EA011226B1 - Система низкотемпературного контроля для подземных барьеров - Google Patents

Система низкотемпературного контроля для подземных барьеров Download PDF

Info

Publication number
EA011226B1
EA011226B1 EA200702298A EA200702298A EA011226B1 EA 011226 B1 EA011226 B1 EA 011226B1 EA 200702298 A EA200702298 A EA 200702298A EA 200702298 A EA200702298 A EA 200702298A EA 011226 B1 EA011226 B1 EA 011226B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
temperature
wells
formation
fiber optic
freezing
Prior art date
Application number
EA200702298A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200702298A1 (ru
Inventor
Билли Джон МакКинзи
Харолд Дж. Винигар
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 EA200702298A1 publication Critical patent/EA200702298A1/ru
Publication of EA011226B1 publication Critical patent/EA011226B1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/08—Production of synthetic natural gas
    • 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
    • E21B36/04—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
    • 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
    • E21B43/17—Interconnecting two or more wells by fracturing or otherwise attacking the formation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
    • H—ELECTRICITY
    • H05—ELECTRIC TECHNIQUES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • H05B—ELECTRIC HEATING; ELECTRIC LIGHT SOURCES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; CIRCUIT ARRANGEMENTS FOR ELECTRIC LIGHT SOURCES, IN GENERAL
    • H05B2214/00—Aspects relating to resistive heating, induction heating and heating using microwaves, covered by groups H05B3/00, H05B6/00
    • H05B2214/03—Heating of hydrocarbons

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Resistance Heating (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Measuring Temperature Or Quantity Of Heat (AREA)
  • General Induction Heating (AREA)
  • Superconductors And Manufacturing Methods Therefor (AREA)
  • Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
  • Surface Heating Bodies (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Pipe Accessories (AREA)
  • Auxiliary Devices For And Details Of Packaging Control (AREA)
  • Waste-Gas Treatment And Other Accessory Devices For Furnaces (AREA)
  • Air-Conditioning For Vehicles (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Fluid Adsorption Or Reactions (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Communication Control (AREA)
  • Control Of Combustion (AREA)
  • Control Of Temperature (AREA)
  • Purification Treatments By Anaerobic Or Anaerobic And Aerobic Bacteria Or Animals (AREA)
  • Enzymes And Modification Thereof (AREA)
  • Exposure Or Original Feeding In Electrophotography (AREA)
  • Thermotherapy And Cooling Therapy Devices (AREA)
  • Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)

Abstract

Изобретение предлагает систему контроля температуры подземной низкотемпературной зоны, которая включает в себя множество замораживающих скважин (114), выполненных с возможностью формирования низкотемпературной зоны; по меньшей мере одну контрольную скважину; один или несколько лазеров; оптоволоконный кабель (146), соединённый по меньшей мере с одним лазером (142) и анализатором (144), соединённым с оптоволоконным кабелем. Часть оптоволоконного кабеля расположена по меньшей мере в одной контрольной скважине. По меньшей мере один лазер выполнен с возможностью вводить световые импульсы по меньшей мере в один конец оптоволоконного кабеля. Анализатор выполнен с возможностью принимать обратные сигналы от световых импульсов. Изобретение также относится к способам контроля температуры подземной низкотемпературной зоны.

