电热塞。
燃烧室200中的气体的化学能由于空气-燃料混合物的燃烧转换成热能，并且燃烧室200中的温度升高。通过第一壳体部分102a中的换热系统300使用来自热气体的热量，以加热来自油储层205并进入到壳体102的原油进入口104中的原油206。换热系统300包括换热管320。来自原油输入口104的进入原油206围绕其中的换热管320流动以接收来自换热管320的热量。换热管320中的一些具有排出通道321(或者燃烧室排出口321)，所述排出通道允许热气体从燃烧室200逃逸进入到经过第一壳体部分102a的原油206中并且从原油和气体出口106出来。在图5A的剖面俯视图中还能够进一步观察换热管320。特别地，图5A示出了热气举装置100的沿着图2的线5A-5A的俯视剖视图。如图所示，示出了位于壳体102的第一段102a的原油和排出气体混合室207中的换热管320的俯视图。换热管320中的一些包括排出通道321(或者排出口)，所述排出通道允许来自燃烧室200的排出气体行进进入到原油和排出气体混合室207中。图5A还示出了穿过第一壳体部分102a的原油和气体出口106以及将燃料和空气输送到燃烧器500的通道302a。如上所述，通道302a中的一个能够用作导体路径，以向一个或更多个电热塞514提供电力以用于初始点燃燃烧器500。图5B示出了沿着图2的线5B-5B的剖视俯视图。这个视图位于第一壳体段102a中的原油和气体出口106下方但是仍然位于换热管320上方。
图5C示出了沿着图2的线5C-5C的剖面俯视图。图5C示出了一些换热管320的中间部分。图5D示出了沿着图2的线5D-5D的剖面俯视图。图5D示出了穿过第一壳体段102a的原油进入口104。最后，图5E示出了沿着图2的线5E-5E的剖面俯视图。图5E示出了燃料注入板504的顶部、空气旋流板516和通过第二壳体部分102b的多个通道302c。如上所述，通道302c提供了用于燃料和空气进入到燃烧器500中的路径以及向燃烧器500的电热塞514提供电力的导体路径。
如上所述，井下燃烧器500可以具有多种不同应用。例如，参照图7，示出了发电机600。在这个实施例中，燃烧器500转接到轴流式透平膨胀机602中。这种构造方案加热原油并且加热的原油和排出气体的组合物使得具有旋转地安装的杆606的螺杆泵604转动，所述杆具有偏置的螺旋扫掠翅片608和翅片610。螺旋泵604的旋转用于产生直接的机械功。在一个实施例中所述机械功能够用于发电。当井筒很深并且在远处从外部供应的电力损失大时这个实施例有用。因此，在这种情况中井筒下发电源是有利的。在图8中示出了使用井下燃烧器500的另一个实施例。图8示出了重整系统700。与上述热举升系统类似的重整系统700用于借助热量加上利用催化剂的原油氢化反应的组合来提高原油流动性，所述利用催化剂的原油氢化反应产生副产品(例如，H2、H2O、CO和CO2)。在重整系统的实施例中，井下燃烧器500根据不同的反应温度和反应时间将支持大约200℃至800℃的反应温度。排出气体CO2将作为溶剂，从而降低重油粘度和密度。对于更高氢碳比的燃料(例如，甲烷)而言，添加蒸汽重整器部件，从而将化学成分改变为更轻的流性油以便于运输。更低氢碳比的燃料(例如，丙烷)能够与重油中的水发生反应以增加额外的H2用于反应过程。图8的重整器系统700包括高压燃烧器500，所述高压燃烧器燃烧通过壳体102传送的气体，如上所述。使排出气体通过重整器换热系统700，所述重整器换热系统加热进入壳体102中的原油入口104的原油。然后排出气体被注入到位于原油和排出气体混合室207内的原油中，并且重整的碳氢化合物从壳体的原油和气体出口106出来。因此，上述的井下燃烧器系统具有多种不同的应用。
尽管在本文中已经示出和描述了具体实施例，但是本领域中的普通技术人员将理解的是，预期要实现相同目的的任何布置方案均可以替代所示出的具体实施例。本申请旨在涵盖本发明的任何调整方案或变形方案。因此，显然本发明仅仅由权利要求及其等同形式来限制。

Claims (18)

