EA011905B1 - Способ конверсии in situ с использованием нагревающей системы с замкнутым контуром - Google Patents

Способ конверсии in situ с использованием нагревающей системы с замкнутым контуром Download PDF

Info

Publication number
EA011905B1
EA011905B1 EA200702307A EA200702307A EA011905B1 EA 011905 B1 EA011905 B1 EA 011905B1 EA 200702307 A EA200702307 A EA 200702307A EA 200702307 A EA200702307 A EA 200702307A EA 011905 B1 EA011905 B1 EA 011905B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
formation
temperature
heat
piping system
heat transfer
Prior art date
Application number
EA200702307A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200702307A1 (ru
Inventor
Томас Дейвид Фоулер
Честер Ледли Сэндберг
Виллем Шёбер
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 EA200702307A1 publication Critical patent/EA200702307A1/ru
Publication of EA011905B1 publication Critical patent/EA011905B1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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. optimizing 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 DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B36/00—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
    • E21B36/04—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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

Abstract

Изобретение предлагает систему конверсии in situ для добычи углеводородов из подземного пласта, которая включает множество U-образных стволов скважин в пласте; систему трубопроводов, размещенную по меньшей мере в двух U-образных скважинных стволах; систему циркуляции флюида, соединенную с системой трубопроводов; и источник электроэнергии. Система циркуляции текучей среды выполнена таким образом, чтобы горячая теплопереносящая текучая среда циркулировала через по крайней мере часть системы трубопроводов для создания по меньшей мере одной нагретой части пласта. Источник электроэнергии выполнен таким образом, чтобы подавать электрический ток по крайней мере в часть системы трубопроводов (220), расположенную ниже покрывающего слоя в пласте, для резистивного нагрева по крайней мере части системы трубопроводов и переноса тепла от системы трубопроводов к пласту. Изобретение предлагает также способы применения системы конверсии in situ для добычи углеводородов из подземного пласта.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение, в целом, относится к способам и системам для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов, таких как углеводородсодержащие пласты. В частности, некоторые варианты осуществления относятся к использованию циркуляционной системы с замкнутым контуром для нагрева части пласта при проведении процесса конверсии ίη δίΐιι.
Уровень техники
Получаемые из подземных пластов углеводороды часто используют в качестве энергетических ресурсов, в качестве сырья и в качестве потребительских продуктов. Озабоченность по поводу истощения имеющихся углеводородных ресурсов и озабоченность по поводу снижения, в целом, качества добываемых углеводородов привели к разработке способов более эффективной добычи, переработки и/или использования имеющихся углеводородных ресурсов. Для извлечения углеводородных материалов из подземных пластов могут быть использованы процессы ίη δίΐιι. С целью облегчения извлечения углеводородного материала из подземного пласта может возникнуть необходимость изменения химических и/или физических свойств углеводородного материала в подземном пласте. Химические и физические изменения могут включать в себя реакции ίη δίΐιι. которые приводят к образованию удаляемых флюидов, изменениям состава, изменениям растворимости, изменениям плотности, фазовым изменениям и/или изменениям вязкости углеводородного материала в пласте. Флюид может быть (не ограничиваясь этим) газом, жидкостью, эмульсией, суспензией и/или потоком твердых частиц, обладающих характеристиками течения, подобными характеристикам потока жидкости.
Как отмечено выше, большие усилия были предприняты для разработки способов и систем для экономичной добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из углеводородсодержащих пластов. Тем не менее, в настоящее время все еще имеется много углеводородсодержащих пластов, из которых углеводороды, водород и/или другие продукты не могут добываться экономичным путем.
В патенте И8 4384614 описан способ конверсии нефтяного сланца путем ввода в пласт перегретого воздуха, что приводит к риску возникновения взрыва и нагреву пласта до неконтролируемых температур. Способу, раскрытому в патентной заявке И8 2004/0040715, присущи признаки настоящего изобретения, соответствующие ограничительной части п.1 формулы изобретения. В указанном документе описан способ нагрева подземного пласта с помощью нескольких источников тепла, включающих в себя электрические нагреватели и окисляющую текучую среду, которая вводится в пласт. Недостаток известного способа заключается в том, что ввод окисляющей текучей среды в нагретый пласт приводит к риску возникновения взрыва и нагреву пласта до неконтролируемой температуры.
Таким образом, все еще существует необходимость в улучшенных способах и системах для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных углеводородсодержащих пластов.
Раскрытие изобретения
Изобретение предлагает систему конверсии ίη δίΐιι для добычи углеводородов из подземного пласта, которая включает в себя множество И-образных скважинных стволов в пласте; систему трубопроводов, размещенную в по меньшей мере двух И-образных скважинных стволах; систему циркуляции текучей среды, соединенную с системой трубопроводов, где система циркуляции текучей среды выполнена таким образом, чтобы горячая теплопереносящая текучая среда циркулировала через по меньшей мере часть системы трубопроводов с целью создания по меньшей мере одной нагретой части пласта; и источник электроэнергии, который выполнен таким образом, чтобы подавать электрический ток в по меньшей мере часть системы трубопроводов, расположенную ниже покрывающего слоя в пласте, для резистивного нагрева по меньшей мере части системы трубопроводов, и при этом тепло переносится от системы трубопроводов к пласту.
Изобретение предлагает также способы применения системы конверсии ίη δίΐιι с целью добычи углеводородов из подземного пласта.
В дополнительных вариантах осуществления признаки из каких-либо одних вариантов осуществления могут быть объединены с признаками из других вариантов осуществления. Например, признаки из одного варианта осуществления могут быть объединены с признаками из какого-либо другого варианта осуществления.
В дополнительных вариантах осуществления нагрев подземного пласта производится с использованием любых описанных в заявке способов, систем или нагревателей.
В дополнительных вариантах осуществления к описанным в заявке конкретным вариантам осуществления могут добавляться дополнительные признаки.
Краткое описание чертежей
Преимущества настоящего изобретения могут стать явными для специалистов в данной области благодаря приведенному ниже детальному описанию со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых фиг. 1 иллюстрирует стадии нагрева углеводородсодержащего пласта;
фиг. 2 - схематический вид одного из вариантов осуществления части системы конверсии ίη δίΐιι для обработки углеводородсодержащего пласта;
фиг. 3 - схематическое представление системы циркуляции с замкнутым контуром для нагрева части пласта;
- 1 011905 фиг. 4 - вид сверху входов в ствол скважины и выходов из части пласта, предназначенного для нагрева с использованием системы циркуляции с замкнутым контуром;
фиг. 5 - вид сбоку одного из вариантов осуществления системы для нагрева пласта, в котором может быть использована система циркуляции с замкнутым контуром и/или электрический нагрев;
фиг. 6 - данные по температурной зависимости электросопротивления сплошного стержня из нержавеющей стали 410 диаметром 2,54 см и длиной 1,8 м при разных величинах подаваемого электрического тока;
фиг. 7 - данные температурной зависимости значений глубины скин-слоя для сплошного стержня из нержавеющей стали 410 диаметром 2,54 см и длиной 1,8 м при разных величинах подаваемого переменного электрического тока;
фиг. 8 - данные зависимости температуры от логарифма времени 2,5 см для сплошного стержня из нержавеющей стали 410 и 2,5 см сплошного стержня из нержавеющей стали 304.
В то время, как изобретение может подвергаться различного рода модифицированию и иметь альтернативные формы, конкретные варианты его осуществления показаны в качестве примеров на чертежах и могут быть описаны в заявке детально. Чертежи могут не быть масштабными. Следует, однако, иметь в виду, что чертежи и их детальное описание не предполагают ограничения изобретения конкретными раскрытыми формами, но, напротив, предполагается охват всех модификаций, эквивалентов и альтернатив в рамках идеи и объема настоящего изобретения, определенных прилагаемой формулой изобретения.
Осуществление изобретения
Приведенное ниже описание относится, в целом, к системам и способам для обработки углеводородов в пластах. Такие пласты могут подвергаться обработке с целью получения углеводородных продуктов, водорода и других продуктов.
«Углеводороды» обычно определяются как молекулы, образованные, главным образом, атомами углерода и водорода. Углеводороды могут также включать в себя другие элементы, такие как (не ограничиваясь ими) галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или сера. Углеводородами могут быть (не ограничиваясь этим) кероген, битум, пиробитум, масла, природные минеральные воски и асфальтиты. Углеводороды могут находиться в земле в минеральных матрицах или вблизи от них. Матрицы могут включать в себя (не ограничиваясь этим) осадочную горную породу, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды. «Углеводородными флюидами» являются флюиды, которые включают в себя углеводороды. Углеводородные флюиды могут включать в себя или захватывать неуглеводородные флюиды, такие как водород, азот, оксид углерода, диоксид углерода, сероводород, вода и аммиак, или быть захваченными этими флюидами.
«Пласт» включает в себя один или более углеводородсодержащих слоев, один или более неуглеводородных слоев, покрывающий слой и/или основание пласта. «Покрывающий слой» и/или «основание пласта» включают в себя один или более различных типов непроницаемых материалов. Например, покрывающий слой и/или основание пласта могут содержать скальную породу, сланцы, аргиллит и/или влажный/плотный карбонат. В некоторых вариантах осуществления способов конверсии ίη 8Йи покрывающий слой и/или основание пласта могут включать углеводородсодержащий слой или углеводородсодержащие слои, которые являются относительно непроницаемыми и которые не подвергаются нагреву при проведении конверсии ίη δίΐιι. приводящему к значительным характеристическим изменениям углеводородсодержащих слоев покрывающего слоя и/или основания пласта. Основание пласта может, например, содержать сланцы или аргиллит, но в процессе конверсии ίη δίΐιι не допускается нагрев основания пласта до температур пиролиза. В некоторых случаях покрывающий слой и/или основание пласта могут быть до известной степени проницаемыми.
«Флюидами пласта» называют текучие среды, присутствующие в пласте и в числе которых могут быть пиролизные флюиды, синтез-газ, подвижный углеводород и вода (водяной пар). В число пластовых флюидов могут входить как углеводородные, так и неуглеводородные флюиды. Выражение «подвижный флюид» относится к флюидам в углеводородсодержащем пласте, которые приобретают способность течь в результате тепловой обработки пласта. «Добываемыми флюидами» называют пластовые флюиды, выводимые из пласта.
«Теплопроводящий флюид» предполагает флюид, который обладает более высокой теплопроводностью, чем воздух при стандартных температуре и давлении (0°С и 101,325 кПа).
«Тепловым источником» является любая система, обеспечивающая теплом по крайней мере часть пласта, в основном, путем теплопроводимости и/или радиационного теплопереноса. В число тепловых источников могут входить электронагреватели, такие как изолированный проводник, удлиненный элемент и/или проводник, находящийся в трубопроводе. Тепловым источником могут быть также системы, генерирующие тепло за счет сжигания топлива вне или внутри пласта. Этими системами могут быть горелки, расположенные вне скважины, скважинные газовые горелки, беспламенные распределенные камеры сгорания и естественные распределенные камеры сгорания. В некоторых вариантах осуществления тепло, создаваемое или генерируемое в одном или более тепловых источниках, может подаваться другими источниками энергии. Эти другие источники энергии могут либо непосредственно нагревать пласт,
- 2 011905 либо передавать энергию переносящей среде, которая непосредственно или опосредованно нагревает пласт. Следует принять во внимание, что один или более тепловых источников, которые подают тепло в пласт, могут быть разными источниками энергии. Так, например, для данного пласта некоторые тепловые источники могут подавать тепло от резистивных электронагревателей, некоторые тепловые источники могут подавать тепло за счет сгорания, а некоторые тепловые источники могут подавать тепло от одного или более других источников энергии (например, тепло химических реакций, солнечную энергию, энергию ветра, биомассы или других источников возобновляемой энергии). Химической реакцией может быть экзотермическая химическая реакция (например, реакция окисления). В число тепловых источников может также входить нагреватель, подающий тепло в зону вблизи и/или окружающую место нагрева, такой как нагревательная скважина.
«Способом конверсии ίη Ши» называют способ нагрева углеводородсодержащего пласта с помощью тепловых источников с целью подъема температуры по крайней мере части пласта выше температуры пиролиза, в результате чего в пласте образуется пиролизный флюид.
«Нагревателем» является любая система или тепловой источник для генерирования тепла в скважине или вблизи области ствола скважины. Нагревателями могут быть (не ограничиваясь ими) электронагреватели, горелки, камеры сгорания, которые реагируют с материалом в пласте, или материалом, полученным из пласта, и/или с их комбинацией.
«Изолированным проводником» называют любой удлиненный элемент, который способен проводить электричество и который покрыт, полностью или частично, электроизоляционным материалом.
Удлиненным элементом может быть голый металлический нагреватель или открытый металлический нагреватель. «Голым металлом» или «открытым металлом» называют металлы, которые не имеют электроизоляционного слоя, такого как минеральная изоляция, и который предназначен для обеспечения электрической изоляции металла по всему рабочему диапазону температур удлиненного элемента. Голый металл и открытый металл может быть металлом, содержащим ингибитор коррозии, такой как естественно образующийся окисленный слой, принудительно окисленный слой и/или пленка. Голый металл и открытый металл включают в себя и металлы с полимерной или другими типами электроизоляции, которые не способны сохранять электроизоляционные свойства при типичной рабочей температуре удлиненного элемента. Такой материал может помещаться на металл и может термически разрушаться в процессе эксплуатации нагревателя.
«Нагревателем с ограничением температуры» обычно называют нагреватель, который регулирует выход тепла (например, снижает выход тепла) выше конкретной температуры без применения внешних средств управления, таких как регуляторы температуры, регуляторы мощности, выпрямители или другие устройства. Нагревателями с ограничением температуры могут быть резистивные нагреватели, работающие на переменном токе или модулированном (например, прерываемом) постоянном токе.
«Температурой Кюри» называется температура, выше которой ферромагнитный материал теряет все свои ферромагнитные свойства. Помимо потери всех ферромагнитных свойств выше температуры Кюри, ферромагнитный материал начинает терять свои ферромагнитные свойства при пропускании через ферромагнитный материал возрастающего электрического тока.
«Изменяющимся во времени током» называют электрический ток, который создает в ферромагнитном проводнике поток электричества со скин-эффектом и имеет меняющуюся во времени величину. Изменяющийся во времени ток может быть переменным током и модулированным постоянным током.
«Переменным током» называют меняющийся во времени ток, который меняет направление, по существу, по синусоидальному закону. Переменный ток создает в ферромагнитном проводнике скинэффект.
«Модулированным постоянным током» называют любой, по существу, несинусоидально меняющийся во времени ток, который создает в ферромагнитном проводнике скин-эффект.
«Отношение верхнего предела диапазона регулирования к нижнему» для нагревателя с ограничением температуры представляет собой отношение наиболее высокого значения сопротивления при переменном токе или модулированном постоянном токе ниже температуры Кюри к наиболее низкому значению сопротивления выше температуры Кюри для заданного тока.
В контексте, включающем нагревательные системы, устройства и способы с пониженным выходом тепла, выражение «автоматически» означает, что такие системы, устройства и способы функционируют в определенной степени без использования внешнего управления (например, внешних регуляторов, таких как регулятор с температурным датчиком и контуром обратной связи, пропорционально-интегральнодифференциальный (ПИД) регулятор или упреждающий регулятор).
Выражение «ствол скважины» обозначает отверстие в пласте, выполненное с помощью бурения или введения трубы в пласт. Ствол скважины может иметь, по существу, круглое поперечное сечение или какую-либо другую форму поперечного сечения. В рамках представлений настоящей заявки выражения «скважина» и «отверстие» в случае их применения к отверстию в пласте могут использоваться на основе взаимозаменяемости с выражением «ствол скважины».
«ϋ-образным стволом скважины» называют ствол скважины, который проходит от первого отверстия в пласте через по крайней мере часть пласта и выходит наружу через второе отверстие в пласте. В
- 3 011905 данном контексте ствол скважины может быть лишь грубо V- или И-образным, принимая во внимание, что «ноги» «и» не обязательно должны быть параллельными одна другой или перпендикулярными «дну» «и» для ствола скважины, который считается «И-образным».
«Пиролиз» означает разрыв химических связей вследствие нагрева. Например, пиролиз может включать в себя превращение какого-либо соединения в одно или более другое вещество только за счет тепла. Тепло может передаваться к какому-либо участку пласта, вызывая в нем пиролиз. В некоторых пластах части пласта и/или другие материалы в пласте могут усиливать пиролиз благодаря своей каталитической активности.