Description

Настоящее изобретение относится в общем к способам и системам, обеспечивающим низкотемпературный барьер вокруг по меньшей мере части подземной области обработки. Область обработки может использоваться для добычи углеводородов, водорода и (или) других продуктов. Варианты осуществления относятся к способам и системам для определения температурного профиля низкотемпературного барьера.
Уровень техники
Для обработки пластов могут использоваться внутрипластовые процессы. Во время некоторых внутрипластовых процессов в пласт могут быть введены флюиды или они могут быть образованы в пласте. Введённые или образованные флюиды, возможно, должны содержаться в области обработки, чтобы минимизировать или устранить воздействие на смежные области внутрипластового процесса. Во время некоторых внутрипластовых процессов барьер может быть сформирован вокруг всей или части области обработки, чтобы предотвратить перемещения флюида из области обработки или в область обработки.
Низкотемпературная зона может быть использована для изолирования выбранных областей пласта для многих целей. В некоторых системах грунт замораживается для исключения миграции флюидов из обрабатываемой области во время ликвидации загрязнений. Патенты США № 4860544 на имя Кпед е! а1., 4974425 на имя Кпед е! а1.; 5507149 на имя Эа511 е! а1., 6796139 на имя Вгйеу е! а1., 6854929 на имя Ушедаг е! а1. и патентная заявка И82004/0140095 описывают системы с замораживающими скважинами для замораживания грунта. В заявке И82004/001950 раскрыта система для контроля температуры в нескольких стволах скважин в подземном пласте.
Для формирования низкотемпературного барьера отдельные обособленные скважины могут быть образованы в пласте, где должен быть сформирован барьер. В стволах скважин может быть размещен трубопровод. Низкотемпературная теплопередающая среда может циркулировать по трубопроводу, чтобы снизить температуру рядом со скважинами. Низкотемпературная зона вокруг скважин может распространяться в направлении от них. В конечном счёте, низкотемпературные зоны, образованные двумя смежными скважинами, смыкаются. Температура низкотемпературных зон может быть достаточно низкой, чтобы заморозить пластовый флюид так, чтобы был сформирован практически непроницаемый барьер. Расстояние между скважинами может быть приблизительно от 1 до 3 м или более.
Расстояние между скважинами может быть функцией от нескольких факторов, в том числе состава пласта и его свойств, пластового флюида и его свойств, времени для формирования барьера, и температуры и свойств низкотемпературной теплопередающей среды. В общем, очень холодная температура низкотемпературной теплопередающей среды обеспечивает большее пространство и (или) более быстрое формирование барьера. Очень холодная температура может быть равна - 20°С или менее.
Во время формирования низкотемпературной зоны температура пласта в замораживающих скважинах и (или) рядом с ними может указывать на изменение пласта с низкотемпературным барьером. После завершения барьера температура пласта в замораживающих скважинах и (или) рядом с ними или в контрольных скважинах, смежных с замораживающими скважинами, может указывать возможные проблемные области, которые могут привести к образованию разрывов в барьере. Желательно иметь систему для контроля температуры в замораживающих скважинах и (или) рядом с замораживающими скважинами в пласте.
Сущность изобретения
В некоторых вариантах осуществления изобретение касается системы для контроля температуры подземной низкотемпературной зоны, которая включает в себя множество замораживающих скважин, выполненных с возможностью формирования низкотемпературной зоны; по меньшей мере одну контрольную скважину; один или более лазеров; оптоволоконный кабель, соединённый с по меньшей мере одним лазером, причём часть оптоволоконного кабеля расположена в по меньшей мере одной контрольной скважине и по меньшей мере один лазер выполнен с возможностью введения световых импульсов в по меньшей мере один конец оптоволоконного кабеля; и анализатор, соединённый с оптоволоконным кабелем, причём анализатор выполнен с возможностью получения обратных сигналов от световых импульсов.
Изобретение также предлагает в комбинации с вышеописанным изобретением компьютер, соединённый с анализатором; и систему охлаждения пласта с циркуляцией охладителя, соединённую с компьютером, причём система охлаждения пласта с циркуляцией охладителя выполнена с возможностью подачи охладителя в замораживающие скважины, а компьютер выполнен с возможностью оценки данных температурного профиля, полученных из анализатора.
Изобретение также касается способов контроля температуры низкотемпературного подземного барьера с помощью одного или нескольких из описанных изобретений, включающих в себя этапы, на которых передают свет через оптоволоконный кабель и анализируют анализатором один или более обратных сигналов из оптоволоконного кабеля для того, чтобы оценить температурный профиль вдоль оптоволоконного кабеля.
В дальнейших вариантах осуществления элементы из конкретных вариантов осуществления могут быть объединены с элементами из других вариантов осуществления. Например, элементы из одного ва
- 1 011226 рианта осуществления могут быть объединены с элементами из любого другого варианта осуществления.
В дальнейших вариантах осуществления обработка пласта выполняется с помощью любых из описанных способов и(или) систем.
В дальнейших вариантах осуществления дополнительные признаки могут быть добавлены к конкретным вариантам осуществления, описанным здесь.
Краткое описание чертежей
Преимущества данного изобретения могут стать очевидными специалистам с выгодой от последующего подробного описания и ссылки на сопровождающие чертежи, на которых фиг. 1 показывает условный вид варианта осуществления части системы для процесса внутрипластовой конверсии для обработки пласта, содержащего углеводороды;
фиг. 2 изображает вариант осуществления замораживающей скважины для системы охлаждения с циркулирующей средой, причём вид в разрезе замораживающей скважины представлен ниже поверхности земли;
фиг. 3 - вид защитного кожуха, связанного с корпусом замораживающей скважины;
фиг. 4 - условное представление оптоволоконной кабельной системы, используемой для контроля температуры в замораживающих скважинах и около них.
Хотя изобретение чувствительно к различным модификациям и альтернативным формам, конкретные варианты осуществления показаны посредством примера на чертежах и могут быть подробно описаны здесь. Чертежи выполнены не в масштабе. Однако должно быть понятно, что чертежи и подробное описание не предназначены для ограничения изобретения конкретной раскрытой формой, но напротив, намерение состоит в том, чтобы охватить все модификации, эквиваленты и альтернативы, попадающие в сущность и объём данного изобретения, как определено в приложенной формуле изобретения.
Подробное описание
Нижеследующее описание в общем относится к системам и способам обработки углеводородов в пластах. Пласты могут обрабатываться с помощью внутрипластовых процессов конверсии для того, чтобы получить углеводородные продукты, водород и другие продукты. Замораживающие скважины могут использоваться для того, чтобы формировать барьер вокруг всей или части подвергаемого воздействию пласта для осуществления внутрипластового процесса конверсии. Оптоволоконная система измерения температуры может использоваться для того, чтобы контролировать температуру замораживающих скважин и (или) частей пласта, смежных с барьером, сформированным замораживающими скважинами.
«Углеводороды» в общем определяются как молекулы, сформированные прежде всего атомами углерода и водорода. Углеводороды могут также включать в себя другие элементы, такие как - но, не ограничиваясь ими - галогены, элементы металлов, азот, кислород и (или) сера. Углеводороды могут быть но, не ограничиваясь ими - керогеном, асфальтом, пиробитумом, нефтепродуктами, естественными минеральными восками и асфальтитами. Углеводороды могут быть локализованы в минеральных матрицах или граничить с ними в земле. Матрицы могут включать в себя - но, не ограничиваясь ими - осадочную породу, пески, силициты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды. «Углеводородные флюиды» являются флюидами, которые включают в себя углеводороды. Углеводородные флюиды могут включать в себя, вовлекать или быть вовлечёнными в неуглеводородные флюиды, такие как водород, азот, угарный газ, углекислый газ, сероводород, вода и аммиак.
«Пласт» включает в себя один или несколько содержащих углеводороды слоёв, один или несколько неуглеводородных слоев, покрывающий слой и (или) подстилающий слой. «Покрывающий слой» и (или) «подстилающий слой» включают в себя один или несколько различных типов непроницаемых материалов. Для примера, покрывающий и (или) подстилающий слой могут включать в себя скальную породу, сланец, щебень или влажный/плотный карбонат. В некоторых вариантах осуществления внутрипластовых процессов конверсии покрывающий и (или) подстилающий слой могут включать в себя слой, содержащий углеводороды, или слои, содержащие углеводороды, которые являются относительно непроницаемыми и не подвергаются воздействию температуры в ходе внутрипластового процесса конверсии, что приводит к существенным характерным изменениям покрывающего и(или) подстилающего слоя, содержащих углеводород.
Например, подстилающий слой может содержать сланец или щебень, но подстилающий слой не нагревается до температур пиролиза во время внутрипластового процесса конверсии. В некоторых случаях покрывающий и (или) подстилающий слой могут быть до некоторой степени проницаемыми.
«Пластовыми флюидами» называются флюиды, находящиеся в пласте, они могут включать пиролизный флюид, синтез-газ, подвижный углеводород и воду (пар). Пластовые флюиды могут включать в себя как жидкие углеводороды, так и не жидкие углеводороды. Термин «подвижный флюид» относится к флюидам в пласте, содержащем углеводород, которые способны течь в результате тепловой обработки пласта. «Добытыми флюидами» называются пластовые флюиды, удалённые из пласта.
«Источником тепла» является любая система, обеспечивающая тепло для по меньшей мере части пласта, по существу, за счёт теплопроводности и (или) излучения. Например, источник тепла может включать в себя электронагреватели, такие как изолированный проводник, протяжённый элемент и (или) проводник, расположенный в трубе. Источник тепла может также включать в себя системы, которые вы
- 2 011226 рабатывают тепло путём сжигания топлива, находящегося вне пласта или в пласте. Эти системы могут быть поверхностными горелками, скважинными газовыми горелками, беспламенными распределёнными камерами сгорания и естественными распределёнными камерами сгорания. В некоторых применениях тепло, подводимое или выработанное в одном или несколько тепловых источниках, может подводиться от других источников энергии. Другие источники энергии могут непосредственно нагревать пласт или энергия может передаваться теплоносителю, который прямо или косвенно нагревает пласт. Понятно, что один или несколько тепловых источников, которые нагревают пласт, могут использовать различные источники энергии. Таким образом, например, для заданного пласта некоторые источники тепла передают тепло от электрических резистивных нагревателей, некоторые источники тепла могут обеспечивать тепло за счёт сжигания топлива, а некоторые источники тепла могут получать тепло от одного или нескольких других источников энергии (например, за счёт химических реакций, солнечной энергии, ветровой энергии, биомассы или других источников возобновляемой энергии). Химическая реакция может включать в себя экзотермическую реакцию (например, реакция окисления). Источник тепла может также включать в себя нагреватель, который обеспечивает нагрев в зоне, ближайшей к нагреваемому месту и (или) окружающей его, такой как нагревательная скважина.
«Нагреватель» представляет собой любую систему или источник тепла для генерации тепла в скважине или в области вблизи скважины. Нагреватели могут быть - но, не ограничиваясь ими - электронагревателями, горелками, камерами сгорания, которые реагируют с материалом в пласте или добытым из пласта и (или) их комбинаций.
«Внутрипластовый процесс конверсии» относится к процессу нагревания содержащего углеводород пласта с помощью источников тепла для того, чтобы поднять температуру по меньшей мере части пласта выше температуры пиролиза, с тем, чтобы в пласте образовался пиролизный флюид.
Термин «ствол скважины» относится к отверстию в пласте, выполненному путём бурения или введения трубопровода в пласт. Ствол скважины обычно имеет круглое поперечное сечение или другую форму поперечного сечения. Термины «скважина» и «отверстие» используются здесь, когда ссылаются на отверстие в пласте, и могут использоваться взаимозаменяемо с термином «ствол скважины».
«Пиролиз» представляет собой разрушение химических связей в результате приложения нагрева. Например, пиролиз может включать в себя преобразование соединения в одно или несколько других веществ только путём нагрева. Тепло может передаваться в участок пласта, чтобы вызвать пиролиз. В некоторых пластах части пласта и (или) другие материалы в пласте могут стимулировать пиролиз через каталитическую активность.
«Пиролизный флюид» или «продукты пиролиза» относятся к флюиду, полученному в ходе пиролиза углеводородов. Флюид, полученный в результате реакции пиролиза, может смешиваться с другими флюидами в пласте. Смесь будет рассматриваться как пиролизный флюид или продукт пиролиза. Как используется здесь, «зона пиролиза» относится к объёму пласта (например, относительно проницаемого пласта, такого как пласт нефтеносного песка), который вызывает реакцию или реагирует с образованием пиролизного флюида.
«Теплопроводность» представляет собой свойство материала, которое описывает скорость, с которой тепло распространяется в установившемся состоянии между двумя поверхностями материала для заданной разности температур между этими двумя поверхностями.
Углеводороды или другие желательные продукты в пласте могут быть добыты с помощью различных внутрипластовых процессов. Некоторые внутрипластовые процессы, которые можно использовать для добычи углеводороды или желательных продуктов, представляют собой такие внутрипластовые процессы конверсии как разбавление паром, разбавление огнём, паровой гравитационный дренаж и другие решения, используемые в горной промышленности. Во время некоторых внутрипластовых процессов барьеры могут быть необходимы или желательны. Барьеры могут предотвратить попадание флюида, такого как пластовая вода, в область обработки. Барьеры могут также предотвратить нежелательный выход флюида из области обработки. Предотвращение нежелательного выхода флюида из области обработки может минимизировать или устранить воздействие внутрипластового процесса на участках, смежных с областью обработки.
На фиг. 1 изображен вариант осуществления части системы 100 внутрипластовой конверсии для обработки содержащего углеводород пласта. Система 100 внутрипластовой конверсии может включать в себя барьерные скважины 102. Барьерные скважины 102 используются для образования барьера вокруг области обработки. Барьер предотвращает поток флюида в область обработки и (или) из области обработки. Барьерные скважины включают в себя - но, не ограничиваясь ими - водопонижающие скважины, скважины пониженного давления, улавливающие скважины, нагнетательные скважины, цементированные скважины, замораживающие скважины или их комбинации. В варианте осуществления, изображенном на фиг. 1, барьерные скважины 102 показаны только вдоль одной стороны источников 104 тепла, но барьерные скважины обычно окружают все используемые источники 104 тепла или могут использоваться для нагрева области обработки пласта.
Источники 104 тепла размещены по меньшей мере в части пласта. Источники 104 тепла могут включать в себя нагреватели, такие как изолированные проводники, нагреватели типа проводник в трубе,
- 3 011226 поверхностные горелки, беспламенные распределённые камеры сгорания и (или) естественные распределённые камеры сгорания. Источники 104 тепла могут также включать в себя другие типы нагревателей. Источники 104 тепла обеспечивают тепло для по меньшей мере части пласта, чтобы нагреть углеводороды в пласте. Энергия может подводиться к источникам 104 тепла через подводящие линии 106. Подводящие линии 106 могут конструктивно различаться в зависимости от источника тепла или источников тепла, используемых для нагрева пласта. Подводящие линии 106 для источников тепла могут передавать электричество для электронагревателей, могут транспортировать топливо для камер сгорания или могут транспортировать теплоноситель, который циркулирует в пласте.
Эксплуатационные скважины 108 используются для того, чтобы удалять пластовый флюид из пласта. В некоторых вариантах осуществления эксплуатационные скважины 108 могут включать в себя один или несколько источников тепла. Источник тепла в эксплуатационной скважине может нагревать одну или несколько частей пласта в эксплуатационной скважине или около эксплуатационной скважины. Источник тепла в эксплуатационной скважине может подавить конденсацию и отток пластового флюида, отводимого из пласта.
Пластовый флюид, добываемый из эксплуатационных скважин 108, может транспортироваться по коллекторному трубопроводу 110 к обрабатывающему оборудованию 112. Пластовые флюиды могут также быть получены из источников 104 тепла. Например, флюид может добываться из источников 104 тепла для того, чтобы управлять давлением в пласте, граничащем с источниками тепла. Флюид, добытый из источников 104 тепла, может транспортироваться по трубам или трубопроводам к коллекторному трубопроводу 110, или же добытый флюид транспортироваться по трубам или трубопроводам непосредственно к оборудованию обработки 112. Оборудование обработки 112 может включать в себя блоки сепарации, реакционные блоки, блоки для повышения качества, топливные блоки, турбины, резервуары для хранения и (или) другие системы и блоки для того, чтобы обрабатывать полученные пластовые флюиды. Оборудование обработки может вырабатывать транспортное топливо из по меньшей мере части углеводородов, добытых из пласта.
Некоторые скважины, сформированные в пласте, могут использоваться для того, чтобы облегчить формирование барьера по периметру вокруг области обработки. Барьер по периметру может быть - но не ограничен этим - низкотемпературным или замороженным барьером, образованным замораживающими скважинами, водопонижающими скважинами, цементной стеной, образованной в пласте, барьером из серного цемента, барьером, образованным гелем, полученным в пласте, барьером, образованным осаждением солей в пласте, барьером, образованным реакцией полимеризации в пласте и (или) листами, вогнанными в пласт. Источники тепла, эксплуатационные скважины, нагнетательные скважины, водопонижающие скважины и (или) контрольные скважины могут быть установлены в области обработки, определённой барьером до установки барьера, одновременно с ним или после установки барьера.
Низкотемпературная зона вокруг по меньшей мере части области обработки может быть образована замораживающими скважинами. В варианте осуществления охладитель, циркулирующий через замораживающие скважины, создает низкотемпературные зоны вокруг каждой замораживающей скважины. Замораживающие скважины размещены в пласте так, чтобы низкотемпературные зоны накладывались и образовывали низкотемпературную зону вокруг области обработки. Низкотемпературная зона, образованная замораживающими скважинами, поддерживается при температуре ниже температуры замерзания водного флюида в пласте. Водный флюид, попадающий в низкотемпературную зону, замерзает и образует замороженный барьер. В других вариантах осуществления замороженный барьер образуется группой управляемых замораживающих скважин. Холодная текучая среда, такая как жидкий азот, вводится в замораживающие скважины, чтобы сформировать низкотемпературные зоны вокруг замораживающих скважин. Жидкость пополняется по мере необходимости.
В некоторых вариантах осуществления два или более рядов замораживающих скважин располагают вокруг всей или части периметра области обработки для того, чтобы образовать широкую взаимосвязанную низкотемпературную зону. Широкие низкотемпературные зоны могут быть образованы смежными областями в пласте, где есть высокая скорость потока водной текучей среды в пласте. Широкий барьер может гарантировать, что не произойдёт сквозного прорыва замороженного барьера, установленного замораживающими скважинами.
Вокруг сторон области обработки могут быть установлены вертикально размещённые замораживающие скважины и (или) горизонтально размещённые замораживающие скважины. Если покрывающий слой или подстилающий слой пласта позволяют флюиду течь в область обработки или из области обработки, могут применяться горизонтально размещённые замораживающие скважины для того, чтобы сформировать верхний и (или) нижний барьер для области обработки. В некоторых вариантах осуществления верхний барьер и (или) нижний барьер, возможно, не нужен, если верхний слой и (или) нижний слой по меньшей мере практически непроницаемы. Если образован верхний барьер замораживания, то части источников тепла, эксплуатационных скважин, нагнетательных скважин и (или) водопонижающих скважин, которые проходят через низкотемпературную зону, созданную замораживающими скважинами и формирующими верхний барьер замораживания, могут быть изолированы, и (или) тепло может быть подведено таким образом, чтобы низкотемпературная зона не повлияла на функционирование источни
- 4 011226 ков тепла, эксплуатационных скважин, нагнетательных скважин и (или) водопонижающих скважин, проходящих через низкотемпературную зону.
Интервал между смежными замораживающими скважинами может быть функцией от множества различных факторов. Эти факторы могут включать в себя - но, не ограничиваясь ими - физические свойства материала пласта, тип системы охлаждения, «холодильные» и тепловые свойства охладителя, скорость потока материала в или из области обработки, время образования низкотемпературной зоны и экономические соображения. Уплотнённый или частично уплотнённый материал пласта может позволить устанавливать больший интервал между замораживающими скважинами. Расстояние между замораживающими скважинами в уплотнённом или частично уплотнённом материале пласта может составлять от 3 до 20 м, от 4 до 15 м или от 5 до 10 м. В варианте осуществления интервал между смежными замораживающими скважинами составляет 5 м. Интервал между замораживающими скважинами в неуплотнённом или, по существу, неуплотнённом материале пласта, таком как нефтеносный песок, возможно, должен быть меньшим, чем интервал в уплотнённом материале пласта. Расстояние между замораживающими скважинами в неуплотнённом материале может быть от 1 до 5 м.
Замораживающие скважины должны быть размещены в пласте так, чтобы было минимальное отклонение в ориентации одной замораживающей скважины относительно соседней замораживающей скважины. Избыточное отклонение создаёт большее расстояние между соседними замораживающими скважинами, что, возможно, не позволит создать связанную низкотемпературную зону между соседними замораживающими скважинами. Факторы, которые влияют на способ введения замораживающих скважин в грунт, включают в себя - но, не ограничиваясь ими - время установки замораживающей скважины, глубину, на которую замораживающие скважины должны быть введены, свойства пласта, требуемую ориентацию скважин и экономику.
Стволы скважин относительно малой глубины для замораживающих скважин могут пробиваться и (или) путём вибрации вводиться в некоторые пласты. Стволы скважин для замораживающих скважин могут пробиваться и (или) вводиться путём вибрации в пласты на глубину от 1 до 100 м без избыточного отклонения в ориентации замораживающих скважин относительно соседних замораживающих скважин в некоторых типах пластов.
Стволы скважин для замораживающих скважин, помещённых глубоко в пласты, или стволы скважин для замораживающих скважин, размещаемых в пластах со слоями, которые являются трудными для вбивания или ввода через них скважин путём вибрации, могут быть размещены в пластах направленным бурением и (или) с использованием забойной системы. Акустические сигналы, электрические сигналы, магнитные сигналы и (или) другие сигналы, полученные в первом стволе скважине, могут использоваться, чтобы вести бурение соседних скважин так, чтобы был выдержан требуемый интервал между соседними скважинами. Тщательный контроль интервала между скважинами для замораживающих скважин является важным фактором для уменьшения времени завершения формирования барьера в пласте.
После формирования стволов скважин для замораживающих скважин стволы скважины могут быть заполнены водой рядом с частью пласта, которую необходимо охладить, чтобы сформировать часть барьера замораживания. Вода может вытеснить бурильную жидкость, остающуюся в стволе скважины. Вода может вытеснить природный газ во впадины, смежные с пластом. В некоторых вариантах осуществления скважина заполняется водой из трубопровода до уровня покрывающего слоя. В некоторых вариантах осуществления скважина заполняется водой по секциям. Ствол скважины может обрабатываться по секциям, имеющим длины 6, 10, 14, 17 м или больше. Давление воды в стволе скважины поддерживается ниже давления разрушения пласта. В некоторых вариантах осуществления вода или часть воды удаляется из ствола скважины, и замораживающая скважина размещается в пласте.
Фиг. 2 изображает вариант осуществления замораживающей скважины 114. Замораживающая скважина 114 может включать в себя корпус 116, впускной трубопровод 118, распорные детали 120 и насадку 122. Распорные детали 120 могут позиционировать впускной трубопровод 118 в корпусе 116 так, чтобы между корпусом и трубопроводом было сформировано кольцевое пространство. Распорные детали 120 могут способствовать образованию турбулентного потока охладителя в кольцевом пространстве между впускным трубопроводом 118 и корпусом 116, но распорные детали могут также вызвать существенное падение давления текучей среды. Турбулентный поток текучей среды в кольцевом пространстве может быть стимулирован приданием шероховатости внутренней поверхности корпуса 116, приданием шероховатости внешней поверхности впускного трубопровода 118 и (или) при наличии небольшого поперечного сечения области кольцевого пространства, что обеспечивает высокую скорость охладителя в кольцевом пространстве. В некоторых вариантах осуществления распорные детали не используются. Устьевое оборудование 124 может удерживать корпус 116 в стволе скважины 126.