1.一种井下燃烧器系统，所述井下燃烧器系统包括：
纵向延伸的壳体，所述壳体被构造并且布置成定位在生产井的井筒下，所述壳体包括：
第一壳体部分，所述第一壳体部分具有原油和气体混合室，所述第一壳体部分具有进入所述原油和气体混合室的至少一个入口以允许来自生产井的油储层的原油进入所述原油和气体混合室内，所述第一壳体部分还具有从所述原油和气体混合室出来的至少一个出口以允许排出气体和来自油储层的原油的混合物从所述原油和气体混合室出来，所述至少一个出口与所述至少一个入口间隔开一纵向距离；和
第二壳体部分，所述第二壳体部分具有燃烧室，所述第二壳体部分联接至所述第一壳体部分；
燃烧器，所述燃烧器被构造并且布置成在所述燃烧室中燃烧燃料；
多个换热管，所述多个换热管被接收在所述原油和气体混合室中，所述多个换热管被联接从而在所述原油和气体混合室内将燃烧室内产生的热量传递至原油；和
至少一个排出口，所述至少一个排出口被定位成将排出气体从所述燃烧室输送至所述原油和气体混合室内。
2.根据权利要求1所述的井下燃烧器系统，其中：
所述壳体具有多个输送通道；以及
至少一个输入输送连接件，所述至少一个输入输送连接件与所述多个输送通道中的至少一个流体连通，以将空气和燃料中的至少一种输送到所述燃烧器。
3.根据权利要求1所述的井下燃烧器系统，其中，所述壳体还包括：
具有第一端部和相对的第二端部的所述第一壳体部分；
联接到所述第一壳体部分的第二端部的所述第二壳体部分的第一端部；和
第三壳体部分，所述第三壳体部分联接到所述第二壳体部分的第二端部，所述第三壳体部分罩盖所述燃烧器。
4.根据权利要求3所述的井下燃烧器系统，所述井下燃烧器系统还包括：
套筒，所述套筒被构造并且布置成将所述第二壳体部分联接到所述第一壳体部分。
5.根据权利要求1所述的井下燃烧器系统，其中：
所述多个换热管形成换热系统的至少一部分，所述换热系统被接收在所述壳体内并且位于所述燃烧室近侧，所述换热系统被构造并且布置成将热量从所述燃烧室传递到来自生产井的原油。
6.根据权利要求5所述的井下燃烧器系统，其中，所述多个换热管中的至少一些与排出口连通，以用于使排出气体从所述燃烧室进入到所述原油和气体混合室内。
7.根据权利要求1所述的井下燃烧器系统，所述井下燃烧器系统还包括：
热气举系统、发电系统和原油重整系统中的至少一种。
8.根据权利要求2所述的井下燃烧器系统，其中，所述壳体中的输送通道被构造并且布置成冷却所述壳体。
9.一种用于生产井的井下燃烧器系统，所述井下燃烧器系统包括：
壳体，所述壳体具有原油和排出气体混合室以及具有燃烧室，所述壳体具有至少一个原油输入口，所述原油输入口穿过所述壳体的外壳以允许来自生产井的原油进入到所述原油和排出气体混合室内，所述壳体还具有至少一个原油和排出气体输出口，所述原油和排出气体输出口在与所述至少一个原油输入口纵向间隔开的位置处穿过所述壳体的外壳，所述至少一个原油和排出气体输出口被构造并且布置成将原油和排出气体传送至所述壳体外，所述壳体在壳体的外壳内还具有至少一个输送通道；
至少一个输送连接件，所述至少一个输送连接件联接到所述壳体，每个输送连接件均与至少一个相联的输送通道流体连通；
燃烧器，所述燃烧器被构造并且布置成在所述燃烧室内燃烧燃料，所述燃烧器被构造并且布置成接收在所述至少一个输送通道中传送的燃料和空气；
多个换热管，所述多个换热管被接收在所述原油和排出气体混合室内，每个换热管被联接以将在所述燃烧室内产生的热量传递至所述原油和排出气体混合室内的原油；和
排出口，所述排出口被定位成将排出气体从所述燃烧室传送至所述原油和排出气体混合室。
10.根据权利要求9所述的井下燃烧器系统，其中，所述壳体还包括：
第一壳体部分，所述第一壳体部分具有第一端部和相对的第二端部，所述第一壳体部分形成所述原油和排出气体混合室；
第二壳体部分，所述第二壳体部分的第一端部联接到所述第一壳体部分的第二端部，所述第二壳体部分包括所述燃烧室；和
第三壳体部分，所述第三壳体部分联接到所述第二壳体部分的第二端部并且包含燃烧器。
11.根据权利要求9所述的井下燃烧器系统，其中，所述多个换热管形成换热系统的至少一部分，所述换热系统被接收在所述壳体内并且位于所述燃烧室近侧，所述换热系统被构造并且布置成将在所述燃烧室中产生的热量传递到所述原油和排出气体混合室中的原油。
12.根据权利要求9所述的井下燃烧器系统，其中，所述多个换热管中的至少一些设置有贯穿排出通道的通道，以用于使排出气体从所述燃烧室进入到所述原油和排出气体混合室内。
13.根据权利要求9所述的井下燃烧器系统，所述井下燃烧器系统还包括：
热气举系统、发电系统和原油重整系统中的至少一种。
14.一种从油储层中抽取原油的方法，所述方法包括：
将井下燃烧器定位在与油储层连通的生产井筒中；
利用填料密封件而在作为井筒内衬的套管结构和壳体的外部之间密封井筒，所述壳体容纳燃烧器系统的原油和气体混合室、燃烧器、燃烧室；
通过位于壳体中的通道将燃料输送到燃烧器；
启动所述燃烧器的点燃系统，以在所述燃烧室内燃烧燃料；
利用定位在所述原油和气体混合室内的多个换热管加热从填料密封件下方的油储层进入壳体中的原油，所述多个换热管与燃烧室热接触；
在所述原油和气体混合室内将原油和来自燃烧室中燃料燃烧的排出气体混合；和
将混合有原油的排出气体从壳体排放到井筒内。
15.根据权利要求14所述的方法，所述方法还包括：
使排出气体经过换热管中的至少一个并且进入位于所述原油和气体混合室内的原油中。
16.根据权利要求14所述的方法，所述方法还包括：
通过使燃料输送经过壳体中的通道来冷却所述壳体。
17.根据权利要求14所述的方法，所述方法还包括：
利用来自所述燃烧室的排出气体在燃烧器中至少部分地重整原油。
18.根据权利要求14所述的方法，所述方法还包括：
利用来自所述燃烧室的排出气体产生机械功。
CN201380040068.6A 2012-06-25 2013-06-24 井下燃烧器 Expired - Fee Related CN104508236B (zh)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261664015P 2012-06-25 2012-06-25
US61/664,015 2012-06-25
US13/745,196 US9228738B2 (en) 2012-06-25 2013-01-18 Downhole combustor
US13/745,196 2013-01-18
PCT/US2013/047268 WO2014004353A1 (en) 2012-06-25 2013-06-24 Downhole combustor

