EA012171B1 - Двухбарьерная система для in situ процесса конверсии углеводородов - Google Patents
Двухбарьерная система для in situ процесса конверсии углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- EA012171B1 EA012171B1 EA200702305A EA200702305A EA012171B1 EA 012171 B1 EA012171 B1 EA 012171B1 EA 200702305 A EA200702305 A EA 200702305A EA 200702305 A EA200702305 A EA 200702305A EA 012171 B1 EA012171 B1 EA 012171B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- barrier
- formation
- zone
- fluid
- wells
- Prior art date
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 двухбарьерную систему (132) для подземной обрабатываемой области, которая включает в себя первый барьер (136), созданный вокруг по меньшей мере части подземной обрабатываемой области, причем первый барьер выполнен для предотвращения выхода флюида из подземной обрабатываемой области или поступления флюида в эту область; второй барьер (138), созданный вокруг по меньшей мере части первого барьера, причем имеется разделительная область между первым барьером и вторым барьером. Изобретение предлагает способ создания указанной двухбарьерной системы.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в общем относится к способам и системам создания барьера для получения углеводородов, водорода и/или других продуктов из разных подземных пластов, таких как углеводородсодержащие пласты. Варианты осуществления относятся к созданию двойного барьера вокруг, по меньшей мере, части обрабатываемой области.
Уровень техники
Для обработки подземных пластов могут быть применены осуществляемые ίη δίΐιι процессы. В ходе некоторых ίη Ши процессов флюиды могут подаваться в пласты или производиться в них. Подаваемые или производимые флюиды могут потребоваться в обрабатываемой области для минимизации или исключения влияния осуществляемого ίη Ши процесса на соседние области. В ходе некоторых ίη Ши процессов барьер может быть создан вокруг всей или части обрабатываемой области для исключения перемещения флюидов из обрабатываемой области или в обрабатываемую область.
Может быть создана зона с низкой температурой для изолирования выбранных для разных целей областей подземных пластов. В некоторых системах грунт замораживают для исключения перемещения флюидов из обрабатываемой области при ремедиации почвы. Патенты США №№ 4860544 (обладатели Кпед е! а1.); 4974425 (Кпед е! а1.); 5507149 (Кпед е! а1.); 5507149 фазЬ е! а1.); 6796139 (Вп1еу е! а1.) и 6854929 (Ушедат с1 а1.) описывают системы для замораживания грунта.
Для создания низкотемпературного барьера в пласте, в котором должен быть создан барьер, можно выполнить отстоящие друг от друга скважины. В скважинах могут быть размещены трубопроводы. Низкотемпературный флюид может циркулировать по трубопроводам для уменьшения температуры у скважин. Низкотемпературная зона вокруг скважины может расширяться в направлении от нее. В конце концов, низкотемпературные зоны двух соседних скважин смыкаются. Температуры низкотемпературных зон могут быть достаточно низкими для того, чтобы вызвать замерзание флюида в пласте, в результате чего создается, по существу, непроницаемый барьер. Расстояние между скважинами может составлять от примерно 1 до примерно 3 м и более.
Расстояние между скважинами может быть функцией ряда факторов, в том числе состава и свойств пласта, пластового флюида и его свойств, резерва времени для создания барьера, а также температуры и свойств низкотемпературного циркулирующего флюида. В общем очень низкая температура циркулирующего низкотемпературного флюида позволяет увеличивать расстояние между скважинами и/или быстрее создавать барьер. Очень низкой температурой можно считать -20°С или ниже.
Может быть проблематичным определение готовности барьера вокруг обрабатываемой области. Кроме того, если в барьере образуется брешь, может быть затруднено определение места образования бреши и ослабление влияния бреши на обрабатываемую область или на соседние области. Следовательно, желательно иметь барьерную систему для ίη δίΐιι процесса, которая позволяет определить образование барьера. Барьерная система при этом должна обеспечивать минимальное влияние или исключать влияние на обрабатываемую область и/или соседние области в случае образования бреши в барьерной системе.
Раскрытие изобретения
Настоящее изобретение в общем относится к способам и системам создания барьеров для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов, таких как углеводородсодержащие пласты. Варианты осуществления относятся к созданию двойного барьера вокруг по меньшей мере части обрабатываемой области.
В некоторых вариантах осуществления изобретение предлагает барьерную систему для подземной обрабатываемой области, которая включает в себя первый барьер, образованный вокруг по меньшей мере части подземной обрабатываемой области, первый барьер выполнен для предотвращения выхода флюида из обрабатываемой области или проникновения флюида в эту область; и второй барьер, образованный вокруг по меньшей мере части первого барьера, причем между первым барьером и вторым барьером имеется разделительная область.
Изобретение предлагает также способы создания двойного барьера вокруг подземной обрабатываемой области.
В других вариантах осуществления признаки конкретных вариантов осуществления скомбинированы с признаками других вариантов осуществления. Например, признаки одного варианта осуществления могут быть скомбинированы с признаками любого из других вариантов.
В других вариантах осуществления изобретения обработка пласта осуществляется с применением любого из способов или систем, описанных в данном документе.
В других вариантах осуществления к конкретным вариантам осуществления могут быть добавлены дополнительные признаки, описанные в данном документе.
Краткое описание чертежей
Преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными для специалистов в данной отрасли техники после ознакомления с нижеследующим подробным описанием и обращения к прилагаемым чертежам, на которых фиг. 1 - схематический вид варианта осуществления части системы ίη δίΐιι конверсии углеводородов для обработки углеводородсодержащего пласта;
- 1 012171 фиг. 2 - изображение варианта осуществления замораживающей скважины для системы охлаждения с циркулирующей жидкостью; показан разрез замораживающей скважины ниже поверхности почвы;
фиг. 3 - схематическое представление двухбарьерной системы локализации;
фиг. 4 - вид двухбарьерной системы локализации в поперечном сечении;
фиг. 5 - схематическое представление бреши в первом барьере двухбарьерной системы локализации;
фиг. 6 - схематическое представление бреши во втором барьере двухбарьерной системы локализации.
Поскольку изобретение может иметь различные модификации и альтернативные формы, конкретные варианты его осуществления показаны на чертежах в качестве примеров и в настоящем документе они описаны подробно. Чертежи не следует привязывать к определенному масштабу. Нужно понять, однако, что чертежи и их подробное описание не имеют целью ограничить изобретение раскрытой конкретной формой, а наоборот, изобретение относится ко всем модификациям, эквивалентам и альтернативам, соответствующим сущности и объему настоящего изобретения, сформулированным в прилагаемой формуле изобретения.
Осуществление изобретения
Настоящее изобретение в общем относится к системам и способам обработки углеводородов в пластах. Такие пласты могут быть обработаны для извлечения углеводородных продуктов, водорода и других продуктов.
«Углеводороды» в общем определены как молекулы, образованные атомами в основном углерода и водорода. Углеводороды могут включать в себя также другие элементы, такие как, но не только их: галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или сера. Углеводородами могут быть, но не только они: кероген, битумен, пиробитумен, масла, природные минеральные воски и асфальтиты. Углеводороды могут залегать в земле в минеральной матрице или рядом с ней. Матрицами могут быть, но не только они: осадочные горные породы, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды. «Углеводородными флюидами» являются углеводородсодержащие текучие среды. Углеводородные флюиды могут включать в себя, захватывать с собой или быть захваченными неуглеводородными флюидами, такими как водород, азот, монооксид углерода, диоксид углерода, сульфид водорода, вода и аммиак.
«Пласт» включает в себя один или большее число углеводородсодержащих слоев, один или более неуглеводородных слоев, покрывающий слой и/или подстилающий слой. «Покрывающий слой» и/или «подстилающий слой» включают в себя один или более разных типов непроницаемых материалов. Например, покрывающий слой и/или подстилающий слой могут включать в себя горную породу, сланцевую глину, аргиллит или сырой/непроницаемый карбонат. В некоторых вариантах осуществления ίη кйи процессов конверсии покрывающий слой и/или подстилающий слой могут включать в себя углеводородсодержащий слой или углеводородсодержащие слои, которые относительно непроницаемы и не подвержены тепловому воздействию во время ίη кйи процесса конверсии, что приводит к существенному изменению свойств содержащих углеводород слоев покрывающего пласта и/или подстилающего пласта. Например, подстилающий пласт может включать в себя сланцевую глину или аргиллит, но подстилающий пласт не нагревают до температуры пиролиза во время ίη кйи процесса конверсии. В некоторых случаях покрывающий пласт и/или подстилающий пласт могут быть до некоторой степени проницаемыми.
Термин «пластовые флюиды» относится к содержащимся в пласте флюидам, и он может охватывать образующийся при пиролизе флюид, синтетический газ, переведенный в подвижное состояние углеводород и воду (пар). Пластовые флюиды могут быть представлены углеводородными флюидами, а также неуглеводородными флюидами. Термин «переведенный в подвижное состояние углеводород» относится к флюидам в содержащем углеводороды пласте, которые приобретают способность к течению в результате термической обработки пласта. «Полученными флюидами» называются пластовые флюиды, изъятые из пласта.
