EA000250B1 - Беспламенная камера сгорания - Google Patents
Беспламенная камера сгорания Download PDFInfo
- Publication number
- EA000250B1 EA000250B1 EA199800601A EA199800601A EA000250B1 EA 000250 B1 EA000250 B1 EA 000250B1 EA 199800601 A EA199800601 A EA 199800601A EA 199800601 A EA199800601 A EA 199800601A EA 000250 B1 EA000250 B1 EA 000250B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- combustion chamber
- combustion
- fuel
- combustor
- tubular
- Prior art date
Links
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 159
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 80
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 52
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 28
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 18
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims abstract description 16
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 5
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000010970 precious metal Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 47
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 47
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 17
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 claims 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 abstract description 16
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 abstract description 4
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 abstract 1
- 229910000314 transition metal oxide Inorganic materials 0.000 abstract 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 38
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 8
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 5
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N Dimethyl ether Chemical compound COC LCGLNKUTAGEVQW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 3
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GQPLMRYTRLFLPF-UHFFFAOYSA-N Nitrous Oxide Chemical compound [O-][N+]#N GQPLMRYTRLFLPF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 238000007084 catalytic combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 2
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MFRCZYUUKMFJQJ-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane-2,5-dione;1,3-dioxan-2-one Chemical compound O=C1OCCCO1.O=C1COC(=O)CO1 MFRCZYUUKMFJQJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012159 carrier gas Substances 0.000 description 1
- 239000011280 coal tar Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000004035 construction material Substances 0.000 description 1
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 1
- 238000010292 electrical insulation Methods 0.000 description 1
- 238000004070 electrodeposition Methods 0.000 description 1
- 238000009713 electroplating Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 150000002632 lipids Chemical class 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910001120 nichrome Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001272 nitrous oxide Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/02—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using burners
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Gas Burners (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Cylinder Crankcases Of Internal Combustion Engines (AREA)
- Fluidized-Bed Combustion And Resonant Combustion (AREA)
- Wick-Type Burners And Burners With Porous Materials (AREA)
- Gasification And Melting Of Waste (AREA)
- Incineration Of Waste (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 углеводородов формации. В отличие от этих способов кондукционное прогревание не требует переноса жидкости 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 породы формации. Углеводороды перемещаются через небольшие трещины, образовавшиеся за счет расширения и испарения нефти и воды.
В патенте США № 5,255,742 описана беспламенная камера сгорания для прогревания подземных формаций, использующая подогретое газообразное топливо и/или воздух для сжигания, в которых газообразное топливо соединяется с воздухом для сжигания, причем газообразное топливо подается с приращениями, которые достаточно малы, чтобы исключить появление пламени. Создание NO почти исключено, и стоимость нагревателей может быть значительно снижена вследствие использования менее дорогостоящих материалов конструкции. Подогрев газообразного топлива в соответствии со способом, описанным в этом известном источнике, может привести к образованию кокса, если к газообразному топливу не добавлять СО2, Н2 или пар. Кроме того, запуск известного нагревателя является довольно продолжительным процессом, поскольку нагреватель должен действовать при температурах выше температуры некатализированного самовоспламенения смеси газообразного топлива.
Каталитические камеры сгорания также известны. Например, в патенте США № 3,928,961 описано устройство для каталитического сжигания топлива, в котором образование NOx ис^гочено за счет горения при температурах выше температур самовоспламенения 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 предлагается регулирование ограниченной массообменом фазы в операции запуска.
Беспламенная камера сгорания и способ ее зажигания в соответствии с ограничительной частью независимых пунктов формулы 1 и 16 настоящего изобретения известны из патента США № 3,817,332. В известном способе топливо и окислитель подаются в камеру сгорания посредством раздельных питающих трубопроводов, что само по себе является дорогостоящим, но при этом необходимо исключить преждевременное сгорание топлива в питающем трубопроводе.
Поэтому задачей настоящего изобретения является разработка беспламенной камеры сгорания, в которой топливо и окислитель могут соединяться изначально, и рассредоточенное горение определяется распределением каталитических поверхностей внутри камеры сгорания.
Задачей настоящего изобретения также является создание способа и устройства для беспламенного горения, которые не требуют добавок к потоку газообразного топлива для предотвращения образования кокса. Задачей другого аспекта настоящего изобретения является разработка способа и устройства для сжигания с минимальным образованием NOx.
Эти и другие задачи осуществляются посредством беспламенной камеры сгорания для сжигания смеси топлива и окислителя, содержащей:
аксиальную камеру сгорания, сообщающуюся с впускным устройством у одного конца и с выводом для продуктов сгорания у другого конца;
источник смешанного топлива и окислителя, сообщающийся с впускным устройством;
каталитическую поверхность, расположенную внутри аксиальной камеры сгорания, при этом каталитическая поверхность предназначена для того, чтобы вызвать окисление некоторого количества топлива, причем окисление этого количества топлива не приводит к достижению температуры выше температуры некатализированного воспламенения смеси топлива и окислителя.