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN104508236A CN104508236A (zh) 2015-04-08
CN104508236B true CN104508236B (zh) 2017-04-26

Family

ID=49773323

Family Applications (4)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201380039188.4A Expired - Fee Related CN104903672B (zh) 2012-06-25 2013-06-24 高效直接接触式热交换器
CN201380039182.7A Expired - Fee Related CN104520528B (zh) 2012-06-25 2013-06-24 具有热表面点火的高压燃烧装置
CN201380040068.6A Expired - Fee Related CN104508236B (zh) 2012-06-25 2013-06-24 井下燃烧器
CN201380038763.9A Expired - Fee Related CN104704194B (zh) 2012-06-25 2013-06-24 压裂设备

Family Applications Before (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201380039188.4A Expired - Fee Related CN104903672B (zh) 2012-06-25 2013-06-24 高效直接接触式热交换器
CN201380039182.7A Expired - Fee Related CN104520528B (zh) 2012-06-25 2013-06-24 具有热表面点火的高压燃烧装置

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201380038763.9A Expired - Fee Related CN104704194B (zh) 2012-06-25 2013-06-24 压裂设备

Country Status (9)

Country Link
US (4) US9228738B2 (zh)
EP (3) EP2864584A1 (zh)
CN (4) CN104903672B (zh)
BR (2) BR112014032350A8 (zh)
CA (3) CA2877866A1 (zh)
MX (2) MX353775B (zh)
RU (3) RU2604357C2 (zh)
SA (2) SA113340668B1 (zh)
WO (4) WO2014004352A2 (zh)

