EA013513B1 - Способ получения сырых продуктов с подземной термической переработкой in situ - Google Patents
Способ получения сырых продуктов с подземной термической переработкой in situ Download PDFInfo
- Publication number
- EA013513B1 EA013513B1 EA200801155A EA200801155A EA013513B1 EA 013513 B1 EA013513 B1 EA 013513B1 EA 200801155 A EA200801155 A EA 200801155A EA 200801155 A EA200801155 A EA 200801155A EA 013513 B1 EA013513 B1 EA 013513B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- formation
- stream
- fluid
- hydrocarbons
- liquid stream
- Prior art date
Links
- 239000012043 crude product Substances 0.000 title claims abstract description 36
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 42
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 title abstract 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 212
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 162
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 141
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 93
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 52
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 33
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 33
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 165
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 159
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 80
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 76
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 58
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 54
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 49
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 43
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims description 39
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 33
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 21
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 20
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 20
- 238000003672 processing method Methods 0.000 claims description 18
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 13
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 9
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 8
- 238000001728 nano-filtration Methods 0.000 claims description 8
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 claims description 7
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 7
- 150000005673 monoalkenes Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 4
- 239000011269 tar Substances 0.000 claims description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 claims description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 3
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 claims description 3
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 claims description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 claims description 2
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 claims 3
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 199
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 71
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 51
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 35
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 34
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 32
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 28
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 28
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 23
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 23
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 22
- -1 pyrobitumen Substances 0.000 description 22
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 21
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000000463 material Substances 0.000 description 17
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 17
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 14
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 13
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 13
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 13
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 12
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 12
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 11
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 11
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 11
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 11
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 10
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 10
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 9
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 9
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N Alumina Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 8
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 8
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 8
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 7
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 7
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 7
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 7
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical class CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 6
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 6
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 6
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 6
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 6
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 6
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 6
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 5
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 5
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 125000000383 tetramethylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 5
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 4
- QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N isopentane Chemical compound CCC(C)C QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920005597 polymer membrane Polymers 0.000 description 4
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 4
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 4
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 3
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 3
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 3
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical class CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 239000003570 air Substances 0.000 description 2
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 2
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 2
- 235000013844 butane Nutrition 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 2
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 239000012809 cooling fluid Substances 0.000 description 2
- AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N dimethyl butane Natural products CCCC(C)C AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 2
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 2
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical class CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical class CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 2
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 2
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000788 1018 steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000006481 Colocasia esculenta Nutrition 0.000 description 1
- 240000004270 Colocasia esculenta var. antiquorum Species 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N Isobutene Chemical group CC(C)=C VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004697 Polyetherimide Substances 0.000 description 1
- 239000004642 Polyimide Substances 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000000443 aerosol Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ILRRQNADMUWWFW-UHFFFAOYSA-K aluminium phosphate Chemical class O1[Al]2OP1(=O)O2 ILRRQNADMUWWFW-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- VFGGFRZVTZVOBE-UHFFFAOYSA-K aluminum titanium(4+) phosphate Chemical class [Ti+4].P(=O)([O-])([O-])[O-].[Al+3] VFGGFRZVTZVOBE-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 1
- 229910052790 beryllium Inorganic materials 0.000 description 1
- ATBAMAFKBVZNFJ-UHFFFAOYSA-N beryllium atom Chemical compound [Be] ATBAMAFKBVZNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002551 biofuel Substances 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000012206 bottled water Nutrition 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000011203 carbon fibre reinforced carbon Substances 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000012993 chemical processing Methods 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 239000000110 cooling liquid Substances 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 150000001925 cycloalkenes Chemical class 0.000 description 1
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005367 electrostatic precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012013 faujasite Substances 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 229910052733 gallium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001030 gas--liquid chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L hectorite Chemical compound [Li+].[OH-].[OH-].[Na+].[Mg+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O[Si]([O-])(O1)O[Si]1([O-])O2 KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000271 hectorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012510 hollow fiber Substances 0.000 description 1
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052809 inorganic oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 239000012184 mineral wax Substances 0.000 description 1
- 229910052680 mordenite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012299 nitrogen atmosphere Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000002902 organometallic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 229920002312 polyamide-imide Polymers 0.000 description 1
- 229920001601 polyetherimide Polymers 0.000 description 1
- 229920001721 polyimide Polymers 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 1
- 229920002981 polyvinylidene fluoride Polymers 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 238000005215 recombination Methods 0.000 description 1
- 230000006798 recombination Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000108 ultra-filtration Methods 0.000 description 1
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
- 239000002759 woven fabric Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B60—VEHICLES IN GENERAL
- B60L—PROPULSION OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; SUPPLYING ELECTRIC POWER FOR AUXILIARY EQUIPMENT OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRODYNAMIC BRAKE SYSTEMS FOR VEHICLES IN GENERAL; MAGNETIC SUSPENSION OR LEVITATION FOR VEHICLES; MONITORING OPERATING VARIABLES OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRIC SAFETY DEVICES FOR ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES
- B60L1/00—Supplying electric power to auxiliary equipment of vehicles
- B60L1/02—Supplying electric power to auxiliary equipment of vehicles to electric heating circuits
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/002—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal in combination with oil conversion- or refining processes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/02—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by distillation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G9/24—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by heating with electrical means
-
- 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
-
- 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
- E21B43/28—Dissolving minerals other than hydrocarbons, e.g. by an alkaline or acid leaching agent
- E21B43/281—Dissolving minerals other than hydrocarbons, e.g. by an alkaline or acid leaching agent using heat
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/308—Gravity, density, e.g. API
-
- 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
Abstract
Изобретение предлагает способы получения одного или более сырых продуктов, которые включают текучую среду формации, полученную способом подземной термической переработки in situ; разделение текучей среды формации для получения жидкого потока и газового потока; подачу жидкого потока в установку гидроочистки и гидроочистку по меньшей мере части жидкого потока в условиях, достаточных для удаления по меньшей мере части засоряющих соединений, которые засоряют одну или более перерабатывающих установок, расположенных после установки гидроочистки в технологической схеме; и переработку жидкого потока после гидроочистки в одной или более перерабатывающих установках для формирования одного или более сырых продуктов.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способам и системам для получения углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных формаций, например углеводородсодержащих формаций.
Известный уровень техники
Углеводороды, полученные из подземных формаций, часто используются в качестве энергетических ресурсов, сырья и потребительских продуктов. Беспокойство по поводу истощения доступных ресурсов углеводородов и беспокойство по поводу снижения качества получаемых углеводородов привели к разработке способов более эффективного извлечения, переработки и/или использования доступных углеводородных ресурсов. Для удаления углеводородных материалов из подземных формаций могут быть использованы способы ίη δίΐιι. Для более легкого удаления углеводородного материала из подземных формаций может потребоваться изменение химических и физических свойств углеводородного материала в подземной формации. Химические и физические изменения могут включить ίη δίΐιι реакции, приводящие к текучим средам, которые можно удалить, изменению состава, растворимости, плотности, фазового состава и/или изменению вязкости углеводородного материала в формации. Текучие среды могут быть, но не ограничены этим, газом, жидкостью, эмульсией, суспензией и/или потоком твёрдых частиц с текучестью, подобной текучести жидкости.
Текучие среды формации, полученные из подземных формаций с использованием способа термической переработки ίη δίΐιι. могут быть проданы и/или переработаны в коммерческие продукты. Текучие среды формации, полученные способом термической переработки ίη кйи, могут иметь свойства и/или составы, отличные от текучих сред формации, полученных обычными способами. Текучие среды формации, полученные из подземных формаций с использованием способа термической переработки ίη кйи, могут не соответствовать промышленным стандартам транспортировки и/или коммерческого использования. Таким образом, существует потребность в улучшенных способах и системах для переработки текучих сред формации, полученных из различных углеводородсодержащих формаций.
Раскрытие изобретения
Описанные здесь воплощения, в основном, относятся к способам переработки текучих сред подземной формации.
В некоторых воплощениях изобретение предлагает способ получения одного или более сырых продуктов, который включает добычу текучей среды формации способом переработки текучих сред подземной формации; разделение текучей среды формации для получения жидкого потока и газового потока; подачу по меньшей мере части жидкого потока в установку гидроочистки и гидроочистку по меньшей мере части жидкого потока в условиях, достаточных для удаления по меньшей мере части соединений композиций в жидком потоке для получения жидкого потока после гидроочистки.
В дальнейших воплощениях признаки определённых воплощений могут быть объединены с признаками других воплощений. Например, признаки одного воплощения могут быть объединены с признаками любого другого воплощения.
В дальнейших воплощениях переработку подземных формаций выполняют с применением любых способов, систем или нагревателей, раскрытых в описании.
В дальнейших воплощениях дополнительные признаки могут быть добавлены к определённым воплощениям, раскрытым в описании.
Преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными специалисту в данной области техники из последующего детального описания и со ссылкой на прилагаемые чертежи, в которых фиг. 1 представляет схематический вид части системы термической переработки ίη δίΐιι для переработки углеводородсодержащей формации; фиг. 2 - схематическое воплощение системы переработки смеси, полученной способом термической переработки ίη δίΐιι; фиг. 3 - схематическое воплощение системы переработки жидкого потока, полученного способом термической переработки ίη δίΐιι.
В то время как на изобретение влияют различные модификации и альтернативные формы воплощения, его воплощения представлены посредством примера на основе чертежей и могут быть подробно раскрыты в описании. Чертежи не могут быть масштабированы. Следует понимать, однако, что чертежи и их детальное описание не предназначены для ограничения изобретения отдельной раскрытой формой, но напротив, направлены на охват всех модификаций, эквивалентов и альтернатив, входящих в объём притязаний настоящего изобретения, в соответствии с прилагаемой формулой изобретения.
Осуществление изобретения
Последующее описание, в общем, относится к системам и способам переработки углеводородов в формациях. Такие формации могут быть переработаны для получения углеводородных продуктов, водорода и других продуктов.
Последующее описание, в общем, относится к системам и способам переработки текучей среды, полученной из углеводородсодержащей формации с использованием способа термической переработки ίη 8Йи. Углеводородсодержащие формации могут быть переработаны для получения углеводородных продуктов, водорода, метана и других продуктов.
Углеводороды обычно определяются как молекулы, образованные прежде всего атомами углеро
- 1 013513 да и водорода. Углеводороды также могут содержать другие элементы, например галогены, металлы, азот, кислород и/или серу, но не ограничиваются ими. Углеводороды могут быть, но не ограничиваются этим, керогеном, битумом, пиробитумом, нефтями, натуральными минеральными восками и асфальтитами. Углеводороды могут находиться в минеральной матрице земли или непосредственно примыкать к ней. Матрицы могут включать, но не ограничиваются этим, осадочные породы, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды. Углеводородные текучие среды являются текучими средами, которые содержат углеводороды. Углеводородные текучие среды могут включать, захватывать, или быть захваченными неуглеводородными текучими средами, например водородом, азотом, монооксидом углерода, диоксидом углерода, сульфидом водорода, водой и аммиаком.
Формация включает один или более углеводородсодержащих слоев, один или более неуглеводородных слоев, вскрышу и/или ложе. Вскрыша и/или ложе включают один или более различных типов непроницаемых материалов. Например, вскрыша и/или ложе могут включать скальную породу, сланец, аргиллит или влажный/напряжённый карбонат. В некоторых воплощениях способов термической переработки ίη 8Йи вскрыша и/или ложе могут включать углеводородсодержащий слой или углеводородсодержащие слои, которые относительно непроницаемы и не подвергаются действию температуры в ходе термической переработки ίη $ύιι, которая приводит к существенным изменениям характеристик углеводородсодержащего слоя вскрыши и/или ложа. Например, ложе может содержать сланец или аргиллит, но ложу не позволяют нагреться до температуры пиролиза в ходе термической переработки ίη δίΐιι. В некоторых случаях вскрыша и/или ложе могут быть незначительно проницаемыми.
Текучие среды формации относятся к текучим средам, присутствующим в формации, и могут включать продукты пиролиза, синтез газ, текучие среды с приданной подвижностью, текучие среды лёгкого крекинга и воду (пар). Текучие среды формации могут включать углеводородные, так же как неуглеводородные текучие среды. Термин текучая среда с приданной подвижностью относится к текучей среде в углеводородсодержащей формации, которая становится текучей в результате термической переработки формации. Термин текучие среды лёгкого крекинга относится к текучей среде с вязкостью, которая была снижена в результате термической переработки формации.
Добытые текучие среды относятся к текучим средам, удалённым из формации.
Способ конверсии ίη δίΐιι относится к способу нагрева углеводородсодержащей формации источниками тепла для повышения температуры по меньшей мере части формации выше температуры пиролиза так, чтобы образовывались текучие среды пиролиза в формации.
Углеродное число относится к числу атомов углерода в молекуле. Углеводородная текучая среда может включать различные углеводороды с различными углеродными числами. Углеводородная текучая среда может быть описана распределением углеродных чисел. Углеродные числа и/или распределения углеродных чисел могут быть определены истинным распределением точки кипения и/или газожидкостной хроматографией.
Источником тепла является любая система для передачи тепла по меньшей мере в часть формации, по существу, контактной и/или излучательной теплопередачей. Например, источник тепла может включать электрические нагреватели, например изолированный проводник, удлинённый элемент и/или проводник, расположенный в трубопроводе. Нагреватель также может включать системы, которые производят тепло сжиганием топлива вне или в формации. Системами могут быть поверхностные горелки, глубинные горелки, беспламенные распределённые топочные камеры и обычные распределённые топочные камеры. В некоторых воплощениях тепло, подаваемое одним или более источникам тепла или произведенное ими, может быть получено от других источников энергии. Другие источники энергии могут непосредственно нагреть формацию, или энергия может быть передана теплоносителю, который непосредственно или косвенно нагревает формацию. Следует понимать, что один или более источников тепла, которые передают тепло в формацию, могут использовать различные источники энергии. Таким образом, например, для данной формации некоторые источники тепла могут подавать тепло от электрических нагревателей сопротивления, некоторые источники тепла могут подавать тепло сгорания и некоторые источники тепла могут подавать тепло из одного или более других источников энергии (например, химических реакций, солнечной энергии, энергии ветра, биомассы или других источников возобновляемой энергии). Химическая реакция может включать экзотермическую реакцию (например, реакцию окисления). Источник тепла также может включать нагреватель, который передаёт тепло в зону, ближайшую и/или окружающую место нагрева, например нагревательную скважину.
Нагреватель представляет собой любую систему или источник тепла для подачи тепла в скважину или вблизи ствола скважины. Нагреватели могут быть, но не ограничиваются, электрическими нагревателями, горелками, топочными камерами, которые реагируют с материалом в формации, или полученными из формации, и/или их комбинацией.
Способ термической переработки ίη δίΐιι относится к способу нагрева углеводородсодержащей формации источниками тепла для повышения температуры по меньшей мере части формации выше температуры переведения в текучее состояние, снижения вязкости и/или пиролиза углеводородсодержащего материала так, чтобы в формации образовывались текучие среды с приданной подвижностью, пониженной вязкости и/или пиролиза в формации.
- 2 013513
Термин буровая скважина относится к отверстию в формации, проделанному бурением или введением трубопровода в формацию. Буровая скважина может иметь, по существу, круглое поперечное сечение или другую форму поперечного сечения. В соответствии с использованием в описании термины скважина и отверстие при применении к отверстию в формации могут использоваться взаимозаменяемо с термином буровая скважина.
Пиролизом является разрыв химических связей за счёт применения тепла. Например, пиролиз может включать превращение соединения в одно или более других веществ только нагревом. Тепло может быть передано в секцию формации, чтобы вызвать пиролиз. В некоторых формациях части формации и/или другие материалы в формации могут промотировать пиролиз за счёт каталитической активности.
Текучая среда пиролиза или продукты пиролиза относится к текучей среде, полученной, по существу, при пиролизе углеводородов. Жидкие продукты реакций пиролиза могут смешаться с другими текучими средами в формации. Смесь следует рассматривать как текучую среду или продукт пиролиза. В соответствии с использованием в описании зона пиролиза относится к объёму формации (например, относительно проницаемая формация, например, формация битуминозных песков), которая реагирует с образованием текучей среды пиролиза.
Крекинг относится к процессу, включающему разложение и рекомбинацию молекул органических соединений для получения большего числа молекул, чем присутствовало первоначально. При крекинге имеет место ряд реакций, сопровождаемых переносом атомов водорода между молекулами. Например, лигроин может претерпевать реакцию термического крекинга с образованием этилена и Н2.
Лёгкий крекинг относится к разделению молекул в текучей среде в ходе термической переработки и/или к разрушению больших молекул до меньших молекул в ходе термической переработки, что приводит к снижению вязкости текучей среды.
Конденсируемые углеводороды являются углеводородами, которые конденсируются при 25°С и одной атмосфере абсолютного давления. Конденсируемые углеводороды могут включать смесь углеводородов с углеродным числом более 4. Неконденсируемые углеводороды являются углеводородами, которые не конденсируются при 25°С и одной атмосфере абсолютного давления. Неконденсируемые углеводороды могут включать углеводороды с углеродным числом менее 5.
Засорение относится к затруднению и/или замедлению потока одного или более соединений в технологическом аппарате или трубопроводе.
Олефины являются молекулами, которые включают ненасыщенные углеводороды с одной или более неароматических двойных связей углерод-углерод.
Бензиновые углеводороды относятся к углеводородам с диапазоном точки кипения от 32°С (90°Р) до около 204°С (400°Р). Бензиновые углеводороды включают, но не ограничены, прямогонным бензином, лигроином, бензином каталитического крекинга в кипящем слое или термического крекинга, УВ бензином и бензином коксования. Содержание бензиновых углеводородов определяют АБТМ Ό2887.
Лигроин относится к углеводородным компонентам с распределением температур кипения в диапазоне 38-200°С при 0,101 МПа. Содержание лигроина определяют АБТМ Ό5307.
Керосин относится к углеводородам с распределением температур кипения в диапазоне 204260°С при 0,101 МПа. Содержание керосина определяют АБТМ Ό2887.
Дизельное топливо относится к углеводородам с распределением кипения в диапазоне 260-343°С (500-650°Р) при 0,101 МПа. Содержание дизельного топлива определяют АБТМ Ό2887.
УСО или вакуумный газойль относится к углеводородам с распределением температур кипения в диапазоне 343-538°С при 0,101 МПа. Содержание УСО определяют АБТМ Ό5307.
Повышение качества относится к повышению качества углеводородов. Например, повышение качества тяжёлых углеводородов может приводить к увеличению плотности в градусах АР1 тяжёлых углеводородов.
Плотность в градусах АР1 относится к АР1 плотности при 15,5°С (60°Р). Плотность в градусах АР1 определяется АБТМ Ό6822.
Периодическая таблица относится к Периодической таблице в соответствии с определением Международного союза теоретической и прикладной химии (ГОРАС), октябрь 2005.
Металл X группы или металлы X группы относится к одному или более металлам X группы Периодической таблицы и/или одному или более соединениям одного или более металлов X группы Периодической таблицы, в которой X соответствует номеру группы (например, 1-12) Периодической таблицы. Например, металлы 6 группы относится к металлам 6 группы Периодической таблицы и/или соединениям одного или более металлов 6 группы Периодической таблицы.
Элемент X группы или элементы X группы относится к одному или более элементам X группы Периодической таблицы и/или одному или более соединений одного или более элементов X группы Периодической таблицы, в которой X соответствует номеру группы (например, 13-18) Периодической таблицы. Например, элементы 15 группы относятся к элементам 15 группы Периодической таблицы и/или соединениям одного или более элементов 15 группы Периодической таблицы.
В рамках настоящего изобретения вес металла из Периодической таблицы, вес соединения металла
- 3 013513 из Периодической таблицы, вес элемента из Периодической таблицы или вес соединения элемента из Периодической таблицы рассчитывают как вес металла или вес элемента. Например, если используется 0,1 г МоО3 на 1 г катализатора, расчётный вес металлического молибдена в катализаторе составляет 0,067 г на 1 г катализатора.
Газойль относится к смеси лёгкого газойля и тяжёлого газойля. Лёгкий газойль относится к углеводородам с распределением температур кипения в диапазоне 430°Р (221°С)-650°Р (343°С), получаемым системой каталитического крекинга в кипящем слое. Содержание лёгкого газойля определяют Ά8ΤΜ Ό5307. Тяжёлый газойль относится к углеводородам с распределением температур кипения в диапазоне 650°Р (343°С) и 800°Р (427°С), получаемые системой каталитического крекинга в кипящем слое. Содержание тяжёлого газойля определяют Ά8ΤΜ Ό5307.
Октановое число относится к расчётному числовому выражению антидетонационных свойств моторного топлива по сравнению со стандартным образцовым топливом. Расчётное октановое число определяют Ά8ΤΜ Ό6730.
Ценосферы относятся к полым частицам, образующимся в тепловых процессах при высоких температурах, когда расплавленные компоненты выдуваются подобно воздушным шарикам испарением органических компонентов.
Физическая стабильность относится к способности текучей среды формации не приводить к разделению фаз или флоккуляции при транспортировке текучей среды. Физическую стабильность определяют Ά8ΤΜ Ό7060.
Химически стабильность относится к способности транспортируемой текучей среды формации не образовывать полимеры и/или композиции из компонентов текучей среды, которые засоряют трубопроводы, клапаны и/или аппараты.
Фиг. 1 представляет схематический вид части системы термической переработки ίη δίΐιι для переработки углеводородсодержащей формации. Система термической переработки ίη δίΐιι может включать барьерные скважины 200. Барьерные скважины используются для формирования барьера вокруг области переработки. Барьер ингибирует поток текучей среды в область переработки и/или из области переработки. Барьерные скважины включают, но не ограничены дренирующими скважинами, вакуумными скважинами, перехватывающими скважинами, нагнетательными скважинами, тампонажными скважинами, скважинами замораживания или их комбинациями. В некоторых воплощениях барьерные скважины 200 являются дренажными скважинами. Дренажные скважины могут удалить жидкую воду и/или препятствовать вхождению жидкой воды в часть формации, которая будет нагрета, или в нагретую формацию. В воплощении, изображенном на фиг. 1, барьерные скважины 200 показаны проходящими только вдоль одной стороны источников 202 тепла, но барьерные скважины обычно окружают все используемые источники 202 тепла или источники тепла, которые будут использованы для нагрева области переработки формации.
Источники 202 тепла помещены по меньшей мере в часть формации. Источники 202 тепла могут включать нагреватели, например изолированные проводники, нагреватели проводник-в-трубопроводе, поверхностные горелки, беспламенные распределённые топочные камеры и/или обычные распределённые топочные камеры. Источники 202 тепла также могут включать другие типы нагревателей. Источники 202 тепла передают тепло по меньшей мере к части формации для нагрева углеводородов в формации. Энергия может подаваться в источники 202 тепла по питающим линиям 204. Питающие линии 204 могут различаться структурно в зависимости от типа источника тепла или источников тепла, используемых для нагрева формации. Питающие линии 204 для источников тепла могут подавать электричество для электрических нагревателей, топливо для топочных камер или передавать тепло жидкому теплоносителю, циркулирующему в формации.
При нагреве формации ввод тепла в формацию может вызвать расширение формации и геомеханическое движение. Компьютерное моделирование может спрогнозировать результат нагрева формации. Компьютерное моделирование может использоваться для разработки схемы и последовательности времени включения источников тепла так, чтобы геомеханическое движение формации неблагоприятно не сказывалось на функциональных возможностях источников тепла добывающих скважин и другого оборудования в формации.
Нагрев формации может вызвать увеличение проницаемости и/или пористости формации. Увеличение проницаемости и/или пористости может привести к снижению массы формации из-за испарения и удаления воды, удаления углеводородов и/или образования трещин. Текучая среда может более легко течь в горячей части формации из-за увеличенной проницаемости и/или пористости формации. Текучая среда в горячей части формации может проходить значительное расстояние в формации из-за увеличенной проницаемости и/или пористости. Значительное расстояние может быть более 1000 м в зависимости от различных факторов, например проницаемости формации, свойств текучей среды, температуры формации и градиента давления, обеспечивающего движение текучей среды. Способность текучей среды проходить значительное расстояние в формации позволяет добывающим скважинам 206 находиться относительно далеко друг от друга в формации.
Добывающие скважины 206 используются для удаления текучей среды формации из формации. В
- 4 013513 некоторых воплощениях добывающая скважина 206 включает источник тепла. Источник тепла в добывающей скважине может нагреть одну или более частей формации в добывающей скважине или вблизи добывающей скважины. В некоторых воплощениях способа переработки ίη δίΐιι количество тепла, подаваемого в формацию добывающей скважиной на метр добывающей скважины, меньше, чем количество тепла, подаваемого в формацию источником тепла на метр источника тепла. Тепло, подаваемое в формацию добывающей скважиной, может увеличить проницаемость формации, примыкающей к добывающей скважине, испарением и удалением жидкой фазы текучей среды, примыкающей к добывающей скважине, и/или увеличением проницаемости формации, примыкающей к добывающей скважине, формированием макро- и/или микротрещин.
Более чем один источник тепла может быть размещен в добывающей скважине. Источник тепла в более низкой части добывающей скважины может быть выключен, когда совмещение тепла из соседних источников тепла нагревает формацию достаточно для нейтрализации положительного эффекта, обеспечиваемого нагревом формации добывающей скважины. В некоторых воплощениях источник тепла в верхней части добывающей скважины может остаться включённым после того, как источник тепла в более низкой части добывающей скважины отключён. Источник тепла в верхней части скважины может ингибировать конденсацию и стекание текучей среды формации.
В некоторых воплощениях источник тепла в добывающей скважине 206 позволяет удалить паровую фазу текучей среды формации из формации. Нагрев вблизи добывающей скважины или через нее может: (1) ингибировать конденсацию и/или стекание добываемой текучей среды при течении добываемой текучей среды по добывающей скважине вблизи вскрыши, (2) повышать выход тепла в формацию, (3) повышать норму добывающей скважины по сравнению с добывающей скважиной без источника тепла, (4) ингибировать конденсацию соединений с высоким углеродным числом (С6 и выше) в добывающей скважине и/или (5) повышать проницаемость формации в добывающей скважине или вблизи нее.
Подземное давление в формации может соответствовать давлению текучей среды, произведённой в формации. С ростом температуры в горячей части формации давление в горячей части формации может увеличиться в результате увеличения генерации текучей среды и испарения воды. Контроль скорости удаления текучей среды из формации может позволить контролировать давление в формации. Давление в формации может быть определено во множестве различных мест, например рядом с добывающей скважиной или в добывающих скважинах, рядом с источником тепла или в источниках тепла или в наблюдательных скважинах.
В некоторых углеводородсодержащих формациях добыча углеводородов из формации ингибирована, пока по меньшей мере некоторая часть углеводородов в формации не будет пиролизована. Текучая среда формации может быть добыта из формации, когда текучая среда формации будет заданного качества. В некоторых воплощениях заданное качество включает плотность в градусах ΙΡΑ по меньшей мере около 20, 30 или 40°. Ингибирование добычи, пока по меньшей мере некоторая часть углеводородов не будет пиролизована, может увеличить превращение тяжёлых углеводородов в лёгкие углеводороды. Ингибирование начальной добычи может минимизировать добычу тяжёлых углеводородов из формации. Добыча существенных количеств тяжёлых углеводородов может потребовать дорогого оборудования и/или снизить срок службы добывающего оборудования.
В некоторых углеводородсодержащих формациях углеводороды в формации могут быть нагреты до температуры пиролиза до достижения существенной проницаемости в нагретой части формации. Начальный недостаток проницаемости может ингибировать транспорт полученных текучих сред к добывающим скважинам 206. В ходе начального нагрева давление текучей среды в формации может увеличиться вблизи от источников 202 тепла. Увеличенное давление текучей среды может быть сброшено, отрегулировано, изменено и/или может контролироваться по одному или более источникам 202 тепла. Например, выбранные источники 202 тепла или отдельные скважины сброса давления могут включать клапаны сброса давления, которые дают возможность удалить некоторое количество текучей среды из формации.
В некоторых воплощениях возможно осуществить повышение давления, вызванного расширением текучих сред пиролиза или других текучих сред, полученных в формации, хотя открытого стока к добывающим скважинам 206 или любого другого снижения давления в формации ещё не существует. Можно дать возможность давлению увеличиться до литостатического давления. Трещины в углеводородсодержащей формации могут формироваться, когда давление текучей среды приближается к литостатическому давлению. Например, трещины могут формироваться от источников 202 тепла к добывающим скважинам 206 в нагретой части формации. Образование трещин в горячей части может уменьшить в некоторой степени давление в части. Давление в формации следует поддерживать ниже заданного давления, чтобы исключить нежелательную добычу, растрескивание вскрыши или ложа и/или коксование углеводородов в формации.
После достижения температуры пиролиза и создания возможности добычи из формации давление может меняться для изменения и/или управления составом добываемой текучей среды формации, управления процентом конденсируемой текучей среды по отношению к неконденсируемой текучей среде в формации и/или управления градусом плотности по ΙΡΑ добываемой текучей среды формации. Напри
- 5 013513 мер, снижение давления может привести к большей добыче конденсируемого жидкого компонента. Конденсируемый жидкий компонент может содержать большой процент олефинов.
В некоторых воплощениях способа термической переработки ίη δίΐιι давление в формации может поддерживаться достаточно высоким для активизации добычи текучей среды формации с градусом плотности по ΙΡΑ более 20°. Поддержание повышенного давления в формации может ингибировать осадку формации в ходе термической переработки ίη δίΐιι. Поддержание повышенного давления может облегчить добычу паровой фазы текучей среды из формации. Добыча паровой фазы может позволить снизить размер набора трубопроводов, используемого для транспортировки текучих сред, добытых из формации. Поддержание повышенного давления может снизить или устранить необходимость в компрессии текучих сред формации на поверхности для транспортировки текучих сред по набору трубопроводов к средствам переработки.
Поддержание увеличенного давления в горячей части формации может неожиданно позволить добывать большое количество углеводородов повышенного качества и относительно низкого молекулярного веса. Давление может поддерживаться так, чтобы добытая текучая среда формации содержала минимальное количество соединений с углеродным числом выше выбранного. Выбранное углеродное число может быть не более 25, не более 20, не более 12 или не более 8. Некоторые соединения с высоким углеродным числом могут удерживаться в паровой фазе в формации и могут быть удалены из формации с паром. Поддержание повышенного давления в формации может ингибировать захват соединений с высоким углеродным числом и/или полициклических углеводородных соединений в паровой фазе. Соединения с высоким углеродным числом и/или многокольцевые углеводородные соединения могут оставаться в жидкой фазе в формации значительные периоды времени. Значительные периоды времени могут обеспечить время, достаточное для пиролиза соединений с формированием соединений с более низким углеродным числом.
