EA014031B1 - Способ получения метана - Google Patents
Способ получения метана Download PDFInfo
- Publication number
- EA014031B1 EA014031B1 EA200702296A EA200702296A EA014031B1 EA 014031 B1 EA014031 B1 EA 014031B1 EA 200702296 A EA200702296 A EA 200702296A EA 200702296 A EA200702296 A EA 200702296A EA 014031 B1 EA014031 B1 EA 014031B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- gas stream
- hydrogen
- gas
- catalyst
- unit
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/08—Production of synthetic natural gas
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/04—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/17—Interconnecting two or more wells by fracturing or otherwise attacking the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
-
- H—ELECTRICITY
- H05—ELECTRIC TECHNIQUES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- H05B—ELECTRIC HEATING; ELECTRIC LIGHT SOURCES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; CIRCUIT ARRANGEMENTS FOR ELECTRIC LIGHT SOURCES, IN GENERAL
- H05B2214/00—Aspects relating to resistive heating, induction heating and heating using microwaves, covered by groups H05B3/00, H05B6/00
- H05B2214/03—Heating of hydrocarbons
Abstract
Изобретение предлагает способы получения метана, которые включают добычу пластового флюида из недр с помощью способа конверсии in situ и отделение пластового флюида с образованием жидкого потока и первого газового потока. Первый газовый поток включает в себя олефины. Первый газовый поток вводится в контакт с источником водорода в присутствии одного или более катализаторов, в результате чего получают второй газовый поток. Во время осуществления контактирования водяной пар, оксид углерода и/или водород могут либо присутствовать в системе, либо вводиться в первый поток. Второй газовый поток вводится в контакт с источником водорода в присутствии одного или более дополнительных катализаторов, в результате чего получают третий газовый поток, содержащий метан.
Description
(57) Изобретение предлагает способы получения метана, которые включают добычу пластового флюида из недр с помощью способа конверсии ίη δίΐιι и отделение пластового флюида с образованием жидкого потока и первого газового потока. Первый газовый поток включает в себя олефины. Первый газовый поток вводится в контакт с источником водорода в присутствии одного или более катализаторов, в результате чего получают второй газовый поток. Во время осуществления контактирования водяной пар, оксид углерода и/или водород могут либо присутствовать в системе, либо вводиться в первый поток. Второй газовый поток вводится в контакт с источником водорода в присутствии одного или более дополнительных катализаторов, в результате чего получают третий газовый поток, содержащий метан.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в целом относится к способам и системам для добычи водорода, метана и/или других продуктов из различных подземных пластов, таких как углеводородсодержащие пласты.
Уровень техники
Получаемые из подземных пластов углеводороды часто используют в качестве энергетических ресурсов, в качестве сырья и в качестве потребительских продуктов. Озабоченность по поводу истощения имеющихся углеводородных ресурсов и озабоченность по поводу общего снижения качества добываемых углеводородов привели к разработке способов более эффективной добычи, переработки и/или использования имеющихся углеводородных ресурсов. С целью извлечения углеводородных материалов из подземных пластов могут быть использованы процессы ίη 8Йи. Для облегчения извлечения углеводородного материала из подземного пласта может возникнуть необходимость изменения химических и/или физических свойств углеводородного материала в подземном пласте. Химические и физические изменения могут включать в себя реакции ίη δίΐιι. которые приводят к образованию удаляемых флюидов, изменениям состава, изменениям растворимости, изменениям плотности, фазовым изменениям и/или изменениям вязкости углеводородного материала в пласте. Флюид может быть (не ограничиваясь этим) газом, жидкостью, эмульсией, суспензией и/или потоком твердых частиц, обладающих характеристиками текучести, подобными характеристикам потока жидкости.
Пластовые флюиды, получаемые из подземных пластов с помощью способа конверсии ίη 8Йи, могут идти на продажу и/или перерабатываться в товарные продукты. Например, метан может добываться из углеводородсодержащего пласта и использоваться как топливо, либо же метан может идти на продажу или использоваться в качестве сырья для производства других химических продуктов. Пластовые флюиды, добываемые с помощью способа конверсии ίη кйи, могут обладать свойствами и/или составами, которые отличны от свойств и/или составов пластовых флюидов, добываемых с использованием традиционных способов добычи. Пластовые флюиды, получаемые из подземных пластов с помощью способа конверсии ίη 8Йи, могут не отвечать промышленным стандартам на транспортировку и/или на коммерческое применение. В связи с этим существует потребность в улучшенных способах и системах для обработки пластовых флюидов, получаемых из различных углеводородсодержащих пластов.
Сущность изобретения
Описанные в изобретении в общем виде варианты осуществления относятся к системам и способам добычи метана и/или трубопроводного газа.
В некоторых вариантах осуществления изобретение предлагает способ производства метана, включающий добычу пластового флюида из недр с помощью способа конверсии ίη кйи; разделение пластового флюида с образованием жидкого потока и первого газового потока, где первый газовый поток включает в себя олефины; осуществление контактирования с источником водорода, по меньшей мере, олефинов в первом газовом потоке в присутствии одного или более катализаторов и водяного пара с образованием второго газового потока; осуществление контактирования второго газового потока с источником водорода в присутствии одного или более дополнительных катализаторов с образованием третьего газового потока, где третий газовый поток включает метан.
В некоторых вариантах осуществления изобретение предлагает также способ производства метана, включающий добычу пластового флюида из недр с помощью способа конверсии ίη δίΐιι; разделение пластового флюида с образованием жидкого потока и первого газового потока, где первый газовый поток включает в себя оксид углерода, олефины и водород; осуществление контактирования первого газового потока с источником водорода в присутствии одного или более катализаторов с образованием второй газовой смеси, где вторая газовая смесь включает метан и где источник водорода включает водород, содержащийся в первом газовом потоке.
В некоторых вариантах осуществления изобретение предлагает также способ производства метана, включающий добычу пластового флюида из недр земли с помощью способа конверсии ίη δίΐιι; разделение пластового флюида с образованием жидкого потока и первого газового потока, где первый газовый поток включает в себя оксид углерода, водород и углеводороды с углеродным числом, равным по меньшей мере 2, где углеводороды с углеродным числом, равным по меньшей мере 2, включают в себя парафины и олефины; осуществление контактирования первого газового потока с водородом в присутствии одного или более катализаторов и диоксида углерода с образованием второго газового потока, причем этот второй газовый поток включает метан и парафины, а источник водорода включает в себя водород, присутствующий в первом газовом потоке.
Краткое описание чертежей
Преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными специалистам в данной области благодаря приведенному ниже детальному описанию со ссылками на прилагаемые чертежи, в которых фиг. 1 - схематический вид одного из вариантов осуществления части системы конверсии ίη δίΐιι для обработки углеводородсодержащего пласта;
фиг. 2 - схематическое представление одного из вариантов осуществления системы для производства трубопроводного газа;
фиг. 3 - схематическое представление одного из вариантов осуществления системы для производст
- 1 014031 ва трубопроводного газа;
фиг. 4 - схематическое представление одного из вариантов осуществления системы для производства трубопроводного газа;
фиг. 5 - схематическое представление одного из вариантов осуществления системы для производства трубопроводного газа;
фиг. 6 - схематическое представление одного из вариантов осуществления системы для производства трубопроводного газа.
Хотя изобретение может подвергаться различного рода модифицированию и иметь альтернативные формы, на чертежах в качестве примеров показаны конкретные варианты осуществления изобретения, которые могут быть описаны в патенте детально. Чертежи не обязательно выполнены в масштабе. Следует, однако, иметь в виду, что чертежи и их детальное описание не предполагают ограничения изобретения конкретными раскрытыми формами, но, напротив, предполагается охват всех модификаций, эквивалентов и альтернатив в рамках сущности и объема настоящего изобретения, определенных прилагаемой формулой изобретения.
Осуществление изобретения
Приведенное ниже описание относится в целом к системам и способам для обработки пластового флюида, добываемого из углеводородсодержащего пласта с использованием способа конверсии ίη δίΐιι. Углеводородсодержащие пласты могут подвергаться обработке с целью получения углеводородных продуктов, водорода, метана и других продуктов.
Углеводороды обычно определяются как молекулы, образованные главным образом атомами углерода и водорода. Углеводороды могут также включать в себя другие элементы, такие как (не ограничиваясь ими) галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или серу. Углеводородами могут быть (не ограничиваясь этим) кероген, битум, пиробитум, масла, природные минеральные воски и асфальтиты. Углеводороды могут находиться в земле в минеральных матрицах или вблизи от них. Матрицами могут быть (не ограничиваясь этим) осадочная горная порода, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды. Углеводородными флюидами являются флюиды, которые включают в себя углеводороды. Углеводородные флюиды могут включать в себя или захватывать неуглеводородные флюиды, такие как водород, азот, оксид углерода, диоксид углерода, сероводород, вода и аммиак, или быть захваченными этими флюидами.
Пласт включает в себя один или более углеводородсодержащих слоев, один или более неуглеводородных слоев, покрывающий слой и/или основание пласта. Покрывающий слой и/или основание пласта включают в себя один или более различных типов непроницаемых материалов. Например, покрывающий слой и/или основание пласта могут содержать скальную породу, сланцы, аргиллит и/или влажный/плотный карбонат. В некоторых вариантах осуществления способов конверсии ίη δίΐιι покрывающий слой и/или основание пласта могут включать углеводородсодержащий слой или углеводородсодержащие слои, которые являются относительно непроницаемыми и которые не подвергаются нагреву при проведении конверсии ίη δίΐιι. приводящему к значительным характеристическим изменениям углеводородсодержащих слоев покрывающего слоя и/или основания пласта. Основание пласта может, например, содержать сланцы или аргиллит, но в процессе конверсии ίη δίΐιι не допускается нагрев основания пласта до температур пиролиза. В некоторых случаях покрывающий слой и/или основание пласта могут быть до известной степени проницаемыми.
Флюидами пласта называют находящиеся в пласте текучие среды, в числе которых могут быть пиролизные флюиды, синтез-газ, подвижный углеводород и вода (водяной пар). В число пластовых флюидов могут входить как углеводородные, так и неуглеводородные флюиды. Выражение мобилизированный флюид относится к флюидам в углеводородсодержащем пласте, которые приобретают способность течь в результате тепловой обработки пласта. Добытыми флюидами называют пластовые флюиды, которые выведены из пласта.
Способом конверсии ίη Щи называют способ нагрева углеводородсодержащего пласта от тепловых источников с целью подъема температуры по меньшей мере части пласта выше температуры пиролиза, в результате чего в пласте образуется пиролизный флюид.
Углеродное число подразумевает число атомов углерода в молекуле. Углеводородный флюид может содержать различные углеводороды с разными углеродными числами. Углеводородный флюид может быть описан распределением углеродного числа. Углеродные числа и/или распределения углеродного числа могут быть определены с помощью распределения истинных температур кипения и/или с помощью газожидкостной хроматографии.