Families Citing this family (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BR112012022826A2 (pt) * 2010-03-08 2018-05-15 Worldenergy Systems Incorporated gerador de vapor de fundo de poço e método de utilização
US9228738B2 (en) 2012-06-25 2016-01-05 Orbital Atk, Inc. Downhole combustor
US9291041B2 (en) * 2013-02-06 2016-03-22 Orbital Atk, Inc. Downhole injector insert apparatus
US9988889B2 (en) * 2013-11-08 2018-06-05 Rock Hill Propulsion, Inc. Pneumatic system and process for fracturing rock in geological formations
EP3018408B1 (en) * 2014-11-05 2017-06-07 WORGAS BRUCIATORI S.r.l. Burner
CN104929605B (zh) * 2015-06-26 2017-06-09 重庆地质矿产研究院 一种井下水力脉冲分段压裂增渗装置及方法
CN106918053B (zh) * 2015-12-24 2022-12-02 中国石油天然气股份有限公司 油田开采用点火装置及油田开采方法
CN105698559B (zh) * 2016-03-31 2017-10-13 中国五冶集团有限公司 一种用于车间内增设热水点位的汽水混合器
US10641481B2 (en) * 2016-05-03 2020-05-05 Energy Analyst Llc Systems and methods for generating superheated steam with variable flue gas for enhanced oil recovery
US20180038592A1 (en) * 2016-08-04 2018-02-08 Hayward Industries, Inc. Gas Switching Device And Associated Methods
US9967203B2 (en) * 2016-08-08 2018-05-08 Satori Worldwide, Llc Access control for message channels in a messaging system
CN106401553A (zh) * 2016-11-21 2017-02-15 胡少斌 二氧化碳‑聚能剂爆燃冲压相变射流装置及其方法
CN106907135B (zh) * 2017-04-21 2019-07-09 太原理工大学 一种煤层气井下燃料电池加热设备
US11519334B2 (en) * 2017-07-31 2022-12-06 General Electric Company Torch igniter for a combustor
US10981108B2 (en) 2017-09-15 2021-04-20 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Moisture separation systems for downhole drilling systems
CN108442914B (zh) * 2018-05-29 2023-04-25 吉林大学 一种用于油页岩原位裂解的系统及方法
CN109025937B (zh) * 2018-06-22 2020-09-08 中国矿业大学 水力割缝与多级燃烧冲击波联合致裂煤体瓦斯抽采方法
US10580554B1 (en) * 2018-06-25 2020-03-03 Raymond Innovations, Llc Apparatus to provide a soft-start function to a high torque electric device
CA3107466A1 (en) 2018-07-25 2020-01-30 Hayward Industries, Inc. Compact universal gas pool heater and associated methods
US11394198B2 (en) 2019-02-26 2022-07-19 Raymond Innovations, Llc Soft starter for high-current electric devices
CN110486708B (zh) * 2019-04-26 2023-10-20 北京华曦油服石油技术有限公司 一种提高注汽锅炉蒸汽干度的干度提升器及方法
CN110185425B (zh) * 2019-05-31 2022-02-01 苏州大学 一种页岩气的开采方法及系统
WO2021026638A1 (en) * 2019-08-09 2021-02-18 General Energy Recovery Inc. Steam generator tool
WO2022132523A1 (en) * 2020-12-15 2022-06-23 Twin Disc, Inc. Fracturing of a wet well utilizing an air/fuel mixture and multiple plate orifice assembly
CN114033350B (zh) * 2021-11-17 2023-03-24 中国矿业大学 一种甲烷原位燃爆压裂循环式天然气强化抽采系统及方法
CN115522905B (zh) * 2022-11-24 2023-04-07 中国石油大学(华东) 一种页岩气储层甲烷燃爆压裂装置及其控制方法
CN117514120B (zh) * 2024-01-05 2024-04-19 陇东学院 一种直井甲烷原位燃爆压裂装置及方法