«Пиролизными флюидами» или «продуктами пиролиза» называют флюиды, образующиеся, главным образом, при пиролизе углеводородов. Флюид, образовавшийся в результате реакций пиролиза, может смешиваться с другими флюидами в пласте. Смесь будет рассматриваться как пиролизный флюид или продукт пиролиза. В рамках представлений настоящей заявки «зоной пиролиза» называется объем пласта (например, относительно проницаемого пласта, такого как битумно-песчаный пласт), который подвергается реакции или реагирует с образованием пиролизного флюида.
«Суперпозицией тепла» называют подачу тепла от двух или более тепловых источников в выбранный участок пласта с тем, чтобы тепловые источники оказывали влияние на температуру пласта по крайней мере в одном месте между источниками.
«Теплопроводность» является свойством материала, которое описывает скорость, с которой тепло в стационарном состоянии перетекает между двумя поверхностями материала при заданной разнице температур между этими поверхностями.
«Синтез-газ» представляет собой смесь, включающую водород и оксид углерода. Дополнительными компонентами синтез-газа могут быть вода, диоксид углерода, азот, метан и другие газы. Синтез-газ может генерироваться различными способами из разного сырья. Синтез-газ может использоваться для синтеза широкого ряда соединений.
Общий график процесса
Углеводороды в пластах могут подвергаться разного рода обработке с образованием множества различных продуктов. Фиг. 1 иллюстрирует стадии нагрева углеводородсодержащего пласта. Фиг. 1 приводит также пример зависимости выхода (Υ) в баррелях нефтяного эквивалента на 1 т (ось у) пластовых флюидов из пласта от температуры (Т) нагретого пласта в градусах Цельсия (ось х).
На первой стадии нагрева происходят десорбция метана и испарение воды. Нагрев пласта на стадии 1 должен производиться по возможности быстро. При начальном нагревании углеводородсодержащего пласта углеводороды в пласте десорбируют адсорбированный метан. Десорбированный метан может добываться из пласта. Если углеводородсодержащий пласт нагревается дальше, вода в углеводородсодержащем пласте испаряется. В некоторых углеводородсодержащих пластах вода может занимать от 10 до 50% объема пор в пласте. В других пластах вода занимает большие или меньше доли объема пор. Вода, как правило, испаряется в пласте при температуре от 160 до 285°С и абсолютном давлении от 600 до 7000 кПа. В некоторых вариантах осуществления испарившаяся вода приводит к изменениям смачиваемости в пласте и/или к повышенному пластовому давлению. Изменения смачиваемости и/или повышенное пластовое давление могут влиять на реакции пиролиза в пласте. В определенных вариантах из пласта добывают испарившуюся воду. В других вариантах осуществления испарившуюся воду используют для экстракции пара и/или перегонки в пласте или вне пласта. Удаление воды из пласта и увеличение в нем объема пор увеличивает в объеме пор пространство для хранения углеводородов.
В некоторых вариантах осуществления после нагрева на первой стадии пласт продолжают нагревать дальше, в результате чего температура в пласте достигает (по крайней мере) начальной температуры пиролиза (такой, как температура на нижнем конце диапазона температур на стадии 2). Углеводороды в пласте могут подвергаться пиролизу на стадии 2. Температурный диапазон пиролиза варьируется в зависимости от типов углеводородов в пласте. Температурный диапазон пиролиза может включать температуры от 250 до 900°С. Температурный диапазон пиролиза для получения желаемых продуктов может составлять лишь часть полного температурного диапазона пиролиза. В некоторых вариантах осуществления температурный диапазон пиролиза для получения целевых продуктов может включать температуры от 250 до 400°С или температуры от 270 до 350°С. Если температуру углеводородов в пласте медленно поднимать в пределах температур от 250 до 400°С, образование продуктов пиролиза может в существенной степени завершиться при достижении температуры 400°С. Для получения целевых продуктов среднюю температуру углеводородов можно поднимать со скоростью менее 5, менее 2, менее 1 или менее 0,5°С в сутки. Нагрев углеводородсодержащего пласта несколькими тепловыми источниками может создавать тепловые градиенты вокруг тепловых источников, которые медленно поднимают температуру углеводородов в пласте в температурном диапазоне пиролиза.
Скорость подъема температуры в пределах температуры пиролиза для целевых продуктов может влиять на качество и количество пластовых флюидов, добываемых из углеводородсодержащего пласта. Медленный подъем температуры в температурном диапазоне пиролиза для целевых продуктов может препятствовать подвижности крупноцепочечных молекул в пласте. Медленный подъем температуры в температурном диапазоне пиролиза для целевых продуктов может ограничивать реакции между подвиж
- 4 011905 ными углеводородами, которые дают нежелательные продукты. Медленный подъем температуры пласта в температурном диапазоне пиролиза для целевых продуктов может позволить получать из пласта высококачественные, обладающие высокой плотностью (в единицах Американского нефтяного института) углеводороды. Медленный подъем температуры пласта в температурном диапазоне пиролиза для целевых продуктов может позволить выводить в качестве углеводородного продукта большое количество содержащихся в пласте углеводородов.
В некоторых вариантах осуществления конверсии ίη δίΐυ. вместо того, чтобы медленно поднимать температуру в температурном диапазоне, применяют нагрев части пласта до желаемой температуры. В некоторых вариантах осуществления желаемая температура составляет 300, 325 или 350°С. В качестве желаемой температуры могут быть выбраны и другие температуры. Суперпозиция тепловых источников позволяет устанавливать в пласте желаемую температуру относительно быстро и надежно. Для поддержания пласта при, по существу, желаемой температуре можно регулировать поступление энергии в пласт из тепловых источников. Нагретую часть пласта поддерживают при, по существу, желаемой температуре до уменьшения пиролиза в такой степени, что добыча желаемых пластовых флюидов из пласта становится неэкономичной. Подвергаемые пиролизу части пласта могут включать в себя области, доведенные до диапазона температур пиролиза путем теплопереноса только от одного теплового источника.
В некоторых вариантах осуществления из пласта добывают пластовые флюиды, включающие в себя пиролизные флюиды. По мере повышения температуры пласта количество конденсируемых углеводородов в добываемом пластовом флюиде может снижаться. При высоких температурах пласт может производить, в основном, метан и/или водород. Если углеводородсодержащий пласт нагревают через весь диапазон пиролиза, вблизи верхнего предела диапазона пиролиза пласт может производить лишь небольшое количество водорода. После истощения всего имеющегося водорода пласт, как правило, производит минимальное количество флюида.
После пиролиза углеводородов в пласте может оставаться большое количество углерода и некоторое количество водорода. Значительная часть остающегося в пласте углерода может быть добыта из пласта в виде синтез-газа. Генерация синтез-газа может осуществляться на третьей стадии нагрева, изображенной на фиг. 1. Стадия 3 может включать в себя нагрев углеводородсодержащего пласта до температуры, достаточной для осуществления генерации синтез-газа. Синтез-газ может добываться, например, в диапазоне от примерно 400 до примерно 1200°С, от примерно 500 до примерно 1100°С или от примерно 550 до примерно 1000°С. Температура нагретой части пласта, когда генерирующий синтез-газ флюид поступает в пласт, определяет состав образующегося в пласте синтез-газа. Генерируемый синтез-газ может выводиться из пласта через эксплуатационную скважину или эксплуатационные скважины.
Полное энергосодержание в флюидах, добываемых из углеводородсодержащего пласта, в процессе пиролиза и генерирования синтез-газа может оставаться относительно постоянным. В процессе пиролиза при относительно низких температурах пласта значительную часть добываемого флюида могут составлять конденсируемые углеводороды с высоким энергосодержанием. Однако при более высоких температурах пиролиза содержание конденсируемых углеводородов в пластовом флюиде может быть ниже. Из пласта можно добывать большее количество неконденсируемых пластовых флюидов. При генерировании преимущественно неконденсируемых пластовых флюидов энергосодержание на единицу объема произведенного флюида может несколько снижаться. В процессе генерирования синтез-газа энергосодержание на единицу объема произведенного синтез-газа значительно снижается по сравнению с содержанием энергии в пиролизном флюиде. Однако объем добываемого синтез-газа во многих случаях значительно повышается, компенсируя, тем самым, пониженное энергосодержание.
На фиг. 2 дается схематический вид варианта осуществления части системы конверсии ίη δίΐιι для обработки углеводородсодержащего пласта. Система конверсии ίη δίΐιι может включать в себя барьерные скважины 208. Барьерные скважины используют для создания барьера вокруг обрабатываемого участка. Барьер препятствует протеканию флюида в и/или из обрабатываемого участка. Барьерными скважинами могут быть (но не ограничиваются этим) обезвоживающие скважины, вакуумные скважины, захватывающие скважины, нагнетающие скважины, растворные скважины, замораживающие скважины и их комбинации. В варианте осуществления, изображенном на фиг. 2, показаны барьерные скважины 208, проходящие лишь вдоль одной стороны тепловых источников 210, но, как правило, барьерные скважины окружают все используемые или планируемые к использованию тепловые источники 210 с целью нагрева обрабатываемого участка пласта.
Тепловые источники 210 помещают по крайней мере в части пласта. Тепловыми источниками 210 могут быть нагреватели, такие как изолированные проводники, проводники в проводящих нагревателях, горелки на поверхности, беспламенные распределенные камеры сгорания и/или естественные распределенные камеры сгорания. Тепловыми источниками 210 могут быть и другие типы нагревателей. Тепловые источники 210 подают тепло для нагрева углеводородов в пласте по крайней мере к части пласта. Энергия может подводиться к тепловым источникам 210 по питающим магистралям 212. Питающие магистрали 212 могут быть структурно различными в зависимости от типа теплового источника или тепловых источников, используемых для нагревания пласта. Питающие магистрали 212 для тепловых источников могут передавать электричество для электронагревателей, могут транспортировать топливо для
- 5 011905 камер сгорания или могут транспортировать циркулирующую в пласте теплообменивающую текучую среду.
Эксплуатационные скважины 214 применяют для вывода из пласта пластового флюида. В некоторых вариантах осуществления эксплуатационные скважины 214 могут иметь один или более тепловых источников. Тепловой источник в эксплуатационной скважине может нагревать одну или более частей пласта в эксплуатационной скважине или рядом с ней. Тепловой источник в эксплуатационной скважине может препятствовать конденсации и возврату (рефлюксу) в пласт выведенного из пласта пластового флюида.
Добываемый из эксплуатационных скважин 214 пластовый флюид может транспортироваться по коллекторному трубопроводу 216 к обрабатывающим устройствам 218. Пластовые флюиды могут также добываться из тепловых источников 210. Флюид может, например, добываться из тепловых источников 102 с целью регулирования давления в пласте, примыкающем к тепловым источникам. Флюид, добываемый из тепловых источников 210, может транспортироваться через насосно-компрессорную трубу или систему трубопроводов к коллекторному трубопроводу 216, либо же добываемый флюид может транспортироваться через насосно-компрессорную трубу или систему трубопроводов непосредственно к обрабатывающим устройствам 218. В число обрабатывающих устройств 218 могут входить разделительные установки, реакторные установки, облагораживающие установки, топливные элементы, турбины, емкости для хранения и/или другие системы и установки для переработки добытых пластовых флюидов. Перерабатывающие устройства могут производить транспортное топливо из по крайней мере части добываемых из пласта углеводородов.
В некоторых вариантах осуществления способа конверсии ίη δίΐιι для нагрева пласта используется циркуляционная система. В качестве циркуляционной системы может быть циркуляционная система с замкнутым контуром. На фиг. 3 дано схематическое представление системы нагрева пласта с использованием циркуляционной системы. Эта система может использоваться для нагрева углеводородов, которые находятся относительно глубоко в грунте и которые находятся в относительно больших по протяженности пластах. В некоторых вариантах осуществления углеводороды могут находиться на глубине 100, 200, 300 м или ниже относительно поверхности. Циркуляционная система может также использоваться для нагрева углеводородов, которые находятся не столь глубоко в грунте. Углеводороды могут находиться в пластах, простирающихся в длину до 500, 750, 1000 м или более. Такая циркуляционная система может стать экономически жизнеспособной в пластах, в которых длина предназначенного для обработки углеводородсодержащего пласта велика по сравнению с толщиной покрывающего слоя. Отношение предназначенной для обработки нагревателями протяженности пласта к толщине покрывающего слоя может быть равным по меньшей мере 3, по меньшей мере 5 или по меньшей мере 10. Нагреватели циркуляционной системы могут быть размещены относительно соседних с ними нагревателей таким образом, чтобы суперпозиция тепла между нагревателями циркуляционной системы обеспечивала подъем температуры пласта, по крайней мере, выше температуры кипения водного пластового флюида в пласте.
В некоторых вариантах осуществления нагреватели 220 могут быть сформированы в пласте путем пробуривания первого ствола скважины и затем пробуривания второго ствола скважины, который соединяется с первым стволом. Для создания И-образного нагревателя 220 в И-образный скважинный ствол помещают систему трубопроводов. Нагреватели 220 соединяют с помощью системы трубопроводов с циркуляционной системой 222 для теплопереносящей текучей среды. В качестве теплопереносящей текучей среды в системах циркуляции с замкнутым контуром может быть использован газ под высоким давлением. В некоторых вариантах осуществления теплопереносящей текучей средой является диоксид углерода. Диоксид углерода химически стоек при применяемых температурах и давлениях и имеет относительно высокий молекулярный вес, благодаря чему он обладает высокой объемной теплоемкостью. Могут быть также использованы и другие текучие среды, такие как водяной пар, воздух, гелий и/или азот. Давление поступающей в пласт теплопереносящей текучей среды может составлять 3000 кПа или выше. Применение теплопереносящей текучей среды под высоким давлением придает теплопереносящей текучей среде более высокую плотность и, следовательно, большую способность переносить тепло. При этом имеет место меньшее падение давления при переходе от нагревателя к нагревателю для системы, в которой теплопереносящая текучая среда поступает в нагреватели под первым давлением для заданного массового расхода, чем когда теплопереносящая текучая среда поступает в нагреватели под вторым давлением при том же массовом расходе, когда первое давление выше, чем второе давление.
Система 222 циркуляции для теплопереносящей текучей среды может включать в себя источник тепла 224, первый теплообменник 226, второй теплообменник 228 и компрессор 230. Источник тепла 224 нагревает теплопереносящую текучую среду до высокой температуры. Источником тепла может быть печь, солнечный коллектор, реактор, тепло выхлопа топливного элемента или другой источник высокой температуры, способный отдавать тепло теплопереносящей текучей среде. В варианте осуществления, показанном на фиг. 3, источник тепла 224 нагревает теплопереносящую текучую среду до температуры в пределах от примерно 700 до примерно 920°С, от примерно 770 до примерно 870°С или от примерно 800 до примерно 850°С. В одном из вариантов осуществления тепловой источник 224 нагревает теплопереносящую текучую среду до температуры примерно 820°С. Теплопереносящая текучая среда протекает от
- 6 011905 теплового источника 224 к нагревателям 220. Тепло переносится от нагревателей 220 к примыкающему к нагревателям пласту 232. Температура теплопереносящей текучей среды, выходящей из пласта 232, может быть в пределах от примерно 350 до примерно 580°С, от примерно 400 до примерно 530°С или от примерно 450 до примерно 500°С. В одном из вариантов осуществления температура выходящей из пласта 232 теплопереносящей текучей среды равна примерно 480°С. Состав металла для системы трубопроводов, используемых для создания циркуляционной системы 222 для теплопереносящей текучей среды, можно варьировать с целью существенного снижения себестоимости системы трубопроводов. Высокотемпературная сталь может быть использована от печи 224 до точки, где температура достаточно низка, благодаря чему от этой точки до первого теплообменника 226 может быть использована менее дорогая сталь. Для создания системы трубопроводов циркуляционной системы 222 для теплопереносящей текучей среды могут быть использованы несколько разных марок стали.
Теплопереносящая текучая среда от источника тепла 224 циркуляционной системы 222 для теплопереносящей текучей среды проходит через покрывающий слой 234 пласта 232 к углеводородному слою 236. Части нагревателей 220, проходящие через покрывающий слой 234, могут быть изолированы. В некоторых вариантах осуществления изоляция или часть изоляции выполнены из полиимидного изоляционного материала. Входные части нагревателей 220 в углеводородном слое 236 могут иметь конусообразную изоляцию с целью снижения перегрева углеводородного слоя около входа нагревателя в углеводородный слой.
В некоторых вариантах осуществления диаметр трубы в покрывающем слое 234 может быть меньше диаметра трубы через углеводородный слой 236. Труба с меньшим диаметром через покрывающий слой 234 обеспечивает меньший перенос тепла в покрывающий слой 234. Уменьшение величины теплопереноса в покрывающий слой 234 уменьшает степень охлаждения теплопереносящей текучей среды, подаваемой в трубопровод, примыкающий к углеводородному слою 236. Повышенный теплоперенос при меньшем диаметре трубы из-за увеличенной скорости теплопереносящей текучей среды через трубу меньшего диаметра компенсируется меньшей площадью поверхности трубы меньшего диаметра и уменьшением времени пребывания теплопереносящей текучей среды в трубе меньшего диаметра.
После выхода из пласта 232 теплопереносящая текучая среда проходит через первый теплообменник 226 и второй теплообменник 228 к компрессору 230. Первый теплообменник 226 переносит тепло между теплопереносящей текучей средой, выходящей из пласта 232, и теплопереносящей текучей средой, выходящей из компрессора 230, в результате чего повышается температура теплопереносящей текучей среды, которая поступает в источник тепла 224, и снижается температура текучей среды, выходящей из пласта 232. Второй теплообменник 228 дополнительно понижает температуру теплопереносящей текучей среды перед тем, как теплопереносящая текучая среда поступит в компрессор 230.