Тепловым источником является любая система, обеспечивающая теплом по меньшей мере часть пласта в основном путем теплопроводимости и/или радиационного теплопереноса. В число тепловых источников могут, например, входить электронагреватели, такие как изолированный проводник, удлиненный элемент и/или проводник, находящийся в трубопроводе. Тепловой источник может также включать системы, генерирующие тепло за счет сжигания топлива вне или внутри пласта. Этими системами могут быть горелки, расположенные вне скважины, скважинные газовые горелки, беспламенные распределенные топочные камеры и естественные распределенные топочные камеры. В некоторых вариантах
- 2 014031 осуществления тепло, создаваемое или генерируемое в одном или более тепловых источниках, может подаваться другими источниками энергии. Эти другие источники энергии могут либо непосредственно нагревать пласт, либо передавать энергию переносящей среде, которая непосредственно или опосредованно нагревает пласт. Само собой разумеется, что один или более тепловых источников, которые подают тепло в пласт, могут быть разными источниками энергии. Так, например, для данного пласта некоторые тепловые источники могут подавать тепло от резистивных электронагревателей, некоторые тепловые источники могут подавать тепло за счет сгорания, а некоторые тепловые источники могут подавать тепло от одного или более других источников энергии (например, тепло химических реакций, солнечную энергию, энергию ветра, биомассы или других источников возобновляемой энергии). Химической реакцией может быть экзотермическая химическая реакция (например, реакция окисления). В число тепловых источников может также входить нагреватель, подающий тепло в зону вблизи и/или окружающую место нагрева, такой как нагревательная скважина.
Нагревателем является любая система или тепловой источник для генерирования тепла в скважине или вблизи области ствола скважины. Нагревателями могут быть (не ограничиваясь ими) электронагреватели, горелки, топочные камеры, которые реагируют с материалом в пласте или материалом, полученным из пласта, и/или с их комбинацией.
Выражение ствол скважины обозначает отверстие в пласте, выполненное с помощью бурения или введения трубопровода в пласт. Ствол скважины может иметь, по существу, круглое поперечное сечение или какую-либо другую форму поперечного сечения. В рамках представлений настоящего изобретения выражения скважина и отверстие в случае их применения к отверстию в пласте могут использоваться на основе взаимозаменяемости с выражением ствол скважины.
Пиролиз означает разрыв химических связей, обусловленный применением тепла. Например, пиролиз может включать в себя превращение какого-либо соединения в одно или более других веществ только за счет тепла. Тепло может передаваться к какому-либо участку пласта, инициируя в нем пиролиз. В некоторых пластах части пласта и/или другие материалы в пласте могут усиливать пиролиз благодаря своей каталитической активности.
Пиролизными флюидами или продуктами пиролиза называют флюиды, образующиеся главным образом при пиролизе углеводородов. Флюид, образовавшийся в результате реакций пиролиза, может смешиваться с другими флюидами в пласте. Смесь будет рассматриваться как пиролизный флюид или пиролизный продукт. В рамках представлений настоящего изобретения зоной пиролиза называется объем пласта (например, достаточно проницаемого пласта, такого как битуминозно-песчаный пласт), который подвергается реакции или реагирует с образованием пиролизного флюида.
Крекингом называют процесс, в котором происходит разложение и молекулярная рекомбинация органических соединений с образованием большего числа молекул, чем имелось вначале. При крекинге протекает ряд реакций, сопровождающихся переносом атома водорода между молекулами. Например, лигроин может подвергаться реакции термического крекинга с образованием этена и Н2.
Конденсируемыми углеводородами являются углеводороды, которые конденсируются при 25°С и одной атмосфере абсолютного давления. Конденсируемые углеводороды могут включать в себя смесь углеводородов с углеродными числами более 4. Неконденсируемыми углеводородами являются углеводороды, которые не конденсируются при 25°С и одной атмосфере абсолютного давления. Неконденсируемые углеводороды могут включать в себя углеводороды с углеродными числами менее 5.
Олефинами называют молекулы, которые включают ненасыщенные углеводороды, имеющие одну или более неароматических двойных связей углерод-углерод.
Плотностью ΑΡΙ называют плотность (в градусах Американского нефтяного института) при 15,5°С (60° Р). Плотность ΑΡΙ определяют с помощью метода ΑδΤΜ Ό6822.
Периодической таблицей называют Периодическую таблицу в том виде, как она определена Международным союзом по чистой и прикладной химии (ШРАС) в октябре 2005 г.
Металлом группы X или металлами группы X называют один или более металлов группы X Периодической таблицы и/или одно или более соединений одного или более металлов группы X Периодической таблицы, где X соответствует номеру группы (например, от 1 до 12) Периодической таблицы. Например, металлы группы 6 относится к металлам группы 6 Периодической таблицы и/или к соединениям одного или более металлов из группы 6 Периодической таблицы.
Элементом группы X или элементами группами X называют один или более элементов группы X Периодической таблицы и/или одно или более соединений одного или более элементов группы X Периодической таблицы, где X соответствует номеру группы (например, от 13 до 18) Периодической таблицы. Например, элементы группы 15 относится к элементам из группы 15 Периодической таблицы и/или к соединениям одного или более элементов из группы 15 Периодической таблицы.
В рамках настоящего изобретения вес металла из Периодической таблицы, вес соединения металла из Периодической таблицы, вес элемента из Периодической таблицы или вес соединения элемента из Периодической таблицы рассчитываются как вес металла или вес элемента. Например, если используют 0,1 г МоО3 на 1 г катализатора, рассчитанный вес металлического молибдена в катализаторе составит 0,067 г на 1 г катализатора.
- 3 014031
На фиг. 1 показан схематический вид одного из вариантов осуществления части системы конверсии ίη 8Йи для обработки углеводородсодержащего пласта. Система конверсии ίη δίΐιι может включать в себя барьерные скважины 208. Барьерные скважины используются для создания барьера вокруг обрабатываемого участка. Барьер препятствует потоку флюидов к обрабатываемому участку и/или из него. Барьерными скважинами могут быть (но не ограничиваются ими) обезвоживающие скважины, вакуумные скважины, захватывающие скважины, нагнетающие скважины, растворные скважины, замораживающие скважины или их комбинации. В некоторых вариантах осуществления барьерные скважины 208 являются обезвоживающими скважинами. Обезвоживающие скважины могут удалять воду и/или препятствовать потоку воды, входящей из пласта, которая должна быть нагрета, или из пласта, который нагрет. В варианте осуществления, изображенном на фиг. 1, показаны барьерные скважины 208, проходящие лишь вдоль одной стороны тепловых источников 210, но, как правило, барьерные скважины окружают все используемые или планируемые быть использованными тепловые источники 210 с целью нагрева обрабатываемого участка пласта.
Тепловые источники 210 помещают по меньшей мере в части пласта. Тепловыми источниками 210 могут быть нагреватели, такие как изолированные проводники, проводники в проводящих нагревателях, горелки на поверхности, беспламенные распределенные топочные камеры и/или естественные распределенные топочные камеры. Тепловыми источниками 210 могут быть и другие типы нагревателей. Тепловые источники 210 подают тепло для нагрева углеводородов в пласте по меньшей мере к части пласта. Углеводороды в пласте могут подвергнуться пиролизу для образования пластового флюида. Энергия может подводиться к тепловым источникам 210 по подводящим линиям 212. Подводящие линии 212 могут быть структурно различными в зависимости от типа теплового источника или тепловых источников, используемых для нагревания пласта. Подводящие линии 212 для тепловых источников могут пропускать электричество для электронагревателей, могут транспортировать топливо для комбустеров, либо же могут транспортировать циркулирующую в пласте теплообменивающую текучую среду.
Эксплуатационные скважины 214 применяют для вывода из пласта пластового флюида. В некоторых вариантах осуществления эксплуатационные скважины 214 могут иметь один или более тепловых источников. Тепловой источник в эксплуатационной скважине может нагревать одну или более частей пласта, прилегающей к эксплуатационной скважине или рядом с ней. Тепловой источник в эксплуатационной скважине может препятствовать конденсации и возврату в пласт выведенного из пласта пластового флюида.
Добываемый из эксплуатационных скважин 214 пластовый флюид может транспортироваться по собирающему трубопроводу 216 к обрабатывающим устройствам 218. Пластовые флюиды могут также добываться из тепловых источников 210. Флюид может, например, добываться из тепловых источников 210 с целью регулирования давления в пласте, примыкающем к тепловым источникам. Флюид, добываемый из тепловых источников 210, может транспортироваться через насосно-компрессорную трубу или систему трубопроводов к собирающему трубопроводу 216, либо же добываемый флюид может транспортироваться через насосно-компрессорную трубу или систему трубопроводов непосредственно к обрабатывающим устройствам 218. В число обрабатывающих устройств 218 могут входить разделительные установки, реакторные установки, облагораживающие установки, топливные элементы, турбины, емкости для хранения и/или другие системы и установки для переработки добытых пластовых флюидов. Перерабатывающие устройства могут производить транспортное топливо по меньшей мере из части добываемых из пласта углеводородов.
В некоторых вариантах осуществления пластовый флюид, добываемый в процессе конверсии ίη δίΐιι. направляется в сепаратор для разделения пластового флюида на один или более жидких потоков процесса конверсии ίη δίΐιι и/или на один или более газообразных потоков процесса конверсии ίη δίΐιι. Жидкие потоки и газообразные потоки могут затем обрабатываться с получением целевых продуктов.
В некоторых вариантах осуществления газ процесса конверсии ίη δίΐιι обрабатывают на участке пласта, получая водород. Процессами обработки, позволяющими производить водород из газа процесса конверсии ίη 8Йи, могут быть риформинг метана с водяным паром, автотермический риформинг и/или риформинг с частичным окислением.
Весь или по меньшей мере часть газового потока может быть обработана с получением газа, который соответствует техническим условиям природного трубопроводного газа. На фиг. 2-6 дается схематическое представление вариантов осуществления систем для производства трубопроводного газа из газообразного потока процесса конверсии ίη зйи.
Как показано на фиг. 2, пластовый флюид 220 поступает на газожидкостную разделительную установку 222 и разделяется на жидкий поток 224 процесса конверсии ίη 8Йи, газ 226 процесса конверсии ίη 8Йи и водный поток 228. Газ 226 процесса конверсии ίη δίΐιι поступает на установку 230. На установке 230 в результате обработки газа 226 процесса конверсии ίη зйи удаляются соединения серы, диоксид углерода и получают газовый поток 232. Установка 230 может включать в себя систему физической обработки и/или систему химической обработки. Система физической обработки включает в себя (но не ограничивается этим) мембранный блок, адсорбционный блок с переменным давлением, жидкостной абсорбционный блок и/или криогенный блок. Система химической обработки может включать в себя блоки с при
- 4 014031 менением аминов (например, диэтаноламина или диизопропаноламина), оксида цинка, сульфолана, воды или их смесей. В некоторых вариантах осуществления для удаления соединений серы на установке 230 применяется способ обработки газа с помощью Сульфинола. Диоксид углерода может удаляться с помощью способа обработки газа с помощью Са1аеатЬ® (Са1аеатЬ, Оверлэнд Парк, Канзас, США) и/или ВепйеИ (ЛОР, Дэс Плэйнс, Иллинойс, США).