Полагают, что получение углеводородов с относительно низким молекулярным весом частично вызвано автогенным получением и реакцией водорода в части углеводородсодержащей формации. Например, поддержание повышенного давления может вызвать получение водорода в ходе пиролиза жидкой фазы внутри формации. Нагрев части до температуры в диапазоне температуры пиролиза может пиролизовать углеводороды в формации с получением жидкой фазы пиролизованных текучих сред. Полученная жидкая фаза компонентов пиролизованных текучих сред может содержать двойные связи и/или радикалы. Водород (Н2) в жидкой фазе может снижать содержание двойных связей в полученных пиролизованных текучих средах, снижая таким образом вероятность полимеризации или образования длинноцепоченых соединений из полученных пиролизованных текучих сред. Кроме того, Н2 также может нейтрализовать радикалы в полученных пиролизованных текучих средах. Поэтому Н2 в жидкой фазе может ингибировать реакции полученных пиролизованных текучих сред друг с другом и/или с другими соединениями в формации.
Текучая среда формации, добытая из добывающих скважин 206, может транспортироваться по набору трубопроводов 208 к средствам 210 переработки. Текучая среда формации также может быть добыта из источников 202 тепла. Например, текучая среда может быть добыта из источников 202 тепла, для контроля давления в формации, примыкающей к источникам тепла. Текучая среда, добытая по источникам 202 тепла, может транспортироваться по подъёмным трубам или обвязке в набор трубопроводов 208, или добытая текучая среда может транспортироваться по подъёмным трубам или обвязке непосредственно к средствам 210 переработки. Средства 210 переработки могут включать устройства разделения, реакционные установки, установки обогащения, топливные ячейки, турбины, ёмкости хранения и/или другие системы и установки для переработки полученных текучих сред формации. Средства переработки могут давать транспортное топливо по меньшей мере из части углеводородов, добытых из формации.
В некоторых воплощениях текучую среду формации, полученную способом термической переработки ίη δίΐιι. направляют в сепаратор для разделения текучей среды формации на один или более жидких потоков и/или один или более газовых потоков способа термической переработки ίη δίΐιι. Жидкие и газовые потоки далее могут быть переработаны до желательных продуктов.
Нагрев части подземной формации может вызвать изменение минеральной структуры формации и образование частиц. Частицы могут быть диспергированы и/или частично растворены в текучей среде формации. Частицы могут содержать металлы и/или соединения металлов 1-2 групп и 4-13 групп Периодической таблицы (например, алюминий, кремний, магний, кальций, калий, натрий, бериллий, литий, хром, магний, медь, цирконий, и т. д). В некоторых воплощениях частицы включают ценосферы. В некоторых воплощениях частицы покрыты, например, углеводородами текучей среды формации. В некоторых воплощениях частицы включают цеолиты.
Концентрация частиц в текучей среде формации может составлять 1-3000, 50-2000 или 100-1000 ррт. Размер частиц может составлять 0,5-200, 5-150, 10-100 или 20-50 мкм.
В некоторых воплощениях текучая среда формации может включать распределение частиц. Распределение частиц может быть, но не ограничивается, тримодальным или бимодальным распределением. Например, тримодальное распределение частиц может включать 1-50 ррт частиц с размером 5-10 мкм, 2-2000 ррт частиц с размером 50-80 мкм и 1-100 ррт с размером 100-200 мкм. Бимодальное распределе
- 6 013513 ние частиц может включать 1-60 ррт частиц с размером 50-60 мкм и 2-2000 ррт частиц с размером 100200 мкм.
В некоторых воплощениях частицы могут контактировать с текучей средой формации и катализировать формирование соединений с углеродным числом не более 25, не более 20, не более 12 или не более 8. В некоторых воплощениях цеолитные частицы могут участвовать в окислении и/или восстановлении текучих сред формации для получения соединений, которые обычно не присутствуют в добываемых текучих средах с использованием обычных способов получения. Контакт текучей среды формации с водородом в присутствии цеолитных частиц может катализировать восстановление двойных связей соединений в текучей среде формации.
В некоторых воплощениях все или часть частиц в получаемой текучей среде могут быть удалены из получаемой текучей среды. Частицы могут быть удалены с использованием центрифуги, промывкой, кислой промывкой, фильтрацией, электростатическим осаждением, пенной флотацией и/или способом разделения другого типа.
Текучая среда формации, полученная способом термической переработки ίη Ши, может быть направлена в сепаратор для разделения потока способа термической переработки ίη Ши на жидкий и газовый потоки способа термической переработки ίη Ши. Жидкий и газовый потоки могут быть далее переработаны для получения желательных продуктов. Когда жидкий поток перерабатывают с использованием известных условий получения коммерческих продуктов, технологическое оборудование может быть подвержено неблагоприятному воздействию. Например, технологическое оборудование может засориться. Примеры способов получения коммерческих продуктов включают, но не ограничены, алкилированием, дистилляцией, каталитическим риформингом гидрокрекинга, гидроочисткой, гидрированием, гидродесульфуризацией, каталитическим крекингом, замедленным коксованием, газификацией или их комбинацией. Способы получения коммерческих продуктов описаны в РеГтшд Ргосс55С5 2000, НубтосагЬоп Ргосеккшд, Си1Г РиЬНШтд Со., рр. 87-142, которая включена в описание ссылкой. Примеры коммерческих продуктов включают, но не ограничены этим, дизельное топливо, бензин, углеводородные газы, реактивное топливо, керосин, лигроин, вакуумный газойль (УСО) или их смеси.
Технологическое оборудование может засоряться или загрязняться жидкими соединениями способа термической переработки ίη Ши. Засоряющие соединения могут включать, но не ограничены этим, углеводороды и/или твёрдые вещества, полученные способом термической переработки ίη Ши. Соединения, которые вызывают засорение, могут быть сформированы в ходе нагрева жидкости способа термической переработки ίη Ши. Соединения могут прилипать к частям оборудования и замедлять течение жидкого потока через устройства переработки.
Твёрдые вещества, которые вызывают засорение, могут включать, но не ограничены этим, металлоорганические соединения, неорганические соединения, минералы, минеральные соединения, ценосферы, кокс, полусажей и/или их смесями. Твёрдые вещества могут иметь такой размер частиц, что обычная фильтрация не может удалить твёрдые вещества из жидкого потока. Углеводороды, которые вызывают засорение, могут включать, но не ограничены этим, углеводороды, содержащие гетероатомы, ароматические углеводороды, циклические углеводороды, циклические диолефины и/или нециклические диолефины. В некоторых воплощениях твёрдые вещества и/или углеводороды, присутствующие в жидкости способа термической переработки ίη Ши, которые вызывают засорение, частично растворимы или нерастворимы в жидкости способа термической переработки ίη Ши. В некоторых воплощениях обычная фильтрация жидкого потока до или в ходе нагрева недостаточна и/или неэффективна для удаления всех или некоторых из соединений, которые засоряют технологическое оборудование.
В некоторых воплощениях засоряющие соединения, по меньшей мере, частично удаляются из жидкого потока промывкой и/или обессоливанием жидкого потока. В некоторых воплощениях засорение технологического оборудования ингибируется фильтрованием по меньшей мере части жидкого потока через нанофильтрационную систему. В некоторых воплощениях засорение технологического оборудования ингибируется гидроочисткой по меньшей мере части жидкого потока. В некоторых воплощениях по меньшей мере часть жидкого потока нанофильтруется и затем подвергается гидроочистке для удаления соединений, которые могут засорить и/или загрязнить технологическое оборудование. Жидкий поток после гидроочистки и/или нанофильтрации может быть далее переработан для получения коммерческих продуктов. В некоторых воплощениях к жидкий поток вводятся добавки против отложений для ингибирования засорения технологического оборудования. Добавки против отложений описаны в И8 5,648,305 (МащйеИ е! а1.); 5,282,957 (№п§Ы е! а1); 5,173,213 (М111ег е! а1); 4,840,720 (Вей); 4,810,397 (1)\огасек) и 4,551,226 (Рет), которые все включены в описание ссылкой. Примеры коммерчески доступных добавок включают, но не ограничены, СЫтес ВО 303, СЫтес ВО 304, СЫтес ВО 305, СЫтес ВО 306, СЫтес ВО 307, СЫтес ВО 308, (поставляемый СЫтес, Воте, 1!а1у), СЕ-Ве1х Тйегта1 Е1о\т 7В29 СЕ-Ве1х РтоСйет 3Е28, Се Ве1х РгоСйет 3Е18 (поставляемый СЕ ^а!ет аШ Ргосекк ТесЫкИоще!! Ттеуоке, РА, И.8.А.).
Фиг. 2 представляет схематическое воплощение системы получения сырых продуктов и/или коммерческих продуктов из жидкого потока и/или газового потока способа термической переработки ίη Ши. Текучая среда 212 формации направляется в установку 214 разделения текучей среды и разделяется на
- 7 013513 жидкий поток 216, газовый поток 218 и водный поток 220 способа термической переработки ίη δίΐιι. В некоторых воплощениях установка 214 разделения текучей среды включает зону охлаждения. При попадании добытой текучей среды формации в зону охлаждения охлаждающая жидкость, такая как вода, не питьевая вода и/или другие компоненты могут быть добавлены к текучей среде формации для закалки и/или охлаждения текучей среды формации до температуры, подходящей для переработки в последующем технологическом оборудовании. Охлаждение текучей среды формации может ингибировать образование соединений, которые вносят вклад в физическую и/или химическую неустойчивость текучей среды (например, ингибируют образование соединений, которые могут осаждаться из раствора, вносить вклад в коррозию и/или загрязнять последующее оборудование и/или трубопровод). Жидкость охлаждения может быть введена в текучую среду формации в виде аэрозоля и/или жидкого потока. В некоторых воплощениях текучая среда формации вводится в жидкость охлаждения. В некоторых воплощениях текучую среду формации охлаждают направлением текучей среды в теплообменник для удаления некоторой части тепла из текучей среды формации. Жидкость охлаждения может быть добавлена к охлаждаемой текучей среде формации, когда температура текучей среды формации близка или равна точке росы охлаждающей жидкости. Охлаждение текучей среды формации до точки росы охлаждающей жидкости может увеличить растворение солей, которые могут вызывать химическую и/или физическую неустойчивость охлаждённой текучей среды (например, соли аммония). В некоторых воплощениях количество воды, используемой в охлаждении, минимально, так что соли неорганических соединений и/или другие компоненты не отделяются от смеси. В устройстве 214 разделения по меньшей мере часть охлаждающей жидкости может быть отделена от охлаждённой смеси и возвращена в цикл с минимальной очисткой. Тепло, получаемое при охлаждении, может быть рекуперировано и использовано в других технических средствах. В некоторых воплощениях в ходе охлаждения может быть получен пар. Полученный пар может быть направлен в установку 222 разделения газов и/или другие технологические средства.
Газ 218 способа термической переработки ίη δίΐιι поступает в установку 222 разделения газов для отделения газового углеводородного потока 224 из газа способа термической переработки ίη δίΐιι. В некоторых воплощениях установка разделения газов является адсорбционной очисткой и установкой фракционирования высокого давления. Газовый углеводородный поток 224 включает углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 3.
Жидкий поток 216 способа термической переработки ίη δίΐιι поступает в установку 226 разделения жидкостей. В некоторых воплощениях установка 226 разделения жидкостей не является необходимой. В установке 226 разделения жидкостей разделение жидкого потока 216 способа термической переработки ίη δίΐιι даёт газовый углеводородный поток 228 и поток 230 засоленной жидкости способа. Газовый углеводородный поток 228 может содержать углеводороды с углеродным числом не более 5. Часть газового углеводородного потока 228 может быть объединена с газовым углеводородным потоком 224. Поток 230 засоленной жидкости способа может быть переработан опреснительной установкой 232 для получения жидкого потока 234. Опреснительная установка 232 удаляет минеральные соли и/или воду из потока 230 засоленной жидкости способа с использованием известных способов опреснения и удаления воды. В некоторых воплощениях опреснительная установка 232 находится до установки 226 разделения жидкости в схеме.
Жидкий поток 234 включает, но не ограничен этим, углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 5 и/или углеводород, содержащий гетероатомы (например, углеводороды, содержащие азот, кислород, серу и фосфор). Жидкий поток 234 может включать по меньшей мере 0,001 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения 95200°С при 0,101 МПа; по меньшей мере 0,01 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения 200-300°С при 0,101 МПа; по меньшей мере 0,001 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения 300-400°С при 0,101 МПа и по меньшей мере 0,001 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения 400-650°С при 0,101 МПа. В некоторых воплощениях жидкий поток 234 содержит не более 10, не более 5, не более 1 или не более 0,1 мас.% воды.
После выхода из устройства 232 опреснения жидкий поток 234 направляется в фильтрационную систему 236. В некоторых воплощениях фильтрационная система 236 связана с выходом устройства опреснения. Фильтрационная система 236 отделяет по меньшей мере часть засоряющих соединений из жидкого потока 234. В некоторых воплощениях фильтрационная система 236 установлена на салазках. Установка на салазках фильтрационной системы 236 может позволить перемещать фильтрационную систему от одной технологической установки к другой. В некоторых воплощениях фильтрационная система 236 включает один или более мембранных сепараторов, например одну или более мембран нанофильтрации или одну или более запасных мембран для осмоса.
Мембрана может быть керамической и/или полимерной. Керамическая мембрана может быть керамической мембраной, отделяющей молекулярный вес не более 2000, не более 1000 или не более 500 Да. Керамические мембраны не должны разбухать, чтобы работать в оптимальных условиях для удаления желательных материалов из субстрата (например, засоряющие соединения из жидкого потока). Кроме
- 8 013513 того, керамические мембраны могут использоваться при повышенных температурах. Примеры керамических мембран включают, но не ограничены, мезопористый диоксид титана, гамма-оксид алюминия, диоксид циркония, оксид кремния и их комбинации.
Полимерная мембрана включает верхний слой, выполненный из плотной мембраны и слоя основы (подложки), выполненной из пористой мембраны. Полимерная мембрана может быть установлена для обеспечения возможности протекания жидкого потока (фильтрат) сначала через плотный верхний слой мембраны и затем через основной слой так, чтобы различие давления у мембраны прижимало верхний слой к основному слою. Полимерная мембрана мажет быть органофильной или гидрофобной мембраной так, чтобы вода, присутствующая в жидком потоке, отделялась или, по существу, удерживалась в концентрате.
Плотный слой мембраны может отделить по меньшей мере часть или, по существу, все засоряющие соединения из жидкого потока 234. В некоторых воплощениях плотная полимерная мембрана имеет такие свойства, что жидкий поток 234, проходя через мембрану, растворяется и диффундирует через её структуру. По меньшей мере часть засоряющих частиц не может раствориться и/или диффундировать через плотную мембрану, таким образом они удаляются. Засоряющие частицы не могут раствориться и/или диффундировать через плотную мембрану из-за сложной структуры засоряющих частиц и/или их высокого молекулярного веса. Плотный слой мембраны может включать сшитую структуру, как описано в \νϋ 96/27430 (8сЬш1й1 е! а1), который включён в описание ссылкой. Толщина плотного слоя мембраны может составлять 1-15, 2-10 или 3-5 мкм.
Плотная мембрана может быть выполнена из полисилоксана, полидиметилсилоксана, полиоктилметилсилоксана, полиимида, полиарамида, политриметилсилилпропина или их смесей. Пористые основные слои могут быть выполнены из материалов, которые придают механическую прочность мембране и могут быть любой пористой мембраной, используемой для ультрафильтрации, нанофильтрации или обратного осмоса. Примерами таких материалов являются полиакрилонитрил, полиамидимид в комбинации с окисидом титана, полиэфиримидом, поливинилидендифторидом, политетрафторэтиленом или их комбинации.
В ходе отделения засоряющих соединений из жидкого потока 234, разница давления на мембране может составлять 5-60, 10-50 или 20-40 бар. Температура разделения может быть от точки застывания жидкого потока до 100°С, от около -20 до 100°С, от 10 до 90°С или от 20 до 85°С. В ходе непрерывной работы поток фильтрата может составлять не более 50, не более 70 или не более 90% начального потока. Массовая доля извлекаемого фильтрата исходного потока может составлять 50-97, 60-90 или 70-80 мас.%.
Фильтрационная система 236 может включать один или более мембранных сепараторов. Мембранные сепараторы могут включать один или более мембранных модулей. Когда используются два или более мембранных сепараторов, они могут быть установлены в параллельной конфигурации для создания возможности протекания исходного потока (концентрат) из первого мембранного сепаратора во второй мембранный сепаратор. Примеры мембранных модулей включают, но не ограничены, спиральными модулями, пластинчатыми и рамочными модулями, полыми волокнами и трубчатыми модулями. Мембранные модули описаны в Епсус1орей1а о£ С11С1шса1 Епдшеегшд, 4'1' Ей., 1995, 1оЬи νίίον & 8ои5 1пс., Уо1. 16, ра§С5 158-164. Примеры спиральных модулей описаны, например, в ν0/2006/040307 (ВоеЧеП е! а1.), И8 5,102,551 (Ра51егпак); 5,093,002 (Ра51егпак); 5,275,726 (Ее1шег е! а1.); 5,458,774 (Маппаррегиша); и 5,150,118 (Ешк1е е! а1.), которые все включены в описание ссылкой.
В некоторых воплощениях спиральный модуль применяется, когда в системе 236 фильтрации используется плотная мембрана. Спиральный модуль может включать мембранную сборку двух мембранных листов, между которьми находится листовая прокладка фильтрата, и мембранная сборка герметизирована с трёх сторон. Четвёртая сторона связана с трубопроводом вывода фильтрата, так что область между мембранами находится в жидкостной связи с внутренней частью трубопровода. Сверху одной из мембран установлена листовая прокладка подачи материала, и сборку с листовой прокладкой подачи материала скручивают вокруг трубопровода вывода фильтрата с образованием, по существу, цилиндрического спирального мембранного модуля. Прокладка подачи материала может иметь толщину по меньшей мере 0,6, по меньшей мере 1 или по меньшей мере 3 мм для обеспечения возможности размещения достаточной поверхности мембраны в спиральном модуле. В некоторых воплощениях прокладка подачи материала является тканой прокладкой подачи материала. При работе поток смеси подачи можно подавать с одного конца цилиндрического модуля между мембранными сборками по листовой прокладке, находящейся между сторонами подачи мембран. Часть смеси подачи проходит через любой из мембранных листов на сторону фильтрата. Получаемый фильтрат протекает по листовой прокладке в трубопровод выхода фильтрата.
В некоторых воплощениях мембранное разделение является непрерывным процессом. Жидкий поток 234 проходит через мембрану из-за различия давления для получения профильтрованного жидкого потока 238 (фильтрат) и/или возвратного жидкого потока 240 (концентрат). В некоторых воплощениях профильтрованный жидкий поток 238 может содержать пониженные концентрации соединений и/или частиц, которые вызывают засорение последующих технологических систем. Непрерывная рециркуля
- 9 013513 ция жидкого потока 240 через нанофильтрационную систему может увеличить выход профильтрованного жидкого потока 238 до 95% исходного объёма жидкого потока 234. Возвратный жидкий поток 240 может непрерывно возвращаться в цикл по спиральному мембранному модулю в течение по меньшей мере 10 ч, в течение по меньшей мере одного дня или в течение по меньшей мере одной недели без очистки фильтрующей стороны мембраны. После завершения фильтрации отходящий поток 242 (концентрат) может содержать высокую концентрацию соединений и/или частиц, вызывающих засорение. Отходящий поток 242 выходит из фильтрационной системы 236 и подаётся в другие технологические установки, такие как, например, установка замедленного коксования и/или установка газификации.
Профильтрованный жидкий поток 238 может поступать из фильтрационной системы 236 и подаваться в одну или более технологических установок. Технологические установки, раскрытые в описании, для получения сырых продуктов и/или коммерческих продуктов могут использоваться при следующих температурах, давлениях, подачах источников водорода, подачах жидких потоков или их комбинациях, или использоваться иначе, как в известном уровне техники. Температуры составляют около 200-900, около 300-800 или около 400-700°С. Давление составляет около 0,1-20, около 1-12, около 4-10 или около 6-8 МПа. Жидкие часовые объёмные скорости жидкого потока составляют около 0,1-30, около 0,5-25, около 1-20, около 1,5-15 или около 2-10 ч-1.
На фиг. 2 профильтрованный жидкий поток 238 и источник 244 водорода подаются в установку 248 гидроочистки. В некоторых воплощениях источник 244 водорода может быть добавлен к профильтрованному жидкому потоку 238 перед вводом в установку 248 гидроочистки. В некоторых воплощениях достаточно водорода уже присутствует в жидком потоке 234 и нет необходимости в источнике 244 водорода. В установке 248 гидроочистки контакт профильтрованного жидкого потока 238 с источником 244 водорода в присутствии одного или более катализаторов даёт жидкий поток 250. Установка 248 гидроочистки может работать так, что весь или по меньшей мере часть жидкого потока 250 изменяется достаточно для удаления соединений и/или ингибируют образование соединений, которые могут засорять оборудование, размещённое в схеме после установки 248 гидроочистки. Катализатор, используемый в установке 248 гидроочистки, может быть коммерчески доступным катализатором. В некоторых воплощениях нет необходимости в гидроочистке жидкого потока 234.
В некоторых воплощениях жидкий поток 234 контактирует с водородом в присутствии одного или более катализаторов для изменения одного или более желательных свойств сырья для соответствия требованиям нефтеперерабатывающего завода и/или транспортировки. Способы изменения одного или более желательных свойств сырья описаны в И8 20050133414 (Вйап е! а1.); 20050133405 (^еШпд!оп е! а1.); и в заявке И8 11/400,542, озаглавленной Синтез, способы и катализаторы для производства сырого продукта, поданной 7 апреля 2006 г.; заявке И8 11/425,979 (Вйап) озаглавленной Синтез, способы и катализаторы для производства сырого продукта, поданной 6 июня 2006 г., и заявке И8 11/425,992 (^еШпд!оп е! а1.), озаглавленной Синтез, способы и катализаторы для производства сырого продукта, поданной 6 июня 2006г., которые все включены в описание ссылкой.
В некоторых воплощениях установка 248 гидроочистки является установкой селективной гидроочистки. В установке 248 гидроочистки жидкий поток 234 и/или профильтрованный жидкий поток 238 селективно гидрируется так, что диолефины восстанавливаются до моноолефинов. Например, жидкий поток 234 и/или профильтрованный жидкий поток 238 контактируют с водородом в присутствии ΌΝ-200 (Сгйепоп Са!а1уз!8 & Тее11по1още8. Ноиз!оп Техаз, ϋ.δ.Ά.) при температуре в пределах 100-200°С и общем давлении 0,1-40 МПа для получения жидкого потока 250. Жидкий поток 250 включает пониженное содержание диолефинов и повышенное содержание моноолефинов относительно содержания диолефина и моноолефина в жидком потоке 234. Превращение диолефинов в моноолефины при этих условиях в некоторых воплощениях составляет по меньшей мере 50, по меньшей мере 60, по меньшей мере 80 или по меньшей мере 90%. Жидкий поток 250 удаляется из установки 248 гидроочистки и подаётся в одну или более технологических установок, находящихся после установки 248 гидроочистки. Технологические установки, находящиеся после установки 248 гидроочистки, могут включать установки дистилляции, каталитического риформинга, гидрокрекинга, гидроочистки, гидрирования, гидродесульфуризации, каталитического крекинга, замедленного коксования, газификации или их комбинацией.
Жидкий поток 250 может удаляться из установки 248 гидроочистки и подаваться в установку 252 фракционирования. Установка 252 фракционирования даёт один или более сырых продуктов. Фракционирование может включать, но не ограничено этим, дистилляцию при атмосферном давлении и/или вакуумную дистилляцию. Сырые продукты включают, но не ограничены этим, поток 254 углеводородов С3-С5, поток 256 лигроина, поток 258 керосина, поток 262 дизельного топлива и поток 264 кубового остатка. Поток 264 кубового остатка обычно содержит углеводороды с распределением диапазона температур кипения по меньшей мере 340°С при 0,101 МПа. В некоторых воплощениях поток 264 кубового остатка является вакуумным газойлем. В других воплощениях поток кубового остатка содержит углеводороды с распределением диапазона температур кипения по меньшей мере 537°С. Один или более сырых продуктов могут быть проданы и/или далее переработаны в бензин или другие коммерческие продукты.
Для увеличения использования потоков, полученных из текучей среды формации, углеводороды, полученные при фракционировании жидкого потока и углеводородных газов, полученных при разделе
- 10 013513 нии технологических газов, могут быть объединены для формирования углеводородов с более высоким углеродным числом. Полученный углеводородный газовый поток может содержать концентрации олефинов, приемлемые для реакций алкилирования.
В некоторых воплощениях жидкие потоки после гидроочистки и/или потоки, полученные из фракций (например, дистилляты и/или лигроин) смешивают с жидкостью способа термической переработки ίη 8Йи и/или текучей среды формации для получения смешанной текучей среды. Смешанная текучая среда может увеличить физическую стабильность и химическую стабильность по сравнению с текучей средой формации. Смешанная текучая среда может содержать меньше реакционноспособных компонентов (например, диолефины, другие олефины и/или соединения, содержащие кислород, серу и/или азот) по отношению к текучей среде формации, тем самым повышая химическую стабильность смешанной текучей среды. Смешанная текучая среда может снижать количество асфальтенов по отношению к текучей среде формации, тем самым повышая физическую стабильность смешанной текучей среды. Смешанная текучая среда может быть более пригодным для перекачки сырьём, чем текучая среда формации и/или жидкий поток, полученный способом термической переработки ίη зйи. Смешанное сырьё может быть более подходящим для транспортировки, для использования в установках химической переработки и/или для использования в установках очистки, чем текучая среда формации.
В некоторых воплощениях текучая среда, полученная способами, раскрытыми в описании, из формации битуминозного сланца может быть смешана с текучей средой способа термической переработки ίη 8Йи (ΙΗΤΡ) тяжёлой нефти/битуминозного песка. Так как текучая среда битуминозного сланца, по существу, парафиновая и текучая среда ΙΗΤΡ тяжёлой нефти/битуминозного песка является, по существу, ароматической, смешанные текучие среды могут демонстрировать повышенную стабильность. В некоторых воплощениях текучая среда способа термической переработки ίη зйи может быть смешана с битумом для получения сырья, подходящего для использования в установках очистки. Смешивание текучей среды ΙΗΤΡ и/или битума с добытой текучей средой может увеличить химическую и/или физическую стабильность смешанного продукта, таким образом, смесь может транспортироваться и/или распределяться по технологическим установкам.
Поток 254 углеводородов С3-С5, полученный в установке 252 фракционирования, и газовый углеводородный поток 224 подают в установку 266 алкилирования. В установке 266 алкилирования реакция олефинов в газовом углеводородном потоке 224 (например, пропилен, бутилены, амилены или их комбинации) с изопарафинами в С3-С5 углеводородном потоке 254 даёт углеводородный поток 268. В некоторых воплощениях имеется приемлемое содержание олефина в газовом углеводородном потоке 224 и нет необходимости в дополнительном источнике олефинов. Углеводородный поток 268 включает углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 4. Углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 4 включают, но не ограничены, бутаны, пентаны, гексаны, гептаны и октаны. В некоторых воплощениях углеводороды, полученные в установке 266 алкилирования, имеют октановое число более 70, более 80 или более 90. В некоторых воплощениях углеводородный поток 268 является подходящим для использования в качестве бензина без дальнейшей переработки.
В некоторых воплощениях из потока 264 кубового остатка гидрокрекингом может быть получен лигроин и/или другие продукты. Получаемый лигроин может, однако, нуждаться в превращении для изменения октанового числа, так чтобы продукт мог быть коммерчески реализован в качестве бензина. Альтернативно поток 264 кубового остатка может быть переработан в установке каталитического крекинга для получения лигроина и/или сырья для установки алкилирования. В некоторых воплощениях поток 258 лигроина, поток 258 керосина и поток 262 дизельного топлива имеют неравномерное распределение парафиновых углеводородов, олефиновых углеводородов и/или ароматических углеводородов. Потоки могут не содержать подходящего количества олефинов и/или ароматических соединений для использования в коммерческих продуктах. Это неравномерное распределение может быть изменено объединением по меньшей мере части потоков для формирования объединённого потока 266, который имеет распределение диапазона температур кипения от 38 до около 343°С. Каталитический крекинг объединённого потока 266 может дать олефины и/или другие потоки, подходящие для использования в установке алкилирования и/или других технологических установках. В некоторых воплощениях поток 256 лигроина подвергают гидрокрекингу для получения олефинов.
На фиг. 2 объединённый поток 266 и поток 264 кубового остатка из установки 252 фракционирования подаётся в установку 270 каталитического крекинга. В контролируемых условиях крекинга (например, контролируемых температурах и давлении) установка 270 каталитического крекинга даёт дополнительный С3-С5 углеводородный поток 254', поток 272 углеводородов бензина и дополнительный поток 258' керосина.
Дополнительный С3-С5 углеводородный поток 254', объединённый с С3-С5 углеводородным потоком 254 и/или объединённый с газовым углеводородным потоком 224, может быть подан в установку 266 алкилирования для получения бензина, подходящего для продажи. В некоторых воплощениях содержание олефина в газовом углеводородном потоке 224 является приемлемым и нет необходимости в дополнительном источнике олефинов.
В некоторых воплощениях количество полученного потока кубового остатка (например, УСО)
- 11 013513 слишком низкое для загрузки установки гидрокрекинга или установки каталитического крекинга, и концентрация олефинов в полученных газовых потоках установки фракционирования и/или установки каталитического крекинга (например, установки 252 фракционирования и/или установки 270 каталитического крекинга на фиг. 2) может быть слишком низкой для загрузки установки алкилирования. Лигроин, полученный в установке фракционирования, может быть переработан для получения олефинов для дальнейшей переработки, например, в установке алкилирования. Повторно переработанный бензин, полученный обычным риформингом лигроина, может не соответствовать коммерческим техническим условиям, таким как, например, требования управления воздушными ресурсами Калифорнии, когда жидкий поток, полученный из текучей среды способом термической переработки ίη δίΐιι. используются в качестве потока сырья. Количество олефинов в лигроине может насыщаться в ходе обычной гидроочистки до процесса риформинга лигроина. Таким образом, риформинг всего лигроина после гидроочистки может привести к более высокому, чем желательное, содержанию ароматических соединений в бензиновой смеси для повторной переработки бензина. Неравномерность содержания олефина и ароматических соединений в лигроине после риформинга может быть изменена получением достаточного количества алкилата из установки алкилирования для получения повторно переработанного бензина. Олефины, например пропилен и бутилены, полученные фракционированием и/или крекингом лигроина, могут быть объединены с изобутаном для получения бензина. Кроме того, было установлено, что каталитический крекинг лигроина и/или других фракционированных потоков, полученных в установке фракционирования, требует дополнительного тепла из-за меньшего количества получаемого кокса по отношению к другому сырью, используемому в установках каталитического крекинга.