На фиг. 4 показан вид сверху одного из вариантов выполнения отверстий стволов скважин в пласте, который должен нагреваться с использованием циркуляционной системы. Входы 238 теплопереносящей текучей среды в пласт 232 чередуются с выходами 240 теплопереносящей текучей среды. Чередование входов 238 теплопереносящей текучей среды с выходами 240 теплопереносящей текучей среды обеспечивает более равномерный нагрев углеводородов в пласте 232.
Циркуляционная система может использоваться для нагрева части пласта. Эксплуатационные скважины в пласте используются для вывода добываемых флюидов. После прекращения добычи из пласта циркуляционная система может быть использована для рекуперации тепла из пласта. Теплопереносящая текучая среда может циркулировать через нагреватели 220 после отключения источника тепла 224 (изображенного на фиг. 3) от циркуляционной системы. Эта теплопереносящая текучая среда может быть теплопереносящей текучей средой, отличной от теплопереносящей текучей среды, используемой для нагрева пласта. Тепло переносится от нагретого пласта к теплопереносящей текучей среде. Теплопереносящая текучая среда может использоваться для нагрева другой части пласта, или же теплопереносящая текучая среда может использоваться для других целей. В некоторых вариантах осуществления в нагреватели 220 вводят воду для получения водяного пара. В некоторых вариантах осуществления в нагреватели 220 вводят низкотемпературный пар, в результате чего прохождение пара через нагреватели повышает температуру пара. Вместо пара или воды, могут использоваться другие теплопереносящие текучие среды, в том числе природная нефть или синтетические масла, такие как масло 8у11йегш (Ωο\ν Согшид СогрогаНои (М161аи6, Мичиган, США)).
В некоторых вариантах осуществления циркуляционная система может применяться в сочетании с электрическим нагревом. В некоторых вариантах осуществления по крайней мере часть трубы в И-образных стволах скважин, примыкающая к нагреваемым частям пласта, выполнена из ферромагнитного материала. Например, система трубопроводов, примыкающая к слою или слоям нагреваемого пласта, выполнена из стали с 9-13% хрома, такой как нержавеющая сталь 410. В случае подачи в систему трубопроводов изменяющегося во времени электрического тока трубопровод может быть нагревателем с ограничением температуры. Изменяющийся во времени электрический ток может резистивно нагревать систему трубопроводов, которая нагревает пласт. В некоторых вариантах осуществления для резистивного нагрева системы трубопроводов, которая нагревает пласт, может использоваться постоянный электрический ток.
- 7 011905
В некоторых вариантах осуществления циркуляционную систему используют для нагрева пласта до первой температуры, а электрическую энергию используют для поддержания температуры пласта и/или нагрева пласта до более высоких температур. Первая температура может быть достаточной для испарения в пласте водного пластового флюида. Первая температура может быть не выше примерно 200°С, не выше примерно 300°С, не выше примерно 350°С или не выше примерно 400°С. Применение циркуляционной системы для нагрева пласта до первой температуры позволяет высушивать пласт перед тем, как для обогрева пласта будет использовано электричество. Нагрев сухого пласта может свести к минимуму утечки электрического тока в пласт.
В некоторых вариантах осуществления для нагрева пласта до первой температуры могут быть использованы циркуляционная система и электронагрев. Температура пласта может поддерживаться, или температура пласта может подниматься выше первой температуры с использованием циркуляционной системы и/или электронагрева. В некоторых вариантах осуществления температура пласта может быть поднята до первой температуры с использованием электронагрева, после чего температура пласта может поддерживаться и/или подниматься с использованием циркуляционной системы. Для определения того, когда следует использовать электронагрев и/или нагрев циркуляционной системой, могут использоваться экономические факторы, наличие электричества, наличие топлива для нагрева теплопереносящей текучей среды и другие факторы.
В некоторых вариантах осуществления изобретения часть нагревателя 220 в углеводородном пласте 236 соединена с соединительными проводниками. Соединительные проводники могут размещаться в покрывающем слое 234. Соединительные проводники могут электрически соединять часть нагревателя 220 в углеводородном слое 236 с одним или более устьями скважин на поверхности. На сочленении части нагревателя 220 в углеводородном слое 236 с частями нагревателя 220 в покрывающем слое 234 могут быть помещены изоляторы таким образом, чтобы часть нагревателя в покрывающем слое была электрически изолирована от части нагревателя в углеводородном слое. В некоторых вариантах осуществления соединительные проводники помещаются внутри трубопровода циркуляционной системы с замкнутым контуром. В некоторых вариантах осуществления соединительные проводники помещаются вне трубопровода циркуляционной системы с замкнутым контуром. В некоторых вариантах осуществления соединительные проводники представляют собой изолированные провода с минеральной изоляцией, например, из оксида магния. Соединительными проводниками могут быть высокопроводящие материалы, такие как медь или алюминий, обеспечивающие снижение потерь тепла в покрывающем слое 234 в процессе электронагрева.
В некоторых вариантах осуществления в качестве соединительных проводников могут быть части нагревателя 220 в покрывающем слое 234. Части нагревателя 220 в покрывающем слое 234 могут быть электрически соединены с частью нагревателя 220 в углеводородном слое 236. В некоторых вариантах осуществления для уменьшения электросопротивления частей нагревателя в покрывающем слое части нагревателя 220 в покрывающем слое 234 соединены (например, контактно или сваркой) с одним или более электропроводящим материалом (таким, как медь или алюминий). Уменьшение электросопротивления частей нагревателя 220 в покрывающем слое 234 снижает потери тепла в покрывающем слое в процессе электронагрева.
В некоторых вариантах осуществления нагреватель 220 в углеводородном слое 236 является нагревателем с ограничением температуры, самостоятельно ограничивающим температуру в пределах от примерно 600 до примерно 1000°С. Часть нагревателя 220 в углеводородном слое 236 может быть выполнена из стали с 9-13% хрома. Например, часть нагревателя 220 в углеводородном слое 236 может быть выполнена из нержавеющей стали 410. В часть нагревателя 220 в углеводородном слое 236 может подаваться изменяющийся во времени ток, в результате чего нагреватель работает как нагреватель с ограничением температуры.
На фиг. 5 показан вид с боку одного из вариантов осуществления системы для нагрева части пласта с использованием системы циркуляции текучей среды и/или электронагрева. Устья 242 нагревателей 220 могут быть соединены трубопроводами с системой 222 циркуляции теплопереносящей текучей среды. Устья 242 могут быть также соединены с системой 244 подачи электроэнергии. В некоторых вариантах осуществления система 222 циркуляции теплопереносящей текучей среды отключается от нагревателей, когда для нагрева пласта используется электроэнергия. В некоторых вариантах осуществления система 244 подачи электроэнергии отключается от нагревателей, когда для нагрева пласта используется система 222 циркуляции теплопереносящей текучей среды.
Система 244 подачи электроэнергии может включать в себя трансформатор 246 и кабели 248, 250. В некоторых вариантах осуществления кабели 248, 250 и/или кабель 250 способны проводить большие токи с низкими потерями. Например, кабели 248, 250 могут быть толстыми медными или алюминиевыми проводниками. Кабели могут также иметь толстые слои изоляции. В некоторых вариантах осуществления кабель 248 и/или кабель 250 могут быть сверхпроводящими кабелями. Сверхпроводящие кабели могут охлаждаться жидким азотом. Сверхпроводящие кабели могут быть приобретены у 8ирсгро\\'сг. 1пс. (8сйеиес1абу, Нью-Йорк, США). Сверхпроводящие кабели могут сводить к минимуму потери энергии и/или уменьшать размер кабелей, необходимых для подключения к нагревателям трансформатора 246.
- 8 011905
Нагреватели с ограничением температуры могут быть в конфигурациях выполнены из материалов, которые придают нагревателям способность автоматически ограничивать температуру при определенных температурах и/или могут включать в себя такие материалы. В некоторых вариантах осуществления в нагревателях с ограничением температуры используются ферромагнитные материалы. Ферромагнитный материал может самоограничивать температуру при или вблизи от температуры Кюри материала, выделяя пониженное количество тепла при или вблизи от температуры Кюри, когда в материал подается изменяющийся во времени ток. В некоторых вариантах осуществления ферромагнитный материал самоограничивает температуру нагревателя с ограничением температуры при выбранной температуре, которая приблизительно равна температуре Кюри. В некоторых вариантах осуществления температура отклоняется от температуры Кюри на 35, на 25, на 20 или на 10°С. В некоторых вариантах осуществления ферромагнитные материалы соединяют с другими материалами (например, с материалами с высокой проводимостью, высокопрочными материалами, антикоррозионными материалами или их комбинациями) с целью получения разнообразных электрических и/или механических свойств. Некоторые части нагревателя с ограничением температуры могут иметь более низкое сопротивление (по причине различий в геометрии и/или использования разных ферромагнитных и/или неферромагнитных материалов) по сравнению с другими частями нагревателя с ограничением температуры. Наличие в нагревателе с ограничением температуры частей из различных материалов, и/или имеющих различные размеры, позволяет регулировать желаемый выход тепла от каждой части нагревателя.
Нагреватели с ограничением температуры могут быть более надежными по сравнению с другими нагревателями. Нагреватели с ограничением температуры могут быть менее подвержены поломкам или отказам из-за горячих участков в пласте. В некоторых вариантах осуществления нагреватели с ограничением температуры обеспечивают, по существу, равномерный нагрев пласта. В некоторых вариантах осуществления нагреватели с ограничением температуры способны нагревать пласт более эффективно при работе с более высоким средним выходом тепла по всей длине нагревателя. Нагреватель с ограничением температуры работает с более высоким средним выходом тепла по всей длине нагревателя, потому что в том случае, когда температура около какой-либо точки нагревателя превышает (или должна превысить) максимальную рабочую температуру нагревателя, нет необходимости уменьшать энергию, подаваемую на весь нагреватель, как это имеет место в случае обычных нагревателей постоянной мощности. Выход тепла от частей нагревателя с ограничением температуры, приближающейся к температуре Кюри нагревателя, автоматически снижается без регулируемой подстройки изменяющегося во времени тока, подаваемого на нагреватель. Выход тепла автоматически снижается из-за изменений электрических свойств (например, электросопротивления) частей нагревателя с ограничением температуры. Таким образом, нагреватель с ограничением температуры вводит большую мощность в течение большей части нагревательного процесса.
В некоторых вариантах осуществления система, включающая нагреватели с ограничением температуры, обеспечивает первый выход тепла и затем обеспечивает пониженный выход тепла (второй выход тепла) вблизи, при или выше температуры Кюри электрорезистивной части нагревателя, когда нагреватель с ограничением температуры запитывается изменяющимся во времени током. Первый выход тепла является выходом тепла при температурах, ниже которых нагреватель с ограничением температуры начинает самоограничиваться. В некоторых вариантах осуществления первый выход тепла - это выход тепла при температуре на 50, 75, 100 или 125°С ниже температуры Кюри ферромагнитного материала в нагревателе с ограничением температуры.
Нагреватель с ограничением температуры может запитываться изменяющимся во времени током (переменным током или модулированным постоянным током), подаваемым в устье скважины. В устье может находиться источник энергии и другие компоненты (например, компоненты модуляции, трансформаторы и/или конденсаторы), используемые для подачи энергии в нагреватель с ограничением температуры. Нагреватель с ограничением температуры может быть одним из многих нагревателей, используемых для нагревания части пласта.
В некоторых вариантах осуществления нагреватель с ограничением температуры включает в себя проводник, который в случае подачи в него изменяющегося во времени тока работает как нагреватель со скин-эффектом или нагреватель близости скин-эффекта. Скин-эффект ограничивает глубину проникания тока внутрь проводника. Для ферромагнитных материалов скин-эффект перекрывается магнитной проницаемостью проводника. Относительная магнитная проницаемость ферромагнитных материалов обычно составляет от 10 до 1000 (например, относительная магнитная проницаемость ферромагнитных материалов обычно составляет по меньшей мере 10 и может быть по меньшей мере 50, 100, 500, 1000 или выше). По мере повышения температуры ферромагнитного материала выше температуры Кюри и/или по мере увеличения электрического тока, магнитная проницаемость ферромагнитного материала значительно уменьшается и глубина скин-слоя быстро увеличивается (в частности, глубина скин-слоя увеличивается как обратная величина квадратного корня из магнитной проницаемости). Результатом уменьшения магнитной проницаемости является уменьшение сопротивления переменному току или модулированному постоянному току проводника вблизи, при или выше температуры Кюри и/или при повышении подаваемого электрического тока. Когда нагреватель с ограничением температуры получает энергию от ис
- 9 011905 точника, по существу, постоянного тока, рассеяние тепла от частей нагревателя, которые приближаются к, достигают или превышают температуру Кюри, может уменьшаться. На отрезках нагревателя с ограничением температуры, температура которых не равна или не близка к температуре Кюри, может преобладать нагревание над скин-эффектом, что позволяет нагревателю иметь более высокое рассеяние тепла за счет более высокой активной нагрузки.
Преимуществом применения нагревателя с ограничением температуры для нагрева углеводородов в пласте является то, что подбирается проводник, имеющий температуру Кюри для работы в желаемом диапазоне температур. Работа в желаемом диапазоне рабочих температур делает возможным значительный ввод тепла в пласт, поддерживая при этом температуру нагревателя с ограничением температуры и другого оборудования ниже предельных проектных температур. Предельными проектными температурами являются температуры, при которых ухудшаются такие свойства, как коррозия, ползучесть и/или деформация. Способность ограничивать температуру нагревателя с ограничением температуры препятствует перегреву или прогоранию нагревателя вблизи обладающих низкой теплопроводностью «горячих участков» в пласте. В некоторых вариантах осуществления нагреватель с ограничением температуры способен снижать или регулировать выход тепла и/или выдерживать тепло при температурах выше 25, 37, 100, 250, 500, 700, 800, 900 или выше до 1131°С в зависимости от используемых в нагревателе материалов.
Нагреватель с ограничением температуры позволяет вводить в пласт больше тепла, чем нагреватели постоянной мощности, поскольку нет необходимости ограничивать энергию, подаваемую в нагреватель с ограничением температуры, с целью соответствия ее примыкающим к нагревателю областям с низкой теплопроводностью. Например, на Гринриверском месторождении нефтеносных сланцев разница в теплопроводности между наиболее богатыми и наиболее бедными слоями нефтеносных сланцев составляет 3 раза. При нагревании такого пласта нагреватель с ограничением температуры передает в пласт значительно больше тепла, чем традиционный нагреватель, который ограничен температурой слоев с наиболее низкой теплопроводностью. Чтобы традиционный нагреватель не перегревался и не прогорал у слоев с низкой теплопроводностью, необходимо, чтобы выход тепла по всей длине нагревателя соответствовал слоям с низкой теплопроводностью. Выход тепла вблизи слоев с низкой теплопроводностью, находящихся при высокой температуре, в случае нагревателя с ограничением температуры снизится, но остальные части, не находящиеся при высокой температуре, будут при этом обеспечивать высокий выход тепла. Поскольку нагреватели для нагрева углеводородных пластов имеют, как правило, большую длину (например, по меньшей мере 10, 100, 300, 500 м, 1 км или более вплоть до 10 км), большая часть длины нагревателя с ограничением температуры может работать ниже температуры Кюри, в то время как лишь небольшие части находятся при или вблизи температуры Кюри нагревателя с ограничением температуры.
Применение нагревателя с ограничением температуры обеспечивает эффективный перенос тепла к пласту. Эффективный перенос тепла позволяет сократить время, необходимое для нагрева пласта до желаемой температуры. При том же самом пространстве для размещения нагревателя нагреватели с ограничением температуры обеспечивают больший средний выход тепла, поддерживая при этом температуру нагревательного оборудования ниже проектных предельных температур для этого оборудования. Благодаря более высокому среднему выходу тепла, который обеспечивают нагреватели с ограничением температуры, пиролиз в пласте в этом случае происходит раньше, чем при более низком среднем выходе тепла, обеспечиваемом нагревателями с постоянной мощностью. Нагреватели с ограничением температуры нейтрализуют горячие участки, образующиеся в результате неточного размещения скважины или бурения, когда нагревательные скважины располагаются слишком близко одна от другой. В некоторых вариантах осуществления нагреватели с ограничением температуры позволяют обеспечивать через определенное время повышенную выходную мощность для нагревательных скважин, которые размещены слишком далеко одна от другой, или ограничивает выходную мощность для нагревательных скважин, которые размещены слишком близко одна от другой. Нагреватели с ограничением температуры вводят также большую мощность в области, примыкающие к покрывающему слою и к основанию, компенсируя, тем самым, температурные потери в этих областях.
Нагреватели с ограничением температуры могут быть с успехом использованы в пластах многих типов. Например, в пластах нефтеносных песков или относительно проницаемых пластах, содержащих тяжелые углеводороды, нагреватели с ограничением температуры могут быть использованы для обеспечения регулируемой низкотемпературной добычи, при которой имеют место снижение вязкости флюидов, подвижность флюидов и/или усиление радиального потока флюидов в стволе скважины, вблизи него или в пласте. Нагреватели с ограничением температуры могут использоваться для снижения коксообразования в результате перегрева в области пласта вблизи ствола скважины.