Газовый поток 232 может содержать (но не ограничиваясь этим) водород, диоксид углерода, метан и углеводороды, имеющие углеродное число, равное по меньшей мере 2, или их смеси. В некоторых вариантах осуществления газовый поток 232 включает азот и/или редкие газы, такие как аргон или гелий. В некоторых вариантах осуществления газовый поток 232 содержит от 0,0001 до 0,1, от 0,001 до 0,05 или от 0,01 до 0,03 г водорода на 1 г газообразного потока. В некоторых вариантах осуществления газовый поток 232 содержит от 0,01 до 0,6, от 0,1 до 0,5 или от 0,2 до 0,4 г метана на 1 г газообразного потока.
В некоторых вариантах осуществления газовый поток 232 содержит от 0,00001 до 0,01, от 0,0005 до 0,005 или от 0,0001 до 0,001 г оксида углерода на 1 г газообразного потока. В некоторых вариантах осуществления газовый поток 232 включает следовые количества диоксида углерода.
В некоторых вариантах осуществления газовый поток 232 может содержать от 0,0001 до 0,5, от 0,001 до 0,2 или от 0,01 до 0,1 г углеводородов, имеющих углеродное число, равное по меньшей мере 2, на 1 г газообразного потока. Углеводороды, имеющие углеродное число, равное по меньшей мере 2, содержат парафины и олефины. Парафины и олефины включают (но не ограничиваются этим) этан, этилен, ацетилен, пропан, пропилен, бутаны, бутилены или их смеси. В некоторых вариантах осуществления углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2 включают от 0,0001 до 0,5, от 0,001 до 0,2 или от 0,01 до 0,1 г смеси этилена, этана и пропилена. В некоторых вариантах осуществления углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2 включают следовые количества углеводородов, имеющих углеродное число, равное по меньшей мере 4.
Трубопроводный газ (например, природный газ) после очистки для удаления сероводорода включает метан, этан, пропан, бутан, диоксид углерода, кислород, азот и небольшие количества редких газов. Как правило, очищенный природный газ включает (в 1 г природного газа) от 0,7 до 0,98 г метана; от 0,0001 до 0,2 или от 0,001 до 0,05 г смеси этана, пропана и бутана; от 0,0001 до 0,8 или от 0,001 до 0,02 г диоксида углерода; от 0,00001 до 0,02 или от 0,0001 до 0,002 г кислорода; следовые количества редких газов и остальное - азот. Такой очищенный природный газ обладает теплосодержанием от 40 до 50 МДж/нм3.
Поскольку газовый поток 232 отличается по составу от очищенного природного газа, газовый поток 232 может и не соответствовать требованиям для трубопроводного газа. Выделения, образующиеся при горении газового потока 232, могут быть неприемлемыми и/или не соответствовать нормативным требованиям для использования этого газового потока в качестве топлива. Газовый поток 232 может включать компоненты или количества компонентов, которые делают газовый поток нежелательным для использования в качестве сырьевого потока для получения дополнительных продуктов.
В некоторых вариантах осуществления углеводороды, имеющие углеродное число, равное по меньшей мере 2, выделяют из газового потока 232. Эти углеводороды могут быть выделены с использованием криогенных способов, адсорбционных способов и/или мембранных способов. Удаление углеводородов с углеродным числом более чем 2 из газового потока 232 может облегчить и/или углубить дальнейшую переработку газового потока.
Технологические установки, как описывается в патенте, могут эксплуатироваться при следующих температурах, давлениях, скоростях потоков источников водорода и скоростях газообразных потоков либо же они могут эксплуатироваться в соответствии с другими известными в уровне техники способами. Температура может быть в пределах от 50 до 600, от 100 до 500 или от 200 до 400°С. Давление может быть в пределах от 0,1 до 20, от 1 до 12, от 4 до 10 или от 6 до 8 МПа. Скорость газовых потоков через описанные в изобретении блоки может быть в пределах от 5 до 15000 т/сутки. В некоторых вариантах осуществления скорость газовых потоков через описанные в изобретении установки может быть в пределах от 10 до 10000 или от 15 до 5000 т/сутки. В некоторых вариантах осуществления часовой объем перерабатываемого газа составляет от 5000 до 25000 объемов катализатора на одной или более перерабатывающих установках.
Как показано на фиг. 2, газовый поток 232 и источник водорода 234 поступают на установку гидрогенизации 236. Источником водорода может быть (но не ограничиваясь этим) газообразный водород, углеводороды и/или любое соединение, способное отдавать атом водорода. В некоторых вариантах осуществления источник водорода 234 перед поступлением на установку гидрогенизации 236 смешивается с газовым потоком 232. В некоторых вариантах осуществления источником водорода является водород и/или углеводороды, содержащиеся в газовом потоке 232. На установке гидрогенизации 236 в результате контактирования газового потока 232 с источником водорода 234 в присутствии одного или более катализаторов осуществляется гидрогенизация ненасыщенных углеводородов в газовом потоке 232 и образуется газовый поток 238. Газовый поток 238 может включать водород и насыщенные углеводороды, такие как метан, этан и пропан. Установка гидрогенизации 236 может включать в себя улавливающую емкость. Улавливающая емкость удаляет из потока газового продукта все тяжелые побочные продукты 240.
- 5 014031
Газовый поток 238 выходит с установки 236 гидрогенизации и поступает на блок 242 отделения водорода. Блок 242 отделения водорода является любой подходящей установкой, способной отделять водород от входящего газового потока. Блок 242 отделения водорода может представлять собой мембранный блок, адсорбционный блок с переменным давлением, жидкостной абсорбционный блок и/или криогенный блок. В некоторых вариантах осуществления блок 242 отделения водорода является мембранным блоком. Блок 242 отделения водорода может включать в себя мембраны ΡΚ.Ι8Μ®, поставляемые фирмой Λίτ Ртобиск апб Сйетюак, 1пс (Аллентаун, Пенсильвания, США). Блок мембранного разделения может эксплуатироваться при температуре в пределах от 50 до 80°С (например, при температуре 66°С). В блоке 242 отделения водорода отделение водорода от газового потока 238 дает обогащенный водородом поток 244 и газовый поток 246. Обогащенный водородом поток 244 может быть использован в других процессах или же в некоторых вариантах осуществления в качестве источника водорода для установки гидрогенизации 236.
В некоторых вариантах осуществления блок 242 отделения водорода является криогенным блоком. Когда блок 242 отделения водорода является криогенным блоком, газовый поток 238 может разделяться на обогащенный водородом поток, обогащенный метаном поток и/или газовый поток, который содержит компоненты, имеющие температуру кипения выше или равную температуре кипения этана.
В некоторых вариантах осуществления содержание водорода в газовом потоке 246 является приемлемым и дополнительного отделения водорода из газового потока 246 не требуется. Когда содержание водорода в газовом потоке 246 является приемлемым, газовый поток может быть пригодным для использования в качестве трубопроводного газа.
Может оказаться желательным дополнительное отделение водорода из газового потока 246. В некоторых вариантах осуществления водород отделяют из газового потока 246 с использованием какой-либо мембраны. Один из примеров мембраны для отделения водорода описан в патенте США № 6821501 (Ма1хакок е! а1.).
В некоторых вариантах осуществления способ удаления водорода из газового потока 246 включает в себя превращение водорода в воду. Газовый поток 246 выходит из блока 242 отделения водорода и поступает на установку окисления 248, как показано на фиг. 2. На установку окисления 248 поступает также источник кислорода 250. На установке окисления 248 в результате контактирования газового потока 246 с источником кислорода образуется газовый поток 252. Газовый поток 252 содержит образующуюся в результате окисления воду. Источником кислорода может быть (но не ограничиваясь этим) чистый кислород, воздух или воздух, обогащенный кислородом. Поскольку воздух или воздух, обогащенный кислородом, включает азот, может оказаться желательным контроль за количеством воздуха или обогащенного кислородом воздуха, направляемого на установку 248 окисления, с целью обеспечения того, чтобы газовый продукт удовлетворял техническим требованиям для трубопровода в отношении азота. В некоторых вариантах осуществления установка 248 окисления включает катализатор. В некоторых вариантах осуществления установка 248 окисления эксплуатируется при температуре в пределах от 50 до 500, от 100 до 400 или от 200 до 300°С.
Газовый поток 252 выходит с установки 248 окисления и поступает на блок 254 обезвоживания. В блоке 254 обезвоживания в результате отделения воды из газового потока 252 образуются трубопроводный газ 256 и вода 258. Блоком 254 обезвоживания может быть, например, установка по обезвоживанию гликоля со стандартной газогенераторной установки и/или молекулярные сита. В некоторых вариантах осуществления желательно изменение количества метана в трубопроводном газе, производимом в процессе конверсии ίη кйи. Количество метана в трубопроводном газе может быть повышено путем удаления компонентов и/или путем химического модифицирования компонентов в газе процесса конверсии ίη кйи.
На фиг. 3 дается схематическое представление одного из вариантов осуществления, целью которого является повышение количества метана в трубопроводном газе путем риформинга или метанирования газа, полученного способом конверсии ίη кйи.
Обработка газа, получаемого описанным в патенте способом конверсии ίη кйи, дает газовый поток 232. Газовый поток 232, источник 234 водорода и источник 260 водяного пара поступают на установку 262 риформинга. В некоторых вариантах осуществления перед вводом на установку 262 риформинга производят смешение газового потока 232, источника 234 водорода и/или источника 260 водяного пара. В некоторых вариантах осуществления газовый поток 232 содержит приемлемое количество источника водорода и благодаря этому не требуется дополнительного добавления источника водорода. На установке 262 риформинга в результате контактирования газового потока 232 с источником водорода 234 в присутствии одного или более катализаторов и источника 260 водяного пара образуется газовый поток 264. Катализаторы и рабочие параметры могут подбираться таким образом, чтобы свести к минимуму риформинг метана в газовом потоке 232. Газовый поток 264 содержит метан, оксид углерода, диоксид углерода и/или водород. Диоксид углерода в газовом потоке 264, по меньшей мере часть оксида углерода в газовом потоке 264 и по меньшей мере часть водорода в газовом потоке 264 образуются в результате превращения углеводородов с углеродным числом более 2 (например, этилена, этана или пропилена) в оксид углерода и водород. Метан в газовом потоке 264, по меньшей мере часть оксида углерода в газовом по
- 6 014031 токе 264 и по меньшей мере часть водорода в газовом потоке 264 имеют своим источником газовый поток 232 и источник 234 водорода.