Фиг. 3 представляет схему переработки жидких потоков, полученных способом термической переработки ίη 8Йи, для получения олефинов и/или жидких потоков. Подобные способы получения средних дистиллятов и олефинов, описаны в \УО 2006/020547 и И8 20060191820 и 20060178546 (Мо е1 а1.), которые все включены в описание ссылкой. Жидкий поток 274 подаётся в систему 278 каталитического крекинга. Жидкий поток 274 может включать, но не ограничен, жидкий поток 234, жидкий поток 250 гидроочистки, профильтрованный жидкий поток 238, поток 256 лигроина, поток 258 керосина, поток 262 дизельного топлива и поток 264 кубового остатка из системы, представленной на фиг. 2, любой углеводородный поток с распределением диапазона температур кипения 65-800°С или их смеси. В некоторых воплощениях пар 276 подаётся в систему 278 каталитического крекинга и может распылять и/или поднимать жидкий поток 274 для увеличения контакта жидкого потока с катализатором каталитического крекинга. Отношение пара для распыления жидкого потока 274 к сырью может составлять 0,01-2 мас./мас. или 0,1-1 мас./мас.
В системе 278 каталитического крекинга жидкий поток 274 контактирует с катализатором каталитического крекинга для получения одного или более сырых продуктов. Катализатор каталитического крекинга включает выбранный катализатор каталитического крекинга, по меньшей мере часть потока 280 использованного регенерированного катализатора крекинга, по меньшей мере часть потока 282 регенерированного катализатора крекинга или их смеси. Использованный регенерированный катализатор 280 крекинга включает регенерированный катализатор крекинга, который был использован во второй системе 284 каталитического крекинга. Вторая система 284 каталитического крекинга может быть использована для крекинга углеводородов для получения олефинов и/или других сырых продуктов. Углеводороды, подаваемые во вторую систему 284 каталитического крекинга, могут включать углеводороды С3-С5, добытые из добывающих скважин, углеводороды бензина, гидровоск, углеводороды, полученные способом Фишера-Тропша, биологическое топливо или их комбинации. Использование смеси различных типов углеводородного сырья во второй системе каталитического крекинга может увеличить получение С3С5 олефина для соответствия требованиям к алкилату. Таким образом, может быть увеличено объединение продуктов для способа нефтепереработки. Вторая система 284 каталитического крекинга может быть установкой плотной фазы, установкой с фиксированным псевдоожиженным слоем, трубчатой установкой или конфигурацией установок каталитического крекинга углеводородов известного уровня техники.
Контакт катализатора каталитического крекинга с жидким потоком 274 в системе 278 каталитического крекинга даёт сырой продукт и отработанный катализатор. Сырой продукт может содержать, но не ограничен, углеводороды с распределением диапазона температур кипения меньшим, чем распределение диапазона температур кипения жидкого потока 274, части жидкого потока 274 или их смеси. Сырой продукт и отработанный катализатор подают в систему 286 разделения. Система 286 разделения может включать, например, установку дистилляции, десорбер, фильтрационную систему, центрифугу или любое устройство известного уровня техники, способное отделять сырой продукт от отработанного катализатора.
Поток 288 отделённого отработанного катализатора крекинга удаляют из системы 286 разделения и направляют в установку 290 регенерации. В установке 290 регенерации отработанный катализатор крекинга контактирует с источником 292 кислорода, таким как, например, кислород и/или воздух, в условиях сгорания углерода для получения потока 282 регенерированного катализатора крекинга и газообразных продуктов 294 сгорания. Газообразные продукты сгорания могут образовываться как побочный продукт удаления углерода и/или других загрязнений, сформированных на катализаторе в ходе процесса
- 12 013513 каталитического крекинга.
Температура в установке 290 регенерации может составлять около 621-760 или 677-715°С. Давление в установке 290 регенерации может составлять от атмосферного до 0,345 МПа или 0,034-0,345 МПа. Время нахождения отделённого отработанного катализатора крекинга в установке 290 регенерации составляет около 1-6 или около 2-4 мин. Содержание кокса на регенерированном катализаторе крекинга меньше, чем содержание кокса на отделённом отработанном катализаторе крекинга. Такое содержание кокса менее 0,5 мас.%, с массовым процентным содержанием по отношению к массе регенерированного катализатора крекинга за исключением массы, содержащегося кокса. Содержание кокса в регенерированном катализаторе крекинга может составлять 0,01-0,5, 0,05-0,3 или 0,1-1,0 мас.%.
В некоторых воплощениях поток 282 регенерированного катализатора крекинга может быть разделен на два потока, по меньшей мере с частью регенерированного потока 282' катализатора крекинга выходящей из установки 290 регенерации и входящей во вторую систему 284 каталитического крекинга. По меньшей мере другая часть регенерированного потока 282 катализатора крекинга выходит из регенератора 290 и входит в систему 278 каталитического крекинга. Относительное количество используемого регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга регулируется для обеспечения желательных условий крекинга в системе 278 каталитического крекинга. Регулировка отношения используемого регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга может помочь в регулировке условий крекинга в системе 278 каталитического крекинга. Весовое отношение использованного регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга может составлять 0,1:1-100:1, 0,5:1-20:1 или 1:1-10:1. Для системы, работающей в устойчивом режиме, весовое отношение использованного регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга приблизительно равно весовому отношению по меньшей мере части регенерированного катализатора крекинга, подаваемого во вторую систему 284 каталитического крекинга, к остающейся части регенерированного катализатора крекинга, который смешан с жидким потоком 274, введённым в систему 278 каталитического крекинга, и, таким образом, вышеуказанные диапазоны также применимы к указанному весовому отношению.
Сырой продукт 296 удаляют из системы 286 разделения и подают в установку 298 разделения жидкостей. Установкой 298 разделения жидкостей может быть любая система, известная специалисту в данной области техники, для извлечения и разделения сырого продукта на потоки продуктов, таких как, например, газовый поток 228', поток 300 углеводородов бензина, поток 302 рециклового газойля и поток 304 кубового остатка. В некоторых воплощениях поток 304 кубового остатка возвращают в цикл в систему 278 каталитического крекинга. Установка 298 разделения жидкостей может включать компоненты и/или установки, такие как, например, абсорберы и десорберы, ректификационные колонны, компрессоры и сепараторы или любую комбинацию известных систем для обеспечения извлечения и разделения продуктов и сырых продуктов. В некоторых воплощениях по меньшей мере часть потока 302 лёгкого рециклового газойля из установки 298 разделения жидкостей подают во вторую систему 278 каталитического крекинга. В некоторых воплощениях поток лёгкого рециклового газойля не направляют во вторую систему каталитического крекинга. В некоторых воплощениях по меньшей мере часть потока 300 углеводородов бензина из установки 298 разделения жидкостей подают во вторую систему 284 каталитического крекинга. В некоторых воплощениях поток углеводородов бензина не направляют во вторую систему каталитического крекинга. В некоторых воплощениях поток 300 углеводородов бензина является подходящим для продажи и/или для использования в других процессах.
Углеводородный поток 306 газойля (например, вакуумный газойль) и/или части потока 300 углеводородов бензина и потока 302 лёгкого рециклового газойля подают в систему 284 каталитического крекинга. Пары подвергаются каталитическому крекингу в присутствии пара 276' для получения потока 308 сырого олефина. Поток 308 сырого олефина может включать углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2. В некоторых воплощениях поток 308 сырого олефина содержит по меньшей мере 30 мас.% С2-С5 олефинов, 40 мас.% С2-С5 олефинов, по меньшей мере 50 мас.% С2-С5 олефинов, по меньшей мере 70 мас.% С2-С5 олефинов или по меньшей мере 90 мас.% С2-С5 олефинов. Рецикл потока 300 углеводородов бензина во вторую систему 284 каталитического крекинга может обеспечить дополнительное превращение по всей системе переработки углеводородного потока 306 газойля в С2-С5 олефины.
В некоторых воплощениях вторая система 284 каталитического крекинга включает промежуточную реакционную зону и зону десорбции, которые находятся в жидкостной связи друг с другом, с зоной десорбции, расположенной ниже промежуточной реакционной зоны. Чтобы предусмотреть высокую скорость паров в пределах зоны десорбции по сравнению с их скоростью в пределах промежуточной реакционной зоны площадь поперечного сечения зоны десорбции делают меньше площади поперечного сечения промежуточной реакционной зоны. Отношение площади поперечного сечения зоны десорбции к площади поперечного сечения промежуточной реакционной зоны может составлять 0,1:1-0,9:1; 0,2:10,8:1 или 0,3:1-0,7:1.
В некоторых воплощениях геометрия второй системы каталитического крекинга такова, что она обычно имеет цилиндрическую форму, отношение длины к диаметру зоны десорбции такое, чтобы обеспечить желательную высокую скорость паров в зоне десорбции и обеспечить достаточное время контак
- 13 013513 та в зоне десорбции для желательной десорбции с использованного регенерированного катализатора, который должен быть удалён из второй системы каталитического крекинга. Таким образом, размеры длина к диаметру зоны десорбции могут составлять 1:1-25:1; 2:1-15:1 или 3:1-10:1.
В некоторых воплощениях вторая система 284 каталитического крекинга работает или управляется независимо от работы или управления системой 278 каталитического крекинга. Эти независимые работа или управление второй системой 284 каталитического крекинга могут улучшить общее превращение углеводородов бензина в желательные продукты, например этилен, пропилен и бутилены. С независимой работой второй системы 284 каталитического крекинга жёсткость каталитического крекинга установки 278 может быть снижена для оптимизации выхода С2-С5 олефинов. Температура во второй системе 284 каталитического крекинга может составлять около 482-871°С (900-1600°Р), 510-871°С (950-1600°Р) или 538-732°С (1000-1350°Р). Рабочее давление во второй системе 284 каталитического крекинга может быть от атмосферного до около 0,345 МПа (50 фунт/дюйм2) или около 0,034-0,345 МПа (5-50 фунт/дюйм2).
Добавление пара 276' во вторую систему 284 каталитического крекинга может помочь в рабочем контроле второй установки каталитического крекинга. В некоторых воплощениях пар не является необходимым. В некоторых воплощениях использование пара для заданного превращения углеводорода бензина в системе и при крекинге углеводородов бензина может обеспечить повышенную селективность по отношению к выходу С2-С5 олефина с повышением выхода пропилена и бутиленов по отношению к другим каталитическим процессам крекинга. Весовое отношение пара к углеводородам бензина, введенным во вторую систему 284 каталитического крекинга, может быть в диапазоне от максимального до около 15:1; 0,1:1-10:1; 0,2,1-9:1 или 0,5:1-8:1.
Поток 308 сырого олефина подают в систему 310 разделения олефина. Системой 310 разделения олефина может быть любая система, известная специалисту в данной области техники, для извлечения и разделения потока 308 сырого олефина на потоки С2-С5 олефиновых продуктов, например поток 312 этиленового продукта, поток 314 пропиленового продукта и поток 316 бутиленовых продуктов. Система 310 разделения олефина может включить такие системы как абсорберы и десорберы, ректификационные колонны, компрессоры и сепараторы или любую комбинацию известных систем или оборудования, предназначенных для извлечения и разделения С2-С5 олефиновых продуктов из жидкого потока 308. В некоторых воплощениях олефиновые потоки 312, 314, 316 подают в установку 266 алкилирования для получения углеводородного потока 268. В некоторых воплощениях углеводородный поток 268 имеет октановое число по меньшей мере 70, по меньшей мере 80 или по меньшей мере 90. В некоторых воплощениях все или части одного или более потоков 312, 314, 316 транспортируются к другим технологически установкам, например установкам полимеризации для использования в качестве сырья.
В некоторых воплощениях сырой продукт из системы каталитического крекинга и поток сырого олефина из системы каталитического крекинга могут быть объединены. Объединённый поток может подаваться в отдельную установку разделения (например, комбинация системы 298 разделения жидкостей и системы 310 разделения олефина).
На фиг. 3 поток 280 использованного катализатора крекинга удаляют из системы 284 каталитического крекинга и подают в систему 278 каталитического крекинга. Катализатор в потоке 280 использованного катализатора крекинга может содержать немного более высокую концентрацию углерода, чем концентрация углерода, который находится в регенерированном катализаторе 282 крекинга. Высокая концентрация углерода в катализаторе может частично дезактивировать катализаторы каталитического крекинга, который обеспечивает повышенный выход олефинов в системе 278 каталитического крекинга. Содержание кокса в использованном регенерированном катализаторе может быть по меньшей мере 0,1 мас.% или по меньшей мере 0,5 мас.%. Содержание кокса в использованном регенерированном катализаторе может составлять около 0,1-1 мас.% или 0,1-0,6 мас.%.
Катализатор каталитического крекинга, используемый в системе 278 каталитического крекинга и во второй системе 284 каталитического крекинга, может быть любым катализатором крекинга, поддающимся псевдоожижению, известного уровня техники. Поддающийся псевдоожижению катализатор крекинг может включать молекулярные сита с каталитической активностью, диспергированные в пористой, неорганической жаропрочной оксидной матрице или связующем. Молекулярные сита относится к любому материалу, способному к разделению атомов или молекул на основе их соответствующих размеров. Молекулярные сита, подходящие для использования в качестве компонента катализатора крекинга, включают сшитые глины, расслоённые глины и кристаллические алюмосиликаты. В некоторых воплощениях катализатор крекинга содержит кристаллический алюмосиликат. Примеры таких алюмосиликатов включают Υ цеолиты, ультраустойчивые Υ цеолиты, X цеолиты, бета-цеолит, цеолит Ь, оффретит, морденит, фожазит и омега цеолит. В некоторых воплощениях кристаллическими алюмосиликатами для использования в катализаторе крекинга являются X и/или Υ цеолиты. И8 3,130,007 (Вгеск) описывает цеолиты Υтипа.
Стабильность и/или кислотность цеолита, используемого в качестве компонента катализатора крекинга, могут быть увеличены обменом цеолита с ионами водорода, аммония, катионами поливалентных металлов, например редких земель, магния или кальция, или комбинацией ионов водорода, аммония и катионов поливалентных металлов, таким образом понижая содержание натрия до около 0,8 мас.%,
- 14 013513 предпочтительно менее около 0,5 мас.% и наиболее предпочтительно менее около 0,3 мас.% в пересчёте на №ьО. Способы воплощения ионного обмена являются способами известного уровня техники.
Цеолит или другой компонент молекулярных сит катализатора крекинга объединены с пористой, неорганической жаростойкой оксидной матрицей или связующим для формирования конечного катализатора до использования. Жаростойким оксидным компонентом в конечном катализаторе может быть оксид кремния-оксид алюминия, оксид кремния, оксид алюминия, природные или синтетические глины, сшитые или расслоённые глины, смеси одного или более этих компонентов и т.п. В некоторых воплощениях неорганическая жаростойкая оксидная матрица включает смесь оксид алюминия-оксид кремния и глины, например каолина, гекторита, сепиолита и аттапульгита. Конечный катализатор может содержать около 5-40 мас.% цеолита или других молекулярных сит и более около 20 мас.% неорганического жаростойкого оксида. В некоторых воплощениях конечный катализатор может содержать около 10-35 мас.% цеолита или других молекулярных сит, около 10-30 мас.% процентов неорганического жаростойкого оксида и около 30-70 мас.% глины.
Кристаллический алюмосиликат или другие компоненты молекулярных сит катализатора крекинга могут быть объединены с пористым, неорганическим жаростойким оксидным компонентом или его предшественниками любым подходящим способом известного уровня техники, включая смешивание, диспергирование, компаундирование или гомогенизацию. Примеры предшественников, которые могут быть использованы, включают, но не ограничены, оксид алюминия, золь оксида алюминия, золь оксида кремния, диоксид циркония, гидрогель оксида алюминия, полиоксикатионы алюминия и циркония и пептизированный оксид алюминия. В некоторых воплощениях цеолит объединяют с гелем или золем алюмосиликата или другим неорганическим, жаростойким оксидным компонентом и полученную смесь аэрозольно высушивают для получения конечных частиц катализатора, обычно имеющим диаметр около 40-80 мкм. В некоторых воплощениях цеолит или другие молекулярные сита могут быть диспергированы или смешаны иным образом с жаростойким оксидным компонентом или их предшественниками, экструдированы и затем размолоты до желательного диапазона размера частиц. Конечный катализатор может иметь среднюю насыпную плотность около 0,30-0,90 г/см3 и объём пор около 0,10-0,90 см3/г.
В некоторых воплощениях добавка Ζ8Μ-5 может быть введена в промежуточный реактор крекинга второй системы 284 каталитического крекинга. Когда Ζ8Μ-5 добавка используется наряду с выбранным катализатором крекинга в промежуточном реакторе крекинга, увеличивается выход более низких олефинов, таких как пропилен и бутилены. Количество Ζ8Μ-5 составляет не более 30, не более 20 или не более 18 мас.% регенерированного катализатора, вводимого во вторую систему 284 каталитического крекинга. Количество добавки Ζ8Μ-5, вводимое во вторую систему 284 каталитического крекинга, может составлять 1-30, 3-20 или 5-18 мас.% регенерированного катализатора крекинга, вводимого во вторую систему 284 каталитического крекинга.
Добавка Ζ8Μ-5 является добавкой молекулярных сит, выбранной из семейства кристаллических алюмосиликатов или цеолитов со средним размер пор. Молекулярные сита, которые могут использоваться в качестве Ζ8Μ-5 добавки, включают, но не ограничены, цеолиты со средним размером поры как описано в Л11а8 οί Ζοοίίΐο 81гис!игс Турск, Ебк. ^. Η. Μοιογ аиб Ό. Η. Οίκοη, ВиЦсптоПк-Нстстап. ТЫтб Ебйюи, 1992. Цеолиты со средним размером пор обычно имеют размер пор около 0,5-0,7 нм и включают, например, ΜΕΙ, ΜΕ8, ΜΕΕ, ΜΤ^, ЕИО, ΜΤΤ, НЕИ, ТЕК. и ΤΟΝ структурные типы цеолитов (ГОРАС Комиссия по номенклатуре цеолитов). Не ограничивающие примеры таких цеолитов со средним размером пор включают Ζ8Μ-5, Ζ8Μ-12, Ζ8Μ-22, Ζ8Μ-23, Ζ8Μ-34, Ζ8Μ-35, Ζ8Μ-38, Ζ8Μ-48, Ζ8Μ-50, силикалит и силикалит 2. Ζ8Μ-5 описаны в И8 3,702,886 (Атдаист с! а1.) и И8 3,770,614 (Стауси), которые оба включены в описание ссылкой.
Ζ8Μ-11 описан в И8 3,709,979 (СЬи); Ζ8Μ-12 в И8 3,832,449 (ΚοβΐηβΗ с! а1.); Ζ8Μ-21 и Ζ8Μ-38 - в И8 3,948,758 (Βοη^ΐ с! а1.); Ζ8Μ-23 в И8 4,076,842 (Р1аик с! а1.); и Ζ8Μ-35 в И8 4,016,245 (Р1аик с! а1.), которые включены в описание ссылкой. Другие подходящие молекулярные сита включают силикоалюминофосфаты (8АРО), такие как 8АРО-4 и 8АРО-11, которые описаны в И8 4,440,871 (Εοί с! а1.); хромосиликаты; силикаты галлия, силикаты железа; фосфаты алюминия (АЬРО), такие как АЬРО-11, описанный в И8 4,310,440 (ΧνίΕοη с! а1.); алюмосиликаты титана (ТА8О), такие как ТА8О-45, описанные в И8 4,686,029 (Рс11с! с! а1.); силикаты бора, описанные в И8 4,254,297 (Стсикси с! а1.); алюминофосфаты титана (ТАРО), такие как ТАРО-11, описанные в И8 4,500,651 (Εοί с! а1.); и алюмосиликаты железа, которые включены в описание ссылкой.
И8 4,368,114 (Сйсйсг с! а1.), который включён в описание ссылкой, подробно описывает класс цеолитов, которые могут быть подходящими Ζ8Μ-5 добавками. Ζ8Μ-5 добавка может быть связана вместе с каталитически неактивным неорганическим оксидным компонентом матрицы в соответствии с обычными способами.
В некоторых воплощениях остаток, получаемый в установках, описанных на фиг. 2 и 3, может использоваться в качестве источника энергии. Остаток может быть превращен в газ для получения газов, которые сжигаются (например, сжиганием в турбине) и/или вводятся в подземную формацию (например, нагнетание полученного диоксида углерода в подземную формацию). В некоторых воплощениях остаток деасфальтируют для получения асфальта. Асфальт может быть превращен в газ.
- 15 013513
Примеры
Не ограничивающие примеры фильтрации жидкого потока термической переработки ίη δίΐιι и получение олефинов из жидкого потока термической переработки ίη δίΐιι представлены ниже.
Пример 1. Нанофильтрация жидкого потока способа термической переработки ίη δίΐιι.
Жидкий образец (500 мл, 398,68 г) получают способом термической переработки ίη δίΐιι. Жидкий образец содержит 0,0069 г серы и 0,0118 г азота на 1 г жидкого образца. Конечная точка кипения жидкого образца равна 481°С, и плотность жидкого образца составляет 0,8474. Мембранная установка разделения, используемая для фильтрации образца, представляет собой лабораторную установку с плоской листовой мембраной Р28 типа, поставленной СМ Се1Га МетЬгаШескшк Α.Ο. (8\νίΙζοιΊαηά). Отдельная толщиной 2 мкм полидиметилсилоксановая мембрана (СК88 Ρο^8сйиηд8ζеηί^ит СтЬН, 6ее81Ьас1, Селману) используется в качестве фильтрующей среды. Фильтрационная система работает при 50°С и разница давления на мембране составляет 10 бар. Давление со стороны фильтрата близко к атмосферному. Фильтрат собирают и возвращают в фильтрационную систему для моделирования непрерывного процесса. Фильтрат находится в атмосфере азота для предотвращения контакта с окружающим воздухом. Концентрат также собирают для анализа. Средний поток 2 кг/м2/бар/ч заметно не снижается от начального потока в течение фильтрации. Профильтрованная жидкость (298,15 г, выход 74,7%) содержит 0,007 г серы и 0,0124 г азота на 1 г профильтрованной жидкости; и плотность профильтрованной жидкости равна 0,8459, и конечная точка кипения составляет 486°С. Концентрат (56,46 г, выход 14,16 %) содержит 0,0076 г серы и 0,0158 г азота на 1 г концентрата; плотность концентрата 0,8714 и конечная точка кипения 543°С.
Пример 2. Испытание на засорение профильтрованного и нефильтрованного жидкого потока способа термической переработки ίη δίΐιι.
Нефильтрованные и профильтрованные жидкие образцы примера 1 проверяют на склонность к засорению. Склонность к засорению определяют с использованием А1сог теплового тестера засорения. А1сог тепловой тестер засорения является миниатюрным трубчатым теплообменником, выполненным из стали 1018, который протираются наждачной бумагой Νοτίοη К222 перед использованием. В течение испытания контролируется температура образца на выходе (Тои4) при сохранении температуры теплообменника (Тс) постоянной. Если засорение происходит и материал отлагается на поверхности трубы, термическое сопротивление образца увеличивается и, следовательно, температура на выходе снижается. Уменьшение температуры на выходе после заданного периода времени является мерой интенсивности засорения. Снижение температуры за 2 ч работы используется как индикатор интенсивности засорения. ДТ =Тои1(0) - Тои1(2ч). Тои1(0) определяется как максимальная (устойчивая) температура на выходе, полученная в начале испытания, Тои1(2ч) регистрируют через 2 ч после первого отмеченного уменьшения температуры на выходе или когда температура на выходе стабильна в течение по меньшей мере 2 ч.
В течение каждого испытания жидкий образец непрерывно циркулирует через теплообменник со скоростью около 3 мл/мин. Время нахождения в теплообменнике около 10 с. Эксплуатационные режимы следующие: давление 40 бар, Тобразца около 50°С, Тс 350°С и время испытания равно 4,41 ч. ДТ для нефильтрованного жидкого образца равно 15°С. ДТ для профильтрованного образца равно нулю.
Этот пример демонстрирует, что нанофильтрация жидкого потока, полученного способом термической переработки ίη δίίυ, удаляет по меньшей мере часть засоряющих соединений.
Пример 3. Получение олефинов из жидкого потока способа термической переработки ίη δίίυ.
Используют экспериментальную пилотную систему для проведения экспериментов. Экспериментальная система включает систему подачи сырья, систему загрузки и перемещения катализатора, быстрый трубчатый реактор с псевдоожиженным слоем, десорбер, систему разделения и сбора продукта и регенератор. Трубчатый реактор является адиабатической вертикальной колонной с внутренним диаметром 11-19 мм и длиной около 3,2 м. Выход трубчатого реактора находится в жидкостной связи с десорбером, который работает при той же температуре, что выходящий поток трубчатого реактора и обеспечивает, по существу, 100%-ную эффективность десорбции. Регенератор является многоступенчатым регенератором непрерывного действия, используемым для регенерации отработанного катализатора. Отработанный катализатор подаётся в регенератор с контролируемой скоростью и регенерированный катализатор собирается в приёмнике. Баланс материалов получают в течение каждого из экспериментальных циклов через 30-минутные интервалы. Сложные газовые образцы анализируют при помощи совместно работающего газового хроматографа и жидкие образцы продукта собирают и анализируют через сутки. Выход кокса определяют, измеряя поток катализатора и измеряя разницу содержания кокса в катализаторе по определению кокса на образцах отработанного и регенерированного катализатора, взятых в каждом цикле, когда установка работает в устойчивом режиме.
Жидкий поток, полученный способом термической переработки ίη δίίυ, реакционируют для получения потока вакуумного газойля (УСО) с распределением диапазона температуры кипения 310-640°С. Поток УСО контактирует с псевдоожиженным слоем в установке каталитического крекинга Е-Са1 содержащей 10% добавки Ζ8Μ-5 в каталитической системе, описанной выше. Температура трубчатого реактора поддерживается равной 593°С (1100°Е). Получаемый продукт содержит на 1 г продукта, 0,1402 г С3 олефинов, 0,137 г С4 олефинов, 0,0897 г С5 олефинов, 0,0152 г изо-С5 олефинов, 0,0505 г изобутилена,
- 16 013513
0,0159 г этана, 0,0249 г изобутана, 0,0089 г п-бутана, 0,0043 г пентана, 0,0209 г изо-пентана, 0,2728 г смеси С6 углеводородов и углеводородов с точкой кипения не более 232°С (450°Е), 0,0881 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения 232-343°С (450-650°Е), 0,0769 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения 343-399°С (650-750°Е) и 0,0386 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения по меньшей мере 399°С (750°Е) и 0,0323 г кокса.
Этот пример демонстрирует способ получения сырого продукта фракционированием жидкого потока, полученного разделением жидкого потока текучей среды из формации, для получения сырого продукта с точкой кипения выше 343°С и каталитическим крекингом сырого продукта с точкой кипения выше 343°С для получения одного или более дополнительных сырых продуктов, в которых по меньшей мере одним из дополнительных сырых продуктов является второй газовый поток.
Пример 4. Получение олефинов из жидкого потока способа термической переработки ш δίΐιι.
Лигроин после термического крекинга используют для моделирования жидкого потока, полученного способом термической переработки ш 511и, с распределением диапазона температур кипения 30-182°С. Лигроин содержит на 1 г лигроина 0,186 г нафтенов, 0,238 г изопарафинов, 0,328 г п-парафинов, 0,029 г циклоолефинов, 0,046 г изоолефинов, 0,064 г п-олефинов и 0,109 г ароматических соединений. Поток лигроина контактирует с ЕСС Е-Са! с 10% добавки Ζ8Μ-5 в системе каталитического крекинга, описанной выше, для получения сырого продукта. Температура трубчатого реактора поддерживается равной 593°С (1100°Е). Сырой продукт содержит на 1 г сырого продукта 0,1308 г этилена, 0,0139 г этана, 0,0966 г С4-олефинов, 0,0343 г С4 изоолефинов, 0,0175 г бутана, 0,0299 г изобутана, 0,0525 г С5 олефинов, 0,0309 г С5 изоолефинов, 0,0442 г пентана, 0,0384 г изопентана, 0,4943 г смеси С6 углеводородов и углеводородов с точкой кипения не более 232°С (450°Е), 0,0201 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения 232-343°С (450-650°Е), 0,0029 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения 343-399°С (650-750°Е), 0,00128 г углеводородов с распределением диапазона температур кипения по меньшей мере 399°С (750°Е) и 0,00128 г кокса. Общее количество С3-С5 олефинов составляет 0,2799 г на 1 г лигроина.
Этот пример демонстрирует способ получения сырого продукта фракционированием жидкого потока, полученного разделением жидкого потока текучей среды из формации, для получения сырого продукта с точкой кипения выше 343°С и каталитическим крекингом сырого продукта с точкой кипения выше 343°С, для получения одного или более дополнительных сырых продуктов, в которых по меньшей мере одним из дополнительных сырых продуктов является второй газовый поток.
Claims (17)
1. Способ получения одного или более сырых продуктов, в котором добывают текучую среду формации способом подземной термической переработки ш δίΐιι с нагревом углеводородсодержащей формации одним или более источниками тепла, осуществляющими передачу тепла по меньшей мере к части формации контактным образом и/или излучением;
разделяют текучую среду формации с получением жидкого потока и газового потока;
подают по меньшей мере часть жидкого потока на нанофильтрацию и затем на гидроочистку, осуществляемую в условиях, достаточных для удаления по меньшей мере части засоряющих соединений, которые представляют собой диолефины, и для превращения по меньшей мере части диолефинов в моноолефины с получением жидкого потока, подвергнутого гидроочистке.
2. Способ по п.1, в котором одно или более засоряющих соединений включают твёрдые вещества, полученные способом термической переработки ш δίΐιι.
3. Способ по пп.1, 2, в котором одно или более засоряющих соединений включают смесь твёрдых веществ и углеводородов, полученных способом термической переработки ш δίΐιι.
4. Способ по пп.1-3, в котором одно или более засоряющих соединений включают олефины и твёрдые вещества, полученные способом термической переработки ш δίΐιι.
5. Способ по пп.1-4, в котором гидроочистка включает контактирование жидкого потока с одним или более катализатором в присутствии водорода для получения продукта, пригодного для транспортировки и/или применения для нефтепереработки.