Охладитель пласта может протекать по холодной стороне трубопровода 128 из блока охлаждения к впускному трубопроводу 118 замораживающей скважины 114. Охладитель пласта может протекать через кольцевое пространство между впускным трубопроводом 118 и корпусом 116 к тёплой стороне трубопровода 130. Тепло может передаваться от пласта к корпусу 116 и от корпуса к охладителю пласта в кольцевом пространстве. Впускной трубопровод 118 может быть изолирован, чтобы предотвратить передачу тепла к охладителю пласта во время прохода охладителя пласта в замораживающую скважину 114.
- 5 011226
В варианте осуществления впускной трубопровод 118 представляет собой трубу из полиэтилена высокой плотности. При низких температурах некоторые полимеры могут проявлять большое температурное сжатие. Например, начальная длина 260 м полиэтиленового трубопровода при температуре приблизительно -25°С может сократиться на 6 м или более. Если используется трубопровод из полиэтилена высокой плотности или другой полимерный трубопровод, то большое температурное сжатие материала должно быть принято во внимание при определении конечной глубины замораживающей скважины. Например, замораживающая скважина должна быть пробурена глубже, чем необходимо, и трубопровод может сжаться во время использования. В некоторых вариантах осуществления впускной трубопровод 118 является изолированной металлической трубой. В некоторых вариантах осуществления изоляция может быть покрытием из полимера таким как - но, не ограничиваясь ими - поливинилхлоридом, полиэтиленом высокой плотности и (или) пенопластом.
Замораживающая скважина 114 может быть введена в пласт с помощью установки гибких насоснокомпрессорных труб. В варианте осуществления корпус 116 и впускной трубопровод 118 намотаны на одном барабане. Установка гибких насосно-компрессорных труб вводит корпус и впускной трубопровод в пласт. В варианте осуществления корпус 116 намотан на первом барабане, а впускной трубопровод 118 намотан на втором барабане. Установка гибких насосно-компрессорных труб вводит корпус 116 в пласт. Затем гибкие насосно-компрессорные трубы используются для того, чтобы ввести впускной трубопровод 118 в корпус. В других вариантах осуществления замораживающая скважина собирается по секциям в месте расположения скважины и вводится в пласт.
Изолированная секция замораживающей скважины 114 может быть установлена смежно с покрывающим слоем 132. Неизолированная секция замораживающей скважины 114 может быть размещена смежно со слоем или слоями 134, где должна быть сформирована низкотемпературная зона. В некоторых вариантах осуществления неизолированные секции замораживающей скважины могут быть помещены смежно только с водоносными слоями или другими водопроницаемыми частями пласта, что позволило бы флюиду течь в или из области обработки. Части пласта, куда неизолированные секции замораживающей скважины должны быть помещены, могут быть определены с помощью анализа колонки грунта и (или) каротажными методами.
В некоторых вариантах осуществления с корпусом связывают защитный кожух, когда корпус вводится в пласт. Защитный кожух может быть и-образным. Поворотный переходник вблизи конца корпуса может приводиться в соответствие с и-поворотом в защитном кожухе. Волокно может быть вставлено в защитный кожух. Фиг. 3 изображает часть корпуса 116 с защитным кожухом 136, соединённым с корпусом полосками 138. Защитный кожух 136 может быть трубкой из нержавеющей стали или другой трубкой.
Различные типы систем охлаждения могут использоваться для того, чтобы сформировать низкотемпературную зону. Определение соответствующей системы охлаждения может быть основано на многих факторах, в том числе - но, не ограничиваясь ими - тип замораживающей скважины; расстояние между соседними замораживающими скважинами; охладитель; время формирования низкотемпературной зоны; глубина низкотемпературной зоны; температурный перепад, которому будет подвергнут охладитель; химические и физические свойства охладителя; экологические проблемы, связанные с возможными выбросами, утечками или пролитием охладителя; экономика; образование водных потоков в пласте; состав и свойства пластовой воды, включая соленость и различные свойства пласта, такие как теплопроводность, способность тепловой диффузии и теплоёмкость.
Система охлаждения с циркулирующей текучей средой может использовать жидкий охладитель (охладитель пласта), который циркулирует через замораживающие скважины. Некоторые требуемые свойства для охладителя пласта: низкая рабочая температура, низкая вязкость при рабочей температуре и около нее, высокая плотность, высокая удельная теплоёмкость, высокая теплопроводность, низкая цена, коррозионностойкость и низкая токсичность. Низкая рабочая температура охладителя пласта позволяет образовывать большую низкотемпературную зону вокруг замораживающих скважин. Низкая рабочая температура охладителя пласта должна быть -20°С или ниже. Охладители пласта, имеющие низкие рабочие температуры по меньшей мере -60°С, могут включать в себя водный аммиак, растворы муравьинокислого калия, такие как Эупа1спс® НС-50 (Эупа1спс® Неа! ТгапГег Р1шб§ (Уайтхолл, Штат Пенсильвания, США)) или ΕΒΕΕΖίυΜ® (Кет1га СйеткаИ (Хельсинки, Финляндия)); силиконовые теплопередающие жидкости, такие как 8у11йегтХЕТ® (Ωο\ν Сотшпд Сотротайоп (Мидленд, Мичиган, США)); углеводородные охладители, такие как пропилен и хлорофтороуглероды, такие как В-22. Водный аммиак представляет собой раствор аммиака и воды с весовым процентом содержания аммиака между 20 и 40%. Водный аммиак имеет некоторые свойства и особенности, которые позволяют использовать водный аммиак как желательный охладитель пласта. Такие свойства и особенности включают в себя - но, не ограничиваясь ими - очень низкую точку замерзания, низкую вязкость, реальную доступность и низкую цену.
Охладитель пласта, который способен охлаждать водный пластовый флюид ниже температуры замерзания, может быть использован, чтобы сформировать низкотемпературную зону вокруг области обработки. Следующее уравнение (уравнение Сенджера) может использоваться, чтобы моделировать время
- 6 011226 ίι, необходимое для сформирования замораживающего барьера радиусом К вокруг замораживающей скважины, имеющей поверхностную температуру Т,:
(1)
где
В этих уравнениях кГ - теплопроводность замороженного материала; с,,г и с,;|| - объёмная теплоемкость замороженного и незамороженного материала, соответственно; го - радиус замораживающей скважины; ν, - разность температур между поверхностной температурой Т8 замораживающей скважины и точкой То замерзания воды; νο - разность температур между температурой Тд окружающего грунта и точкой То замерзания воды; Ь - объёмная скрытая теплота замерзания пласта; К - радиус замороженнойнезамороженной поверхности, и КА - радиус, на котором нет никакого влияния от охлаждающего трубопровода. Уравнение Сенджера может обеспечить оценку с завышенной погрешностью времени формирования замороженного барьера радиусом К, потому что это уравнение не учитывает влияния охлаждения от других замораживающих скважин. Температура охладителя пласта является регулируемой переменной, которая может значительно влиять на интервал между замораживающими скважинами.
Уравнение 1 подразумевает, что большая низкотемпературная зона может быть сформирована при использовании охладителя, имеющего очень низкую начальную температуру. Желательно использование охладителя пласта, имеющего низкую начальную температуру -30°С или ниже. Охладители пласта, имеющие начальные температуры более высокие чем -30°С, могут также использоваться, но с такими охладителями пласта требуются более длительные времена для соединения низкотемпературных зон, образованных отдельными замораживающими скважинами. Кроме того, такие охладители пласта требуют использования меньших интервалов между замораживающими скважинами и (или) большего числа замораживающих скважин.
Физические свойства материала, используемого для строительства замораживающих скважин, могут быть фактором при определении самой холодной температуры охладителя пласта, используемого для формирования низкотемпературной зоны вокруг области обработки. Углеродистая сталь может использоваться как конструкционный материал для замораживающих скважин. Стальные сплавы А333 сорта 6 А8ТМ (Американское общество по испытанию материалов) и стальные сплавы А333 сорта 3 А8ТМ могут использоваться для низкотемпературных приложений. Стальные сплавы А333 сорта 6 А8ТМ, как правило, не содержат или содержат немного никеля и имеют низкую границу диапазона рабочей температуры -50°С. Стальные сплавы А333 сорта 3 А8ТМ, как правило, содержат никель и имеют намного более низкую границу диапазона рабочей температуры. Никель в сплаве А333 сорта 3 А8ТМ добавляет эластичность при низких температурах, но также и значительно увеличивает стоимость металла. В некоторых вариантах осуществления самая низкая температура охладителя лежат от -35 до -55°С, от -38 до -47°С или от -40С до -45°С, чтобы обеспечить использование стальных сплавов А333 сорта 6 А8ТМ для строительства корпусов для замораживающих скважин. Нержавеющие стали, такие как нержавеющая сталь 304, могут использоваться для того, чтобы сформировать замораживающие скважины, но стоимость нержавекщей стали обычно намного больше, чем стоимость стальных сплавов А333 сорта 6 А8ТМ.
В некоторых вариантах осуществления металл, используемый для формирования корпусов замораживающих скважин, может быть в виде трубы. В некоторых вариантах осуществления металл, используемый для формирования корпусов замораживающих скважин, может быть в форме листа. Листовой металл может быть сварен по длине, чтобы образовать трубу, и (или) гибкую НКТ. Формирование корпусов из листового металла может улучшить экономичность системы, обеспечивая гибкой НКТ и уменьшая оборудование и трудовые ресурсы, необходимые для создания и установки корпусов, используя трубу.
Блок охлаждения может использоваться для уменьшения температуры охладителя пласта до низкой рабочей температуры. В некоторых вариантах осуществления блок охлаждения может использовать цикл испарения аммиака. Блоки охлаждения доступны от Соо1 Мап 1пс. (Милуоки, Висконсин, США), Сайпсг Кейтдегайои апб МапнГасШппд (Миннеаполис, Миннесота, США) и других поставщиков. В некоторых вариантах осуществления может быть использована каскадная система охлаждения с аммиаком на первой стадии и с углекислым газом на второй стадии. Циркулирующий через замораживающие скважины охладитель может содержать 30 вес.% аммиака в воде (водный аммиак). Альтернативно, может использоваться одностадийная система охлаждения с углекислым газом.
Система контроля температуры может быть установлена в стволах замораживающих скважин и (или) в контрольных скважинах, смежных с замораживающими скважинами, чтобы контролировать тем
- 7 011226 пературный профиль замораживающих скважин и (или) низкотемпературной зоны, образованной замораживающими скважинами. Эта система контроля может использоваться для того, чтобы контролировать развитие образования низкотемпературной зоны. Система контроля может использоваться для того, чтобы определить расположение высокотемпературных областей мест возможных прорывов или мест прорывов после того, как образована низкотемпературная зона. Периодический контроль температурного профиля замораживающих скважин и (или) низкотемпературной зоны, созданной замораживающими скважинами, позволяет обеспечить дополнительное охлаждение для возможных областей аварии прежде, чем случится прорыв. Дополнительное охлаждение может обеспечиваться в прорывах или вблизи прорывов и в высокотемпературных областях для того, чтобы гарантировать целостность низкотемпературной зоны вокруг области обработки. Дополнительное охлаждение можно обеспечивать, увеличивая поток охладителя через выбранные замораживающие скважины, устанавливая дополнительную замораживающую скважину или дополнительные замораживающие скважины и (или) подводя криогенную жидкость, такую как жидкий азот, к высокотемпературным областям. Обеспечение дополнительного охлаждения возможных областей аварии прежде, чем случится прорыв, намного эффективнее и выгоднее, чем устранение прорыва, подогрева части области обработки, которая была охлаждена притоком флюида и (или) восстановления области за пределами прорванного замороженного барьера.
В некоторых вариантах осуществления перемещающаяся термопара может использоваться для того, чтобы контролировать температурный профиль выбранных замораживающих скважин или контрольных скважин. В некоторых вариантах осуществления система контроля температуры включает в себя термопары, размещенные в отдельных местах в стволах замораживающих скважин, в замораживающих скважинах и (или) в контрольных скважинах. В некоторых вариантах осуществления система контроля температуры включает в себя оптоволоконную систему контроля температуры.
Оптоволоконные системы контроля температуры доступны от 8еп5огпе1 (Лондон, Великобритания), 8еи5а (Хьюстон, Техас, США), Ьипа Еиетду (Блексбург, Вирджиния, США), Ьюк Тсе11по1оду СМВН (Кёльн, Германия), ОхГогб Е1ес1гошс5 Иб. (Хемпшир, Великобритания), и 8аЬеи§ 8еп5ог Зуйепъ (Калабасас, Калифорния, США). Оптоволоконная система контроля температуры включает в себя систему передачи и обработки данных и один или несколько оптоволоконных кабелей. Система передачи и обработки данных включает в себя один или несколько лазеров для направления света в оптоволоконный кабель и один или несколько компьютеров с программным обеспечением и периферийными устройствами для приёма, анализа и вывода данных. Система передачи и обработки данных может быть соединена с одним или несколькими оптоволоконными кабелями.
Отдельный оптоволоконный кабель может быть длиной в несколько километров. Оптоволоконный кабель может быть установлен во многих замораживающих скважинах и (или) контрольных скважинах. В некоторых вариантах осуществления два оптоволоконных кабеля могут быть установлены в каждой замораживающей скважине и (или) контрольной скважине. Два оптоволоконных кабеля могут быть соединены вместе. Использование двух оптоволоконных кабелей в скважине обеспечивает компенсацию оптических потерь, которые происходят в скважинах, и обеспечивает лучшую точность измеряемых температурных профилей.
Волокно оптоволоконного кабеля может размещаться в полимерной трубе. Полимерная труба может быть заполнена теплопередающей средой. Теплопередающая среда может быть гелем или жидкостью, которая не замораживается при температуре используемого для охлаждения пласта охладителя или ниже неё. В некоторых вариантах осуществления теплопередающая среда в полимерной трубе является той же самой, что и охладитель пласта, например жидкость производства «Пуиа1еие» Неа1 ТгаикГет Е1шб§, или раствор аммиака. В некоторых вариантах осуществления волокно помещают в трубу с помощью теплопередающей среды. Использование теплопередающей среды для введения волокна в полимерную трубу удаляет влагу из полимерной трубы.
Полимерная труба и волокно могут размещаться в защитном кожухе, таком как четвертьдюймовая труба из нержавеющей стали 304, чтобы сформировать оптоволоконный кабель. Защитный кожух может быть предварительно напряжен для того, чтобы выдержать температурное сжатие при низких температурах. Защитный кожух может быть заполнен теплопередающей средой. В некоторых вариантах осуществления полимерная труба помещается в защитный кожух с теплопередающей средой. Использование теплопередающей среды для введения полимерной трубы и волокна в защитный кожух удаляет влагу в защитном кожухе. В некоторых вариантах осуществления два волокна расположены в одной и той же трубе из нержавеющей стали. В некоторых вариантах осуществления волокно размещается непосредственно в защитном кожухе без размещения в полимерной трубе.
В некоторых вариантах осуществления оптоволоконный кабель привязывают к корпусу замораживающей скважины, когда корпус вставляется в пласт. Оптоволоконный кабель может быть намотан вокруг корпуса смежно с частями пласта, которые должны быть доведены до низкой температуры, чтобы образовать низкотемпературную зону. Намотка оптоволоконного кабеля вокруг корпуса обеспечивает большую длину оптоволоконного кабеля вблизи областей, которые должны быть доведены до низкой температуры. Большая длина позволяет получить лучшее разрешение температурного профиля для областей, которые должны быть доведены до низких температур. В некоторых вариантах осуществления
- 8 011226 оптоволоконный кабель размещается в корпусе замораживающей скважины.
На фиг. 4 показана оптоволоконная система контроля температуры. Система 140 передачи и обработки данных включает в себя лазер 142 и анализатор 144. Лазер 142 выдаёт короткие интенсивные световые импульсы в оптоволоконный кабель 146. Оптоволоконный кабель 146 расположен в ряде замораживающих скважин 114 и контрольных скважин 148. Оптоволоконный кабель 146 может быть привязан к корпусам замораживающих скважин, когда корпуса устанавливаются в пласте. В некоторых вариантах осуществления оптоволоконный кабель привязан к вспомогательным элементам и вставлен в контрольную скважину. В некоторых вариантах осуществления защитный кожух оптоволоконного кабеля может быть подвешен в контрольной скважине без дополнительной опоры. Обратное излучение и отражение света в оптоволоконном кабеле 146 может измеряться как функция времени с помощью анализатора 144 системы 140 передачи и обработки данных. Анализ данных обратного излучения и отражения света даёт температурный профиль по длине оптоволоконного кабеля 146.
В некоторых вариантах осуществления система передачи и обработки данных является двусторонней системой. Система передачи и обработки данных может включать в себя один или несколько лазеров, которые посылают световые импульсы в каждый конец оптоволоконного кабеля. В некоторых вариантах осуществления лазер один. Лазер посылает импульсы в каждый конец оптоволоконного кабеля попеременно. Обратные сигналы, полученные системой передачи и обработки данных, позволяют обеспечивать компенсацию затухания сигнала в волоконном световоде.
В некоторых вариантах осуществления компьютерная система 150 управления соединена с оптоволоконной системой контроля температуры и системой охлаждения пласта с циркуляцией охладителя. Система охлаждения пласта с циркуляцией охладителя может включать в себя систему 152 охлаждения. Система 152 охлаждения направляет охлаждённый охладитель пласта к устьевым отверстиям 124 замораживающих скважин 114 через трубопровод 154. В некоторых вариантах осуществления охладитель пласта проходит вниз по впускному трубопроводу замораживающей скважины и вверх через кольцевое пространство между впускным трубопроводом и корпусом замораживающей скважины. Охладитель пласта затем проходит по трубопроводу к следующей замораживающей скважине.
Компьютерная система 150 управления может обеспечивать автоматический контроль низкотемпературной зоны, созданной замораживающими скважинами 114. Компьютерная система 150 управления может периодически выключать поток охладителя пласта к ряду замораживающих скважин на заданное время. Например, компьютерная система 150 управления может выключать поток охладителя пласта в определённую группу замораживающих скважин каждые 60 дней сроком на два дня и активировать систему 140 передачи и обработки данных для того, чтобы контролировать температурный профиль вблизи выключенных замораживающих скважин. Температурный профиль замораживающих скважин без потока охладителя пласта будет повышаться.
Компьютерная система 150 управления может контролировать скорость повышения температуры. Если имеется проблемный район, температурный профиль вблизи проблемного района покажет более высокую скорость изменения, чем температурный профиль соседний областей. Если происходит большее, чем ожидаемое повышение температуры в двух соседних скважинах, приблизительно на одной и той же глубине, или вблизи них, компьютерная система управления может сигнализировать оператору системы, что имеется проблема. Расположение проблемного района может быть вычислено/смоделировано/оценено путём сравнения повышения температуры между соседними скважинами. Например, если повышение температуры в первой скважине в два раза больше, чем повышение температуры во второй скважине, то расположение проблемного района ближе к первой скважине. Можно обеспечить проблемным районам дополнительное охлаждение и (или) дополнительный контроль. Дополнительное охлаждение можно обеспечить, увеличивая поток охладителя пласта к проблемному району и (или) устанавливая одну или несколько дополнительных замораживающих скважин. Если никакие проблемы не обнаружены в течение заданного времени, компьютерная система возобновляет поток охладителя пласта к конкретной группе замораживающих скважин и начинает испытание другой группы замораживающих скважин. Использование компьютерной системы 150 управления для контроля низкотемпературной зоны, образованной замораживающими скважинами, обеспечивает обнаружение и установление проблем прежде, чем произойдет прорыв барьера, сформированного замораживающими скважинами.
В некоторых вариантах осуществления оптоволоконная система контроля температуры использует системы бриллюэновского или комптоновского рассеивания. Такие системы обеспечивают пространственное разрешение 1 м и температурное разрешение 0,1 °С. При достаточном усреднении и температурной калибровке точность систем может доходить до 0,5°С.
В некоторых вариантах осуществления оптоволоконная система контроля температуры может быть брэгговской системой, которая использует оптоволоконный кабель, протравленный с образованием близко расположенных брэгговских решеток. Брэгговские решетки могут быть сформированы с приращениями в 1 фут вдоль выбранных длин волокна. Волокна с брэгговскими решетками доступны от Типа Епсгду. Брэгговская система требует только одножильного оптического кабеля, который нужно размес
- 9 011226 тить в каждой скважине, подлежащей контролю. Брэгговская система позволяет измерять температуру волокна за несколько секунд.
Оптоволоконная система контроля температуры может использоваться для того, чтобы обнаружить расположение прорыва или возможного прорыва в замороженном барьере. Поиск возможных прорывов может быть выполнен через запланированные интервалы, например каждые два или три месяца. Чтобы определить расположение прорыва или возможного прорыва, прекращают поток охладителя пласта к представляющим интерес замораживающим скважинам. В некоторых вариантах осуществления прекращают подачу охладителя пласта ко всем замораживающим скважинам. Повышение температурных профилей, а также скорости изменения температурных профилей, определяемые оптоволоконной системой контроля температуры для каждой замораживающей скважины, может использоваться для определения расположения любого прорыва или мест перегрева в низкотемпературной зоне, поддерживаемой замораживающими скважинами. Температурный профиль, контролируемый оптоволоконной системой контроля температуры, для двух замораживающих скважин, ближайших к участку перегрева или потоку текучей среды, покажет самое быстрое и самое большое повышение температуры. Изменение температуры в несколько градусов Цельсия в температурных профилях замораживающих скважин, ближайших к проблемной области, может быть достаточным для того, чтобы изолировать место проблемной области. Время выключения потока циркулирующей текучей среды в замораживающих скважинах, представляющих интерес для обнаружения прорыва, потенциальных прорывов и участков перегрева, может быть порядка нескольких часов или дней, в зависимости от размещения скважин и величины расхода текучей среды, влияющей на низкотемпературную зону.
Оптоволоконные системы контроля температуры могут также использоваться для контроля температуры в нагретых частях пласта в ходе внутрипластовых процессов конверсии. Волокно оптоволоконного кабеля, используемого в нагретой части пласта, может быть покрыто отражающим материалом для того, чтобы облегчить удержание сигнала или сигналов, передаваемых по волокну. В некоторых вариантах осуществления волокно покрывают золотом, медью, никелем, алюминием и (или) их сплавами. Покрытие должно быть сформировано из материала, который способен выдержать химические и температурные условия в нагретой части пласта. Например, золотое покрытие позволяет использовать оптический датчик до температур 700°С. В некоторых вариантах осуществления волокно покрывают алюминием. Волокно может быть погружено в или протянуто через ванну жидкого алюминия. Волокно с покрытием затем охлаждается, чтобы гарантировать закрепление алюминия на волокне. Золотое или алюминиевое покрытие может снижать водородное затемнение волоконного световода.
Дальнейшие изменения и альтернативные варианты осуществления различных аспектов изобретения могут быть очевидны специалистам с учётом этого описания. Соответственно, это описание должно рассматриваться только как пояснительное и с целью пояснения специалистам общего способа использования изобретения. Должно быть понятно, что формы изобретения, показанные и описанные здесь, должны быть приняты скорее как предпочтительные в настоящее время варианты осуществления. Элементы и материалы, поясняющие и описанные здесь, могут быть заменены на другие, части и процессы могут быть пересмотрены, и некоторые признаки изобретения могут использоваться независимо, как было бы очевидно специалисту после получения выгод от этого описания изобретения. Изменения могут быть сделаны в описанных здесь элементах без отхода от сущности и объёма изобретения, как оно описано в нижеследующей формуле изобретения. Помимо этого, должно быть понятно, что элементы, описанные здесь независимо, в некоторых вариантах осуществления могут быть объединены.

