EA000249B1 - Беспламенная камера сгорания - Google Patents

Беспламенная камера сгорания Download PDF

Info

Publication number
EA000249B1
EA000249B1 EA199800600A EA199800600A EA000249B1 EA 000249 B1 EA000249 B1 EA 000249B1 EA 199800600 A EA199800600 A EA 199800600A EA 199800600 A EA199800600 A EA 199800600A EA 000249 B1 EA000249 B1 EA 000249B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
fuel
combustion chamber
temperature
oxidant
combustor
Prior art date
Application number
EA199800600A
Other languages
English (en)
Other versions
EA199800600A1 (ru
Inventor
Джон Майкл Караникас
Томас Микас
Харолд Дж. Вайнгар
Скотт Ли Веллингтон
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
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 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of EA199800600A1 publication Critical patent/EA199800600A1/ru
Publication of EA000249B1 publication Critical patent/EA000249B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C13/00—Apparatus in which combustion takes place in the presence of catalytic material
    • F23C13/02—Apparatus in which combustion takes place in the presence of catalytic material characterised by arrangements for starting the operation, e.g. for heating the catalytic material to operating temperature
    • 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
    • E21B43/16—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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C2900/00—Special features of, or arrangements for combustion apparatus using fluid fuels or solid fuels suspended in air; Combustion processes therefor
    • F23C2900/99001—Cold flame combustion or flameless oxidation processes
    • 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
    • Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Gas Burners (AREA)
  • Fluidized-Bed Combustion And Resonant Combustion (AREA)
  • Combustion Of Fluid Fuel (AREA)