6. Способ по пп.1-5, в котором по меньшей мере часть жидкого потока, подвергнутого гидроочистке, перерабатывают в одной или более установок переработки, находящихся ниже по потоку в технологической схеме, для формирования одного или более сырых продуктов.
7. Способ по п.6, в котором по меньшей мере одна из установок переработки включает установку фракционирования.
8. Способ по пп.6, 7, в котором по меньшей мере один из сырых продуктов является жидкой смесью при 25°С и 0,101 МПа.
9. Способ по пп.6-8, в котором по меньшей мере один из сырых продуктов является газообразной смесью при 25°С и 0,101 МПа.
10. Способ по пп.6-9, в котором по меньшей мере один из сырых продуктов является газообразной смесью при 25°С и 0,101 МПа и в котором газообразная смесь включает углеводороды с углеродным
- 17 013513 числом по меньшей мере 3.
11. Способ по пп.6-10, в котором по меньшей мере один из сырых продуктов включает дизельное топливо.
12. Способ по пп.6-11, в котором по меньшей мере один из сырых продуктов включает лигроин.
13. Способ по пп.6-12, в котором по меньшей мере один из сырых продуктов является вакуумным газойлем.
14. Способ по пп.6-13, в котором по меньшей мере часть одного сырого продукта смешивают с текучей средой формации, полученной способом термической переработки ΐπ 811и.
15. Способ по пп.1-14, в котором текучая среда формации включает текучие среды с приданной подвижностью, текучие среды лёгкого крекинга, пиролизованные текучие среды или их смеси.
16. Способ по пп.1-15, в котором формация включает битуминозный сланец и в котором по меньшей мере один из сырых продуктов смешивают с текучей средой тяжёлой нефти/битуминозного песка, полученной способом термической переработки ίη 81Ш.
17. Способ производства транспортного топлива, в котором используют сырой продукт, полученный способом по любому из пп.1-16.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US72976305P | 2005-10-24 | 2005-10-24 | |
| US79429806P | 2006-04-21 | 2006-04-21 | |
| PCT/US2006/041185 WO2007050477A1 (en) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Methods of hydrotreating a liquid stream to remove clogging compounds |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200801155A1 EA200801155A1 (ru) | 2008-12-30 |
| EA013513B1 true EA013513B1 (ru) | 2010-06-30 |
Family
ID=37736147
Family Applications (8)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200801151A EA013253B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы обработки углеводородсодержащих пластов |
| EA200801155A EA013513B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способ получения сырых продуктов с подземной термической переработкой in situ |
| EA200801154A EA012941B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способ фильтрации жидкого потока, полученного способом термической переработки in situ |
| EA200801150A EA014196B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Система и способ для добычи углеводородов из битуминозных песков по дренажным каналам, образованным нагревом |
| EA200801156A EA014215B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Ограниченный по температуре нагреватель с трубопроводом, по существу, электрически изолированным от пласта |
| EA200801153A EA015618B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы получения алкилированных углеводородов из текучей среды, полученной способом термической переработки in situ |
| EA200801152A EA013579B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Система для совместного производства теплоты и электричества и способ обработки углеводородсодержащих пластов |
| EA200801157A EA016412B9 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы крекинга сырого продукта с целью получения дополнительных сырых продуктов и способ получения транспортного топлива |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200801151A EA013253B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы обработки углеводородсодержащих пластов |
Family Applications After (6)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200801154A EA012941B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способ фильтрации жидкого потока, полученного способом термической переработки in situ |
| EA200801150A EA014196B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Система и способ для добычи углеводородов из битуминозных песков по дренажным каналам, образованным нагревом |
| EA200801156A EA014215B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Ограниченный по температуре нагреватель с трубопроводом, по существу, электрически изолированным от пласта |
| EA200801153A EA015618B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы получения алкилированных углеводородов из текучей среды, полученной способом термической переработки in situ |
| EA200801152A EA013579B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Система для совместного производства теплоты и электричества и способ обработки углеводородсодержащих пластов |
| EA200801157A EA016412B9 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы крекинга сырого продукта с целью получения дополнительных сырых продуктов и способ получения транспортного топлива |
Country Status (14)
| Country | Link |
|---|---|
| US (14) | US8606091B2 (ru) |
| EP (8) | EP1941127A1 (ru) |
| JP (8) | JP5570723B2 (ru) |
| KR (9) | KR20140003620A (ru) |
| AT (1) | ATE499428T1 (ru) |
| AU (9) | AU2006306471B2 (ru) |
| CA (9) | CA2626970C (ru) |
| DE (1) | DE602006020314D1 (ru) |
| EA (8) | EA013253B1 (ru) |
| GB (1) | GB2451311A (ru) |
| IL (8) | IL190657A (ru) |
| MA (8) | MA29955B1 (ru) |
| NZ (9) | NZ567705A (ru) |
| WO (9) | WO2007111642A2 (ru) |
Families Citing this family (260)
| 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 |
| DE10245103A1 (de) * | 2002-09-27 | 2004-04-08 | General Electric Co. | Schaltschrank für eine Windenergieanlage und Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage |
| 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 |
| US8296968B2 (en) * | 2003-06-13 | 2012-10-30 | Charles Hensley | Surface drying apparatus and method |
| US7552762B2 (en) * | 2003-08-05 | 2009-06-30 | Stream-Flo Industries Ltd. | Method and apparatus to provide electrical connection in a wellhead for a downhole electrical device |
| ATE392536T1 (de) * | 2004-04-23 | 2008-05-15 | Shell Int Research | Verhinderung von verschorfungseffekten in bohrlöchern |
| DE102004025528B4 (de) * | 2004-05-25 | 2010-03-04 | Eisenmann Anlagenbau Gmbh & Co. Kg | Verfahren und Vorrichtung zum Trocknen von beschichteten Gegenständen |
| US7685737B2 (en) | 2004-07-19 | 2010-03-30 | Earthrenew, Inc. | Process and system for drying and heat treating materials |
| US7024800B2 (en) | 2004-07-19 | 2006-04-11 | Earthrenew, Inc. | Process and system for drying and heat treating materials |
| US20070084077A1 (en) * | 2004-07-19 | 2007-04-19 | Gorbell Brian N | Control system for gas turbine in material treatment unit |
| US7694523B2 (en) | 2004-07-19 | 2010-04-13 | Earthrenew, Inc. | Control system for gas turbine in material treatment unit |
| US7024796B2 (en) | 2004-07-19 | 2006-04-11 | Earthrenew, Inc. | Process and apparatus for manufacture of fertilizer products from manure and sewage |
| DE102005000782A1 (de) * | 2005-01-05 | 2006-07-20 | Voith Paper Patent Gmbh | Trockenzylinder |
| 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 |
| US20070163316A1 (en) * | 2006-01-18 | 2007-07-19 | Earthrenew Organics Ltd. | High organic matter products and related systems for restoring organic matter and nutrients in soil |
| US7610692B2 (en) | 2006-01-18 | 2009-11-03 | Earthrenew, Inc. | Systems for prevention of HAP emissions and for efficient drying/dehydration processes |
| US7445041B2 (en) * | 2006-02-06 | 2008-11-04 | Shale And Sands Oil Recovery Llc | Method and system for extraction of hydrocarbons from oil shale |
| US7484561B2 (en) * | 2006-02-21 | 2009-02-03 | Pyrophase, Inc. | Electro thermal in situ energy storage for intermittent energy sources to recover fuel from hydro carbonaceous earth formations |
| US7931080B2 (en) * | 2006-02-24 | 2011-04-26 | Shale And Sands Oil Recovery Llc | Method and system for extraction of hydrocarbons from oil sands |
| US20090173491A1 (en) * | 2006-02-24 | 2009-07-09 | O'brien Thomas B | Method and system for extraction of hydrocarbons from oil shale and limestone formations |
| RU2415259C2 (ru) | 2006-04-21 | 2011-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Последовательное нагревание множества слоев углеводородсодержащего пласта |
| US7644993B2 (en) | 2006-04-21 | 2010-01-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
| US7775281B2 (en) * | 2006-05-10 | 2010-08-17 | Kosakewich Darrell S | Method and apparatus for stimulating production from oil and gas wells by freeze-thaw cycling |
| US7426926B2 (en) * | 2006-05-31 | 2008-09-23 | Ford Global Technologies, Llc | Cold idle adaptive air-fuel ratio control utilizing lost fuel approximation |
| US20070281224A1 (en) * | 2006-05-31 | 2007-12-06 | Kerry Arthur Kirk | Scratch-off document and method for producing same |
| NO325979B1 (no) * | 2006-07-07 | 2008-08-25 | Shell Int Research | System og fremgangsmate for a kjole en flerfasebronnstrom |
| CN101595273B (zh) | 2006-10-13 | 2013-01-02 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位页岩油开发的优化的井布置 |
| WO2008048454A2 (en) | 2006-10-13 | 2008-04-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combined development of oil shale by in situ heating with a deeper hydrocarbon resource |
| BRPI0719868A2 (pt) | 2006-10-13 | 2014-06-10 | Exxonmobil Upstream Res Co | Métodos para abaixar a temperatura de uma formação subsuperficial, e para formar uma parede congelada em uma formação subsuperficial |
| 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 |
| DE102007008292B4 (de) * | 2007-02-16 | 2009-08-13 | Siemens Ag | Vorrichtung und Verfahren zur In-Situ-Gewinnung einer kohlenwasserstoffhaltigen Substanz unter Herabsetzung deren Viskosität aus einer unterirdischen Lagerstätte |
| US8608942B2 (en) * | 2007-03-15 | 2013-12-17 | Kellogg Brown & Root Llc | Systems and methods for residue upgrading |
| US8622133B2 (en) | 2007-03-22 | 2014-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Resistive heater for in situ formation heating |
| US8087460B2 (en) | 2007-03-22 | 2012-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Granular electrical connections for in situ formation heating |
| US7950458B2 (en) * | 2007-03-26 | 2011-05-31 | J. I. Livingstone Enterprises Ltd. | Drilling, completing and stimulating a hydrocarbon production well |
| 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 |
| US8151877B2 (en) | 2007-05-15 | 2012-04-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burner wells for in situ conversion of organic-rich rock formations |
| US8122955B2 (en) | 2007-05-15 | 2012-02-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burners for in situ conversion of organic-rich rock formations |
| 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 |
| US8146664B2 (en) | 2007-05-25 | 2012-04-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Utilization of low BTU gas generated during in situ heating of organic-rich rock |
| DK2008726T3 (da) * | 2007-06-29 | 2013-10-14 | Eurecat Sa | Farvesortering af katalytiske eller adsorberende partikler |
| US20090028000A1 (en) * | 2007-07-26 | 2009-01-29 | O'brien Thomas B | Method and process for the systematic exploration of uranium in the athabasca basin |
| CA2597881C (en) * | 2007-08-17 | 2012-05-01 | Imperial Oil Resources Limited | Method and system integrating thermal oil recovery and bitumen mining for thermal efficiency |
| CA2700135C (en) * | 2007-09-18 | 2015-05-12 | Vast Power Portfolio, Llc | Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide |
| US9556709B2 (en) * | 2007-09-26 | 2017-01-31 | Pentair Thermal Management Llc | Skin effect heating system having improved heat transfer and wire support characteristics |
| US20090200290A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-08-13 | Paul Gregory Cardinal | Variable voltage load tap changing transformer |
| CA2609859C (en) * | 2007-11-02 | 2011-08-23 | Imperial Oil Resources Limited | Recovery of high quality water from produced water arising from a thermal hydrocarbon recovery operation using vacuum technologies |
| CA2609419C (en) * | 2007-11-02 | 2010-12-14 | Imperial Oil Resources Limited | System and method of heat and water recovery from tailings using gas humidification/dehumidification |
| CA2610052C (en) * | 2007-11-08 | 2013-02-19 | Imperial Oil Resources Limited | System and method of recovering heat and water and generating power from bitumen mining operations |
| CA2610463C (en) * | 2007-11-09 | 2012-04-24 | Imperial Oil Resources Limited | Integration of an in-situ recovery operation with a mining operation |
| CA2610230C (en) * | 2007-11-13 | 2012-04-03 | Imperial Oil Resources Limited | Water integration between an in-situ recovery operation and a bitumen mining operation |
| US8082995B2 (en) | 2007-12-10 | 2011-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence |
| CA2710514C (en) * | 2007-12-22 | 2017-01-17 | Schlumberger Canada Limited | Thermal bubble point measurement system and method |
| US8090227B2 (en) | 2007-12-28 | 2012-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Purging of fiber optic conduits in subterranean wells |
| US20090192731A1 (en) * | 2008-01-24 | 2009-07-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and Method for Monitoring a Health State of Hydrocarbon Production Equipment |
| US20090218876A1 (en) * | 2008-02-29 | 2009-09-03 | Petrotek Engineering Corporation | Method of achieving hydraulic control for in-situ mining through temperature-controlled mobility ratio alterations |
| JP2011514429A (ja) * | 2008-03-17 | 2011-05-06 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | ケロシンベース燃料 |
| CN101981272B (zh) * | 2008-03-28 | 2014-06-11 | 埃克森美孚上游研究公司 | 低排放发电和烃采收系统及方法 |
| WO2009129143A1 (en) * | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Shell Oil Company | Systems, methods, and processes utilized for treating hydrocarbon containing subsurface formations |
| AU2009249493B2 (en) | 2008-05-23 | 2015-05-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Field management for substantially constant composition gas generation |
| US8122956B2 (en) * | 2008-07-03 | 2012-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Magnetic stirrer |
| 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 |
| JP2010073002A (ja) * | 2008-09-19 | 2010-04-02 | Hoya Corp | 画像処理装置およびカメラ |
| US10064697B2 (en) | 2008-10-06 | 2018-09-04 | Santa Anna Tech Llc | Vapor based ablation system for treating various indications |
| 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 |
| 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 |
| RU2529537C2 (ru) | 2008-10-13 | 2014-09-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Системы для обработки подземного пласта с циркулируемой теплопереносящей текучей средой |
| US8247747B2 (en) * | 2008-10-30 | 2012-08-21 | Xaloy, Inc. | Plasticating barrel with integrated exterior heater layer |
| WO2010070029A1 (en) | 2008-12-18 | 2010-06-24 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for removing iron particles |
| WO2010091357A1 (en) * | 2009-02-06 | 2010-08-12 | Hpd, Llc | Method and system for recovering oil and generating steam from produced water |
| KR101078725B1 (ko) * | 2009-02-16 | 2011-11-01 | 주식회사 하이닉스반도체 | 반도체 소자 및 그의 제조방법 |
| CA2750405C (en) | 2009-02-23 | 2015-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Water treatment following shale oil production by in situ heating |
| DE102009010289A1 (de) * | 2009-02-24 | 2010-09-02 | Siemens Aktiengesellschaft | Vorrichtung zur Temperaturmessung in elektromagnetischen Feldern, Verwendung dieser Vorrichtung sowie zugehörige Messanordnung |
| DE102009023910A1 (de) * | 2009-03-03 | 2010-09-16 | Tracto-Technik Gmbh & Co. Kg | Erdbohrvorrichtung |
| US8312928B2 (en) | 2009-04-09 | 2012-11-20 | General Synfuels International, Inc. | Apparatus and methods for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and oil sands |
| US8261831B2 (en) | 2009-04-09 | 2012-09-11 | General Synfuels International, Inc. | Apparatus and methods for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil/tar sands |
| US8262866B2 (en) | 2009-04-09 | 2012-09-11 | General Synfuels International, Inc. | Apparatus for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and sands via multi-stage condensation |
| US8312927B2 (en) * | 2009-04-09 | 2012-11-20 | General Synfuels International, Inc. | Apparatus and methods for adjusting operational parameters to recover hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and sands |
| US8448707B2 (en) | 2009-04-10 | 2013-05-28 | Shell Oil Company | Non-conducting heater casings |
| US9131977B2 (en) | 2009-04-17 | 2015-09-15 | Domain Surgical, Inc. | Layered ferromagnetic coated conductor thermal surgical tool |
| US9265556B2 (en) | 2009-04-17 | 2016-02-23 | Domain Surgical, Inc. | Thermally adjustable surgical tool, balloon catheters and sculpting of biologic materials |
| US9107666B2 (en) | 2009-04-17 | 2015-08-18 | Domain Surgical, Inc. | Thermal resecting loop |
| US8506561B2 (en) | 2009-04-17 | 2013-08-13 | Domain Surgical, Inc. | Catheter with inductively heated regions |
| US9078655B2 (en) | 2009-04-17 | 2015-07-14 | Domain Surgical, Inc. | Heated balloon catheter |
| BRPI1015966A2 (pt) * | 2009-05-05 | 2016-05-31 | Exxonmobil Upstream Company | "método para tratar uma formação subterrânea, e, meio de armazenamento legível por computador." |
| WO2010148051A2 (en) * | 2009-06-18 | 2010-12-23 | Entegris, Inc. | Sintered porous material comprising particles of different average sizes |
| NO330123B1 (no) | 2009-07-11 | 2011-02-21 | Sargas As | Lav CO2-anlegg for utvinning av oljesand |
| US8833454B2 (en) * | 2009-07-22 | 2014-09-16 | Conocophillips Company | Hydrocarbon recovery method |
| US20120205097A1 (en) * | 2009-07-31 | 2012-08-16 | Nicholas Castellano | Method of Enhance the Production Capacity of an Oil Well |
| US8800653B2 (en) | 2009-08-05 | 2014-08-12 | Shell Oil Company | Systems and methods for monitoring a well |
| WO2011017413A2 (en) | 2009-08-05 | 2011-02-10 | Shell Oil Company | Use of fiber optics to monitor cement quality |
| US9466896B2 (en) | 2009-10-09 | 2016-10-11 | Shell Oil Company | Parallelogram coupling joint for coupling insulated conductors |
| US8356935B2 (en) | 2009-10-09 | 2013-01-22 | Shell Oil Company | Methods for assessing a temperature in a subsurface formation |
| US8257112B2 (en) | 2009-10-09 | 2012-09-04 | Shell Oil Company | Press-fit coupling joint for joining insulated conductors |
| US20120198844A1 (en) * | 2009-10-22 | 2012-08-09 | Kaminsky Robert D | System and Method For Producing Geothermal Energy |
| US8602103B2 (en) | 2009-11-24 | 2013-12-10 | Conocophillips Company | Generation of fluid for hydrocarbon recovery |
| WO2011067863A1 (ja) * | 2009-12-01 | 2011-06-09 | トヨタ自動車株式会社 | 内燃機関の排気浄化装置 |
| US8863839B2 (en) | 2009-12-17 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations |
| US8240370B2 (en) | 2009-12-18 | 2012-08-14 | Air Products And Chemicals, Inc. | Integrated hydrogen production and hydrocarbon extraction |
| US8512009B2 (en) * | 2010-01-11 | 2013-08-20 | Baker Hughes Incorporated | Steam driven pump for SAGD system |
| US20130153395A1 (en) * | 2010-02-05 | 2013-06-20 | The Texas A&M University System | Devices and Methods for a Pyrolysis and Gasification System for Biomass Feedstock |
| US20110207972A1 (en) * | 2010-02-23 | 2011-08-25 | Battelle Memorial Institute | Catalysts and processes for the hydrogenolysis of glycerol and other organic compounds for producing polyols and propylene glycol |
| DE102010013982A1 (de) | 2010-04-06 | 2011-10-06 | Bomag Gmbh | Vorrichtung zum Erzeugen von Schaumbitumen und Verfahren zu deren Wartung |
| US8875788B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-11-04 | Shell Oil Company | Low temperature inductive heating of subsurface formations |
| US8939207B2 (en) * | 2010-04-09 | 2015-01-27 | Shell Oil Company | Insulated conductor heaters with semiconductor layers |
| US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
| US8739874B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-06-03 | Shell Oil Company | Methods for heating with slots in hydrocarbon formations |
| US9033042B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-05-19 | Shell Oil Company | Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations |
| US8502120B2 (en) | 2010-04-09 | 2013-08-06 | Shell Oil Company | Insulating blocks and methods for installation in insulated conductor heaters |
| CA2703319C (en) * | 2010-05-05 | 2012-06-12 | Imperial Oil Resources Limited | Operating wells in groups in solvent-dominated recovery processes |
| US20110277992A1 (en) * | 2010-05-14 | 2011-11-17 | Paul Grimes | Systems and methods for enhanced recovery of hydrocarbonaceous fluids |
| US8975460B2 (en) * | 2010-07-20 | 2015-03-10 | Basf Se | Process for preparing acetylene by the Sachsse-Bartholomé process |
| RU2562460C2 (ru) * | 2010-07-20 | 2015-09-10 | Басф Се | Способ получения ацетилена по способу саксе-бартоломé |
| US8616280B2 (en) | 2010-08-30 | 2013-12-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore mechanical integrity for in situ pyrolysis |
| WO2012030426A1 (en) | 2010-08-30 | 2012-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Olefin reduction for in situ pyrolysis oil generation |
| US9466398B2 (en) * | 2010-09-27 | 2016-10-11 | Purdue Research Foundation | Ceramic-ceramic composites and process therefor, nuclear fuels formed thereby, and nuclear reactor systems and processes operated therewith |
| US8857051B2 (en) | 2010-10-08 | 2014-10-14 | Shell Oil Company | System and method for coupling lead-in conductor to insulated conductor |
| US8943686B2 (en) | 2010-10-08 | 2015-02-03 | Shell Oil Company | Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors |
| US8586867B2 (en) | 2010-10-08 | 2013-11-19 | Shell Oil Company | End termination for three-phase insulated conductors |
| US9334436B2 (en) | 2010-10-29 | 2016-05-10 | Racional Energy And Environment Company | Oil recovery method and product |
| US8356678B2 (en) * | 2010-10-29 | 2013-01-22 | Racional Energy & Environment Company | Oil recovery method and apparatus |
| US9097110B2 (en) * | 2010-12-03 | 2015-08-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Viscous oil recovery using a fluctuating electric power source and a fired heater |
| US9033033B2 (en) | 2010-12-21 | 2015-05-19 | Chevron U.S.A. Inc. | Electrokinetic enhanced hydrocarbon recovery from oil shale |
| US9133398B2 (en) | 2010-12-22 | 2015-09-15 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ kerogen conversion and recycling |
| JP5287962B2 (ja) * | 2011-01-26 | 2013-09-11 | 株式会社デンソー | 溶接装置 |
| US20120217233A1 (en) * | 2011-02-28 | 2012-08-30 | Tom Richards, Inc. | Ptc controlled environment heater |
| DE102011014345A1 (de) * | 2011-03-18 | 2012-09-20 | Ecoloop Gmbh | Verfahren zur energieffizienten und umweltschonenden Gewinnung von Leichtöl und/oder Treibstoffen ausgehend von Roh-Bitumen aus Ölschifer und /oder Ölsanden |
| US9739123B2 (en) | 2011-03-29 | 2017-08-22 | Conocophillips Company | Dual injection points in SAGD |
| US8932279B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-01-13 | Domain Surgical, Inc. | System and method for cooling of a heated surgical instrument and/or surgical site and treating tissue |
| WO2013106036A2 (en) | 2011-04-08 | 2013-07-18 | Preston Manwaring | Impedance matching circuit |
| 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 |
| WO2012158722A2 (en) | 2011-05-16 | 2012-11-22 | Mcnally, David, J. | Surgical instrument guide |
| US9051828B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-06-09 | Athabasca Oil Sands Corp. | Thermally assisted gravity drainage (TAGD) |
| US9279316B2 (en) | 2011-06-17 | 2016-03-08 | Athabasca Oil Corporation | Thermally assisted gravity drainage (TAGD) |
| US9062525B2 (en) * | 2011-07-07 | 2015-06-23 | Single Buoy Moorings, Inc. | Offshore heavy oil production |
| HU230571B1 (hu) * | 2011-07-15 | 2016-12-28 | Sld Enhanced Recovery, Inc. | Eljárás lézeres olvasztásos kőzeteltávolítás során keletkező kőzet olvadék eltávolítására, valamint berendezés az eljárás megvalósítására |
| US8685281B2 (en) * | 2011-07-21 | 2014-04-01 | Battelle Energy Alliance Llc | System and process for the production of syngas and fuel gasses |
| WO2013040255A2 (en) | 2011-09-13 | 2013-03-21 | Domain Surgical, Inc. | Sealing and/or cutting instrument |
| JO3139B1 (ar) | 2011-10-07 | 2017-09-20 | Shell Int Research | تشكيل موصلات معزولة باستخدام خطوة اختزال أخيرة بعد المعالجة الحرارية. |
| 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 |
| CA2791725A1 (en) * | 2011-10-07 | 2013-04-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Treating hydrocarbon formations using hybrid in situ heat treatment and steam methods |
| JO3141B1 (ar) | 2011-10-07 | 2017-09-20 | Shell Int Research | الوصلات المتكاملة للموصلات المعزولة |
| 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 |
| CA2845012A1 (en) | 2011-11-04 | 2013-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis |
| CA2783819C (en) | 2011-11-08 | 2014-04-29 | Imperial Oil Resources Limited | Dewatering oil sand tailings |
| EP2787914B1 (en) | 2011-12-06 | 2020-08-19 | Domain Surgical, Inc. | System and method of controlling power delivery to a surgical instrument |
| US9181467B2 (en) | 2011-12-22 | 2015-11-10 | Uchicago Argonne, Llc | Preparation and use of nano-catalysts for in-situ reaction with kerogen |
| US8851177B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-10-07 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ kerogen conversion and oxidant regeneration |
| US8701788B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-04-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Preconditioning a subsurface shale formation by removing extractible organics |
| WO2013103518A1 (en) * | 2012-01-03 | 2013-07-11 | Conocophillips Company | Enhanced heavy oil recovery using downhole bitumen upgrading with steam assisted gravity drainage |
| 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 |
| JP5696063B2 (ja) * | 2012-02-02 | 2015-04-08 | 信越化学工業株式会社 | 多結晶シリコン棒搬出冶具および多結晶シリコン棒の刈取方法 |
| AU2013221197A1 (en) * | 2012-02-18 | 2014-08-28 | Genie Ip B.V. | Method and system for heating a bed of hydrocarbon- containing rocks |
| US8910514B2 (en) * | 2012-02-24 | 2014-12-16 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods of determining fluid properties |
| CA2811666C (en) | 2012-04-05 | 2021-06-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors |
| RU2479620C1 (ru) * | 2012-04-10 | 2013-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр" | Способ разделения газов в процессе каталитического крекинга бензинового направления |
| TW201400407A (zh) * | 2012-04-18 | 2014-01-01 | Exxonmobil Upstream Res Co | 用於形成碳同素異形體之觸媒的製造 |
| AU2013256823B2 (en) | 2012-05-04 | 2015-09-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material |
| US8992771B2 (en) | 2012-05-25 | 2015-03-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Isolating lubricating oils from subsurface shale formations |
| WO2013180909A1 (en) * | 2012-05-29 | 2013-12-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for hydrotreating a shale oil stream using hydrogen gas that is concentrated from the shale oil stream |
| HU229953B1 (hu) | 2012-07-05 | 2015-03-02 | Sld Enhanced Recovery, Inc | Eljárás és berendezés elsősorban kitermelőcsövek alkáliföldfém-só lerakódásainak eltávolítására |
| US20140030117A1 (en) * | 2012-07-24 | 2014-01-30 | David Zachariah | Multi-stage hydraulic jet pump |
| KR101938171B1 (ko) | 2012-10-31 | 2019-01-14 | 대우조선해양 주식회사 | 백업 기능을 가지는 브라인 및 베이스오일 공급 시스템과 브라인 및 베이스오일의 백업 공급 방법 |
| US9777564B2 (en) | 2012-12-03 | 2017-10-03 | Pyrophase, Inc. | Stimulating production from oil wells using an RF dipole antenna |
| US9243485B2 (en) | 2013-02-05 | 2016-01-26 | Triple D Technologies, Inc. | System and method to initiate permeability in bore holes without perforating tools |
| US9309741B2 (en) | 2013-02-08 | 2016-04-12 | Triple D Technologies, Inc. | System and method for temporarily sealing a bore hole |
| US9534489B2 (en) | 2013-03-06 | 2017-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Modeling acid distribution for acid stimulation of a formation |
| GB2528191B (en) * | 2013-03-27 | 2019-12-04 | Logined Bv | Automatic geosteering and evolutionary algorithm for use with same |
| CA2847980C (en) | 2013-04-04 | 2021-03-30 | Christopher Kelvin Harris | Temperature assessment using dielectric properties of an insulated conductor heater with selected electrical insulation |
| US20140318773A1 (en) * | 2013-04-26 | 2014-10-30 | Elliot B. Kennel | Methane enhanced liquid products recovery from wet natural gas |
| CN103233713B (zh) * | 2013-04-28 | 2014-02-26 | 吉林省众诚汽车服务连锁有限公司 | 油页岩原位水平井压裂化学干馏提取页岩油气方法及工艺 |
| CA2818322C (en) * | 2013-05-24 | 2015-03-10 | Expander Energy Inc. | Refinery process for heavy oil and bitumen |
| GB2515547A (en) * | 2013-06-27 | 2014-12-31 | Statoil Petroleum As | Increasing hydrocarbon production from reservoirs |
| WO2015021062A1 (en) | 2013-08-05 | 2015-02-12 | Gradiant Corporation | Water treatment systems and associated methods |
| US9920608B2 (en) * | 2013-08-13 | 2018-03-20 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method of improving hydraulic fracturing by decreasing formation temperature |
| KR101510826B1 (ko) | 2013-11-19 | 2015-04-10 | 한국지질자원연구원 | 개선된 블레이드를 구비하는 순환식 용해 채광 장치 및 방법 |