Family Cites Families (107)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB145209A (en) 1919-05-01 1920-07-02 Henry Charles Dickson Improvements in or relating to internal-combustion engines
US1663228A (en) * 1925-02-16 1928-03-20 John A Zublin Sectional barrel for oil-well pumps
FR823481A (fr) 1937-06-23 1938-01-20 Moteur à combustion interne double effet avec bielles extérieures au cylindre
US2707029A (en) 1950-07-28 1955-04-26 Carroll H Van Hartesveldt Apparatus for obtaining liquids from deep wells
US2803305A (en) 1953-05-14 1957-08-20 Pan American Petroleum Corp Oil recovery by underground combustion
US3284137A (en) 1963-12-05 1966-11-08 Int Minerals & Chem Corp Solution mining using subsurface burner
US3223539A (en) 1964-11-03 1965-12-14 Chevron Res Combustion chamber liner for well gas and air burner
US3456721A (en) 1967-12-19 1969-07-22 Phillips Petroleum Co Downhole-burner apparatus
US3482630A (en) 1967-12-26 1969-12-09 Marathon Oil Co In situ steam generation and combustion recovery
US3522995A (en) 1968-09-05 1970-08-04 Lennart G Erickson Gas-lift for liquid
US3587531A (en) * 1969-07-10 1971-06-28 Eclipse Lookout Co Boiler shell assembly
US3710767A (en) 1969-08-13 1973-01-16 R Smith Eight cycle twin chambered engine
US3674093A (en) 1970-06-24 1972-07-04 Dale C Reese Method and apparatus for stimulating the flow of oil wells
SU599146A1 (ru) * 1973-11-06 1978-03-25 Ждановский металлургический институт Теплообменник непосредственного констакта жидкой и газообразной сред
US4050515A (en) * 1975-09-08 1977-09-27 World Energy Systems Insitu hydrogenation of hydrocarbons in underground formations
US4205725A (en) 1976-03-22 1980-06-03 Texaco Inc. Method for forming an automatic burner for in situ combustion for enhanced thermal recovery of hydrocarbons from a well
US4237973A (en) 1978-10-04 1980-12-09 Todd John C Method and apparatus for steam generation at the bottom of a well bore
US4243098A (en) 1979-11-14 1981-01-06 Thomas Meeks Downhole steam apparatus
US4326581A (en) * 1979-12-27 1982-04-27 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Direct contact, binary fluid geothermal boiler
US4431069A (en) 1980-07-17 1984-02-14 Dickinson Iii Ben W O Method and apparatus for forming and using a bore hole
US4411618A (en) 1980-10-10 1983-10-25 Donaldson A Burl Downhole steam generator with improved preheating/cooling features
US4336839A (en) 1980-11-03 1982-06-29 Rockwell International Corporation Direct firing downhole steam generator
US4390062A (en) 1981-01-07 1983-06-28 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Downhole steam generator using low pressure fuel and air supply
US4380267A (en) 1981-01-07 1983-04-19 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Downhole steam generator having a downhole oxidant compressor
US4385661A (en) 1981-01-07 1983-05-31 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Downhole steam generator with improved preheating, combustion and protection features
US4380265A (en) 1981-02-23 1983-04-19 Mohaupt Henry H Method of treating a hydrocarbon producing well
US4377205A (en) 1981-03-06 1983-03-22 Retallick William B Low pressure combustor for generating steam downhole
US4397356A (en) 1981-03-26 1983-08-09 Retallick William B High pressure combustor for generating steam downhole
US4366860A (en) * 1981-06-03 1983-01-04 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Downhole steam injector
US4421163A (en) 1981-07-13 1983-12-20 Rockwell International Corporation Downhole steam generator and turbopump
US4458756A (en) 1981-08-11 1984-07-10 Hemisphere Licensing Corporation Heavy oil recovery from deep formations
US4442898A (en) 1982-02-17 1984-04-17 Trans-Texas Energy, Inc. Downhole vapor generator
US4463803A (en) 1982-02-17 1984-08-07 Trans Texas Energy, Inc. Downhole vapor generator and method of operation
US4861263A (en) * 1982-03-04 1989-08-29 Phillips Petroleum Company Method and apparatus for the recovery of hydrocarbons
US4498531A (en) 1982-10-01 1985-02-12 Rockwell International Corporation Emission controller for indirect fired downhole steam generators
US4471839A (en) 1983-04-25 1984-09-18 Mobil Oil Corporation Steam drive oil recovery method utilizing a downhole steam generator
US4648835A (en) 1983-04-29 1987-03-10 Enhanced Energy Systems Steam generator having a high pressure combustor with controlled thermal and mechanical stresses and utilizing pyrophoric ignition