Установка 262 риформинга может эксплуатироваться при температуре и давлении, которые указаны в изобретении, или же в других применяемых в уровне техники условиях. В некоторых вариантах осуществления установка 262 риформинга работает при температуре в пределах от 250 до 500°С. В некоторых вариантах осуществления на установке 262 риформинга применяют давление в пределах от 1 до 5 МПа.
Может оказаться желательным удаление избытка оксида углерода в газовом потоке 264 с целью соответствия, например, техническим условиям трубопроводов. Оксид углерода может удаляться из газового потока 264 с использованием процесса метанирования. Метанирование оксида углерода дает метан и воду. Газовый поток 264 выходит с установки 262 риформинга и поступает на установку 266 метилирования. На установке 266 метанирования в результате контактирования газового потока 264 с источником водорода в присутствии одного или более катализаторов образуется газовый поток 268. Источником водорода может быть водород и/или содержащиеся в газовом потоке 264 углеводороды. В некоторых вариантах осуществления на установку метанирования и/или в газовый поток подают дополнительное количество источника водорода. Газовый поток 268 может включать воду, диоксид углерода и метан.
Установка 266 метанирования может эксплуатироваться при температуре и давлении, которые указаны в заявке, или же в других применяемых в уровне техники условиях. В некоторых вариантах осуществления установка 266 метанирования работает при температуре в пределах от 260 до 320°С. В некоторых вариантах осуществления на установке 266 метанирования применяют давление в пределах от 1 до 5 МПа.
Диоксид углерода может отделяться из газового 268 в блоке 270 отделения диоксида углерода. В некоторых вариантах осуществления газовый поток 268 выходит с установки 266 метанирования и, пройдя через теплообменник, поступает в блок 270 отделения диоксида углерода. В некоторых вариантах осуществления для облегчения удаления диоксида углерода из газового потока 268 используют амины. Газовый поток 272 включает в некоторых вариантах осуществления до 0,1, до 0,08, до 0,06 или до 0,04 г диоксида углерода на 1 г газового потока. В некоторых вариантах осуществления газовый поток 272 практически не содержит диоксида углерода.
Газовый поток 272 выходит из блока 270 отделения диоксида углерода и поступает в блок 254 обезвоживания. В блоке 254 обезвоживания в результате отделения воды из газового потока 272 образуются трубопроводный газ 256 и вода 258.
На фиг. 4 дается схематическое представление одного из вариантов осуществления, целью которого является повышение количества метана в трубопроводном газе путем одновременной гидрогенизации и метанирования газа, полученного способом конверсии ίη δίΐιι. В результате гидрогенизации и метанирования оксида углерода и углеводородов с углеродным числом более 2 в газе, полученном способом конверсии ίη 8Йи, образуется метан. Одновременные гидрогенизация и метанирование на одной обрабатывающей установке могут препятствовать образованию примесей. Препятствование образованию примесей повышает выход метана из полученного способом конверсии ίη зйи газа. В некоторых вариантах осуществления содержание источника водорода в полученном способом конверсии ίη зйи газе является приемлемым и подача источника водорода извне не требуется.
Обработка описанного в патенте газа, получаемого способом конверсии ίη δίΐιι. дает газовый поток 232. Газовый поток 232 поступает на установку 276 гидрогенизации и метанирования. На установке 276 гидрогенизации и метанирования в результате контактирования газового потока 232 с источником водорода в присутствии катализатора или нескольких катализаторов образуется газовый поток 278. Источником водорода может быть водород и/или углеводороды в газовом потоке 232. В некоторых вариантах осуществления на установку 276 гидрогенизации и метанирования и/или в газовый поток 232 вводят дополнительное количество источника водорода. Газовый поток 278 может содержать метан, водород и, в некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере часть газового потока 232. В некоторых вариантах осуществления газовый поток 278 содержит от 0,05 до 1, от 0,8 до 0,99 или от 0,9 до 0,95 г метана в 1 г газового потока. Газовый поток 278 включает в 1 г газового потока до 0,1 г углеводородов, имеющих углеродное число по меньшей мере 2, и до 0,01 г оксида углерода. В некоторых вариантах осуществления газовый поток 278 содержит следовые количества оксида углерода и/или углеводородов с углеродным числом по меньшей мере 2.
Установка 276 гидрогенизации и метанирования может эксплуатироваться при температуре и давлении, которые указаны в патенте, или же в других применяемых в уровне техники условиях. В некоторых вариантах осуществления установка 276 гидрогенизации и метанирования работает при температуре в пределах от 200 до 350°С. В некоторых вариантах осуществления на установке 276 гидрогенизации и метанирования применяют давление в пределах от 2 до 12, от 4 до 10 или от 6 до 8 МПа. В некоторых вариантах осуществления давление на установке 276 гидрогенизации и метанирования составляет приблизительно 8 МПа.
Может оказаться желательным удаление водорода из газового потока 278. Удаление водорода из газового потока 278 позволит газовому потоку удовлетворять техническим условиям трубопроводов и/или
- 7 014031 требованиям к обращению с газом.
На фиг. 4 газовый поток 278 выходит с установки 276 метанирования и поступает на установку 280 доочистки. Поток диоксида углерода 282 также поступает в установку 280 доочистки или смешивается с газовым потоком 278 перед установкой доочистки. На установке 280 доочистки в результате контактирования газового потока 278 с потоком 282 диоксида углерода в присутствии одного или более катализаторов образуется газовый поток 284. Реакция водорода с оксидом углерода дает воду и метан. Газовый поток 284 может включать метан, воду и, в некоторых вариантах осуществления, по крайней мере часть газового потока 278. В некоторых вариантах осуществления установка 280 доочистки является частью установки 276 с подающей линией для диоксида углерода.
Установка 280 доочистки может эксплуатироваться при температуре и давлении, которые указаны в патенте, или же в других применяемых в уровне техники условиях. В некоторых вариантах осуществления установка 280 доочистки работает при температуре в пределах от 200 до 400°С. В некоторых вариантах осуществления на установке 280 доочистки применяют давление от 2 до 12, от 4 до 10 или от 6 до 8 МПа. В некоторых вариантах осуществления давление на установке 280 доочистки составляет приблизительно 8 МПа.
Газовый поток 284 поступает в блок 254 обезвоживания. В блоке 254 обезвоживания в результате отделения воды из газового потока 284 образуются трубопроводный газ 256 и вода 258.
На фиг. 5 дается схематическое представление одного из вариантов осуществления, целью которого является повышение количества метана в трубопроводном газе путем одновременной гидрогенизации и метанирования газа, полученного способом конверсии ίη δίΐιι. в присутствии избытка диоксида углерода и отделения этана и более тяжелых углеводородов. Водород, не использованный в процессе гидрогенизации-метанирования, может реагировать с диоксидом углерода с образованием воды и метана. Вода после этого может быть отделена от технологического пара. Одновременные гидрогенизация и метанирование в присутствии диоксида углерода на одной перерабатывающей установке может препятствовать образованию примесей.
Обработка газа, получаемого описанным в патенте способом конверсии ίη 8Йи, дает газовый поток 232. Газовый поток 232 и поток 282 диоксида углерода поступают на установку 286 гидрогенизации и метанирования. На установке 286 гидрогенизации и метанирования в результате контактирования газового потока 232 с источником водорода в присутствии одного или более катализаторов и диоксида углерода образуется газовый поток 288. Источником водорода может быть водород и/или углеводороды в газовом потоке 232. В некоторых вариантах осуществления источник водорода подают на установку 286 гидрогенизации и метанирования и/или вводят в газовый поток 232. С целью сведения к минимуму количества водорода в газовом потоке 288 может осуществляться контроль количества водорода на установке 286 гидрогенизации и метанирования и/или контролироваться расход диоксида углерода.
Газовый поток 288 может включать воду, водород, метан, этан и в некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть углеводородов с углеродным числом более 2 из газового потока 232. В некоторых вариантах осуществления газовый поток 288 содержит от 0,05 до 0,7 г, от 0,1 до 0,6 г или от 0,2 до 0,5 г метана на 1 г газового потока. Газовый поток 288 содержит от 0,0001 до 0,4 г, от 0,001 до 0,2 г или от 0,01 до 0,1 г этана на 1 г газового потока. В некоторых вариантах осуществления газовый поток 288 включает следовые количества оксида углерода и олефинов.
Установка 286 гидрогенизации и метанирования может эксплуатироваться при температуре и давлении, которые указаны в изобретении, или же в других применяемых в уровне техники условиях. В некоторых вариантах осуществления установка 286 гидрогенизации и метанирования работает при температуре в пределах от 60 до 350°С и давлении в пределах от 1 до 12, от 2 до 10 или от 4 до 8 МПа.
В некоторых вариантах осуществления желательно отделение этана от метана. Отделение может быть произведено с использованием мембранного и/или криогенного способа. В случае криогенных способов может потребоваться, чтобы уровень воды в газовых потоках составлял самое большее 1-10 вес.ч./млн.
Воду из газового потока 288 можно удалять с помощью общеизвестных способов удаления воды. Газовый поток 288 выходит с установки гидрогенизации и метанирования и, пройдя через теплообменник 290, поступает в блок 254 обезвоживания. В блоке 254 обезвоживания отделение воды из газового потока 288, как об этом говорилось выше, путем осуществления контактирования с поглощающим элементом и/или с молекулярными ситами, дает газовый поток 292 и воду 258. Газовый поток 292 может содержать воду в количестве до 100, до 5 или до 1 ч./млн. В некоторых вариантах осуществления содержание воды в газовом потоке 292 составляет от 0,01 до 10, от 0,05 до 5 или от 0,1 до 1 ч/млн.
Криогенный сепаратор 294 разделяет газовый поток 292 на трубопроводный газ 256 и углеводородный поток 296. Поток 256 трубопроводного газа включает метан и/или диоксид углерода. Углеводородный поток 296 включает этан и в некоторых вариантах осуществления остаточные углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2. В некоторых вариантах осуществления углеводороды, имеющие углеродное число по меньшей мере 2, могут быть разделены на этан и дополнительные углеводороды и/или направлены на другие технологические установки.
На фиг. 6 дается схематическое представление одного из вариантов осуществления, целью которого
- 8 014031 является повышение количества метана в трубопроводном газе путем одновременной гидрогенизации и метанирования газа, полученного способом конверсии ίη кйи, в присутствии избытка водорода. Использование избытка водорода в процессе гидрогенизации и метанирования может продлевать срок службы катализатора, регулировать скорости реакции и/или препятствовать образованию примесей.
Обработка газа, получаемого описанным в изобретении способом конверсии ίη δίΐιι. дает газовый поток 232. Газовый поток 232 и источник водорода 234 поступают на установку 298 гидрогенизации и метанирования. В некоторых вариантах осуществления к газовому потоку 232 добавляют источник водорода 234. На установке 298 гидрогенизации и метанирования в результате контактирования газового потока 232 с источником 234 водорода в присутствии одного или более катализаторов образуется газовый поток 300. В некоторых вариантах осуществления на установку 298 гидрогенизации и метанирования может подаваться диоксид углерода. Количество водорода на установке 298 гидрогенизации и метанирования может регулироваться с целью обеспечения избытка количества водорода, подаваемого на установку 298 гидрогенизации и метанирования.