Description

Это изобретение относится к устройству беспламенной камеры сгорания и способу ее зажигания.
В патентах США № 4,640,352 и 4,886,118 описано кондукционное прогревание подземных формаций с низкой проницаемостью, содержащих нефть, для извлечения из них нефти. Формации с низкой проницаемостью включают диатомиты, липоидные угли, пески каменноугольного дегтя и битуминозные сланцы. Такие способы повышения извлечения нефти, как орошение паром, двуокисью углерода или огнем, непривлекательны для формаций с низкой проницаемостью. Орошающие материалы имеют тенденцию проникать в формации, имеющие низкую проницаемость, предпочтительнее через трещины. Инжектируемые материалы обходят большую часть углеводородом формации. В отличие от этих способов кондукционное прогревание не требует переноса текучей среды в формацию. Поэтому нефть внутри формации не обходят, как в орошающем процессе. При повышении температуры формации путем кондукционного прогревания вертикальные температурные профили имеют тенденцию к относительному единообразию, поскольку формации обычно имеют относительно одинаковую теплопроводность и удельную теплоемкость. Транспортирование углеводородов в термокондукционном процессе осуществляется посредством давления, испарения и теплового расширения нефти и воды, захваченной в порах формации. Углеводороды перемещаются через небольшие трещины, образовавшиеся за счет термического напряжения, и за счет расширения и испарения нефти и воды.
В патентах США № 3,313,623 и 3,181,613 описаны теплоинжекционные отапливаемые газом камеры сгорания (горелки) для прогревания подземных формаций.
В этих камерах сгорания применяются пористые материалы для поддержания пламени, вследствие чего эти камеры сгорания (горелки) распространяют пламя на большее расстояние.
Перенос тепла излучением от факела к кожуху исключен посредством обеспечения пористой среды для поддержания пламени. Однако для того, чтобы в пористой среде происходило горение, газообразное топливо и воздух для сжигания должны быть предварительно смешаны. Если предварительно смешанные газообразное топливо и воздух для сжигания находятся при температуре выше температуры самовоспламенения смеси, они будут реагировать в процессе предварительного смешивания, а не внутри пористой среды. Формации, используемые в качестве примеров в этих изобретениях, имели толщину только до около 15 м и менее чем около 4,5 м перекрывающих пород. Поэтому газообразное топливо и воздух для сжигания были относительно холодными, когда они достигали камеры сгорания. Камера сгорания не сможет функционировать должным образом, если формация, подлежащая прогреванию, будет находиться значительно глубже.
В патенте США № 5,255,742 описана беспламенная камера сгорания, применяемая для прогревания подземных формаций, в которой используются подогретые газообразное топливо и воздух для сжигания, при этом газообразное топливо соединяют с воздухом для сжигания с приращением, достаточно малым для исключения пламени. Образование NOX почти исключено, и стоимость нагревателей может быть значительно снижена вследствие использования менее дорогостоящих материалов конструкции. Подогрев газообразного топлива в соответствии с технологией этого источника информации приводит к образованию кокса, если к газообразному топливу не добавляются СО2, Н2, пар и другие реагенты, подавляющие образование кокса (обезуглероживающие ингибиторы). Кроме того, запуск этого известного нагревателя является довольно длительным процессом, поскольку он должен работать при температурах выше температуры самовоспламенения газотопливной смеси. Для запуска требуются продолжительные периоды времени работы с очень низким расходом, прежде чем температуры станут достаточно высокими для нормальной работы.
Каталитические камеры сгорания также известны. Например, в патенте США № 3,928,961 описано устройство для каталитического сжигания топлива, в котором образование NOx исключено за счет сжигания при температурах выше температур самовоспламенния топлива, но ниже температур, приводящих к значительному образованию окислов азота.
В патентах США № 5,355,668 и 4,065,917 описаны металлические поверхности с покрытием из катализатора окисления. В этих патентах предлагаются поверхности с каталитическим покрытием на деталях газотурбинных двигателей. В вышеупомянутом патенте США № 4,065,917 предлагается использовать поверхности с каталитическим покрытием для запуска турбины, а также говорится о регулировании ограниченной массообменом фазы в операции запуска.
Беспламенная камера сгорания и способ ее зажигания в соответствии с ограничительной частью независимых пунктов формулы 1, 10 и 13 настоящего изобретения известны из патента США № 5,404,952. В известной камере сгорания и способе ее зажигания внутри камеры сгорания на некотором расстоянии от отверстий подвешена спираль электросопротивления, которая может замедлять и осуществлять зажигание.
Поэтому задачей настоящего изобретения является разработка способа и устройства для беспламенного горения, которое может легко и достигать рабочих температур. Задачей другого аспекта настоящего изобретения является раз3 работка способа и устройства для сжигания с минимальным образованием NOX. Еще одной задачей настоящего изобретения является разработка способа с высоким уровнем термического КПД.
Согласно одному аспекту настоящего изобретения беспламенная камера сгорания содержит:
аксиальную камеру сгорания, сообщающуюся с вводом для окислителя у одного конца и выводом для продуктов сгорания у другого конца;
топливопровод, размещенный внутри аксиальной камеры сгорания и ограничивающий топливный объем, при этом топливный объем сообщается с источником топлива, а также сообщается с камерой сгорания через множество отверстий, выполненных по длине топливопровода, причем каждое из отверстий расположено на определенном расстоянии друг от друга, на котором окислитель может проходить через камеру сгорания и смешиваться с топливом, проходящим из топливного объема, когда окислитель пропускается от впускного конца к выводу для продуктов сгорания;
каталитическую поверхность, расположенную внутри аксиальной камеры сгорания, при этом каталитическая поверхность способна эффективно снижать температуру воспламенения смеси топлива и окислителя от температуры некатализированного самовоспламенения до температуры катализированного самовоспламенения; и источник электрической энергии, предназначенный для пропускания тока через топливопровод в количестве, эффективном для нагрева топливопровода в окрестности, по меньшей мере, одного отверстия до температуры выше температуры, при которой топливо будет воспламеняться при его прохождении через отверстия.
Предпочтительнее, каталитическая поверхность является наружной поверхностью топливопровода и/или внутренней поверхностью камеры сгорания. Также является предпочтительным, чтобы каталитическая поверхность содержала палладий.
Согласно другому аспекту настоящего изобретения беспламенная камера сгорания содержит:
аксиальную камеру сгорания, сообщающуюся с вводом для окислителя у одного конца и с выводом для продуктов сгорания у другого конца;
топливопровод, расположенный внутри камеры сгорания и ограничивающий топливный объем, при этом топливный объем сообщается с источником топлива, а также сообщается с камерой сгорания через множество отверстий, выполненных по длине топливопровода, причем топливопровод выполнен из электропроводного материала; и источник электрической энергии, предназначенный для пропускания электрического тока через топливопровод в количестве, эффективном для нагрева топливопровода в окрестности, по меньшей мере, одного отверстия до температуры выше температуры, при которой топливо будет воспламеняться при прохождении его через отверстия.
Соответственно, камера сгорания расположена в подземной буровой скважине, а топливопровод выполнен трубчатым и опускается от устья скважины; электрическая энергия подводится к устью скважины, толщина топливопровода в окрестности отверстий меньше толщины топливопровода над отверстиями; и топливопровод заземлен от точки, расположенной ниже, по меньшей мере, одного отверстия.
Кроме того, изобретение относится к способу зажигания беспламенной камеры сгорания.
Способ включает:
обеспечение аксиальной камеры сгорания, сообщающейся с вводом для окислителя у одного конца и выводом для продуктов сгорания у другого конца;
обеспечение топливопровода, расположенного внутри аксиальной камеры сгорания и ограничивающего топливный объем, при этом топливный объем сообщается с источником топлива, а также сообщается с камерой сгорания через множество отверстий, выполненных по длине топливопровода;
пропускание окислителя, выбранного из группы, включающей закись азота и добавочный кислород, в камеру сгорания;
нагрев потока топлива, окислителя, или как потока топлива, так и потока окислителя до температуры, приводящей к реакции окислителя и топлива при соединении топлива с окислителем;
дальнейшее пропускание окислителя в камеру сгорания и топлива в топливопровод до тех пор, пока температура внутри камеры не превысит температуру самовоспламенения топлива в воздухе; и замену окислителя воздухом после того, как температура в камере сгорания превысит температуру самовоспламенения топлива в воздухе.
Соответственно, способ согласно изобретению дополнительно включает операцию пропускания электричества через топливопровод в количестве, достаточном для обеспечения нагрева, по крайней мере, части топливопровода в окрестности, по меньшей мере, одного отверстия до температуры, по крайней мере, 260°С.
Предпочтительнее, способ согласно настоящему изобретению дополнительно включает этап обеспечения каталитической поверхностью внутри камеры сгорания, способной эффективно снижать температуру, при которой топливо и окислитель реагируют вблизи каталитической поверхности.
Подходящим топливом для использования в фазе запуска в способе согласно настоящему изобретению являются водород и смесь водорода и моноокиси углерода, имеющие низкую температуру воспламенения.
Способ беспламенного горения и беспламенная камера сгорания настоящего изобретения приводят к минимальному образованию окислов азота. Поэтому не требуется никаких других мер для исключения или предотвращения образования окислов азота.
Далее изобретение описывается более подробно со ссылкой на приложенные чертежи, на которых фиг. 1 изображает камеру сгорания, пригодную для использования в настоящем изобретении; фиг. 2 является гра(|)иком зависимости количества топлива, потребляемого камерой сгорания и демонстрирующего работоспособность настоящего изобретения, от температуры.
Беспламенная камера сгорания, которая может быть использована с усовершенствованием в соответствии с настоящим изобретением, раскрыта в патенте США № 5,255,742, описание которого приведено в настоящем описании для справки. Настоящее изобретение включают три усовершенствования, относящиеся к запуску такой камеры сгорания. Каждое из трех усовершенствований может использоваться индивидуально, но предпочтительнее, по меньшей мере, два из них используются в сочетании. Эти три усовершенствования настоящего изобретения включают:
использование топливопровода в качестве резистивного нагревателя для подачи тепла в процессе запуска;
использование каталитической поверхности внутри камеры сгорания для снижения температур, при которых происходит окисление топлива; и использование окислителей, отличных от воздуха, или вместе с воздухом для снижения температур самовоспламенения в процессе запуска.
Важным признаком беспламенной камеры сгорания настоящего изобретения является то, что тепло отводится вдоль оси камеры сгорания с тем, чтобы поддерживаемая температура была значительно ниже той температуры, которая должна иметь место при адиабатическом горении. Это почти исключает образование окислов NOX и также значительно снижает металлургические требования, в результате чего камера сгорания является относительно дешевой.
Обычно беспламенное горение осуществляется за счет подогрева воздуха для сжигания и газообразного топлива, достаточного для того, чтобы при соединении двух потоков температура смеси превышала температуру самовоспламенения смеси, но была ниже той температуры, которая должна стать результатом окисления при смешивании, ограниченного только скоростью смешивания. Подогрев потоков до температуры в диапазоне от около 815°С до около 1260°С с последующим вмешиванием газообразного топлива в воздух для сжигания с относительно малым приращением приведет к беспламенному горению. В результате сжигания топлива приращения, с которыми газообразное топливо смешивается с потоком продуктов сгорания, предпочтительнее, приведут к возрастанию температуры потока продуктов сгорания в диапазоне от около 10 до 110°С.
На фиг.1 изображены теплоинжекционная скважина и камера сгорания, предназначенные для осуществления настоящего изобретения. Формация 1, подлежащая прогреванию, находится ниже перекрывающей породы 2 Буровая скважина 3 проходит через перекрывающую породу до позиции в подошве или вблизи подошвы формации, подлежащей нагреванию. Показана вертикальная скважина, но она может быть наклонной или горизонтальной. Горизонтальные скважины могут быть пробурены в формациях с горизонтальными трещинами для извлечения углеводородов посредством процесса параллельных штреков. Примерами таких формаций являются неглубокие формации битуминозных сланцев. Горизонтальные нагреватели также могут эффективно использоваться в тонких слоях для ограничения тепловых потерь в перекрывающих и подстилающих породах. В варианте, изображенном на фиг. 1, скважина укреплена кожухом 4 Нижний участок скважины может быть зацементирован цементом 7, характеристики которого пригодны для выдерживания повышенных температур и переноса тепла. Для предотвращения потерь тепла из системы для верхнего участка скважины предпочтителен цемент 8, являющийся .хорошим теплоизолятором. Топливопровод 12 проходит от устья к дну скважины. Топливопровод ограничивает топливный объем внутри топливопровода. Топливный объем сообщается с источником топлива, а также сообщается с камерой сгорания, окружающей топливопровод, через множество отверстий.
Известны высокотемпературные цементы, пригодные для цементирования кожуха и трубопроводов внутри высокотемпературных участков скважины. Примеры описаны в патентах США № 3,507,332 и 3,180,748. Предпочтительными являются цементы, содержащие свыше чем около 50 % по весу окиси алюминия от веса твердых частиц в суспензии цемента.
В неглубоких формациях может оказаться выгодным забивать нагреватель бурильным молотком непосредственно в формацию. При забивании нагревателя бурильным молотком непосредственно в формацию цементирования нагревателя в формации не требуется, но для предотвращения потерь текучей среды в поверхности верхняя часть нагревателя может быть зацементирована.
Выбор диаметра кожуха 4 в варианте фиг. 1 представляет собой альтернативу между стоимостью кожуха и скоростью, с которой тепло может передаваться в формацию. Кожух вследствие металлургических требований обычно является наиболее дорогостоящим компонентом инжекционной скважины. Количество тепла, которое может передаваться в формацию, значительно возрастает при увеличении диаметра кожуха. Оптимальным выбором между исходной стоимостью и теплоотдачей является кожух с внутренним диаметром в интервале от около 10 до около 20 см.
Внутри формации, подлежащей прогреванию, по длине топливопровода выполнено множество отверстий 13 (показано восемь отверстий). Отверстм удалены друг от друга на расстояние, достаточное для обеспечения возможности как протекания значительной реакции окислителя и топлива между отверстиями, так и отведения тепла от нагревателя по длине камеры сгорания между отверстиями. Отверстия 13 обеспечивают сообщение между объемом, ограниченным топливопроводом 12, и аксиальной камерой сгорания. Для распределения тепла, выделяющегося внутри подлежащей прогреванию формации, предусмотрено множество отверстий. Поэтапный выпуск топлива в поток окислитсля/продуктов сгорания приводит к поэтапному генерированию тепла, и при равномерным переносе тепла из скважины, как в варианте фиг. 1, температуры внутри скважины будут намного ниже температур адиабатического горения. Исключение высоких температур значительно снижает металлургические требования и, следовательно, стоимость оборудования. Кроме того, температуры намного ниже температур адиабатического горения исключают образование NOx.
Отверстия имеют размеры, обеспечивающие достижение близкого к равномерному распределения температур внутри кожуха. Близкий к равномерному температурный профиль внутри кожуха приводит к более равномерному распределению тепла внутри формации, подлежащей прогреванию. Близкое к равномерному распределение тепла внутри формации приводит к более эффективному использованию тепла в процессе извлечения углеводородов посредством кондуктивного прогревания. Более ровный температурный профиль также приведет к более низким максимальным температурам при таком же выделении тепла. Поскольку выбор материалов, используемых в конструкциях камеры сгорания и системы скважины, диктует максимальные температуры, равномерные температурные профили будут увеличивать тепловыделение, возможное для тех же самых материалов конструкции. Количество отверстий лимитируется только размером отверстий, которые должны использоваться. Если используется большее число отверстий, они должны быть меньшего размера. Отверстия меньшего размера будут легче засоряться, чем отверстия большего размера. Количество отверстий определяется выбором альтернативы между равномерностью температурного профиля и возможностью засорения.
Количество, размер и интервал между отверстиями вместе с отведением тепла из камеры сгорания, предпочтительнее, таковы, что максимальные температуры внутри камеры сгорания составляют менее чем около 1100°С. Это приводит к более продолжительному сроку службы коммерчески доступных материалов.
При работе камеры сгорания настоящего изобретения важным является то, что тепло должно отводиться из камеры сгорания между топливными отверстиями. При применении настоящего изобретения в качества инжектора тепла в скважину тепло передается формации вокруг скважины. Нагреватель настоящего изобретения также может использоваться и для других применений, например для генерирования пара и в качестве технологических нагревателей для химической промышленности или нефтеперерабатывающей промышленности.
Альтернативно, посредством выполнения отверстий в воздухопроводе для подачи воздуха для сжигания вместо выполнения отверстий в топливопроводе может быть обеспечена поэтапная подача в топливо воздуха и/или другого окислителя.
При транспортировании топлива и окислителя к дну последние соединяются и реагируют друг с другом внутри объема скважины, окружающего трубопроводы 14, с образованием продуктов сгорания. Этим объемом является аксиальная камера сгорания настоящего изобретения. Продукты сгорания проходят вверх по скважине и выходят через выхлопное отверстие у устья скважины. Продукты сгорания могут быть обработаны с целью удаления загрязняющих веществ, при этом также может оказаться желательным отбирать тепловую энергию продуктов сгорания посредством турбодетандера или теплообменника.
Когда продукты сгорания в скважине поднимаются выше подлежащей прогреванию формации, между окислителем и топливом, опускающимися вниз по трубопроводам, и продуктами сгорания происходит теплообмен. Этот теплообмен не только конвертирует энергию, но и обеспечивает возможность осуществления беспламенного горения настоящего изобретения. Опускаясь вниз по соответствующим трубопроводам, топливо и окислитель подогреваются до такой степени, чтобы температура смеси двух потоков в момент окончательного смешивания была выше температуры самовоспламенения смеси. В результате происходит беспламенное горение, исключающее пламя в качестве источника излучения тепла. Поэтому тепло переносится из скважины, по существу, равномерно.
Для подачи электрической энергии, необходимой для запуска камеры сгорания и инициирования нагрева, к топливному трубопроводу 12 вблизи скважины ниже электроизолирующего соединения посредством зажима 16 или другого соединения может быть подсоединен электрический питающий провод 15 Вблизи дна скважины должно быть предусмотрено электрическое заземление с одним или более электропроводными централизаторами вокруг топливопровода 17 и вокруг трубопровода для окислителя 18. Централизаторы на топливопроводе над электропроводными централизаторами выполнены электроизолирующими. Толщина стенки топливопроводов, предпочтительнее, уменьшается вблизи отверстий с тем, чтобы подача электроэнергии к топливопроводу вызвала незначительное сопротивление нагреву над отверстиями и значительный нагрев под отверстиями. Предпочтительнее, подвод тепла является достаточным для того, чтобы топливо, выходящее из отверстий в текущий поток окислителя (или воздуха) находилось при температуре самовоспламенения топливоокислительной смеси или выше этой температуры при смешивании топлива с окислителем. Является более предпочтительным, чтобы в этих условиях запуска температура смеси топлива с окислителем была выше температуры самовоспламенения смеси. Тогда топливо будет воспламеняться при прохождении через отверстия и смешивании с окислителем между отверстиями.
Температура самовоспламенения топливоокислительной смеси, предпочтительнее, снижается за счет размещения каталитической поверхности 19 вблизи отверстий. Эта каталитическая поверхность, предпочтительнее, располагается или выполняется на внутренней поверхности трубопровода для окислителя 10. Альтернативно, либо топливопровод может быть снабжен такой поверхностью, либо трубчатая или содержащая катализатор поверхность может быть отдельно размещена в трубопроводе для окислителя. Также могут быть предусмотрены и другие каталитические поверхности, например, в кольцевом канале для продуктов сгорания снаружи трубопровода для окислителя. Такие дополнительные каталитические поверхности должны гарантировать осуществление полного сгорания внутри скважины. Каталитическая поверхность также может значительно увеличить температурный диапазон, в пределах которого может работать камера сгорания, за счет снижения температуры, при которой происходит окисление топлива.