Claims (21)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Система, предназначенная для контроля температуры подземной низкотемпературной зоны, содержащей множество замораживающих скважин, содержащая один или более лазеров;
    оптоволоконный кабель, соединённый по меньшей мере с одним лазером, причём часть оптоволоконного кабеля расположена по меньшей мере в одной замораживающей скважине, и при этом по меньшей мере один лазер выполнен с возможностью передавать световые импульсы в первый конец оптоволоконного кабеля; и анализатор, присоединённый к оптоволоконному кабелю, причём анализатор выполнен с возможностью принимать обратные сигналы от указанных световых импульсов.
  2. 2. Система по п.1, дополнительно содержащая компьютерную систему управления, соединённую с анализатором; и систему охлаждения пласта с циркуляцией охладителя, соединённую с компьютерной системой управления, причём система охлаждения пласта с циркуляцией охладителя выполнена с возможностью подавать охладитель в замораживающие скважины, а компьютерная система управления выполнена с возможностью оценивать данные температурного профиля, полученные из анализатора.
  3. 3. Система по п.2, в которой компьютерная система управления выполнена с возможностью автоматически регулировать поток охладителя к замораживающим скважинам.
    - 10 011226
  4. 4. Система по любому из пп.1-3, в которой оптоволоконный кабель расположен по меньшей мере в контрольной скважине.
  5. 5. Система по любому из пп.1-4, в которой оптоволоконный кабель содержит волокно и металлическую трубу, при этом волокно расположено в металлической трубе.
  6. 6. Система по любому из пп.1-5, в которой часть оптоволоконного кабеля, примыкающего к низкотемпературной зоне, свернута кольцом.
  7. 7. Система по любому из пп.1-6, в которой по меньшей мере часть оптоволоконного кабеля включает в себя брэгговские решетки.
  8. 8. Система по любому из пп.1-7, в которой по меньшей мере один лазер выполнен с возможностью передавать световые импульсы во второй конец оптоволоконного кабеля.
  9. 9. Система по п.8, в которой обратные сигналы от света, передаваемого во второй конец оптоволоконного кабеля, позволяют обеспечить компенсацию затухания сигнала.
  10. 10. Система по любому из пп.1-9, в которой один непрерывный оптоволоконный кабель проходит через множество скважин.
  11. 11. Способ контроля температуры низкотемпературного подземного барьера с использованием системы по любому из пп.1-10, содержащий этапы, на которых передают свет через оптоволоконный кабель; и анализируют один или более обратных сигналов из оптоволоконного кабеля анализатором для оценки температурного профиля вдоль оптоволоконного кабеля.
  12. 12. Способ по п.11, в котором этап анализа включает в себя оценку температурного профиля в замораживающей скважине, используемой для формирования подземного низкотемпературного барьера.
  13. 13. Способ по любому из пп.11 или 12, содержащий дополнительно этап, на котором сообщают температурный профиль.
  14. 14. Способ по любому из пп.11-13, содержащий дополнительно этап, на котором прекращают циркуляцию охладителя.
  15. 15. Способ по любому из пп.11-14, содержащий дополнительно этап, на котором оценивают температурные профили скважин на основе информации, полученной из оптоволоконных кабелей после прекращения циркуляции.
  16. 16. Способ по любому из пп.11-15, содержащий дополнительно этап, на котором определяют расположение прорывов путем анализа температурных профилей.
  17. 17. Способ по п.16, содержащий дополнительно этап, на котором сообщают о расположении прорыва.
  18. 18. Способ по любому из пп.11-17, содержащий дополнительно этап, на котором нагревают пласт, по меньшей мере, частично окружённый барьером.
  19. 19. Способ по п.18, содержащий дополнительно этап, на котором получают флюиды из пласта, причём указанные флюиды содержат углеводороды.
  20. 20. Способ по п.19, содержащий дополнительно этап, на котором получают транспортное топливо и/или другую композицию из по меньшей мере части углеводородов.
  21. 21. Способ обработки пласта с помощью системы по любому из пп.1-9 или способа по любому из пп.10-20.
EA200702298A 2005-04-22 2006-04-21 Система низкотемпературного контроля для подземных барьеров EA011226B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US67408105P 2005-04-22 2005-04-22
PCT/US2006/014778 WO2006115945A1 (en) 2005-04-22 2006-04-21 Low temperature monitoring system for subsurface barriers