Газовый поток 300 может включать воду, водород, метан, этан и в некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть углеводородов с углеродным числом более 2 из газового потока 232. В некоторых вариантах осуществления газовый поток 300 содержит от 0,05 до 0,9, от 0,1 до 0,6 или от 0,2 до 0,5 г метана на 1 г газового потока. Газовый поток 300 содержит от 0,0001 до 0,4, от 0,001 до 0,2 или от 0,01 до 0,1 г этана на 1 г газового потока. В некоторых вариантах осуществления газовый поток 300 включает оксид углерода и следовые количества олефинов.
Установка 298 гидрогенизации и метанирования может эксплуатироваться при температуре и давлении, которые указаны в патенте, или же в других применяемых в уровне техники условиях. В некоторых вариантах осуществления установка 298 гидрогенизации и метанирования работает при температуре в пределах от 60 до 400°С и парциальном давлении водорода в пределах от 1 до 12, от 2 до 8 или от 3 до 5 МПа. В некоторых вариантах осуществления парциальное давление водорода на установке 298 гидрогенизации и метанирования составляет приблизительно 4 МПа.
Газовый поток 300 поступает на газоразделительную установку 302. Газоразделительная установка 302 представляет собой любую подходящую установку или комбинацию установок, которые способны отделять водород и/или диоксид углерода из газового потока 300. Газоразделительной установкой может быть адсорбционный блок с переменным давлением, жидкостной абсорбционный блок и/или криогенный блок. В некоторых вариантах осуществления газовый поток 300 выходит с установки 298 гидрогенизации и метанирования и, пройдя через теплообменник, поступает на газоразделительную установку 302. На газоразделительной установке 302 отделение водорода из газового потока 300 дает газовый поток 304 и водородный поток 306. Водородный поток 306 может быть возвращен на установку 298 гидрогенизации и метанирования, смешан с газовым потоком 232 и/или смешан с источником 234 водорода перед установкой гидрогенизации и метанирования. В вариантах осуществления, в которых диоксид углерода добавлен в установку 298 гидрогенизации и метанирования, диоксид углерода отделяют от газового потока 304 в газоразделительной установке 302. Отделенный диоксид углерода может быть возвращен в установку гидрогенизации и метанирования, смешан с газовым потоком 232 перед установкой гидрогенизации и метанирования и/или смешан с потоком диоксида углерода, поступающего на установку гидрогенизации и метанирования.
Газовый поток 304 поступает в блок 254 обезвоживания. В блоке 254 обезвоживания отделение воды из газового потока 304 дает трубопроводный газ 256 и воду 258.
Следует понимать, что газовый поток 232 может обрабатываться с помощью комбинации одного или более способов, представленных на фиг. 2-6. Например, все или по меньшей мере часть газовых потоков с установки риформинга 262 (фиг. 3) могут быть обработаны на установках гидрогенизации и метанирования 276 (фиг. 4), 286 (фиг. 5) или 296 (фиг. 6). Весь или по меньшей мере часть газового потока, получаемого с установки 236 гидрогенизации, может поступать или объединяться с газовыми потоками, поступающими на установку 262 риформинга, установку 276 гидрогенизации и метанирования или на установку 286 гидрогенизации и метанирования. В некоторых вариантах осуществления газовый поток 232 может быть подвергнут гидрообработке и/или использован на других перерабатывающих установках.
Катализаторы, используемые для производства природного газа, соответствующего техническим условиям трубопроводов, могут быть цельнометаллическими катализаторами или катализаторами на носителе. Цельнометаллическими катализаторами могут быть металлы групп 6-10. Катализаторами на носителе могут быть металлы групп 6-10 на носителях. Металлами групп 6-10 могут быть (но не ограничиваясь ими) ванадий, хром, молибден, вольфрам, марганец, технеций, рений, железо, кобальт, никель, рутений, палладий, родий, осмий, иридий, платина или их смеси. Катализатор может иметь (на 1 г катализатора) содержание суммы металлов групп 6-10 по меньшей мере 0,0001, по меньшей мере 0,001, по меньшей мере 0,01 или в пределах 0,0001-0,6, 0,005-0,3, 0,001-0,1 или 0,01-0,08 г. В некоторых вариантах осуществления катализатор в дополнение к металлам групп 6-10 включает элемент группы 15. Примером элемента группы 15 является фосфор. Катализатор может иметь (на 1 г катализатора) содержание суммы элементов группы 15 в пределах 0,000001-0,1, 0,00001-0,06, 0,00005-0,03 или 0,0001-0,001 г. В некоторых
- 9 014031 вариантах осуществления катализатор содержит комбинацию металлов группы 6 с одним или более металлами групп 7-10. Мольное отношение металлов группы 6 к металлам групп 7-10 может быть в пределах от 0,1 до 20, от 1 до 10 или от 2 до 5. В некоторых вариантах осуществления в дополнение к комбинации металлов группы 6 с одним или более металлами групп 7-10 катализатор содержит элементы группы 15.
В некоторых вариантах осуществления катализатор образуют, инкорпорируя металлы групп 6-10 в или осаждая их на носитель. В некоторых вариантах осуществления катализатор получают инкорпорированием металлов групп 6-10 в сочетании с элементами группы 15 в или осаждением на носитель. В вариантах осуществления, в которых металлы и/или элементы наносят на носитель, вес катализатора включает в себя весь носитель, все металлы и все элементы. Носитель может быть пористым и может включать жаростойкие оксиды; оксиды тантала, ниобия, ванадия, скандия или лантанидных металлов; материалы на основе пористого углерода; цеолиты; или их комбинации. Жаростойкими оксидами могут быть (но не ограничиваясь ими) оксид алюминия, оксид кремния, оксид алюминия/оксид кремния, оксид титана, оксид циркония, оксид магния или их смеси. Носители могут быть получены от заводского производителя, такого как С.’В1/С.’п1епоп 1пс. (Хьюстон, Техас, США). Материалами на основе пористого углерода могут быть (но не ограничиваясь ими) активированный уголь и/или пористый графит. В число примеров цеолитов входят Υ-цеолиты, бета-цеолиты, цеолиты типа морденита, цеолиты Ζ8Μ-5 и ферриеритные цеолиты. Цеолиты могут быть получены от заводского производителя, такого как Ζοοίνδΐ (Валли-Фордж, Пенсильвания, США).
Катализаторы на носителе могут быть приготовлены с использованием известных методов получения катализаторов. Примеры получения катализаторов описаны в патентах США № 6218333 (СаЬпе1оу е! а1.), 6290841 (СаЬпе1оу е! а1.), 5744025 (Вооп е! а1.) и 6759364 (БЬап).
В некоторых вариантах осуществления катализатор образуют, пропитывая носитель металлом. В некоторых вариантах осуществления носитель перед пропитыванием металлом подвергают термообработке при температуре в пределах от 400 до 1200, от 450 до 1000 или от 600 до 900°С. В некоторых вариантах осуществления при приготовлении катализатора используют вспомогательные добавки для пропитывания. Примеры вспомогательных добавок для пропитывания включают лимоннокислый компонент, этилендиаминтетрауксусную кислоту (ЭДТА), аммиак или их смеси.
Металлы групп 6-10 и носитель могут быть смешены с помощью подходящего смесительного оборудования, в результате чего получают смесь металлов групп 6-10 с носителем. Примеры подходящего смесительного оборудования включают смесительные барабаны, стационарные чаши или лотки, смесители Мюллера (периодического или непрерывного типа), турбосмесители или какой-либо другой широко известный смеситель, или другое устройство, которое может обеспечить получение смеси металлов групп 6-10 с носителем. В некоторых вариантах осуществления материалы перемешивают до тех пор, пока металлы групп 6-10 не будут практически гомогенно диспергированы в носителе.
В некоторых вариантах осуществления после объединения носителя с металлом катализатор подвергается термообработке при температуре от 150 до 750, 200-740 или 400-730°С. В некоторых вариантах осуществления катализатор подвергается термообработке в присутствии горячего воздуха и/или воздуха, обогащенного кислородом, при температуре в пределах от 400 до 1000°С с целью удаления летучего материала и превращения по меньшей мере части металлов групп 6-10 в соответствующие оксиды металлов. В других вариантах осуществления предшественник катализатора нагревают в присутствии воздуха при температуре от 35 до 500°С в течение от 1 до 3 ч с целью удаления большинства летучих компонентов без превращения металлов групп 6-10 в соответствующие оксиды. Полученные таким методом катализаторы обычно называют непрокалёнными катализаторами. При получении катализаторов этим путем в сочетании с сульфидным методом активные металлы могут быть, по существу, диспергированы в носителе. Приготовление таких катализаторов описано в патентах США № 6218333 (СаЬпе1оу е! а1.) и 6290841 (СаЬпе1оу е! а1.).
В некоторых вариантах осуществления катализатор и/или предшественник катализатора сульфидируют, получая сульфиды металлов (перед применением), с использованием известных в технике способов (например, процесс АСТ1САТ™, СК1 1п!етпа!юпа1, 1пс. (Хьюстон, Техас, США)). В некоторых вариантах осуществления катализатор перед сульфидированием сушат. В альтернативном случае катализатор может быть сульфидирован ш Щи при контактировании с газовым потоком, включающим серосодержащие соединения. При сульфировании ш Щи может быть использован либо газообразный сероводород в присутствии водорода, либо жидкофазные сульфирующие агенты, такие как сероорганические соединения (включая алкилсульфиды, полисульфиды, тиолы и сульфоксиды). Способы сульфирования ех 41и описаны в патентах США № 5468372 (Зеашаик е! а1.) и 5688736 (Зеашапк е! а1.).
В некоторых вариантах осуществления первый тип катализатора (первый катализатор) включает в себя металлы групп 6-10 и носитель. Первый катализатор в некоторых вариантах осуществления является непрокалённым катализатором. В некоторых вариантах осуществления первый катализатор включает молибден и никель. В некоторых вариантах осуществления первый катализатор включает фосфор. В некоторых вариантах осуществления первый катализатор содержит металлы группы 9-10 на носителе. Металлом группы 9 может быть кобальт, а металлом группы 10 может быть никель. В некоторых вариантах
- 10 014031 осуществления первый катализатор содержит металлы групп 10-11. Металлом групп 10 может быть никель, а металлом группы 11 может быть медь.