Применение нагревателей с ограничением температуры в некоторых вариантах осуществления устраняет или уменьшает необходимость в дорогостоящих схемах температурного контроля. Например, применение нагревателей с ограничением температуры устраняет или уменьшает необходимость выполнять изменение температурных показаний и/или необходимость использовать на нагревателях термопар для отслеживания возможного перегрева в горячих участках.
Используемый в нагревателях с ограничением температуры ферромагнитный сплав или ферромаг
- 10 011905 нитные сплавы определяют температуру Кюри нагревателя. Ферромагнитные проводники могут содержать в себе один или более ферромагнитных элементов (железо, кобальт и никель) и/или сплавов этих элементов. В некоторых вариантах осуществления ферромагнитные проводники включают железохромовые (Ее-Сг) сплавы, которые содержат вольфрам (XV) (например, НСМ12А и 8ΑΥΕ12 (§цтйото Мс1а1<5 Со., Япония), и/или железные сплавы, которые содержат хром (например, Ре-Сг сплавы, Ре-Сг-ν сплавы, Ре-Сг-У (ванадий), Ее-Сг-Νδ (ниобий) сплавы). Из трех главных ферромагнитных элементов железо имеет температуру Кюри, равную 770°С, кобальт (Со) имеет температуру Кюри 1131°С и никель (Νί) имеет температуру Кюри приблизительно 358°С. Сплавы железо-кобальт имеют температуру Кюри выше температуры Кюри железа. Например, сплав железо-кобальт с 2 вес.% кобальта имеет температуру Кюри 800°С, сплав железо-кобальт с 12 вес.% кобальта имеет температуру Кюри 900°С и сплав железокобальт с 20 вес.% кобальта имеет температуру Кюри 950°С. Сплав железо-никель имеет температуру Кюри ниже температуры Кюри железа. Например, сплав железо-никель с 20 вес.% никеля имеет температуру Кюри 720°С, а сплав железо-никель с 60 вес.% никеля имеет температуру Кюри 560°С.
Некоторые неферромагнитные элементы повышают температуру Кюри железа. Например, железованадиевый сплав с 6,9 вес.% ванадия имеет температуру Кюри, равную приблизительно 815°С. Другие неферромагнитные элементы (например, углерод, алюминий, медь, кремний и/или хром) могут быть сплавлены с железом или другими ферромагнитными материалами, понижая при этом температуру Кюри. Неферромагнитные материалы, которые повышают температуру Кюри, могут комбинироваться с неферромагнитными материалами, которые понижают температуру Кюри, и сплавляться с железом или другими ферромагнитными материалами с образованием материала с желаемой температурой Кюри и другими желаемыми физическими и/или химическими свойствами. В некоторых вариантах осуществления материалом с температурой Кюри является феррит, такой как №Ее2О4. В других вариантах осуществления материалом с температурой Кюри является бинарное соединение, такое как Ее№3 или Ее3А1.
Некоторые варианты осуществления нагревателя с ограничением температуры могут включать более одного ферромагнитного материала. Такие варианты осуществления не выходят за рамки вариантов осуществления, описанные в заявке, если какие-либо описанные в заявке условия применимы к по крайней мере одному из ферромагнитных материалов в нагревателе с ограничением температуры.
При приближении к температуре Кюри ферромагнитные свойства, как правило, ослабляются. Самоограничиваемая температура может быть несколько ниже реальной температуры Кюри ферромагнитного материала. Глубина скин-слоя для тока в стали с 1% углерода равна 0,132 см при комнатной температуре и повышается до 0,445 см при 720°С. От 720 до 730°С глубина скин-слоя возрастает до более чем 2,5 см. Таким образом, вариант осуществления нагревателя с ограничением температуры с использованием стали с 1% углерода начинает самоограничиваться при температуре от 650 до 730°С.
Глубина скин-слоя определяет эффективную глубину проникания изменяемого во времени тока в проводящий материал. Как правило, плотность тока убывает экспоненциально с расстоянием от внешней поверхности к центру вдоль радиуса проводника. Глубину, при которой плотность тока равна приблизительно 1/е от поверхностной плотности тока, называют глубиной скин-слоя. Для твердого цилиндрического стержня с диаметром, намного большим глубины проникновения, или для полых цилиндров с толщиной стенки, превышающей глубину проникновения, глубина скин-слоя δ равна:
(1) δ=1981,5*(ρ/(μ*ί))4 где δ обозначает глубину скин-слоя в дюймах, ρ обозначает удельное сопротивление при рабочей температуре (Ом-см), μ обозначает относительную магнитную восприимчивость и
Е обозначает частоту (Гц).
Уравнение (1) взято из учебника Е1ес1пса1 НеаДпд Гог 1иби8Ггу (Электронагрев в промышленности), С.1. Епскюп (ΙΕΕΕ Рге55. 1995). Для большинства металлов удельное сопротивление (ρ) возрастает с температурой. Относительная магнитная проницаемость, как правило, меняется с температурой и током. Для описания изменения магнитной проницаемости и/или глубины скин-слоя с температурой и/или током могут быть использованы дополнительные уравнения. Зависимость μ от тока получается из зависимости μ от магнитного поля.
Материалы, используемые в нагревателе с ограничением температуры, могут быть подобраны таким образом, чтобы обеспечивать требуемое отношение верхнего предела диапазона регулирования к нижнему. Для нагревателей с ограничением температуры могут быть выбраны указанные отношения, составляющие по меньшей мере 1,1:1, 2:1, 3:1, 4:1, 5:1, 10:1, 30:1 или 50:1. Могут быть использованы и более высокие отношения. Выбранные отношения могут зависеть от ряда факторов, включающих (но не ограничивающихся ими) тип пласта, в котором расположен нагреватель с ограничением температуры (например, более высокие отношения могут использоваться для пласта нефтеносного сланца с большими колебаниями величины теплопроводности между богатыми и бедными слоями нефтеносного сланца), и/или температурный предел материалов, используемых в стволе скважины (например, температурные пределы материалов нагревателя). В некоторых вариантах осуществления отношение верхнего предела диапазона регулирования к нижнему повышается при подключении к ферромагнитному материалу до
- 11 011905 полнительного медного или какого-либо другого хорошего электрического проводника (например, при добавлении меди для понижения сопротивления при температуре выше температуры Кюри).
Нагреватель с ограничением температуры может обеспечивать минимальный выход тепла (выходную мощность) ниже температуры Кюри нагревателя. В некоторых вариантах осуществления минимальный выход тепла составляет по меньшей мере 400, 600, 700, 800 Вт/м или выше вплоть до 2000 Вт/м. Нагреватель с ограничением температуры снижает величину выхода тепла отрезком нагревателя, когда температура отрезка нагревателя приближается к температуре Кюри или превышает ее. Уменьшенное количество тепла может быть, по существу, меньше, чем выход тепла при температуре ниже температуры Кюри. В некоторых вариантах осуществления уменьшенная величина тепла составляет, самое большее, 400, 200, 100 Вт/м или может приближаться к 0 Вт/м.
В некоторых вариантах осуществления частоту переменного тока регулируют так, чтобы изменять глубину скин-слоя ферромагнитного материала. Например, глубина скин-слоя стали с 1% углерода при комнатной температуре равна 0,132 см при 60 Гц, 0,0762 см при 180 Гц и 0,046 см при 440 Гц. Поскольку диаметр нагревателя, как правило, более чем вдвое больше глубины скин-слоя, использование более высокой частоты (и, следовательно, нагревателя с меньшим диаметром) снижает расходы на нагреватель. Для одной и той же геометрии более высокая частота повышает отношение верхнего предела диапазона регулирования к нижнему. Это отношение при более высокой частоте рассчитывается путем умножения этого отношения при более низкой частоте на корень квадратный из более высокой частоты, поделенной на более низкую частоту. В некоторых вариантах осуществления используют частоту от 100 до 1000 Гц, от 140 до 200 Гц, от 400 до 600 Гц (например, 180, 540 или 720 Гц). В некоторых вариантах осуществления могут использоваться высокие частоты. Частоты могут быть выше 1000 Гц.
В некоторых вариантах осуществления для подачи электроэнергии на нагреватель с ограничением температуры может использоваться модулированный постоянный ток (например, прерывистый постоянный ток, волнообразно модулированный постоянный ток или циклически повторяющийся постоянный ток). Для обеспечения модулированного постоянного тока источник постоянного тока подсоединен к модулятору или прерывателю постоянного тока. В некоторых вариантах осуществления источник постоянного тока может включать в себя устройство для модулирования постоянного тока. Одним из примеров модулятора постоянного тока является система преобразования постоянного тока в постоянный ток. Системы преобразования постоянного тока в постоянный ток в технике, в общем, известны. Постоянный ток, как правило, модулируют или прерывают, получая желаемую волновую форму. Волновые формы для модулирования постоянного тока включают (но не ограничиваются этим) прямоугольные, синусоидальные, деформированные синусоидальные, деформированные прямоугольные, треугольные и другие регулярные и нерегулярные волновые формы.
Волновая форма модулированного постоянного тока определяет частоту модулированного постоянного тока. Следовательно, волновая форма модулированного постоянного тока может подбираться так, чтобы обеспечить желаемую частоту модулированного постоянного тока. Геометрическую форму и/или скорость модуляции (такую, как скорость прерывания) волновой формы модулированного постоянного тока можно изменять с целью изменения частоты модулированного постоянного тока. Постоянный ток можно модулировать с частотами, которые выше обычно практикуемых частот переменного тока. Например, модулированный постоянный ток может быть получен с частотой по меньшей мере 1000 Гц. Повышение частоты подаваемого тока до более высоких значений благоприятно увеличивает у нагревателя с ограничением температуры отношение верхнего предела диапазона регулирования к нижнему.
В некоторых вариантах осуществления волновую форму модулированного постоянного тока подстраивают или изменяют для изменения частоты модулированного тока. Модулятор позволяет подстраивать или изменять модулированную волновую форму в любое время в период использования нагревателя с ограничением температуры и при больших токах или напряжениях. Таким образом, модулированный постоянный ток, подаваемый на нагреватель с ограничением температуры, не ограничен какой-либо одной частотой или даже небольшим рядом значений частот. Выбор формы волны с использованием модулятора постоянного тока допускает, как правило, широкий диапазон частот модулированного постоянного тока и дискретное регулирование частоты модулированного постоянного тока. Благодаря этому часто та модулированного постоянного тока легче устанавливается на индивидуальное значение, в то время как частота переменного тока обычно ограничена множеством частот сети. Дискретное регулирование частоты модулированного постоянного тока позволяет осуществлять более селективное регулирование отношения верхнего предела диапазона регулирования к нижнему у нагревателя с ограничением температуры. Возможность селективного регулирования этого отношения у нагревателя с ограничением температуры позволяет использовать более широкий спектр материалов при проектировании и конструировании нагревателя с ограничением температуры.
В некоторых вариантах осуществления частота модулированного постоянного тока или частота переменного тока регулируется с целью изменения свойств (например, подземных условий, таких как температура или давление) нагревателя с ограничением температуры в процессе его эксплуатации. Частоту модулированного постоянного тока или частоту переменного тока, подаваемого в нагреватель с ограничением температуры, варьируют с учетом оценки условий в стволе скважины. Например, при повыше
- 12 011905 нии температуры нагревателя с ограничением температуры в стволе скважины может оказаться целесообразным повысить частоту подаваемого в нагреватель тока, повышая, тем самым, в нагревателе отношение верхнего предела диапазона регулирования к нижнему. В одном из вариантов осуществления оценивается температура донной части нагревателя с ограничением температуры в стволе скважины.
В некоторых вариантах осуществления частоту модулированного постоянного тока или частоту переменного тока варьируют с целью регулирования в нагревателе с ограничением температуры отношения верхнего предела диапазона регулирования к нижнему. Это отношение можно регулировать с целью нейтрализации горячих участков, встречающихся вдоль длины нагревателя с ограничением температуры. Указанное отношение повышаются, например, по причине того, что нагреватель с ограничением температуры в некоторых местах становится слишком горячим. В некоторых вариантах осуществления частоту модулированного постоянного тока или частоту переменного тока варьируют с целью регулирования в нагревателе с ограничением температуры отношения верхнего предела диапазона регулирования к нижнему без оценки подземных условий.
В некоторых вариантах осуществления, относящихся к осуществлению циркуляционной системы, часть системы трубопроводов, прилегающая к предназначенным для нагрева участкам пласта, выполнена из нержавеющей стали с 9-13% хрома, такой как нержавеющая сталь 410, выбранной с учетом свойств материала. Система трубопроводов из нержавеющей стали 410 относительно недорога и легко доступна. Нержавеющая сталь 410 является ферромагнитным материалом и по этой причине, если для резистивного нагрева системы трубопроводов применяется изменяемый во времени ток, система трубопроводов становится нагревателем с ограничением температуры. При этом скорость сульфидизации нержавеющей стали 410 относительно низка, и эта скорость снижается при повышении температуры, по крайней мере, в пределах температур от примерно 530 до 650°С. Характеристики сульфидизации делают нержавеющую сталь 410 хорошим материалом для применения в процессах конверсии ίη δίΐιι.
На фиг. 6 приведены данные по температурной (°С) зависимости электросопротивления (мОм) для сплошного стержня из нержавеющей стали 410 диаметром 2,54 см и длиной 1,8 м при разных значениях подаваемого тока. Кривые 252, 254, 256, 258 и 260 описывают профили сопротивления как функцию температуры для стержня из нержавеющей стали 410 при 40 А переменного тока (кривая 258), 70 А переменного тока (кривая 260), 140 А переменного тока (кривая 252), 230 А переменного тока (кривая 254) и 10 А постоянного тока (кривая 256). В случае применения переменных токов 140 и 230 А сопротивление постепенно повышается с ростом температуры, пока не достигается температура Кюри. При температуре Кюри сопротивление резко падает. Напротив, в случае применения постоянного тока сопротивление демонстрирует равномерный рост с температурой при проходе через температуру Кюри.
На фиг. 7 приведены данные для значений глубины скин-слоя (см) в зависимости от температуры (°С) для сплошного стержня из нержавеющей стали 410 диаметром 2,54 см и длиной 1,8 м при разных значениях подаваемого переменного тока. Глубину скин-слоя рассчитывали с использованием уравнения (2):
(2) δ = (1/кАС/ад)ш, где δ обозначает глубину скин-слоя,
В, - радиус цилиндра,
Вдс - сопротивление при переменном токе и
Всс - сопротивление при постоянном токе.
Кривые 262-282 на фиг. 7 описывают профили глубины скин-слоя как функцию температуры для применяемого переменного электрического тока в диапазоне от 50 до 500 А (262: 50 А; 264: 100 А; 266: 150 А; 268: 200 А; 270: 250 А; 272: 300 А; 274: 350 А; 278: 400 А; 280: 450 А; 282: 500 А). Для каждого значения применяемого переменного электрического тока глубина скин-слоя постепенно увеличивается с ростом температуры до температуры Кюри. При температуре Кюри глубина скин-слоя резко увеличивается.
На фиг. 8 приведены данные зависимости температуры (°С) от логарифма времени (ч) для 2,5 см сплошного стержня из нержавеющей стали 410 и 2,5 см сплошного стержня из нержавеющей стали 304. При одном и том же применяемом переменном электрическом токе температура каждого стержня со временем повышается. Кривая 284 демонстрирует данные термопары, помещенной на наружной поверхности стержня из нержавеющей стали 304 под слоем изоляции. Кривая 286 демонстрирует данные термопары, помещенной на наружной поверхности стержня из нержавеющей стали 304 без слоя изоляции. Кривая 288 демонстрирует данные термопары, помещенной на наружной поверхности стержня из нержавеющей стали 410 под слоем изоляции. Кривая 290 демонстрирует данные термопары, помещенной на наружной поверхности стержня из нержавеющей стали 410 без слоя изоляции. Сравнение кривых показывает, что температура стержня из нержавеющей стали 304 (кривые 284 и 286) повышается быстрее, чем температура стержня из нержавеющей стали 410 (кривые 288 и 290). Температура стержня из нержавеющей стали 304 (кривые 284 и 286) достигает при этом более высокого значения, чем температура стержня из нержавеющей стали 410 (кривые 288 и 290). Разница в температуре между неизолированным отрезком стержня из нержавеющей стали 410 (кривая 290) и изолированным отрезком стержня из нержавеющей стали 410 (кривая 288) меньше, чем разница в температуре между неизолированным отрезком
- 13 011905 стержня из нержавеющей стали 304 (кривая 286) и изолированным отрезком стержня из нержавеющей стали 304 (кривая 284). Температура стержня из нержавеющей стали 304 продолжала повышаться при завершении эксперимента (кривые 284 и 286), в то время как температура стержня из нержавеющей стали 414 выравнивалась (кривые 288 и 290). Таким образом, стержень из нержавеющей стали 410 (нагреватель с ограничением температуры) обеспечивает лучшее управление температурой, чем стержень из нержавеющей стали 304 (не являющийся нагревателем с ограничением температуры) при наличии разных термических нагрузок (обусловленных изоляцией).
Дополнительные модификации и альтернативные варианты осуществления различных аспектов изобретения могут представляться специалистам в данной области очевидными на основании приведенного описания. Соответственно этому, настоящее описание следует воспринимать лишь как иллюстративное и целью его является показать специалистом в общем виде способ осуществления изобретения. Следует при этом иметь в виду, что показанные и описанные здесь формы изобретения следует рассматривать как, безусловно, предпочтительные варианты осуществления. Иллюстрируемые и описываемые в заявке элементы и материалы могут заменяться другими элементами и материалами, детали и способы могут быть обращены, а некоторые признаки изобретения могут применяться независимо, как это могло бы стать очевидным специалисту, имеющему возможность ознакомиться с приведенным описанием изобретения. Изменения могут производиться в отношении описанных здесь элементов без отхода от идеи и объема изобретения, описанных в приведенной ниже формуле изобретения. Следует, кроме того, иметь в виду, что описанные в заявке независимо признаки в некоторых вариантах осуществления могут быть объединены.