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200702298A1 EA200702298A1 (ru) 2008-04-28
EA011226B1 true EA011226B1 (ru) 2009-02-27

Family

ID=36655240

Family Applications (12)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200702307A EA011905B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Способ конверсии in situ с использованием нагревающей системы с замкнутым контуром
EA200702303A EA014760B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Система и способ нагрева пласта
EA200702297A EA012900B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Способы соединения подземных нагревателей под землей
EA200702305A EA012171B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Двухбарьерная система для in situ процесса конверсии углеводородов
EA200702301A EA012901B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Низкотемпературные барьеры для использования с внутрипластовыми процессами
EA200702299A EA013555B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Нагреватели с ограничением температуры с изменяемыми по длине характеристиками
EA200702298A EA011226B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Система низкотемпературного контроля для подземных барьеров
EA200702304A EA012077B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Способы и системы для добычи флюида с использованием процесса конверсии in situ
EA200702302A EA014258B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Нагреватель с ограничением температуры, содержащий неферромагнитный проводник
EA200702300A EA012767B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Система и способ для нагрева углеводородсодержащего пласта
EA200702306A EA012554B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Система нагрева подземного пласта с нагревателем, соединенным в трехфазное соединение звездой
EA200702296A EA014031B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-24 Способ получения метана

Family Applications Before (6)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200702307A EA011905B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Способ конверсии in situ с использованием нагревающей системы с замкнутым контуром
EA200702303A EA014760B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Система и способ нагрева пласта
EA200702297A EA012900B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Способы соединения подземных нагревателей под землей
EA200702305A EA012171B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Двухбарьерная система для in situ процесса конверсии углеводородов
EA200702301A EA012901B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Низкотемпературные барьеры для использования с внутрипластовыми процессами
EA200702299A EA013555B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Нагреватели с ограничением температуры с изменяемыми по длине характеристиками

Family Applications After (5)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200702304A EA012077B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Способы и системы для добычи флюида с использованием процесса конверсии in situ
EA200702302A EA014258B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Нагреватель с ограничением температуры, содержащий неферромагнитный проводник
EA200702300A EA012767B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Система и способ для нагрева углеводородсодержащего пласта
EA200702306A EA012554B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Система нагрева подземного пласта с нагревателем, соединенным в трехфазное соединение звездой
EA200702296A EA014031B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-24 Способ получения метана

Country Status (14)

Country Link
US (1) US7831133B2 (ru)
EP (12) EP1871978B1 (ru)
CN (12) CN101163851A (ru)
AT (5) ATE435964T1 (ru)
AU (13) AU2006240043B2 (ru)
CA (12) CA2605720C (ru)
DE (5) DE602006007693D1 (ru)
EA (12) EA011905B1 (ru)
IL (12) IL186203A (ru)
IN (1) IN266867B (ru)
MA (12) MA29719B1 (ru)
NZ (12) NZ562247A (ru)
WO (12) WO2006116096A1 (ru)
ZA (13) ZA200708023B (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2605790C2 (ru) * 2011-11-18 2016-12-27 Дженерал Электрик Компани Система и способ оценки влагосодержания потока пара