«Источником тепла» является любая система для подачи тепла, по меньшей мере, в часть пласта в основном кондуктивным и/или излучательным способом. Например, источником тепла могут быть электрические нагреватели, такие как изолированный проводник, удлиненный элемент и/или размещенный в трубке проводник. Источником тепла могут быть также системы, вырабатывающие тепло путем сжигания топлива, происходящего извне или из самого пласта. Системы могут быть представлены горелками поверхностного горения, погруженными газовыми горелками, распределенными камерами беспламенного горения и естественными распределенными камерами горения. В некоторых вариантах осуществления тепло, подаваемое в один или более источников тепла или вырабатываемое в них, может происходить из других источников энергии. Другие источники энергии могут нагревать пласт непосредственно или энергия может быть передана промежуточной среде, которая нагревает пласт непосредственно или опосредованно. Должно быть понятным, что один или более источников тепла, которые подают тепло в пласт, могут использовать разные источники энергии. Следовательно, в качестве примера: некоторые источники тепла могут подавать в конкретный пласт тепло от электрорезистивных нагревателей, некоторые источники тепла могут подавать образующееся при горении тепло, а некоторые источники тепла
- 2 012171 могут подавать тепло от одного или более других источников энергии (например, химических реакций, солнечной энергии, ветровой энергии, биомассы или других источников возобновляемой энергии). Химические реакции могут быть экзотермическими реакциями (например, реакция окисления). Источник тепла может быть также нагревателем, который подает тепло в зону, прилегающую к месту нагревания и/или окружающую его, таким как нагревательная скважина.
«Нагревателем» является любая система или источник тепла для генерации тепла в скважине или вблизи ствола скважины. Нагревателями могут быть, но не только они: электрические нагреватели, горелки, камеры сгорания, которые взаимодействуют с веществом, содержащимся в пласте, или веществом, полученном в нем, и их смесью.
«1п 811и процесс конверсии» относится к процессу нагревания углеводородсодержащего пласта от источника тепла для нагревания до температуры, по меньшей мере, в части пласта, превышающей температуру пиролиза, чтобы в данном пласте вырабатывался образующийся при пиролизе флюид.
Термин «ствол скважины» относится к отверстию в пласте, выполненному путем бурения или введения трубы в пласт. Ствол скважины может иметь, как правило, круглое поперечное сечение или поперечные сечения другой формы. В настоящем документе термины «скважина» и «отверстие», если они относятся к отверстию в пласте, могут быть использованы на равных основаниях с термином «ствол скважины».
«Пиролиз» - это разрушение химических связей в результате нагревания. Например, пиролиз может заключаться в преобразовании определенного соединения в одно или большее число веществ только лишь под воздействием теплоты. Тепло можно подавать в часть пласта, чтобы вызвать пиролиз. В некоторых пластах части пласта и/или другие материалы этого пласта могут способствовать пиролизу за счет каталитической активности.
Термин «пиролизационные флюиды или продукты пиролиза» относится к флюидам, полученным, по существу, в результате процесса пиролиза углеводородов. Флюид, полученный в результате реакций пиролиза, может смешиваться с другими флюидами, содержащимися в пласте. Полученную смесь можно считать пиролизационным флюидом или продуктом пиролиза. В настоящем документе термин «зона пиролиза» относится к объему пласта (например, относительно проницаемого пласта, такого как пласт нефтеносных песков), в которой произошли реакции или происходят реакции с образованием пиролизационного флюида.
«Теплопроводность» является характеристикой вещества, которая описывает скорость, с которой передается тепло в равновесном состоянии, между двумя поверхностями материала из-за имеющихся температурных различий между этими двумя поверхностями.
Углеводороды или другие требующиеся продукты, содержащиеся в пласте, могут быть получены с помощью разных ίη δίΐιι процессов. Примерами ίη δίΐιι процессов, которые могут быть применены для получения углеводородов или других требующихся продуктов являются процессы ίη δίΐιι конверсии, нагнетание в пласт пара, создание в пласте движущегося очага горения, усиливаемый паром гравитационный дренаж и добыча растворением. Для некоторых ίη δίΐιι процессов могут быть необходимы барьеры. Барьеры могут препятствовать флюиду, такому как содержащаяся в пласте вода, проникать в обрабатываемую зону. Барьеры могут также препятствовать нежелательному выходу жидкости из обрабатываемой области. Предотвращение нежелательного выхода флюида из обрабатываемой области может минимизировать или исключить влияние ίη δίΐιι процесса на области, соседние с обрабатываемой областью.
Фиг. 1 является схематическим видом одного из вариантов осуществления части системы 100 ίη δίΐιι конверсии для обработки углеводородсодержащего пласта. Система 100 ίη δίΐιι конверсии может включать в себя барьерные скважины 102. Барьерные скважины 102 используют для создания барьера вокруг обрабатываемой области. Барьер исключает поток флюида в обрабатываемую область и/или из нее. Барьерными скважинами могут быть, но не только они: водопонижающие скважины, вакуумные скважины, ловчие скважины, нагнетательные скважины, цементирующие скважины, замораживающие скважины или их комбинации. В отображенном на фиг. 1 варианте осуществления барьерные скважины 102 показаны располагающимися только с одной стороны от источников 104 тепла, но барьерные скважины обычно окружают все используемые или намеченные к использованию источники 104 тепла для нагревания обрабатываемого объема пласта.
Источники 104 тепла расположены по меньшей мере в части пласта. Источниками 104 тепла могут быть нагреватели, такие как изолированные проводники, нагреватели типа проводник в проводнике, горелки поверхностного горения, камеры беспламенного горения и/или естественные камеры сгорания. Источниками 104 тепла могут быть также другие типы нагревателей. Источники 104 тепла подают тепло, по меньшей мере, в часть пласта для нагревания углеводородов в пласте. Энергия к источникам 104 тепла может быть подана по питающим линиям 106. Питающие линии 106 в конструкционном отношении могут быть разными в зависимости от типа источника тепла или источников тепла, используемых для нагревания пласта. Питающие линии 106 для источников тепла могут передавать электричество для электрических нагревателей, могут транспортировать топливо для камер сгорания или могут транспортировать флюидный теплоноситель, который циркулирует в пласте.
Эксплуатационные скважины 108 используются для откачки пластового флюида из пласта. В неко
- 3 012171 торых вариантах осуществления эксплуатационная скважина 108 может включать в себя один или более источников тепла. Источник тепла в эксплуатационной скважине может нагревать одну или более частей пласта у эксплуатационной скважины или вблизи нее. Источник тепла в эксплуатационной скважине может предотвращать конденсацию и обратное течение пластового флюида, выкачиваемого из пласта.
Пластовый флюид, полученный из эксплуатационных скважин 108, может быть транспортирован по коллекторному трубопроводу 110 к перерабатывающим установкам 112. Пластовые флюиды могут быть также получены от источников 104 тепла. Например, флюид может быть получен от источников 104 тепла для регулирования давления в соседнем с источниками тепла пласте. Полученный от источников 104 тепла флюид может быть транспортирован по насосно-компрессорной колонне или трубопроводу к коллекторному трубопроводу 110 или полученный флюид может быть транспортирован по насоснокомпрессорной колонне или трубопроводу непосредственно к перерабатывающим установкам 112. Перерабатывающие установки 112 могут включать в себя сепарирующие агрегаты, реакционные агрегаты, обогатительные агрегаты, топливные элементы, турбины, емкости для хранения и/или другие системы и агрегаты для переработки полученных пластовых флюидов. Перерабатывающие установки могут вырабатывать топливо для транспортных средств, по меньшей мере, из части углеводородов, добытых из пласта.
Некоторые скважины, пробуренные в пласте, могут быть использованы в целях упрощения создания периферийного барьера вокруг обрабатываемой области. Периферийным барьером могут быть, но не только они: образованный замораживающими скважинами низкотемпературный или замороженный барьер; водопонижающие скважины; образованная в пласте цементирующая скважина; барьер из серного цемента; барьер, образованный из полученного в пласте геля; барьер, созданный путем осаждения солей в пласте; барьер, сформированный с использованием реакции полимеризации в пласте; и/или листы из соответствующих материалов, внедренные в пласт. В обрабатываемой области, ограниченной барьером, до создания барьера, одновременно с этим или после этого могут быть установлены источники тепла, эксплуатационные скважины, нагнетательные скважины, водопонижающие скважины и/или мониторинговые скважины.
Низкотемпературная зона вокруг по меньшей мере части обрабатываемой области может быть создана замораживающими скважинами. В одном из вариантов осуществления охлаждающий агент циркулирует по замораживающим скважинам, чтобы создать низкотемпературную зону вокруг каждой замораживающей скважины. Замораживающие скважины расположены в пласте таким образом, чтобы было перекрытие низкотемпературных зон и создавалась низкотемпературная зона вокруг обрабатываемой области. Низкотемпературная зона, созданная замораживающими скважинами, поддерживается при температуре ниже температуры замерзания водного флюида в пласте. Водный флюид, попадая в низкотемпературную зону, замерзает и создает замороженный барьер. В других вариантах осуществления изобретения замороженный барьер создают с помощью замораживающих скважин периодического действия. Холодный флюид, такой как жидкий азот, вводят в замораживающие скважины, чтобы создать низкотемпературные зоны вокруг замораживающих скважин. При необходимости объем флюида пополняют.