US4558743A (en) 1983-06-29 1985-12-17 University Of Utah Steam generator apparatus and method
US4522263A (en) 1984-01-23 1985-06-11 Mobil Oil Corporation Stem drive oil recovery method utilizing a downhole steam generator and anti clay-swelling agent
US4682471A (en) 1985-11-15 1987-07-28 Rockwell International Corporation Turbocompressor downhole steam-generating system
US4699213A (en) 1986-05-23 1987-10-13 Atlantic Richfield Company Enhanced oil recovery process utilizing in situ steam generation
US4783585A (en) 1986-06-26 1988-11-08 Meshekow Oil Recovery Corp. Downhole electric steam or hot water generator for oil wells
US4718489A (en) 1986-09-17 1988-01-12 Alberta Oil Sands Technology And Research Authority Pressure-up/blowdown combustion - a channelled reservoir recovery process
SU1481067A1 (ru) * 1987-04-29 1989-05-23 Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Использования Газа В Народном Хозяйстве, Подземного Хранения Нефти, Нефтепродуктов И Сжиженных Газов Парогазогенератор
US4805698A (en) 1987-11-17 1989-02-21 Hughes Tool Company Packer cooling system for a downhole steam generator assembly
US4834174A (en) 1987-11-17 1989-05-30 Hughes Tool Company Completion system for downhole steam generator
US4895206A (en) 1989-03-16 1990-01-23 Price Ernest H Pulsed in situ exothermic shock wave and retorting process for hydrocarbon recovery and detoxification of selected wastes
DE3921581A1 (de) 1989-04-27 1990-10-31 Ahmet Guezel Verbrennungsmotor
US4988287A (en) * 1989-06-20 1991-01-29 Phillips Petroleum Company Combustion apparatus and method
US5052482A (en) 1990-04-18 1991-10-01 S-Cal Research Corp. Catalytic downhole reactor and steam generator
US5205360A (en) * 1991-08-30 1993-04-27 Price Compressor Company, Inc. Pneumatic well tool for stimulation of petroleum formations
CA2058255C (en) 1991-12-20 1997-02-11 Roland P. Leaute Recovery and upgrading of hydrocarbons utilizing in situ combustion and horizontal wells
US5211230A (en) 1992-02-21 1993-05-18 Mobil Oil Corporation Method for enhanced oil recovery through a horizontal production well in a subsurface formation by in-situ combustion
US5355802A (en) 1992-11-10 1994-10-18 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for perforating and fracturing in a borehole
CA2128761C (en) 1993-07-26 2004-12-07 Harry A. Deans Downhole radial flow steam generator for oil wells
JP2950720B2 (ja) * 1994-02-24 1999-09-20 株式会社東芝 ガスタービン燃焼装置およびその燃焼制御方法
AU681271B2 (en) 1994-06-07 1997-08-21 Westinghouse Electric Corporation Method and apparatus for sequentially staged combustion using a catalyst
US5525044A (en) 1995-04-27 1996-06-11 Thermo Power Corporation High pressure gas compressor
DE19627893C1 (de) 1996-07-11 1997-11-13 Daimler Benz Ag Hydraulisch betätigte Lenkung für Kraftfahrzeuge
CN2236601Y (zh) * 1995-08-09 1996-10-02 中国海洋石油测井公司 油管输送高能气体压裂点火装置
IT1278859B1 (it) 1995-09-22 1997-11-28 Gianfranco Montresor Motore a scoppio ad elevato rendimento provvisto di pistone a doppio effetto agente in collaborazione con gruppi di alimentazione e di
US5775426A (en) 1996-09-09 1998-07-07 Marathon Oil Company Apparatus and method for perforating and stimulating a subterranean formation
US6044907A (en) * 1998-08-25 2000-04-04 Masek; John A. Two phase heat generation system and method
CN2336312Y (zh) * 1998-09-09 1999-09-01 海尔集团公司 套管换热器
SE514807C2 (sv) 1998-09-10 2001-04-30 Svante Bahrton Dubbelverkande membranpump för konstant tryck och flöde
WO2001040622A1 (en) 1999-11-29 2001-06-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Downhole pulser
US6289874B1 (en) * 2000-03-31 2001-09-18 Borgwarner Inc. Electronic throttle control
CN2459532Y (zh) * 2000-12-29 2001-11-14 康景利 蒸汽发生器
RU2209315C2 (ru) * 2001-02-16 2003-07-27 Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (Технический университет) Способ разработки выбросоопасных и газоносных пластов угля
CN2506770Y (zh) * 2001-10-19 2002-08-21 中国石油天然气股份有限公司 一种有壳油管传输气体压裂管柱
US7493952B2 (en) 2004-06-07 2009-02-24 Archon Technologies Ltd. Oilfield enhanced in situ combustion process
CN1280519C (zh) * 2004-07-23 2006-10-18 陈玉如 油田井下无氧燃烧加热装置
CA2590193C (en) * 2004-12-09 2013-03-19 David R. Smith Method and apparatus to deliver energy in a well system
CN1332120C (zh) * 2005-03-28 2007-08-15 中国兵器工业第二一三研究所 投放式压裂器