Claims (14)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Система конверсии ίη δίΐιι для добычи углеводородов из подземного пласта, включающая множество ϋ-образных стволов скважин в пласте, систему трубопроводов, размещенную в по меньшей мере двух указанных ϋ-образных скважинных стволах, систему с текучей средой, соединенную с системой трубопроводов, и источник электроэнергии, который выполнен таким образом, чтобы подавать электрический ток в по крайней мере часть системы трубопроводов, расположенную ниже покрывающего слоя в пласте, для резистивного нагрева по меньшей мере части системы трубопроводов с дальнейшим переносом тепла от системы трубопроводов к пласту, отличающаяся тем, что система с текучей средой представляет собой систему циркуляции текучей среды, выполненную таким образом, чтобы горячая теплопереносящая текучая среда циркулировала через по крайней мере часть системы трубопроводов с целью создания по меньшей мере одной нагретой части пласта.
  2. 2. Система по п.1, в которой система трубопроводов в по меньшей мере двух стволах скважин создает возможность для суперпозиции тепла.
  3. 3. Система по любому из пп.1-2, в которой по крайней мере часть системы трубопроводов, примыкающая к нагреваемому участку пласта, содержит ферромагнитный материал.
  4. 4. Система по любому из пп.1-3, дополнительно включающая в себя по меньшей мере один соединительный проводник, электрически соединяющий участок системы трубопроводов в углеводородном слое с устьем скважины на поверхности.
  5. 5. Система по любому из пп.1-4, в которой часть системы трубопроводов, через которую теплопереносящая текучая среда вводится в пласт, имеет в покрывающем слое меньший диаметр, чем часть системы трубопроводов ниже покрывающего слоя.
  6. 6. Система по любому из пп.1-5, в которой источник электроэнергии выполнен таким образом, чтобы обеспечивать относительно постоянную величину изменяющегося во времени электрического тока.
  7. 7. Система по любому из пп.1-6, в которой по меньшей мере часть системы трубопроводов, проходящей через покрывающий слой, выполнена изолированной.
  8. 8. Система по любому из пп.1-7, в которой источником энергии является переменный ток или постоянный ток.
  9. 9. Способ нагрева подземного пласта с использованием системы по любому из пп.1-10, заключающийся в том, что нагревают теплопереносящую текучую среду;
    обеспечивают циркуляцию теплопереносящей текучей среды через систему трубопроводов в пласте для нагрева части пласта ниже покрывающего слоя и подают электрический ток в по крайней мере часть системы трубопроводов для резистивного нагрева системы трубопроводов.
  10. 10. Способ по п.9, в котором теплопереносящая текучая среда содержит диоксид углерода, водяной пар и/или гелий.
  11. 11. Способ по п.9 или 10, в котором теплопереносящая текучая среда включает нефть.
    - 14 011905
  12. 12. Способ по любому из пп.9-11, в котором при помощи циркулирующей текучей среды и/или подаваемого электрического тока нагревают часть пласта до первой температуры не выше 200, не выше 300, не выше 350 или не выше 400°С.
  13. 13. Способ по п.12, в котором при помощи электрического тока и/или циркулирующей теплопереносящей текучей среды повышают температуру пласта от указанной первой температуры.
  14. 14. Способ по любому из пп.9-13, дополнительно включающий рекуперацию тепла из нагретого пласта путем циркуляции воды по системе трубопроводов.
EA200702307A 2005-04-22 2006-04-21 Способ конверсии in situ с использованием нагревающей системы с замкнутым контуром EA011905B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US67408105P 2005-04-22 2005-04-22
PCT/US2006/015105 WO2006116096A1 (en) 2005-04-22 2006-04-21 In situ conversion process utilizing a closed loop heating system