В некоторых вариантах осуществления изобретения по всему или по части периметра обрабатываемой области располагают два или более рядов замораживающих скважин, чтобы создать широкую сплошную низкотемпературную зону. Широкие низкотемпературные зоны могут быть созданы рядом с участками в пласте, где пластовый водный флюид движется с большой скоростью. Широкий барьер может служить гарантией того, что не образуется бреши в замороженном барьере, созданном с помощью замораживающих скважин.
По периферии обрабатываемой области могут быть расположены идущие вертикально замораживающие скважины и/или идущие горизонтально замораживающие скважины. Если расположенный выше пласта слой (покрывающий слой) или расположенный ниже пласта слой (подстилающий слой) по всей вероятности будет пропускать флюид в обрабатываемую область или из обрабатываемой области, могут быть применены идущие горизонтально замораживающие скважины, чтобы создать выше расположенный и/или ниже расположенный барьер для обрабатываемой области. В некоторых вариантах осуществления изобретения выше расположенный барьер и/или ниже расположенный барьер могут быть не обязательными, если выше расположенный слой и/или ниже расположенный слой, по меньшей мере, в значительной степени непроницаемы. Если создан верхний замороженный барьер, участки источников тепла, эксплуатационных скважин, нагнетательных скважин и/или водопонижающих скважин, которые проходят через низкотемпературные зоны, созданные замораживающими скважинами, создающими верхний замороженный барьер, могут быть изолированы и/или выделены подогревом, чтобы низкотемпературная зона не оказала отрицательного влияния на функционирование источников тепла, эксплуатационных скважин, нагнетательных скважин и/или водопонижающих скважин, проходящих через низкотемпературную зону.
Расстояние между соседними замораживающими скважинами может быть функцией некоторого числа разных факторов. Такими факторами могут быть, но не только они: физические характеристики пластового материала, тип охлаждающей системы, степень охлажденности и тепловые характеристики холодильного агента, скорость потока материала в обрабатываемую область и из нее, выделенное время
- 4 012171 для создания низкотемпературной зоны, экономические предпосылки. Уплотненный или частично уплотненный пластовый материал позволяет увеличить расстояние между замораживающими скважинами. Расстояние между замораживающими скважинами в уплотненном или частично уплотненном пластовом материале может составлять от примерно 3 до примерно 20 м, от примерно 4 до примерно 15 м или от примерно 5 до примерно 10 м. В одном из вариантов осуществления изобретения расстояние между соседними скважинами составляет примерно 5 м. Расстояние между замораживающими скважинами в неплотных или в значительной степени неплотных пластовых материалах, таких как нефтеносный песок, может быть меньше чем расстояние в уплотненных пластовых материалах. Расстояние между замораживающими скважинами в неплотных материалах может составлять от примерно 1 до примерно 5 м.
Замораживающие скважины могут быть расположены в пласте таким образом, чтобы отклонение ориентации одной замораживающей скважины относительно ориентации соседней замораживающей скважины было минимальным. Излишнее отклонение может привести к большому расстоянию между соседними замораживающими скважинами, что исключит возможность создания непрерывной низкотемпературной зоны между соседними замораживающими скважинами. К факторам, оказывающим влияние на способ создания замораживающих скважин в грунте, относятся, но не только они: время установки замораживающих скважин, требуемая глубина расположения замораживающих скважин, характеристики пласта, желательная ориентация скважины и экономические аспекты.
В некоторых пластах стволы для замораживающих скважин могут быть пробурены ударным и/или вибрационным способом на относительно большую глубину. В некоторых типах пластов стволы скважин для замораживающих скважин могут быть пробурены ударным или вибрационным способом до глубины от примерно 1 до примерно 100 м без существенного отклонения ориентации замораживающих скважин относительно соседних замораживающих скважин.
Стволы для замораживающих скважин, глубоко внедряющиеся в пласт, или стволы для замораживающих скважин, закладываемые в пластах со слоями, через которые трудно пробурить скважину ударным или вибрационным способами, могут быть заложены в пласте способом направленного бурения и/или с использованием забойной системы управления параметрами бурения. Для управления бурением в соседних скважинах могут быть использованы акустические сигналы, электрические сигналы, магнитные сигналы и/или другие сигналы, генерируемые в первой скважине, чтобы соблюсти требуемое расстояние между соседними скважинами. Строгий контроль расстояния между стволами для замораживающих скважин является важным фактором для минимизации времени на создание барьера.
После формирования ствола для замораживающей скважины может быть осуществлена обратная промывка ствола скважины водой по границе с частью пласта, температуру которой необходимо снизить, чтобы создать часть замороженного барьера. Вода может вытеснить буровую жидкость, оставшуюся в скважине. Вода может вытеснить естественный газ в соседние с пластом полости. В некоторых вариантах осуществления изобретения скважину заполняют водой из трубопровода до уровня покрывающего пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения скважину промывают водой посекционно. Скважина может быть обработана по секциям, имеющим длину примерно 6 м, 10 м, 14 м, 17 м или больше. Давление воды в скважине поддерживают на уровне ниже давления гидравлического разрыва пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения воду или часть воды удаляют из ствола скважины и в пласте размещают замораживающую скважину.
На фиг. 2 показан один из вариантов осуществления замораживающей скважины 114. Замораживающая скважина 114 может включать в себя корпус 116, входной трубопровод 118, прокладки 120 и крышку скважины 122. С помощью прокладок 120 входной трубопровод 118 в корпусе 116 можно расположить так, что между корпусом и трубопроводом образуется кольцевидная область. Прокладки 120 могут придавать турбулентность потоку охлаждающего агента в кольцевидной области между входным трубопроводом 118 и корпусом 116, но прокладки могут также приводить к существенному падению давления флюида. Турбулентности потока флюида в кольцевидной области может способствовать придание шероховатости внутренней поверхности корпуса 116, придание шероховатости внешней поверхности входного трубопровода 118 и/или небольшая площадь поперечного сечения кольцевидной области, которая делает возможной высокую скорость охлаждающего агента в кольцевидной области. В некоторых вариантах осуществления изобретения прокладки не используют.
Охлаждающий пласт хладагент может протекать через трубопровод 124 холодной стороны от холодильной установки во входной трубопровод 118 замораживающей скважины 114. Охлаждающий пласт хладагент может протекать через кольцевидную область между входным трубопроводом 118 и корпусом 116 к трубопроводу 126 теплой стороны. Тепло может переходить от пласта к корпусу 116 и от корпуса к охлаждающему пласт хладагенту в кольцевидной области. Входной трубопровод 118 может быть изолирован, чтобы исключить переход тепла к охлаждающему пласт хладагенту во время вхождения охлаждающего пласт хладагента в замораживающую скважину 114. В одном из вариантов осуществления изобретения входной трубопровод 118 является трубой из полиэтилена высокой плотности. При низких температурах некоторые полимеры могут проявлять высокую степень термической усадки. Например, укорачивание имеющего начальную длину 260 м полиэтиленового трубопровода, подвергнувшегося воздействию низкой температуры примерно -26°С, может составить 6 м и более. Если используется трубо
- 5 012171 провод из полиэтилена высокой плотности или другой полимерный трубопровод, должно быть учтено значительное термическое укорачивание материала при определении конечной длины замораживающей скважины. Например, замораживающая скважина может быть пробурена глубже, чем это необходимо, и трубопроводу будет предоставлена возможность укорачивания во время использования. В некоторых вариантах осуществления изобретения входным трубопроводом 118 является изолированная металлическая труба. В некоторых вариантах осуществления изобретения изоляция может представлять собой полимерное покрытие, такое как, но не только такое как: поливинилхлорид, полиэтилен высокой плотности и/или полистирен.
Замораживающая скважина 114 может быть установлена в пласт с помощью буровой установки с гибкими трубами. В одном из вариантов осуществления изобретения корпус 116 и входной трубопровод 118 намотаны на одном барабане. Буровая установка с гибкими трубами устанавливает корпус и входной трубопровод 118 в пласт. В одном из вариантов осуществления изобретения корпус 116 намотан на первый барабан, а входной трубопровод 118 намотан на второй барабан. Буровая установка с гибкими трубами вводит корпус 116 в пласт. Затем буровая установка с гибкими трубами используется для вставки входного трубопровода 118 в корпус. В других вариантах осуществления изобретения замораживающую скважину собирают в секции на месте расположения ствола скважины и вводят в пласт.