| AU2014202934B2 (en) | 2013-09-09 | 2016-03-17 | Korea Institute Of Geoscience And Mineral Resources (Kigam) | Apparatus and method for solution mining using cycling process |
| KR101519967B1 (ko) * | 2013-09-09 | 2015-05-15 | 한국지질자원연구원 | 순환식 용해 채광방법 |
| KR101506469B1 (ko) * | 2013-09-09 | 2015-03-27 | 한국지질자원연구원 | 순환식 용해 채광 장치 |
| US9701892B2 (en) | 2014-04-17 | 2017-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well |
| US9822621B2 (en) | 2013-09-20 | 2017-11-21 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using surface modifying treatment agents to treat subterranean formations |
| BR112016005706B1 (pt) | 2013-09-20 | 2022-02-08 | Baker Hughes Incorporated | Método para inibir entupimento causado por contaminantes |
| BR112016006052B1 (pt) | 2013-09-20 | 2022-02-08 | Baker Hughes Incorporated | Métodos para tratamento de uma formação subterrânea contendo óxido silicioso ou de metal (m) penetrada por um poço |
| CA2922717C (en) | 2013-09-20 | 2019-05-21 | Terry D. Monroe | Organophosphorus containing composites for use in well treatment operations |
| WO2015042486A1 (en) | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Composites for use in stimulation and sand control operations |
| US10308537B2 (en) | 2013-09-23 | 2019-06-04 | Gradiant Corporation | Desalination systems and associated methods |
| AU2014340644B2 (en) | 2013-10-22 | 2017-02-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process |
| WO2015066796A1 (en) | 2013-11-06 | 2015-05-14 | Nexen Energy Ulc | Processes for producing hydrocarbons from a reservoir |
| 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 |
| CN103711483B (zh) * | 2014-01-13 | 2017-01-11 | 北京源海威科技有限公司 | 页岩生烃、吸附及解吸模拟系统和模拟方法 |
| CA3176275A1 (en) | 2014-02-18 | 2015-08-18 | Athabasca Oil Corporation | Cable-based well heater |
| GB2523567B (en) | 2014-02-27 | 2017-12-06 | Statoil Petroleum As | Producing hydrocarbons from a subsurface formation |
| CN106133271A (zh) * | 2014-04-04 | 2016-11-16 | 国际壳牌研究有限公司 | 在热处理之后使用最终减小步骤形成的绝缘导体 |
| US10357306B2 (en) | 2014-05-14 | 2019-07-23 | Domain Surgical, Inc. | Planar ferromagnetic coated surgical tip and method for making |
| US9451792B1 (en) * | 2014-09-05 | 2016-09-27 | Atmos Nation, LLC | Systems and methods for vaporizing assembly |
| US20160097247A1 (en) * | 2014-10-01 | 2016-04-07 | H2O Oilfield Services | Methods of filtering a fluid using a portable fluid filtration apparatus |
| 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 |
| US10167218B2 (en) | 2015-02-11 | 2019-01-01 | Gradiant Corporation | Production of ultra-high-density brines |
| US20160228795A1 (en) | 2015-02-11 | 2016-08-11 | Gradiant Corporation | Methods and systems for producing treated brines |
| US10066156B2 (en) * | 2015-04-14 | 2018-09-04 | Saudi Arabian Oil Company | Supercritical carbon dioxide emulsified acid |
| GB2539045A (en) * | 2015-06-05 | 2016-12-07 | Statoil Asa | Subsurface heater configuration for in situ hydrocarbon production |
| CN108367244B (zh) | 2015-07-29 | 2022-05-03 | 格雷迪安特公司 | 渗透脱盐方法和相关系统 |
| US10301198B2 (en) | 2015-08-14 | 2019-05-28 | Gradiant Corporation | Selective retention of multivalent ions |
| WO2017030937A1 (en) | 2015-08-14 | 2017-02-23 | Gradiant Corporation | Production of multivalent ion-rich process streams using multi-stage osmotic separation |
| TWI746476B (zh) * | 2015-11-13 | 2021-11-21 | 美商艾克頌美孚硏究工程公司 | 混合之二甲苯的分離 |
| US9337704B1 (en) * | 2015-11-20 | 2016-05-10 | Jerry Leslie | System for electricity generation by utilizing flared gas |
| EP3407089B1 (en) * | 2016-01-29 | 2024-03-27 | Meiji University | Laser scanning system, laser scanning method, moving laser scanning system, and program |
| WO2017147113A1 (en) | 2016-02-22 | 2017-08-31 | Gradiant Corporation | Hybrid desalination systems and associated methods |
| CN105952431B (zh) * | 2016-04-21 | 2018-08-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 不动管柱解堵方法 |
| US11331140B2 (en) | 2016-05-19 | 2022-05-17 | Aqua Heart, Inc. | Heated vapor ablation systems and methods for treating cardiac conditions |
| IT201600074309A1 (it) * | 2016-07-15 | 2018-01-15 | Eni Spa | Sistema per la trasmissione dati bidirezionale cableless in un pozzo per l’estrazione di fluidi di formazione. |
| US11752459B2 (en) | 2016-07-28 | 2023-09-12 | Seerstone Llc | Solid carbon products comprising compressed carbon nanotubes in a container and methods of forming same |
| RU2654886C2 (ru) * | 2016-10-18 | 2018-05-23 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Когенерационная система энергоснабжения кустовой буровой установки |
| WO2018159594A1 (ja) * | 2017-02-28 | 2018-09-07 | 国立大学法人東北大学 | メタンガス回収方法および二酸化炭素低排出発電方法、ならびに、メタンガス回収システムおよび二酸化炭素低排出発電システム |
| CN107488464B (zh) * | 2017-04-27 | 2019-04-30 | 中国石油大学(北京) | 一种超清洁高辛烷值汽油的生产方法及生产系统 |
| US10870810B2 (en) * | 2017-07-20 | 2020-12-22 | Proteum Energy, Llc | Method and system for converting associated gas |
| JOP20180091B1 (ar) * | 2017-10-12 | 2022-09-15 | Red Leaf Resources Inc | تسخين المواد من خلال التوليد المشترك للحرارة والكهرباء |
| US10450494B2 (en) | 2018-01-17 | 2019-10-22 | Bj Services, Llc | Cement slurries for well bores |
| 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 |
| CN110608023B (zh) * | 2018-06-15 | 2021-12-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 稠油分层注汽的适应性界限分析评价方法 |
| US11629072B2 (en) | 2018-08-22 | 2023-04-18 | Gradiant Corporation | Liquid solution concentration system comprising isolated subsystem and related methods |
| CN109273105B (zh) * | 2018-09-13 | 2022-03-25 | 中国核动力研究设计院 | 一种超临界二氧化碳反应堆燃料组件 |
| US11053775B2 (en) * | 2018-11-16 | 2021-07-06 | Leonid Kovalev | Downhole induction heater |
| CN109507182B (zh) * | 2018-12-04 | 2021-07-30 | 中山市中能检测中心有限公司 | 一种土壤酸碱度失衡检测装备及其使用方法 |
| CN111396011B (zh) * | 2019-01-02 | 2022-06-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 提高双支u型井产气量的方法及装置 |
| RU190546U1 (ru) * | 2019-03-29 | 2019-07-03 | Оксана Викторовна Давыдова | Утилизирующая попутный нефтяной газ энергетическая установка для выработки пара, подаваемого в нагнетательные скважины |
| RU194690U1 (ru) * | 2019-07-16 | 2019-12-19 | Алексей Петрович Сальников | Электрообогреватель |
| CN110259424B (zh) * | 2019-07-17 | 2020-07-28 | 中国石油大学(北京) | 一种原位开采油页岩的方法和装置 |
| CN110439503B (zh) * | 2019-08-14 | 2021-08-10 | 西安石油大学 | 一种裂缝性低渗透油藏多段塞油井选择性堵水方法 |
| RU2726693C1 (ru) * | 2019-08-27 | 2020-07-15 | Анатолий Александрович Чернов | Способ повышения эффективности добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления |
| US11207636B2 (en) * | 2019-09-04 | 2021-12-28 | Uop Llc | Membrane permeate recycle system for use with pressure swing adsorption apparatus |
| US11376548B2 (en) | 2019-09-04 | 2022-07-05 | Uop Llc | Membrane permeate recycle process for use with pressure swing adsorption processes |
| RU2726703C1 (ru) * | 2019-09-26 | 2020-07-15 | Анатолий Александрович Чернов | Способ повышения эффективности добычи высокотехнологичной нефти из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления |
| CN110702840B (zh) * | 2019-10-14 | 2022-06-07 | 河北地质大学华信学院 | 一种基于城市生活污水生物质碳化后能量利用率的分析装置 |
| CN110595859B (zh) * | 2019-10-29 | 2022-09-13 | 长沙开元弘盛科技有限公司 | 除水方法、分析仪及其除水装置 |
| PH12021050221A1 (en) * | 2020-05-13 | 2021-11-22 | Greenfire Energy Inc | Hydrogen production from geothermal resources using closed-loop systems |
| CA3179439A1 (en) * | 2020-05-21 | 2021-11-25 | Pyrophase, Inc. | Configurable universal wellbore reactor system |
| CN111883851B (zh) * | 2020-08-02 | 2022-04-12 | 江西安驰新能源科技有限公司 | 一种锂离子电池从化成到配组的方法 |
| CN111929219B (zh) * | 2020-08-12 | 2022-04-01 | 西南石油大学 | 一种页岩油藏油水两相相对渗透率计算方法 |
| WO2022108891A1 (en) | 2020-11-17 | 2022-05-27 | Gradiant Corporaton | Osmotic methods and systems involving energy recovery |
| RU2752299C1 (ru) * | 2021-01-13 | 2021-07-26 | Алексей Владимирович Лысенков | Способ термокислотной обработки призабойной зоны пласта |
| CN112901128B (zh) * | 2021-01-23 | 2022-09-02 | 长安大学 | 盐度响应型乳状液用于含水层稠油油藏启动sagd方法 |
| CN112983376B (zh) * | 2021-03-05 | 2022-03-04 | 中国矿业大学 | 一种带有分子筛的原位甲烷燃爆聚能射孔装置 |
| DE102021203551A1 (de) | 2021-04-09 | 2022-10-13 | Volkswagen Aktiengesellschaft | Fahrintentionserkennung |
| CN113585333B (zh) * | 2021-07-09 | 2022-05-17 | 中铁建工集团有限公司 | 一种地下空间施工溶洞顶壁加强结构及处理方法 |
| CN115012878B (zh) * | 2022-06-30 | 2023-06-23 | 西南石油大学 | 一种基于双层管的含硫气井不停产的抑制剂加注系统 |
| CN115492558B (zh) * | 2022-09-14 | 2023-04-14 | 中国石油大学(华东) | 一种海域天然气水合物降压开采井筒中水合物二次生成防治装置及防治方法 |
| KR102618017B1 (ko) * | 2023-06-12 | 2023-12-27 | 주식회사 에이치엔티 | 고체분리 시스템 |
| KR102618021B1 (ko) * | 2023-06-12 | 2023-12-27 | 주식회사 에이치엔티 | 수막이 형성된 하이드로사이클론 타입의 디센더 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0640678A2 (en) * | 1993-08-30 | 1995-03-01 | NIPPON OIL Co. Ltd. | Process for hydrotreating heavy hydrocarbon oil |
| CA2150205A1 (en) * | 1994-05-27 | 1995-11-28 | Junichi Kubo | Process for hydrotreating heavy hydrocarbon oil |
| US5824214A (en) * | 1995-07-11 | 1998-10-20 | Mobil Oil Corporation | Method for hydrotreating and upgrading heavy crude oil during production |
| US6306287B1 (en) * | 1998-10-14 | 2001-10-23 | Institut Francais Du Petrole | Process for hydrotreatment of a heavy hydrocarbon fraction using permutable reactors and introduction of a middle distillate |
| WO2002077124A2 (en) * | 2001-03-27 | 2002-10-03 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Integrated bitumen production and gas conversion |
| US20020170708A1 (en) * | 2000-04-24 | 2002-11-21 | Shell Oil Company | In situ production of synthesis gas from a hydrocarbon containing formation, the synthesis gas having a selected H2 to CO ratio |
| WO2005007776A1 (en) * | 2003-07-16 | 2005-01-27 | Statoil Asa | Method for production and upgrading of oil |
Family Cites Families (862)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SE123138C1 (ru) | 1948-01-01 | |||
| US326439A (en) * | 1885-09-15 | Protecting wells | ||
| US94813A (en) | 1869-09-14 | Improvement in torpedoes for oil-wells | ||
| US2732195A (en) | 1956-01-24 | Ljungstrom | ||
| CA899987A (en) | 1972-05-09 | Chisso Corporation | Method for controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin effect current | |
| SE123136C1 (ru) | 1948-01-01 | |||
| US2734579A (en) | 1956-02-14 | Production from bituminous sands | ||
| SE126674C1 (ru) | 1949-01-01 | |||
| US48994A (en) * | 1865-07-25 | Improvement in devices for oil-wells | ||
| 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 |
| US1998123A (en) | 1932-08-25 | 1935-04-16 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Process and apparatus for the distillation and conversion of hydrocarbons |
| 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 |
| US2370507A (en) * | 1941-08-22 | 1945-02-27 | Texas Co | Production of gasoline hydrocarbons |
| 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 |
| US2381256A (en) | 1942-10-06 | 1945-08-07 | Texas Co | Process for treating hydrocarbon fractions |
| 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 |
| 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 |
| GB674082A (en) | 1949-06-15 | 1952-06-18 | Nat Res Dev | Improvements in or relating to the 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 |
| GB697189A (en) | 1951-04-09 | 1953-09-16 | Nat Res Dev | Improvements relating to the underground gasification of coal |
| 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 |
| 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 |
| US2783971A (en) * | 1953-03-11 | 1957-03-05 | Engineering Lab Inc | Apparatus for earth boring with pressurized air |
| 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 |
| US2847306A (en) * | 1953-07-01 | 1958-08-12 | Exxon Research Engineering Co | Process for recovery of oil from shale |
| 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 |
| US2882218A (en) | 1953-12-09 | 1959-04-14 | Kellogg M W Co | Hydrocarbon conversion process |
| 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 |
| US2799341A (en) * | 1955-03-04 | 1957-07-16 | Union Oil Co | Selective plugging in oil wells |
| 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 |
| US2889882A (en) | 1956-06-06 | 1959-06-09 | Phillips Petroleum Co | Oil recovery by in situ combustion |
| US3120264A (en) | 1956-07-09 | 1964-02-04 | Texaco Development Corp | Recovery of oil by in situ combustion |
| US3016053A (en) | 1956-08-02 | 1962-01-09 | George J Medovick | Underwater breathing apparatus |
| 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 |
| US2952449A (en) * | 1957-02-01 | 1960-09-13 | Fmc Corp | Method of forming underground communication between boreholes |
| US3127936A (en) * | 1957-07-26 | 1964-04-07 | Svenska Skifferolje Ab | Method of in situ heating of subsurface preferably fuel containing deposits |
| 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 |
| US3007521A (en) * | 1957-10-28 | 1961-11-07 | Phillips Petroleum Co | Recovery of oil by in situ combustion |
| US3010516A (en) | 1957-11-18 | 1961-11-28 | Phillips Petroleum Co | Burner and process for in situ combustion |
| 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 |
| US3061009A (en) * | 1958-01-17 | 1962-10-30 | Svenska Skifferolje Ab | Method of recovery from fossil fuel bearing strata |
| US3062282A (en) * | 1958-01-24 | 1962-11-06 | Phillips Petroleum Co | Initiation of in situ combustion in a carbonaceous stratum |
| 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 |
| US3004603A (en) | 1958-03-07 | 1961-10-17 | Phillips Petroleum Co | Heater |
| US3032102A (en) | 1958-03-17 | 1962-05-01 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion method |
| US3004601A (en) | 1958-05-09 | 1961-10-17 | Albert G Bodine | Method and apparatus for augmenting oil recovery from wells by refrigeration |
| US3048221A (en) | 1958-05-12 | 1962-08-07 | Phillips Petroleum Co | Hydrocarbon recovery by thermal drive |
| US3026940A (en) | 1958-05-19 | 1962-03-27 | Electronic Oil Well Heater Inc | Oil well temperature indicator and control |
| US3010513A (en) | 1958-06-12 | 1961-11-28 | Phillips Petroleum Co | Initiation of in situ combustion in carbonaceous stratum |
| US2958519A (en) | 1958-06-23 | 1960-11-01 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
| US3044545A (en) * | 1958-10-02 | 1962-07-17 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
| US3050123A (en) | 1958-10-07 | 1962-08-21 | Cities Service Res & Dev Co | Gas fired oil-well burner |
| 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 |
| US3036632A (en) | 1958-12-24 | 1962-05-29 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovery of hydrocarbon materials from earth formations by application of heat |
| 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 |
| US3017168A (en) | 1959-01-26 | 1962-01-16 | Phillips Petroleum Co | In situ retorting of oil shale |
| US3110345A (en) * | 1959-02-26 | 1963-11-12 | Gulf Research Development Co | Low temperature reverse combustion process |
| US3113619A (en) * | 1959-03-30 | 1963-12-10 | Phillips Petroleum Co | Line drive counterflow in situ combustion process |
| US3113620A (en) | 1959-07-06 | 1963-12-10 | Exxon Research Engineering Co | Process for producing viscous oil |
| US3113623A (en) * | 1959-07-20 | 1963-12-10 | Union Oil Co | Apparatus for underground retorting |
| US3181613A (en) | 1959-07-20 | 1965-05-04 | Union Oil Co | Method and apparatus for subterranean heating |
| US3116792A (en) * | 1959-07-27 | 1964-01-07 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
| US3132692A (en) | 1959-07-27 | 1964-05-12 | Phillips Petroleum Co | Use of formation heat from in situ combustion |
| US3150715A (en) * | 1959-09-30 | 1964-09-29 | Shell Oil Co | Oil recovery by in situ combustion with water injection |
| US3095031A (en) * | 1959-12-09 | 1963-06-25 | Eurenius Malte Oscar | Burners for use in bore holes in the ground |
| US3004911A (en) * | 1959-12-11 | 1961-10-17 | Phillips Petroleum Co | Catalytic cracking process and two unit system |
| US3006142A (en) | 1959-12-21 | 1961-10-31 | Phillips Petroleum Co | Jet engine combustion processes |
| US3131763A (en) * | 1959-12-30 | 1964-05-05 | Texaco Inc | Electrical borehole heater |
| US3163745A (en) * | 1960-02-29 | 1964-12-29 | Socony Mobil Oil Co Inc | Heating of an earth formation penetrated by a well borehole |
| US3127935A (en) * | 1960-04-08 | 1964-04-07 | Marathon Oil Co | In situ combustion for oil recovery in tar sands, oil shales and conventional petroleum reservoirs |
| US3137347A (en) | 1960-05-09 | 1964-06-16 | Phillips Petroleum Co | In situ electrolinking of oil shale |
| US3139928A (en) * | 1960-05-24 | 1964-07-07 | Shell Oil Co | Thermal process for in situ decomposition of oil shale |
| US3058730A (en) | 1960-06-03 | 1962-10-16 | Fmc Corp | Method of forming underground communication between boreholes |
| US3106244A (en) | 1960-06-20 | 1963-10-08 | Phillips Petroleum Co | Process for producing oil shale in situ by electrocarbonization |
| US3142336A (en) * | 1960-07-18 | 1964-07-28 | Shell Oil Co | Method and apparatus for injecting steam into subsurface formations |
| US3105545A (en) * | 1960-11-21 | 1963-10-01 | Shell Oil Co | Method of heating underground formations |
| US3164207A (en) * | 1961-01-17 | 1965-01-05 | Wayne H Thessen | Method for recovering oil |
| US3138203A (en) * | 1961-03-06 | 1964-06-23 | Jersey Prod Res Co | Method of underground burning |
| US3191679A (en) | 1961-04-13 | 1965-06-29 | Wendell S Miller | Melting process for recovering bitumens from the earth |
| US3130007A (en) | 1961-05-12 | 1964-04-21 | Union Carbide Corp | Crystalline zeolite y |
| US3207220A (en) | 1961-06-26 | 1965-09-21 | Chester I Williams | Electric well heater |
| US3114417A (en) * | 1961-08-14 | 1963-12-17 | Ernest T Saftig | Electric oil well heater apparatus |
| US3246695A (en) | 1961-08-21 | 1966-04-19 | Charles L Robinson | Method for heating minerals in situ with radioactive materials |
| US3057404A (en) | 1961-09-29 | 1962-10-09 | Socony Mobil Oil Co Inc | Method and system for producing oil tenaciously held in porous formations |
| US3183675A (en) | 1961-11-02 | 1965-05-18 | Conch Int Methane Ltd | Method of freezing an earth formation |
| US3170842A (en) * | 1961-11-06 | 1965-02-23 | Phillips Petroleum Co | Subcritical borehole nuclear reactor and process |
| US3209825A (en) | 1962-02-14 | 1965-10-05 | Continental Oil Co | Low temperature in-situ combustion |
| US3205946A (en) | 1962-03-12 | 1965-09-14 | Shell Oil Co | Consolidation by silica coalescence |
| US3165154A (en) * | 1962-03-23 | 1965-01-12 | Phillips Petroleum Co | Oil recovery by in situ combustion |
| US3149670A (en) * | 1962-03-27 | 1964-09-22 | Smclair Res Inc | In-situ heating process |
| US3214890A (en) * | 1962-04-19 | 1965-11-02 | Marathon Oil Co | Method of separation of hydrocarbons by a single absorption oil |
| US3149672A (en) | 1962-05-04 | 1964-09-22 | Jersey Prod Res Co | Method and apparatus for electrical heating of oil-bearing formations |
| US3208531A (en) | 1962-08-21 | 1965-09-28 | Otis Eng Co | Inserting tool for locating and anchoring a device in tubing |
| US3182721A (en) * | 1962-11-02 | 1965-05-11 | Sun Oil Co | Method of petroleum production by forward in situ combustion |
| US3288648A (en) | 1963-02-04 | 1966-11-29 | Pan American Petroleum Corp | Process for producing electrical energy from geological liquid hydrocarbon formation |
| US3205942A (en) | 1963-02-07 | 1965-09-14 | Socony Mobil Oil Co Inc | Method for recovery of hydrocarbons by in situ heating of oil shale |
| US3221811A (en) | 1963-03-11 | 1965-12-07 | Shell Oil Co | Mobile in-situ heating of formations |
| US3250327A (en) | 1963-04-02 | 1966-05-10 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovering nonflowing hydrocarbons |
| US3241611A (en) | 1963-04-10 | 1966-03-22 | Equity Oil Company | Recovery of petroleum products from oil shale |
| GB959945A (en) | 1963-04-18 | 1964-06-03 | Conch Int Methane Ltd | Constructing a frozen wall within the ground |
| US3237689A (en) | 1963-04-29 | 1966-03-01 | Clarence I Justheim | Distillation of underground deposits of solid carbonaceous materials in situ |
| US3205944A (en) | 1963-06-14 | 1965-09-14 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovery of hydrocarbons from a subterranean reservoir by heating |
| US3233668A (en) * | 1963-11-15 | 1966-02-08 | Exxon Production Research Co | Recovery of shale oil |
| US3285335A (en) | 1963-12-11 | 1966-11-15 | Exxon Research Engineering Co | In situ pyrolysis of oil shale formations |
| US3272261A (en) * | 1963-12-13 | 1966-09-13 | Gulf Research Development Co | Process for recovery of oil |
| US3273640A (en) | 1963-12-13 | 1966-09-20 | Pyrochem Corp | Pressure pulsing perpendicular permeability process for winning stabilized primary volatiles from oil shale in situ |
| US3275076A (en) | 1964-01-13 | 1966-09-27 | Mobil Oil Corp | Recovery of asphaltic-type petroleum from a subterranean reservoir |
| US3342258A (en) | 1964-03-06 | 1967-09-19 | Shell Oil Co | Underground oil recovery from solid oil-bearing deposits |
| US3294167A (en) | 1964-04-13 | 1966-12-27 | Shell Oil Co | Thermal oil recovery |
| US3284281A (en) | 1964-08-31 | 1966-11-08 | Phillips Petroleum Co | Production of oil from oil shale through fractures |
| US3302707A (en) * | 1964-09-30 | 1967-02-07 | Mobil Oil Corp | Method for improving fluid recoveries from earthen formations |
| US3380913A (en) | 1964-12-28 | 1968-04-30 | Phillips Petroleum Co | Refining of effluent from in situ combustion operation |
| US3332480A (en) | 1965-03-04 | 1967-07-25 | Pan American Petroleum Corp | Recovery of hydrocarbons by thermal methods |
| US3338306A (en) | 1965-03-09 | 1967-08-29 | Mobil Oil Corp | Recovery of heavy oil from oil sands |
| 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 |
| DE1242535B (de) | 1965-04-13 | 1967-06-22 | Deutsche Erdoel Ag | Verfahren zur Restausfoerderung von Erdoellagerstaetten |
| US3316344A (en) * | 1965-04-26 | 1967-04-25 | Central Electr Generat Board | Prevention of icing of electrical conductors |
| US3342267A (en) | 1965-04-29 | 1967-09-19 | Gerald S Cotter | Turbo-generator heater for oil and gas wells and pipe lines |
| US3278234A (en) * | 1965-05-17 | 1966-10-11 | Pittsburgh Plate Glass Co | Solution mining of potassium chloride |
| US3352355A (en) | 1965-06-23 | 1967-11-14 | Dow Chemical Co | Method of recovery of hydrocarbons from solid hydrocarbonaceous formations |
| US3349845A (en) | 1965-10-22 | 1967-10-31 | Sinclair Oil & Gas Company | Method of establishing communication between wells |
| US3379248A (en) | 1965-12-10 | 1968-04-23 | Mobil Oil Corp | In situ combustion process utilizing waste heat |
| US3424254A (en) * | 1965-12-29 | 1969-01-28 | Major Walter Huff | Cryogenic method and apparatus for drilling hot geothermal zones |
| US3386508A (en) | 1966-02-21 | 1968-06-04 | Exxon Production Research Co | Process and system for the recovery of viscous oil |
| US3362751A (en) * | 1966-02-28 | 1968-01-09 | Tinlin William | Method and system for recovering shale oil and gas |
| US3595082A (en) | 1966-03-04 | 1971-07-27 | Gulf Oil Corp | Temperature measuring apparatus |
| US3410977A (en) | 1966-03-28 | 1968-11-12 | Ando Masao | Method of and apparatus for heating the surface part of various construction materials |
| DE1615192B1 (de) | 1966-04-01 | 1970-08-20 | Chisso Corp | Induktiv beheiztes Heizrohr |
| US3513913A (en) | 1966-04-19 | 1970-05-26 | Shell Oil Co | Oil recovery from oil shales by transverse combustion |
| 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 |
| US3412011A (en) * | 1966-09-02 | 1968-11-19 | Phillips Petroleum Co | Catalytic cracking and in situ combustion process for producing hydrocarbons |
| US3465819A (en) | 1967-02-13 | 1969-09-09 | American Oil Shale Corp | Use of nuclear detonations in producing hydrocarbons from an underground formation |
| US3389975A (en) | 1967-03-10 | 1968-06-25 | Sinclair Research Inc | Process for the recovery of aluminum values from retorted shale and conversion of sodium aluminate to sodium aluminum carbonate hydroxide |
| NL6803827A (ru) | 1967-03-22 | 1968-09-23 | ||
| US3528501A (en) | 1967-08-04 | 1970-09-15 | Phillips Petroleum Co | Recovery of oil from oil shale |
| US3434541A (en) | 1967-10-11 | 1969-03-25 | Mobil Oil Corp | In situ combustion process |
| US3485300A (en) | 1967-12-20 | 1969-12-23 | Phillips Petroleum Co | Method and apparatus for defoaming crude oil down hole |
| US3477058A (en) | 1968-02-01 | 1969-11-04 | Gen Electric | Magnesia insulated heating elements and methods of production |
| US3580987A (en) | 1968-03-26 | 1971-05-25 | Pirelli | Electric cable |
| US3455383A (en) * | 1968-04-24 | 1969-07-15 | Shell Oil Co | Method of producing fluidized material from a subterranean formation |
| US3578080A (en) | 1968-06-10 | 1971-05-11 | Shell Oil Co | Method of producing shale oil from an oil shale formation |
| US3529682A (en) | 1968-10-03 | 1970-09-22 | Bell Telephone Labor Inc | Location detection and guidance systems for burrowing device |
| 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 |
| US3502372A (en) * | 1968-10-23 | 1970-03-24 | Shell Oil Co | Process of recovering oil and dawsonite from oil shale |
| 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 |
| US3501201A (en) * | 1968-10-30 | 1970-03-17 | Shell Oil Co | Method of producing shale oil from a subterranean oil shale formation |
| US3540999A (en) * | 1969-01-15 | 1970-11-17 | Universal Oil Prod Co | Jet fuel kerosene and gasoline production from gas oils |
| US3562401A (en) | 1969-03-03 | 1971-02-09 | Union Carbide Corp | Low temperature electric transmission systems |
| 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 |
| US3618663A (en) | 1969-05-01 | 1971-11-09 | Phillips Petroleum Co | Shale oil production |
| US3605890A (en) | 1969-06-04 | 1971-09-20 | Chevron Res | Hydrogen production from a kerogen-depleted shale formation |
| US3572838A (en) * | 1969-07-07 | 1971-03-30 | Shell Oil Co | Recovery of aluminum compounds and oil from oil shale formations |
| US3599714A (en) | 1969-09-08 | 1971-08-17 | Roger L Messman | Method of recovering hydrocarbons by in situ combustion |
| US3614387A (en) | 1969-09-22 | 1971-10-19 | Watlow Electric Mfg Co | Electrical heater with an internal thermocouple |
| US3547193A (en) | 1969-10-08 | 1970-12-15 | Electrothermic Co | Method and apparatus for recovery of minerals from sub-surface formations using electricity |
| US3702886A (en) | 1969-10-10 | 1972-11-14 | Mobil Oil Corp | Crystalline zeolite zsm-5 and method of preparing the same |
| US3661423A (en) | 1970-02-12 | 1972-05-09 | Occidental Petroleum Corp | In situ process for recovery of carbonaceous materials from subterranean deposits |
| JPS4829418B1 (ru) * | 1970-03-04 | 1973-09-10 | ||
| US3709979A (en) | 1970-04-23 | 1973-01-09 | Mobil Oil Corp | Crystalline zeolite zsm-11 |
| US3759574A (en) * | 1970-09-24 | 1973-09-18 | Shell Oil Co | Method of producing hydrocarbons from an oil shale formation |
| US4305463A (en) | 1979-10-31 | 1981-12-15 | Oil Trieval Corporation | Oil recovery method and apparatus |
| US3679812A (en) | 1970-11-13 | 1972-07-25 | Schlumberger Technology Corp | Electrical suspension cable for well tools |
| US3680633A (en) | 1970-12-28 | 1972-08-01 | Sun Oil Co Delaware | Situ combustion initiation process |
| US3675715A (en) | 1970-12-30 | 1972-07-11 | Forrester A Clark | Processes for secondarily recovering oil |
| US3770614A (en) | 1971-01-15 | 1973-11-06 | Mobil Oil Corp | Split feed reforming and n-paraffin elimination from low boiling reformate |
| US3832449A (en) | 1971-03-18 | 1974-08-27 | Mobil Oil Corp | Crystalline zeolite zsm{14 12 |
| US3748251A (en) * | 1971-04-20 | 1973-07-24 | Mobil Oil Corp | Dual riser fluid catalytic cracking with zsm-5 zeolite |
| US3700280A (en) | 1971-04-28 | 1972-10-24 | Shell Oil Co | Method of producing oil from an oil shale formation containing nahcolite and dawsonite |
| US3774701A (en) * | 1971-05-07 | 1973-11-27 | C Weaver | Method and apparatus for drilling |
| US3770398A (en) | 1971-09-17 | 1973-11-06 | Cities Service Oil Co | In situ coal gasification process |
| US3812913A (en) * | 1971-10-18 | 1974-05-28 | Sun Oil Co | Method of formation consolidation |
| US3893918A (en) | 1971-11-22 | 1975-07-08 | Engineering Specialties Inc | Method for separating material leaving a well |
| US3766982A (en) | 1971-12-27 | 1973-10-23 | Justheim Petrol Co | Method for the in-situ treatment of hydrocarbonaceous materials |
| US3759328A (en) | 1972-05-11 | 1973-09-18 | Shell Oil Co | Laterally expanding oil shale permeabilization |
| US3794116A (en) * | 1972-05-30 | 1974-02-26 | Atomic Energy Commission | Situ coal bed gasification |
| US3757860A (en) | 1972-08-07 | 1973-09-11 | Atlantic Richfield Co | Well heating |
| US3779602A (en) | 1972-08-07 | 1973-12-18 | Shell Oil Co | Process for solution mining nahcolite |
| US3809159A (en) | 1972-10-02 | 1974-05-07 | Continental Oil Co | Process for simultaneously increasing recovery and upgrading oil in a reservoir |
| US3804172A (en) | 1972-10-11 | 1974-04-16 | Shell Oil Co | Method for the recovery of oil from oil shale |
| US3794113A (en) * | 1972-11-13 | 1974-02-26 | Mobil Oil Corp | Combination in situ combustion displacement and steam stimulation of producing wells |
| US3804169A (en) * | 1973-02-07 | 1974-04-16 | Shell Oil Co | Spreading-fluid recovery of subterranean oil |
| US3947683A (en) | 1973-06-05 | 1976-03-30 | Texaco Inc. | Combination of epithermal and inelastic neutron scattering methods to locate coal and oil shale zones |