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200702307A1 EA200702307A1 (ru) 2008-02-28
EA011905B1 true EA011905B1 (ru) 2009-06-30

Family

ID=36655240

Family Applications (12)

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

Family Applications Before (9)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200702302A EA014258B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Нагреватель с ограничением температуры, содержащий неферромагнитный проводник
EA200702306A EA012554B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Система нагрева подземного пласта с нагревателем, соединенным в трехфазное соединение звездой
EA200702299A EA013555B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Нагреватели с ограничением температуры с изменяемыми по длине характеристиками
EA200702300A EA012767B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Система и способ для нагрева углеводородсодержащего пласта
EA200702304A EA012077B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Способы и системы для добычи флюида с использованием процесса конверсии in situ
EA200702301A EA012901B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Низкотемпературные барьеры для использования с внутрипластовыми процессами
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

Family Applications After (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200702298A EA011226B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-21 Система низкотемпературного контроля для подземных барьеров
EA200702296A EA014031B1 (ru) 2005-04-22 2006-04-24 Способ получения метана

Country Status (14)

Country Link
US (1) US7831133B2 (ru)
EP (12) EP1871985B1 (ru)
CN (12) CN101163852B (ru)
AT (5) ATE435964T1 (ru)
AU (13) AU2006240173B2 (ru)
CA (12) CA2606216C (ru)
DE (5) DE602006006042D1 (ru)
EA (12) EA014258B1 (ru)
IL (12) IL186206A (ru)
IN (1) IN266867B (ru)
MA (12) MA29473B1 (ru)
NZ (12) NZ562244A (ru)
WO (12) WO2006115945A1 (ru)
ZA (13) ZA200708023B (ru)