Изолированная секция замораживающей скважины 114 может быть установлена вплотную к покрывающему слою 128. Неизолированная секция замораживающей скважины 114 может быть расположена вплотную к слою или слоям 130, в которых должна быть создана низкотемпературная зона. В некоторых вариантах осуществления изобретения неизолированные секции замораживающих скважин могут быть расположены вплотную только лишь к водоносным горизонтам или другим проницаемым частям пласта, которые позволили бы флюиду перетекать в обрабатываемую область или из нее. Части пласта, где должны быть установлены неизолированные секции, можно выявить путем анализа образцов и/или геофизическими способами.
Для создания низкотемпературных зон могут быть применены разные типы холодильных установок. Подобрать соответствующую холодильную систему можно с учетом многих факторов, таких как, но не только их: тип замораживающей скважины; расстояние между соседними замораживающими скважинами; охлаждающий агент; временной промежуток, в течение которого должна быть создана низкотемпературная зона; глубина низкотемпературной зоны; перепад температур, которому будет подвержен охлаждающий агент; химические и физические характеристики охлаждающего агента; опасности экологического характера с учетом возможных сбросов, утечек или проливов охлаждающего агента; экономические аспекты; накопление воды в пласте; состав и свойства пластовой воды, в том числе степень мине рализации воды и такие характеристики пласта как теплопроводность, температуропроводность и теплоемкость.
Холодильная система с циркулирующим флюидом может использовать жидкий охлаждающий агент (пластовый охлаждающий агент), который циркулирует в замораживающих скважинах. К некоторым желательным свойствам пластового охлаждающего агента относятся: низкая рабочая температура, небольшая вязкость при рабочей температуре или незначительно от нее отличающейся температуре, большая плотность, большая удельная теплоемкость, высокая теплопроводность, небольшая стоимость, слабая коррозионность и слабая токсичность. Низкая рабочая температура пластового охлаждающего агента позволяет создать вокруг замораживающей скважины большую низкотемпературную зону. Низкой рабочей температурой пластового охлаждающего агента может быть температура примерно -20°С или ниже. Пластовыми охлаждающими агентами, имеющими низкие рабочие температуры, по меньшей мере -60°С, могут быть водный аммиак, растворы муравьинокислого калия, такие как Эу1апе® НС-50 (теплопереносящие флюиды Иу1апе® (Вайтхолл, Пенсильвания, США) или ΕΒΕΕΖίυΜ® (КешПа С11С1шеа15 (Хельсинки, Финляндия)); силиконовые теплопереносящие флюиды, такие как ЗуПЬетш ХЬТ® (Иоте Сотшпд Сотротайоп (Мидленд, Мичиган, США); углеводородные охлаждающие агенты, такие как пропилен, а также хлорфторкарбонаты, такие как В-22. Водный аммиак является раствором аммиака и воды с весовой долей аммиака в диапазоне от примерно 20 до примерно 40%. Водный аммиак обладает рядом свойств и характеристик, которые делают его желательным для использования в качестве пластового охлаждающего агента. К таким свойствам и характеристикам относятся, но не только они: очень низкая точка замерзания, низкая вязкость, легкая доступность и низкая стоимость.
Пластовый охлаждающий агент, который может быть охлажден до температуры ниже температуры замерзания водного пластового флюида, может быть использован для создания низкотемпературной зоны вокруг обрабатываемой области. Нижеприведенное уравнение (уравнение Сандера) можно использовать для расчета времени 11, требующегося для создания замороженного барьера в радиусе В вокруг замораживающей скважины, имеющей температуру поверхности Т,:
где
- 6 012171
В этих уравнениях кГ - теплопроводность замороженного материала; с,,Г и с,;|| - объемная теплоемкость замороженного и незамороженного материала, соответственно; го - радиус замораживающей скважины; ν, - разница температур между поверхностной температурой Т, замораживающей скважины и точкой То замерзания воды; νο - разница между температурой Т., окружающего грунта и точкой То замерзания воды; Ь - объемная скрытая теплота замерзания пласта; В - радиус поверхности раздела замороженный - не замороженный; ВА - радиус, на котором отсутствует влияние охлаждающей трубы. Уравнение Сандера может быть использовано для консервативной оценки времени, требующегося для создания замороженного барьера радиусом В, поскольку уравнение не учитывает наложение охлаждающего действия других замораживающих скважин. Температура пластового охлаждающего агента является изменяемой переменной, от которой может существенно зависеть расстояние между замораживающими скважинами.
Из уравнения 1 следует, что большую низкотемпературную зону можно создать при использовании охлаждающего агента, имеющего очень низкую начальную температуру. Желательно использовать пластовый охлаждающий агент с начальной низкой температурой, примерно -30°С или ниже. Можно использовать и пластовые охлаждающие агенты с начальной температурой выше -30°С, но при использовании таких пластовых охлаждающих агентов потребуется больше времени для того, чтобы сомкнулись созданные отдельными замораживающими скважинами низкотемпературные зоны. Кроме того, при использовании таких пластовых охлаждающих агентов могут потребоваться уменьшенные расстояния между замораживающими скважинами и/или большее число замораживающих скважин.
Физические свойства материалов, используемых для строительства замораживающих скважин, могут выступать в качестве фактора при определении минимальной температуры пластового охлаждающего агента, используемого для создания низкотемпературной зоны вокруг обрабатываемой области. В качестве материала конструкции для замораживающих скважин может быть использована углеродистая сталь. При низких температурах можно использовать легированные стали А8ТМ А333 марки 6 и А8ТМ А333 марки 3. Легированная сталь А8ТМ А333 марки 6 обычно содержит небольшое количество никеля или не содержит его и имеет не очень низкую предельную рабочую температуру, примерно -50°С. Легированная сталь А8ТМ А333 марки 3 обычно содержит никель и имеет намного более низкую рабочую температуру. Никель придает легированной стали А8ТМ А333 марки 3 гибкость при низких температурах, но и существенно увеличивает стоимость металла. В некоторых вариантах осуществления изобретения наиболее низкая температура охлаждающего агента находится в диапазоне от примерно -35°С до примерно -55°С, от примерно -38 до примерно -47°С и от примерно -40 до примерно -45°С, чтобы сделать возможным использование легированной стали А8ТМ А333 марки 6 для изготовления корпусов для замораживающих скважин. Нержавеющие стали, такие как нержавеющая сталь 304, могут быть использованы для создания замораживающих скважин, но стоимость нержавеющей стали обычно намного больше стоимости легированной стали А8ТМ А333 марки 6.
В некоторых вариантах осуществления изобретения металл, используемый для изготовления корпусов замораживающих скважин, может поставляться в виде трубы. В некоторых вариантах осуществления изобретения металл, используемый для изготовления корпусов замораживающих скважин, может поставляться в виде листов. Листовой металл может быть сварен по длине, чтобы образовать трубу и/или гибкие НТК. Изготовление корпусов из листового металла может повысить экономичность системы благодаря возможности изолирования гибких НТК и уменьшению требующегося оборудования и рабочей силы для изготовления и установки корпусов из труб.
Для снижения температуры пластового охлаждающего агента до низкой рабочей температуры может быть использована холодильная установка. В некоторых вариантах осуществления изобретения холодильная установка может использовать цикл испарения аммиака. Имеются холодильные установки фирм Соо1 Мап 1пс. (Милуоки, Висконсин, США), СагШег Вейтдетайоп & МапиГасШтшд (Миннеаполис, Миннесота, США) и других поставщиков. В некоторых вариантах осуществления может быть применена каскадная холодильная система с аммиаком в первой ступени и диоксидом углерода во второй ступени. Циркулирующим в охлаждающей скважине охлаждающим агентом может быть содержащийся в воде в количестве 30% по весу аммиак (водный аммиак). В качестве альтернативы может быть применена одноступенчатая холодильная система с использованием диоксида углерода.
В некоторых вариантах осуществления двухбарьерная система используется для изолирования обрабатываемой области. Двухбарьерная система может быть создана с первым барьером и вторым барьером. Первый барьер может быть создан вокруг, по меньшей мере, части обрабатываемой области, чтобы исключить возможность поступления флюида в обрабатываемую область или выход его из нее. Второй барьер может быть создан вокруг, по меньшей мере, части первого барьера, чтобы изолировать межбарь
- 7 012171 ерную зону между первым барьером и вторым барьером. Двухбарьерная система дает возможность увеличить проектные глубины по сравнению с однобарьерной системой. Более значительные глубины при использовании двухбарьерной системы возможны благодаря ступенчатым перепадам давления в первом барьере и во втором барьере. Меньшие перепады давления в первом барьере и во втором барьере делают менее вероятным образование бреши в двухбарьерной системе при свойственной двухбарьерной системе глубине по сравнению с однобарьерной системой.