Беспламенная камера сгорания настоящего изобретения приводит к минимальному образованию окислов азота, поскольку исключены температуры, которые должны стать результатом адиабатического горения топливоокислительной смеси. Другие меры для предотвращения образования окислов азота поэтому не требуются. Можно обеспечить относительно равномерное распределение тепла на большой площади и больших длинах, и вследствие более низких температур горения для камеры сгорания настоящего изобретения могут применяться относительно недорогие конструкционные материалы.
Пригодными каталитическими материалами являются благородные металлы, полублагородные металлы и окислы переходных металлов. Как правило, в настоящем изобретении используются известные катализаторы окисления. Также могут использоваться смеси таких металлов или окислов этих металлов.
Беспламенную камеру сгорания настоящего изобретения особенно полезно использовать в качестве инжектора тепла для прогревания подземных формаций с целью извлечения углеводородов. Возможность работы (операбельность) и операции запуска таких инжекторов тепла также могут быть улучшены посредством каталитических поверхностей. Настоящее изобретение исключает необходимость транспортировки топлива и окислителей в раздельных трубопроводах к зоне сжигания в таких тепловых инжекторах. Это приводит к значительной экономии затрат.
Согласно изобретению также предусмотрен способ прогревания подземной формации посредством беспламенного горения. Способ согласно изобретению включает следующие операции:
устанавливают цилиндр (трубу) для сжигания, ограничивающий нисходящую камеру сгорания, в скважине, пробуренной в подлежащей прогреванию формации;
подают топливо и окислитель в камеру через впускное устройство;
вынуждают смесь топлива и окислителя течь вдоль каталитической поверхности внутри камеры сгорания, при этом каталитическая поверхность способна вызвать эффективное окисление топлива с такой скоростью, при которой средняя температура в камере сгорания остается ниже температуры некаталитического самовоспламенения смеси топлива и окислителя; и позволяют продуктам сгорания течь к поверхности через канал для выпуска продуктов сгорания внутри скважины.
Предпочтительнее, камера сгорания ограничена нижней частью кожуха скважины и пробкой вблизи дна кожуха скважины, и каталитическая поверхность образована путем нанесения каталитического покрытия на внутреннюю и/или наружную поверхность цилиндра (трубы), который коаксиально подвешен внутри кожуха скважины с образованием аксиального зазора между нижним концом подвешенного цилиндра и пробкой.
Также является предпочтительным, когда подвешенный цилиндр используется в качестве впускного канала для смешанного топлива и воздуха и кольцевой зазор между подвешенным цилиндром и кожухом скважины используется в качестве выпускного канала для продуктов сгорания, или наоборот.
Эти и другие признаки, задачи и преимущества камеры сгорания и способа по настоящему изобретению становятся очевидными из приложенных чертежей, где фиг.1 изображает камеру сгорания согласно предлагаемому изобретению; фиг.2 является графиком зависимости расходования метана от температуры в опытном устройстве, наглядно показывающем настоящее изобретение.
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 до температуры, более низкой, чем температура, которая должна привести к окислению при смешивании, ограниченного только скоростью смешивания. В отсутствие каталитической поверхности 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 малыми приращениями приведет к беспламенному горению.
При наличии эффективной каталитической поверхности температура, при которой реакции окисления происходят в зоне, на которую оказывает воздействие каталитическая поверхность, значительно снижается. Такая пониженная температура называется далее в настоящем описании температурой катализированного самовоспламенения. В турбулентном потоке текучая среда в граничном слое, контактирующая с каталитической поверхностью, будет окисляться почти количественно, но если объемные температуры остаются ниже температур некатализированного самовоспламенения смеси, вне граничного слоя окисление почти не происходит. Следовательно, реакции в температурном диапазоне между температурой катализированного самовоспламенения и температурой некатализированного самовоспламенения являются реакциями с ограниченным массообменом при скорости, которая относительно не зависит от температуры. Об этом говорится в патенте США № 4,065,917. Этот механизм реакции с ограниченным массообменом используется в настоящем изобретении для регулирования распределения тепловыделения внутри камеры сгорания в беспламенной камере сгорания (в беспламенном нагревателе). Выделение тепла и отбор тепла могут быть сбалансированы с тем, чтобы средняя температура потока смешанных окислителя, топлива и продуктов сгорания оставалась между температурой некатализированного самовоспламенения.
Нагреватель настоящего изобретения может регулироваться посредством таких переменных, как отношение топливо - окислитель, расход топлива - окислителя. Тепловая нагрузка может регулироваться для каждого конкретного применения.
Важным признаком беспламенной камеры настоящего изобретения является то, что тепло отбирается вдоль оси камеры сгорания с тем, чтобы поддерживалась температура, которая значительно ниже температуры адиабатического горения. Это почти исключает образование окислов NOX и также значительно снижает металлургические требования, что обеспечивает относительную дешевизну камеры сгорания.