Families Citing this family (121)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6588503B2 (en) 2000-04-24 2003-07-08 Shell Oil Company In Situ thermal processing of a coal formation to control product composition
US20030146002A1 (en) 2001-04-24 2003-08-07 Vinegar Harold J. Removable heat sources for in situ thermal processing of an oil shale formation
WO2003036033A1 (en) 2001-10-24 2003-05-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Simulation of in situ recovery from a hydrocarbon containing formation
US7073578B2 (en) 2002-10-24 2006-07-11 Shell Oil Company Staged and/or patterned heating during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation
NZ567052A (en) * 2003-04-24 2009-11-27 Shell Int Research Thermal process for subsurface formations
ATE392536T1 (de) 2004-04-23 2008-05-15 Shell Int Research Verhinderung von verschorfungseffekten in bohrlöchern
US7694523B2 (en) 2004-07-19 2010-04-13 Earthrenew, Inc. Control system for gas turbine in material treatment unit
US7685737B2 (en) 2004-07-19 2010-03-30 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
US7024796B2 (en) 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and apparatus for manufacture of fertilizer products from manure and sewage
US7024800B2 (en) 2004-07-19 2006-04-11 Earthrenew, Inc. Process and system for drying and heat treating materials
IN266867B (ru) 2005-04-22 2015-06-10 Shell Int Research
NZ562364A (en) 2005-04-22 2010-12-24 Shell Int Research Reducing heat load applied to freeze wells using a heat transfer fluid in heat interceptor wells
EP1941127A1 (en) 2005-10-24 2008-07-09 Shell Oil Company Systems and methods for producing hydrocarbons from tar sands with heat created drainage paths
US7610692B2 (en) 2006-01-18 2009-11-03 Earthrenew, Inc. Systems for prevention of HAP emissions and for efficient drying/dehydration processes
RU2415259C2 (ru) 2006-04-21 2011-03-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Последовательное нагревание множества слоев углеводородсодержащего пласта
CA2666959C (en) 2006-10-20 2015-06-23 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Moving hydrocarbons through portions of tar sands formations with a fluid
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
CA2684486C (en) 2007-04-20 2015-11-17 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation
US7697806B2 (en) * 2007-05-07 2010-04-13 Verizon Patent And Licensing Inc. Fiber optic cable with detectable ferromagnetic components
US20080290719A1 (en) 2007-05-25 2008-11-27 Kaminsky Robert D Process for producing Hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant
US20090200290A1 (en) 2007-10-19 2009-08-13 Paul Gregory Cardinal Variable voltage load tap changing transformer
WO2009129143A1 (en) 2008-04-18 2009-10-22 Shell Oil Company Systems, methods, and processes utilized for treating hydrocarbon containing 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
US9561067B2 (en) 2008-10-06 2017-02-07 Virender K. Sharma Method and apparatus for tissue ablation
EP2341859B1 (en) 2008-10-06 2017-04-05 Virender K. Sharma 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
RU2529537C2 (ru) 2008-10-13 2014-09-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Системы для обработки подземного пласта с циркулируемой теплопереносящей текучей средой
US20100200237A1 (en) * 2009-02-12 2010-08-12 Colgate Sam O Methods for controlling temperatures in the environments of gas and oil wells
US8448707B2 (en) 2009-04-10 2013-05-28 Shell Oil Company Non-conducting heater casings
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
US8356935B2 (en) 2009-10-09 2013-01-22 Shell Oil Company Methods for assessing a temperature in a subsurface formation
US8257112B2 (en) 2009-10-09 2012-09-04 Shell Oil Company Press-fit coupling joint for joining insulated conductors
US9466896B2 (en) 2009-10-09 2016-10-11 Shell Oil Company Parallelogram coupling joint for coupling insulated conductors
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
US8502120B2 (en) 2010-04-09 2013-08-06 Shell Oil Company Insulating blocks and methods for installation in insulated conductor heaters
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
RU2570508C2 (ru) * 2010-04-09 2015-12-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Изоляционные блоки и способы их установки в нагревателях с изолированным проводником
CN102834585B (zh) * 2010-04-09 2015-06-17 国际壳牌研究有限公司 地下地层的低温感应加热
US8631866B2 (en) 2010-04-09 2014-01-21 Shell Oil Company Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations
US8875788B2 (en) 2010-04-09 2014-11-04 Shell Oil Company Low temperature inductive heating of subsurface formations
US9033042B2 (en) 2010-04-09 2015-05-19 Shell Oil Company Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations
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
US8586867B2 (en) 2010-10-08 2013-11-19 Shell Oil Company End termination for three-phase insulated conductors
US8943686B2 (en) 2010-10-08 2015-02-03 Shell Oil Company Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors
WO2012087375A1 (en) * 2010-12-21 2012-06-28 Chevron U.S.A. Inc. System and method for enhancing oil recovery from a subterranean reservoir
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
US9016370B2 (en) 2011-04-08 2015-04-28 Shell Oil Company Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment
RU2587459C2 (ru) 2011-04-08 2016-06-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Системы для соединения изолированных проводников
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
RU2612774C2 (ru) 2011-10-07 2017-03-13 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Аккомодация теплового расширения для систем с циркулирующей текучей средой, используемых для нагревания толщи пород
CA2850756C (en) * 2011-10-07 2019-09-03 Scott Vinh Nguyen Using dielectric properties of an insulated conductor in a subsurface formation to assess properties of the insulated conductor
JO3139B1 (ar) 2011-10-07 2017-09-20 Shell Int Research تشكيل موصلات معزولة باستخدام خطوة اختزال أخيرة بعد المعالجة الحرارية.
JO3141B1 (ar) 2011-10-07 2017-09-20 Shell Int Research الوصلات المتكاملة للموصلات المعزولة
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
CA2845012A1 (en) 2011-11-04 2013-05-10 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
US8908031B2 (en) * 2011-11-18 2014-12-09 General Electric Company Apparatus and method for measuring moisture content in steam flow
WO2013110980A1 (en) 2012-01-23 2013-08-01 Genie Ip B.V. Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation
CA2862463A1 (en) 2012-01-23 2013-08-01 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
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
CA2917260A1 (en) * 2013-07-05 2015-01-08 Nexen Energy Ulc Accelerated solvent-aided sagd start-up
RU2531965C1 (ru) * 2013-08-23 2014-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ ликвидации скважины
AU2014340644B2 (en) 2013-10-22 2017-02-02 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process
DK3063362T3 (da) * 2013-10-28 2020-03-23 Halliburton Energy Services Inc Borehulskommunikation mellem brøndboringer ved anvendelse af udvidelige materialer
CN109012760B (zh) * 2013-10-31 2022-01-21 反应堆资源有限责任公司 原位催化剂硫化、钝化和焦化方法及系统
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
MX2016012834A (es) * 2014-04-01 2017-04-27 Future Energy Llc Arreglos de suministro de energia termica y produccion de petoleo y metodos de los mismos.
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
US9644466B2 (en) 2014-11-21 2017-05-09 Exxonmobil Upstream Research Company Method of recovering hydrocarbons within a subsurface formation using electric current
CN107002486B (zh) * 2014-11-25 2019-09-10 国际壳牌研究有限公司 热解以增压油地层
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
CA2991700C (en) * 2015-08-31 2020-10-27 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
AU2019279011A1 (en) 2018-06-01 2021-01-07 Santa Anna Tech Llc Multi-stage vapor-based ablation treatment methods and vapor generation and delivery systems
US10927645B2 (en) * 2018-08-20 2021-02-23 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Heater cable with injectable fiber optics
CN109379792A (zh) * 2018-11-12 2019-02-22 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

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3614986A (en) * 1969-03-03 1971-10-26 Electrothermic Co Method for injecting heated fluids into mineral bearing formations
US4384614A (en) * 1981-05-11 1983-05-24 Justheim Pertroleum Company Method of retorting oil shale by velocity flow of super-heated air
US20040040715A1 (en) * 2001-10-24 2004-03-04 Wellington Scott Lee In situ production of a blending agent from a hydrocarbon containing formation

Family Cites Families (268)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2732195A (en) * 1956-01-24 Ljungstrom
US94813A (en) * 1869-09-14 Improvement in torpedoes for oil-wells
US48994A (en) * 1865-07-25 Improvement in devices for oil-wells
US2734579A (en) * 1956-02-14 Production from bituminous sands
SE123136C1 (ru) 1948-01-01
US326439A (en) * 1885-09-15 Protecting wells
SE126674C1 (ru) 1949-01-01
SE123138C1 (ru) 1948-01-01
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
US345586A (en) * 1886-07-13 Oil from wells
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
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
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
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
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
US4037655A (en) 1974-04-19 1977-07-26 Electroflood Company Method for secondary recovery of oil
US4199025A (en) 1974-04-19 1980-04-22 Electroflood Company Method and apparatus for tertiary 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
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
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
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
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
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
US4974425A (en) 1988-12-08 1990-12-04 Concept Rkk, 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
US5823256A (en) 1991-02-06 1998-10-20 Moore; Boyd B. Ferrule--type fitting for sealing an electrical conduit in a well head barrier
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
US6540018B1 (en) 1998-03-06 2003-04-01 Shell Oil Company Method and apparatus for heating a wellbore
MA24902A1 (fr) * 1998-03-06 2000-04-01 Shell Int Research Rechauffeur electrique
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
EP1123454B1 (en) 1998-09-25 2006-03-08 Tesco Corporation System, apparatus, and method for installing control lines in a well
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
US20020036085A1 (en) 2000-01-24 2002-03-28 Bass Ronald Marshall Toroidal choke inductor for wireless communication and control
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
RU2258805C2 (ru) 2000-03-02 2005-08-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Система для нагнетания химических реагентов в скважину, нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов (варианты) и способ управления нефтяной скважиной
EG22420A (en) 2000-03-02 2003-01-29 Shell Int Research Use of downhole high pressure gas in a gas - lift well
US7170424B2 (en) 2000-03-02 2007-01-30 Shell Oil Company Oil well casting electrical power pick-off points
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
US20030085034A1 (en) 2000-04-24 2003-05-08 Wellington Scott Lee In situ thermal processing of a coal formation to produce pyrolsis products
US6588503B2 (en) * 2000-04-24 2003-07-08 Shell Oil Company In Situ thermal processing of a coal formation to control product composition
US20030075318A1 (en) 2000-04-24 2003-04-24 Keedy Charles Robert In situ thermal processing of a coal formation using substantially parallel formed wellbores
US7096953B2 (en) 2000-04-24 2006-08-29 Shell Oil Company In situ thermal processing of a coal formation using a movable heating element
US7011154B2 (en) 2000-04-24 2006-03-14 Shell Oil Company In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation
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
NZ522212A (en) * 2000-04-24 2004-03-26 Shell Int Research Downhole electrical well heating system and method
GB2383633A (en) * 2000-06-29 2003-07-02 Paulo S Tubel 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
EA009350B1 (ru) 2001-04-24 2007-12-28 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Способ обработки углеводородсодержащих подземных песчаных пластов, пропитанных дегтем, и смешивающий агент
AU2002303481A1 (en) 2001-04-24 2002-11-05 Shell Oil Company In situ recovery from a relatively low permeability formation containing heavy hydrocarbons
WO2002085821A2 (en) 2001-04-24 2002-10-31 Shell International Research Maatschappij B.V. In situ recovery from a relatively permeable formation containing heavy hydrocarbons
CN1507528A (zh) * 2001-04-24 2004-06-23 ���ʿ����о����޹�˾ 用来回收油的就地燃烧
US20030146002A1 (en) 2001-04-24 2003-08-07 Vinegar Harold J. Removable heat sources for in situ thermal processing of an oil shale formation
US20030029617A1 (en) 2001-08-09 2003-02-13 Anadarko Petroleum Company Apparatus, method and system for single well solution-mining
US6969123B2 (en) 2001-10-24 2005-11-29 Shell Oil Company Upgrading and mining of coal
US7077199B2 (en) 2001-10-24 2006-07-18 Shell Oil Company In situ thermal processing of an oil reservoir formation
AU2002359299B2 (en) 2001-10-24 2007-04-05 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Isolation of soil with a frozen barrier prior to conductive thermal treatment of the soil
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
US7090013B2 (en) 2001-10-24 2006-08-15 Shell Oil Company In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids
US7104319B2 (en) 2001-10-24 2006-09-12 Shell Oil Company In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation
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
AU2003239514A1 (en) * 2002-05-31 2003-12-19 Sensor Highway Limited Parameter sensing apparatus and method for subterranean wells
WO2004018827A1 (en) * 2002-08-21 2004-03-04 Presssol Ltd. Reverse circulation directional and horizontal drilling using concentric drill string
US7073578B2 (en) * 2002-10-24 2006-07-11 Shell Oil Company Staged and/or patterned heating during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation
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
NZ567052A (en) 2003-04-24 2009-11-27 Shell Int Research Thermal process for subsurface formations
CN100392206C (zh) 2003-06-24 2008-06-04 埃克森美孚上游研究公司 处理地下地层以将有机物转化成可采出的烃的方法
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
ATE392536T1 (de) 2004-04-23 2008-05-15 Shell Int Research Verhinderung von verschorfungseffekten in bohrlöchern
NZ562364A (en) 2005-04-22 2010-12-24 Shell Int Research Reducing heat load applied to freeze wells using a heat transfer fluid in heat interceptor wells
IN266867B (ru) 2005-04-22 2015-06-10 Shell Int Research
EP1941127A1 (en) 2005-10-24 2008-07-09 Shell Oil Company Systems and methods for producing hydrocarbons from tar sands with heat created drainage paths
US7124584B1 (en) 2005-10-31 2006-10-24 General Electric Company System and method for heat recovery from geothermal source of heat
PL1984599T3 (pl) 2006-02-16 2012-11-30 Chevron Usa Inc Ekstrakcja kerogenu z podziemnych złóż łupka bitumicznego
RU2415259C2 (ru) 2006-04-21 2011-03-27 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Последовательное нагревание множества слоев углеводородсодержащего пласта
CA2666959C (en) 2006-10-20 2015-06-23 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Moving hydrocarbons through portions of tar sands formations with a fluid
US20080216321A1 (en) 2007-03-09 2008-09-11 Eveready Battery Company, Inc. Shaving aid delivery system for use with wet shave razors
CA2684486C (en) 2007-04-20 2015-11-17 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation
US20090200290A1 (en) 2007-10-19 2009-08-13 Paul Gregory Cardinal Variable voltage load tap changing transformer
WO2009129143A1 (en) 2008-04-18 2009-10-22 Shell Oil Company Systems, methods, and processes utilized for treating hydrocarbon containing subsurface formations