Двухбарьерная система уменьшает вероятность того, что влияние бреши скажется на обрабатываемой области или на пласте с внешней стороны двойного барьера. Это означает, что вероятность того, что место и/или время образования бреши в первом барьере совпадет с местом и временем образования бреши во втором барьере, мала, особенно, если расстояние между первым барьером и вторым барьером относительно велико (например, больше, чем примерно 15 м). Наличие двойного барьера может уменьшить или исключить поступление флюида в обрабатываемую область в результате образования бреши в первом барьере или во втором барьере. В обрабатываемой области не может сказаться образование бреши во втором барьере. Если образуется брешь в первом барьере, лишь часть флюида межбарьерной зоны может проникнуть в окруженную барьером зону. Кроме того, флюид из огражденной зоны не пройдет второй барьер. Ликвидация последствий образования бреши в барьере двухбарьерной системы может потребовать меньше времени и меньше ресурсов, чем ликвидация последствий образования бреши в однобарьерной системе. Например, повторный нагрев зоны обрабатываемой области после образования бреши в двухбарьерной системе может потребовать меньше энергии, чем повторный нагрев таких же размеров зоны обрабатываемой области после образования бреши в однобарьерной системе.
Первый барьер и второй барьер могут быть барьерами одного и того же типа или барьерами разных типов. В некоторых вариантах осуществления изобретения первый барьер создается с помощью замораживающих скважин, а второй барьер является цементной стенкой. Цементная стенка может быть сделана из цемента, серы, серного цемента или их комбинаций. В некоторых вариантах осуществления изобретения часть первого барьера и/или часть второго барьера представляют собой естественный барьер, такой как непроницаемая горная порода.
На фиг. 3 показан один из вариантов двухбарьерной системы 132. Периметр обрабатываемой области 134 может быть окружен первым барьером 136. Первый барьер 136 может быть окружен вторым барьером 138. Межбарьерные зоны 140 могут быть изолированы между первым барьером 136, вторым барьером 138 и перемычками 142. Создание секций с помощью перемычек 142 между первым барьером 136 и вторым барьером 138 ограничивает количество флюида, удерживаемого в отдельных межбарьерных зонах 140. Перемычки 142 могут увеличивать прочность двухбарьерной системы. В некоторых вариантах осуществления перемычки в двухбарьерной системе могут отсутствовать.
Межбарьерная зона может иметь ширину от примерно 1 до примерно 300 м. В некоторых вариантах осуществления изобретения ширина межбарьерной зоны от примерно 10 до примерно 100 м или от примерно 20 до примерно 50 м.
Насосные/мониторинговые скважины 144 могут быть расположены в огражденной зоне 134, межбарьерных зонах 140 и/или внешней зоне 146 за вторым барьером 138.
Насосные/мониторинговые скважины 144 предназначены для удаления флюида из обрабатываемой области 134, межбарьерных зон 140 и внешней зоны 146. Насосные/мониторинговые скважины 144 предназначены также для наблюдения за уровнями флюида в обрабатываемой области 134, в межбарьерных зонах 140 и во внешней зоне 146.
В некоторых вариантах осуществления изобретения часть обрабатываемой области 134 нагревается источниками тепла. Ближайший к первому барьеру 136 источник тепла может быть установлен на требуемом расстоянии от первого барьера. В некоторых вариантах осуществления изобретения требуемое расстояние между ближайшим источником тепла и первым барьером 136 находится в диапазоне от примерно 5 до примерно 300 м, от примерно 10 и примерно 200 м или от примерно 15 до примерно 40 м. Например, требуемое расстояние между ближайшим источником тепла и первым барьером 136 может быть примерно 40 м.
На фиг. 4 показан разрез двухбарьерной системы 132, используемой для изолирования обрабатываемой области 134 в пласте. Пласт может состоять из одной или большего числа несущих в себе флюид зон 148 и одну или большее число непроницаемых зон 150. Первый барьер 136 может, по меньшей мере, частично окружать обрабатываемую область 134. Второй барьер 138 может, по меньшей мере, частично окружать первый барьер 136. В некоторых вариантах осуществления изобретения выше и/или ниже обрабатываемой области 134 могут находиться непроницаемые зоны 150. Следовательно, обрабатываемая область 134 изолирована по периметру, а также сверху и снизу. В некоторых вариантах осуществления изобретения создают один или большее число проходов 152 для обеспечения связи между двумя или большим числом несущих в себе флюид зон 148 в обрабатываемой области 134. Флюид в обрабатываемой области 134 может быть откачан из зоны. Флюид в межбарьерной зоне 140 и флюид во внешней зоне 146 не имеет возможности проникнуть в обрабатываемую область. Во время ίη 81(и конверсии углеводородов в обрабатываемой области 134 пластовый флюид, полученный в обрабатываемой области, не имеет возможности проникнуть в межбарьерную зону 140 и во внешнюю зону 146.
- 8 012171
После изолирования обрабатываемой области 134 уровни флюида в указанной несущей флюид зоне 148 могут быть изменены таким образом, что жидкостный напор в межбарьерной зоне 140 и флюидный напор во внешней зоне 146 будут разными. Количество флюида и/или давление в отдельных несущих флюид зонах 148 могут быть отрегулированы после создания первого барьера 136 и второго барьера 138. Возможность удерживать разные количества флюида и/или давления в несущих флюид зонах 148 может свидетельствовать об образовании и целостности первого барьера 136 и второго барьера 138. Возможность иметь разные жидкостные напоры в обрабатываемой области 134, несущих флюид зонах 148, в межбарьерных зонах 140 и в несущих флюид зонах во внешней зоне 146 позволяет определить наличие бреши в первом барьере 136 и/или во втором барьере 138. В некоторых вариантах осуществления изобретения перепад давления в первом барьере 136 и/или втором барьере 138 регулируются, чтобы ослабить нагрузки на первый барьер 136 и/или на второй барьер 138 или нагрузки на определенный слой пласта.
Некоторые несущие флюид зоны 148 могут содержать естественный флюид, который трудно заморозить из-за высокого содержания солей или соединений, которые снижают точку замерзания этого флюида. Если первый барьер 136 и/или второй барьер 138 являются низкотемпературными зонами, созданными замораживающими скважинами, естественный флюид, который трудно заморозить, может быть удален из несущих флюид зон 148 в межбарьерной зоне 140 через насосные/мониторинговые скважины 144. Естественный флюид заменяют хорошо замерзающим флюидом, который замораживающая скважина может заморозить более легко.
В некоторых вариантах осуществления изобретения насосные/мониторинговые скважины 144 могут быть размещены в обрабатываемой области 134, межбарьерной зоне 140 и/или внешней зоне 146. Насосные/мониторинговые скважины 144 могут быть использованы для проверки завершения замораживания замораживаемых барьеров и/или для проверки давления замороженных барьеров и/или слоев. Насосные/мониторинговые скважины 144 могут быть использованы для удаления флюида и/или для мониторинга уровней флюида в обрабатываемой области 134, межбарьерной зоне 140 и/или внешней зоне 146. Использование насосных/мониторинговых скважин для мониторинга уровней флюида в огражденной зоне 134, межбарьерной зоне 140 и/или внешней зоне 146 может дать возможность выявить брешь в первом барьере 136 и/или втором барьере 138. Насосные/мониторинговые скважины 144 позволяют осуществлять независимый мониторинг давления в обрабатываемой области 134, каждой несущей флюид зоне 148 в межбарьерной зоне 140 и каждой несущей флюид зоне во внешней зоне 146, чтобы можно было определить наличие и/или место расположения бреши в первом барьере 136 и/или втором барьере 138.
В некоторых вариантах осуществления изобретения в межбарьерной зоне 140 поддерживается большее давление флюида, чем давление флюида в обрабатываемой области 134, и меньшее давление, чем во внешней зоне 146. Если в первом барьере 136 образуется брешь, флюид из межбарьерной зоны 140 перетекает в обрабатываемую область 134, что приводит к регистрируемому снижению уровня флюида в межбарьерной зоне. Если брешь образуется во втором барьере 138, флюид из внешней зоны перетекает в межбарьерную зону 140, что приводит к регистрируемому повышению уровня флюида в межбарьерной зоне.
Брешь в первом барьере 136 дает возможность флюиду из межбарьерной зоны 140 поступать в обрабатываемую область 134. На фиг. 5 показана брешь 154 в первом барьере 136 двухбарьерной системы 132 локализации. Стрелка 156 показывает направление потока флюида 158 из межбарьерной зоны 140 в обрабатываемую область через брешь 154. Уровень флюида в несущей флюид зоне 148 вблизи бреши 154 в межбарьерной зоне 140 падает до высоты бреши.
Проход 152 позволяет флюиду 158 протекать из бреши 154 в основание обрабатываемой области 134, в результате увеличивается уровень флюида в основании локализованной зоны. Объем флюида, который протекает в обрабатываемую область 134 из межбарьерной зоны 140, обычно невелик по сравнению с объемом обрабатываемой области. Объем флюида, который может протечь в обрабатываемую область 134 из межбарьерной зоны 140, ограничен, поскольку второй барьер 138 исключает поступление флюида 158 в затронутую несущую флюид зону. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюид, который поступает в обрабатываемую область 134, может быть откачан из обрабатываемого области путем использования насосных/мониторинговых скважин 144 в обрабатываемой области. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюид, который поступает в обрабатываемую область 134, может быть испарен с помощью нагревателей в обрабатываемой области, которые являются составной частью системы ίη хйи процесса конверсии. Время, требующееся для восстановления снизившейся в результате поступления флюида из межбарьерной зоны 140 температуры в нагретой части обрабатываемой области 134, небольшое. Время восстановления температуры может быть меньше, чем месяц, меньше, чем неделя или меньше, чем сутки.