Первый катализатор может способствовать гидрогенизации олефинов в алканы. В некоторых вариантах осуществления первый катализатор используют на установке гидрогенизации. Первый катализатор может содержать по меньшей мере 0,1, по меньшей мере 0,2 или по меньшей мере 0,3 г металлов групп 10 на 1 г носителя. В некоторых вариантах осуществления металлом группы 10 является никель. В определенных вариантах осуществления металлом группы 10 является палладий и/или смешанный сплав платины и палладия. Применение смешанного катализаторного сплава может усилить обработку газовых потоков серосодержащими соединениями. В некоторых вариантах осуществления первым катализатором является продажный катализатор. Примерами продажных первых катализаторов являются (но не ограничиваются ими) Стйетюп 424, ΌΝ-140, ΌΝ-200 и ΌΝ-3100, КЬ6566, КЬ6560, КЬ6562, КЬ7756, КЬ7762, КЬ7763, КЕ7731, С-624, С-654, их все поставляет СШ/Стйетюп 1пс.
В некоторых вариантах осуществления второй тип катализатора (второй катализатор) включает в себя металл группы 10 на носителе. Металлом группы 10 является платина и/или палладий. В некоторых вариантах осуществления катализатор содержит от 0,001 до 0,05 или от 0,01 до 0,02 г платины и/или палладия на 1 г катализатора. Второй катализатор может способствовать окислению водорода с образованием воды. В некоторых вариантах осуществления второй катализатор может применяться на установке окисления. В некоторых вариантах осуществления второй катализатор является продажным катализатором. Примером продажного второго катализатора является КЕ87748, поставляемый С’Ш/С’гйепоп 1пс.
В некоторых вариантах осуществления третий тип катализатора (третий катализатор) включает в себя металлы групп 6-10 на носителе. Металлом группы 9 может быть кобальт, а металлом группы 10 может быть никель. В некоторых вариантах осуществления содержание металлического никеля составляет от 0,1 до 0,3 г на 1 г катализатора. Носитель третьего катализатора может содержать оксид циркония. Третий катализатор может способствовать риформингу углеводородов с углеродным числом выше 2 до оксида углерода и водорода. Третий катализатор может применяться на установке риформинга. В некоторых вариантах осуществления третий катализатор является продажным катализатором. Примерами продажных третьих катализаторов являются (но не ограничиваясь ими) СК.С-РК. и/или СВС-ЬН, поставляемые 1ойи8оп Маййеу (Лондон, Англия).
В некоторых вариантах осуществления четвертый тип катализатора (четвертый катализатор) включает в себя металлы групп 6-10 на носителе. В некоторых вариантах осуществления четвертый катализатор содержит металлы групп 8 в сочетании с металлами группы 10 на носителе. Металлом группы 8 может быть рутений, а металлом группы 10 может быть никель, палладий, платина или их смеси. В некоторых воплощениях четвертый катализатор на носителе включает оксиды тантала, ниобия, ванадия, лантанидов, скандия или их смеси. Четвертый катализатор может быть использован для превращения оксида углерода и водорода в металл и воду. В некоторых вариантах осуществления четвертый катализатор применяют на установке метанирования. В некоторых вариантах осуществления четвертый катализатор является продажным катализатором. Примерами продажных четвертых катализаторов являются (но не ограничиваясь ими) КАТАЬКО® 11-4 и КАТАЬКО® 11-4В, поставляемые фирмой ,1о1ш5оп Маййеу.
В некоторых вариантах осуществления пятый тип катализатора (пятый катализатор) включает в себя металлы группы 6-10 на носителе. В некоторых вариантах осуществления пятый катализатор содержит металлы группы 10. Пятый катализатор может содержать от 0,1 до 0,99, от 0,3 до 0,9 или от 0,6 до 0,7 г металла группы 10 на 1 г пятого катализатора. В некоторых вариантах осуществления металлом группы 10 является никель. В некоторых вариантах осуществления катализатор, который содержит по меньшей мере 0,5 г никеля на 1 г пятого катализатора, повышает стабильность процесса гидрогенизации и метанирования. Пятый катализатор может способствовать превращению углеводородов и диоксида углерода в метан. Пятый катализатор может применяться на установках гидрогенизации и метанирования и/или на установках доочистки. В некоторых вариантах осуществления пятый катализатор является продажным катализатором. Примером продажного пятого катализатора является КЕ6524-Т, поставляемый СШ/Стйетюп 1пс.
Дополнительные модификации и альтернативные варианты осуществления различных аспектов изобретения могут представляться специалистам в данной области очевидными на основании приведенного описания. Соответственно этому настоящее описание следует воспринимать лишь как иллюстративное и целью его является показать специалистам в общем виде способ осуществления изобретения. Само собой разумеется, что показанные и описанные здесь формы изобретения следует рассматривать как, безусловно, предпочтительные варианты осуществления. Иллюстрируемые и описываемые в изобретении элементы и материалы могут заменяться другими элементами и материалами, детали и способы могут быть изменены, а некоторые признаки изобретения могут применяться независимо, как это могло бы стать очевидным специалисту, имеющему возможность ознакомиться с приведенным описанием изобретения. Изменения могут производиться в отношении описанных здесь элементов без изменения сущности и объема изобретения, описанных в приведенной ниже формуле изобретения. Следует, кроме того, иметь в виду, что описанные в патенте независимые признаки в некоторых вариантах осуществления могут быть объединены.
Claims (15)
1. Способ получения метана, включающий добычу пластового флюида из недр с помощью способа конверсии ш зйи;
разделение пластового флюида с образованием жидкого потока и первого газового потока, который содержит оксид углерода, олефины и водород; и осуществление контактирования олефинов первого газового потока с источником водорода в присутствии одного или более катализаторов с образованием второго газового потока, который содержит метан, где в качестве источника водорода используют водород, находящийся в первом газовом потоке.
2. Способ по п.1, в котором первый газовый поток дополнительно содержит этан.
3. Способ по любому из пп.1 или 2, в котором по меньшей мере один из катализаторов содержит 0,3 г никеля на 1 г катализатора.
4. Способ по любому из пп.1-3, дополнительно включающий очистку второго газового потока с получением газа трубопроводного качества.
5. Способ по п.1, в котором первый газовый поток содержит оксид углерода, водород и углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2, где углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2 включают в себя парафины и олефины; и контактирование олефинов первого газового потока с источником водорода осуществляют в присутствии одного или более катализаторов и диоксида углерода с образованием второго газового потока, который включает в себя метан и парафины.
6. Способ по п.5, в котором парафины содержат этан.
7. Способ по любому из пп.5 или 6, дополнительно включающий отделение метана от парафинов.
8. Способ по любому из пп.5-7, в котором по меньшей мере один из катализаторов содержит по меньшей мере 0,1 г никеля на 1 г катализатора.
9. Способ по любому из пп.5-8, в котором второй газовый поток содержит воду.
10. Способ по п.9, дополнительно включающий отделение воды от второго газового потока.
11. Способ по п.9, дополнительно включающий отделение воды от второго газового потока с получением третьего газового потока, который содержит воду в количестве от около 0,01 до около 10 ч./млн.
12. Способ по любому из пп.1-11, в котором по меньшей мере один из катализаторов содержит один или более металлов из групп 6-10 Периодической таблицы и/или одно или более соединений одного или более металлов из групп 6-10 Периодической таблицы.
13. Способ по любому из пп.1-12, в котором по меньшей мере один из катализаторов содержит никель.
14. Способ по любому из пп.1-13, в котором по меньшей мере один из катализаторов содержит оксид алюминия, оксид титана, оксид циркония или их смеси.
15. Способ по любому из пп.1-14, в котором олефины включают этилен и пропилен.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US67408105P | 2005-04-22 | 2005-04-22 | |
PCT/US2006/015286 WO2006116207A2 (en) | 2005-04-22 | 2006-04-24 | Treatment of gas from an in situ conversion process |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200702296A1 EA200702296A1 (ru) | 2008-04-28 |
EA014031B1 true EA014031B1 (ru) | 2010-08-30 |
Family
ID=36655240
Family Applications (12)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200702302A EA014258B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Нагреватель с ограничением температуры, содержащий неферромагнитный проводник |
EA200702306A EA012554B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Система нагрева подземного пласта с нагревателем, соединенным в трехфазное соединение звездой |
EA200702299A EA013555B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Нагреватели с ограничением температуры с изменяемыми по длине характеристиками |
EA200702300A EA012767B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Система и способ для нагрева углеводородсодержащего пласта |
EA200702304A EA012077B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Способы и системы для добычи флюида с использованием процесса конверсии in situ |
EA200702301A EA012901B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Низкотемпературные барьеры для использования с внутрипластовыми процессами |
EA200702303A EA014760B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Система и способ нагрева пласта |
EA200702297A EA012900B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Способы соединения подземных нагревателей под землей |
EA200702305A EA012171B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Двухбарьерная система для in situ процесса конверсии углеводородов |
EA200702307A EA011905B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Способ конверсии in situ с использованием нагревающей системы с замкнутым контуром |
EA200702298A EA011226B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Система низкотемпературного контроля для подземных барьеров |
EA200702296A EA014031B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-24 | Способ получения метана |
Family Applications Before (11)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200702302A EA014258B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Нагреватель с ограничением температуры, содержащий неферромагнитный проводник |
EA200702306A EA012554B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Система нагрева подземного пласта с нагревателем, соединенным в трехфазное соединение звездой |
EA200702299A EA013555B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Нагреватели с ограничением температуры с изменяемыми по длине характеристиками |
EA200702300A EA012767B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Система и способ для нагрева углеводородсодержащего пласта |