На фиг. 1 изображена камера сгорания, расположенная внутри теплоинжекционной скважины и предназначенная для осуществления настоящего изобретения. Подлежащая прогреванию формация 1 находится ниже перекрывающей породы 2. Скважина 3 проходит перекрывающую породу вниз до позиции, предпочтительнее, вблизи подошвы подлежащей прогреванию формации. Показана вертикальная скважина, но скважина может быть наклонной или горизонтальной. Горизонтальные теплоинжекционньге скважины могут пробуриваться в формациях, которые растрескиваются горизонтально, для извлечения углеводородов посредством процесса параллельных штреков. Примерами формаций, в которых могут быть полезными горизонтальные нагреватели, являются неглубокие формации битуминозных сланцев. Горизонтальные нагреватели также могут эффективно использоваться в случаях, когда прогреванию подлежат тонкие слои, для ограничения тепловых потерь в перекрывающей и подстилающей породах. В варианте, изображенном на фиг.1, скважина укреплена кожухом 4Фижняя часть скважины может быть зацементирована цементом 7, имеющим характеристики, пригодные для выдерживания повышенных температур и переноса тепла. Для предотвращения тепловых потерь из системы для верхней части скважины предпочтительным является цемент 8, являющийся хорошим теплоизолятором. Трубопровод для сжигаемой смеси 10 проходит от устья скважины (не показано) к нижней части скважины.
Высокотемпературные цементы, пригодные для цементирования кожуха и трубопроводов внутри высокотемпературных участков скважины, широко известны. Примеры таких цементов описаны в патентах США № 3,507,322 и 3,180,748. Предпочтительным является содержание окиси алюминия выше чем около 50% по весу от веса твердых частиц в цементных суспензиях.
В неглубоких формациях может оказаться полезным забивание нагревателя бурильным молотком непосредственно в формацию. В случае, когда нагреватель забивается бурильным молотком непосредственно в формацию, цементирование нагревателя в формации может оказаться ненужным, но для предотвращения потерь текучей среды в поверхность верхняя часть нагревателя может быть зацементирована.
Выбор диаметра кожуха 4 в варианте фиг. 1 является альтернативой между дороговизной кожуха и скоростью, с которой тепло может передаваться формации. Вследствие металлургических требований кожух обычно является наиболее дорогостоящим компонентом инжекционной скважины. Количество тепла, которое может передаваться формации, значительно возрастает при увеличении диаметра кожуха. Оптимальным выбором между исходной стоимостью и способностью к передаче тепла из скважины обычно является кожух с внутренним диаметром от около 10 до около 20 см.
У дна кожуха расположена цементная пробка 23, при этом цементная пробка в процессе цементирования кожуха отжимается вниз в нижнюю часть кожуха для вытеснения цемента из донной части кожуха.
Для образования внутри камеры сгорания 14 ограниченной юны. в которой снижена температура реакции окисления, в камере сгорания 14 предусмотрены каталитические поверхности 20. Распределение этих каталитических поверхностей 20 в виде покрытий, которые покрывают, по меньшей мере, часть внутренней и/или наружной поверхности нижней части трубопровода 10, обеспечивает распределение тепловыделения внутри камеры сгорания. Каталитические поверхности имеют размеры, обеспечивающие достижение близкого к равномерному распределению температуры по длине кожуха. Близкий к равномерному температурный профиль внутри кожуха приводит к достижению близкого к равномерному распределению тепла внутри подлежащей прогреванию формации. Близкое к равномерному распределение тепла внутри формации приводит к более эффективному использованию тепла в процессе извлечения углеводорода путем кондуктивного нагрева. Более равномерный температурный профиль также приводит к достижению более низких максимальных температур при том же самом тепловыделении. Поскольку выбор конструкционных материалов для камеры сгорания и системы скважины диктует максимальные температуры, равномерные температурные профили будут увеличивать выделение тепла, возможное для тех же самых материалов конструкции.
Когда продукты сгорания поднимаются в скважине выше прогреваемой формации, между воздухом для сжигания и газообразным топливом, опускающимися вниз в соответствующих потоковых каналах, и поднимающимися про7 дуктами сгорания происходит теплообмен. Этот теплообмен не только конвертирует энергию, но обеспечивает необходимое беспламенное горение настоящего изобретения. Газообразное топливо и воздух для сжигания при их перемещении вниз в соответствующих каналах подогреваются в достаточной степени для того, чтобы температура смеси двух потоков в момент окончательного смешивания была выше температуры катализированного самовоспламенения смеси, но ниже температуры некатализированного самовоспламенения смеси. Горение на каталитической поверхности и беспламенное горение внутри граничных слоев, примыкающих к эффективным каталитическим поверхностям, приводит к исключению пламени в качестве источника излучения тепла. Поэтому тепло передается из скважины, по существу, равномерно.