Насосные/мониторинговые скважины 144 в межбарьерной зоне 140 позволяют определить место бреши 154. Когда начинает образовываться брешь, флюид, перетекающий в обрабатываемую область 134 из несущей флюид зоны 148, прилегающей к бреши, создает воронку депрессии в уровне флюида несущей флюид зоны в межбарьерной зоне 140. Анализ данных по уровню флюида во временной динамике
- 9 012171 из насосных/мониторинговых скважин 144 в той же несущей флюид зоне, где находится брешь 154, может быть использован при определении приблизительного расположения бреши.
Когда брешь 154 первого барьера 136 определена, насосные/мониторинговые скважины 144, расположенные в несущей флюид зоне, которая дает возможность флюиду перетекать в обрабатываемую область 134, могут быть приведены в действие для откачки флюида из межбарьерной зоны. Откачка флюида из межбарьерной зоны уменьшает количество флюида 158, который может проходить через брешь 154 в обрабатываемую область 134.
Брешь 154 может образоваться в результате подвижки грунта. Если первый барьер 136 является низкотемпературной зоной, созданной замораживающими скважинами, температура пласта у бреши 154 в первом барьере ниже точки замерзания флюида 158 в межбарьерной зоне 140. Проход флюида 158 из межбарьерной зоны 140 через брешь 154 может привести к замерзанию флюида в бреши и самовосстановлению первого барьера 136.
Брешь во втором барьере может позволить флюиду внешней зоны проникнуть в межбарьерную зону. Первый барьер может не допустить проникновения поступающего в межбарьерную зону флюида в обрабатываемую область. На фиг. 6 показана брешь 154 во втором барьере 138 двухбарьерной системы 132. Стрелка 156 показывает направление потока флюида 158 с внешней стороны второго барьера 138 в межбарьерную зону 140 через брешь 154. Когда флюид 158 протекает через брешь 154 во втором барьере 138, уровень флюида в прилегающей к бреши части межбарьерной зоны 140 повышается с начального уровня 160 до уровня, который является таким же, как и уровень 162 флюида в той же несущей флюид зоне во внешней зоне 146. Накопление флюида 158 в несущей флюид зоне 148 может быть определено с помощью насосной/мониторинговой скважины 144, расположенной в несущей флюид зоне, прилегающей к бреши 154.
Брешь 154 может образоваться в результате подвижки грунта. Если второй барьер 138 представляет собой низкотемпературную зону, созданную замораживающими скважинами, температура пласта у бреши 154 во втором барьере ниже точки замерзания флюида 158, поступающего из внешней зоны 146. Флюид из внешней зоны 146 может замерзнуть в бреши 154 и обеспечить самовосстановление второго барьера 138.
Первый и второй барьеры двухбарьерной системы локализации могут быть созданы замораживающими скважинами. В одном из вариантов осуществления изобретения сначала создается первый барьер. Расход холода, требующийся для поддержания первого барьера значительно меньше, чем расход холода, требующийся для создания первого барьера. После создания первого барьера избыток холодильной мощности, который холодильная система использовала для создания первого барьера, может быть использован для создания части второго барьера. В некоторых вариантах осуществления изобретения первым создается второй барьер и избыток холодильной мощности, который холодильная система использовала для создания второго барьера, может быть использован для создания части первого барьера. После создания первого и второго барьеров избыток холодильной мощности, подаваемый холодильной системой или использовавшийся холодильной системой для создания первого барьера и второго барьера, может быть использован для создания барьера или барьеров вокруг соседней локализованной зоны, которая должна обрабатываться с использованием ίη κίΐιι процесса конверсии.
При создании барьера для ίη κίΐιι процесса конверсии может быть использован жидкий цементный раствор в комбинации с замораживающими скважинами. Цементный раствор заполняет полости (пустоты) в пласте и уменьшает проницаемость пласта. Цементный раствор может иметь лучшую теплопроводность, чем газ и/или пластовый флюид, который заполняет полости в пласте. Подача цементного раствора в полости может способствовать более быстрому созданию низкотемпературной зоны. Цементный раствор образует в пласте непрерывный барьер, который может сделать пласт более прочным. Использование цементного раствора в неуплотненных или в практически неуплотненных пластовых материалах может позволить работать при более значительных расстояниях чежду скважинами, чем это возможно без использования цементного раствора. Комбинация цементного раствора и низкотемпературной зоны, созданной замораживающей скважиной, может быть двойным барьером для целей экологического регулирования.
Цементный раствор может быть подан в пласт через стволы замораживающих скважин. Цементному раствору может быть предоставлена возможность затвердеть. Целостность цементной стенки может быть проверена. Целостность цементной стенки может быть проверена методами каротажа и/или гидростатическим методом. Если проницаемость цементной стенки слишком велика, можно подать в пласт дополнительное количество цементного раствора через ствол замораживающей скважины. После того как в достаточной степени уменьшена проницаемость секции, залитой цементом, в стволах замораживающих скважин можно установить замораживающие скважины.
Цементный раствор может нагнетаться в пласт под давлением, которое является высоким, но ниже давления гидравлического разрыва пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения цементирование проводится с 16-метровыми приращениями в стволе замораживающей скважины. При необходимости можно применять большие или меньшие приращения. В некоторых вариантах осуществления изобретения цементный раствор применяют только в отдельных частях пласта. Например, цементный
- 10 012171 раствор может быть подан в пласт через ствол замораживающей скважины только в зону контакта с водоносными зонами и/или с зонами с относительно высокой проницаемостью (например, зонами с проницаемостью более чем примерно 0,1 Д). Применение цементного раствора в водоносных слоях может исключить перемещение воды из одного водоносного слоя в другой водоносный слой, когда происходит таяние созданной низкотемпературной зоны.
Цементный раствор, используемый в пласте, может быть представлен любым типом цемента, включая, но не только эти типы цемента: тонкомолотый цемент, микротонкомолотый цемент, серный цемент, вискозные термопластики или их комбинации. Тонкомолотым цементом может быть портландцемент типа 3 по стандарту Л8ТМ. Тонкомолотый цемент может быть менее дорогим, чем микротонкомолотый цемент. В одном из вариантов осуществления изобретения в пласте бурят ствол замораживающей скважины. Выбранные участки ствола замораживающей скважины цементируют, используя тонкомолотый цемент. После этого в пласт через ствол замораживающей скважины нагнетают микротонкомолотый цемент. Тонкомолотый цемент может уменьшить проницаемость до примерно 10 мД. Микротонкомолотый цемент может уменьшить проницаемость в еще большей степени до примерно 0,1 мД.
После введения цементного раствора в пласт может быть вставлен корпус замораживающей скважины. Процесс может быть повторен для каждой замораживающей скважины, которая будет использована для создания барьера.
В некоторых вариантах осуществления изобретения тонкий цемент вводят в каждую вторую замораживающую скважину. Микротонкомолотый цемент вводят в остальные скважины. Например, цементный раствор может быть использован в пласте с замораживающими скважинами, расположенными друг от друга на расстоянии примерно 5 м. Бурят первый ствол скважины и вводят в пласт через ствол скважины тонкомолотый цемент. Вставляют корпус замораживающей скважины в первый ствол скважины. Второй ствол скважины бурят на расстоянии 10 м от первого ствола. Тонкомолотый цемент вводят в пласт через второй ствол скважины. Корпус замораживающей скважины размещают во втором стволе скважины. Третий ствол скважины бурят между первым стволом и вторым стволом. В некоторых вариантах осуществления изобретения цементный раствор из первого и/или второго стволов скважин можно обнаружить в породе, выбуренной из третьего ствола скважины. Микротонкомолотый цемент вводят в пласт через третий ствол скважины. Корпус замораживающей скважины размещают в третьем стволе скважины. Ту же процедуру проводят при формировании остальных замораживающих скважин, которые создадут барьер вокруг обрабатываемой области.
Специалисты в данной области техники могут представить себе и другие модификации и альтернативные варианты осуществления разных аспектов изобретения с учетом этого описания. Естественно, это описание составлено только лишь с иллюстративной целью и с целью объяснения специалистам в рассматриваемой области техники общего подхода к осуществлению изобретения. Само собой разумеется, что формы изобретения, показанные и описанные в настоящем документе, следует рассматривать как предпочтительные в настоящее время варианты осуществления изобретения. Возможна замена изображенных и описанных в настоящем документе элементов и материалов, детали и процессы могут быть полностью изменены, а определенные признаки изобретения могут быть использованы независимо, все, в таком виде, как это представлялось бы специалистам в данной области техники после извлечения пользы из данного описания изобретения. Изменения в описанных здесь элементах возможны без отклонений от существа и рамок изобретения, как они отражены в нижеследующей формуле изобретения. Кроме того, должно быть понятным, что описанные здесь независимо признаки в некоторых вариантах осуществления могут быть скомбинированы.