Families Citing this family (123)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6742593B2 (en) 2000-04-24 2004-06-01 Shell Oil Company In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation using heat transfer from a heat transfer fluid to heat the formation
US7004247B2 (en) 2001-04-24 2006-02-28 Shell Oil Company Conductor-in-conduit heat sources for in situ thermal processing of an oil shale formation
NZ532091A (en) 2001-10-24 2005-12-23 Shell Int Research In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using barriers
WO2004038175A1 (en) 2002-10-24 2004-05-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Inhibiting wellbore deformation during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation
US7121342B2 (en) 2003-04-24 2006-10-17 Shell Oil Company Thermal processes for subsurface formations
CA2579496A1 (en) 2004-04-23 2005-11-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Subsurface electrical heaters using nitride insulation
US7694523B2 (en) 2004-07-19 2010-04-13 Earthrenew, Inc. Control system for gas turbine in material treatment unit
US7024796B2 (en) 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and apparatus for manufacture of fertilizer products from manure and sewage
US7685737B2 (en) 2004-07-19 2010-03-30 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
US7024800B2 (en) 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
EA011905B1 (ru) 2005-04-22 2009-06-30 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ конверсии in situ с использованием нагревающей системы с замкнутым контуром
AU2006239988B2 (en) 2005-04-22 2010-07-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Reduction of heat loads applied to frozen barriers and freeze wells in subsurface formations
AU2006306471B2 (en) 2005-10-24 2010-11-25 Shell Internationale Research Maatschapij B.V. Cogeneration systems and processes for treating hydrocarbon containing formations
US7610692B2 (en) 2006-01-18 2009-11-03 Earthrenew, Inc. Systems for prevention of HAP emissions and for efficient drying/dehydration processes
AU2007240367B2 (en) 2006-04-21 2011-04-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. High strength alloys
JP5330999B2 (ja) 2006-10-20 2013-10-30 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 流体によるタールサンド地層の複数部分中での炭化水素の移動
DE102007040606B3 (de) * 2007-08-27 2009-02-26 Siemens Ag Verfahren und Vorrichtung zur in situ-Förderung von Bitumen oder Schwerstöl
US8622133B2 (en) 2007-03-22 2014-01-07 Exxonmobil Upstream Research Company Resistive heater for in situ formation heating
WO2008131171A1 (en) 2007-04-20 2008-10-30 Shell Oil Company Parallel heater system for subsurface formations
US7697806B2 (en) * 2007-05-07 2010-04-13 Verizon Patent And Licensing Inc. Fiber optic cable with detectable ferromagnetic components
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
CA2700732A1 (en) 2007-10-19 2009-04-23 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Cryogenic treatment of gas
US8151907B2 (en) 2008-04-18 2012-04-10 Shell Oil Company Dual motor systems and non-rotating sensors for use in developing wellbores in subsurface formations
US8297355B2 (en) * 2008-08-22 2012-10-30 Texaco Inc. Using heat from produced fluids of oil and gas operations to produce energy
DE102008047219A1 (de) 2008-09-15 2010-03-25 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Förderung von Bitumen und/oder Schwerstöl aus einer unterirdischen Lagerstätte, zugehörige Anlage und Betriebsverfahren dieser Anlage
US9561068B2 (en) 2008-10-06 2017-02-07 Virender K. Sharma Method and apparatus for tissue ablation
US9561066B2 (en) 2008-10-06 2017-02-07 Virender K. Sharma Method and apparatus for tissue ablation
US10695126B2 (en) 2008-10-06 2020-06-30 Santa Anna Tech Llc Catheter with a double balloon structure to generate and apply a heated ablative zone to tissue
US10064697B2 (en) 2008-10-06 2018-09-04 Santa Anna Tech Llc Vapor based ablation system for treating various indications
CN102238920B (zh) 2008-10-06 2015-03-25 维兰德.K.沙马 用于组织消融的方法和装置
WO2010045097A1 (en) 2008-10-13 2010-04-22 Shell Oil Company Circulated heated transfer fluid heating of subsurface hydrocarbon formations
US20100200237A1 (en) * 2009-02-12 2010-08-12 Colgate Sam O Methods for controlling temperatures in the environments of gas and oil wells
US20100258291A1 (en) 2009-04-10 2010-10-14 Everett De St Remey Edward Heated liners for treating subsurface hydrocarbon containing formations
FR2947587A1 (fr) 2009-07-03 2011-01-07 Total Sa Procede d'extraction d'hydrocarbures par chauffage electromagnetique d'une formation souterraine in situ
CN102031961A (zh) * 2009-09-30 2011-04-27 西安威尔罗根能源科技有限公司 井眼温度测量探头
US9466896B2 (en) 2009-10-09 2016-10-11 Shell Oil Company Parallelogram coupling joint for coupling insulated conductors
US8816203B2 (en) 2009-10-09 2014-08-26 Shell Oil Company Compacted coupling joint for coupling insulated conductors
US8356935B2 (en) 2009-10-09 2013-01-22 Shell Oil Company Methods for assessing a temperature in a subsurface formation
US8602103B2 (en) 2009-11-24 2013-12-10 Conocophillips Company Generation of fluid for hydrocarbon recovery
US8863839B2 (en) 2009-12-17 2014-10-21 Exxonmobil Upstream Research Company Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations
RU2012147629A (ru) * 2010-04-09 2014-05-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способы формирования барьеров в подземных углеводородсодержащих пластах
US9127523B2 (en) 2010-04-09 2015-09-08 Shell Oil Company Barrier methods for use in subsurface hydrocarbon formations
EP2556721A4 (en) * 2010-04-09 2014-07-02 Shell Oil Co INSULATION BLOCKS AND METHOD FOR INSTALLING THEM IN INSULATED LADDER HEATERS
US8875788B2 (en) 2010-04-09 2014-11-04 Shell Oil Company Low temperature inductive heating of subsurface formations
US8939207B2 (en) 2010-04-09 2015-01-27 Shell Oil Company Insulated conductor heaters with semiconductor layers
US8739874B2 (en) 2010-04-09 2014-06-03 Shell Oil Company Methods for heating with slots in hydrocarbon formations
US8631866B2 (en) 2010-04-09 2014-01-21 Shell Oil Company Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations
US8502120B2 (en) 2010-04-09 2013-08-06 Shell Oil Company Insulating blocks and methods for installation in insulated conductor heaters
US8464792B2 (en) 2010-04-27 2013-06-18 American Shale Oil, Llc Conduction convection reflux retorting process
US8408287B2 (en) * 2010-06-03 2013-04-02 Electro-Petroleum, Inc. Electrical jumper for a producing oil well
US8476562B2 (en) 2010-06-04 2013-07-02 Watlow Electric Manufacturing Company Inductive heater humidifier
RU2444617C1 (ru) * 2010-08-31 2012-03-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки залежи высоковязкой нефти методом парогравитационного воздействия на пласт
AT12463U1 (de) * 2010-09-27 2012-05-15 Plansee Se Heizleiteranordnung
US8857051B2 (en) 2010-10-08 2014-10-14 Shell Oil Company System and method for coupling lead-in conductor to insulated conductor
US8943686B2 (en) 2010-10-08 2015-02-03 Shell Oil Company Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors
US8732946B2 (en) 2010-10-08 2014-05-27 Shell Oil Company Mechanical compaction of insulator for insulated conductor splices
CN103314179A (zh) * 2010-12-21 2013-09-18 雪佛龙美国公司 提高地下储层的油采收率的系统和方法
RU2473779C2 (ru) * 2011-03-21 2013-01-27 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северный (Арктический) федеральный университет" (С(А)ФУ) Способ глушения фонтана флюида из скважины
RU2587459C2 (ru) * 2011-04-08 2016-06-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Системы для соединения изолированных проводников
US9016370B2 (en) 2011-04-08 2015-04-28 Shell Oil Company Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment
EP2520863B1 (en) * 2011-05-05 2016-11-23 General Electric Technology GmbH Method for protecting a gas turbine engine against high dynamical process values and gas turbine engine for conducting said method
US9010428B2 (en) * 2011-09-06 2015-04-21 Baker Hughes Incorporated Swelling acceleration using inductively heated and embedded particles in a subterranean tool
CN104011327B (zh) * 2011-10-07 2016-12-14 国际壳牌研究有限公司 利用地下地层中的绝缘导线的介电性能来确定绝缘导线的性能
CA2850741A1 (en) 2011-10-07 2013-04-11 Manuel Alberto GONZALEZ Thermal expansion accommodation for circulated fluid systems used to heat subsurface formations
JO3141B1 (ar) 2011-10-07 2017-09-20 Shell Int Research الوصلات المتكاملة للموصلات المعزولة
JO3139B1 (ar) 2011-10-07 2017-09-20 Shell Int Research تشكيل موصلات معزولة باستخدام خطوة اختزال أخيرة بعد المعالجة الحرارية.
CN102505731A (zh) * 2011-10-24 2012-06-20 武汉大学 一种毛细-引射协同作用的地下水采集系统
US9080441B2 (en) 2011-11-04 2015-07-14 Exxonmobil Upstream Research Company Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis
CN102434144A (zh) * 2011-11-16 2012-05-02 中国石油集团长城钻探工程有限公司 一种油田用“u”形井采油方法
CA2898956A1 (en) 2012-01-23 2013-08-01 Genie Ip B.V. Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation
US10047594B2 (en) 2012-01-23 2018-08-14 Genie Ip B.V. Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation
US9488027B2 (en) 2012-02-10 2016-11-08 Baker Hughes Incorporated Fiber reinforced polymer matrix nanocomposite downhole member
RU2496979C1 (ru) * 2012-05-03 2013-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт
EP2945556A4 (en) 2013-01-17 2016-08-31 Virender K Sharma METHOD AND DEVICE FOR TISSUE REMOVAL
US9291041B2 (en) * 2013-02-06 2016-03-22 Orbital Atk, Inc. Downhole injector insert apparatus
US9403328B1 (en) 2013-02-08 2016-08-02 The Boeing Company Magnetic compaction blanket for composite structure curing
US10501348B1 (en) 2013-03-14 2019-12-10 Angel Water, Inc. Water flow triggering of chlorination treatment
RU2527446C1 (ru) * 2013-04-15 2014-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ ликвидации скважины
US9382785B2 (en) 2013-06-17 2016-07-05 Baker Hughes Incorporated Shaped memory devices and method for using same in wellbores
CN103321618A (zh) * 2013-06-28 2013-09-25 中国地质大学（北京） 油页岩原位开采方法
CA2917263C (en) * 2013-07-05 2021-12-14 Nexen Energy Ulc Solvent addition to improve efficiency of hydrocarbon production
RU2531965C1 (ru) * 2013-08-23 2014-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ ликвидации скважины
WO2015060919A1 (en) 2013-10-22 2015-04-30 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process
BR112016005923B1 (pt) * 2013-10-28 2021-06-29 Halliburton Energy Services, Inc Método de conectar a um furo de poço existente no fundo de poço e sistema de poço
MY190960A (en) * 2013-10-31 2022-05-24 Reactor Resources Llc In-situ catalyst sulfiding, passivating and coking methods and systems
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
CN103628856A (zh) * 2013-12-11 2014-03-12 中国地质大学（北京） 一种高产水煤层气区块的阻水产气布井方法
GB2523567B (en) 2014-02-27 2017-12-06 Statoil Petroleum As Producing hydrocarbons from a subsurface formation
WO2015153705A1 (en) * 2014-04-01 2015-10-08 Future Energy, Llc Thermal energy delivery and oil production arrangements and methods thereof
GB2526123A (en) * 2014-05-14 2015-11-18 Statoil Petroleum As Producing hydrocarbons from a subsurface formation
US20150360322A1 (en) * 2014-06-12 2015-12-17 Siemens Energy, Inc. Laser deposition of iron-based austenitic alloy with flux
RU2569102C1 (ru) * 2014-08-12 2015-11-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-инженерный центр "Энергодиагностика" Способ ликвидации отложений и предотвращения их образования в нефтяной скважине и устройство для его реализации
US9451792B1 (en) * 2014-09-05 2016-09-27 Atmos Nation, LLC Systems and methods for vaporizing assembly
CA2967325C (en) 2014-11-21 2019-06-18 Exxonmobil Upstream Research Company Method of recovering hydrocarbons within a subsurface formation
WO2016085869A1 (en) * 2014-11-25 2016-06-02 Shell Oil Company Pyrolysis to pressurise oil formations
US20160169451A1 (en) * 2014-12-12 2016-06-16 Fccl Partnership Process and system for delivering steam
CN105043449B (zh) * 2015-08-10 2017-12-01 安徽理工大学 监测冻结壁温度、应力及变形的分布式光纤及其埋设方法
WO2017039617A1 (en) * 2015-08-31 2017-03-09 Halliburton Energy Services, Inc Monitoring system for cold climate
CN105257269B (zh) * 2015-10-26 2017-10-17 中国石油天然气股份有限公司 一种蒸汽驱与火驱的联合采油方法
US10125604B2 (en) * 2015-10-27 2018-11-13 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Downhole zonal isolation detection system having conductor and method
RU2620820C1 (ru) * 2016-02-17 2017-05-30 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Индукционный скважинный нагреватель
US11331140B2 (en) 2016-05-19 2022-05-17 Aqua Heart, Inc. Heated vapor ablation systems and methods for treating cardiac conditions
RU2630018C1 (ru) * 2016-06-29 2017-09-05 Общество с ограниченной ответчственностью "Геобурсервис", ООО "Геобурсервис" Способ ликвидации, предотвращения образования отложений и интенсификации добычи нефти в нефтегазодобывающих скважинах и устройство для его реализации
US11486243B2 (en) * 2016-08-04 2022-11-01 Baker Hughes Esp, Inc. ESP gas slug avoidance system
RU2632791C1 (ru) * 2016-11-02 2017-10-09 Владимир Иванович Савичев Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций
CN107289997B (zh) * 2017-05-05 2019-08-13 济南轨道交通集团有限公司 一种岩溶裂隙水探测系统及方法
US10626709B2 (en) * 2017-06-08 2020-04-21 Saudi Arabian Oil Company Steam driven submersible pump
CN107558950A (zh) * 2017-09-13 2018-01-09 吉林大学 用于油页岩地下原位开采区域封闭的定向堵漏方法
JP2021525598A (ja) 2018-06-01 2021-09-27 サンタ アナ テック エルエルシーＳａｎｔａ Ａｎｎａ Ｔｅｃｈ Ｌｌｃ 多段階蒸気ベースのアブレーション処理方法並びに蒸気発生及びデリバリー・システム
US10927645B2 (en) * 2018-08-20 2021-02-23 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Heater cable with injectable fiber optics
CN109379792B (zh) * 2018-11-12 2024-05-28 山东华宁电伴热科技有限公司 一种油井加热电缆及油井加热方法
CN109396168B (zh) * 2018-12-01 2023-12-26 中节能城市节能研究院有限公司 污染土壤原位热修复用组合换热器及土壤热修复系统
CN109399879B (zh) * 2018-12-14 2023-10-20 江苏筑港建设集团有限公司 一种吹填泥被的固化方法
FR3093588B1 (fr) * 2019-03-07 2021-02-26 Socomec Sa Dispositif de récupération d’energie sur au moins un conducteur de puissance et procédé de fabrication dudit dispositif de récupération
US11708757B1 (en) * 2019-05-14 2023-07-25 Fortress Downhole Tools, Llc Method and apparatus for testing setting tools and other assemblies used to set downhole plugs and other objects in wellbores
US11136514B2 (en) * 2019-06-07 2021-10-05 Uop Llc Process and apparatus for recycling hydrogen to hydroprocess biorenewable feed
WO2021116374A1 (en) * 2019-12-11 2021-06-17 Aker Solutions As Skin-effect heating cable
DE102020208178A1 (de) * 2020-06-30 2021-12-30 Robert Bosch Gesellschaft mit beschränkter Haftung Verfahren zum Aufheizen eines Brennstoffzellensystems, Brennstoffzellensystem, Verwendung eines elektrischen Heizelements
CN112485119B (zh) * 2020-11-09 2023-01-31 临沂矿业集团有限责任公司 一种矿用提升绞车钢丝绳静拉力试验车
EP4113768A1 (en) * 2021-07-02 2023-01-04 Nexans Dry-mate wet-design branch joint and method for realizing a subsea distribution of electric power for wet cables
US12037870B1 (en) 2023-02-10 2024-07-16 Newpark Drilling Fluids Llc Mitigating lost circulation
WO2024188630A1 (en) * 2023-03-10 2024-09-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Mineral insulated cable, method of manufacturing a mineral insulated cable, and method and system for heating a substance
WO2024188629A1 (en) * 2023-03-10 2024-09-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Mineral insulated cable, method of manufacturing a mineral insulated cable, and method and system for heating a substance