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3614986A (en) * 1969-03-03 1971-10-26 Electrothermic Co Method for injecting heated fluids into mineral bearing formations
US4384614A (en) * 1981-05-11 1983-05-24 Justheim Pertroleum Company Method of retorting oil shale by velocity flow of super-heated air
US20040040715A1 (en) * 2001-10-24 2004-03-04 Wellington Scott Lee In situ production of a blending agent from a hydrocarbon containing formation

Also Published As

Publication number Publication date
IL186203A (en) 2011-12-29
MA29476B1 (fr) 2008-05-02
AU2006239961A1 (en) 2006-11-02
EP1871985B1 (en) 2009-07-08
CA2606165C (en) 2014-07-29
IL186208A (en) 2011-11-30
IL186210A0 (en) 2008-01-20
NZ562240A (en) 2010-10-29
IL186204A (en) 2012-06-28
CN101163858B (zh) 2012-02-22
MA29477B1 (fr) 2008-05-02
EA200702299A1 (ru) 2008-04-28
CN101163859B (zh) 2012-10-10
CN101163856A (zh) 2008-04-16
ZA200708135B (en) 2008-10-29
DE602006006042D1 (de) 2009-05-14
MA29473B1 (fr) 2008-05-02
EA200702296A1 (ru) 2008-04-28
IL186205A0 (en) 2008-01-20
EA200702305A1 (ru) 2008-02-28
EP1871982A1 (en) 2008-01-02
CA2605729C (en) 2015-07-07
CN101163853B (zh) 2012-03-21
EP1871982B1 (en) 2010-04-07
AU2006240175A1 (en) 2006-11-02
MA29470B1 (fr) 2008-05-02
EP1871990A1 (en) 2008-01-02
CN101300401B (zh) 2012-01-11
AU2006240173B2 (en) 2010-08-26
IN266867B (ru) 2015-06-10
ZA200708090B (en) 2008-10-29
AU2006239996A1 (en) 2006-11-02
AU2011201030B2 (en) 2013-02-14
WO2006116096A1 (en) 2006-11-02
EP1871985A1 (en) 2008-01-02
CN101163859A (zh) 2008-04-16
NZ562247A (en) 2010-10-29
IL186207A0 (en) 2008-01-20
EA014031B1 (ru) 2010-08-30
CA2606176C (en) 2014-12-09
WO2006116131A1 (en) 2006-11-02
NZ562250A (en) 2010-12-24
AU2006240043A1 (en) 2006-11-02
CN101163857A (zh) 2008-04-16
CN101163855A (zh) 2008-04-16
CA2606218C (en) 2014-04-15
EA012554B1 (ru) 2009-10-30
CA2606218A1 (en) 2006-11-02
AU2006239961B2 (en) 2010-03-18
WO2006116095A1 (en) 2006-11-02
ZA200708316B (en) 2009-05-27
CN101163780A (zh) 2008-04-16
WO2006116207A3 (en) 2007-06-14
AU2011201030A1 (en) 2011-03-31
CN101163857B (zh) 2012-11-28
MA29472B1 (fr) 2008-05-02
CA2606216A1 (en) 2006-11-02
ATE437290T1 (de) 2009-08-15
MA29469B1 (fr) 2008-05-02
ZA200708089B (en) 2008-10-29
US20070108201A1 (en) 2007-05-17
EP1871986A1 (en) 2008-01-02
AU2006240173A1 (en) 2006-11-02
AU2006239963A1 (en) 2006-11-02
IL186214A (en) 2011-12-29
ATE434713T1 (de) 2009-07-15
CA2605729A1 (en) 2006-11-02
IL186211A0 (en) 2008-01-20
EA014760B1 (ru) 2011-02-28
MA29468B1 (fr) 2008-05-02
EP1871990B1 (en) 2009-06-24
AU2006239886A1 (en) 2006-11-02
EA200702300A1 (ru) 2008-04-28
IL186213A0 (en) 2008-06-05
EA200702303A1 (ru) 2008-04-28
CN101163854B (zh) 2012-06-20
CA2606210A1 (en) 2006-11-02
CA2606210C (en) 2015-06-30
CN101163852B (zh) 2012-04-04
EP1871978A1 (en) 2008-01-02
EA012901B1 (ru) 2010-02-26
WO2006116087A1 (en) 2006-11-02
CA2606181C (en) 2014-10-28
CA2605720A1 (en) 2006-11-02
AU2006239997B2 (en) 2010-06-17
AU2006239962A1 (en) 2006-11-02
NZ562249A (en) 2010-11-26
NZ562243A (en) 2010-12-24
MA29475B1 (fr) 2008-05-02
NZ562252A (en) 2011-03-31
MA29471B1 (fr) 2008-05-02
ZA200708020B (en) 2008-09-25
ZA200708023B (en) 2008-05-28
NZ562239A (en) 2011-01-28
WO2006115945A1 (en) 2006-11-02
NZ562248A (en) 2011-01-28
AU2006239999A1 (en) 2006-11-02
US7831133B2 (en) 2010-11-09
ATE463658T1 (de) 2010-04-15
EP1871987A1 (en) 2008-01-02
AU2006240033A1 (en) 2006-11-02
EA200702306A1 (ru) 2008-02-28
EA200702298A1 (ru) 2008-04-28
IL186210A (en) 2011-10-31
CA2605737C (en) 2015-02-10
EP1871980A1 (en) 2008-01-02
IL186207A (en) 2011-12-29
CN101163856B (zh) 2012-06-20
CN101163780B (zh) 2015-01-07
ZA200708087B (en) 2008-10-29
CA2606176A1 (en) 2006-11-02
AU2006239962B2 (en) 2010-04-01
EA200702302A1 (ru) 2008-04-28
EP1880078A1 (en) 2008-01-23
ZA200708022B (en) 2008-10-29
ATE435964T1 (de) 2009-07-15
AU2006239958A1 (en) 2006-11-02
ZA200708134B (en) 2008-10-29
IL186204A0 (en) 2008-01-20
CN101163854A (zh) 2008-04-16
CA2605720C (en) 2014-03-11
CN101300401A (zh) 2008-11-05
CA2606295C (en) 2014-08-26
DE602006013437D1 (de) 2010-05-20
MA29474B1 (fr) 2008-05-02
WO2006116078A1 (en) 2006-11-02
NZ562251A (en) 2011-09-30
CN101163858A (zh) 2008-04-16
WO2006116133A1 (en) 2006-11-02
IL186212A (en) 2014-08-31
MA29719B1 (fr) 2008-09-01
WO2006116207A2 (en) 2006-11-02
MA29478B1 (fr) 2008-05-02
CN101163851A (zh) 2008-04-16
EA012767B1 (ru) 2009-12-30
CA2606295A1 (en) 2006-11-02
AU2006239999B2 (en) 2010-06-17
ZA200708088B (en) 2008-10-29
EA200702304A1 (ru) 2008-02-28
IL186206A (en) 2011-12-29
NZ562244A (en) 2010-12-24
IL186209A0 (en) 2008-01-20
EP1871978B1 (en) 2016-11-23
EA200702301A1 (ru) 2008-04-28
AU2006240033B2 (en) 2010-08-12
NZ562242A (en) 2010-12-24
CA2605724A1 (en) 2006-11-02
AU2006239962B8 (en) 2010-04-29
CA2605724C (en) 2014-02-18
EP1871987B1 (en) 2009-04-01
EA200702307A1 (ru) 2008-02-28
CN101163860A (zh) 2008-04-16
CN101163855B (zh) 2011-09-28
AU2006239996B2 (en) 2010-05-27
EP1871858A2 (en) 2008-01-02
IL186213A (en) 2011-08-31
ATE427410T1 (de) 2009-04-15
AU2006239997A1 (en) 2006-11-02
WO2006116097A1 (en) 2006-11-02
IL186212A0 (en) 2008-01-20
IL186214A0 (en) 2008-01-20
EA012077B1 (ru) 2009-08-28
AU2006240175B2 (en) 2011-06-02
CN101163860B (zh) 2013-01-16
ZA200708136B (en) 2008-09-25
IL186208A0 (en) 2008-01-20
AU2011201030A8 (en) 2011-04-21
EP1871983A1 (en) 2008-01-02
IL186205A (en) 2012-06-28
NZ562241A (en) 2010-12-24
EP1871981A1 (en) 2008-01-02
CA2606181A1 (en) 2006-11-02
WO2006115943A1 (en) 2006-11-02
DE602006007450D1 (de) 2009-08-06
DE602006007974D1 (de) 2009-09-03
AU2006240043B2 (en) 2010-08-12
EA012900B1 (ru) 2010-02-26
EP1871979A1 (en) 2008-01-02
ZA200708021B (en) 2008-10-29
EP1871983B1 (en) 2009-07-22
AU2006239958B2 (en) 2010-06-03
CN101163852A (zh) 2008-04-16
DE602006007693D1 (de) 2009-08-20
EA014258B1 (ru) 2010-10-29
EA200702297A1 (ru) 2008-04-28
CA2606216C (en) 2014-01-21
AU2006239963B2 (en) 2010-07-01
WO2006116130A1 (en) 2006-11-02
IL186211A (en) 2011-12-29
CN101163853A (zh) 2008-04-16
IL186209A (en) 2013-03-24
CA2606217C (en) 2014-12-16
CA2606165A1 (en) 2006-11-02
CA2606217A1 (en) 2006-11-02
WO2006116092A1 (en) 2006-11-02
EA012171B1 (ru) 2009-08-28
IL186203A0 (en) 2008-01-20
CA2605737A1 (en) 2006-11-02
AU2006239886B2 (en) 2010-06-03
ZA200708137B (en) 2008-10-29
IL186206A0 (en) 2008-01-20
EA013555B1 (ru) 2010-06-30
EA011226B1 (ru) 2009-02-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA011905B1 (ru) Способ конверсии in situ с использованием нагревающей системы с замкнутым контуром
JP5441412B2 (ja) 実質的に層から電気的に分離された導管を有する温度制限ヒーター
CA2665869C (en) In situ heat treatment process utilizing a closed loop heating system
JP2010525196A (ja) 地下累層用の並列ヒーターシステム
EA011007B1 (ru) Ограниченные по температуре нагреватели, применяемые для нагревания подземных пластов
EP2010751A2 (en) Temperature limited heaters using phase transformation of ferromagnetic material
CN101297096B (zh) 用于加热含烃地层的系统和方法以及将所述系统安装在地层开口中的方法

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