Claims (17)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Двухбарьерная система для подземной области обработки, включающая в себя первый барьер, созданный вокруг по меньшей мере части подземной области обработки, причем первый барьер выполнен для предотвращения выхода флюида из подземной области обработки или поступления флюида в указанную область;второй барьер, созданный вокруг по меньшей мере части первого барьера, и межбарьерную зону между первым барьером и вторым барьером, причем межбарьерная зона выполнена таким образом, чтобы во время обработки подземной области она оставалась не обработанной тем способом, который используется для обработки указанной подземной области.
- 2. Барьерная система по п.1, в которой первый барьер является замороженным барьером, созданным замораживающими скважинами.
- 3. Барьерная система по п.2, дополнительно содержащая цементный раствор, введенный в пласт по меньшей мере через один ствол замораживающей скважины, используемой для создания первого барьера.
- 4. Барьерная система по любому из пп.1-3, в которой второй барьер является замороженным барьером, созданным замораживающими скважинами.
- 5. Барьерная система по п.4, дополнительно содержащая цементный раствор, введенный в пласт по- 11 012171 меньшей мере через один ствол замораживающей скважины, используемой для создания второго барьера.
- 6. Барьерная система по любому из пп.1-5, в которой область обработки включает в себя углеводородсодержащий пласт и содержит множество нагревателей в области обработки, причем нагреватели выполнены для нагревания углеводородного слоя углеводородсодержащего пласта.
- 7. Барьерная система по любому из пп.1-6, включающая в себя, кроме того, барьерные участки, образованные между первым барьером и вторым барьером, причем барьерные участки выполнены для секционирования межбарьерной зоны между первым барьером и вторым барьером.
- 8. Барьерная система по любому из пп.1-7, включающая в себя, кроме того, по меньшей мере одну мониторинговую скважину в межбарьерной зоне между первым барьером и вторым барьером, причем по меньшей мере одна мониторинговая скважина выполнена для мониторинга целостности первого барьера и/или второго барьера.
- 9. Барьерная система по любому из пп.1-7, включающая в себя, кроме того, первую мониторинговую скважину в межбарьерной зоне и вторую мониторинговую скважину, расположенную с противоположной стороны от первого барьера, причем первая мониторинговая скважина и вторая мониторинговая скважина выполнены для мониторинга целостности первого барьера.
- 10. Барьерная система по любому из пп.1-7, включающая в себя, кроме того, первую мониторинговую скважину в межбарьерной зоне и вторую мониторинговую скважину, расположенную с внешней стороны от второго барьера, причем первая мониторинговая скважина и вторая мониторинговая скважина выполнены для мониторинга целостности второго барьера.
- 11. Способ создания двойного барьера по любому из пп.1-8, включающий в себя создание первого барьера вокруг по меньшей мере части подземной области обработки и создание второго барьера вокруг первого барьера для образования межбарьерной зоны между первым барьером и вторым барьером.
- 12. Способ по п.11, включающий в себя, кроме того, один или более барьерных участков между первым барьером и вторым барьером для разделения области между первым барьером и вторым барьером на разные секции.
- 13. Способ по п.12, включающий в себя, кроме того, мониторинг одной или более секций для мониторинга целостности первого барьера и/или второго барьера.
- 14. Способ по любому из пп.11-13, включающий в себя, кроме того, нагревание углеводородов в подземной области обработки.
- 15. Способ по любому из пп.11-14, включающий в себя, кроме того, уменьшение степени минерализации воды в межбарьерной зоне между первым барьером и вторым барьером.
- 16. Способ по любому из пп.11-15, включающий в себя, кроме того, мониторинг указанной межбарьерной зоны для мониторинга целостности первого и/или второго барьера.
- 17. Способ по любому из пп.11-16, включающий в себя, кроме того, введение цементного раствора в пласт.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US67408105P | 2005-04-22 | 2005-04-22 | |
PCT/US2006/015095 WO2006116087A1 (en) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Double barrier system for an in situ conversion process |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200702305A1 EA200702305A1 (ru) | 2008-02-28 |
EA012171B1 true EA012171B1 (ru) | 2009-08-28 |
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 (8)
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 |
Family Applications After (3)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200702307A EA011905B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Способ конверсии in situ с использованием нагревающей системы с замкнутым контуром |
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) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2632791C1 (ru) * | 2016-11-02 | 2017-10-09 | Владимир Иванович Савичев | Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций |
Families Citing this family (120)
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 |
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 (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
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 (270)
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 |
US3614986A (en) * | 1969-03-03 | 1971-10-26 | Electrothermic Co | Method for injecting heated fluids into mineral bearing formations |
US3542131A (en) | 1969-04-01 | 1970-11-24 | Mobil Oil Corp | Method of recovering hydrocarbons from oil shale |
US3547192A (en) | 1969-04-04 | 1970-12-15 | Shell Oil Co | Method of metal coating and electrically heating a subterranean earth formation |
US3529075A (en) * | 1969-05-21 | 1970-09-15 | Ideal Ind | Explosion connector with ignition arrangement |
US3572838A (en) | 1969-07-07 | 1971-03-30 | Shell Oil Co | Recovery of aluminum compounds and oil from oil shale formations |
US3614387A (en) * | 1969-09-22 | 1971-10-19 | Watlow Electric Mfg Co | Electrical heater with an internal thermocouple |
US3679812A (en) | 1970-11-13 | 1972-07-25 | Schlumberger Technology Corp | Electrical suspension cable for well tools |
US3893918A (en) | 1971-11-22 | 1975-07-08 | Engineering Specialties Inc | Method for separating material leaving a well |
US3757860A (en) | 1972-08-07 | 1973-09-11 | Atlantic Richfield Co | Well heating |
US3761599A (en) | 1972-09-05 | 1973-09-25 | Gen Electric | Means for reducing eddy current heating of a tank in electric apparatus |
US3794113A (en) | 1972-11-13 | 1974-02-26 | Mobil Oil Corp | Combination in situ combustion displacement and steam stimulation of producing wells |
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 |
US4384614A (en) | 1981-05-11 | 1983-05-24 | Justheim Pertroleum Company | Method of retorting oil shale by velocity flow of super-heated air |
US4401162A (en) | 1981-10-13 | 1983-08-30 | Synfuel (An Indiana Limited Partnership) | In situ oil shale process |
US4549073A (en) | 1981-11-06 | 1985-10-22 | Oximetrix, Inc. | Current controller for resistive heating element |
US4418752A (en) | 1982-01-07 | 1983-12-06 | Conoco Inc. | Thermal oil recovery with solvent recirculation |
US4441985A (en) | 1982-03-08 | 1984-04-10 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for supplying the heat requirement of a retort for recovering oil from solids by partial indirect heating of in situ combustion gases, and combustion air, without the use of supplemental fuel |
CA1196594A (en) | 1982-04-08 | 1985-11-12 | Guy Savard | Recovery of oil from tar sands |
US4460044A (en) | 1982-08-31 | 1984-07-17 | Chevron Research Company | Advancing heated annulus steam drive |
US4485868A (en) | 1982-09-29 | 1984-12-04 | Iit Research Institute | Method for recovery of viscous hydrocarbons by electromagnetic heating in situ |
US4498531A (en) * | 1982-10-01 | 1985-02-12 | Rockwell International Corporation | Emission controller for indirect fired downhole steam generators |
US4609041A (en) | 1983-02-10 | 1986-09-02 | Magda Richard M | Well hot oil system |
US4886118A (en) * | 1983-03-21 | 1989-12-12 | Shell Oil Company | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeability and subsequently produce oil |
US4545435A (en) | 1983-04-29 | 1985-10-08 | Iit Research Institute | Conduction heating of hydrocarbonaceous formations |
EP0130671A3 (en) | 1983-05-26 | 1986-12-17 | Metcal Inc. | Multiple temperature autoregulating heater |
US4538682A (en) * | 1983-09-08 | 1985-09-03 | Mcmanus James W | Method and apparatus for removing oil well paraffin |
US4572229A (en) * | 1984-02-02 | 1986-02-25 | Thomas D. Mueller | Variable proportioner |
US4637464A (en) | 1984-03-22 | 1987-01-20 | Amoco Corporation | In situ retorting of oil shale with pulsed water purge |
US4570715A (en) | 1984-04-06 | 1986-02-18 | Shell Oil Company | Formation-tailored method and apparatus for uniformly heating long subterranean intervals at high temperature |
US4577691A (en) | 1984-09-10 | 1986-03-25 | Texaco Inc. | Method and apparatus for producing viscous hydrocarbons from a subterranean formation |
JPS61104582A (ja) * | 1984-10-25 | 1986-05-22 | 株式会社デンソー | シ−ズヒ−タ |
FR2575463B1 (fr) * | 1984-12-28 | 1987-03-20 | Gaz De France | Procede de production du methane a l'aide d'un catalyseur thioresistant et catalyseur pour la mise en oeuvre de ce procede |
US4662437A (en) * | 1985-11-14 | 1987-05-05 | Atlantic Richfield Company | Electrically stimulated well production system with flexible tubing conductor |
CA1253555A (en) | 1985-11-21 | 1989-05-02 | Cornelis F.H. Van Egmond | Heating rate variant elongated electrical resistance heater |
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 |
-
2006
- 2006-04-21 IN IN4144CHN2007 patent/IN266867B/en unknown
- 2006-04-21 NZ NZ562244A patent/NZ562244A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EP EP06750975A patent/EP1871985B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 CA CA2606216A patent/CA2606216C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 DE DE602006006042T patent/DE602006006042D1/de active Active
- 2006-04-21 NZ NZ562239A patent/NZ562239A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EP EP06751034A patent/EP1871987B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 CN CN200680013122.8A patent/CN101163852B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CN CN200680013123.2A patent/CN101163860B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/014778 patent/WO2006115945A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 EP EP06750974A patent/EP1871980A1/en not_active Withdrawn
- 2006-04-21 EP EP06750969A patent/EP1871979A1/en not_active Withdrawn
- 2006-04-21 DE DE602006007450T patent/DE602006007450D1/de active Active
- 2006-04-21 EA EA200702302A patent/EA014258B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EP EP06750976A patent/EP1871982B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 NZ NZ562249A patent/NZ562249A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015167 patent/WO2006116131A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 DE DE602006007693T patent/DE602006007693D1/de active Active
- 2006-04-21 AU AU2006240173A patent/AU2006240173B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 AU AU2006239999A patent/AU2006239999B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 CA CA2606218A patent/CA2606218C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 NZ NZ562240A patent/NZ562240A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AU AU2006240175A patent/AU2006240175B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 CA CA2605724A patent/CA2605724C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 AU AU2006239961A patent/AU2006239961B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 EA EA200702306A patent/EA012554B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AU AU2006239997A patent/AU2006239997B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 EA EA200702299A patent/EA013555B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AU AU2006239958A patent/AU2006239958B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 CA CA2605720A patent/CA2605720C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 AU AU2006239962A patent/AU2006239962B8/en not_active Ceased
- 2006-04-21 US US11/409,523 patent/US7831133B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 NZ NZ562243A patent/NZ562243A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 NZ NZ562241A patent/NZ562241A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AT AT06750975T patent/ATE435964T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AT AT06750976T patent/ATE463658T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EA EA200702300A patent/EA012767B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CN CN200680013322.3A patent/CN101163853B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015104 patent/WO2006116095A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 EP EP06750749A patent/EP1871981A1/en not_active Withdrawn
- 2006-04-21 EA EA200702304A patent/EA012077B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015101 patent/WO2006116092A1/en active Search and Examination
- 2006-04-21 EA EA200702301A patent/EA012901B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EP EP06750751A patent/EP1871990B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 AU AU2006240033A patent/AU2006240033B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015166 patent/WO2006116130A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 EA EA200702303A patent/EA014760B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CN CN200680013121.3A patent/CN101163858B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CA CA2606181A patent/CA2606181C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CN CN200680013092.0A patent/CN101163851A/zh active Pending
- 2006-04-21 DE DE602006007974T patent/DE602006007974D1/de active Active
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015095 patent/WO2006116087A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 AU AU2006240043A patent/AU2006240043B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 CN CN200680013320.4A patent/CN101163856B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 EP EP06751032A patent/EP1871983B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 CA CA2606165A patent/CA2606165C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CN CN200680013312.XA patent/CN101163859B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 EA EA200702297A patent/EA012900B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AT AT06751034T patent/ATE427410T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CA CA2606295A patent/CA2606295C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015106 patent/WO2006116097A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 EA EA200702305A patent/EA012171B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 NZ NZ562251A patent/NZ562251A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AU AU2006239996A patent/AU2006239996B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015084 patent/WO2006116078A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 CA CA2606210A patent/CA2606210C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 AU AU2006239963A patent/AU2006239963B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 NZ NZ562248A patent/NZ562248A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AT AT06750751T patent/ATE434713T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015169 patent/WO2006116133A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015105 patent/WO2006116096A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 CN CN200680013093.5A patent/CN101300401B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CN CN200680013101.6A patent/CN101163855B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 EP EP06751031A patent/EP1871986A1/en not_active Withdrawn
- 2006-04-21 AT AT06751032T patent/ATE437290T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CA CA2606217A patent/CA2606217C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 EA EA200702307A patent/EA011905B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CN CN200680013090.1A patent/CN101163854B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 DE DE602006013437T patent/DE602006013437D1/de active Active
- 2006-04-21 NZ NZ562242A patent/NZ562242A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 NZ NZ562247A patent/NZ562247A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EP EP06750964.6A patent/EP1871978B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 CA CA2605729A patent/CA2605729C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CA CA2606176A patent/CA2606176C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 EP EP06758470A patent/EP1880078A1/en not_active Withdrawn
- 2006-04-21 EA EA200702298A patent/EA011226B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/014776 patent/WO2006115943A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 NZ NZ562252A patent/NZ562252A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CN CN200680013103.5A patent/CN101163857B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-24 EP EP06758505A patent/EP1871858A2/en not_active Withdrawn
- 2006-04-24 CA CA2605737A patent/CA2605737C/en active Active
- 2006-04-24 AU AU2006239886A patent/AU2006239886B2/en not_active Ceased
- 2006-04-24 CN CN200680013130.2A patent/CN101163780B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-24 EA EA200702296A patent/EA014031B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-24 NZ NZ562250A patent/NZ562250A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-24 WO PCT/US2006/015286 patent/WO2006116207A2/en active Application Filing
-
2007
- 2007-09-18 ZA ZA200708023A patent/ZA200708023B/en unknown
- 2007-09-18 ZA ZA200708020A patent/ZA200708020B/xx unknown
- 2007-09-18 ZA ZA200708022A patent/ZA200708022B/xx unknown
- 2007-09-18 ZA ZA200708021A patent/ZA200708021B/xx unknown
- 2007-09-20 ZA ZA200708088A patent/ZA200708088B/xx unknown
- 2007-09-20 ZA ZA200708089A patent/ZA200708089B/xx unknown
- 2007-09-20 ZA ZA200708090A patent/ZA200708090B/xx unknown
- 2007-09-20 ZA ZA200708087A patent/ZA200708087B/xx unknown
- 2007-09-21 ZA ZA200708134A patent/ZA200708134B/xx unknown
- 2007-09-21 ZA ZA200708137A patent/ZA200708137B/xx unknown
- 2007-09-21 ZA ZA200708136A patent/ZA200708136B/xx unknown
- 2007-09-21 ZA ZA200708135A patent/ZA200708135B/xx unknown
- 2007-09-24 IL IL186206A patent/IL186206A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186207A patent/IL186207A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186210A patent/IL186210A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186214A patent/IL186214A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186204A patent/IL186204A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186212A patent/IL186212A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186213A patent/IL186213A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186208A patent/IL186208A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186203A patent/IL186203A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186211A patent/IL186211A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186205A patent/IL186205A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186209A patent/IL186209A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-28 ZA ZA200708316A patent/ZA200708316B/xx unknown
- 2007-11-21 MA MA30403A patent/MA29473B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30400A patent/MA29470B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30405A patent/MA29474B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30399A patent/MA29469B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30404A patent/MA29719B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30408A patent/MA29477B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30409A patent/MA29478B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30406A patent/MA29475B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30398A patent/MA29468B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30402A patent/MA29472B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30401A patent/MA29471B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30407A patent/MA29476B1/fr unknown
-
2011
- 2011-03-09 AU AU2011201030A patent/AU2011201030B2/en not_active Ceased
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20040040715A1 (en) * | 2001-10-24 | 2004-03-04 | Wellington Scott Lee | In situ production of a blending agent from a hydrocarbon containing formation |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2632791C1 (ru) * | 2016-11-02 | 2017-10-09 | Владимир Иванович Савичев | Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций |
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA012171B1 (ru) | Двухбарьерная система для in situ процесса конверсии углеводородов | |
CA2463110C (en) | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using barriers | |
RU2524584C2 (ru) | Системы и способы обработки подземного пласта с помощью электрических проводников | |
US5984010A (en) | Hydrocarbon recovery systems and methods | |
Mukhametshina et al. | Electromagnetic heating of heavy oil and bitumen: a review of experimental studies and field applications | |
AU2009251533B2 (en) | Using mines and tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations | |
US20080236820A1 (en) | Production of natural gas from hydrates | |
AU2002342140A1 (en) | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using barriers | |
CN102947539A (zh) | 传导对流回流干馏方法 | |
RU2305176C2 (ru) | Внутрипластовая добыча из содержащего углеводороды пласта с использованием барьеров | |
CA2793883A1 (en) | Barrier methods for use in subsurface hydrocarbon formations | |
JPS5812436B2 (ja) | 熱採鉱式油生産方法 |
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 |