| US4076761A (en) * | 1973-08-09 | 1978-02-28 | Mobil Oil Corporation | Process for the manufacture of gasoline |
| US4016245A (en) | 1973-09-04 | 1977-04-05 | Mobil Oil Corporation | Crystalline zeolite and method of preparing same |
| US3881551A (en) | 1973-10-12 | 1975-05-06 | Ruel C Terry | Method of extracting immobile hydrocarbons |
| US3853185A (en) | 1973-11-30 | 1974-12-10 | Continental Oil Co | Guidance system for a horizontal drilling apparatus |
| US3907045A (en) | 1973-11-30 | 1975-09-23 | Continental Oil Co | Guidance system for a horizontal drilling apparatus |
| US3882941A (en) | 1973-12-17 | 1975-05-13 | Cities Service Res & Dev Co | In situ production of bitumen from oil shale |
| US3922148A (en) | 1974-05-16 | 1975-11-25 | Texaco Development Corp | Production of methane-rich gas |
| US3948755A (en) * | 1974-05-31 | 1976-04-06 | Standard Oil Company | Process for recovering and upgrading hydrocarbons from oil shale and tar sands |
| US3894769A (en) * | 1974-06-06 | 1975-07-15 | Shell Oil Co | Recovering oil from a subterranean carbonaceous formation |
| US3948758A (en) | 1974-06-17 | 1976-04-06 | Mobil Oil Corporation | Production of alkyl aromatic hydrocarbons |
| US4006778A (en) * | 1974-06-21 | 1977-02-08 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Thermal recovery of hydrocarbon from tar sands |
| US4026357A (en) | 1974-06-26 | 1977-05-31 | Texaco Exploration Canada Ltd. | In situ gasification of solid hydrocarbon materials in a subterranean 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 |
| US4005752A (en) | 1974-07-26 | 1977-02-01 | Occidental Petroleum Corporation | Method of igniting in situ oil shale retort with fuel rich flue gas |
| US3941421A (en) | 1974-08-13 | 1976-03-02 | Occidental Petroleum Corporation | Apparatus for obtaining uniform gas flow through an in situ oil shale retort |
| GB1454324A (en) | 1974-08-14 | 1976-11-03 | Iniex | Recovering combustible gases from underground deposits of coal or bituminous shale |
| US3948319A (en) | 1974-10-16 | 1976-04-06 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for producing fluid by varying current flow through subterranean source formation |
| AR205595A1 (es) | 1974-11-06 | 1976-05-14 | Haldor Topsoe As | Procedimiento para preparar gases rico en metano |
| 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 |
| US4138442A (en) * | 1974-12-05 | 1979-02-06 | Mobil Oil Corporation | Process for the manufacture of gasoline |
| US3952802A (en) | 1974-12-11 | 1976-04-27 | In Situ Technology, Inc. | Method and apparatus for in situ gasification of coal and the commercial products derived therefrom |
| US3986556A (en) | 1975-01-06 | 1976-10-19 | Haynes Charles A | Hydrocarbon recovery from earth strata |
| US4042026A (en) | 1975-02-08 | 1977-08-16 | Deutsche Texaco Aktiengesellschaft | Method for initiating an in-situ recovery process by the introduction of oxygen |
| US4096163A (en) | 1975-04-08 | 1978-06-20 | Mobil Oil Corporation | Conversion of synthesis gas to hydrocarbon mixtures |
| US3924680A (en) | 1975-04-23 | 1975-12-09 | In Situ Technology Inc | Method of pyrolysis of coal in situ |
| US3973628A (en) | 1975-04-30 | 1976-08-10 | New Mexico Tech Research Foundation | In situ solution mining of coal |
| US3989108A (en) * | 1975-05-16 | 1976-11-02 | Texaco Inc. | Water exclusion method for hydrocarbon production wells using freezing technique |
| US4016239A (en) | 1975-05-22 | 1977-04-05 | Union Oil Company Of California | Recarbonation of spent oil shale |
| US3987851A (en) | 1975-06-02 | 1976-10-26 | Shell Oil Company | Serially burning and pyrolyzing to produce shale oil from a subterranean oil shale |
| US3986557A (en) | 1975-06-06 | 1976-10-19 | Atlantic Richfield Company | Production of bitumen from tar sands |
| CA1064890A (en) * | 1975-06-10 | 1979-10-23 | Mae K. Rubin | Crystalline zeolite, synthesis and use thereof |
| US3950029A (en) | 1975-06-12 | 1976-04-13 | Mobil Oil Corporation | In situ retorting of oil shale |
| US3993132A (en) | 1975-06-18 | 1976-11-23 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Thermal recovery of hydrocarbons from tar sands |
| US4069868A (en) | 1975-07-14 | 1978-01-24 | In Situ Technology, Inc. | Methods of fluidized production of coal in situ |
| BE832017A (fr) * | 1975-07-31 | 1975-11-17 | Nouveau procede d'exploitation d'un gisement de houille ou de lignite par gazefication souterraine sous haute pression | |
| US4199024A (en) | 1975-08-07 | 1980-04-22 | World Energy Systems | Multistage gas generator |
| US3954140A (en) | 1975-08-13 | 1976-05-04 | Hendrick Robert P | Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction |
| US3986349A (en) | 1975-09-15 | 1976-10-19 | Chevron Research Company | Method of power generation via coal gasification and liquid hydrocarbon synthesis |
| US3994341A (en) | 1975-10-30 | 1976-11-30 | Chevron Research Company | Recovering viscous petroleum from thick tar sand |
| US4037658A (en) * | 1975-10-30 | 1977-07-26 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from an underground formation |
| US3994340A (en) | 1975-10-30 | 1976-11-30 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from tar sand |
| US4087130A (en) | 1975-11-03 | 1978-05-02 | Occidental Petroleum Corporation | Process for the gasification of coal in situ |
| US4018279A (en) | 1975-11-12 | 1977-04-19 | Reynolds Merrill J | In situ coal combustion heat recovery method |
| US4018280A (en) | 1975-12-10 | 1977-04-19 | Mobil Oil Corporation | Process for in situ retorting of oil shale |
| US3992474A (en) * | 1975-12-15 | 1976-11-16 | Uop Inc. | Motor fuel production with fluid catalytic cracking of high-boiling alkylate |
| US4019575A (en) | 1975-12-22 | 1977-04-26 | Chevron Research Company | System for recovering viscous petroleum from thick tar sand |
| US4017319A (en) | 1976-01-06 | 1977-04-12 | General Electric Company | Si3 N4 formed by nitridation of sintered silicon compact containing boron |
| US3999607A (en) | 1976-01-22 | 1976-12-28 | Exxon Research And Engineering Company | Recovery of hydrocarbons from coal |
| US4031956A (en) | 1976-02-12 | 1977-06-28 | In Situ Technology, Inc. | Method of recovering energy from subsurface petroleum reservoirs |
| US4008762A (en) * | 1976-02-26 | 1977-02-22 | Fisher Sidney T | Extraction of hydrocarbons in situ from underground hydrocarbon deposits |
| US4010800A (en) * | 1976-03-08 | 1977-03-08 | In Situ Technology, Inc. | Producing thin seams of coal in situ |
| US4048637A (en) | 1976-03-23 | 1977-09-13 | Westinghouse Electric Corporation | Radar system for detecting slowly moving targets |
| DE2615874B2 (de) * | 1976-04-10 | 1978-10-19 | Deutsche Texaco Ag, 2000 Hamburg | Anwendung eines Verfahrens zum Gewinnen von Erdöl und Bitumen aus unterirdischen Lagerstätten mittels einer Verbrennungfront bei Lagerstätten beliebigen Gehalts an intermediären Kohlenwasserstoffen im Rohöl bzw. Bitumen |
| GB1544245A (en) * | 1976-05-21 | 1979-04-19 | British Gas Corp | Production of substitute natural gas |
| US4049053A (en) | 1976-06-10 | 1977-09-20 | Fisher Sidney T | Recovery of hydrocarbons from partially exhausted oil wells by mechanical wave heating |
| US4487257A (en) * | 1976-06-17 | 1984-12-11 | Raytheon Company | Apparatus and method for production of organic products from kerogen |
| US4193451A (en) * | 1976-06-17 | 1980-03-18 | The Badger Company, Inc. | Method for production of organic products from kerogen |
| US4067390A (en) | 1976-07-06 | 1978-01-10 | Technology Application Services Corporation | Apparatus and method for the recovery of fuel products from subterranean deposits of carbonaceous matter using a plasma arc |
| US4057293A (en) | 1976-07-12 | 1977-11-08 | Garrett Donald E | Process for in situ conversion of coal or the like into oil and gas |
| US4043393A (en) | 1976-07-29 | 1977-08-23 | Fisher Sidney T | Extraction from underground coal deposits |
| US4091869A (en) | 1976-09-07 | 1978-05-30 | Exxon Production Research Company | In situ process for recovery of carbonaceous materials from subterranean deposits |
| US4065183A (en) * | 1976-11-15 | 1977-12-27 | Trw Inc. | Recovery system for oil shale deposits |
| US4059308A (en) * | 1976-11-15 | 1977-11-22 | Trw Inc. | Pressure swing recovery system for oil shale deposits |
| US4083604A (en) * | 1976-11-15 | 1978-04-11 | Trw Inc. | Thermomechanical fracture for recovery system in oil shale deposits |
| US4064943A (en) * | 1976-12-06 | 1977-12-27 | Shell Oil Co | Plugging permeable earth formation with wax |
| US4084637A (en) | 1976-12-16 | 1978-04-18 | Petro Canada Exploration Inc. | Method of producing viscous materials from subterranean formations |
| US4089374A (en) | 1976-12-16 | 1978-05-16 | In Situ Technology, Inc. | Producing methane from coal in situ |
| US4093026A (en) * | 1977-01-17 | 1978-06-06 | Occidental Oil Shale, Inc. | Removal of sulfur dioxide from process gas using treated oil shale and water |
| US4277416A (en) | 1977-02-17 | 1981-07-07 | Aminoil, Usa, Inc. | Process for producing methanol |
| US4085803A (en) * | 1977-03-14 | 1978-04-25 | Exxon Production Research Company | Method for oil recovery using a horizontal well with indirect heating |
| US4099567A (en) | 1977-05-27 | 1978-07-11 | In Situ Technology, Inc. | Generating medium BTU gas from coal in situ |
| US4169506A (en) * | 1977-07-15 | 1979-10-02 | Standard Oil Company (Indiana) | In situ retorting of oil shale and energy recovery |
| US4144935A (en) | 1977-08-29 | 1979-03-20 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
| US4140180A (en) | 1977-08-29 | 1979-02-20 | Iit Research Institute | Method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
| NL181941C (nl) * | 1977-09-16 | 1987-12-01 | Ir Arnold Willem Josephus Grup | Werkwijze voor het ondergronds vergassen van steenkool of bruinkool. |
| US4125159A (en) | 1977-10-17 | 1978-11-14 | Vann Roy Randell | Method and apparatus for isolating and treating subsurface stratas |
| SU915451A1 (ru) * | 1977-10-21 | 1988-08-23 | Vnii Ispolzovania | Способ подземной газификации топлива |
| 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 |
| US4114688A (en) | 1977-12-05 | 1978-09-19 | In Situ Technology Inc. | Minimizing environmental effects in production and use of coal |
| US4158467A (en) | 1977-12-30 | 1979-06-19 | Gulf Oil Corporation | Process for recovering shale oil |
| SU680357A1 (ru) * | 1978-01-30 | 1981-08-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательскийи Проектный Институт Галургии | Способ подземного растворени соли |
| US4148359A (en) | 1978-01-30 | 1979-04-10 | Shell Oil Company | Pressure-balanced oil recovery process for water productive oil shale |
| FR2420024A1 (fr) * | 1978-03-16 | 1979-10-12 | Neftegazovy N Iss I | Procede de thermo-extraction de petrole par mines |
| DE2812490A1 (de) | 1978-03-22 | 1979-09-27 | Texaco Ag | Verfahren zur ermittlung der raeumlichen ausdehnung von untertaegigen reaktionen |
| JPS54128401A (en) * | 1978-03-27 | 1979-10-05 | Texaco Development Corp | Recovery of oil from underground |
| US4160479A (en) * | 1978-04-24 | 1979-07-10 | Richardson Reginald D | Heavy oil recovery process |
| US4197911A (en) | 1978-05-09 | 1980-04-15 | Ramcor, Inc. | Process for in situ coal gasification |
| US4228853A (en) | 1978-06-21 | 1980-10-21 | Harvey A Herbert | Petroleum production method |
| US4186801A (en) | 1978-12-18 | 1980-02-05 | Gulf Research And Development Company | In situ combustion process for the recovery of liquid carbonaceous fuels from subterranean formations |
| US4185692A (en) | 1978-07-14 | 1980-01-29 | In Situ Technology, Inc. | Underground linkage of wells for production of coal in situ |
| US4184548A (en) | 1978-07-17 | 1980-01-22 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for determining the position and inclination of a flame front during in situ combustion of an oil shale retort |
| US4183405A (en) * | 1978-10-02 | 1980-01-15 | Magnie Robert L | Enhanced recoveries of petroleum and hydrogen from underground reservoirs |
| US4446917A (en) | 1978-10-04 | 1984-05-08 | Todd John C | Method and apparatus for producing viscous or waxy crude oils |
| ES474736A1 (es) * | 1978-10-31 | 1979-04-01 | Empresa Nacional Aluminio | Sistema de generacion y autocontrol de la forma de onda y - tension o corriente aplicable a procesos de coloracion elec-trolitica del aluminio anodizado. |
| US4311340A (en) * | 1978-11-27 | 1982-01-19 | Lyons William C | Uranium leeching process and insitu mining |
| NL7811732A (nl) | 1978-11-30 | 1980-06-03 | Stamicarbon | Werkwijze voor de omzetting van dimethylether. |
| JPS5576586A (en) | 1978-12-01 | 1980-06-09 | Tokyo Shibaura Electric Co | Heater |
| US4299086A (en) | 1978-12-07 | 1981-11-10 | Gulf Research & Development Company | Utilization of energy obtained by substoichiometric combustion of low heating value gases |
| US4457365A (en) | 1978-12-07 | 1984-07-03 | Raytheon Company | In situ radio frequency selective heating system |
| US4265307A (en) | 1978-12-20 | 1981-05-05 | Standard Oil Company | Shale oil recovery |
| US4194562A (en) | 1978-12-21 | 1980-03-25 | Texaco Inc. | Method for preconditioning a subterranean oil-bearing formation prior to in-situ combustion |
| US4258955A (en) | 1978-12-26 | 1981-03-31 | Mobil Oil Corporation | Process for in-situ leaching of uranium |
| US4274487A (en) | 1979-01-11 | 1981-06-23 | Standard Oil Company (Indiana) | Indirect thermal stimulation of production wells |
| US4232902A (en) * | 1979-02-09 | 1980-11-11 | Ppg Industries, Inc. | Solution mining water soluble salts at high temperatures |
| US4324292A (en) | 1979-02-21 | 1982-04-13 | University Of Utah | Process for recovering products from oil shale |
| US4289354A (en) * | 1979-02-23 | 1981-09-15 | Edwin G. Higgins, Jr. | Borehole mining of solid mineral resources |
| US4248306A (en) * | 1979-04-02 | 1981-02-03 | Huisen Allan T Van | Geothermal petroleum refining |
| US4282587A (en) | 1979-05-21 | 1981-08-04 | Daniel Silverman | Method for monitoring the recovery of minerals from shallow geological formations |
| US4254287A (en) * | 1979-07-05 | 1981-03-03 | Conoco, Inc. | Removal of catalyst from ethoxylates by centrifugation |
| US4241787A (en) * | 1979-07-06 | 1980-12-30 | Price Ernest H | Downhole separator for wells |
| US4290650A (en) * | 1979-08-03 | 1981-09-22 | Ppg Industries Canada Ltd. | Subterranean cavity chimney development for connecting solution mined cavities |
| US4228854A (en) | 1979-08-13 | 1980-10-21 | Alberta Research Council | Enhanced oil recovery using electrical means |
| US4701587A (en) | 1979-08-31 | 1987-10-20 | Metcal, Inc. | Shielded heating element having intrinsic temperature control |
| US4256945A (en) | 1979-08-31 | 1981-03-17 | Iris Associates | Alternating current electrically resistive heating element having intrinsic temperature control |
| US4549396A (en) | 1979-10-01 | 1985-10-29 | Mobil Oil Corporation | Conversion of coal to electricity |
| US4368114A (en) * | 1979-12-05 | 1983-01-11 | Mobil Oil Corporation | Octane and total yield improvement in catalytic cracking |
| US4250230A (en) * | 1979-12-10 | 1981-02-10 | In Situ Technology, Inc. | Generating electricity from coal in situ |
| US4250962A (en) * | 1979-12-14 | 1981-02-17 | Gulf Research & Development Company | In situ combustion process for the recovery of liquid carbonaceous fuels from subterranean formations |
| US4398151A (en) | 1980-01-25 | 1983-08-09 | Shell Oil Company | Method for correcting an electrical log for the presence of shale in a formation |
| US4359687A (en) | 1980-01-25 | 1982-11-16 | Shell Oil Company | Method and apparatus for determining shaliness and oil saturations in earth formations using induced polarization in the frequency domain |
| USRE30738E (en) | 1980-02-06 | 1981-09-08 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
| US4269697A (en) * | 1980-02-27 | 1981-05-26 | Mobil Oil Corporation | Low pour point heavy oils |
| US4303126A (en) | 1980-02-27 | 1981-12-01 | Chevron Research Company | Arrangement of wells for producing subsurface viscous petroleum |
| US4375302A (en) * | 1980-03-03 | 1983-03-01 | Nicholas Kalmar | Process for the in situ recovery of both petroleum and inorganic mineral content of an oil shale deposit |
| US4445574A (en) | 1980-03-24 | 1984-05-01 | Geo Vann, Inc. | Continuous borehole formed horizontally through a hydrocarbon producing formation |
| US4417782A (en) | 1980-03-31 | 1983-11-29 | Raychem Corporation | Fiber optic temperature sensing |
| FR2480300B1 (fr) * | 1980-04-09 | 1985-06-07 | Inst Francais Du Petrole | Procede de valorisation d'huiles lourdes |
| CA1168283A (en) | 1980-04-14 | 1984-05-29 | Hiroshi Teratani | Electrode device for electrically heating underground deposits of hydrocarbons |
| US4273188A (en) | 1980-04-30 | 1981-06-16 | Gulf Research & Development Company | In situ combustion process for the recovery of liquid carbonaceous fuels from subterranean formations |
| US4306621A (en) | 1980-05-23 | 1981-12-22 | Boyd R Michael | Method for in situ coal gasification operations |
| US4287957A (en) * | 1980-05-27 | 1981-09-08 | Evans Robert F | Cooling a drilling tool component with a separate flow stream of reduced-temperature gaseous drilling fluid |
| US4409090A (en) | 1980-06-02 | 1983-10-11 | University Of Utah | Process for recovering products from tar sand |
| CA1165361A (en) | 1980-06-03 | 1984-04-10 | Toshiyuki Kobayashi | Electrode unit for electrically heating underground hydrocarbon deposits |
| US4381641A (en) | 1980-06-23 | 1983-05-03 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases |
| CA1183909A (en) * | 1980-06-30 | 1985-03-12 | Vernon L. Heeren | Rf applicator for in situ heating |
| US4310440A (en) | 1980-07-07 | 1982-01-12 | Union Carbide Corporation | Crystalline metallophosphate compositions |
| US4401099A (en) | 1980-07-11 | 1983-08-30 | W.B. Combustion, Inc. | Single-ended recuperative radiant tube assembly and method |
| US4299285A (en) | 1980-07-21 | 1981-11-10 | Gulf Research & Development Company | Underground gasification of bituminous coal |
| US4396062A (en) | 1980-10-06 | 1983-08-02 | University Of Utah Research Foundation | Apparatus and method for time-domain tracking of high-speed chemical reactions |
| US4353418A (en) | 1980-10-20 | 1982-10-12 | Standard Oil Company (Indiana) | In situ retorting of oil shale |
| US4384613A (en) | 1980-10-24 | 1983-05-24 | Terra Tek, Inc. | Method of in-situ retorting of carbonaceous material for recovery of organic liquids and gases |
| US4401163A (en) | 1980-12-29 | 1983-08-30 | The Standard Oil Company | Modified in situ retorting of oil shale |
| 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 |
| US4448251A (en) * | 1981-01-08 | 1984-05-15 | Uop Inc. | In situ conversion of hydrocarbonaceous oil |
| US4423311A (en) | 1981-01-19 | 1983-12-27 | Varney Sr Paul | Electric heating apparatus for de-icing pipes |
| US4366668A (en) | 1981-02-25 | 1983-01-04 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases |
| US4382469A (en) | 1981-03-10 | 1983-05-10 | Electro-Petroleum, Inc. | Method of in situ gasification |
| US4363361A (en) | 1981-03-19 | 1982-12-14 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases |
| US4390067A (en) | 1981-04-06 | 1983-06-28 | Exxon Production Research Co. | Method of treating reservoirs containing very viscous crude oil or bitumen |
| US4399866A (en) | 1981-04-10 | 1983-08-23 | Atlantic Richfield Company | Method for controlling the flow of subterranean water into a selected zone in a permeable subterranean carbonaceous deposit |
| US4444255A (en) | 1981-04-20 | 1984-04-24 | Lloyd Geoffrey | Apparatus and process for the recovery of oil |
| US4380930A (en) | 1981-05-01 | 1983-04-26 | Mobil Oil Corporation | System for transmitting ultrasonic energy through core samples |
| US4429745A (en) * | 1981-05-08 | 1984-02-07 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery method |
| US4378048A (en) | 1981-05-08 | 1983-03-29 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases using different platinum catalysts |
| US4384614A (en) | 1981-05-11 | 1983-05-24 | Justheim Pertroleum Company | Method of retorting oil shale by velocity flow of super-heated air |
| US4437519A (en) * | 1981-06-03 | 1984-03-20 | Occidental Oil Shale, Inc. | Reduction of shale oil pour point |
| US4428700A (en) | 1981-08-03 | 1984-01-31 | E. R. Johnson Associates, Inc. | Method for disposing of waste materials |
| US4456065A (en) | 1981-08-20 | 1984-06-26 | Elektra Energie A.G. | Heavy oil recovering |
| US4344483A (en) * | 1981-09-08 | 1982-08-17 | Fisher Charles B | Multiple-site underground magnetic heating of hydrocarbons |
| US4452491A (en) | 1981-09-25 | 1984-06-05 | Intercontinental Econergy Associates, Inc. | Recovery of hydrocarbons from deep underground deposits of tar sands |
| US4425967A (en) | 1981-10-07 | 1984-01-17 | Standard Oil Company (Indiana) | Ignition procedure and process for in situ retorting of oil shale |
| US4605680A (en) | 1981-10-13 | 1986-08-12 | Chevron Research Company | Conversion of synthesis gas to diesel fuel and gasoline |
| JPS6053159B2 (ja) * | 1981-10-20 | 1985-11-22 | 三菱電機株式会社 | 炭化水素系地下資源の電気加熱方法 |
| US4410042A (en) | 1981-11-02 | 1983-10-18 | Mobil Oil Corporation | In-situ combustion method for recovery of heavy oil utilizing oxygen and carbon dioxide as initial oxidant |
| US4444258A (en) * | 1981-11-10 | 1984-04-24 | Nicholas Kalmar | In situ recovery of oil from oil shale |
| US4388176A (en) * | 1981-11-19 | 1983-06-14 | Texaco Inc. | Hydrocarbon conversion process |
| US4418752A (en) | 1982-01-07 | 1983-12-06 | Conoco Inc. | Thermal oil recovery with solvent recirculation |
| FR2519688A1 (fr) | 1982-01-08 | 1983-07-18 | Elf Aquitaine | Systeme d'etancheite pour puits de forage dans lequel circule un fluide chaud |
| US4397732A (en) | 1982-02-11 | 1983-08-09 | International Coal Refining Company | Process for coal liquefaction employing selective coal feed |
| US4551226A (en) | 1982-02-26 | 1985-11-05 | Chevron Research Company | Heat exchanger antifoulant |
| US4530401A (en) | 1982-04-05 | 1985-07-23 | Mobil Oil Corporation | Method for maximum in-situ visbreaking of heavy oil |
| CA1196594A (en) | 1982-04-08 | 1985-11-12 | Guy Savard | Recovery of oil from tar sands |
| US4537252A (en) | 1982-04-23 | 1985-08-27 | Standard Oil Company (Indiana) | Method of underground conversion of coal |
| US4491179A (en) * | 1982-04-26 | 1985-01-01 | Pirson Sylvain J | Method for oil recovery by in situ exfoliation drive |
| US4455215A (en) | 1982-04-29 | 1984-06-19 | Jarrott David M | Process for the geoconversion of coal into oil |
| US4412585A (en) | 1982-05-03 | 1983-11-01 | Cities Service Company | Electrothermal process for recovering hydrocarbons |
| US4524826A (en) | 1982-06-14 | 1985-06-25 | Texaco Inc. | Method of heating an oil shale formation |
| US4457374A (en) | 1982-06-29 | 1984-07-03 | Standard Oil Company | Transient response process for detecting in situ retorting conditions |
| US4442896A (en) | 1982-07-21 | 1984-04-17 | Reale Lucio V | Treatment of underground beds |
| US4440871A (en) | 1982-07-26 | 1984-04-03 | Union Carbide Corporation | Crystalline silicoaluminophosphates |
| US4407973A (en) | 1982-07-28 | 1983-10-04 | The M. W. Kellogg Company | Methanol from coal and natural gas |
| US4479541A (en) | 1982-08-23 | 1984-10-30 | Wang Fun Den | Method and apparatus for recovery of oil, gas and mineral deposits by panel opening |
| US4460044A (en) | 1982-08-31 | 1984-07-17 | Chevron Research Company | Advancing heated annulus steam drive |
| US4458767A (en) | 1982-09-28 | 1984-07-10 | Mobil Oil Corporation | Method for directionally drilling a first well to intersect a second well |
| US4485868A (en) * | 1982-09-29 | 1984-12-04 | Iit Research Institute | Method for recovery of viscous hydrocarbons by electromagnetic heating in situ |
| US4695713A (en) | 1982-09-30 | 1987-09-22 | Metcal, Inc. | Autoregulating, electrically shielded heater |
| US4927857A (en) | 1982-09-30 | 1990-05-22 | Engelhard Corporation | Method of methanol production |
| CA1214815A (en) | 1982-09-30 | 1986-12-02 | John F. Krumme | Autoregulating electrically shielded heater |
| US4498531A (en) * | 1982-10-01 | 1985-02-12 | Rockwell International Corporation | Emission controller for indirect fired downhole steam generators |
| US4485869A (en) | 1982-10-22 | 1984-12-04 | Iit Research Institute | Recovery of liquid hydrocarbons from oil shale by electromagnetic heating in situ |
| ATE21340T1 (de) * | 1982-11-22 | 1986-08-15 | Shell Int Research | Verfahren zur herstellung eines fischer-tropsch- katalysators, der auf diese weise hergestellte katalysator und seine verwendung zur herstellung von kohlenwasserstoffen. |
| US4498535A (en) * | 1982-11-30 | 1985-02-12 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ controlled heat processing of hydrocarbonaceous formations with a controlled parameter line |
| US4474238A (en) | 1982-11-30 | 1984-10-02 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for treatment of subsurface formations |
| US4752673A (en) | 1982-12-01 | 1988-06-21 | Metcal, Inc. | Autoregulating heater |
| US4436613A (en) * | 1982-12-03 | 1984-03-13 | Texaco Inc. | Two stage catalytic cracking process |
| US4501326A (en) * | 1983-01-17 | 1985-02-26 | Gulf Canada Limited | In-situ recovery of viscous hydrocarbonaceous crude oil |
| US4609041A (en) | 1983-02-10 | 1986-09-02 | Magda Richard M | Well hot oil system |
| US4526615A (en) * | 1983-03-01 | 1985-07-02 | Johnson Paul H | Cellular heap leach process and apparatus |
| US4640352A (en) * | 1983-03-21 | 1987-02-03 | Shell Oil Company | In-situ steam drive oil recovery process |
| US4886118A (en) | 1983-03-21 | 1989-12-12 | Shell Oil Company | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeability and subsequently produce oil |
| US4500651A (en) * | 1983-03-31 | 1985-02-19 | Union Carbide Corporation | Titanium-containing molecular sieves |
| US4458757A (en) | 1983-04-25 | 1984-07-10 | Exxon Research And Engineering Co. | In situ shale-oil recovery process |
| US4545435A (en) | 1983-04-29 | 1985-10-08 | Iit Research Institute | Conduction heating of hydrocarbonaceous formations |
| US4524827A (en) | 1983-04-29 | 1985-06-25 | Iit Research Institute | Single well stimulation for the recovery of liquid hydrocarbons from subsurface formations |
| US4518548A (en) | 1983-05-02 | 1985-05-21 | Sulcon, Inc. | Method of overlaying sulphur concrete on horizontal and vertical surfaces |
| US4436615A (en) * | 1983-05-09 | 1984-03-13 | United States Steel Corporation | Process for removing solids from coal tar |
| US4794226A (en) | 1983-05-26 | 1988-12-27 | Metcal, Inc. | Self-regulating porous heater device |
| EP0130671A3 (en) * | 1983-05-26 | 1986-12-17 | Metcal Inc. | Multiple temperature autoregulating heater |
| US5073625A (en) | 1983-05-26 | 1991-12-17 | Metcal, Inc. | Self-regulating porous heating device |
| DE3319732A1 (de) | 1983-05-31 | 1984-12-06 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Mittellastkraftwerk mit integrierter kohlevergasungsanlage zur erzeugung von strom und methanol |
| US4658215A (en) | 1983-06-20 | 1987-04-14 | Shell Oil Company | Method for induced polarization logging |
| US4583046A (en) | 1983-06-20 | 1986-04-15 | Shell Oil Company | Apparatus for focused electrode induced polarization logging |
| US4717814A (en) * | 1983-06-27 | 1988-01-05 | Metcal, Inc. | Slotted autoregulating heater |
| US4985313A (en) | 1985-01-14 | 1991-01-15 | Raychem Limited | Wire and cable |
| US5209987A (en) | 1983-07-08 | 1993-05-11 | Raychem Limited | Wire and cable |
| US4598392A (en) | 1983-07-26 | 1986-07-01 | Mobil Oil Corporation | Vibratory signal sweep seismic prospecting method and apparatus |
| US4501445A (en) | 1983-08-01 | 1985-02-26 | Cities Service Company | Method of in-situ hydrogenation of carbonaceous material |
| US4573530A (en) | 1983-11-07 | 1986-03-04 | Mobil Oil Corporation | In-situ gasification of tar sands utilizing a combustible gas |
| US4698149A (en) | 1983-11-07 | 1987-10-06 | Mobil Oil Corporation | Enhanced recovery of hydrocarbonaceous fluids oil shale |
| US4489782A (en) | 1983-12-12 | 1984-12-25 | Atlantic Richfield Company | Viscous oil production using electrical current heating and lateral drain holes |
| US4598772A (en) | 1983-12-28 | 1986-07-08 | Mobil Oil Corporation | Method for operating a production well in an oxygen driven in-situ combustion oil recovery process |
| US4613754A (en) | 1983-12-29 | 1986-09-23 | Shell Oil Company | Tomographic calibration apparatus |
| US4583242A (en) | 1983-12-29 | 1986-04-15 | Shell Oil Company | Apparatus for positioning a sample in a computerized axial tomographic scanner |
| US4635197A (en) * | 1983-12-29 | 1987-01-06 | Shell Oil Company | High resolution tomographic imaging method |
| US4542648A (en) | 1983-12-29 | 1985-09-24 | Shell Oil Company | Method of correlating a core sample with its original position in a borehole |
| US4540882A (en) | 1983-12-29 | 1985-09-10 | Shell Oil Company | Method of determining drilling fluid invasion |
| US4571491A (en) * | 1983-12-29 | 1986-02-18 | Shell Oil Company | Method of imaging the atomic number of a sample |
| US4662439A (en) | 1984-01-20 | 1987-05-05 | Amoco Corporation | Method of underground conversion of coal |
| US4572229A (en) | 1984-02-02 | 1986-02-25 | Thomas D. Mueller | Variable proportioner |
| US4623401A (en) | 1984-03-06 | 1986-11-18 | Metcal, Inc. | Heat treatment with an autoregulating heater |
| US4644283A (en) | 1984-03-19 | 1987-02-17 | Shell Oil Company | In-situ method for determining pore size distribution, capillary pressure and permeability |