При работе камеры сгорания настоящего изобретения важно то, что тепло отбирается от камеры сгорания по ее длине. В случае применения настоящего изобретения для теплоинжекционной скважины тепло передается формации вокруг скважины. Нагреватель настоящего изобретения также может использоваться и в других применениях, как, например, для генерирования пара и в качестве технологических нагревателей в химической промышленности и реакторах.
Газообразное топливо и воздух для сжигания транспортируются к дну скважины через подводящий канал для смешанного топлива и окислителя (22), показанный в виде кольцевого объема, окружающего канал для продуктов сгорания. Смешанные топливо и воздух реагируют внутри объема скважины, примыкающего к каталитическим поверхностям, с образованием продуктов сгорания. Продукты сгорания перемещаются к устью скважины по трубопроводу для продуктов сгорания 10 и выходят через газоход для отработанных газов (не показан) у устья скважины. Из газохода для отходящих газов продукты сгорания могут выпускаться в атмосферу через выхлопную трубу (не показана). Альтернативно, дымовые газы могут обрабатываться для удаления загрязняющих веществ, несмотря на то, что окислы азота не должны в них присутствовать и, следовательно, нет необходимости в их удалении. Также может оказаться желательным дополнительный отбор тепловой энергии из продуктов сгорания посредством турбодетандера или теплообменника.
Подогрев газообразного топлива для обеспечения беспламенного сгорания в отсутствие катализатора должен привести к значительному образованию углерода, если в поток газообразного топлива не вводится обезуглероживающий ингибитор. Необходимость введения такого обезуглероживающего ингибитора, поэтому исключается за счет работы нагревателя при температуре ниже температуры образования углерода. Это является еще одним существенным преимуществом настоящего изобретения, поскольку обезуглероживающий ингибитор увеличивает объем газов, проходящих через нагреватель и, следовательно, увеличивает необходимые размеры каналов.
При холодном запуске нагревателя скважины настоящего изобретения может использоваться сжигание с пламенем. Начальное зажигание может быть осуществлено путем инжектирования пирофорного материала, электрическим воспламенителем, искровым воспламенителем, временно опуская в скважину воспламенитель или резистивный электронагреватель. Камеру сгорания, предпочтительнее, быстро доводят до температуры, при которой поддерживается беспламенное горение для того, чтобы свести к минимуму промежуток времени, в течение которого внутри скважины существует пламя. Скорость нагрева камеры сгорания обычно ограничивается термическими градиентами, допустимыми для камеры сгорания.
Канал для сжигаемой смеси может использоваться в качестве резистивного нагревателя для доведения камеры сгорания до рабочей температуры. Для того, чтобы использовать этот канал в качестве резистивного нагревателя, к трубопроводу 10 для сжигаемой смеси посредством зажима 16 или другого соединительного средства вблизи скважины ниже электроизолирующего соединения может быть подсоединен электрический питающий провод 15 для подачи электрической энергии. Вблизи дна скважины может быть предусмотрено электрическое заземление с одним или более централизаторами 17 вокруг трубопровода 10 для сжигаемой смеси. Централизаторы на трубопроводе для сжигаемой смеси выше электрически заземленных централизаторов выполнены электроизолированными. Для того чтобы сжигаемая смесь, находясь в месте расположения начальной каталитической поверхности, имела температуру выше температуры катализированного самовоспламенения, но ниже температуры некатализированного самовоспламенения, предпочтительнее, подается достаточно тепла.
Толщина трубопровода для сжигаемой смеси может варьироваться для того, чтобы тепло выделялось на заранее выбранном сегменте по длине топливного трубопровода. Например, при применении в качестве теплоинжекционной камеры может оказаться желательным нагревать посредством электричества самую нижнюю часть скважины для обеспечения воспламенения смешанного газового потока при наивысшей концентрации топлива и для сжигания топлива до того, как дымовые газы проходят вверх по скважине. Тонкий участок 21, показанный в трубопроводе для сжигаемой смеси, предназначен для обеспечения поверхности с повышенной температурой для запуска камеры сгорания.
Температура окисления смеси газообразного топлива/окислителя снижается за счет размещения поверхности из благородного металла или другой эффективной каталитической поверхности. Каталитическую поверхность, предпочтительнее, размещают либо на одной из двух поверхностей, внутренней или наружной, либо и на внутренней и на наружной поверхностях трубопровода 10 для продуктов сгорания. Альтернативно, поверхность или цилиндр, или другая содержащая благородный металл поверхность может быть отдельно помещена внутри камеры сгорания. Кроме того, поверхности с покрытием из благородного металла также могут быть размещены, например, в кольцевом канале для продуктов сгорания снаружи трубопровода для сжигаемого газа. Эти дополнительные каталитические поверхности могут гарантировать осуществление полного сгорания внутри скважины, в которой желательно выделение тепла.
Запуск беспламенной камеры сгорания настоящего изобретения может быть еще более усовершенствован путем подачи вспомогательных окислителей в процессе фазы запуска или путем использования топлива, имеющего более низкую температуру самовоспламенения, например, водорода. Предпочтительные вспомогательные окислители включают вспомогательный кислород и закись азота. Водород может подаваться вместе с потоком природного газа или может подаваться как газ-носитель с присутствием моноокиси углерода и двуокиси углерода.
Пусковые окислители и/топливо, предпочтительнее, используются только до тех пор, пока камера сгорания нагревается до температуры, достаточной для обеспечения возможности работы с метаном (природным газом) в качестве топлива и воздухом в качестве окислителя (т.е. камера сгорания нагревается до температуры выше температуры каталитизированного самовоспламенения метана в воздухе).
В патенте США № 5,255,742 описано использование нихромового резистивного электронагревателя для генерирования тепла в процессе запуска беспламенной камеры сгорания. Такой электрический нагреватель может быть использован при осуществлении настоящего изобретения.
Для усиления окисления топлива при более низких температурах на поверхность внутри камеры сгорания может быть нанесено гальваническое покрытие, предпочтительнее, методом электроосаждения, из благородных металлов, например палладия или платины, полублагородных металлов, неблагородных металлов или переходных металлов. В случае необходимости металл затем может быть окислен для получения каталитически активной поверхности. Установлено, что такие каталитические поверхности являются чрезвычайно эффективными для промотирования окисления метана в воздухе при температуре порядка 260°С. Эта реакция быстро происходит на каталитической поверхности и в примыкающем граничном слое. Преимуществом наличия значительной каталитической поверхности внутри камеры сгорания является то, что диапазон температур, в пределах которого может действовать камера сгорания, может быть значительно расширен.
Примеры.
Для определения температур, при которых могут происходить реакции окисления для различных комбинаций топлива, окислителей и каталитических поверхностей использовали тепловой реактор. Реактор имел вид трубы из нержавеющей стали диаметром 2,54 см, охваченной электронагревательной спиралью и покрытой электроизоляцией. Для обеспечения возможности контролирования температуры под изоляцию были помещены термопары, примыкающие к наружной поверхности трубы. Кроме того, внутри трубы, а именно на входе, в середине и на выходе, также были размещены термопары. Для определения каталитической активности внутри трубы были подвешены опытные ленты из благородных металлов или полоски из нержавеющей стали с покрытием из благородных металлов. В нагретый посредством электричества участок трубы инжектировали воздух, подогретый до температуры несколько ниже требуемой температуры испытания. Подаваемую на резистивный электронагреватель мощность изменяли до тех пор, пока не была достигнута необходимая температура испытуемого участка и внутри трубы не достигался установившийся режим. Затем через тройник для смешения инжектировали топливо в поток подогретого воздуха и позволяли потоку течь в нагретый посредством электричества участок трубы. Для определения каталитической активности внутри трубы были подвешены четыре платиновые ленты шириной в одну восьмую дюйма (0,32 см) и около шестнадцати дюймов длиной (40 см) или полоски из нержавеющей стали шириной в три восьмых дюйма (0,95 см), толщиной около одной шестнадцатой дюйма (0,16 см) и длиной около шестнадцати дюймов (40 см) с покрытием из палладия или платины на одной или на обеих сторонах. Когда температура испытуемого участка, содержащего полоски с каталитическим покрытием или ленты из благородного металла, была равна или выше температуры катализированного самовоспламенения, добавление топлива вызывало повышение температуры в середине и на выходе трубы, как показывали соответствующие термопары. Ниже температуры каталитического самовоспламенения такого повышения температуры не наблюдали. При отсутствии полосок с каталитическим покрытием или лент из благородного металла испытуемый участок нагревался до температуры самовоспламенения прежде, чем наблюдали повышение температуры. Измеренные температуры катализированного самовоспламенения и некатализированного самовоспламенения суммированы в таблице, при этом
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 | ||
H2 | 49 | 380 | 13 | Pt | |
66,6% Н2 33,3% со | 676 | 380 | 13 | ||
66,6% H2 33,3% со | 213 | 380 | 13 | Pt | |
66,6% H2 33,3% со | 211 | 380 | 13 | N2O/44,7 | Pt |
66, 6% H2 33,3% со | 149 | 0 | 13 | 380 см3/мин 100% N2O | Pt |
Метан | 310 | 380 | 13 | - | Pd |
H2 | 149 | 380 | 13 | - | Pd |
66,6% H2 33,3% со | 154 | 380 | 13 | - | Pd |
Из таблицы видно, что добавление N2O к потоку топлива очень сильно снижает измеренную температуру самовоспламенения смесей. Кроме того, введение водорода в качестве топлива и наличие каталитической поверхности также сильно снижает динамические температуры самовоспламенения.
Для проверки результатов испытаний реактора диаметром 2,54 см в качестве рассредоточенной камеры сгорания использовали опытную камеру сгорания длиной 3,048 м. Внутри топочной трубы с внутренним диаметром 5,08 см была размещена труба для подачи газообразного топлива с наружным диаметром 2,54 см. Трубопровод для инжектирования топлива обеспечивал канал для подачи топлива к отверстию для инжектирования топлива, расположенному вблизи впускного конца топочной трубы. Топочную трубу с внутренним диаметром 5,08 см помещали внутри изолированной трубы, при этом по длине трубопровода для подачи топлива были размещены термопары. Использовали две топочные трубы. Одна топочная труба была изготовлена из сплава HAYNES 120. На одну сторону полосы методом натирания наносили гальваническое покрытие из палладия до средней толщины 0,00-0254 см. Затем полосе придавали форму, расклинивали и сваривали в трубу длиной 3,048 м с палладиевым покрытием на внутренней поверхности. Вторая топочная труба была стандартной трубой диаметром 7,62 см го сплава HAYNES 120 Для подачи сжигаемых газов в топочную трубу длиизмеренная температура катализированного или некатализированного самовоспламенения указывается в ней как измеренная температура самовоспламенения.
ной 3,048 м использовали горелку MAXON, и в смесительном отделении между горелкой и топочной трубой смешивали различные количества воздуха и/или других добавок с выхлопными газами из горелки MAXON. Для поддержания одинаковой температуры внутри топочной трубы снаружи вдоль длины топочной трубы помещали три электронагревателя, каждый из которых имел свой собственный регулятор.
Была проведена серия испытаний, одно из которых проводили с топочной трубой с палладиевым покрытием, а другое - с топочной трубой без палладиевого покрытия. Газообразное топливо инжектировали через отверстие для инжектирования газообразного топлива со скоростью около 0,635 м3/ч, измеренной при температуре 15,5°C и атмосферном давлении, кроме того, инжектировали воздух с расходом, измеренным при тех же условиях, составляющим около 374 м3/ч, при этом воздух включал воздух для горелки и вспомогательный воздух. 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 около 260°С, при этом посредством трубы с палладиевым 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 (19)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Беспламенная камера сгорания для сжигания смеси топлива и окислителя, содержащая камеру сгорания (14), сообщающуюся с впускным устройством и с выводом для продуктов сгорания (10); и каталитическую поверхность (20) внутри камеры сгорания, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит источник смешанных топлива и окислителя (22), сообщающийся с впускным устройством; и каталитическая поверхность (20) предназначена для того, чтобы вызвать окисление такого количества топлива, которое не приводит к достижению температуры выше температуры некатализированного самовоспламенения смеси топлива и окислителя.
- 2. Беспламенная камера сгорания по π. 1, отличающаяся тем, что каталитическая поверхность (20) содержит компонент, выбранный из группы, включающей благородные металлы, полублагородные металлы, окислы переходных металлов и их смеси.
- 3. Беспламенная камера сгорания по π. 1, отличающаяся тем, что каталитическая поверхность содержит палладий.
- 4. Беспламенная камера сгорания по π. 1, отличающаяся тем, что каталитическая поверхность содержит платину.
- 5. Беспламенная камера сгорания по π. 1, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит отделение подогрева (22), в котором между смесью топлива и окислителя и продуктами сгорания может происходить теплообмен.
- 6. Беспламенная камера сгорания по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что она предназначена для прогревания подземной формации посредством сжигания смеси топлива и окислителя, при этом камера сгорания (14) ограничена, по меньшей мере, одной топочной трубой (4, 10), расположенной в скважине внутри подлежащей прогреванию формации; и камера сгорания содержит вывод (10) для продуктов сгорания, расположенный внутри скважины для обеспечения возможности течения продуктов сгорания к поверхности.
- 7. Беспламенная камера сгорания по п.6, отличающаяся тем, что зона каталитической поверхности (20) рассредоточена внутри камеры сгорания (14) для достижения, по существу, постоянной температуры внутри камеры сгорания (14).
- 8. Беспламенная камера сгорания по п.6, отличающаяся тем, что камера сгорания (14) ограничена одной или более трубами (4, 10), расположенными внутри скважины.
- 9. Беспламенная камера сгорания по п.6, отличающаяся тем, что вывод для продуктов сгорания представляет собой кольцевое пространство (22), окружающее топочную трубу (4).
- 10. Беспламенная камера сгорания по п.6, отличающаяся тем, что вывод для продуктов сгорания представляет собой трубу (10), расположенную внутри камеры сгорания (14).
- 11. Беспламенная камера сгорания по п.6, отличающаяся тем, что камера сгорания (14) представляет собой кольцевой объем между трубой (10) и кожухом (4).
- 12. Беспламенная камера сгорания по и. 11, отличающаяся тем, что труба (10) является каналом для возвращения продуктов сгорания к устью скважины.
- 13. Беспламенная камера сгорания по и. 10, отличающаяся тем, что труба (10) является каналом, включающим другую часть камеры сгорания (14).
- 14. Беспламенная камера сгорания по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что каталитическая поверхность (20) выполнена в виде покрытия, по меньшей мере, на части внутренней и/или наружной поверхности трубы (10) внутри камеры сгорания (14).
- 15. Беспламенная камера сгорания по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что впускное устройство расположено у одного конца камеры сгорания (14) и вывод расположен на другом конце камеры сгорания.
- 16. Способ прогревания подземной формации посредством беспламенного горения, включающий установку топочной трубы (10), ограничивающей нисходящую камеру сгорания (14) в скважине (3) внутри формации (1), подлежащей прогреванию, и обеспечение вынужденного течения топлива и окислителя вдоль каталитической поверхности (20) внутри камеры сгорания (14), отличающийся тем, что осуществляют дополнительную подачу смеси топлива и окис15 лителя в камеру (14) через впускное устройство; в которой каталитическая поверхность (20) предназначена для того, чтобы вызвать эффективное окисление некоторого количества топлива с такой скоростью, при которой средняя температура в камере сгорания (14) остается ниже температуры некатализированного самовоспламенения смеси топлива и окислителя; и обеспечивают поток продуктов сгорания к поверхности через выпускной канал (10) внутри скважины (3).
- 17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что используют камеру сгорания (14), которая ограничена нижней частью кожуха скважины (4) и пробкой (23) вблизи дна кожуха скважины (4), и каталитическая поверхность (20) выполнена в виде каталитического покрытия на внутренней и/или наружной поверхности трубы (10), коаксиально подвешенной внутри кожуха скважины (4) с образованием аксиального зазора между нижним концом подвешенной трубы (10) и пробкой (23).
- 18. Способ по п. 17, отличающийся тем, что подвешенную трубу (10) используют в качестве впускного канала для смешанных топлива и воздуха и кольцевой зазор (22) между трубой (10) и кожухом скважины (4) используют в качестве выпускного канала для продуктов сгорания, или наоборот.
- 19. Способ по любому из пп.16, 17 или 18, отличающийся тем, что в качестве формации для прогревания используют формации битуминозных сланцев (1) с низкой проницаемостью.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US934495P | 1995-12-27 | 1995-12-27 | |
PCT/EP1996/005754 WO1997024510A1 (en) | 1995-12-27 | 1996-12-17 | Flameless combustor |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA199800601A1 EA199800601A1 (ru) | 1998-12-24 |
EA000250B1 true EA000250B1 (ru) | 1999-02-25 |
Family
ID=21737072
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA199800601A EA000250B1 (ru) | 1995-12-27 | 1996-12-17 | Беспламенная камера сгорания |
Country Status (19)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP0870101B1 (ru) |
JP (1) | JP3825807B2 (ru) |
KR (1) | KR100440993B1 (ru) |
CN (1) | CN1079884C (ru) |
AT (1) | ATE183810T1 (ru) |
AU (1) | AU713893B2 (ru) |
BR (1) | BR9612695A (ru) |
CA (1) | CA2240646C (ru) |
DE (1) | DE69603979T2 (ru) |
DK (1) | DK0870101T3 (ru) |
EA (1) | EA000250B1 (ru) |
EG (1) | EG20999A (ru) |
ES (1) | ES2138842T3 (ru) |
GR (1) | GR3031660T3 (ru) |
IL (1) | IL124805A (ru) |
JO (1) | JO1947B1 (ru) |
MA (1) | MA24041A1 (ru) |
TR (1) | TR199801221T2 (ru) |
WO (1) | WO1997024510A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
Families Citing this family (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP1738053A1 (en) * | 2004-04-23 | 2007-01-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Temperature limited heaters with thermally conductive fluid used to heat subsurface formations |
CN1614189B (zh) * | 2004-10-18 | 2011-03-16 | 魏明 | 石油热采井下燃烧加热方法 |
CA2741861C (en) * | 2008-11-06 | 2013-08-27 | American Shale Oil, Llc | Heater and method for recovering hydrocarbons from underground deposits |
KR101405277B1 (ko) * | 2010-11-04 | 2014-06-10 | 가부시키가이샤 아이에이치아이 | 연소 가열 시스템 |
US10273790B2 (en) | 2014-01-14 | 2019-04-30 | Precision Combustion, Inc. | System and method of producing oil |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3817332A (en) * | 1969-12-30 | 1974-06-18 | Sun Oil Co | Method and apparatus for catalytically heating wellbores |
US4237973A (en) * | 1978-10-04 | 1980-12-09 | Todd John C | Method and apparatus for steam generation at the bottom of a well bore |
EP0072675A2 (en) * | 1981-08-14 | 1983-02-23 | Dresser Industries,Inc. | Combustor installation and process for producing a heated fluid |
US4377205A (en) * | 1981-03-06 | 1983-03-22 | Retallick William B | Low pressure combustor for generating steam downhole |
US4706751A (en) * | 1986-01-31 | 1987-11-17 | S-Cal Research Corp. | Heavy oil recovery process |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
MX3874E (es) * | 1975-12-29 | 1981-08-26 | Engelhard Min & Chem | Mejoras en metodo para iniciar un sistema de combustion utilizando un catalizador |
-
1996
- 1996-12-17 JP JP52401197A patent/JP3825807B2/ja not_active Expired - Lifetime
- 1996-12-17 AU AU13034/97A patent/AU713893B2/en not_active Ceased
- 1996-12-17 DK DK96944608T patent/DK0870101T3/da active
- 1996-12-17 CN CN96199385A patent/CN1079884C/zh not_active Expired - Lifetime
- 1996-12-17 AT AT96944608T patent/ATE183810T1/de not_active IP Right Cessation
- 1996-12-17 IL IL12480596A patent/IL124805A/xx not_active IP Right Cessation
- 1996-12-17 EA EA199800601A patent/EA000250B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1996-12-17 DE DE69603979T patent/DE69603979T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1996-12-17 KR KR10-1998-0704982A patent/KR100440993B1/ko not_active IP Right Cessation
- 1996-12-17 TR TR1998/01221T patent/TR199801221T2/xx unknown
- 1996-12-17 EP EP96944608A patent/EP0870101B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-12-17 CA CA002240646A patent/CA2240646C/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-12-17 ES ES96944608T patent/ES2138842T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1996-12-17 WO PCT/EP1996/005754 patent/WO1997024510A1/en active IP Right Grant
- 1996-12-17 BR BR9612695A patent/BR9612695A/pt not_active IP Right Cessation
- 1996-12-25 MA MA24442A patent/MA24041A1/fr unknown
- 1996-12-26 JO JO19961947A patent/JO1947B1/en active
- 1996-12-26 EG EG119196A patent/EG20999A/xx active
-
1999
- 1999-10-27 GR GR990402749T patent/GR3031660T3/el unknown
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3817332A (en) * | 1969-12-30 | 1974-06-18 | Sun Oil Co | Method and apparatus for catalytically heating wellbores |
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 |
EP0072675A2 (en) * | 1981-08-14 | 1983-02-23 | Dresser Industries,Inc. | Combustor installation and process for producing a heated fluid |
US4706751A (en) * | 1986-01-31 | 1987-11-17 | S-Cal Research Corp. | Heavy oil recovery process |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU713893B2 (en) | 1999-12-16 |
DE69603979D1 (de) | 1999-09-30 |
KR19990076855A (ko) | 1999-10-25 |
TR199801221T2 (xx) | 1998-10-21 |
MA24041A1 (fr) | 1997-07-01 |
IL124805A0 (en) | 1999-01-26 |
EA199800601A1 (ru) | 1998-12-24 |
CN1079884C (zh) | 2002-02-27 |
BR9612695A (pt) | 1999-08-24 |
GR3031660T3 (en) | 2000-02-29 |
EG20999A (en) | 2000-09-30 |
JP2000503085A (ja) | 2000-03-14 |
AU1303497A (en) | 1997-07-28 |
CA2240646A1 (en) | 1997-07-10 |
ATE183810T1 (de) | 1999-09-15 |
IL124805A (en) | 2001-01-28 |
DK0870101T3 (da) | 2000-03-27 |
EP0870101B1 (en) | 1999-08-25 |
ES2138842T3 (es) | 2000-01-16 |
KR100440993B1 (ko) | 2004-11-06 |
DE69603979T2 (de) | 2000-04-06 |
CA2240646C (en) | 2005-03-08 |
CN1206446A (zh) | 1999-01-27 |
JO1947B1 (en) | 1997-12-15 |
EP0870101A1 (en) | 1998-10-14 |
WO1997024510A1 (en) | 1997-07-10 |
JP3825807B2 (ja) | 2006-09-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5862858A (en) | Flameless combustor | |
US6019172A (en) | Flameless combustor | |
US5404952A (en) | Heat injection process and apparatus | |
US5255742A (en) | Heat injection process | |
US4202169A (en) | System for combustion of gases of low heating value | |
IL158427A (en) | System and method for transmitting heat into a hydrocarbon formation surrounding a heat injection well | |
CA2581839C (en) | Low temperature oxidation enhanced oil recovery with catalyst | |
CA2666206A1 (en) | In situ heat treatment process utilizing oxidizers to heat a subsurface formation | |
AU2002212320B2 (en) | In-situ combustion for oil recovery | |
AU2002212320A1 (en) | In-situ combustion for oil recovery | |
EA000250B1 (ru) | Беспламенная камера сгорания | |
US20050026094A1 (en) | Porous media gas burner | |
EP1381752B1 (en) | In-situ combustion for oil recovery | |
CA1136867A (en) | System for combustion of gases of low heating value | |
CA2098266C (en) | Recovering hydrocarbons |
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 |