US7665525B2 (en) 2005-05-23 2010-02-23 Precision Combustion, Inc. Reducing the energy requirements for the production of heavy oil
US7640987B2 (en) 2005-08-17 2010-01-05 Halliburton Energy Services, Inc. Communicating fluids with a heated-fluid generation system
US8091625B2 (en) 2006-02-21 2012-01-10 World Energy Systems Incorporated Method for producing viscous hydrocarbon using steam and carbon dioxide
US20070284107A1 (en) 2006-06-02 2007-12-13 Crichlow Henry B Heavy Oil Recovery and Apparatus
US20080017381A1 (en) 2006-06-08 2008-01-24 Nicholas Baiton Downhole steam generation system and method
US7784533B1 (en) 2006-06-19 2010-08-31 Hill Gilman A Downhole combustion unit and process for TECF injection into carbonaceous permeable zones
US7497253B2 (en) 2006-09-06 2009-03-03 William B. Retallick Downhole steam generator
US20080078552A1 (en) 2006-09-29 2008-04-03 Osum Oil Sands Corp. Method of heating hydrocarbons
US7770646B2 (en) 2006-10-09 2010-08-10 World Energy Systems, Inc. System, method and apparatus for hydrogen-oxygen burner in downhole steam generator
US7712528B2 (en) 2006-10-09 2010-05-11 World Energy Systems, Inc. Process for dispersing nanocatalysts into petroleum-bearing formations
BRPI0719246A2 (pt) 2006-10-13 2015-09-08 Exxonmobill Upstream Res Company método para produzir hidrocarbonetos a partir de formações subsuperficiais a diferentes profundidades
DE102006052430A1 (de) 2006-11-07 2008-05-08 BSH Bosch und Siemens Hausgeräte GmbH Verdichter mit gasdruckgelagertem Kolben
US7628204B2 (en) 2006-11-16 2009-12-08 Kellogg Brown & Root Llc Wastewater disposal with in situ steam production
CN201050946Y (zh) * 2006-12-04 2008-04-23 李晓明 造雪机用气水混合器
RU2364716C2 (ru) * 2007-10-02 2009-08-20 Открытое акционерное общество "Конструкторское бюро химавтоматики" Способ получения парогаза в скважинном газогенераторе и устройство для его осуществления
CA2638855C (en) 2007-10-08 2015-06-23 World Energy Systems Incorporated System, method and apparatus for hydrogen-oxygen burner in downhole steam generator
WO2009114913A1 (en) 2008-03-19 2009-09-24 VALE SOLUςόES EM ENERGIA S.A. Vitiated steam generator
US20090260811A1 (en) 2008-04-18 2009-10-22 Jingyu Cui Methods for generation of subsurface heat for treatment of a hydrocarbon containing formation
CA2631977C (en) 2008-05-22 2009-06-16 Gokhan Coskuner In situ thermal process for recovering oil from oil sands
DE102008047219A1 (de) 2008-09-15 2010-03-25 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Förderung von Bitumen und/oder Schwerstöl aus einer unterirdischen Lagerstätte, zugehörige Anlage und Betriebsverfahren dieser Anlage
US8220773B2 (en) 2008-12-18 2012-07-17 Hydril Usa Manufacturing Llc Rechargeable subsea force generating device and method
CA2690105C (en) 2009-01-16 2014-08-19 Resource Innovations Inc. Apparatus and method for downhole steam generation and enhanced oil recovery
US7946342B1 (en) 2009-04-30 2011-05-24 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy In situ generation of steam and alkaline surfactant for enhanced oil recovery using an exothermic water reactant (EWR)
CN102472094B (zh) 2009-07-17 2015-05-20 世界能源系统有限公司 井下气体生成器的方法及设备
US8075858B1 (en) * 2009-10-07 2011-12-13 White Cliff Technologies, LLC Trumpet shaped element and process for minimizing solid and gaseous pollutants from waste off-gasses and liquid streams
US8656998B2 (en) 2009-11-23 2014-02-25 Conocophillips Company In situ heating for reservoir chamber development
AU2011218161B9 (en) 2010-02-16 2015-08-27 David Randolph Smith Method and apparatus to release energy in a well
US8899327B2 (en) 2010-06-02 2014-12-02 World Energy Systems Incorporated Method for recovering hydrocarbons using cold heavy oil production with sand (CHOPS) and downhole steam generation
RU2451174C1 (ru) * 2010-12-03 2012-05-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ гидравлического разрыва пласта
RU107961U1 (ru) * 2011-03-16 2011-09-10 Ильдар Рамилевич Калимуллин Вихревая ступень для контактного охлаждения газа
NL2006718C2 (en) 2011-05-04 2012-11-06 Thomassen Compression Syst Bv Piston compressor for compressing gas.
US20130161007A1 (en) 2011-12-22 2013-06-27 General Electric Company Pulse detonation tool, method and system for formation fracturing
US9228738B2 (en) 2012-06-25 2016-01-05 Orbital Atk, Inc. Downhole combustor

Also Published As

Publication number Publication date
BR112014032350A8 (pt) 2018-01-02
CN104520528A (zh) 2015-04-15
WO2014004353A1 (en) 2014-01-03
EP2867451A1 (en) 2015-05-06
BR112014032496A2 (pt) 2017-06-27
RU2604357C2 (ru) 2016-12-10
MX2014015868A (es) 2015-03-13
MX2014015863A (es) 2015-03-26
RU2015102142A (ru) 2016-08-10
WO2014004352A2 (en) 2014-01-03
US20130341026A1 (en) 2013-12-26
CA2876974C (en) 2019-12-31
CA2877866A1 (en) 2014-01-03
US20130340691A1 (en) 2013-12-26
US9388976B2 (en) 2016-07-12
SA113340669B1 (ar) 2016-05-01
WO2014004352A3 (en) 2015-06-11
RU2015102147A (ru) 2016-08-10
EP2893128A2 (en) 2015-07-15
CN104903672A (zh) 2015-09-09
WO2014004355A1 (en) 2014-01-03
CN104704194B (zh) 2017-05-31
US9383093B2 (en) 2016-07-05
MX353775B (es) 2018-01-29
CA2876974A1 (en) 2014-01-03
SA113340668B1 (ar) 2016-05-10
WO2014004356A1 (en) 2014-01-03
US9228738B2 (en) 2016-01-05
MX354382B (es) 2018-03-02
BR112014032496A8 (pt) 2018-01-02
CN104903672B (zh) 2017-06-06
CN104520528B (zh) 2017-04-19
RU2602949C2 (ru) 2016-11-20
US20130344448A1 (en) 2013-12-26
BR112014032350A2 (pt) 2017-06-27
US20130341015A1 (en) 2013-12-26
EP2864584A1 (en) 2015-04-29
RU2015102141A (ru) 2016-08-10
RU2616955C2 (ru) 2017-04-18
US9383094B2 (en) 2016-07-05
CN104508236A (zh) 2015-04-08
CA2877595A1 (en) 2014-01-03
CN104704194A (zh) 2015-06-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104508236B (zh) 井下燃烧器
RU2586561C2 (ru) Огневой теплогенератор, система и способ повышения нефтеотдачи пласта
US9568213B2 (en) Storeage gas water heater
CN106062307B (zh) 产油系统和方法
US20100243245A1 (en) Process and apparatus for release and recovery of methane from methane hydrates
CA2666206A1 (en) In situ heat treatment process utilizing oxidizers to heat a subsurface formation
CN110617466A (zh) 一种用于超深井下稠油热采的超临界水热燃烧型蒸汽发生器
RU2007137496A (ru) Многотрубная система переноса тепла для сжигания топлива и нагревания технологической текучей среды и ее использования
CN106918053B (zh) 油田开采用点火装置及油田开采方法
CN108590612A (zh) 一种用于油页岩原位裂解的超燃加热器
US9698434B2 (en) Heater
CN106196176B (zh) 秸秆打捆半气化燃烧锅炉
CN105026835A (zh) 用于产生和处理烟气的设备
CN210772088U (zh) 一种用于超深井下稠油热采的超临界水热燃烧型蒸汽发生器
RU2588509C1 (ru) Забойный парогазогенератор
CN111871336A (zh) 一种低碳烷烃重整反应装置及合成气设备
CN206269137U (zh) 一种自增碳燃烧器
CN114810018B (zh) 一种热流体发生装置
CN2535552Y (zh) 重力热管式燃气加热炉
CN205448309U (zh) 燃烧voc气体的导热油炉
CN205448310U (zh) 煤气与voc气体复合燃烧导热油炉
CN109899827A (zh) 瓦斯阀
CN204283339U (zh) 一种强化传热装置
RU95027U1 (ru) Забойный парогазогенератор на монотопливе
CN114837643A (zh) 一种基于多通道连续管的井下热流体发生方法和设备

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
CB02 Change of applicant information

Address after: The University of Minnesota

Applicant after: ALLIANT TECHSYSTEMS INC

Address before: The University of Minnesota

Applicant before: Aliant Technological System Co.

COR Change of bibliographic data
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
CP01 Change in the name or title of a patent holder
CP01 Change in the name or title of a patent holder

Address after: The University of Minnesota

Patentee after: Norway Grumman Innovation Systems Inc.

Address before: The University of Minnesota

Patentee before: ALLIANT TECHSYSTEMS INC

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20170426

Termination date: 20200624