| US4552214A (en) | 1984-03-22 | 1985-11-12 | Standard Oil Company (Indiana) | Pulsed in situ retorting in an array of oil shale retorts |
| 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 |
| US4577690A (en) | 1984-04-18 | 1986-03-25 | Mobil Oil Corporation | Method of using seismic data to monitor firefloods |
| US4592423A (en) | 1984-05-14 | 1986-06-03 | Texaco Inc. | Hydrocarbon stratum retorting means and method |
| US4597441A (en) | 1984-05-25 | 1986-07-01 | World Energy Systems, Inc. | Recovery of oil by in situ hydrogenation |
| US4663711A (en) | 1984-06-22 | 1987-05-05 | Shell Oil Company | Method of analyzing fluid saturation using computerized axial tomography |
| US4577503A (en) | 1984-09-04 | 1986-03-25 | International Business Machines Corporation | Method and device for detecting a specific acoustic spectral feature |
| US4577691A (en) * | 1984-09-10 | 1986-03-25 | Texaco Inc. | Method and apparatus for producing viscous hydrocarbons from a subterranean formation |
| US4576231A (en) | 1984-09-13 | 1986-03-18 | Texaco Inc. | Method and apparatus for combating encroachment by in situ treated formations |
| US4597444A (en) | 1984-09-21 | 1986-07-01 | Atlantic Richfield Company | Method for excavating a large diameter shaft into the earth and at least partially through an oil-bearing formation |
| US4691771A (en) | 1984-09-25 | 1987-09-08 | Worldenergy Systems, Inc. | Recovery of oil by in-situ combustion followed by in-situ hydrogenation |
| US4616705A (en) | 1984-10-05 | 1986-10-14 | Shell Oil Company | Mini-well temperature profiling process |
| US4750990A (en) * | 1984-10-15 | 1988-06-14 | Uop Inc. | Membrane separation of hydrocarbons using cycloparaffinic solvents |
| US4598770A (en) | 1984-10-25 | 1986-07-08 | Mobil Oil Corporation | Thermal recovery method for viscous oil |
| JPS61104582A (ja) | 1984-10-25 | 1986-05-22 | 株式会社デンソー | シ−ズヒ−タ |
| US4572299A (en) | 1984-10-30 | 1986-02-25 | Shell Oil Company | Heater cable installation |
| US4669542A (en) | 1984-11-21 | 1987-06-02 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous recovery of crude from multiple zones in a reservoir |
| US4634187A (en) * | 1984-11-21 | 1987-01-06 | Isl Ventures, Inc. | Method of in-situ leaching of ores |
| US4585066A (en) | 1984-11-30 | 1986-04-29 | Shell Oil Company | Well treating process for installing a cable bundle containing strands of changing diameter |
| US4704514A (en) | 1985-01-11 | 1987-11-03 | Egmond Cor F Van | Heating rate variant elongated electrical resistance heater |
| US4645906A (en) * | 1985-03-04 | 1987-02-24 | Thermon Manufacturing Company | Reduced resistance skin effect heat generating system |
| US4698583A (en) | 1985-03-26 | 1987-10-06 | Raychem Corporation | Method of monitoring a heater for faults |
| US4785163A (en) | 1985-03-26 | 1988-11-15 | Raychem Corporation | Method for monitoring a heater |
| US4733057A (en) * | 1985-04-19 | 1988-03-22 | Raychem Corporation | Sheet heater |
| US4671102A (en) | 1985-06-18 | 1987-06-09 | Shell Oil Company | Method and apparatus for determining distribution of fluids |
| US4626665A (en) | 1985-06-24 | 1986-12-02 | Shell Oil Company | Metal oversheathed electrical resistance heater |
| US4605489A (en) | 1985-06-27 | 1986-08-12 | Occidental Oil Shale, Inc. | Upgrading shale oil by a combination process |
| US4623444A (en) | 1985-06-27 | 1986-11-18 | Occidental Oil Shale, Inc. | Upgrading shale oil by a combination process |
| US4662438A (en) | 1985-07-19 | 1987-05-05 | Uentech Corporation | Method and apparatus for enhancing liquid hydrocarbon production from a single borehole in a slowly producing formation by non-uniform heating through optimized electrode arrays surrounding the borehole |
| US4728892A (en) | 1985-08-13 | 1988-03-01 | Shell Oil Company | NMR imaging of materials |
| US4719423A (en) | 1985-08-13 | 1988-01-12 | Shell Oil Company | NMR imaging of materials for transport properties |
| 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 |
| US4662443A (en) | 1985-12-05 | 1987-05-05 | Amoco Corporation | Combination air-blown and oxygen-blown underground coal gasification process |
| US4686029A (en) | 1985-12-06 | 1987-08-11 | Union Carbide Corporation | Dewaxing catalysts and processes employing titanoaluminosilicate molecular sieves |
| US4849611A (en) | 1985-12-16 | 1989-07-18 | Raychem Corporation | Self-regulating heater employing reactive components |
| US4730162A (en) | 1985-12-31 | 1988-03-08 | Shell Oil Company | Time-domain induced polarization logging method and apparatus with gated amplification level |
| US4706751A (en) | 1986-01-31 | 1987-11-17 | S-Cal Research Corp. | Heavy oil recovery process |
| US4694907A (en) * | 1986-02-21 | 1987-09-22 | Carbotek, Inc. | Thermally-enhanced oil recovery method and apparatus |
| US4640353A (en) * | 1986-03-21 | 1987-02-03 | Atlantic Richfield Company | Electrode well and method of completion |
| US4734115A (en) | 1986-03-24 | 1988-03-29 | Air Products And Chemicals, Inc. | Low pressure process for C3+ liquids recovery from process product gas |
| US4810397A (en) | 1986-03-26 | 1989-03-07 | Union Oil Company Of California | Antifoulant additives for high temperature hydrocarbon processing |
| US4651825A (en) | 1986-05-09 | 1987-03-24 | Atlantic Richfield Company | Enhanced well production |
| US4814587A (en) | 1986-06-10 | 1989-03-21 | Metcal, Inc. | High power self-regulating heater |
| US4682652A (en) | 1986-06-30 | 1987-07-28 | Texaco Inc. | Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells |
| US4893504A (en) * | 1986-07-02 | 1990-01-16 | Shell Oil Company | Method for determining capillary pressure and relative permeability by imaging |
| US4769602A (en) | 1986-07-02 | 1988-09-06 | Shell Oil Company | Determining multiphase saturations by NMR imaging of multiple nuclides |
| US4716960A (en) | 1986-07-14 | 1988-01-05 | Production Technologies International, Inc. | Method and system for introducing electric current into a well |
| US4818370A (en) | 1986-07-23 | 1989-04-04 | Cities Service Oil And Gas Corporation | Process for converting heavy crudes, tars, and bitumens to lighter products in the presence of brine at supercritical conditions |
| US4772634A (en) | 1986-07-31 | 1988-09-20 | Energy Research Corporation | Apparatus and method for methanol production using a fuel cell to regulate the gas composition entering the methanol synthesizer |
| US4744245A (en) | 1986-08-12 | 1988-05-17 | Atlantic Richfield Company | Acoustic measurements in rock formations for determining fracture orientation |
| US4863585A (en) * | 1986-09-03 | 1989-09-05 | Mobil Oil Corporation | Fluidized catalytic cracking process utilizing a C3-C4 paraffin-rich Co-feed and mixed catalyst system with selective reactivation of the medium pore silicate zeolite component thereofo |
| US4769606A (en) | 1986-09-30 | 1988-09-06 | Shell Oil Company | Induced polarization method and apparatus for distinguishing dispersed and laminated clay in earth formations |
| US5340467A (en) | 1986-11-24 | 1994-08-23 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Process for recovery of hydrocarbons and rejection of sand |
| US4983319A (en) * | 1986-11-24 | 1991-01-08 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Preparation of low-viscosity improved stable crude oil transport emulsions |
| US5316664A (en) | 1986-11-24 | 1994-05-31 | Canadian Occidental Petroleum, Ltd. | Process for recovery of hydrocarbons and rejection of sand |
| CA1288043C (en) | 1986-12-15 | 1991-08-27 | Peter Van Meurs | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeabilityand subsequently produce oil |
| US4766958A (en) | 1987-01-12 | 1988-08-30 | Mobil Oil Corporation | Method of recovering viscous oil from reservoirs with multiple horizontal zones |
| US4756367A (en) | 1987-04-28 | 1988-07-12 | Amoco Corporation | Method for producing natural gas from a coal seam |
| US4817711A (en) | 1987-05-27 | 1989-04-04 | Jeambey Calhoun G | System for recovery of petroleum from petroleum impregnated media |
| US4818371A (en) | 1987-06-05 | 1989-04-04 | Resource Technology Associates | Viscosity reduction by direct oxidative heating |
| US4787452A (en) | 1987-06-08 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Disposal of produced formation fines during oil recovery |
| US4821798A (en) | 1987-06-09 | 1989-04-18 | Ors Development Corporation | Heating system for rathole oil well |
| US4793409A (en) | 1987-06-18 | 1988-12-27 | Ors Development Corporation | Method and apparatus for forming an insulated oil well casing |
| US4856341A (en) | 1987-06-25 | 1989-08-15 | Shell Oil Company | Apparatus for analysis of failure of material |
| US4884455A (en) | 1987-06-25 | 1989-12-05 | Shell Oil Company | Method for analysis of failure of material employing imaging |
| US4827761A (en) | 1987-06-25 | 1989-05-09 | Shell Oil Company | Sample holder |
| US4776638A (en) | 1987-07-13 | 1988-10-11 | University Of Kentucky Research Foundation | Method and apparatus for conversion of coal in situ |
| US4848924A (en) | 1987-08-19 | 1989-07-18 | The Babcock & Wilcox Company | Acoustic pyrometer |
| US4828031A (en) | 1987-10-13 | 1989-05-09 | Chevron Research Company | In situ chemical stimulation of diatomite formations |
| US4762425A (en) | 1987-10-15 | 1988-08-09 | Parthasarathy Shakkottai | System for temperature profile measurement in large furnances and kilns and method therefor |
| US5306640A (en) | 1987-10-28 | 1994-04-26 | Shell Oil Company | Method for determining preselected properties of a crude oil |
| US4983278A (en) * | 1987-11-03 | 1991-01-08 | Western Research Institute & Ilr Services Inc. | Pyrolysis methods with product oil recycling |
| US4987368A (en) | 1987-11-05 | 1991-01-22 | Shell Oil Company | Nuclear magnetism logging tool using high-temperature superconducting squid detectors |
| US4808925A (en) * | 1987-11-19 | 1989-02-28 | Halliburton Company | Three magnet casing collar locator |
| 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 |
| US4823890A (en) | 1988-02-23 | 1989-04-25 | Longyear Company | Reverse circulation bit apparatus |
| US4866983A (en) | 1988-04-14 | 1989-09-19 | Shell Oil Company | Analytical methods and apparatus for measuring the oil content of sponge core |
| US4815790A (en) * | 1988-05-13 | 1989-03-28 | Natec, Ltd. | Nahcolite solution mining process |
| US4885080A (en) | 1988-05-25 | 1989-12-05 | Phillips Petroleum Company | Process for demetallizing and desulfurizing heavy crude oil |
| US4872991A (en) * | 1988-07-05 | 1989-10-10 | Texaco Inc. | Treatment of water |
| US4840720A (en) | 1988-09-02 | 1989-06-20 | Betz Laboratories, Inc. | Process for minimizing fouling of processing equipment |
| US4928765A (en) | 1988-09-27 | 1990-05-29 | Ramex Syn-Fuels International | Method and apparatus for shale gas recovery |
| US4856587A (en) | 1988-10-27 | 1989-08-15 | Nielson Jay P | Recovery of oil from oil-bearing formation by continually flowing pressurized heated gas through channel alongside matrix |
| US5064006A (en) | 1988-10-28 | 1991-11-12 | Magrange, Inc | Downhole combination tool |
| US4848460A (en) | 1988-11-04 | 1989-07-18 | Western Research Institute | Contained recovery of oily waste |
| US5065501A (en) | 1988-11-29 | 1991-11-19 | Amp Incorporated | Generating electromagnetic fields in a self regulating temperature heater by positioning of a current return bus |
| US4974425A (en) | 1988-12-08 | 1990-12-04 | Concept Rkk, Limited | Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth |
| US4860544A (en) | 1988-12-08 | 1989-08-29 | Concept R.K.K. Limited | Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth |
| US5103920A (en) * | 1989-03-01 | 1992-04-14 | Patton Consulting Inc. | Surveying system and method for locating target subterranean bodies |
| CA2015318C (en) | 1990-04-24 | 1994-02-08 | Jack E. Bridges | Power sources for downhole electrical heating |
| US4895206A (en) * | 1989-03-16 | 1990-01-23 | Price Ernest H | Pulsed in situ exothermic shock wave and retorting process for hydrocarbon recovery and detoxification of selected wastes |
| US4913065A (en) | 1989-03-27 | 1990-04-03 | Indugas, Inc. | In situ thermal waste disposal system |
| US5150118A (en) | 1989-05-08 | 1992-09-22 | Hewlett-Packard Company | Interchangeable coded key pad assemblies alternately attachable to a user definable keyboard to enable programmable keyboard functions |
| US5059303A (en) | 1989-06-16 | 1991-10-22 | Amoco Corporation | Oil stabilization |
| DE3922612C2 (de) | 1989-07-10 | 1998-07-02 | Krupp Koppers Gmbh | Verfahren zur Erzeugung von Methanol-Synthesegas |
| US4982786A (en) * | 1989-07-14 | 1991-01-08 | Mobil Oil Corporation | Use of CO2 /steam to enhance floods in horizontal wellbores |
| US5050386A (en) | 1989-08-16 | 1991-09-24 | Rkk, Limited | Method and apparatus for containment of hazardous material migration in the earth |
| US5097903A (en) * | 1989-09-22 | 1992-03-24 | Jack C. Sloan | Method for recovering intractable petroleum from subterranean formations |
| US5305239A (en) | 1989-10-04 | 1994-04-19 | The Texas A&M University System | Ultrasonic non-destructive evaluation of thin specimens |
| US4926941A (en) | 1989-10-10 | 1990-05-22 | Shell Oil Company | Method of producing tar sand deposits containing conductive layers |
| US4984594A (en) * | 1989-10-27 | 1991-01-15 | Shell Oil Company | Vacuum method for removing soil contamination utilizing surface electrical heating |
| US5656239A (en) | 1989-10-27 | 1997-08-12 | Shell Oil Company | Method for recovering contaminants from soil utilizing electrical heating |
| US5082055A (en) * | 1990-01-24 | 1992-01-21 | Indugas, Inc. | Gas fired radiant tube heater |
| US5020596A (en) | 1990-01-24 | 1991-06-04 | Indugas, Inc. | Enhanced oil recovery system with a radiant tube heater |
| US5011329A (en) | 1990-02-05 | 1991-04-30 | Hrubetz Exploration Company | In situ soil decontamination method and apparatus |
| CA2009782A1 (en) | 1990-02-12 | 1991-08-12 | Anoosh I. Kiamanesh | In-situ tuned microwave oil extraction process |
| US5152341A (en) | 1990-03-09 | 1992-10-06 | Raymond S. Kasevich | Electromagnetic method and apparatus for the decontamination of hazardous material-containing volumes |
| US5027896A (en) | 1990-03-21 | 1991-07-02 | Anderson Leonard M | Method for in-situ recovery of energy raw material by the introduction of a water/oxygen slurry |
| GB9007147D0 (en) * | 1990-03-30 | 1990-05-30 | Framo Dev Ltd | Thermal mineral extraction system |
| CA2015460C (en) | 1990-04-26 | 1993-12-14 | Kenneth Edwin Kisman | Process for confining steam injected into a heavy oil reservoir |
| US5126037A (en) | 1990-05-04 | 1992-06-30 | Union Oil Company Of California | Geopreater heating method and apparatus |
| US5080776A (en) * | 1990-06-14 | 1992-01-14 | Mobil Oil Corporation | Hydrogen-balanced conversion of diamondoid-containing wash oils to gasoline |
| US5201219A (en) * | 1990-06-29 | 1993-04-13 | Amoco Corporation | Method and apparatus for measuring free hydrocarbons and hydrocarbons potential from whole core |
| GB2246308A (en) * | 1990-07-25 | 1992-01-29 | Shell Int Research | Process for reducing the metal content of a hydrocarbon mixture |
| US5054551A (en) | 1990-08-03 | 1991-10-08 | Chevron Research And Technology Company | In-situ heated annulus refining process |
| US5046559A (en) | 1990-08-23 | 1991-09-10 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing hydrocarbon bearing deposits in formations having shale layers |
| US5042579A (en) * | 1990-08-23 | 1991-08-27 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers |
| US5060726A (en) | 1990-08-23 | 1991-10-29 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers having little or no vertical communication |
| BR9004240A (pt) * | 1990-08-28 | 1992-03-24 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo de aquecimento eletrico de tubulacoes |
| US5085276A (en) * | 1990-08-29 | 1992-02-04 | Chevron Research And Technology Company | Production of oil from low permeability formations by sequential steam fracturing |
| US5207273A (en) | 1990-09-17 | 1993-05-04 | Production Technologies International Inc. | Method and apparatus for pumping wells |
| US5066852A (en) | 1990-09-17 | 1991-11-19 | Teledyne Ind. Inc. | Thermoplastic end seal for electric heating elements |
| US5182427A (en) | 1990-09-20 | 1993-01-26 | Metcal, Inc. | Self-regulating heater utilizing ferrite-type body |
| JPH04272680A (ja) | 1990-09-20 | 1992-09-29 | Thermon Mfg Co | スイッチ制御形ゾーン式加熱ケーブル及びその組み立て方法 |
| US5400430A (en) | 1990-10-01 | 1995-03-21 | Nenniger; John E. | Method for injection well stimulation |
| US5247994A (en) | 1990-10-01 | 1993-09-28 | Nenniger John E | Method of stimulating oil wells |
| US5517593A (en) | 1990-10-01 | 1996-05-14 | John Nenniger | Control system for well stimulation apparatus with response time temperature rise used in determining heater control temperature setpoint |
| US5070533A (en) | 1990-11-07 | 1991-12-03 | Uentech Corporation | Robust electrical heating systems for mineral wells |
| US5060287A (en) | 1990-12-04 | 1991-10-22 | Shell Oil Company | Heater utilizing copper-nickel alloy core |
| US5217076A (en) * | 1990-12-04 | 1993-06-08 | Masek John A | Method and apparatus for improved recovery of oil from porous, subsurface deposits (targevcir oricess) |
| US5065818A (en) | 1991-01-07 | 1991-11-19 | Shell Oil Company | Subterranean heaters |
| US5190405A (en) | 1990-12-14 | 1993-03-02 | Shell Oil Company | Vacuum method for removing soil contaminants utilizing thermal conduction heating |
| SU1836876A3 (ru) | 1990-12-29 | 1994-12-30 | Смешанное научно-техническое товарищество по разработке техники и технологии для подземной электроэнергетики | Способ отработки угольных пластов и комплекс оборудования для его осуществления |
| US5823256A (en) | 1991-02-06 | 1998-10-20 | Moore; Boyd B. | Ferrule--type fitting for sealing an electrical conduit in a well head barrier |
| US5289882A (en) | 1991-02-06 | 1994-03-01 | Boyd B. Moore | Sealed electrical conductor method and arrangement for use with a well bore in hazardous areas |
| US5261490A (en) | 1991-03-18 | 1993-11-16 | Nkk Corporation | Method for dumping and disposing of carbon dioxide gas and apparatus therefor |
| US5102551A (en) | 1991-04-29 | 1992-04-07 | Texaco Inc. | Membrane process for treating a mixture containing dewaxed oil and dewaxing solvent |
| US5142608A (en) | 1991-04-29 | 1992-08-25 | Meshekow Oil Recovery Corp. | Horizontal steam generator for oil wells |
| US5093002A (en) * | 1991-04-29 | 1992-03-03 | Texaco Inc. | Membrane process for treating a mixture containing dewaxed oil and dewaxing solvent |
| EP0519573B1 (en) | 1991-06-21 | 1995-04-12 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Hydrogenation catalyst and process |
| IT1248535B (it) | 1991-06-24 | 1995-01-19 | Cise Spa | Sistema per misurare il tempo di trasferimento di un'onda sonora |
| US5133406A (en) * | 1991-07-05 | 1992-07-28 | Amoco Corporation | Generating oxygen-depleted air useful for increasing methane production |
| US5215954A (en) | 1991-07-30 | 1993-06-01 | Cri International, Inc. | Method of presulfurizing a hydrotreating, hydrocracking or tail gas treating catalyst |
| WO1993004146A1 (en) * | 1991-08-15 | 1993-03-04 | Mobil Oil Corporation | Hydrocarbon upgrading process |
| US5189283A (en) | 1991-08-28 | 1993-02-23 | Shell Oil Company | Current to power crossover heater control |
| US5168927A (en) | 1991-09-10 | 1992-12-08 | Shell Oil Company | Method utilizing spot tracer injection and production induced transport for measurement of residual oil saturation |
| US5173213A (en) | 1991-11-08 | 1992-12-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrosion and anti-foulant composition and method of use |
| US5347070A (en) | 1991-11-13 | 1994-09-13 | Battelle Pacific Northwest Labs | Treating of solid earthen material and a method for measuring moisture content and resistivity of solid earthen material |
| US5349859A (en) | 1991-11-15 | 1994-09-27 | Scientific Engineering Instruments, Inc. | Method and apparatus for measuring acoustic wave velocity using impulse response |
| US5158681A (en) * | 1991-11-21 | 1992-10-27 | Separation Dynamics International Ltd. | Dual membrane process for removing organic compounds from the water |
| EP0547961B1 (fr) | 1991-12-16 | 1996-03-27 | Institut Français du Pétrole | Système de surveillance active ou passive d'un gisement souterrain installé a poste fixe |
| CA2058255C (en) * | 1991-12-20 | 1997-02-11 | Roland P. Leaute | Recovery and upgrading of hydrocarbons utilizing in situ combustion and horizontal wells |
| US5246071A (en) | 1992-01-31 | 1993-09-21 | Texaco Inc. | Steamflooding with alternating injection and production cycles |
| 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 |
| US5211230A (en) | 1992-02-21 | 1993-05-18 | Mobil Oil Corporation | Method for enhanced oil recovery through a horizontal production well in a subsurface formation by in-situ combustion |
| GB9207174D0 (en) | 1992-04-01 | 1992-05-13 | Raychem Sa Nv | Method of forming an electrical connection |
| US5332036A (en) | 1992-05-15 | 1994-07-26 | The Boc Group, Inc. | Method of recovery of natural gases from underground coal formations |
| MY108830A (en) | 1992-06-09 | 1996-11-30 | Shell Int Research | Method of completing an uncased section of a borehole |
| US5226961A (en) | 1992-06-12 | 1993-07-13 | Shell Oil Company | High temperature wellbore cement slurry |
| US5297626A (en) | 1992-06-12 | 1994-03-29 | Shell Oil Company | Oil recovery process |
| US5392854A (en) | 1992-06-12 | 1995-02-28 | Shell Oil Company | Oil recovery process |
| US5255742A (en) | 1992-06-12 | 1993-10-26 | Shell Oil Company | Heat injection process |
| US5236039A (en) | 1992-06-17 | 1993-08-17 | General Electric Company | Balanced-line RF electrode system for use in RF ground heating to recover oil from oil shale |
| US5295763A (en) * | 1992-06-30 | 1994-03-22 | Chambers Development Co., Inc. | Method for controlling gas migration from a landfill |
| US5275726A (en) * | 1992-07-29 | 1994-01-04 | Exxon Research & Engineering Co. | Spiral wound element for separation |
| US5282957A (en) | 1992-08-19 | 1994-02-01 | Betz Laboratories, Inc. | Methods for inhibiting polymerization of hydrocarbons utilizing a hydroxyalkylhydroxylamine |
| US5305829A (en) * | 1992-09-25 | 1994-04-26 | Chevron Research And Technology Company | Oil production from diatomite formations by fracture steamdrive |
| US5229583A (en) | 1992-09-28 | 1993-07-20 | Shell Oil Company | Surface heating blanket for soil remediation |
| US5339904A (en) | 1992-12-10 | 1994-08-23 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery optimization using a well having both horizontal and vertical sections |
| US5256297A (en) * | 1992-12-17 | 1993-10-26 | Exxon Research And Engineering Company | Multi-stage ultrafiltration process (OP-3711) |
| CA2096034C (en) * | 1993-05-07 | 1996-07-02 | Kenneth Edwin Kisman | Horizontal well gravity drainage combustion process for oil recovery |
| US5360067A (en) | 1993-05-17 | 1994-11-01 | Meo Iii Dominic | Vapor-extraction system for removing hydrocarbons from soil |
| US5377756A (en) * | 1993-10-28 | 1995-01-03 | Mobil Oil Corporation | Method for producing low permeability reservoirs using a single well |
| US5566755A (en) | 1993-11-03 | 1996-10-22 | Amoco Corporation | Method for recovering methane from a solid carbonaceous subterranean formation |
| US5388643A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Coalbed methane recovery using pressure swing adsorption separation |
| US5388640A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for producing methane-containing gaseous mixtures |
| US5388645A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for producing methane-containing gaseous mixtures |
| US5388642A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Coalbed methane recovery using membrane separation of oxygen from air |
| US5388641A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for reducing the inert gas fraction in methane-containing gaseous mixtures obtained from underground formations |
| US5411086A (en) | 1993-12-09 | 1995-05-02 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery by enhanced imbitition in low permeability reservoirs |
| US5435666A (en) | 1993-12-14 | 1995-07-25 | Environmental Resources Management, Inc. | Methods for isolating a water table and for soil remediation |
| US5433271A (en) | 1993-12-20 | 1995-07-18 | Shell Oil Company | Heat injection process |
| US5404952A (en) | 1993-12-20 | 1995-04-11 | Shell Oil Company | Heat injection process and apparatus |
| US5411089A (en) | 1993-12-20 | 1995-05-02 | Shell Oil Company | Heat injection process |
| US5425416A (en) * | 1994-01-06 | 1995-06-20 | Enviro-Tech Tools, Inc. | Formation injection tool for down-bore in-situ disposal of undesired fluids |
| MY112792A (en) | 1994-01-13 | 2001-09-29 | Shell Int Research | Method of creating a borehole in an earth formation |
| US5411104A (en) | 1994-02-16 | 1995-05-02 | Conoco Inc. | Coalbed methane drilling |
| CA2144597C (en) | 1994-03-18 | 1999-08-10 | Paul J. Latimer | Improved emat probe and technique for weld inspection |
| US5415231A (en) | 1994-03-21 | 1995-05-16 | Mobil Oil Corporation | Method for producing low permeability reservoirs using steam |
| US5439054A (en) | 1994-04-01 | 1995-08-08 | Amoco Corporation | Method for treating a mixture of gaseous fluids within a solid carbonaceous subterranean formation |
| US5431224A (en) | 1994-04-19 | 1995-07-11 | Mobil Oil Corporation | Method of thermal stimulation for recovery of hydrocarbons |
| FR2719579B1 (fr) * | 1994-05-05 | 1996-06-21 | Inst Francais Du Petrole | Procédé d'alkylation de paraffines. |
| US5409071A (en) | 1994-05-23 | 1995-04-25 | Shell Oil Company | Method to cement a wellbore |
| ZA954204B (en) | 1994-06-01 | 1996-01-22 | Ashland Chemical Inc | A process for improving the effectiveness of a process catalyst |
| GB2304355A (en) | 1994-06-28 | 1997-03-19 | Amoco Corp | Oil recovery |
| EP0771419A4 (en) | 1994-07-18 | 1999-06-23 | Babcock & Wilcox Co | SENSOR TRANSPORT SYSTEM FOR A TORCH WELDING DEVICE |
| US5458774A (en) | 1994-07-25 | 1995-10-17 | Mannapperuma; Jatal D. | Corrugated spiral membrane module |
| US5632336A (en) | 1994-07-28 | 1997-05-27 | Texaco Inc. | Method for improving injectivity of fluids in oil reservoirs |
| US5525322A (en) | 1994-10-12 | 1996-06-11 | The Regents Of The University Of California | Method for simultaneous recovery of hydrogen from water and from hydrocarbons |
| US5553189A (en) | 1994-10-18 | 1996-09-03 | Shell Oil Company | Radiant plate heater for treatment of contaminated surfaces |
| US5624188A (en) | 1994-10-20 | 1997-04-29 | West; David A. | Acoustic thermometer |
| US5498960A (en) | 1994-10-20 | 1996-03-12 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas in reservoirs |
| US5497087A (en) | 1994-10-20 | 1996-03-05 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas reservoirs |
| US5554453A (en) | 1995-01-04 | 1996-09-10 | Energy Research Corporation | Carbonate fuel cell system with thermally integrated gasification |
| WO1996021871A1 (en) | 1995-01-12 | 1996-07-18 | Baker Hughes Incorporated | A measurement-while-drilling acoustic system employing multiple, segmented transmitters and receivers |
| US6088294A (en) | 1995-01-12 | 2000-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with an acoustic measurement-while-driving system for determining parameters of interest and controlling the drilling direction |
| DE19505517A1 (de) | 1995-02-10 | 1996-08-14 | Siegfried Schwert | Verfahren zum Herausziehen eines im Erdreich verlegten Rohres |
| CA2152521C (en) | 1995-03-01 | 2000-06-20 | Jack E. Bridges | Low flux leakage cables and cable terminations for a.c. electrical heating of oil deposits |
| US5621844A (en) | 1995-03-01 | 1997-04-15 | Uentech Corporation | Electrical heating of mineral well deposits using downhole impedance transformation networks |
| DE19507584C2 (de) | 1995-03-04 | 1997-06-12 | Geesthacht Gkss Forschung | Strahlenchemisch modifizierte Silikonkompositmembran für die Ultrafiltration |
| US5935421A (en) | 1995-05-02 | 1999-08-10 | Exxon Research And Engineering Company | Continuous in-situ combination process for upgrading heavy oil |
| US5911898A (en) | 1995-05-25 | 1999-06-15 | Electric Power Research Institute | Method and apparatus for providing multiple autoregulated temperatures |
| US5571403A (en) | 1995-06-06 | 1996-11-05 | Texaco Inc. | Process for extracting hydrocarbons from diatomite |
| US6015015A (en) | 1995-06-20 | 2000-01-18 | Bj Services Company U.S.A. | Insulated and/or concentric coiled tubing |
| US5899958A (en) | 1995-09-11 | 1999-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Logging while drilling borehole imaging and dipmeter device |
| US5759022A (en) | 1995-10-16 | 1998-06-02 | Gas Research Institute | Method and system for reducing NOx and fuel emissions in a furnace |
| US5890840A (en) * | 1995-12-08 | 1999-04-06 | Carter, Jr.; Ernest E. | In situ construction of containment vault under a radioactive or hazardous waste site |
| ATE191254T1 (de) | 1995-12-27 | 2000-04-15 | Shell Int Research | Flamenlose verbrennvorrichtung und verfahren |
| IE960011A1 (en) * | 1996-01-10 | 1997-07-16 | Padraig Mcalister | Structural ice composites, processes for their construction¹and their use as artificial islands and other fixed and¹floating structures |
| US5751895A (en) | 1996-02-13 | 1998-05-12 | Eor International, Inc. | Selective excitation of heating electrodes for oil wells |