EA200702304A EA012077B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Способы и системы для добычи флюида с использованием процесса конверсии in situ |
EA200702301A EA012901B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Низкотемпературные барьеры для использования с внутрипластовыми процессами |
EA200702303A EA014760B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Система и способ нагрева пласта |
EA200702297A EA012900B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Способы соединения подземных нагревателей под землей |
EA200702305A EA012171B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Двухбарьерная система для in situ процесса конверсии углеводородов |
EA200702307A EA011905B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Способ конверсии in situ с использованием нагревающей системы с замкнутым контуром |
EA200702298A EA011226B1 (ru) | 2005-04-22 | 2006-04-21 | Система низкотемпературного контроля для подземных барьеров |
Country Status (14)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7831133B2 (ru) |
EP (12) | EP1871985B1 (ru) |
CN (12) | CN101163852B (ru) |
AT (5) | ATE435964T1 (ru) |
AU (13) | AU2006240173B2 (ru) |
CA (12) | CA2606216C (ru) |
DE (5) | DE602006006042D1 (ru) |
EA (12) | EA014258B1 (ru) |
IL (12) | IL186206A (ru) |
IN (1) | IN266867B (ru) |
MA (12) | MA29473B1 (ru) |
NZ (12) | NZ562244A (ru) |
WO (12) | WO2006115945A1 (ru) |
ZA (13) | ZA200708023B (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2020247264A1 (en) * | 2019-06-07 | 2020-12-10 | Uop Llc | Process and apparatus for recycling hydrogen to hydroprocess biorenewable feed |
Families Citing this family (120)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6588503B2 (en) | 2000-04-24 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | In Situ thermal processing of a coal formation to control product composition |
US20030146002A1 (en) | 2001-04-24 | 2003-08-07 | Vinegar Harold J. | Removable heat sources for in situ thermal processing of an oil shale formation |
WO2003036033A1 (en) | 2001-10-24 | 2003-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Simulation of in situ recovery from a hydrocarbon containing formation |
US7073578B2 (en) | 2002-10-24 | 2006-07-11 | Shell Oil Company | Staged and/or patterned heating during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation |
NZ567052A (en) * | 2003-04-24 | 2009-11-27 | Shell Int Research | Thermal process for subsurface formations |
ATE392536T1 (de) | 2004-04-23 | 2008-05-15 | Shell Int Research | Verhinderung von verschorfungseffekten in bohrlöchern |
US7694523B2 (en) | 2004-07-19 | 2010-04-13 | Earthrenew, Inc. | Control system for gas turbine in material treatment unit |
US7685737B2 (en) | 2004-07-19 | 2010-03-30 | Earthrenew, Inc. | Process and system for drying and heat treating materials |
US7024796B2 (en) | 2004-07-19 | 2006-04-11 | Earthrenew, Inc. | Process and apparatus for manufacture of fertilizer products from manure and sewage |
US7024800B2 (en) | 2004-07-19 | 2006-04-11 | Earthrenew, Inc. | Process and system for drying and heat treating materials |
IN266867B (ru) | 2005-04-22 | 2015-06-10 | Shell Int Research | |
NZ562364A (en) | 2005-04-22 | 2010-12-24 | Shell Int Research | Reducing heat load applied to freeze wells using a heat transfer fluid in heat interceptor wells |
EP1941127A1 (en) | 2005-10-24 | 2008-07-09 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing hydrocarbons from tar sands with heat created drainage paths |
US7610692B2 (en) | 2006-01-18 | 2009-11-03 | Earthrenew, Inc. | Systems for prevention of HAP emissions and for efficient drying/dehydration processes |
RU2415259C2 (ru) | 2006-04-21 | 2011-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Последовательное нагревание множества слоев углеводородсодержащего пласта |
CA2666959C (en) | 2006-10-20 | 2015-06-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Moving hydrocarbons through portions of tar sands formations with a fluid |
DE102007040606B3 (de) | 2007-08-27 | 2009-02-26 | Siemens Ag | Verfahren und Vorrichtung zur in situ-Förderung von Bitumen oder Schwerstöl |
US8622133B2 (en) | 2007-03-22 | 2014-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Resistive heater for in situ formation heating |
CA2684486C (en) | 2007-04-20 | 2015-11-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation |
US7697806B2 (en) * | 2007-05-07 | 2010-04-13 | Verizon Patent And Licensing Inc. | Fiber optic cable with detectable ferromagnetic components |
US20080290719A1 (en) | 2007-05-25 | 2008-11-27 | Kaminsky Robert D | Process for producing Hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant |
US20090200290A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-08-13 | Paul Gregory Cardinal | Variable voltage load tap changing transformer |
WO2009129143A1 (en) | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Shell Oil Company | Systems, methods, and processes utilized for treating hydrocarbon containing subsurface formations |
US8297355B2 (en) * | 2008-08-22 | 2012-10-30 | Texaco Inc. | Using heat from produced fluids of oil and gas operations to produce energy |
DE102008047219A1 (de) | 2008-09-15 | 2010-03-25 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur Förderung von Bitumen und/oder Schwerstöl aus einer unterirdischen Lagerstätte, zugehörige Anlage und Betriebsverfahren dieser Anlage |
US9561068B2 (en) | 2008-10-06 | 2017-02-07 | Virender K. Sharma | Method and apparatus for tissue ablation |
US9561066B2 (en) | 2008-10-06 | 2017-02-07 | Virender K. Sharma | Method and apparatus for tissue ablation |
US9561067B2 (en) | 2008-10-06 | 2017-02-07 | Virender K. Sharma | Method and apparatus for tissue ablation |
EP2341859B1 (en) | 2008-10-06 | 2017-04-05 | Virender K. Sharma | Apparatus for tissue ablation |
US10695126B2 (en) | 2008-10-06 | 2020-06-30 | Santa Anna Tech Llc | Catheter with a double balloon structure to generate and apply a heated ablative zone to tissue |
US10064697B2 (en) | 2008-10-06 | 2018-09-04 | Santa Anna Tech Llc | Vapor based ablation system for treating various indications |
RU2529537C2 (ru) | 2008-10-13 | 2014-09-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Системы для обработки подземного пласта с циркулируемой теплопереносящей текучей средой |
US20100200237A1 (en) * | 2009-02-12 | 2010-08-12 | Colgate Sam O | Methods for controlling temperatures in the environments of gas and oil wells |
US8448707B2 (en) | 2009-04-10 | 2013-05-28 | Shell Oil Company | Non-conducting heater casings |
FR2947587A1 (fr) | 2009-07-03 | 2011-01-07 | Total Sa | Procede d'extraction d'hydrocarbures par chauffage electromagnetique d'une formation souterraine in situ |
CN102031961A (zh) * | 2009-09-30 | 2011-04-27 | 西安威尔罗根能源科技有限公司 | 井眼温度测量探头 |
US8356935B2 (en) | 2009-10-09 | 2013-01-22 | Shell Oil Company | Methods for assessing a temperature in a subsurface formation |
US8257112B2 (en) | 2009-10-09 | 2012-09-04 | Shell Oil Company | Press-fit coupling joint for joining insulated conductors |
US9466896B2 (en) | 2009-10-09 | 2016-10-11 | Shell Oil Company | Parallelogram coupling joint for coupling insulated conductors |
US8602103B2 (en) | 2009-11-24 | 2013-12-10 | Conocophillips Company | Generation of fluid for hydrocarbon recovery |
US8863839B2 (en) | 2009-12-17 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations |
US8502120B2 (en) | 2010-04-09 | 2013-08-06 | Shell Oil Company | Insulating blocks and methods for installation in insulated conductor heaters |
US8939207B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-01-27 | Shell Oil Company | Insulated conductor heaters with semiconductor layers |
US8739874B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-06-03 | Shell Oil Company | Methods for heating with slots in hydrocarbon formations |
RU2570508C2 (ru) * | 2010-04-09 | 2015-12-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Изоляционные блоки и способы их установки в нагревателях с изолированным проводником |
CN102834585B (zh) * | 2010-04-09 | 2015-06-17 | 国际壳牌研究有限公司 | 地下地层的低温感应加热 |
US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
US8875788B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-11-04 | Shell Oil Company | Low temperature inductive heating of subsurface formations |
US9033042B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-05-19 | Shell Oil Company | Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations |
US8464792B2 (en) * | 2010-04-27 | 2013-06-18 | American Shale Oil, Llc | Conduction convection reflux retorting process |
US8408287B2 (en) * | 2010-06-03 | 2013-04-02 | Electro-Petroleum, Inc. | Electrical jumper for a producing oil well |
US8476562B2 (en) | 2010-06-04 | 2013-07-02 | Watlow Electric Manufacturing Company | Inductive heater humidifier |
RU2444617C1 (ru) * | 2010-08-31 | 2012-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти методом парогравитационного воздействия на пласт |
AT12463U1 (de) * | 2010-09-27 | 2012-05-15 | Plansee Se | Heizleiteranordnung |
US8857051B2 (en) | 2010-10-08 | 2014-10-14 | Shell Oil Company | System and method for coupling lead-in conductor to insulated conductor |
US8586867B2 (en) | 2010-10-08 | 2013-11-19 | Shell Oil Company | End termination for three-phase insulated conductors |
US8943686B2 (en) | 2010-10-08 | 2015-02-03 | Shell Oil Company | Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors |
WO2012087375A1 (en) * | 2010-12-21 | 2012-06-28 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for enhancing oil recovery from a subterranean reservoir |
RU2473779C2 (ru) * | 2011-03-21 | 2013-01-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северный (Арктический) федеральный университет" (С(А)ФУ) | Способ глушения фонтана флюида из скважины |
US9016370B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
RU2587459C2 (ru) | 2011-04-08 | 2016-06-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Системы для соединения изолированных проводников |
EP2520863B1 (en) * | 2011-05-05 | 2016-11-23 | General Electric Technology GmbH | Method for protecting a gas turbine engine against high dynamical process values and gas turbine engine for conducting said method |
US9010428B2 (en) * | 2011-09-06 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Swelling acceleration using inductively heated and embedded particles in a subterranean tool |
RU2612774C2 (ru) | 2011-10-07 | 2017-03-13 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Аккомодация теплового расширения для систем с циркулирующей текучей средой, используемых для нагревания толщи пород |
CA2850756C (en) * | 2011-10-07 | 2019-09-03 | Scott Vinh Nguyen | Using dielectric properties of an insulated conductor in a subsurface formation to assess properties of the insulated conductor |
JO3139B1 (ar) | 2011-10-07 | 2017-09-20 | Shell Int Research | تشكيل موصلات معزولة باستخدام خطوة اختزال أخيرة بعد المعالجة الحرارية. |
JO3141B1 (ar) | 2011-10-07 | 2017-09-20 | Shell Int Research | الوصلات المتكاملة للموصلات المعزولة |
CN102505731A (zh) * | 2011-10-24 | 2012-06-20 | 武汉大学 | 一种毛细-引射协同作用的地下水采集系统 |