Запуск беспламенной камеры сгорания настоящего изобретения может быть дополнительно усовершенствован путем подачи в течение фазы запуска вспомогательных окислителей и/или путем использования топлива, имеющего более низкую температуру самовоспламенения, как, например, водорода. Предпочтительными окислителями являются вспомогательный кислород и закись азота. Водород может подаваться вместе с потоком природного газа и может подаваться в качестве несущего газа в присутствии моноокиси углерода и/или присутствии двуокиси углерода. Присутствие двуокиси углерода не должно быть предпочтительным, но может допускаться, при этом удаление некоторого количества двуокиси углерода может оказаться экономически невыгодным.
Приемлемыми каталитическими материалами являются благородные металлы, полублагородные металлы и окислы переходных металлов. Как правило, в настоящем изобретении используются известные катализаторы окисления. Также могут быть использованы смеси таких металлов или окислов этих металлов.
Пусковые окислители и/или топлива, предпочтительнее, используются только до тех пор, пока камера сгорания не нагреется до температуры, достаточной для того, чтобы была обеспечена возможность работы с метаном (природным газом ) в качестве топлива и воздухом в качестве окислителя (т.е. до нагрева камеры сгорания до температуры выше температуры самовоспламенения метана в воздухе).
Подогрев газообразного топлива, например метана, для обеспечения беспламенного горения приводит к значительному образованию углерода внутри топливопровода, если в поток топлива не вводится обезуглероживающий ингибитор. Обезуглероживающим ингибитором может быть двуокись углерода, пар, водород или их смеси. Двуокись углерода и пар являются более предпочтительными обезуглероживающими ингибиторами вследствие более высокой стоимости водорода.
Беспламенное горение обычно имеет место тогда, когда реакция между потоком окислителя и топливом не лимитируется смешиванием и смешанный поток имеет температуру выше температуры самовоспламенения смешанного потока. Это осуществляется путем исключения высоких температур в момент смешивания и путем вмешивания с относительно малым приращением топлива в содержащий окислитель поток. О существовании пламени свидетельствует освещенная граница раздела фаз между несгоревшим топливом и продуктами сгорания. Для исключения образования пламени топливо и окислитель, предпочтительнее, перед смешиванием нагревают до температуры в диапазоне от около 815°С до около 1260°С. Топливо, предпочтительнее, смешивается с потоком окислителя с относительно малыми приращениями для обеспечения возможности более быстрого смешивания. Например, достаточно такого приращения в подаче топлива, которое при его сжигании обеспечивает возможность повы11 шения температуры потока приблизительно на 28 - 56°С.
Использование топливопровода в качестве резистивного нагревателя для получения начального тепла, необходимого для запуска беспламенной камеры сгорания настоящего изобретения, является существенным усовершенствованием, поскольку предполагается, что топливопровод, присутствующий в любом случае, обычно должен изготавливаться из электропроводного материала и, являясь относительно толстым металлом, должен быть надежным нагревателем. Толщина топливопровода может варьироваться для обеспечения выделения тепла на заранее выбранных сегментах по длине топливопровода. Например, в случае применения скважины в качестве инжектора тепла может оказаться желательным осуществлять электрический нагрев самого нижнего участка скважины для воспламенения смешанного газового потока при наивысшей концентрации топлива с тем, чтобы топливо сгорало прежде, чем дымовые газы начнут проходить обратно вверх по скважине. Электропитание может подводиться к топливопроводу в скважине, при этом топливопровод поддерживается изолированным крюком и удерживается в середине трубопровода для подачи воздуха посредством изолированных центролизаторов. Затем топливопровод заземляется ниже сегмента, который должен использоваться в качестве нагревателя.
Для повышения степени окисления топлива при более низких температурах на поверхность внутри камеры сгорания может быть нанесено покрытие из каталитических металлов, например палладия или платины, предпочтительнее посредством нанесения гальванического покрытия методом натирания. Установлено, что такие каталитические поверхности исключительно эффективны для промотирования окисления метана в воздухе при температурах порядка 260°С. Эта реакция быстро происходит на поверхности катализатора, и, как правило, газы в граничном слое, примыкающем к каталитической поверхности, очень быстро полностью реагируют. Преимуществом наличия значительной каталитической поверхности внутри камеры сгорания является то, что температурный диапазон, в пределах которого может действовать беспламенная камера сгорания, может быть значительно увеличен.
Примеры.
Для определения температур, при которых должны происходить реакции окисления для различных комбинаций топлив, окислителей и каталитической поверхности, использовали тепловой реактор. Реактор представлял собой трубу из нержавеющей стали диаметром 2,54 см, охваченную электронагревательной спиралью. Для контроля температуры использовали термопару, помещенную под изоляцию, прилегающую к наружной поверхности трубы. Термопары также были помещены внутри трубы на входе, в середине и на выходе. Для определения каталитической активности в трубе были подвешены испытательные ленты из благородных металлов или полоски из нержавеющей стали с покрытием из благородных металлов. Воздух, подогретый до температуры несколько ниже требуемой температуры испытания, инжектировали в нагретый электричеством испытываемый участок трубы. Электропитание резистивного электронагревателя изменяли до тех пор, пока не была достигнута требуемая температура испытываемого участка и пока не был достигнут установившийся режим, определенный согласно показаниям термопар, размещенных внутри трубы. Затем в поток подогретого воздуха через тройник для смешения инжектировали топливо и позволяли течь через нагретый электричеством испытываемый участок трубы. Для испытания каталитической активности внутри трубы были подвешены четыре палладиевые ленты шириной 0,32 см и длиной около 40 см или полоски из нержавеющей стали шириной 0,95 см, толщиной около 0,16 см и длиной около 40 см с платиновым или палладиевым покрытием на обеих сторонах. Когда испытываемый участок трубы с подвешенными в нем полосками с каталитическим покрытием или лентами из благородного металла достигал температуры катализированного самовоспламенения или выше ее, добавление топлива вызывало повышение температуры в середине и на выходе трубы, индуцированное термопарой в середине трубы и термопарой на выходе трубы. Ниже температуры катализированного самовоспламенения такого повышения температуры не наблюдалось. При отсутствии полосок с каталитическим покрытием или лент из благородного металла испытываемый участок трубы нагревался до температуры самовоспламенения топлива до того, как наблюдалось повышение температуры. Измеренные температуры некатализированного и катализированного самовоспламенения суммированы в таблице, при этом измеренные температуры некатализированного самовоспламенения или температуры катализированного самовоспламенения упоминаются как измеренные температуры самовоспламенения.
Таблица
Топливо Измер. темп. самовоспламенения, °C Расход воздуха, см3/мин Конц.топлива в воздухе, об.% Допустимый % воздуха, об.% Катализатор
Природный газ 788 380 10,5
Природный газ 732 380 2,6 N2O/21
Природный газ 677 380 2,6 O2/40
Диметиловый эфир 510 380 2,6
Диметиловый эфир 316 380 2,6 N2O /21
Н2 659 380 13
Н2 49 380 13 Pt
66,6 % Н2 33,3% СО 676 380 13
66,6 % Н2 33,3% СО 213 380 13 Pt
66,6 % Н2 33,3% СО 211 380 13 N2O/44,7 Pt
66,6 % н2 33,3% со 149 0 13 380 см3 /мин 100%N2O Pt
Метан 310 380 13 - Pd
Н2 149 380 13 - Pd
66,6 % Н2 33,3% СО 154 380 13 - Pd
Из таблицы видно, что добавление N2O к топливу значительно снижает измеренную температуру самовоспламенения смесей. Кроме того, включение водорода в качестве топлива и присутствие каталитической поверхности также значительно снижает динамику температур самовоспламенения.
Для проверки результатов испытания реактора диаметром 2,54 см (1 дюйм) в качестве рассредоточенной камеры сгорания испытывали опытную камеру сгорания длиной 3,048 м. Внутри топочной трубы с внутренним диаметром 5,08 см был размещен трубопровод для газообразного топлива с наружным диаметром 2,54 см. Трубопровод для инжектирования топлива обеспечивал топливный канал к отверстию для инжектирования топлива, расположенному вблизи впускного конца топочной трубы. Топочную трубу помещали внутри изолированной трубы, вдоль трубопровода для подачи топлива помещались термопары. Использовали две различных топочных трубы. Одна топочная труба была изготовлена из полосы сплава HAYNES 120 На одну сторону полосы методом натирания было нанесено гальваническое покрытие из палладия средней толщиной до 0,000254 см. Затем полосе придавали форму, расклинивали и сваривали в трубу длиной 3,048 м с платиновым покрытием на внутренней стороне трубы. Другая топочная труба была стандартной трубой из сплава HAYNES 120 диаметром 7,62 см. Для подачи газообразного топлива в топочную трубу длиной 3,048 м использовали горелку MAXON, и с выхлопными газами из горелки MAXON в смесительном отделении между горелкой и топочной трубой смешивали различные количества воздуха и/или других добавок. Для поддержания единообразной температуры внутри топочной трубы снаружи вдоль длины топочной трубы размещали три электронагревателя, каждый из которых имел свой собственный регулятор.
Была проведена серия испытаний, одно из которых проводили с топочной трубой с палладиевым покрытием, и одно - с топочной трубой без палладиевого покрытия. Через отверстие для инжектирования топлива инжектировали газообразное топливо с расходом около 0,635 м3/ч и воздух с расходом около 374 м3/ч, включающий воздух для горелки и дополнительный воздух, при этом расходы измерены при температуре около 15°С и давлении 1 атмосфера. Для достижения заданной температуры на входе топочной трубы в горелку подавалось достаточное количество газообразного топлива. Процентное соотношение инжектированного и сгоревшего метана как функции температуры на входе топочной трубы показано на фиг. 2 в виде линии А для катализированной конфигурации и в виде линии В для некатализированной конфигурации. Из фиг. 2 видно, что самой низкой температурой, при которой может работать камера сгорания, является температура 260°С, при этом посредством топочной трубы с палладивым покрытием было окислено 55% метана. Самой низкой рабочей температурой может быть температура несколько ниже 260°С, но имеющееся оборудование не может работать при более низкой температуре. При использовании топочной трубы без палладиевого покрытия, некоторое окисление метана происходило при температуре около 704°С, при этом быстрое окисление метана происходило при температурах около 816°С. При температурах 871 °C и выше присутствие палладиевой поверхности является неэффективным, поскольку метан быстро и полностью окисляется как при наличии, так и при отсутствии палладиевой поверхности.
Независимость окисления метана от температуры при температурах ниже 704°С может подтвердить то, что метан внутри граничного слоя у поверхности палладиевой поверхности быстро окисляется и что перенос метана в этот граничный слой, а не динамика, определяет степень, до которой окисляется метан. При температурах около 704°С и выше термическое окисление становится превалирующим, и температурная зависимость обусловлена этим термическим окислением.

Claims (17)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Беспламенная камера сгорания, содержащая аксиальную камеру сгорания (14), сообщающуюся с вводом для окислителя у одного конца и выводом продуктов сгорания у другого конца; топливопровод (12), расположенный внутри аксиальной камеры сгорания и ограничивающий топливный объем, при этом топливный объем сообщается с источником топлива, а также сообщается с камерой сгорания через множество отверстий (13), выполненных по длине топливопровода (12), причем каждое из отверстий (13) отделено друг от друга промежутком, в котором окислитель может проходить через камеру сгорания (14) и смешиваться с топливом, проходящим через отверстия (13) из топливного объема, когда окислитель пропускается от впускного конца к выводу для продуктов сгорания; каталитическую поверхность (19), расположенную внутри аксиальной камеры сгорания (14), предназначенную для эффективного снижения температуры самовоспламенения смеси топлива и окислителя от температуры некатализированного самовоспламенения до температуры катализированного самовоспламенения; и средство электрического нагрева для воспламенения смеси окислителя и топлива внутри аксиальной камеры сгорания; отличающаяся тем, что средство электрического нагрева содержит источник электрической энергии (15), предназначенный для пропускания электрического тока через топливопровод (12) в количестве, достаточном для нагрева топливопровода (12) в окрестности, по меньшей мере, одного отверстия (13) до температуры выше температуры, при которой топливо будет воспламеняться при прохождении через отверстия (13).
  2. 2. Беспламенная камера сгорания по π. 1, отличающаяся тем, что каталитическая поверхность (19) включает наружную поверхность топливопровода (12).
  3. 3. Беспламенная камера сгорания по π. 1, отличающаяся тем, что каталитическая поверхность (19) включает внутреннюю поверхность камеры сгорания (14).
  4. 4. Беспламенная камера сгорания по π. 1, отличающаяся тем, что камера сгорания (14) ограничена внутренней поверхностью трубопровода (10) внутри скважины.
  5. 5. Беспламенная камера сгорания по π. 1, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит средство для отбора тепла от промежутка камеры сгорания, расположенного между, по меньшей мере, двумя отверстиями (13), при этом средство для обора тепла выполнено с возможностью отбора количества тепла, приводящего к достижению температуры внутри камеры сгорания (14), которая в установившемся режиме выше температуры самовоспламенения топлива в воздухе, но ниже чем около 1100°С.
  6. 6. Беспламенная камера сгорания по п.5, отличающаяся тем, что средством для отбора тепла от промежутка камеры сгорания, расположенного между, по меньшей мере, двумя отверстиями (13) является формация (1), которой путем конвекции и теплопроводности через кольцевой зазор, окружающий камеру сгорания, может быть передано тепло от камеры сгорания (14).
  7. 7. Беспламенная камера сгорания по π. 1, отличающаяся тем, что каталитическая поверхность содержит палладий.
  8. 8. Беспламенная камера сгорания по π. 1, отличающаяся тем, что она расположена внутри скважины (3).
  9. 9. Беспламенная камера сгорания по п.8, отличающаяся тем, что топливопровод (12) выполнен в виде трубы, подвешенной в устье скважины, при этом камера сгорания дополнительно содержит средство (15) для подвода электрической энергии к топливопроводу у устья скважины, толщина топливопровода в окрестности отверстий меньше толщины топливопровода выше отверстий и топливопровод заземлен от точки, расположенной ниже, по меньшей мере, одного отверстия.
  10. 10. Беспламенная камера сгорания, содержащая аксиальную камеру сгорания (14), сообщающуюся с вводом для окислителя у одного конца и с выводом для продуктов сгорания у другого конца; топливопровод (12), расположенный внутри аксиальной камеры сгорания (14) и ограничивающий топливный объем, при этом топливный объем сообщается с источником топлива, а также сообщается с камерой сгорания (14) через множество отверстий (13), выполненных по длине топливопровода, и топливопровод (12) содержит электропроводный материал; и средство электрического нагрева для воспламенения смеси окислителя и топлива внутри аксиальной камеры сгорания, отличающаяся тем, что средство электрического нагрева содержит источник электрической энергии (15), предназначенный для пропускания электрического тока через топливопровод (12) в количестве, эффективном для нагрева топливопровода (12) в окрестности, по меньшей мере, одного отверстия (13) до температуры выше температуры, при которой топливо будет воспламеняться при прохождении его через отверстия.
  11. 11. Беспламенная камера сгорания по и. 10, отличающаяся тем, что она расположена внутри скважины (3).
  12. 12. Беспламенная камера сгорания по п. 11, отличающаяся тем, что топливопровод (12) выполнен в виде трубы, подвешенной в устье скважины; подвод электроэнергии выполнен у устья скважины; толщина топливопровода в окрестности отверстий (13) меньше толщины топливопровода выше отверстий; и топливопровод заземлен от точки, расположенной ниже, по меньшей мере, одного отверстия (13).
  13. 13. Способ зажигания беспламенной камеры сгорания, включающий обеспечение аксиальной камерой сгорания (14), сообщающейся с вводом для окислителя у одного конца и выводом для продуктов сгорания у другого конца; обеспечение топливопроводом (12), расположенным внутри камеры сгорания (14) и ограничивающим топливный объем, при этом топливный объем сообщается с источником топлива, а также сообщается с камерой сгорания (14) через множество отверстий (13), выполненных по длине топливопровода (12); пропускание окислителя в камеру сгорания (14); пропускание потока топлива в топливный объем; и нагревание потока топлива, окислителя или и потока топлива, и окислителя до температуры, приводящей к реакции окислителя и топлива при соединении топлива с окислителем, отличающийся тем, что окислитель выбирают из группы, включающей закись азота и вспомогательный кислород, при этом способ дополнительно включает дальнейшее пропускание окислителя в камеру сгорания (14) и топлива в топливопровод до тех пор, пока температура внутри камеры сгорания (14) не превысит температуру самовоспламенения топлива в воздухе; и замену окислителя воздухом после того, как температура внутри камеры сгорания (14) превысит температуру самовоспламенения топлива в воздухе.
  14. 14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что он дополнительно включает операцию пропускания электричества через топливопровод (12) в количестве, достаточном для обеспечения нагрева, по меньшей мере, части топливопровода (12) в окрестности, по меньшей мере, одного отверстия (13) до температуры, составляющей, по меньшей мере, 260°С.
  15. 15. Способ по и. 13, отличающийся тем, что он дополнительно включает обеспечение каталитической поверхности (19) внутри камеры сгорания (14), при этом каталитическая поверхность (19) предназначена для эффективного снижения температуры, при которой топливо и окислитель реагируют вблизи каталитической поверхности.
  16. 16. Способ по и. 13, отличающийся тем, что топливом является водород.
  17. 17. Способ по и. 13, отличающийся тем, что топливо содержит водород и моноокись углерода.
EA199800600A 1995-12-27 1996-12-17 Беспламенная камера сгорания EA000249B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US934595P 1995-12-27 1995-12-27
PCT/EP1996/005753 WO1997024509A1 (en) 1995-12-27 1996-12-17 Flameless combustor