| US5826655A (en) | 1996-04-25 | 1998-10-27 | Texaco Inc | Method for enhanced recovery of viscous oil deposits |
| US5652389A (en) | 1996-05-22 | 1997-07-29 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of Commerce | Non-contact method and apparatus for inspection of inertia welds |
| CA2177726C (en) | 1996-05-29 | 2000-06-27 | Theodore Wildi | Low-voltage and low flux density heating system |
| US5769569A (en) | 1996-06-18 | 1998-06-23 | Southern California Gas Company | In-situ thermal desorption of heavy hydrocarbons in vadose zone |
| US5828797A (en) | 1996-06-19 | 1998-10-27 | Meggitt Avionics, Inc. | Fiber optic linked flame sensor |
| CA2257848A1 (en) | 1996-06-21 | 1997-12-24 | Syntroleum Corporation | Synthesis gas production system and method |
| MY118075A (en) | 1996-07-09 | 2004-08-30 | Syntroleum Corp | Process for converting gas to liquids |
| US5785860A (en) * | 1996-09-13 | 1998-07-28 | University Of British Columbia | Upgrading heavy oil by ultrafiltration using ceramic membrane |
| US5782301A (en) * | 1996-10-09 | 1998-07-21 | Baker Hughes Incorporated | Oil well heater cable |
| US6079499A (en) | 1996-10-15 | 2000-06-27 | Shell Oil Company | Heater well method and apparatus |
| US6056057A (en) | 1996-10-15 | 2000-05-02 | Shell Oil Company | Heater well method and apparatus |
| US5861137A (en) | 1996-10-30 | 1999-01-19 | Edlund; David J. | Steam reformer with internal hydrogen purification |
| US7462207B2 (en) * | 1996-11-18 | 2008-12-09 | Bp Oil International Limited | Fuel composition |
| US5862858A (en) * | 1996-12-26 | 1999-01-26 | Shell Oil Company | Flameless combustor |
| US6427124B1 (en) | 1997-01-24 | 2002-07-30 | Baker Hughes Incorporated | Semblance processing for an acoustic measurement-while-drilling system for imaging of formation boundaries |
| US6039121A (en) | 1997-02-20 | 2000-03-21 | Rangewest Technologies Ltd. | Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons |
| US5744025A (en) * | 1997-02-28 | 1998-04-28 | Shell Oil Company | Process for hydrotreating metal-contaminated hydrocarbonaceous feedstock |
| GB9704181D0 (en) | 1997-02-28 | 1997-04-16 | Thompson James | Apparatus and method for installation of ducts |
| US5926437A (en) | 1997-04-08 | 1999-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for seismic exploration |
| DE69841500D1 (de) | 1997-05-02 | 2010-03-25 | Baker Hughes Inc | Methode und Vorrichtung zur Kontrolle einer Chemikalieneinspritzung eines Oberflächenbehandlungssystems |
| US5802870A (en) * | 1997-05-02 | 1998-09-08 | Uop Llc | Sorption cooling process and system |
| WO1998050179A1 (en) | 1997-05-07 | 1998-11-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Remediation method |
| US6023554A (en) | 1997-05-20 | 2000-02-08 | Shell Oil Company | Electrical heater |
| DE69807238T2 (de) | 1997-06-05 | 2003-01-02 | Shell Int Research | Verfahren zur sanierung |
| US6102122A (en) | 1997-06-11 | 2000-08-15 | Shell Oil Company | Control of heat injection based on temperature and in-situ stress measurement |
| US6112808A (en) | 1997-09-19 | 2000-09-05 | Isted; Robert Edward | Method and apparatus for subterranean thermal conditioning |
| US5984010A (en) | 1997-06-23 | 1999-11-16 | Elias; Ramon | Hydrocarbon recovery systems and methods |
| CA2208767A1 (en) | 1997-06-26 | 1998-12-26 | Reginald D. Humphreys | Tar sands extraction process |
| US5868202A (en) * | 1997-09-22 | 1999-02-09 | Tarim Associates For Scientific Mineral And Oil Exploration Ag | Hydrologic cells for recovery of hydrocarbons or thermal energy from coal, oil-shale, tar-sands and oil-bearing formations |
| US5962763A (en) * | 1997-11-21 | 1999-10-05 | Shell Oil Company | Atmospheric distillation of hydrocarbons-containing liquid streams |
| US6354373B1 (en) | 1997-11-26 | 2002-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable tubing for a well bore hole and method of expanding |
| US6152987A (en) | 1997-12-15 | 2000-11-28 | Worcester Polytechnic Institute | Hydrogen gas-extraction module and method of fabrication |
| US6094048A (en) | 1997-12-18 | 2000-07-25 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas reservoirs |
| NO305720B1 (no) | 1997-12-22 | 1999-07-12 | Eureka Oil Asa | FremgangsmÕte for Õ °ke oljeproduksjonen fra et oljereservoar |
| US6026914A (en) | 1998-01-28 | 2000-02-22 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Wellbore profiling system |
| US6035949A (en) * | 1998-02-03 | 2000-03-14 | Altschuler; Sidney J. | Methods for installing a well in a subterranean formation |
| 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 |
| US6035701A (en) * | 1998-04-15 | 2000-03-14 | Lowry; William E. | Method and system to locate leaks in subsurface containment structures using tracer gases |
| CA2330968C (en) | 1998-05-12 | 2002-10-29 | Lockheed Martin Corporation | System and process for optimizing gravity gradiometer measurements |
| US6016868A (en) * | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Production of synthetic crude oil from heavy hydrocarbons recovered by in situ hydrovisbreaking |
| US6016867A (en) | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Upgrading and recovery of heavy crude oils and natural bitumens by in situ hydrovisbreaking |
| US5958365A (en) * | 1998-06-25 | 1999-09-28 | Atlantic Richfield Company | Method of producing hydrogen from heavy crude oil using solvent deasphalting and partial oxidation methods |
| US6130398A (en) | 1998-07-09 | 2000-10-10 | Illinois Tool Works Inc. | Plasma cutter for auxiliary power output of a power source |
| US6180008B1 (en) * | 1998-07-30 | 2001-01-30 | W. R. Grace & Co.-Conn. | Polyimide membranes for hyperfiltration recovery of aromatic solvents |
| US6388947B1 (en) | 1998-09-14 | 2002-05-14 | Tomoseis, Inc. | Multi-crosswell profile 3D imaging and method |
| NO984235L (no) | 1998-09-14 | 2000-03-15 | Cit Alcatel | Oppvarmingssystem for metallrør for rõoljetransport |
| US6192748B1 (en) | 1998-10-30 | 2001-02-27 | Computalog Limited | Dynamic orienting reference system for directional drilling |
| US5968349A (en) | 1998-11-16 | 1999-10-19 | Bhp Minerals International Inc. | Extraction of bitumen from bitumen froth and biotreatment of bitumen froth tailings generated from tar sands |
| US20040035582A1 (en) | 2002-08-22 | 2004-02-26 | Zupanick Joseph A. | System and method for subterranean access |
| US6123830A (en) * | 1998-12-30 | 2000-09-26 | Exxon Research And Engineering Co. | Integrated staged catalytic cracking and staged hydroprocessing process |
| US6609761B1 (en) * | 1999-01-08 | 2003-08-26 | American Soda, Llp | Sodium carbonate and sodium bicarbonate production from nahcolitic oil shale |
| US6078868A (en) | 1999-01-21 | 2000-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Reference signal encoding for seismic while drilling measurement |
| US6218333B1 (en) | 1999-02-15 | 2001-04-17 | Shell Oil Company | Preparation of a hydrotreating catalyst |
| US6196314B1 (en) * | 1999-02-15 | 2001-03-06 | Baker Hughes Incorporated | Insoluble salt control system and method |
| US6155117A (en) | 1999-03-18 | 2000-12-05 | Mcdermott Technology, Inc. | Edge detection and seam tracking with EMATs |
| US6561269B1 (en) * | 1999-04-30 | 2003-05-13 | The Regents Of The University Of California | Canister, sealing method and composition for sealing a borehole |
| US6110358A (en) | 1999-05-21 | 2000-08-29 | Exxon Research And Engineering Company | Process for manufacturing improved process oils using extraction of hydrotreated distillates |
| US6257334B1 (en) * | 1999-07-22 | 2001-07-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Steam-assisted gravity drainage heavy oil recovery process |
| US6269310B1 (en) | 1999-08-25 | 2001-07-31 | Tomoseis Corporation | System for eliminating headwaves in a tomographic process |
| US6196350B1 (en) | 1999-10-06 | 2001-03-06 | Tomoseis Corporation | Apparatus and method for attenuating tube waves in a borehole |
| US6193010B1 (en) | 1999-10-06 | 2001-02-27 | Tomoseis Corporation | System for generating a seismic signal in a borehole |
| US6288372B1 (en) | 1999-11-03 | 2001-09-11 | Tyco Electronics Corporation | Electric cable having braidless polymeric ground plane providing fault detection |
| US6353706B1 (en) | 1999-11-18 | 2002-03-05 | Uentech International Corporation | Optimum oil-well casing heating |
| US6422318B1 (en) | 1999-12-17 | 2002-07-23 | Scioto County Regional Water District #1 | Horizontal well system |
| US6679332B2 (en) * | 2000-01-24 | 2004-01-20 | Shell Oil Company | Petroleum well having downhole sensors, communication and power |
| US7259688B2 (en) | 2000-01-24 | 2007-08-21 | Shell Oil Company | Wireless reservoir production control |
| US6715550B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | Controllable gas-lift well and valve |
| US6633236B2 (en) | 2000-01-24 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters |
| EP1190019A1 (en) * | 2000-02-16 | 2002-03-27 | Indian Oil Corporation Limited | A multi stage selective catalytic cracking process and a system for producing high yield of middle distillate products from heavy hydrocarbon feedstocks |
| 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 |
| 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 |
| US6357526B1 (en) * | 2000-03-16 | 2002-03-19 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Field upgrading of heavy oil and bitumen |
| US6485232B1 (en) | 2000-04-14 | 2002-11-26 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Low cost, self regulating heater 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 |
| GB0009662D0 (en) | 2000-04-20 | 2000-06-07 | Scotoil Group Plc | Gas and oil production |
| US20030085034A1 (en) | 2000-04-24 | 2003-05-08 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a coal formation to produce pyrolsis products |
| US6715546B2 (en) * | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ production of synthesis gas from a hydrocarbon containing formation through a heat source wellbore |
| US7011154B2 (en) * | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
| US6715548B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce nitrogen containing formation fluids |
| 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 |
| US6588504B2 (en) | 2000-04-24 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation to produce nitrogen and/or sulfur containing formation fluids |
| US6698515B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-03-02 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a relatively slow heating rate |
| US7096953B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-08-29 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a movable heating element |
| US6584406B1 (en) | 2000-06-15 | 2003-06-24 | Geo-X Systems, Ltd. | Downhole process control method utilizing seismic communication |
| GB2383633A (en) | 2000-06-29 | 2003-07-02 | Paulo S Tubel | Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors |
| FR2813209B1 (fr) | 2000-08-23 | 2002-11-29 | Inst Francais Du Petrole | Catalyseur bimetallique supporte comportant une forte interaction entre un metal du groupe viii et de l'etain et son utilisation dans un procede de reformage catalytique |
| US6585046B2 (en) | 2000-08-28 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Live well heater cable |
| US6541524B2 (en) * | 2000-11-08 | 2003-04-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for transporting Fischer-Tropsch products |
| US6412559B1 (en) | 2000-11-24 | 2002-07-02 | Alberta Research Council Inc. | Process for recovering methane and/or sequestering fluids |
| US20020110476A1 (en) | 2000-12-14 | 2002-08-15 | Maziasz Philip J. | Heat and corrosion resistant cast stainless steels with improved high temperature strength and ductility |
| US20020112987A1 (en) | 2000-12-15 | 2002-08-22 | Zhiguo Hou | Slurry hydroprocessing for heavy oil upgrading using supported slurry catalysts |
| US6649061B2 (en) * | 2000-12-28 | 2003-11-18 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Membrane process for separating sulfur compounds from FCC light naphtha |
| US20020112890A1 (en) | 2001-01-22 | 2002-08-22 | Wentworth Steven W. | Conduit pulling apparatus and method for use in horizontal drilling |
| US6827845B2 (en) * | 2001-02-08 | 2004-12-07 | Bp Corporation North America Inc. | Preparation of components for refinery blending of transportation fuels |
| US6872231B2 (en) * | 2001-02-08 | 2005-03-29 | Bp Corporation North America Inc. | Transportation fuels |
| US6821501B2 (en) | 2001-03-05 | 2004-11-23 | Shell Oil Company | Integrated flameless distributed combustion/steam reforming membrane reactor for hydrogen production and use thereof in zero emissions hybrid power system |
| US20020153141A1 (en) | 2001-04-19 | 2002-10-24 | Hartman Michael G. | Method for pumping fluids |
| 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 |
| AU2002303481A1 (en) | 2001-04-24 | 2002-11-05 | Shell Oil Company | In situ recovery from a relatively low permeability formation containing heavy hydrocarbons |
| 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 |
| US20030146002A1 (en) | 2001-04-24 | 2003-08-07 | Vinegar Harold J. | Removable heat sources for in situ thermal processing of an oil shale formation |
| JP2002338968A (ja) * | 2001-05-11 | 2002-11-27 | New Business Trading:Kk | オイルサンド油の回収方法 |
| CA2351272C (en) * | 2001-06-22 | 2009-09-15 | Petro Sep International Ltd. | Membrane-assisted fluid separation apparatus and method |
| US20030029617A1 (en) * | 2001-08-09 | 2003-02-13 | Anadarko Petroleum Company | Apparatus, method and system for single well solution-mining |
| EP1440136A1 (en) * | 2001-10-18 | 2004-07-28 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Continuous process to separate colour bodies and/or asphalthenic contaminants from a hydrocarbon mixture |
| US6846402B2 (en) * | 2001-10-19 | 2005-01-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Thermally stable jet prepared from highly paraffinic distillate fuel component and conventional distillate fuel component |
| US6969123B2 (en) | 2001-10-24 | 2005-11-29 | Shell Oil Company | Upgrading and mining of coal |
| 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 |
| US7104319B2 (en) * | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
| US7090013B2 (en) * | 2001-10-24 | 2006-08-15 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids |
| US7077199B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-07-18 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil reservoir 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 |
| 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 |
| US6759364B2 (en) | 2001-12-17 | 2004-07-06 | Shell Oil Company | Arsenic removal catalyst and method for making same |
| US6684948B1 (en) | 2002-01-15 | 2004-02-03 | Marshall T. Savage | Apparatus and method for heating subterranean formations using fuel cells |
| US6679326B2 (en) | 2002-01-15 | 2004-01-20 | Bohdan Zakiewicz | Pro-ecological mining system |
| WO2003062590A1 (en) * | 2002-01-22 | 2003-07-31 | Presssol Ltd. | Two string drilling system using coil tubing |
| US6958195B2 (en) | 2002-02-19 | 2005-10-25 | Utc Fuel Cells, Llc | Steam generator for a PEM fuel cell power plant |
| US6818333B2 (en) * | 2002-06-03 | 2004-11-16 | Institut Francais Du Petrole | Thin zeolite membrane, its preparation and its use in separation |
| US6709573B2 (en) * | 2002-07-12 | 2004-03-23 | Anthon L. Smith | Process for the recovery of hydrocarbon fractions from hydrocarbonaceous solids |
| 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 |
| US6942032B2 (en) | 2002-11-06 | 2005-09-13 | Thomas A. La Rovere | Resistive down hole heating tool |
| AR041930A1 (es) * | 2002-11-13 | 2005-06-01 | Shell Int Research | Composiciones de combustible diesel |
| US7048051B2 (en) * | 2003-02-03 | 2006-05-23 | Gen Syn Fuels | Recovery of products from oil shale |
| FR2853904B1 (fr) * | 2003-04-15 | 2007-11-16 | Air Liquide | Procede de production de liquides hydrocarbones mettant en oeuvre un procede fischer-tropsch |
| NZ567052A (en) | 2003-04-24 | 2009-11-27 | Shell Int Research | Thermal process for subsurface formations |
| US6951250B2 (en) * | 2003-05-13 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods of using the same to isolate a subterranean zone from a disposal well |
| GB0312394D0 (en) * | 2003-05-30 | 2003-07-02 | Weir Westgarth Ltd | Filtration apparatus and method |
| 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 |
| US7306735B2 (en) * | 2003-09-12 | 2007-12-11 | General Electric Company | Process for the removal of contaminants from water |
| US7208647B2 (en) * | 2003-09-23 | 2007-04-24 | Synfuels International, Inc. | Process for the conversion of natural gas to reactive gaseous products comprising ethylene |
| US7114880B2 (en) * | 2003-09-26 | 2006-10-03 | Carter Jr Ernest E | Process for the excavation of buried waste |
| 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 |
| AU2004285085A1 (en) * | 2003-11-04 | 2005-05-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for upgrading a liquid hydrocarbon stream with a non-porous or nano-filtration membrane |
| US7282138B2 (en) | 2003-11-05 | 2007-10-16 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Multistage removal of heteroatoms and wax from distillate fuel |
| US7828958B2 (en) | 2003-12-19 | 2010-11-09 | Shell Oil Company | Systems and methods of producing a crude product |
| NL1027777C2 (nl) * | 2003-12-19 | 2006-08-22 | Shell Int Research | Systemen en werkwijzen voor het bereiden van een ruw product. |
| US7648625B2 (en) | 2003-12-19 | 2010-01-19 | Shell Oil Company | Systems, methods, and catalysts for producing a crude product |
| US7354507B2 (en) * | 2004-03-17 | 2008-04-08 | Conocophillips Company | Hydroprocessing methods and apparatus for use in the preparation of liquid hydrocarbons |
| ATE392536T1 (de) * | 2004-04-23 | 2008-05-15 | Shell Int Research | Verhinderung von verschorfungseffekten in bohrlöchern |
| FR2871167B1 (fr) * | 2004-06-04 | 2006-08-04 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'amelioration de coupes essences et de transformation en gazoles |
| WO2006020547A1 (en) | 2004-08-10 | 2006-02-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and apparatus for making a middle distillate product and lower olefins from a hydrocarbon feedstock |
| US7582203B2 (en) | 2004-08-10 | 2009-09-01 | Shell Oil Company | Hydrocarbon cracking process for converting gas oil preferentially to middle distillate and lower olefins |
| WO2006040307A1 (en) | 2004-10-11 | 2006-04-20 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for separating colour bodies and/or asphalthenic contaminants from a hydrocarbon mixture |
| US20060096920A1 (en) * | 2004-11-05 | 2006-05-11 | General Electric Company | System and method for conditioning water |
| US7601320B2 (en) | 2005-04-21 | 2009-10-13 | Shell Oil Company | System and methods for producing oil and/or gas |
| 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 |
| 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 |
| US7644993B2 (en) * | 2006-04-21 | 2010-01-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
| CN101595273B (zh) | 2006-10-13 | 2013-01-02 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位页岩油开发的优化的井布置 |
| WO2008048448A2 (en) | 2006-10-13 | 2008-04-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Heating an organic-rich rock formation in situ to produce products with improved properties |
| 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 |
| US8151877B2 (en) * | 2007-05-15 | 2012-04-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burner wells for in situ conversion of organic-rich rock formations |
| 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
- 2006-10-20 EP EP06826416A patent/EP1941127A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 EA EA200801151A patent/EA013253B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EP EP06836413A patent/EP1941125A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 NZ NZ567705A patent/NZ567705A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 NZ NZ567706A patent/NZ567706A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040971 patent/WO2007111642A2/en active Application Filing
- 2006-10-20 EA EA200801155A patent/EA013513B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EA EA200801154A patent/EA012941B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 KR KR1020137028764A patent/KR20140003620A/ko not_active Application Discontinuation
- 2006-10-20 AU AU2006306471A patent/AU2006306471B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 JP JP2008537808A patent/JP5570723B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 EA EA200801150A patent/EA014196B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 JP JP2008537803A patent/JP5214457B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 AT AT06836414T patent/ATE499428T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 US US11/584,801 patent/US8606091B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 US US11/584,429 patent/US7562706B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 JP JP2008537804A patent/JP5214458B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 CA CA2626970A patent/CA2626970C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 US US11/584,427 patent/US7559368B2/en active Active
- 2006-10-20 DE DE602006020314T patent/DE602006020314D1/de active Active
- 2006-10-20 CA CA2626905A patent/CA2626905C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040990 patent/WO2007050449A2/en active Application Filing
- 2006-10-20 EP EP06836414A patent/EP1941003B1/en not_active Not-in-force
- 2006-10-20 KR KR1020087012429A patent/KR20080064889A/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/041183 patent/WO2007050476A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 AU AU2006306414A patent/AU2006306414B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 KR KR1020087012317A patent/KR101348117B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 KR KR1020087012469A patent/KR101434232B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 AU AU2006306404A patent/AU2006306404B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040981 patent/WO2007050446A2/en active Application Filing
- 2006-10-20 EP EP06826428A patent/EP1941128A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 AU AU2006306475A patent/AU2006306475B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 JP JP2008537823A patent/JP5456318B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 JP JP2008537824A patent/JP5214459B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 US US11/585,302 patent/US7559367B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 US US11/584,817 patent/US7581589B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 JP JP2008537807A patent/JP5107928B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 NZ NZ567658A patent/NZ567658A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 CA CA2626965A patent/CA2626965C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 AU AU2006340864A patent/AU2006340864B9/en not_active Ceased
- 2006-10-20 EP EP06826326A patent/EP1941001A2/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 EA EA200801156A patent/EA014215B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 AU AU2006306476A patent/AU2006306476B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 US US11/584,816 patent/US20070131428A1/en not_active Abandoned
- 2006-10-20 KR KR1020087012448A patent/KR101434259B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 US US11/584,804 patent/US7556095B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 US US11/584,803 patent/US7591310B2/en active Active
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040980 patent/WO2007050445A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 EA EA200801153A patent/EA015618B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040991 patent/WO2007050450A2/en active Application Filing
- 2006-10-20 KR KR1020087012458A patent/KR101434248B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 CA CA2626962A patent/CA2626962C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 US US11/584,805 patent/US7556096B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 NZ NZ567656A patent/NZ567656A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 NZ NZ567657A patent/NZ567657A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 GB GB0806000A patent/GB2451311A/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 CA CA002626319A patent/CA2626319A1/en not_active Abandoned
- 2006-10-20 NZ NZ567255A patent/NZ567255A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 CA CA2626959A patent/CA2626959C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 EP EP06836450A patent/EP1941006A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/041122 patent/WO2007050469A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 EA EA200801152A patent/EA013579B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 KR KR1020087011678A patent/KR101434226B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 US US11/584,799 patent/US7549470B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 NZ NZ567415A patent/NZ567415A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 NZ NZ568140A patent/NZ568140A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 AU AU2006306411A patent/AU2006306411B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 NZ NZ567257A patent/NZ567257A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/041197 patent/WO2007050479A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 US US11/584,819 patent/US7584789B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 AU AU2006306412A patent/AU2006306412B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/041185 patent/WO2007050477A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 AU AU2006306472A patent/AU2006306472B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 JP JP2008537817A patent/JP5441412B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 KR KR1020087012435A patent/KR101359313B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 KR KR1020087012438A patent/KR20080059331A/ko active Application Filing
- 2006-10-20 CA CA2626972A patent/CA2626972C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 CA CA2626946A patent/CA2626946C/en active Active
- 2006-10-20 US US11/584,802 patent/US7635025B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 JP JP2008537822A patent/JP5441413B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 EP EP06826389A patent/EP1941126A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 CA CA2626969A patent/CA2626969C/en active Active
- 2006-10-20 EA EA200801157A patent/EA016412B9/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EP EP06826327A patent/EP1941002A2/en not_active Withdrawn
-
2008
- 2008-04-07 IL IL190657A patent/IL190657A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-07 IL IL190658A patent/IL190658A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190848A patent/IL190848A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190845A patent/IL190845A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190844A patent/IL190844A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190849A patent/IL190849A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190846A patent/IL190846A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190847A patent/IL190847A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-05-19 MA MA30939A patent/MA29955B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30949A patent/MA29965B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30944A patent/MA29960B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30938A patent/MA29954B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30940A patent/MA29956B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30943A patent/MA29959B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30941A patent/MA29957B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30937A patent/MA29953B1/fr unknown
-
2009
- 2009-06-30 US US12/495,307 patent/US20090301724A1/en not_active Abandoned
-
2010
- 2010-12-09 US US12/964,548 patent/US8151880B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0640678A2 (en) * | 1993-08-30 | 1995-03-01 | NIPPON OIL Co. Ltd. | Process for hydrotreating heavy hydrocarbon oil |
| CA2150205A1 (en) * | 1994-05-27 | 1995-11-28 | Junichi Kubo | Process for hydrotreating heavy hydrocarbon oil |
| US5824214A (en) * | 1995-07-11 | 1998-10-20 | Mobil Oil Corporation | Method for hydrotreating and upgrading heavy crude oil during production |
| US6306287B1 (en) * | 1998-10-14 | 2001-10-23 | Institut Francais Du Petrole | Process for hydrotreatment of a heavy hydrocarbon fraction using permutable reactors and introduction of a middle distillate |
| US20020170708A1 (en) * | 2000-04-24 | 2002-11-21 | Shell Oil Company | In situ production of synthesis gas from a hydrocarbon containing formation, the synthesis gas having a selected H2 to CO ratio |
| WO2002077124A2 (en) * | 2001-03-27 | 2002-10-03 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Integrated bitumen production and gas conversion |
| WO2005007776A1 (en) * | 2003-07-16 | 2005-01-27 | Statoil Asa | Method for production and upgrading of oil |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA013513B1 (ru) | Способ получения сырых продуктов с подземной термической переработкой in situ | |
| CN101316916B (zh) | 加氢处理液体物流以除去堵塞化合物的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |