CN104704194B - 压裂设备 - Google Patents

压裂设备 Download PDF

Info

Publication number
CN104704194B
CN104704194B CN201380038763.9A CN201380038763A CN104704194B CN 104704194 B CN104704194 B CN 104704194B CN 201380038763 A CN201380038763 A CN 201380038763A CN 104704194 B CN104704194 B CN 104704194B
Authority
CN
China
Prior art keywords
housing
injecting fluid
combustion
pressure
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
CN201380038763.9A
Other languages
English (en)
Other versions
CN104704194A (zh
Inventor
J·A·阿利法诺
D·蒂尔蒙特
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 CN104704194A publication Critical patent/CN104704194A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN104704194B publication Critical patent/CN104704194B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B36/00Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • E21B36/02Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using burners
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22STEAM GENERATION
    • F22BMETHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B1/00Methods of steam generation characterised by form of heating method
    • F22B1/02Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
    • F22B1/18Methods 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
    • F22B1/1853Methods 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
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121Lifting well fluids
    • E21B43/122Gas lift
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/243Combustion in situ
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • E21B43/26Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/263Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using explosives
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22STEAM GENERATION
    • F22BMETHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B1/00Methods of steam generation characterised by form of heating method
    • F22B1/02Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
    • F22B1/18Methods 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
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22STEAM GENERATION
    • F22BMETHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B27/00Instantaneous or flash steam boilers
    • F22B27/02Instantaneous or flash steam boilers built-up from fire tubes
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22STEAM GENERATION
    • F22BMETHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B27/00Instantaneous or flash steam boilers
    • F22B27/12Instantaneous or flash steam boilers built-up from rotary heat-exchange elements, e.g. from tube assemblies
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23DBURNERS
    • F23D14/00Burners for combustion of a gas, e.g. of a gas stored under pressure as a liquid
    • F23D14/02Premix gas burners, i.e. in which gaseous fuel is mixed with combustion air upstream of the combustion zone
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23DBURNERS
    • F23D14/00Burners for combustion of a gas, e.g. of a gas stored under pressure as a liquid
    • F23D14/46Details, e.g. noise reduction means
    • F23D14/70Baffles or like flow-disturbing devices
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23QIGNITION; EXTINGUISHING-DEVICES
    • F23Q7/00Incandescent ignition; Igniters using electrically-produced heat, e.g. lighters for cigarettes; Electrically-heated glowing plugs
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23RGENERATING COMBUSTION PRODUCTS OF HIGH PRESSURE OR HIGH VELOCITY, e.g. GAS-TURBINE COMBUSTION CHAMBERS
    • F23R3/00Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel
    • F23R3/28Continuous combustion chambers using liquid or gaseous fuel characterised by the fuel supply
    • F23R3/34Feeding into different combustion zones
    • F23R3/343Pilot flames, i.e. fuel nozzles or injectors using only a very small proportion of the total fuel to insure continuous combustion
    • YGENERAL 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
    • Y10TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10TTECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T137/00Fluid handling
    • Y10T137/0318Processes
    • Y10T137/0324With control of flow by a condition or characteristic of a fluid
    • Y10T137/0329Mixing 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

一种井筒中的压裂设备(100,400),包括:具有至少一个注射口(106)的壳体(102,402);注射流体供应接口(104),用以为水力压裂设备提供注射流体;和被接纳在壳体内的至少一个高压燃烧器(200)。壳体还包括与高压燃烧器流体连通的可燃介质接口,所述高压燃烧器构造并且布置成提供重复的点火周期,所述重复的点火周期包括点燃可燃介质的燃烧周期和将可燃介质输送到燃烧器的燃料输送周期,其中,由所述燃烧周期产生的压力将所述注射流体推出到注射口之外,以在井筒周围的地层的一部分中产生压裂。

Description

压裂设备
背景技术
水力压裂已经成为用于刺激成熟储层和更新的页岩油气储量的主要方法。压裂后射孔井筒的益处是众所周知的,并且这种方法已能够提高生产力或者获得先前不可开采的储量。然而,伴随这些益处而来的是成本以及环境问题。在水力压裂深水平井期间需要大量水。会消耗数百万加仑的水来刺激一口深水平井。水力压裂的典型成本包括增压、泵送和作业完成之后的水处理。
发明内容
当前系统存在的上述问题将通过本发明的实施例解决,并且将通过阅读和研究以下说明书而被理解。以示例而非限制的方式描述以下发明内容。其仅仅是为了辅助阅读者理解本发明的一些方面而被提供。
在一个实施例中,压裂设备设置成包括壳体、注射流体供应接口和至少一个高压燃烧器。壳体构造成定位在井筒下。壳体具有至少一个注射口。注射流体供应接口为水力压裂设备提供注射流体。所述至少一个高压燃烧器被接纳在壳体内。壳体具有可燃介质接口,所述可燃介质接口与所述至少一个高压燃烧器流体连通。所述至少一个高压燃烧器构造并且布置成提供了重复的点火周期,所述点火周期包括点燃可燃介质的燃烧周期和将可燃介质输送到燃烧器的燃料输送周期,其中,源自燃烧周期的压力将注射流体推出到所述至少一个注射口之外,以致使压裂井筒周围的地层的一部分。
在另一个实施例中,另一种压裂设备设置成包括壳体、注射流体供应接口、注射流体管道和至少一个高压燃烧器。壳体构造成定位在井筒下。壳体具有多个间隔开的注射口。另外,壳体还具有注射体积保持室,所述注射体积保持室构造成保持输入流体体积。注射流体供 应接口用于为水力压裂设备提供注射流体。注射体积保持室与注射流体供应接口流体连通。注射流体管道提供了位于壳体内并位于注射流体供应接口和壳体的注射体积保持室之间的路径。所述至少一个高压燃烧器被接纳在壳体内。壳体还具有可燃介质接口,所述可燃介质接口与所述至少一个高压燃烧器流体连通。所述至少一个高压燃烧器构造并且布置成提供重复的点火周期,所述重复的点火周期包括燃烧可燃介质的燃烧周期和将可燃介质输送到燃烧器的燃料输送周期,其中,源自燃烧周期的压力将注射流体推出到所述至少一个注射口之外,在该处导致压裂井筒周围的地层的一部分。
在再一个方面中,提供了井下压裂方法。这种方法包括:将具有至少一个高压燃烧器的壳体下放到井筒下;和利用所述至少一个高压燃烧器产生振荡压力,以致使井筒周围的地层区域中微压裂。
附图说明
当考虑到详细描述和以下附图考虑,可以更为容易地理解本发明并且本发明的其它优势和使用将变得更加显而易见,其中:
图1是井下压裂设备的一个实施例的横截面侧视图;
图2是井下压裂设备的另一个实施例的横截面侧视图;
图3是描绘了在图2中示出的实施例的工作的方块图;
图4A和图4B示出了描绘了活塞运动的方向的图2的横截面侧视图;
图5是本发明的一个实施例的燃烧器的侧透视图;
图6A是图5的燃烧器的沿着线3A-3A的剖视图;
图6B是图5的燃烧器的沿着线3B-3B的剖视图;
图7是图解了通过燃烧器的气流的图5的燃烧器的横截面侧视图。
根据惯例,所描述的多种特征没有按照比例绘制,而是被描绘成突出与本发明有关的特定特征。在整个附图和文字中相同的附图标记表示相同的元件。
具体实施方式
在以下详细描述中,参照附图,所述附图形成描述的一部分并且其中,通过图解的方式示出了可以实践本发明的具体实施例。充分详细地描述这些实施例,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在不背离本发明的精神和范围的情况下可以作出改变。因此以下详细描述并不是限制性的,本发明的范围仅仅由权利要求和其等效物限定。
本发明的实施例提供了一种压裂设备或者用于启动以及传播裂隙的设备。实施例采用了井下燃烧室来产生振荡压力脉冲以传播裂隙。在一些实施例中,压裂设备是系统的一部分,所述系统包括燃料、反应器或者位于地表的其它燃料重整器(例如,催化部分氧化(CPOX))、用于输送燃料的控制系统和井下氧化剂和点火源。燃料,诸如但不局限于天然气、丙烷、甲烷、柴油行进通过反应器,使得最终成分为气态并且在井下环境中预计可燃。这允许产生合成燃料,所述合成燃料主要包括气态一氧化碳、氢气和简单烃,用于高效且稳定地燃烧。气态燃料将提高与气态氧化剂(诸如,空气)的混合并且使得能够对多种燃料进行表面处理,以便输送到压裂设备100。压裂设备100可以在地层(未示出)中的井筒中(未示出)使用。
参照图1,压裂设备100包括壳体或者本体102,所述壳体或者本体102大体为管状并且封闭,除了一个端部上的诸如入口或者管道的输送接口104之外。输送接口104可以允许气体和流体(例如,空气、燃料和诸如可燃介质的其它流体)以及用以启动点火系统200(燃烧室)的能量通过并且输送到压裂设备100中。可以被输入到壳体中的流体包括例如压裂注射流体。壳体102还具有多个注射口106,所述注射口106定位在与输送接口104相反的端部中。注射口106允许排出或者输送燃烧后的气体和压裂流体(注射流体)。
封装在图1的实施例的壳体102中的是燃烧管108。燃烧管108沿着壳体102的选定长度延伸并且朝向排出口106的方向渐缩或者变窄,以便形成喷管或者文丘里管110。在文丘里管110和排出口或注 射口106之间存在空间或者区域,即注射体积保持室111,在这个实施例中,所述注射体积保持室111允许燃烧后的气体和流体在通过排出口106被排出之前混合。在一些实施例中,排出口106包括流量控制阀或者由流量控制阀覆盖,就图2中描绘的实施例在下文讨论了该阀。
燃烧室200(诸如关于图5、6A和7在下文描述的点火系统200)定位成燃烧燃烧管108中的可燃介质。在一些实施例中,壳体包括通道112,所述通道112与输送接口104对准。通道112可以形成在缸体114的外侧或外部部分和壳体116的内部部分之间并且延伸通过一段壳体102。气体和燃料的燃烧升高了燃烧室中的温度。由热气体形成的热量致使气体膨胀并且运动向文丘里管。在一个实施例中,气体将在文丘里管中达到音速。在其它实施例中,气体的速度将保持低于音速。缸体的温度升高还使沿着通道112行进的流体的温度升高。温升的一个重要益处是升高了注射流体(或压裂流体)的温度,这减小了位于其中的注射流体的密度,从而允许更少的每单位刺激体积的液体输送(即,更热的液体占据的空间大于更低温度条件下相同液体占据的空间)。加热的流体还具有更低的粘度,这可以是重要优势。温度增加100F可以使粘度降低大约50%。这可以消除或者减小在多种压裂操作中使用的减阻剂的量。高温高压的排出产物排出文丘里管100并且进入到注射体积保持室111中,其在所述注射体积保持室11中与液压流体(注射体积)混合。然后推动混合物流出排出口106,以便压裂压裂设备附近的地层区域。以重复方式操作燃烧,以便产生脉冲力从而引发压裂。
参照图2,其图解了压裂设备400的另一个实施例。压裂设备400通常为壳体或者本体402,所述壳体或者本体402封装活塞404。活塞404具有燃烧活塞头406和注射流体活塞头408,活塞头406和408经由轴或者杆410连接。
活塞404将缸体细分成两个室:一次燃烧室412和二次燃烧室414。活塞404可滑动地布置在一次燃烧室412内并且在注射行程期间 可滑动地运动到二次燃烧室414。一次燃烧室412限定了第一压缩级而二次燃烧室414限定了第二压缩级。一次燃烧室412和二次燃烧室414可以相互毗邻并且可以具有相同的尺寸或者不同尺寸。两个燃烧室可以通过管道和控制阀(未示出)连通。每个燃烧室均具有其自己的点火系统200。
在壳体402的一个端部处包括入口或者注射流体供应接口416。入口416提供空气、燃料(可燃介质)和压裂流体,所述压裂流体可以包括水和推进剂及加上多种化学添加剂;以及用以向点火系统200输送能量的连接件或者接口(未示出)。在与入口416相反的端部处设置有注射口或者排放口418。注射口或者排放口418构造成具有单向流量控制阀420。在一实施例中,井下压裂设备400具有被动控制系统,所述被动控制系统利用正压差将气体注射到一次燃烧室412中。
参照图3、4A和4B,利用下述高压点火系统200的修改版本点燃气体。在点燃气体混合物时,活塞502沿着箭头500的方向实施注射行程,由此压缩弹簧(未示出)并且使得活塞502沿着朝向出口504的方向运动(经由隔离阀506),这使得井下流体移动并且升高储层压力以便启动和传播裂缝。
根据井筒条件设置一次燃烧室506中的压力和燃空比以及压裂设备中存在的面积比,使得施加在活塞上的功充分冷却燃烧气体以便注射到井筒中。热的燃烧后的气体经由出口504被排放到储层507中。一次燃烧室506因燃烧而造成的膨胀对液压流体或者注射流体加压。在加压行程时,活塞502将在高压条件下推动流体进入储层507中。止回阀用于控制流动方向。
与注射体积相对的低压室509(1atm)保持差动力,所述差动力用于一旦提取所有可用功就压缩一次燃烧室506。在开始返回行程期间,一次燃烧室506被压缩并且压裂流体(注射流体)被引入到注射体积511中。一次燃烧室506的这种压缩驱动废气和燃料(流出物)排出二次室508的排出口512之外。返回行程由低压室启动并且在一些情况中由压缩弹簧(未示出)启动,这增加了二次燃烧室508的体 积,从而将新鲜的燃料和空气(或者另一种氧化剂)516拉入到二次燃烧室中,所述二次燃烧室将被点火从而驱动活塞返回到其初始位置。在点火时,二次燃烧室508增压。作用在活塞上的合力压缩一次燃烧室中的盘簧(未示出)。同样的冷却和排气方案应用于二次燃烧室。在从二次燃烧室排放充分的气体压力时,一次燃烧室中的弹簧恢复到其初始状态,从而活塞退回。一次燃烧室506的膨胀产生了吸力。这将燃料和空气抽吸到一次燃烧室506中。一旦充分填充一次燃烧室之后,点火系统致使另外的燃烧波为一次燃烧室加压并且过程重复。
壳体402具有出口,所述出口将结合在一起的液压流体和燃烧副产品排放到地层中。该周期重复,其净效应是利用来自燃烧过程的高压/中等温度的气体和抽吸自地层的井筒流体对井筒进行受控增压以液压地压裂地层。在一个实施例中,在6000psi的条件下实施高压燃烧。在另一个实施例中,井筒压力可以为大约5500psi至6000psi而输送压力相应地为5900psi至6400psi。
上述压裂工具由来自燃烧室的热废气和井筒附近的注射流体的组合物产生暖的高气体含量的泡沫,以便开始微压裂,所述泡沫的气体含量按体积大于50%。在另一个实施例中,通过调节空气-燃料和液体供应产生低气体含量的泡沫。另外,这种泡沫将通过冷凝和冷却具有大的高分子的热废气而转换成低气体含量泡沫,以便当泡沫进一步远离压裂设备时支持裂隙更深入到地层中。
在其它实施例中,压裂工具100或者400可以增加有已知固体推进系统。通过组合压裂工具100或者400与推进系统,可以针对所需的井筒条件定制压力曲线。与提供了单一压力脉冲的已知系统(例如,气枪)相比,两个系统的组合还提供了持续压力。在一个实施例中,组合的系统或者所公开的系统可以用于有效地应用针对疲劳裂纹增长的帕里斯定律。帕里斯定律传统上用于确定当部件(例如,储层或者井筒)承受重复疲劳条件时的裂纹增长率。换言之,当储层或者井筒承受重复疲劳或周期疲劳或者重复力或周期力(诸如重复压力或者周期压力)时,裂纹能够在储层或者井筒中发展。
帕里斯定律可以在数学上描述为表达式da/dN=C(ΔK)m,其中,a是一半裂纹长度,N是疲劳周期的次数,da/dN是一半裂纹长度相对于疲劳周期的次数的变化率,C是裂纹增长方程和裂纹几何形状的材料常数,m是可以基于待分析的材料类型选择的常数。ΔK是应力强度因数K的范围,其中,K可以基于负荷状态。
在图5至图7中图解了上述点火系统和燃烧室200。图5是燃烧室200的侧透视图,所述燃烧室200包括注射器本体202。注射器本体202通常为筒状,所述注射器本体202具有第一端部202a和第二端部202b。燃料进口管206进入到注射器本体202的第一端部,以便将燃料提供到燃烧室200。还如图5和图6B所示,预混合空气进口管204穿过注射器本体202,以便将空气流提供到燃烧室200。燃烧器(诸如但不局限于空气旋流板208)紧邻地连接到注射器本体202的第二端部。空气旋流板208包括多条倾斜的空气通道207,所述空气通道207致使空气通过空气通道207以流动成旋涡。在图5中还示出了射流延长器210,所述射流延长器210从注射器本体202的第二端部202b延伸。特别地,管状射流延长器210从燃料注射器板217的中央通道延伸越过注射器本体202的第二端部202b。射流延长器210将用于初始点火的预混合空气/燃料流与在主燃烧室300中使用的空气/燃料流分离开一选择距离。点火室240中的初始点火需要精确的空燃比。射流延长器210防止输送自燃料注射器板217的燃料流入到点火室中从而在点火室中无意地改变点火室240中的空燃比。在射流延长器210的这个实施例中,射流延长器包括通过射流延长器本体的中间部分的多行对准的通道211。通过射流延长器本体210的中间部分的多行对准的通道211用于实现点火室240和主燃烧室300之间理想的空燃比。这提供了在主燃烧室300的所需空燃料比的条件下对点火的被动控制。
如上所述,射流延长器210从燃料注射器板217的中央通道延伸。如图6A和图6B所示,注射器板217通常为具有选定高度的盘状,所述注射器板217具有中央通道。在注射器本体202的第二端部202b 附近并与该第二端部相距选定距离处,注射器板217的外表面与注射器本体202的内表面接合。特别地,注射器板217的侧部的一部分抵接注射器本体202的内壁架202c,以便将注射器板217定位在与注射器本体202的第二端部202b相关的理想位置处。注射器板217包括内通道217a和217b,所述内通道217a和217b通往燃料排出通道215。阻气门221和223定位在注射器板217的内通道217a和217b中的相应开口219a和219b中。阻气门221和223限制燃料流量并且通过相应的阻气门燃料排放通道221a和223a分布燃料流量,所述阻气门燃料排放通道离开注射器板217以及经由多个开口221b和223b进入到注射器板217的内通道217a和217b中。进入到内通道217a和217b中的燃料经由注射器通道215离开注射器板217。
燃料进口管206向燃烧室200提供燃料。特别地,如在图 6A中所示,燃料进口管206的端部接纳预混合燃料构件209的一部分。预混合燃料构件209包括内腔209a,所述内腔209a通到预混合室212中。特别地,预混合燃料构件209包括第一部分209b,所述第一部分209b装配在燃料进口管206内部。预混合燃料构件209的第一部分209b包括通到内腔209a的预混合燃料通道入口210a和210b。来自燃料进口管206的燃料通过预混合燃料通道入口210a和210b,然后进入到通到预混合室212的内腔209a。预混合燃料构件209还包括第二部分209c,所述第二部分209c定位在燃料进口管206外。预混合构件209的第二部分209c联接到预混合室212。第二部分209c还包括接合凸缘209d,所述接合凸缘209d从燃料进口管206的表面延伸。接合凸缘209d接合燃料进口管206的端部。在一个实施例中,密封件定位在接合凸缘209d和进口管206的端部之间。尽管没有示出,但是燃料进口管206的另一个端部联接到井下燃烧室100的壳体中的内通道,以便接纳燃料。还如图 6A所示,联接到燃料进口管206的分支燃料输送管道205a和205b提供了流至燃料注射器板217中的相应阻气门221和223的燃料流。如图 6B所示,预混合空气入口204向预混合燃烧室212提供了空气。空气/燃料混合物随后流到空气/燃料预 混合注射器214,所述空气/燃料预混合注射器214将燃料/空气混合物分配到初始点火室240中。初始点火室240衬有绝热体220,以使热损耗最小化。经由一个或者多个热线点火塞230a和230b点燃来自预混合注射器214的空气/燃料混合物。
参照图7,描述燃烧室200的操作。在压力作用下诸如但不局限于甲烷的燃料被输送通过壳体102中的通道抵达燃料进口管206。如图所示,燃料通过燃料进口管206进入到多个分支燃料输送管道205a和205b中并且进入到预混合燃料进入构件209的预混合燃料入口210a和210b。尽管仅仅示出了两个分支燃料输送管道205a和205b和预混合燃料入口构件109的两个预混合燃料入口210a和210b,但是可以使用任何数量的燃料输送管道和预混合燃料入口并且本发明不受数量限制。进入到预混合燃料入口构件209的预混合燃料入口210a和210b的燃料被输送到预混合室212,在所述预混合室212处,燃料与来自预混合空气入口204的空气混合,如下所述。通过分支燃料输送管道205a和205b的燃料被输送到阻气门221和223并且被输送出燃料注射器216a和216b和燃料注射器板217中的燃料通道215,以便向主燃烧室300提供燃料流。
在压力下的空气还通过壳体102中的通道被输送到燃烧室200。在这个实施例中,压力下的空气位于注射器本体202和壳体102之间。空气还通过空气旋流板208中的空气通道207,在其中向主燃烧室300提供空气流。如图所示,一些空气进入到预混合空气入口204并且被输送到预混合室212。在预混合室212中混合的空气和燃料流到空气/燃料预混合注射器214,所述空气/燃料预混合注射器214构造并且布置成输送空气/燃料混合物,使得来自空气/燃料预混合注射器214的空气/燃料混合物以相对较低的速度围绕初始点火室240涡旋。一个或者多个热线点火塞230a和230b加热这种相对低速的空气/燃料混合物至自动点燃温度,其中发生点火。通过射流延长器210的、初始点火室240中的燃烧点燃来自主燃烧室300中的燃料注射器板217和空气旋流板208的空气/燃料流。一旦在主燃烧室300中已经实现燃烧,则 中断供应至热线点火塞230a和230b的能量。因此,初始点火室240中的燃烧是瞬时事件,使得产生的热量不会融化部件。热线点火塞230a和230b被致动以点燃初始点火腔240中的空气/燃料混合物的时间可被缩短。在一个实施例所述时间为大约8至10秒。
在一实施例中,在初始点火期间经由空气/燃料预混合注射器214在初始点火室240中实现处于0.5至2.0范围内的空燃当量比。同时,通过空气旋流板208和燃料注射器板217实现处于0.04至0.25范围内的主燃烧室300中的空燃当量比。在点燃初始燃烧室240和主燃烧室300中的流之后,关闭热线点火塞230a和230b。然后在初始点火室240中实现处于5.0至25.0范围内的空燃当量比,与此同时,通过空气旋流板208和燃料注射器板217在主燃烧室300中实现处于0.1至3.0范围内的空燃当量比。这种布置方案允许来自初始点火室240的瞬时爆燃点燃主室300中的空气/燃料,此后,通过实现过于富燃料的空燃当量比来熄灭初始点火室240中的任何燃烧,以便支持继续燃烧。为了停止主燃烧室300中的燃烧,截断通向燃烧器200的空气和燃料中的任意一种或者两种。
尽管已经在此图解以及描述了具体实施例,但是本领域中的普通技术人员能够理解的是被预计实现相同目的的任何布置方案均可以替代示出的具体实施例。本申请旨在涵盖本发明的任何调整方案或者变形方案。因此,目的清楚地在于,本发明仅由权利要求以及其等效物限制。

Claims (20)

1.一种压裂设备,包括:
壳体,所述壳体构造成定位在井筒下并且在其远端具有至少一个注射口;
注射流体供应接口,所述注射流体供应接口可操作地与所述壳体相联从而将用于所述压裂设备的注射流体提供到所述壳体的内部;和至少一个高压燃烧器,所述高压燃烧器被接纳在所述壳体内,所述壳体具有可燃介质接口,所述可燃介质接口与所述至少一个高压燃烧器流体连通,所述至少一个高压燃烧器被构造并且布置成提供重复点火周期,每个点火周期包括将可燃介质输送到所述高压燃烧器的燃料输送周期和燃烧周期,所述燃烧周期用于点燃所输送的可燃介质以由可燃介质在所述燃烧周期期间燃烧产生的压力来推动所述注射流体流出所述至少一个注射口。
2.根据权利要求1所述的压裂设备,其中,所述至少一个注射口是多个间隔开的注射口,所述注射口定位在所述壳体的圆柱侧部分的周围。
3.根据权利要求1所述的压裂设备,还包括:
流量控制阀,所述流量控制阀选择性地覆盖所述至少一个注射口,所述流量控制阀被构造成当将壳体内的比壳体外的压力大的量的压力施加到所述流量控制阀时允许流体通过所述至少一个注射口。
4.根据权利要求1所述的压裂设备,其中,所述壳体还包括注射体积保持室,所述注射体积保持室定位成接纳并混合从注射流体供应接口接纳的注射流体和来自可燃介质的燃烧的气体。
5.根据权利要求4所述的压裂设备,还包括:
注射流体管道,所述注射流体管道在所述壳体内在所述注射流体供应接口和所述注射体积保持室之间提供了路径。
6.根据权利要求4所述的压裂设备,还包括:
燃烧管,所述燃烧管与所述至少一个高压燃烧器连通以便燃烧可燃介质,所述燃烧管包括用于将燃烧气体排到注射体积保持室中的文丘里管。
7.根据权利要求1所述的压裂设备,还包括:
活塞组件,所述活塞组件接纳在所述壳体内,所述活塞组件定位并构造成响应于在所述燃烧周期期间由可燃介质的点燃产生的气体而将压力施加到所述壳体内的注射流体。
8.根据权利要求7所述的压裂设备,所述活塞组件包括:
燃烧活塞头;
注射流体活塞头;和
连接轴,所述连接轴在燃烧活塞头和注射流体活塞头之间延伸并联接到燃烧活塞头和注射流体活塞头。
9.根据权利要求8所述的压裂设备,其中:所述壳体还包括一次燃烧室和二次燃烧室,所述燃烧活塞头能够运动地被接纳在所述一次燃烧室和所述二次燃烧室中,所述燃烧活塞头使所述一次燃烧室与所述二次燃烧室分隔开;
所述至少一个高压燃烧器包括:一次燃烧器,所述一次燃烧器定位成燃烧所述一次燃烧室中的可燃介质;和二次燃烧器,所述二次燃烧器定位成燃烧所述二次燃烧室中的可燃介质;和
所述注射流体活塞头定位在所述壳体中的注射体积保持室中,所述活塞组件构造并且布置成使得来自所述一次燃烧室中的可燃介质的点火的气体压力在致使所述注射流体活塞头通过所述至少一个注射口将所述注射流体推出所述注射体积保持室的方向上作用在燃烧活塞头上并且使得来自所述二次燃烧室中的可燃介质的点火的气体压力在致使所述注射流体活塞头将注射流体从注射流体供应接口吸入到所述注射体积保持室中的相反的方向上作用在燃烧活塞头上。
10.根据权利要求9所述的压裂设备,还包括低压室,所述低压室定位在所述二次燃烧室和所述注射体积保持室之间的壳体内。
11.一种压裂设备,包括:
壳体,所述壳体构造成定位在井筒下,所述壳体具有靠近其一端的可燃介质接口和注射流体供应接口、靠近其相反端的多个间隔开的注射口、以及注射体积保持室;
所述注射流体供应接口通过注射流体管道与注射体积保持室连通;以及
至少一个高压燃烧器,所述高压燃烧器位于所述壳体内并且与可燃介质接口连通,所述至少一个高压燃烧器构造并且布置成提供重复的点火周期,每个点火周期包括将所述可燃介质输送到所述至少一个高压燃烧器的燃料输送周期和燃烧周期,所述燃烧周期用于点燃可燃介质并产生压力以推动所述注射流体通过所述多个注射口流出注射体积保持室。
12.根据权利要求11所述的压裂设备,其还包括:
流量控制阀,所述流量控制阀用于选择性地防止流体流过所述多个间隔开的注射口,所述流量控制阀构成当将超过壳体外的压力的注射体积保持室内的压力施加到所述流量控制阀时允许流体流过所述多个间隔开的注射口。
13.根据权利要求11所述的压裂设备,还包括:
燃烧管,所述燃烧管与所述至少一个高压燃烧器连通以便燃烧可燃介质,所述燃烧管包括用于将燃烧气体排到注射体积保持室中的文丘里管。
14.根据权利要求11所述的压裂设备,还包括:
活塞组件,所述活塞组件被接纳在所述壳体中,所述活塞组件构造成响应于在所述燃烧周期期间由可燃介质的点燃产生的气体而将压力施加到注射体积保持室中的注射流体。
15.根据权利要求14所述的压裂设备,所述活塞组件包括:
燃烧活塞头;
注射流体活塞头,所述注射流体活塞头与燃烧活塞头分开;
连接轴,所述连接轴联接到燃烧器活塞和注射流体活塞头并且在燃烧器活塞和注射流体活塞头之间延伸;
所述壳体还包括一次燃烧室和二次燃烧室,所述燃烧活塞头能够运动地被接纳在所述一次燃烧室和所述二次燃烧室中并且分隔所述一次燃烧室和所述二次燃烧室;
所述至少一个高压燃烧器包括:一次燃烧器,所述一次燃烧器定位成燃烧所述一次燃烧室中的可燃介质;和二次燃烧器,所述二次燃烧器定位成燃烧所述二次燃烧室中的可燃介质;和
所述注射流体活塞头定位在所述壳体中的注射体积保持室中,所述活塞组件构造并且布置成使得所述一次燃烧器中的可燃介质的点火作用在燃烧活塞头上以致使所述注射流体活塞头将所述注射流体通过多个注射口推出所述注射体积保持室并且使得所述二次燃烧室中的可燃介质的点火作用在燃烧活塞头上以致使所述注射流体活塞头将注射流体吸入到所述注射体积保持室中。
16.一种井下压裂方法,所述方法包括:
周期性地使位于布置在井筒中的壳体中的燃烧器内的可燃介质燃烧以对容纳在壳体内的注射流体加压;和
周期性地将加压的注射流体从壳体排到与地下地层连通的井筒中,以在地下地层中产生微裂隙。
17.根据权利要求16所述的方法,还包括:
响应于壳体内的超过壳体外压力预定差值的压力,推动注射流体通过多个注射口流出所述壳体。
18.根据权利要求17所述的方法,还包括:
在壳体内产生暖的高气体含量泡沫,所述暖的高气体含量泡沫通过将来自可燃介质燃烧的热废气和注射流体进行组合而产生,所述暖的高气体含量泡沫中所含气体按体积计超过50%。
19.根据权利要求18所述的方法,还包括:
使用通过冷却和冷凝具有大的高分子的热废气形成的低气体含量泡沫来支持裂隙更深入到地层中。
20.根据权利要求16所述的方法,还包括:
利用固体推进剂的点火增大借助所述燃烧器通过可燃介质的燃烧产生的周期性压力。
CN201380038763.9A 2012-06-25 2013-06-24 压裂设备 Expired - Fee Related CN104704194B (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
US13/840,672 2013-03-15
US13/840,672 US9383094B2 (en) 2012-06-25 2013-03-15 Fracturing apparatus
PCT/US2013/047273 WO2014004356A1 (en) 2012-06-25 2013-06-24 Fracturing apparatus

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN104704194A CN104704194A (zh) 2015-06-10
CN104704194B true CN104704194B (zh) 2017-05-31

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 (3)

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

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

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3674093A (en) * 1970-06-24 1972-07-04 Dale C Reese Method and apparatus for stimulating the flow of oil wells
US4050515A (en) * 1975-09-08 1977-09-27 World Energy Systems Insitu hydrogenation of hydrocarbons in underground formations
US4380265A (en) * 1981-02-23 1983-04-19 Mohaupt Henry H Method of treating a hydrocarbon producing well
US5205360A (en) * 1991-08-30 1993-04-27 Price Compressor Company, Inc. Pneumatic well tool for stimulation of petroleum formations
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
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
CN1664307A (zh) * 2005-03-28 2005-09-07 中国兵器工业第二一三研究所 投放式压裂器

Family Cites Families (100)

* 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
SU599146A1 (ru) * 1973-11-06 1978-03-25 Ждановский металлургический институт Теплообменник непосредственного констакта жидкой и газообразной сред
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
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
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
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
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
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

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3674093A (en) * 1970-06-24 1972-07-04 Dale C Reese Method and apparatus for stimulating the flow of oil wells
US4050515A (en) * 1975-09-08 1977-09-27 World Energy Systems Insitu hydrogenation of hydrocarbons in underground formations
US4380265A (en) * 1981-02-23 1983-04-19 Mohaupt Henry H Method of treating a hydrocarbon producing well
US5205360A (en) * 1991-08-30 1993-04-27 Price Compressor Company, Inc. Pneumatic well tool for stimulation of petroleum formations
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
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
CN1664307A (zh) * 2005-03-28 2005-09-07 中国兵器工业第二一三研究所 投放式压裂器

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
US9383093B2 (en) 2016-07-05
CN104508236B (zh) 2017-04-26
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
CN104704194B (zh) 压裂设备
RU2586561C2 (ru) Огневой теплогенератор, система и способ повышения нефтеотдачи пласта
US8881799B2 (en) Downhole gas generator with multiple combustion chambers
CN103363547A (zh) 用于防止燃烧器组件中的回火的系统和方法
US5163511A (en) Method and apparatus for ignition of downhole gas generator
US5488990A (en) Apparatus and method for generating inert gas and heating injected gas
CN101864938A (zh) 火烧驱油油层利用注蒸汽井下点火技术
US20070042306A1 (en) Apparatus for igniting combustible mediums
RU2403382C1 (ru) Способ разработки месторождения высоковязкой нефти
CN102454386A (zh) 地下加热装置
CN102080528B (zh) 可控多脉冲燃气发生装置
CN101825279A (zh) 油喷嘴管路注水式高压燃烧方法
RU2801449C1 (ru) Термогазогенератор для добычи нефти в продуктивных коллекторах различного типа
RU2471974C2 (ru) Способ обработки призабойной зоны пласта и устройство для его осуществления
CN101832552A (zh) 注水式高压燃烧器
CA2356425C (en) Pulsed combustion device and method
RU43306U1 (ru) Установка для термического воздействия на нефтяной пласт
CA2893087A1 (en) System and method for heating a well treatment fluid
CN114320257A (zh) 煤矿井下瓦斯燃烧后注热煤层强化抽采的闭环系统及方法
MXPA01006764A (en) Pulsed combustion device and method

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

Address after: The University of Minnesota

Patentee after: Norway Grumman Innovation Systems Inc.

Address before: The University of Minnesota

Patentee before: ALLIANT TECHSYSTEMS INC

CP01 Change in the name or title of a patent holder
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20170531

Termination date: 20200624

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