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA199800600A1 EA199800600A1 (ru) 1998-12-24
EA000249B1 true EA000249B1 (ru) 1999-02-25

Family

ID=21737075

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA199800600A EA000249B1 (ru) 1995-12-27 1996-12-17 Беспламенная камера сгорания

Country Status (21)

Country Link
US (3) US5899269A (ru)
EP (1) EP0870100B1 (ru)
JP (1) JP3747066B2 (ru)
KR (1) KR100445853B1 (ru)
CN (1) CN1079885C (ru)
AT (1) ATE191254T1 (ru)
AU (1) AU696743B2 (ru)
BR (1) BR9612363A (ru)
CA (1) CA2240411C (ru)
DE (1) DE69607485T2 (ru)
DK (1) DK0870100T3 (ru)
EA (1) EA000249B1 (ru)
EG (1) EG21060A (ru)
ES (1) ES2145513T3 (ru)
GR (1) GR3033618T3 (ru)
IL (1) IL124806A (ru)
JO (1) JO1948B1 (ru)
MA (1) MA24040A1 (ru)
PT (1) PT870100E (ru)
TR (2) TR199900452T2 (ru)
WO (1) WO1997024509A1 (ru)

Families Citing this family (217)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
ES2145513T3 (es) * 1995-12-27 2000-07-01 Shell Int Research Aparato de combustion sin llama y procedimiento.
US5985222A (en) * 1996-11-01 1999-11-16 Noxtech, Inc. Apparatus and method for reducing NOx from exhaust gases produced by industrial processes
US6866097B2 (en) 2000-04-24 2005-03-15 Shell Oil Company In situ thermal processing of a coal formation to increase a permeability/porosity of the formation
US6698515B2 (en) 2000-04-24 2004-03-02 Shell Oil Company In situ thermal processing of a coal formation using a relatively slow heating rate
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
US6715548B2 (en) 2000-04-24 2004-04-06 Shell Oil Company In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce nitrogen containing formation fluids
US7011154B2 (en) * 2000-04-24 2006-03-14 Shell Oil Company In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation
US6588504B2 (en) 2000-04-24 2003-07-08 Shell Oil Company In situ thermal processing of a coal formation to produce nitrogen and/or sulfur containing formation fluids
US7032660B2 (en) * 2001-04-24 2006-04-25 Shell Oil Company In situ thermal processing and inhibiting migration of fluids into or out of an in situ oil shale formation
WO2003036033A1 (en) * 2001-10-24 2003-05-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Simulation of in situ recovery from a hydrocarbon containing formation
US7104319B2 (en) * 2001-10-24 2006-09-12 Shell Oil Company In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation
US7090013B2 (en) * 2001-10-24 2006-08-15 Shell Oil Company In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids
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
US6684948B1 (en) 2002-01-15 2004-02-03 Marshall T. Savage Apparatus and method for heating subterranean formations using fuel cells
US7182132B2 (en) * 2002-01-15 2007-02-27 Independant Energy Partners, Inc. Linearly scalable geothermic fuel cells
US8238730B2 (en) 2002-10-24 2012-08-07 Shell Oil Company High voltage temperature limited heaters
US6796789B1 (en) 2003-01-14 2004-09-28 Petro-Chem Development Co. Inc. Method to facilitate flameless combustion absent catalyst or high temperature oxident
AU2004235350B8 (en) 2003-04-24 2013-03-07 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
US20070042306A1 (en) * 2003-10-10 2007-02-22 Bacon David W Apparatus for igniting combustible mediums
NZ550504A (en) 2004-04-23 2008-10-31 Shell Int Research Temperature limited heaters used to heat subsurface formations
US7168949B2 (en) * 2004-06-10 2007-01-30 Georgia Tech Research Center Stagnation point reverse flow combustor for a combustion system
US7425127B2 (en) * 2004-06-10 2008-09-16 Georgia Tech Research Corporation Stagnation point reverse flow combustor
US7293606B2 (en) * 2005-03-09 2007-11-13 391854 Alberta Limited Heat exchanging apparatus
AU2006223450A1 (en) * 2005-03-10 2006-09-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A heat transfer system for the combustion of a fuel and heating of a process fluid and a process that uses same
MX2007010987A (es) * 2005-03-10 2007-09-25 Shell Int Research Metodo para iniciar un sistema de calentamiento directo para la combustion sin flama de combustible, y el calentamiento directo de un fluido de proceso.
US8224165B2 (en) 2005-04-22 2012-07-17 Shell Oil Company Temperature limited heater utilizing non-ferromagnetic conductor
US7966822B2 (en) * 2005-06-30 2011-06-28 General Electric Company Reverse-flow gas turbine combustion system
US7635025B2 (en) 2005-10-24 2009-12-22 Shell Oil Company Cogeneration systems and processes for treating hydrocarbon containing formations
GB2431673B (en) 2005-10-26 2008-03-12 Schlumberger Holdings Downhole sampling apparatus and method for using same
GB2446998B (en) * 2005-12-21 2011-06-08 Vetco Gray Scandinavia As Method and apparatus for sub sea power generation
US20070269755A2 (en) * 2006-01-05 2007-11-22 Petro-Chem Development Co., Inc. Systems, apparatus and method for flameless combustion absent catalyst or high temperature oxidants
US7591306B2 (en) * 2006-02-27 2009-09-22 Geosierra Llc Enhanced hydrocarbon recovery by steam injection of oil sand formations
US7604054B2 (en) * 2006-02-27 2009-10-20 Geosierra Llc Enhanced hydrocarbon recovery by convective heating of oil sand formations
US7404441B2 (en) * 2006-02-27 2008-07-29 Geosierra, Llc Hydraulic feature initiation and propagation control in unconsolidated and weakly cemented sediments
US20070199712A1 (en) * 2006-02-27 2007-08-30 Grant Hocking Enhanced hydrocarbon recovery by steam injection of oil sand formations
US20070199697A1 (en) * 2006-02-27 2007-08-30 Grant Hocking Enhanced hydrocarbon recovery by steam injection of oil sand formations
US7748458B2 (en) * 2006-02-27 2010-07-06 Geosierra Llc Initiation and propagation control of vertical hydraulic fractures in unconsolidated and weakly cemented sediments
US20070199706A1 (en) * 2006-02-27 2007-08-30 Grant Hocking Enhanced hydrocarbon recovery by convective heating of oil sand formations
US8151874B2 (en) 2006-02-27 2012-04-10 Halliburton Energy Services, Inc. Thermal recovery of shallow bitumen through increased permeability inclusions
US20070199700A1 (en) * 2006-02-27 2007-08-30 Grant Hocking Enhanced hydrocarbon recovery by in situ combustion of oil sand formations
US20070199701A1 (en) * 2006-02-27 2007-08-30 Grant Hocking Ehanced hydrocarbon recovery by in situ combustion of oil sand formations
US20070199710A1 (en) * 2006-02-27 2007-08-30 Grant Hocking Enhanced hydrocarbon recovery by convective heating of oil sand formations
US20070199711A1 (en) * 2006-02-27 2007-08-30 Grant Hocking Enhanced hydrocarbon recovery by vaporizing solvents in oil sand formations
US7866395B2 (en) * 2006-02-27 2011-01-11 Geosierra Llc Hydraulic fracture initiation and propagation control in unconsolidated and weakly cemented sediments
US20070199695A1 (en) * 2006-02-27 2007-08-30 Grant Hocking Hydraulic Fracture Initiation and Propagation Control in Unconsolidated and Weakly Cemented Sediments
US7520325B2 (en) 2006-02-27 2009-04-21 Geosierra Llc Enhanced hydrocarbon recovery by in situ combustion of oil sand formations
US20070199705A1 (en) * 2006-02-27 2007-08-30 Grant Hocking Enhanced hydrocarbon recovery by vaporizing solvents in oil sand formations
US7543638B2 (en) * 2006-04-10 2009-06-09 Schlumberger Technology Corporation Low temperature oxidation for enhanced oil recovery
AU2007261281B2 (en) 2006-04-21 2011-07-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Sulfur barrier for use with in situ processes for treating formations
US7644993B2 (en) 2006-04-21 2010-01-12 Exxonmobil Upstream Research Company In situ co-development of oil shale with mineral recovery
US20070254252A1 (en) * 2006-04-28 2007-11-01 Guenter Schaefer Hydrogen burner with a shut-off valve near the gas jets
US8016038B2 (en) * 2006-09-18 2011-09-13 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus to facilitate formation sampling
US7878243B2 (en) * 2006-09-18 2011-02-01 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for sampling high viscosity formation fluids
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
US9279583B2 (en) * 2006-10-12 2016-03-08 Stonewick, Inc. Catalytic burner
CA2666296A1 (en) * 2006-10-13 2008-04-24 Exxonmobil Upstream Research Company Heating an organic-rich rock formation in situ to produce products with improved properties
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
CN101595273B (zh) * 2006-10-13 2013-01-02 埃克森美孚上游研究公司 用于原位页岩油开发的优化的井布置
JO2670B1 (en) 2006-10-13 2012-06-17 ايكسون موبيل ابستريم ريسيرتش Improved shale oil production through in situ heating using hydraulic shatter production wells
US7516787B2 (en) 2006-10-13 2009-04-14 Exxonmobil Upstream Research Company Method of developing a subsurface freeze zone using formation fractures
US7631690B2 (en) 2006-10-20 2009-12-15 Shell Oil Company Heating hydrocarbon containing formations in a spiral startup staged sequence
US8162052B2 (en) 2008-01-23 2012-04-24 Schlumberger Technology Corporation Formation tester with low flowline volume and method of use thereof
AU2008227167B2 (en) 2007-03-22 2013-08-01 Exxonmobil Upstream Research Company Granular electrical connections for in situ formation heating
BRPI0808508A2 (pt) 2007-03-22 2014-08-19 Exxonmobil Upstream Res Co Métodos para aquecer uma formação de subsuperfície e uma formação rochosa rica em compostos orgânicos, e, método para produzir um fluido de hidrocarboneto
US20080241774A1 (en) * 2007-03-30 2008-10-02 Pierangelo Ghilardi Compact apparatus for generating a hot air flow with a gas burner
JP2010523315A (ja) * 2007-04-05 2010-07-15 ウスター ポリテクニック インスティチュート 多孔質アノード酸化層を有する複合構造および製造方法
WO2008131177A1 (en) 2007-04-20 2008-10-30 Shell Oil Company In situ heat treatment of a tar sands formation after drive process treatment
CA2680695C (en) 2007-05-15 2013-09-03 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole burners for in situ conversion of organic-rich rock formations
AU2008253749B2 (en) 2007-05-15 2014-03-20 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
CA2686830C (en) * 2007-05-25 2015-09-08 Exxonmobil Upstream Research Company A process for producing hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant
AR067576A1 (es) * 2007-07-20 2009-10-14 Shell Int Research Un calentador de combustion no inflamable y metodo para proporcionar calor a un conducto
BRPI0814093A2 (pt) * 2007-07-20 2015-02-03 Shell Int Research Aquecedor de combustão sem chama
US7647966B2 (en) * 2007-08-01 2010-01-19 Halliburton Energy Services, Inc. Method for drainage of heavy oil reservoir via horizontal wellbore
WO2009052045A1 (en) 2007-10-19 2009-04-23 Shell Oil Company Induction heaters used to heat subsurface formations
US8671658B2 (en) 2007-10-23 2014-03-18 Ener-Core Power, Inc. Oxidizing fuel
US8393160B2 (en) 2007-10-23 2013-03-12 Flex Power Generation, Inc. Managing leaks in a gas turbine system
US8082995B2 (en) 2007-12-10 2011-12-27 Exxonmobil Upstream Research Company Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence
US7832477B2 (en) 2007-12-28 2010-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Casing deformation and control for inclusion propagation
EP2098683A1 (en) 2008-03-04 2009-09-09 ExxonMobil Upstream Research Company Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence
EP2276559A4 (en) 2008-03-28 2017-10-18 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
MY156350A (en) 2008-03-28 2016-02-15 Exxonmobil Upstream Res Co Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods
US8162405B2 (en) 2008-04-18 2012-04-24 Shell Oil Company Using tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations
US8091636B2 (en) 2008-04-30 2012-01-10 World Energy Systems Incorporated Method for increasing the recovery of hydrocarbons
US8230929B2 (en) 2008-05-23 2012-07-31 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of producing hydrocarbons for substantially constant composition gas generation
JP5611961B2 (ja) 2008-10-13 2014-10-22 シエル・インターナシヨナル・リサーチ・マートスハツペイ・ベー・ヴエー 地表下の炭化水素地層の循環熱伝導流体の加熱
EP2344738B1 (en) 2008-10-14 2019-04-03 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for controlling the products of combustion
AU2009304547A1 (en) * 2008-10-17 2010-04-22 Archon Technologies Ltd. Well liner segments for in situ petroleum upgrading and recovery, and method of in situ upgrading and recovery
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
AU2009311358B2 (en) * 2008-11-06 2016-03-03 American Shale Oil, Llc Heater and method for recovering hydrocarbons from underground deposits
US8701413B2 (en) 2008-12-08 2014-04-22 Ener-Core Power, Inc. Oxidizing fuel in multiple operating modes
US8616279B2 (en) 2009-02-23 2013-12-31 Exxonmobil Upstream Research Company Water treatment following shale oil production by in situ heating
US20100258291A1 (en) 2009-04-10 2010-10-14 Everett De St Remey Edward Heated liners for treating subsurface hydrocarbon containing formations
US8621869B2 (en) 2009-05-01 2014-01-07 Ener-Core Power, Inc. Heating a reaction chamber
US20100275611A1 (en) * 2009-05-01 2010-11-04 Edan Prabhu Distributing Fuel Flow in a Reaction Chamber
BRPI1015966A2 (pt) 2009-05-05 2016-05-31 Exxonmobil Upstream Company "método para tratar uma formação subterrânea, e, meio de armazenamento legível por computador."
RU2513737C2 (ru) * 2009-07-17 2014-04-20 Уорлд Энерджи Системз Инкорпорейтед Способ и устройство для скважинного газогенератора
BR112012010294A2 (pt) 2009-11-12 2017-11-07 Exxonmobil Upstream Res Co sistema integrado, e, método para a recuperação de hidrocarboneto de baixa emissão com produção de energia
US8863839B2 (en) 2009-12-17 2014-10-21 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations
RU2524226C2 (ru) 2010-03-08 2014-07-27 Уорлд Энерджи Системз Инкорпорейтед Скважинный парогенератор и способ его использования
US8893468B2 (en) 2010-03-15 2014-11-25 Ener-Core Power, Inc. Processing fuel and water
US9033042B2 (en) 2010-04-09 2015-05-19 Shell Oil Company Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations
US8631866B2 (en) 2010-04-09 2014-01-21 Shell Oil Company Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations
US9127538B2 (en) 2010-04-09 2015-09-08 Shell Oil Company Methodologies for treatment of hydrocarbon formations using staged pyrolyzation
US8820406B2 (en) 2010-04-09 2014-09-02 Shell Oil Company Electrodes for electrical current flow heating of subsurface formations with conductive material in wellbore
US20110256052A1 (en) * 2010-04-15 2011-10-20 Thomas Merritt System and method for the generation of hydrogen fuel product
US8652239B2 (en) 2010-05-03 2014-02-18 Worcester Polytechnic Institute High permeance sulfur tolerant Pd/Cu alloy membranes
AU2011271636B2 (en) 2010-07-02 2016-03-17 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission power generation systems and methods
CA2801488C (en) 2010-07-02 2018-11-06 Exxonmobil Upstream Research Company Low emission triple-cycle power generation systems and methods
PL2588727T3 (pl) 2010-07-02 2019-05-31 Exxonmobil Upstream Res Co Spalanie stechiometryczne z recyrkulacją gazów spalinowych i chłodnicą bezpośredniego kontaktu
SG186157A1 (en) 2010-07-02 2013-01-30 Exxonmobil Upstream Res Co Stoichiometric combustion of enriched air with exhaust gas recirculation
BR112013001022A2 (pt) 2010-08-30 2016-05-24 Exxonmobil Upstream Res Compony redução de olefina para geração de óleo por pirólise in situ
BR112013000931A2 (pt) 2010-08-30 2016-05-17 Exxonmobil Upstream Res Co integridade mecânica de poço para a pirólise in situ
TWI563166B (en) 2011-03-22 2016-12-21 Exxonmobil Upstream Res Co Integrated generation systems and methods for generating power
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
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
US9016370B2 (en) 2011-04-08 2015-04-28 Shell Oil Company Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment
US9057028B2 (en) 2011-05-25 2015-06-16 Ener-Core Power, Inc. Gasifier power plant and management of wastes
US8955585B2 (en) 2011-09-27 2015-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Forming inclusions in selected azimuthal orientations from a casing section
US9309755B2 (en) 2011-10-07 2016-04-12 Shell Oil Company Thermal expansion accommodation for circulated fluid systems used to heat subsurface formations
US9273606B2 (en) 2011-11-04 2016-03-01 Ener-Core Power, Inc. Controls for multi-combustor turbine
US9279364B2 (en) 2011-11-04 2016-03-08 Ener-Core Power, Inc. Multi-combustor turbine
AU2012332851B2 (en) 2011-11-04 2016-07-21 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
CN102563626B (zh) * 2012-01-17 2014-12-17 中国科学技术大学 一种无焰燃烧装置
WO2013110980A1 (en) 2012-01-23 2013-08-01 Genie Ip B.V. Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation
WO2013112133A1 (en) 2012-01-23 2013-08-01 Genie Ip B.V. Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation
WO2013126709A1 (en) * 2012-02-24 2013-08-29 Good Earthkeeping Organization, Inc. Advanced thermal conductive heater system for environmental remediation and the destruction of pollutants
US8980192B2 (en) 2012-03-09 2015-03-17 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation below flameout temperature
US9267432B2 (en) 2012-03-09 2016-02-23 Ener-Core Power, Inc. Staged gradual oxidation
US9359948B2 (en) 2012-03-09 2016-06-07 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with heat control
US8671917B2 (en) 2012-03-09 2014-03-18 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with reciprocating engine
US8926917B2 (en) 2012-03-09 2015-01-06 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with adiabatic temperature above flameout temperature
US8807989B2 (en) 2012-03-09 2014-08-19 Ener-Core Power, Inc. Staged gradual oxidation
US9328916B2 (en) 2012-03-09 2016-05-03 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with heat control
US9347664B2 (en) 2012-03-09 2016-05-24 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with heat control
US9328660B2 (en) 2012-03-09 2016-05-03 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation and multiple flow paths
US9371993B2 (en) 2012-03-09 2016-06-21 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation below flameout temperature
US9567903B2 (en) 2012-03-09 2017-02-14 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with heat transfer
US9234660B2 (en) 2012-03-09 2016-01-12 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with heat transfer
US9206980B2 (en) 2012-03-09 2015-12-08 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation and autoignition temperature controls
US9353946B2 (en) 2012-03-09 2016-05-31 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with heat transfer
US8980193B2 (en) 2012-03-09 2015-03-17 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation and multiple flow paths
US9359947B2 (en) 2012-03-09 2016-06-07 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with heat control
US9017618B2 (en) 2012-03-09 2015-04-28 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with heat exchange media
US9273608B2 (en) 2012-03-09 2016-03-01 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation and autoignition temperature controls
US9381484B2 (en) 2012-03-09 2016-07-05 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with adiabatic temperature above flameout temperature
US8844473B2 (en) 2012-03-09 2014-09-30 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with reciprocating engine
US9534780B2 (en) 2012-03-09 2017-01-03 Ener-Core Power, Inc. Hybrid gradual oxidation
US9726374B2 (en) 2012-03-09 2017-08-08 Ener-Core Power, Inc. Gradual oxidation with flue gas
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
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
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
AU2013256823B2 (en) 2012-05-04 2015-09-03 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material
JP2013249605A (ja) * 2012-05-31 2013-12-12 Ihi Corp ガスハイドレート回収装置
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
US9869279B2 (en) 2012-11-02 2018-01-16 General Electric Company System and method for a multi-wall turbine combustor
US9631815B2 (en) 2012-12-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US10138815B2 (en) 2012-11-02 2018-11-27 General Electric Company System and method for diffusion combustion in a stoichiometric exhaust gas recirculation gas turbine system
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
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
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
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
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
US9291027B2 (en) 2013-01-25 2016-03-22 Schlumberger Technology Corporation Packer and packer outer layer
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
TW201502356A (zh) 2013-02-21 2015-01-16 Exxonmobil Upstream Res Co 氣渦輪機排氣中氧之減少
US9938861B2 (en) 2013-02-21 2018-04-10 Exxonmobil Upstream Research Company Fuel combusting method
US10221762B2 (en) 2013-02-28 2019-03-05 General Electric Company System and method for a turbine combustor
US9618261B2 (en) 2013-03-08 2017-04-11 Exxonmobil Upstream Research Company Power generation and LNG production
JP6143895B2 (ja) 2013-03-08 2017-06-07 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 発電及びメタンハイドレートからのメタン回収
US20140250945A1 (en) 2013-03-08 2014-09-11 Richard A. Huntington Carbon Dioxide Recovery
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
US9631542B2 (en) 2013-06-28 2017-04-25 General Electric Company System and method for exhausting combustion gases from gas turbine engines
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
US9835089B2 (en) 2013-06-28 2017-12-05 General Electric Company System and method for a fuel nozzle
US9617914B2 (en) 2013-06-28 2017-04-11 General Electric Company Systems and methods for monitoring gas turbine systems having exhaust gas recirculation
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
AU2014340644B2 (en) 2013-10-22 2017-02-02 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
US9752458B2 (en) 2013-12-04 2017-09-05 General Electric Company System and method for a gas turbine engine
US10030588B2 (en) 2013-12-04 2018-07-24 General Electric Company Gas turbine combustor diagnostic system and method
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
CA2975740C (en) 2014-01-31 2023-10-24 Harry Bailey Curlett Method and system for subsurface resource production
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
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
US9885290B2 (en) 2014-06-30 2018-02-06 General Electric Company Erosion suppression system and method in an exhaust gas recirculation gas turbine system
CN104453818B (zh) * 2014-11-06 2018-01-02 中国石油天然气股份有限公司 一种火烧吞吐井注采一体化管柱及其点火方法
AU2015350480A1 (en) 2014-11-21 2017-05-25 Exxonmobil Upstream Research Company Mitigating the effects of subsurface shunts during bulk heating of a subsurface formation
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
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
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
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
US10316746B2 (en) 2015-02-04 2019-06-11 General Electric Company Turbine system with exhaust gas recirculation, separation and extraction
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
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
CN105840162B (zh) * 2016-05-17 2019-09-17 赵金岷 地下燃烧对流加热方法
US10272385B2 (en) * 2016-05-17 2019-04-30 Linde Engineering North America, Inc. Flameless thermal oxidizer for oxidizing gaseous effluent streams containing hydrogen gas
US10697630B1 (en) 2019-08-02 2020-06-30 Edan Prabhu Apparatus and method for reacting fluids using a porous heat exchanger
RU2750638C1 (ru) * 2020-02-28 2021-06-30 Федеральное государственное казенное военное образовательное учреждение высшего образования "Военный учебно-научный центр Военно-Морского Флота "Военно-морская академия имени Адмирала флота Советского Союза Н.Г. Кузнецова" Устройство для беспламенного получения тепловой энергии из углеводородных топлив
US11433352B1 (en) 2021-10-18 2022-09-06 Edan Prabhu Apparatus and method for oxidizing fluid mixtures using porous and non-porous heat exchangers
US11939901B1 (en) 2023-06-12 2024-03-26 Edan Prabhu Oxidizing reactor apparatus

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4445570A (en) * 1982-02-25 1984-05-01 Retallick William B High pressure combustor having a catalytic air preheater
US5404952A (en) * 1993-12-20 1995-04-11 Shell Oil Company Heat injection process and apparatus

Family Cites Families (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US35696A (en) * 1862-06-24 Improved mode of constructing and arranging foot-lights for theaters
US3072189A (en) * 1958-05-12 1963-01-08 Phillips Petroleum Co Process and apparatus for in situ combustion
US2985240A (en) * 1959-05-21 1961-05-23 Sinclair Oil & Gas Company Bottom hole burner
US3272262A (en) * 1964-01-23 1966-09-13 Pan American Petroleum Corp Ignition of thick pay formations
US3507332A (en) * 1965-11-29 1970-04-21 Phillips Petroleum Co High temperature cements
US3372754A (en) * 1966-05-31 1968-03-12 Mobil Oil Corp Well assembly for heating a subterranean formation
US3680635A (en) * 1969-12-30 1972-08-01 Sun Oil Co Delaware Method and apparatus for igniting well heaters
US3817332A (en) * 1969-12-30 1974-06-18 Sun Oil Co Method and apparatus for catalytically heating wellbores
US3680636A (en) * 1969-12-30 1972-08-01 Sun Oil Co Method and apparatus for ignition and heating of earth formations
US3880235A (en) * 1969-12-30 1975-04-29 Sun Oil Co Delaware Method and apparatus for igniting well heaters
US3713482A (en) * 1971-05-04 1973-01-30 H Lichte Gas flow regulator for wellbore catalytic heaters
US3928961A (en) * 1971-05-13 1975-12-30 Engelhard Min & Chem Catalytically-supported thermal combustion
US3780803A (en) * 1971-05-17 1973-12-25 Sun Oil Co Downhole control valve for catalytic wellbore heaters
US3804163A (en) * 1972-06-08 1974-04-16 Sun Oil Co Catalytic wellbore heater
US3982592A (en) * 1974-12-20 1976-09-28 World Energy Systems In situ hydrogenation of hydrocarbons in underground formations
MX3874E (es) * 1975-12-29 1981-08-26 Engelhard Min & Chem Mejoras en metodo para iniciar un sistema de combustion utilizando un catalizador
US4237973A (en) * 1978-10-04 1980-12-09 Todd John C Method and apparatus for steam generation at the bottom of a well bore
US4377205A (en) * 1981-03-06 1983-03-22 Retallick William B Low pressure combustor for generating steam downhole
US4930454A (en) * 1981-08-14 1990-06-05 Dresser Industries, Inc. Steam generating system
US4886118A (en) * 1983-03-21 1989-12-12 Shell Oil Company Conductively heating a subterranean oil shale to create permeability and subsequently produce oil
US4640352A (en) * 1983-03-21 1987-02-03 Shell Oil Company In-situ steam drive oil recovery process
US4706751A (en) * 1986-01-31 1987-11-17 S-Cal Research Corp. Heavy oil recovery process
US5297626A (en) * 1992-06-12 1994-03-29 Shell Oil Company Oil recovery process
US5255742A (en) 1992-06-12 1993-10-26 Shell Oil Company Heat injection process
US5355668A (en) * 1993-01-29 1994-10-18 General Electric Company Catalyst-bearing component of gas turbine engine
US5433271A (en) * 1993-12-20 1995-07-18 Shell Oil Company Heat injection process
ES2145513T3 (es) * 1995-12-27 2000-07-01 Shell Int Research Aparato de combustion sin llama y procedimiento.
US5862858A (en) * 1996-12-26 1999-01-26 Shell Oil Company Flameless combustor

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4445570A (en) * 1982-02-25 1984-05-01 Retallick William B High pressure combustor having a catalytic air preheater
US5404952A (en) * 1993-12-20 1995-04-11 Shell Oil Company Heat injection process and apparatus

Also Published As

Publication number Publication date
PT870100E (pt) 2000-09-29
ATE191254T1 (de) 2000-04-15
JO1948B1 (en) 1997-12-15
CA2240411A1 (en) 1997-07-10
EA199800600A1 (ru) 1998-12-24
MA24040A1 (fr) 1997-07-01
US5899269A (en) 1999-05-04
EG21060A (en) 2000-10-31
AU696743B2 (en) 1998-09-17
US6269882B1 (en) 2001-08-07
IL124806A0 (en) 1999-01-26
DK0870100T3 (da) 2000-07-17
EP0870100B1 (en) 2000-03-29
JP2000503084A (ja) 2000-03-14
CA2240411C (en) 2005-02-22
CN1206447A (zh) 1999-01-27
DE69607485T2 (de) 2000-09-14
TR199900452T2 (xx) 1999-07-21
KR19990076856A (ko) 1999-10-25
WO1997024509A1 (en) 1997-07-10
KR100445853B1 (ko) 2004-10-15
CN1079885C (zh) 2002-02-27
AU1303397A (en) 1997-07-28
IL124806A (en) 2001-04-30
DE69607485D1 (de) 2000-05-04
BR9612363A (pt) 1999-07-13
ES2145513T3 (es) 2000-07-01
US6019172A (en) 2000-02-01
EP0870100A1 (en) 1998-10-14
TR199801220T2 (xx) 1998-10-21
GR3033618T3 (en) 2000-10-31
JP3747066B2 (ja) 2006-02-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA000249B1 (ru) Беспламенная камера сгорания
US5862858A (en) Flameless combustor
US5404952A (en) Heat injection process and apparatus
USRE35696E (en) Heat injection process
US3982592A (en) In situ hydrogenation of hydrocarbons in underground formations
JPS5875605A (ja) 蒸気生成装置
US5488990A (en) Apparatus and method for generating inert gas and heating injected gas
WO2005038347A2 (en) Apparatus for igniting combustible mediums
EA004696B1 (ru) Извлечение нефти путем сжигания на месте
US3880235A (en) Method and apparatus for igniting well heaters
CN106918053B (zh) 油田开采用点火装置及油田开采方法
JP3825807B2 (ja) 無炎燃焼器
US3712375A (en) Method for catalytically heating wellbores
US3680636A (en) Method and apparatus for ignition and heating of earth formations
US3680635A (en) Method and apparatus for igniting well heaters
CA1136867A (en) System for combustion of gases of low heating value
AU2016100004A4 (en) Oxygen enriched ucg method
CA2001748A1 (en) Gas burner with a premixing/preheating zone

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ

MK4A Patent expired

Designated state(s): RU