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20040011950A1 (en) * 2002-05-31 2004-01-22 Harkins Gary O. Parameter sensing apparatus and method for subterranean wells
US20040140095A1 (en) * 2002-10-24 2004-07-22 Vinegar Harold J. Staged and/or patterned heating during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation

Family Cites Families (269)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US326439A (en) * 1885-09-15 Protecting wells
US345586A (en) * 1886-07-13 Oil from wells
US2734579A (en) * 1956-02-14 Production from bituminous sands
SE126674C1 (ru) 1949-01-01
US94813A (en) * 1869-09-14 Improvement in torpedoes for oil-wells
SE123138C1 (ru) 1948-01-01
US2732195A (en) 1956-01-24 Ljungstrom
US48994A (en) * 1865-07-25 Improvement in devices for oil-wells
US438461A (en) * 1890-10-14 Half to william j
CA899987A (en) 1972-05-09 Chisso Corporation Method for controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin effect current
SE123136C1 (ru) 1948-01-01
US760304A (en) * 1903-10-24 1904-05-17 Frank S Gilbert Heater for oil-wells.
US1342741A (en) * 1918-01-17 1920-06-08 David T Day Process for extracting oils and hydrocarbon material from shale and similar bituminous rocks
US1269747A (en) 1918-04-06 1918-06-18 Lebbeus H Rogers Method of and apparatus for treating oil-shale.
GB156396A (en) 1919-12-10 1921-01-13 Wilson Woods Hoover An improved method of treating shale and recovering oil therefrom
US1457479A (en) * 1920-01-12 1923-06-05 Edson R Wolcott Method of increasing the yield of oil wells
US1510655A (en) * 1922-11-21 1924-10-07 Clark Cornelius Process of subterranean distillation of volatile mineral substances
US1634236A (en) * 1925-03-10 1927-06-28 Standard Dev Co Method of and apparatus for recovering oil
US1646599A (en) * 1925-04-30 1927-10-25 George A Schaefer Apparatus for removing fluid from wells
US1666488A (en) * 1927-02-05 1928-04-17 Crawshaw Richard Apparatus for extracting oil from shale
US1681523A (en) * 1927-03-26 1928-08-21 Patrick V Downey Apparatus for heating oil wells
US1913395A (en) * 1929-11-14 1933-06-13 Lewis C Karrick Underground gasification of carbonaceous material-bearing substances
US2244255A (en) * 1939-01-18 1941-06-03 Electrical Treating Company Well clearing system
US2244256A (en) * 1939-12-16 1941-06-03 Electrical Treating Company Apparatus for clearing wells
US2319702A (en) 1941-04-04 1943-05-18 Socony Vacuum Oil Co Inc Method and apparatus for producing oil wells
US2365591A (en) * 1942-08-15 1944-12-19 Ranney Leo Method for producing oil from viscous deposits
US2423674A (en) * 1942-08-24 1947-07-08 Johnson & Co A Process of catalytic cracking of petroleum hydrocarbons
US2390770A (en) * 1942-10-10 1945-12-11 Sun Oil Co Method of producing petroleum
US2484063A (en) * 1944-08-19 1949-10-11 Thermactor Corp Electric heater for subsurface materials
US2472445A (en) * 1945-02-02 1949-06-07 Thermactor Company Apparatus for treating oil and gas bearing strata
US2481051A (en) * 1945-12-15 1949-09-06 Texaco Development Corp Process and apparatus for the recovery of volatilizable constituents from underground carbonaceous formations
US2444755A (en) * 1946-01-04 1948-07-06 Ralph M Steffen Apparatus for oil sand heating
US2634961A (en) 1946-01-07 1953-04-14 Svensk Skifferolje Aktiebolage Method of electrothermal production of shale oil
US2466945A (en) * 1946-02-21 1949-04-12 In Situ Gases Inc Generation of synthesis gas
US2497868A (en) * 1946-10-10 1950-02-21 Dalin David Underground exploitation of fuel deposits
US2939689A (en) * 1947-06-24 1960-06-07 Svenska Skifferolje Ab Electrical heater for treating oilshale and the like
US2786660A (en) * 1948-01-05 1957-03-26 Phillips Petroleum Co Apparatus for gasifying coal
US2548360A (en) 1948-03-29 1951-04-10 Stanley A Germain Electric oil well heater
US2685930A (en) * 1948-08-12 1954-08-10 Union Oil Co Oil well production process
US2757738A (en) * 1948-09-20 1956-08-07 Union Oil Co Radiation heating
US2630307A (en) * 1948-12-09 1953-03-03 Carbonic Products Inc Method of recovering oil from oil shale
US2595979A (en) * 1949-01-25 1952-05-06 Texas Co Underground liquefaction of coal
US2642943A (en) * 1949-05-20 1953-06-23 Sinclair Oil & Gas Co Oil recovery process
US2593477A (en) * 1949-06-10 1952-04-22 Us Interior Process of underground gasification of coal
US2670802A (en) * 1949-12-16 1954-03-02 Thermactor Company Reviving or increasing the production of clogged or congested oil wells
US2714930A (en) * 1950-12-08 1955-08-09 Union Oil Co Apparatus for preventing paraffin deposition
US2695163A (en) * 1950-12-09 1954-11-23 Stanolind Oil & Gas Co Method for gasification of subterranean carbonaceous deposits
US2630306A (en) * 1952-01-03 1953-03-03 Socony Vacuum Oil Co Inc Subterranean retorting of shales
US2757739A (en) * 1952-01-07 1956-08-07 Parelex Corp Heating apparatus
US2780450A (en) * 1952-03-07 1957-02-05 Svenska Skifferolje Ab Method of recovering oil and gases from non-consolidated bituminous geological formations by a heating treatment in situ
US2777679A (en) * 1952-03-07 1957-01-15 Svenska Skifferolje Ab Recovering sub-surface bituminous deposits by creating a frozen barrier and heating in situ
US2789805A (en) * 1952-05-27 1957-04-23 Svenska Skifferolje Ab Device for recovering fuel from subterraneous fuel-carrying deposits by heating in their natural location using a chain heat transfer member
GB774283A (en) * 1952-09-15 1957-05-08 Ruhrchemie Ag Process for the combined purification and methanisation of gas mixtures containing oxides of carbon and hydrogen
US2780449A (en) * 1952-12-26 1957-02-05 Sinclair Oil & Gas Co Thermal process for in-situ decomposition of oil shale
US2825408A (en) * 1953-03-09 1958-03-04 Sinclair Oil & Gas Company Oil recovery by subsurface thermal processing
US2771954A (en) * 1953-04-29 1956-11-27 Exxon Research Engineering Co Treatment of petroleum production wells
US2703621A (en) * 1953-05-04 1955-03-08 George W Ford Oil well bottom hole flow increasing unit
US2743906A (en) * 1953-05-08 1956-05-01 William E Coyle Hydraulic underreamer
US2803305A (en) * 1953-05-14 1957-08-20 Pan American Petroleum Corp Oil recovery by underground combustion
US2914309A (en) * 1953-05-25 1959-11-24 Svenska Skifferolje Ab Oil and gas recovery from tar sands
US2902270A (en) * 1953-07-17 1959-09-01 Svenska Skifferolje Ab Method of and means in heating of subsurface fuel-containing deposits "in situ"
US2890754A (en) * 1953-10-30 1959-06-16 Svenska Skifferolje Ab Apparatus for recovering combustible substances from subterraneous deposits in situ
US2890755A (en) * 1953-12-19 1959-06-16 Svenska Skifferolje Ab Apparatus for recovering combustible substances from subterraneous deposits in situ
US2841375A (en) * 1954-03-03 1958-07-01 Svenska Skifferolje Ab Method for in-situ utilization of fuels by combustion
US2794504A (en) * 1954-05-10 1957-06-04 Union Oil Co Well heater
US2793696A (en) * 1954-07-22 1957-05-28 Pan American Petroleum Corp Oil recovery by underground combustion
US2923535A (en) 1955-02-11 1960-02-02 Svenska Skifferolje Ab Situ recovery from carbonaceous deposits
US2801089A (en) * 1955-03-14 1957-07-30 California Research Corp Underground shale retorting process
US2862558A (en) * 1955-12-28 1958-12-02 Phillips Petroleum Co Recovering oils from formations
US2819761A (en) * 1956-01-19 1958-01-14 Continental Oil Co Process of removing viscous oil from a well bore
US2857002A (en) * 1956-03-19 1958-10-21 Texas Co Recovery of viscous crude oil
US2906340A (en) * 1956-04-05 1959-09-29 Texaco Inc Method of treating a petroleum producing formation
US2991046A (en) 1956-04-16 1961-07-04 Parsons Lional Ashley Combined winch and bollard device
US2997105A (en) 1956-10-08 1961-08-22 Pan American Petroleum Corp Burner apparatus
US2932352A (en) * 1956-10-25 1960-04-12 Union Oil Co Liquid filled well heater
US2804149A (en) * 1956-12-12 1957-08-27 John R Donaldson Oil well heater and reviver
US2942223A (en) * 1957-08-09 1960-06-21 Gen Electric Electrical resistance heater
US2906337A (en) * 1957-08-16 1959-09-29 Pure Oil Co Method of recovering bitumen
US2954826A (en) * 1957-12-02 1960-10-04 William E Sievers Heated well production string
US2994376A (en) * 1957-12-27 1961-08-01 Phillips Petroleum Co In situ combustion process
US3051235A (en) 1958-02-24 1962-08-28 Jersey Prod Res Co Recovery of petroleum crude oil, by in situ combustion and in situ hydrogenation
US2911047A (en) * 1958-03-11 1959-11-03 John C Henderson Apparatus for extracting naturally occurring difficultly flowable petroleum oil from a naturally located subterranean body
US2958519A (en) * 1958-06-23 1960-11-01 Phillips Petroleum Co In situ combustion process
US2974937A (en) * 1958-11-03 1961-03-14 Jersey Prod Res Co Petroleum recovery from carbonaceous formations
US2998457A (en) * 1958-11-19 1961-08-29 Ashland Oil Inc Production of phenols
US2970826A (en) * 1958-11-21 1961-02-07 Texaco Inc Recovery of oil from oil shale
US3097690A (en) 1958-12-24 1963-07-16 Gulf Research Development Co Process for heating a subsurface formation
US2969226A (en) * 1959-01-19 1961-01-24 Pyrochem Corp Pendant parting petro pyrolysis process
US3150715A (en) 1959-09-30 1964-09-29 Shell Oil Co Oil recovery by in situ combustion with water injection
US3170519A (en) * 1960-05-11 1965-02-23 Gordon L Allot Oil well microwave tools
US3058730A (en) 1960-06-03 1962-10-16 Fmc Corp Method of forming underground communication between boreholes
US3138203A (en) 1961-03-06 1964-06-23 Jersey Prod Res Co Method of underground burning
US3057404A (en) 1961-09-29 1962-10-09 Socony Mobil Oil Co Inc Method and system for producing oil tenaciously held in porous formations
US3194315A (en) * 1962-06-26 1965-07-13 Charles D Golson Apparatus for isolating zones in wells
US3272261A (en) 1963-12-13 1966-09-13 Gulf Research Development Co Process for recovery of oil
US3332480A (en) 1965-03-04 1967-07-25 Pan American Petroleum Corp Recovery of hydrocarbons by thermal methods
US3358756A (en) * 1965-03-12 1967-12-19 Shell Oil Co Method for in situ recovery of solid or semi-solid petroleum deposits
US3262741A (en) 1965-04-01 1966-07-26 Pittsburgh Plate Glass Co Solution mining of potassium chloride
US3278234A (en) 1965-05-17 1966-10-11 Pittsburgh Plate Glass Co Solution mining of potassium chloride
US3362751A (en) 1966-02-28 1968-01-09 Tinlin William Method and system for recovering shale oil and gas
DE1615192B1 (de) 1966-04-01 1970-08-20 Chisso Corp Induktiv beheiztes Heizrohr
US3410796A (en) 1966-04-04 1968-11-12 Gas Processors Inc Process for treatment of saline waters
US3372754A (en) * 1966-05-31 1968-03-12 Mobil Oil Corp Well assembly for heating a subterranean formation
US3399623A (en) 1966-07-14 1968-09-03 James R. Creed Apparatus for and method of producing viscid oil
NL153755C (nl) 1966-10-20 1977-11-15 Stichting Reactor Centrum Werkwijze voor het vervaardigen van een elektrisch verwarmingselement, alsmede verwarmingselement vervaardigd met toepassing van deze werkwijze.
US3465819A (en) 1967-02-13 1969-09-09 American Oil Shale Corp Use of nuclear detonations in producing hydrocarbons from an underground formation
NL6803827A (ru) 1967-03-22 1968-09-23
US3542276A (en) * 1967-11-13 1970-11-24 Ideal Ind Open type explosion connector and method
US3485300A (en) 1967-12-20 1969-12-23 Phillips Petroleum Co Method and apparatus for defoaming crude oil down hole
US3578080A (en) 1968-06-10 1971-05-11 Shell Oil Co Method of producing shale oil from an oil shale formation
US3537528A (en) 1968-10-14 1970-11-03 Shell Oil Co Method for producing shale oil from an exfoliated oil shale formation
US3593789A (en) 1968-10-18 1971-07-20 Shell Oil Co Method for producing shale oil from an oil shale formation
US3565171A (en) 1968-10-23 1971-02-23 Shell Oil Co Method for producing shale oil from a subterranean oil shale formation
US3554285A (en) 1968-10-24 1971-01-12 Phillips Petroleum Co Production and upgrading of heavy viscous oils
US3629551A (en) 1968-10-29 1971-12-21 Chisso Corp Controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin-effect current
US3513249A (en) * 1968-12-24 1970-05-19 Ideal Ind Explosion connector with improved insulating means
US3614986A (en) 1969-03-03 1971-10-26 Electrothermic Co Method for injecting heated fluids into mineral bearing formations
US3542131A (en) 1969-04-01 1970-11-24 Mobil Oil Corp Method of recovering hydrocarbons from oil shale
US3547192A (en) 1969-04-04 1970-12-15 Shell Oil Co Method of metal coating and electrically heating a subterranean earth formation
US3529075A (en) * 1969-05-21 1970-09-15 Ideal Ind Explosion connector with ignition arrangement
US3572838A (en) 1969-07-07 1971-03-30 Shell Oil Co Recovery of aluminum compounds and oil from oil shale formations
US3614387A (en) * 1969-09-22 1971-10-19 Watlow Electric Mfg Co Electrical heater with an internal thermocouple
US3679812A (en) 1970-11-13 1972-07-25 Schlumberger Technology Corp Electrical suspension cable for well tools
US3893918A (en) 1971-11-22 1975-07-08 Engineering Specialties Inc Method for separating material leaving a well
US3757860A (en) 1972-08-07 1973-09-11 Atlantic Richfield Co Well heating
US3761599A (en) 1972-09-05 1973-09-25 Gen Electric Means for reducing eddy current heating of a tank in electric apparatus
US3794113A (en) 1972-11-13 1974-02-26 Mobil Oil Corp Combination in situ combustion displacement and steam stimulation of producing wells
US4199025A (en) 1974-04-19 1980-04-22 Electroflood Company Method and apparatus for tertiary recovery of oil
US4037655A (en) 1974-04-19 1977-07-26 Electroflood Company Method for secondary recovery of oil
US3894769A (en) 1974-06-06 1975-07-15 Shell Oil Co Recovering oil from a subterranean carbonaceous formation
US4029360A (en) 1974-07-26 1977-06-14 Occidental Oil Shale, Inc. Method of recovering oil and water from in situ oil shale retort flue gas
US3933447A (en) 1974-11-08 1976-01-20 The United States Of America As Represented By The United States Energy Research And Development Administration Underground gasification of coal
US3950029A (en) 1975-06-12 1976-04-13 Mobil Oil Corporation In situ retorting of oil shale
US4199024A (en) 1975-08-07 1980-04-22 World Energy Systems Multistage gas generator
US4037658A (en) 1975-10-30 1977-07-26 Chevron Research Company Method of recovering viscous petroleum from an underground formation
US4018279A (en) 1975-11-12 1977-04-19 Reynolds Merrill J In situ coal combustion heat recovery method
US4017319A (en) 1976-01-06 1977-04-12 General Electric Company Si3 N4 formed by nitridation of sintered silicon compact containing boron
US4487257A (en) 1976-06-17 1984-12-11 Raytheon Company Apparatus and method for production of organic products from kerogen
US4083604A (en) 1976-11-15 1978-04-11 Trw Inc. Thermomechanical fracture for recovery system in oil shale deposits
US4169506A (en) 1977-07-15 1979-10-02 Standard Oil Company (Indiana) In situ retorting of oil shale and energy recovery
US4119349A (en) 1977-10-25 1978-10-10 Gulf Oil Corporation Method and apparatus for recovery of fluids produced in in-situ retorting of oil shale
US4228853A (en) 1978-06-21 1980-10-21 Harvey A Herbert Petroleum production method
US4446917A (en) 1978-10-04 1984-05-08 Todd John C Method and apparatus for producing viscous or waxy crude oils
US4311340A (en) 1978-11-27 1982-01-19 Lyons William C Uranium leeching process and insitu mining
JPS5576586A (en) * 1978-12-01 1980-06-09 Tokyo Shibaura Electric Co Heater
US4457365A (en) 1978-12-07 1984-07-03 Raytheon Company In situ radio frequency selective heating system
US4232902A (en) 1979-02-09 1980-11-11 Ppg Industries, Inc. Solution mining water soluble salts at high temperatures
US4289354A (en) 1979-02-23 1981-09-15 Edwin G. Higgins, Jr. Borehole mining of solid mineral resources
US4290650A (en) 1979-08-03 1981-09-22 Ppg Industries Canada Ltd. Subterranean cavity chimney development for connecting solution mined cavities
CA1168283A (en) 1980-04-14 1984-05-29 Hiroshi Teratani Electrode device for electrically heating underground deposits of hydrocarbons
CA1165361A (en) 1980-06-03 1984-04-10 Toshiyuki Kobayashi Electrode unit for electrically heating underground hydrocarbon deposits
US4401099A (en) * 1980-07-11 1983-08-30 W.B. Combustion, Inc. Single-ended recuperative radiant tube assembly and method
US4385661A (en) 1981-01-07 1983-05-31 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy Downhole steam generator with improved preheating, combustion and protection features
US4382469A (en) * 1981-03-10 1983-05-10 Electro-Petroleum, Inc. Method of in situ gasification
GB2110231B (en) * 1981-03-13 1984-11-14 Jgc Corp Process for converting solid wastes to gases for use as a town gas
US4384614A (en) * 1981-05-11 1983-05-24 Justheim Pertroleum Company Method of retorting oil shale by velocity flow of super-heated air
US4401162A (en) 1981-10-13 1983-08-30 Synfuel (An Indiana Limited Partnership) In situ oil shale process
US4549073A (en) 1981-11-06 1985-10-22 Oximetrix, Inc. Current controller for resistive heating element
US4418752A (en) 1982-01-07 1983-12-06 Conoco Inc. Thermal oil recovery with solvent recirculation
US4441985A (en) 1982-03-08 1984-04-10 Exxon Research And Engineering Co. Process for supplying the heat requirement of a retort for recovering oil from solids by partial indirect heating of in situ combustion gases, and combustion air, without the use of supplemental fuel
CA1196594A (en) 1982-04-08 1985-11-12 Guy Savard Recovery of oil from tar sands
US4460044A (en) 1982-08-31 1984-07-17 Chevron Research Company Advancing heated annulus steam drive
US4485868A (en) 1982-09-29 1984-12-04 Iit Research Institute Method for recovery of viscous hydrocarbons by electromagnetic heating in situ
US4498531A (en) * 1982-10-01 1985-02-12 Rockwell International Corporation Emission controller for indirect fired downhole steam generators
US4609041A (en) 1983-02-10 1986-09-02 Magda Richard M Well hot oil 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
US4545435A (en) * 1983-04-29 1985-10-08 Iit Research Institute Conduction heating of hydrocarbonaceous formations
EP0130671A3 (en) 1983-05-26 1986-12-17 Metcal Inc. Multiple temperature autoregulating heater
US4538682A (en) * 1983-09-08 1985-09-03 Mcmanus James W Method and apparatus for removing oil well paraffin
US4572229A (en) * 1984-02-02 1986-02-25 Thomas D. Mueller Variable proportioner
US4637464A (en) * 1984-03-22 1987-01-20 Amoco Corporation In situ retorting of oil shale with pulsed water purge
US4570715A (en) * 1984-04-06 1986-02-18 Shell Oil Company Formation-tailored method and apparatus for uniformly heating long subterranean intervals at high temperature
US4577691A (en) 1984-09-10 1986-03-25 Texaco Inc. Method and apparatus for producing viscous hydrocarbons from a subterranean formation
JPS61104582A (ja) * 1984-10-25 1986-05-22 株式会社デンソー シ−ズヒ−タ
FR2575463B1 (fr) * 1984-12-28 1987-03-20 Gaz De France Procede de production du methane a l'aide d'un catalyseur thioresistant et catalyseur pour la mise en oeuvre de ce procede
US4662437A (en) 1985-11-14 1987-05-05 Atlantic Richfield Company Electrically stimulated well production system with flexible tubing conductor
CA1253555A (en) 1985-11-21 1989-05-02 Cornelis F.H. Van Egmond Heating rate variant elongated electrical resistance heater
CN1010864B (zh) * 1985-12-09 1990-12-19 国际壳牌研究有限公司 安装电加热器到井中的方法和装置
CN1006920B (zh) * 1985-12-09 1990-02-21 国际壳牌研究有限公司 小型井的温度测量方法
US4716960A (en) 1986-07-14 1988-01-05 Production Technologies International, Inc. Method and system for introducing electric current into a well
CA1288043C (en) 1986-12-15 1991-08-27 Peter Van Meurs Conductively heating a subterranean oil shale to create permeabilityand subsequently produce oil
US4793409A (en) 1987-06-18 1988-12-27 Ors Development Corporation Method and apparatus for forming an insulated oil well casing
US4852648A (en) 1987-12-04 1989-08-01 Ava International Corporation Well installation in which electrical current is supplied for a source at the wellhead to an electrically responsive device located a substantial distance below the wellhead
US4974425A (en) 1988-12-08 1990-12-04 Concept Rkk, Limited Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth
US4860544A (en) 1988-12-08 1989-08-29 Concept R.K.K. Limited Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth
US5152341A (en) 1990-03-09 1992-10-06 Raymond S. Kasevich Electromagnetic method and apparatus for the decontamination of hazardous material-containing volumes
CA2015460C (en) 1990-04-26 1993-12-14 Kenneth Edwin Kisman Process for confining steam injected into a heavy oil reservoir
US5050601A (en) 1990-05-29 1991-09-24 Joel Kupersmith Cardiac defibrillator electrode arrangement
US5042579A (en) 1990-08-23 1991-08-27 Shell Oil Company Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers
US5066852A (en) 1990-09-17 1991-11-19 Teledyne Ind. Inc. Thermoplastic end seal for electric heating elements
US5065818A (en) 1991-01-07 1991-11-19 Shell Oil Company Subterranean heaters
US5626190A (en) 1991-02-06 1997-05-06 Moore; Boyd B. Apparatus for protecting electrical connection from moisture in a hazardous area adjacent a wellhead barrier for an underground well
CN2095278U (zh) * 1991-06-19 1992-02-05 中国石油天然气总公司辽河设计院 油井电加热装置
US5133406A (en) 1991-07-05 1992-07-28 Amoco Corporation Generating oxygen-depleted air useful for increasing methane production
US5420402A (en) * 1992-02-05 1995-05-30 Iit Research Institute Methods and apparatus to confine earth currents for recovery of subsurface volatiles and semi-volatiles
CN2183444Y (zh) * 1993-10-19 1994-11-23 刘犹斌 深井石油电磁加热器
US5507149A (en) 1994-12-15 1996-04-16 Dash; J. Gregory Nonporous liquid impermeable cryogenic barrier
EA000057B1 (ru) * 1995-04-07 1998-04-30 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Система скважин для добычи вязкой нефти
US5730550A (en) * 1995-08-15 1998-03-24 Board Of Trustees Operating Michigan State University Method for placement of a permeable remediation zone in situ
US5759022A (en) * 1995-10-16 1998-06-02 Gas Research Institute Method and system for reducing NOx and fuel emissions in a furnace
US5619611A (en) 1995-12-12 1997-04-08 Tub Tauch-Und Baggertechnik Gmbh Device for removing downhole deposits utilizing tubular housing and passing electric current through fluid heating medium contained therein
GB9526120D0 (en) 1995-12-21 1996-02-21 Raychem Sa Nv Electrical connector
CA2177726C (en) * 1996-05-29 2000-06-27 Theodore Wildi Low-voltage and low flux density heating system
US5782301A (en) 1996-10-09 1998-07-21 Baker Hughes Incorporated Oil well heater cable
US6039121A (en) 1997-02-20 2000-03-21 Rangewest Technologies Ltd. Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons
MA24902A1 (fr) 1998-03-06 2000-04-01 Shell Int Research Rechauffeur electrique
US6540018B1 (en) 1998-03-06 2003-04-01 Shell Oil Company Method and apparatus for heating a wellbore
US6248230B1 (en) * 1998-06-25 2001-06-19 Sk Corporation Method for manufacturing cleaner fuels
US6130398A (en) * 1998-07-09 2000-10-10 Illinois Tool Works Inc. Plasma cutter for auxiliary power output of a power source
NO984235L (no) 1998-09-14 2000-03-15 Cit Alcatel Oppvarmingssystem for metallrør for rõoljetransport
DE69930290T2 (de) * 1998-09-25 2006-12-14 Tesco Corp., Calgary System, vorrichtung und verfahren zur installierung von steuerleitungen in einer erdbohrung
US6609761B1 (en) 1999-01-08 2003-08-26 American Soda, Llp Sodium carbonate and sodium bicarbonate production from nahcolitic oil shale
JP2000340350A (ja) 1999-05-28 2000-12-08 Kyocera Corp 窒化ケイ素製セラミックヒータおよびその製造方法
US6257334B1 (en) 1999-07-22 2001-07-10 Alberta Oil Sands Technology And Research Authority Steam-assisted gravity drainage heavy oil recovery process
US6633236B2 (en) 2000-01-24 2003-10-14 Shell Oil Company Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters
US7259688B2 (en) 2000-01-24 2007-08-21 Shell Oil Company Wireless reservoir production control
US20020036085A1 (en) 2000-01-24 2002-03-28 Bass Ronald Marshall Toroidal choke inductor for wireless communication and control
US7170424B2 (en) 2000-03-02 2007-01-30 Shell Oil Company Oil well casting electrical power pick-off points
OA12225A (en) 2000-03-02 2006-05-10 Shell Int Research Controlled downhole chemical injection.
MY128294A (en) 2000-03-02 2007-01-31 Shell Int Research Use of downhole high pressure gas in a gas-lift well
US6632047B2 (en) * 2000-04-14 2003-10-14 Board Of Regents, The University Of Texas System Heater element for use in an in situ thermal desorption soil remediation system
US6918444B2 (en) 2000-04-19 2005-07-19 Exxonmobil Upstream Research Company Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock
US6742593B2 (en) 2000-04-24 2004-06-01 Shell Oil Company In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation using heat transfer from a heat transfer fluid to heat the formation
US20030085034A1 (en) 2000-04-24 2003-05-08 Wellington Scott Lee In situ thermal processing of a coal formation to produce pyrolsis products
US20030075318A1 (en) 2000-04-24 2003-04-24 Keedy Charles Robert In situ thermal processing of a coal formation using substantially parallel formed wellbores
US20030066642A1 (en) 2000-04-24 2003-04-10 Wellington Scott Lee In situ thermal processing of a coal formation producing a mixture with oxygenated hydrocarbons
US7096953B2 (en) 2000-04-24 2006-08-29 Shell Oil Company In situ thermal processing of a coal formation using a movable heating element
ATE313695T1 (de) * 2000-04-24 2006-01-15 Shell Int Research Elektrische bohrlochheizvorrichtung und verfahren
US7011154B2 (en) 2000-04-24 2006-03-14 Shell Oil Company In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation
WO2002057805A2 (en) * 2000-06-29 2002-07-25 Tubel Paulo S Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors
US6585046B2 (en) 2000-08-28 2003-07-01 Baker Hughes Incorporated Live well heater cable
US20020112987A1 (en) 2000-12-15 2002-08-22 Zhiguo Hou Slurry hydroprocessing for heavy oil upgrading using supported slurry catalysts
US20020112890A1 (en) 2001-01-22 2002-08-22 Wentworth Steven W. Conduit pulling apparatus and method for use in horizontal drilling
US20020153141A1 (en) 2001-04-19 2002-10-24 Hartman Michael G. Method for pumping fluids
ATE314556T1 (de) * 2001-04-24 2006-01-15 Shell Int Research Ölgewinnung durch verbrennung an ort und stelle
WO2002086029A2 (en) 2001-04-24 2002-10-31 Shell Oil Company In situ recovery from a relatively low permeability formation containing heavy hydrocarbons
US7055600B2 (en) 2001-04-24 2006-06-06 Shell Oil Company In situ thermal recovery from a relatively permeable formation with controlled production rate
US7004247B2 (en) 2001-04-24 2006-02-28 Shell Oil Company Conductor-in-conduit heat sources for in situ thermal processing of an oil shale formation
CN100545415C (zh) 2001-04-24 2009-09-30 国际壳牌研究有限公司 现场处理含烃地层的方法
US20030029617A1 (en) 2001-08-09 2003-02-13 Anadarko Petroleum Company Apparatus, method and system for single well solution-mining
US7104319B2 (en) 2001-10-24 2006-09-12 Shell Oil Company In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation
US6969123B2 (en) 2001-10-24 2005-11-29 Shell Oil Company Upgrading and mining of coal
ATE402294T1 (de) 2001-10-24 2008-08-15 Shell Int Research Vereisung von böden als vorwegmassnahme zu deren thermischer behandlung
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
US7077199B2 (en) 2001-10-24 2006-07-18 Shell Oil Company In situ thermal processing of an oil reservoir formation
NZ532091A (en) * 2001-10-24 2005-12-23 Shell Int Research In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using barriers
US6679326B2 (en) 2002-01-15 2004-01-20 Bohdan Zakiewicz Pro-ecological mining system
WO2003062596A1 (en) * 2002-01-22 2003-07-31 Weatherford/Lamb, Inc. Gas operated pump for hydrocarbon wells
US6958195B2 (en) * 2002-02-19 2005-10-25 Utc Fuel Cells, Llc Steam generator for a PEM fuel cell power plant
WO2004018828A1 (en) * 2002-08-21 2004-03-04 Presssol Ltd. Reverse circulation directional and horizontal drilling using concentric coil tubing
US7048051B2 (en) 2003-02-03 2006-05-23 Gen Syn Fuels Recovery of products from oil shale
US6796139B2 (en) 2003-02-27 2004-09-28 Layne Christensen Company Method and apparatus for artificial ground freezing
US7121342B2 (en) 2003-04-24 2006-10-17 Shell Oil Company Thermal processes for subsurface formations
RU2349745C2 (ru) 2003-06-24 2009-03-20 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ обработки подземного пласта для конверсии органического вещества в извлекаемые углеводороды (варианты)
US7147057B2 (en) 2003-10-06 2006-12-12 Halliburton Energy Services, Inc. Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore
US7337841B2 (en) 2004-03-24 2008-03-04 Halliburton Energy Services, Inc. Casing comprising stress-absorbing materials and associated methods of use
CA2579496A1 (en) 2004-04-23 2005-11-03 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Subsurface electrical heaters using nitride insulation
AU2006239988B2 (en) * 2005-04-22 2010-07-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Reduction of heat loads applied to frozen barriers and freeze wells in subsurface formations
EA011905B1 (ru) 2005-04-22 2009-06-30 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ конверсии in situ с использованием нагревающей системы с замкнутым контуром
AU2006306471B2 (en) 2005-10-24 2010-11-25 Shell Internationale Research Maatschapij B.V. Cogeneration systems and processes for treating hydrocarbon containing formations
US7124584B1 (en) 2005-10-31 2006-10-24 General Electric Company System and method for heat recovery from geothermal source of heat
EP1984599B1 (en) 2006-02-16 2012-03-21 Chevron U.S.A., Inc. Kerogen extraction from subterranean oil shale resources
AU2007240367B2 (en) 2006-04-21 2011-04-07 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. High strength alloys
JP5330999B2 (ja) 2006-10-20 2013-10-30 シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ 流体によるタールサンド地層の複数部分中での炭化水素の移動
US20080216321A1 (en) 2007-03-09 2008-09-11 Eveready Battery Company, Inc. Shaving aid delivery system for use with wet shave razors
WO2008131171A1 (en) 2007-04-20 2008-10-30 Shell Oil Company Parallel heater system for subsurface formations
CA2700732A1 (en) 2007-10-19 2009-04-23 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Cryogenic treatment of gas
US8151907B2 (en) 2008-04-18 2012-04-10 Shell Oil Company Dual motor systems and non-rotating sensors for use in developing wellbores in subsurface formations

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20040011950A1 (en) * 2002-05-31 2004-01-22 Harkins Gary O. Parameter sensing apparatus and method for subterranean wells
US20040140095A1 (en) * 2002-10-24 2004-07-22 Vinegar Harold J. Staged and/or patterned heating during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2605790C2 (ru) * 2011-11-18 2016-12-27 Дженерал Электрик Компани Система и способ оценки влагосодержания потока пара

Also Published As

Publication number Publication date
IL186208A0 (en) 2008-01-20
CN101300401B (zh) 2012-01-11
CA2606210A1 (en) 2006-11-02
CA2606210C (en) 2015-06-30
CN101163852B (zh) 2012-04-04
CA2606217A1 (en) 2006-11-02
AU2006240175B2 (en) 2011-06-02
IL186212A (en) 2014-08-31
IL186206A0 (en) 2008-01-20
EA014760B1 (ru) 2011-02-28
WO2006116207A2 (en) 2006-11-02
WO2006115943A1 (en) 2006-11-02
IL186205A0 (en) 2008-01-20
AU2006239963A1 (en) 2006-11-02
DE602006013437D1 (de) 2010-05-20
CA2605737A1 (en) 2006-11-02
ZA200708022B (en) 2008-10-29
EP1871979A1 (en) 2008-01-02
EA200702299A1 (ru) 2008-04-28
MA29470B1 (fr) 2008-05-02
IL186213A0 (en) 2008-06-05
IL186210A (en) 2011-10-31
ZA200708134B (en) 2008-10-29
MA29468B1 (fr) 2008-05-02
EA012767B1 (ru) 2009-12-30
CN101163856A (zh) 2008-04-16
IL186210A0 (en) 2008-01-20
NZ562242A (en) 2010-12-24
EP1880078A1 (en) 2008-01-23
EP1871986A1 (en) 2008-01-02
IN266867B (ru) 2015-06-10
WO2006116130A1 (en) 2006-11-02
ZA200708087B (en) 2008-10-29
EP1871981A1 (en) 2008-01-02
EA200702303A1 (ru) 2008-04-28
MA29474B1 (fr) 2008-05-02
EP1871983B1 (en) 2009-07-22
CN101163854B (zh) 2012-06-20
AU2006239996B2 (en) 2010-05-27
CN101163859B (zh) 2012-10-10
EA014031B1 (ru) 2010-08-30
CN101163851A (zh) 2008-04-16
MA29475B1 (fr) 2008-05-02
EP1871982A1 (en) 2008-01-02
MA29478B1 (fr) 2008-05-02
AU2006240043A1 (en) 2006-11-02
AU2006239958B2 (en) 2010-06-03
WO2006116097A1 (en) 2006-11-02
EA200702306A1 (ru) 2008-02-28
EA013555B1 (ru) 2010-06-30
EA014258B1 (ru) 2010-10-29
NZ562249A (en) 2010-11-26
EP1871987B1 (en) 2009-04-01
ZA200708088B (en) 2008-10-29
US7831133B2 (en) 2010-11-09
WO2006116096A1 (en) 2006-11-02
EA012171B1 (ru) 2009-08-28
EP1871985B1 (en) 2009-07-08
WO2006116078A1 (en) 2006-11-02
AU2006239958A1 (en) 2006-11-02
ZA200708137B (en) 2008-10-29
CA2605729C (en) 2015-07-07
NZ562240A (en) 2010-10-29
AU2006239962B8 (en) 2010-04-29
EA200702298A1 (ru) 2008-04-28
AU2006240175A1 (en) 2006-11-02
AU2006239961B2 (en) 2010-03-18
WO2006116133A1 (en) 2006-11-02
EA200702301A1 (ru) 2008-04-28
AU2006240033A1 (en) 2006-11-02
AU2006239997B2 (en) 2010-06-17
CA2606181A1 (en) 2006-11-02
CA2605724A1 (en) 2006-11-02
CN101163853B (zh) 2012-03-21
NZ562251A (en) 2011-09-30
CN101163855B (zh) 2011-09-28
AU2006239996A1 (en) 2006-11-02
AU2011201030B2 (en) 2013-02-14
CA2606295A1 (en) 2006-11-02
AU2006239962A1 (en) 2006-11-02
MA29471B1 (fr) 2008-05-02
CN101163860A (zh) 2008-04-16
AU2006239963B2 (en) 2010-07-01
EP1871983A1 (en) 2008-01-02
IL186203A (en) 2011-12-29
IL186205A (en) 2012-06-28
CA2606216A1 (en) 2006-11-02
AU2006239999A1 (en) 2006-11-02
IL186211A0 (en) 2008-01-20
IL186213A (en) 2011-08-31
MA29473B1 (fr) 2008-05-02
EP1871982B1 (en) 2010-04-07
ATE437290T1 (de) 2009-08-15
IL186208A (en) 2011-11-30
WO2006116095A1 (en) 2006-11-02
CN101163859A (zh) 2008-04-16
ZA200708136B (en) 2008-09-25
EA200702307A1 (ru) 2008-02-28
ZA200708089B (en) 2008-10-29
CN101163855A (zh) 2008-04-16
MA29476B1 (fr) 2008-05-02
EA200702297A1 (ru) 2008-04-28
CA2606181C (en) 2014-10-28
CN101163780B (zh) 2015-01-07
AU2006240173A1 (en) 2006-11-02
MA29719B1 (fr) 2008-09-01
WO2006116092A1 (en) 2006-11-02
CA2606165C (en) 2014-07-29
ZA200708021B (en) 2008-10-29
MA29469B1 (fr) 2008-05-02
AU2006239962B2 (en) 2010-04-01
IL186214A (en) 2011-12-29
CN101163860B (zh) 2013-01-16
EP1871978B1 (en) 2016-11-23
DE602006007974D1 (de) 2009-09-03
EA200702296A1 (ru) 2008-04-28
NZ562252A (en) 2011-03-31
EA012900B1 (ru) 2010-02-26
IL186203A0 (en) 2008-01-20
ZA200708135B (en) 2008-10-29
AU2011201030A1 (en) 2011-03-31
EA200702305A1 (ru) 2008-02-28
AU2006239886A1 (en) 2006-11-02
CA2606218A1 (en) 2006-11-02
CN101300401A (zh) 2008-11-05
CN101163856B (zh) 2012-06-20
CA2605720C (en) 2014-03-11
AU2006240043B2 (en) 2010-08-12
DE602006007450D1 (de) 2009-08-06
ATE463658T1 (de) 2010-04-15
EA200702304A1 (ru) 2008-02-28
EP1871987A1 (en) 2008-01-02
NZ562248A (en) 2011-01-28
IL186212A0 (en) 2008-01-20
IL186214A0 (en) 2008-01-20
EA011905B1 (ru) 2009-06-30
EP1871990A1 (en) 2008-01-02
CN101163857A (zh) 2008-04-16
IL186206A (en) 2011-12-29
DE602006007693D1 (de) 2009-08-20
EP1871990B1 (en) 2009-06-24
NZ562243A (en) 2010-12-24
IL186207A0 (en) 2008-01-20
CA2606217C (en) 2014-12-16
IL186211A (en) 2011-12-29
CA2606165A1 (en) 2006-11-02
EP1871980A1 (en) 2008-01-02
ZA200708316B (en) 2009-05-27
WO2006116087A1 (en) 2006-11-02
CN101163857B (zh) 2012-11-28
MA29472B1 (fr) 2008-05-02
NZ562239A (en) 2011-01-28
CA2606216C (en) 2014-01-21
ATE427410T1 (de) 2009-04-15
AU2006239997A1 (en) 2006-11-02
CN101163854A (zh) 2008-04-16
ATE435964T1 (de) 2009-07-15
AU2006239961A1 (en) 2006-11-02
EP1871978A1 (en) 2008-01-02
IL186209A0 (en) 2008-01-20
IL186204A0 (en) 2008-01-20
WO2006115945A1 (en) 2006-11-02
CA2606295C (en) 2014-08-26
EA012077B1 (ru) 2009-08-28
EP1871858A2 (en) 2008-01-02
IL186204A (en) 2012-06-28
CN101163852A (zh) 2008-04-16
CA2606218C (en) 2014-04-15
EP1871985A1 (en) 2008-01-02
NZ562244A (en) 2010-12-24
CA2605720A1 (en) 2006-11-02
ZA200708090B (en) 2008-10-29
US20070108201A1 (en) 2007-05-17
NZ562247A (en) 2010-10-29
WO2006116131A1 (en) 2006-11-02
IL186209A (en) 2013-03-24
MA29477B1 (fr) 2008-05-02
EA200702302A1 (ru) 2008-04-28
EA012901B1 (ru) 2010-02-26
AU2006239999B2 (en) 2010-06-17
ATE434713T1 (de) 2009-07-15
EA012554B1 (ru) 2009-10-30
CN101163853A (zh) 2008-04-16
CN101163858A (zh) 2008-04-16
EA200702300A1 (ru) 2008-04-28
CA2605729A1 (en) 2006-11-02
CN101163780A (zh) 2008-04-16
WO2006116207A3 (en) 2007-06-14
ZA200708020B (en) 2008-09-25
ZA200708023B (en) 2008-05-28
CA2605737C (en) 2015-02-10
AU2006240033B2 (en) 2010-08-12
CA2606176C (en) 2014-12-09
CA2605724C (en) 2014-02-18
CA2606176A1 (en) 2006-11-02
AU2006240173B2 (en) 2010-08-26
CN101163858B (zh) 2012-02-22
AU2011201030A8 (en) 2011-04-21
NZ562250A (en) 2010-12-24
AU2006239886B2 (en) 2010-06-03
NZ562241A (en) 2010-12-24
DE602006006042D1 (de) 2009-05-14
IL186207A (en) 2011-12-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA011226B1 (ru) Система низкотемпературного контроля для подземных барьеров
US9399905B2 (en) Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations
US9127523B2 (en) Barrier methods for use in subsurface hydrocarbon formations
CN101443531B (zh) 确定岩石渗滤特性的方法
Johnston et al. Interpretation of Steam Drive Pilots in the Belridge Diatomite
CA2793883A1 (en) Barrier methods for use in subsurface hydrocarbon formations
Laurence et al. Using real-time fibre optic distributed temperature data for optimising reservoir performance
CA2792292A1 (en) Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations
Sasaki et al. Heat transfer and phase change in deep CO2 injector for CO2 geological storage
Weingarten et al. Confinement of wastes injected below thawed permafrost: A 12 year update from the North Slope of Alaska

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 RU