CA2845012A1 (en) | 2011-11-04 | 2013-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis |
CN102434144A (zh) * | 2011-11-16 | 2012-05-02 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种油田用“u”形井采油方法 |
US8908031B2 (en) * | 2011-11-18 | 2014-12-09 | General Electric Company | Apparatus and method for measuring moisture content in steam flow |
WO2013110980A1 (en) | 2012-01-23 | 2013-08-01 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
CA2862463A1 (en) | 2012-01-23 | 2013-08-01 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
US9488027B2 (en) | 2012-02-10 | 2016-11-08 | Baker Hughes Incorporated | Fiber reinforced polymer matrix nanocomposite downhole member |
RU2496979C1 (ru) * | 2012-05-03 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт |
US9291041B2 (en) * | 2013-02-06 | 2016-03-22 | Orbital Atk, Inc. | Downhole injector insert apparatus |
US9403328B1 (en) * | 2013-02-08 | 2016-08-02 | The Boeing Company | Magnetic compaction blanket for composite structure curing |
US10501348B1 (en) | 2013-03-14 | 2019-12-10 | Angel Water, Inc. | Water flow triggering of chlorination treatment |
RU2527446C1 (ru) * | 2013-04-15 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ликвидации скважины |
US9382785B2 (en) | 2013-06-17 | 2016-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Shaped memory devices and method for using same in wellbores |
CN103321618A (zh) * | 2013-06-28 | 2013-09-25 | 中国地质大学(北京) | 油页岩原位开采方法 |
CA2917260A1 (en) * | 2013-07-05 | 2015-01-08 | Nexen Energy Ulc | Accelerated solvent-aided sagd start-up |
RU2531965C1 (ru) * | 2013-08-23 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ликвидации скважины |
AU2014340644B2 (en) | 2013-10-22 | 2017-02-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process |
DK3063362T3 (da) * | 2013-10-28 | 2020-03-23 | Halliburton Energy Services Inc | Borehulskommunikation mellem brøndboringer ved anvendelse af udvidelige materialer |
CN109012760B (zh) * | 2013-10-31 | 2022-01-21 | 反应堆资源有限责任公司 | 原位催化剂硫化、钝化和焦化方法及系统 |
US9394772B2 (en) | 2013-11-07 | 2016-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation |
CN103628856A (zh) * | 2013-12-11 | 2014-03-12 | 中国地质大学(北京) | 一种高产水煤层气区块的阻水产气布井方法 |
GB2523567B (en) | 2014-02-27 | 2017-12-06 | Statoil Petroleum As | Producing hydrocarbons from a subsurface formation |
MX2016012834A (es) * | 2014-04-01 | 2017-04-27 | Future Energy Llc | Arreglos de suministro de energia termica y produccion de petoleo y metodos de los mismos. |
GB2526123A (en) * | 2014-05-14 | 2015-11-18 | Statoil Petroleum As | Producing hydrocarbons from a subsurface formation |
US20150360322A1 (en) * | 2014-06-12 | 2015-12-17 | Siemens Energy, Inc. | Laser deposition of iron-based austenitic alloy with flux |
RU2569102C1 (ru) * | 2014-08-12 | 2015-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-инженерный центр "Энергодиагностика" | Способ ликвидации отложений и предотвращения их образования в нефтяной скважине и устройство для его реализации |
US9451792B1 (en) * | 2014-09-05 | 2016-09-27 | Atmos Nation, LLC | Systems and methods for vaporizing assembly |
US9644466B2 (en) | 2014-11-21 | 2017-05-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of recovering hydrocarbons within a subsurface formation using electric current |
CN107002486B (zh) * | 2014-11-25 | 2019-09-10 | 国际壳牌研究有限公司 | 热解以增压油地层 |
US20160169451A1 (en) * | 2014-12-12 | 2016-06-16 | Fccl Partnership | Process and system for delivering steam |
CN105043449B (zh) * | 2015-08-10 | 2017-12-01 | 安徽理工大学 | 监测冻结壁温度、应力及变形的分布式光纤及其埋设方法 |
CA2991700C (en) * | 2015-08-31 | 2020-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring system for cold climate |
CN105257269B (zh) * | 2015-10-26 | 2017-10-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种蒸汽驱与火驱的联合采油方法 |
US10125604B2 (en) * | 2015-10-27 | 2018-11-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole zonal isolation detection system having conductor and method |
RU2620820C1 (ru) * | 2016-02-17 | 2017-05-30 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Индукционный скважинный нагреватель |
US11331140B2 (en) | 2016-05-19 | 2022-05-17 | Aqua Heart, Inc. | Heated vapor ablation systems and methods for treating cardiac conditions |
RU2630018C1 (ru) * | 2016-06-29 | 2017-09-05 | Общество с ограниченной ответчственностью "Геобурсервис", ООО "Геобурсервис" | Способ ликвидации, предотвращения образования отложений и интенсификации добычи нефти в нефтегазодобывающих скважинах и устройство для его реализации |
US11486243B2 (en) * | 2016-08-04 | 2022-11-01 | Baker Hughes Esp, Inc. | ESP gas slug avoidance system |
RU2632791C1 (ru) * | 2016-11-02 | 2017-10-09 | Владимир Иванович Савичев | Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций |
CN107289997B (zh) * | 2017-05-05 | 2019-08-13 | 济南轨道交通集团有限公司 | 一种岩溶裂隙水探测系统及方法 |
US10626709B2 (en) * | 2017-06-08 | 2020-04-21 | Saudi Arabian Oil Company | Steam driven submersible pump |
CN107558950A (zh) * | 2017-09-13 | 2018-01-09 | 吉林大学 | 用于油页岩地下原位开采区域封闭的定向堵漏方法 |
AU2019279011A1 (en) | 2018-06-01 | 2021-01-07 | Santa Anna Tech Llc | Multi-stage vapor-based ablation treatment methods and vapor generation and delivery systems |
US10927645B2 (en) * | 2018-08-20 | 2021-02-23 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Heater cable with injectable fiber optics |
CN109379792A (zh) * | 2018-11-12 | 2019-02-22 | 山东华宁电伴热科技有限公司 | 一种油井加热电缆及油井加热方法 |
CN109396168B (zh) * | 2018-12-01 | 2023-12-26 | 中节能城市节能研究院有限公司 | 污染土壤原位热修复用组合换热器及土壤热修复系统 |
CN109399879B (zh) * | 2018-12-14 | 2023-10-20 | 江苏筑港建设集团有限公司 | 一种吹填泥被的固化方法 |
FR3093588B1 (fr) * | 2019-03-07 | 2021-02-26 | Socomec Sa | Dispositif de récupération d’energie sur au moins un conducteur de puissance et procédé de fabrication dudit dispositif de récupération |
US11708757B1 (en) * | 2019-05-14 | 2023-07-25 | Fortress Downhole Tools, Llc | Method and apparatus for testing setting tools and other assemblies used to set downhole plugs and other objects in wellbores |
WO2021116374A1 (en) * | 2019-12-11 | 2021-06-17 | Aker Solutions As | Skin-effect heating cable |
DE102020208178A1 (de) * | 2020-06-30 | 2021-12-30 | Robert Bosch Gesellschaft mit beschränkter Haftung | Verfahren zum Aufheizen eines Brennstoffzellensystems, Brennstoffzellensystem, Verwendung eines elektrischen Heizelements |
CN112485119B (zh) * | 2020-11-09 | 2023-01-31 | 临沂矿业集团有限责任公司 | 一种矿用提升绞车钢丝绳静拉力试验车 |
EP4113768A1 (en) * | 2021-07-02 | 2023-01-04 | Nexans | Dry-mate wet-design branch joint and method for realizing a subsea distribution of electric power for wet cables |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB774283A (en) * | 1952-09-15 | 1957-05-08 | Ruhrchemie Ag | Process for the combined purification and methanisation of gas mixtures containing oxides of carbon and hydrogen |
GB2110231A (en) * | 1981-03-13 | 1983-06-15 | Jgc Corp | Process for converting solid wastes to gases for use as a town gas |
US20020050357A1 (en) * | 2000-04-24 | 2002-05-02 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce formation fluids having a relatively low olefin content |
Family Cites Families (268)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2732195A (en) * | 1956-01-24 | Ljungstrom | ||
US94813A (en) * | 1869-09-14 | Improvement in torpedoes for oil-wells | ||
US48994A (en) * | 1865-07-25 | Improvement in devices for oil-wells | ||
US2734579A (en) * | 1956-02-14 | Production from bituminous sands | ||
SE123136C1 (ru) | 1948-01-01 | |||
US326439A (en) * | 1885-09-15 | Protecting wells | ||
SE126674C1 (ru) | 1949-01-01 | |||
SE123138C1 (ru) | 1948-01-01 | |||
US438461A (en) * | 1890-10-14 | Half to william j | ||
CA899987A (en) | 1972-05-09 | Chisso Corporation | Method for controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin effect current | |
US345586A (en) * | 1886-07-13 | Oil from wells | ||
US760304A (en) * | 1903-10-24 | 1904-05-17 | Frank S Gilbert | Heater for oil-wells. |
US1342741A (en) * | 1918-01-17 | 1920-06-08 | David T Day | Process for extracting oils and hydrocarbon material from shale and similar bituminous rocks |
US1269747A (en) | 1918-04-06 | 1918-06-18 | Lebbeus H Rogers | Method of and apparatus for treating oil-shale. |
GB156396A (en) | 1919-12-10 | 1921-01-13 | Wilson Woods Hoover | An improved method of treating shale and recovering oil therefrom |
US1457479A (en) * | 1920-01-12 | 1923-06-05 | Edson R Wolcott | Method of increasing the yield of oil wells |
US1510655A (en) * | 1922-11-21 | 1924-10-07 | Clark Cornelius | Process of subterranean distillation of volatile mineral substances |
US1634236A (en) * | 1925-03-10 | 1927-06-28 | Standard Dev Co | Method of and apparatus for recovering oil |
US1646599A (en) * | 1925-04-30 | 1927-10-25 | George A Schaefer | Apparatus for removing fluid from wells |
US1666488A (en) * | 1927-02-05 | 1928-04-17 | Crawshaw Richard | Apparatus for extracting oil from shale |
US1681523A (en) * | 1927-03-26 | 1928-08-21 | Patrick V Downey | Apparatus for heating oil wells |
US1913395A (en) * | 1929-11-14 | 1933-06-13 | Lewis C Karrick | Underground gasification of carbonaceous material-bearing substances |
US2244255A (en) * | 1939-01-18 | 1941-06-03 | Electrical Treating Company | Well clearing system |
US2244256A (en) * | 1939-12-16 | 1941-06-03 | Electrical Treating Company | Apparatus for clearing wells |
US2319702A (en) | 1941-04-04 | 1943-05-18 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Method and apparatus for producing oil wells |
US2365591A (en) * | 1942-08-15 | 1944-12-19 | Ranney Leo | Method for producing oil from viscous deposits |
US2423674A (en) * | 1942-08-24 | 1947-07-08 | Johnson & Co A | Process of catalytic cracking of petroleum hydrocarbons |
US2390770A (en) * | 1942-10-10 | 1945-12-11 | Sun Oil Co | Method of producing petroleum |
US2484063A (en) * | 1944-08-19 | 1949-10-11 | Thermactor Corp | Electric heater for subsurface materials |
US2472445A (en) * | 1945-02-02 | 1949-06-07 | Thermactor Company | Apparatus for treating oil and gas bearing strata |
US2481051A (en) * | 1945-12-15 | 1949-09-06 | Texaco Development Corp | Process and apparatus for the recovery of volatilizable constituents from underground carbonaceous formations |
US2444755A (en) * | 1946-01-04 | 1948-07-06 | Ralph M Steffen | Apparatus for oil sand heating |
US2634961A (en) | 1946-01-07 | 1953-04-14 | Svensk Skifferolje Aktiebolage | Method of electrothermal production of shale oil |
US2466945A (en) * | 1946-02-21 | 1949-04-12 | In Situ Gases Inc | Generation of synthesis gas |
US2497868A (en) * | 1946-10-10 | 1950-02-21 | Dalin David | Underground exploitation of fuel deposits |
US2939689A (en) * | 1947-06-24 | 1960-06-07 | Svenska Skifferolje Ab | Electrical heater for treating oilshale and the like |
US2786660A (en) * | 1948-01-05 | 1957-03-26 | Phillips Petroleum Co | Apparatus for gasifying coal |
US2548360A (en) | 1948-03-29 | 1951-04-10 | Stanley A Germain | Electric oil well heater |
US2685930A (en) * | 1948-08-12 | 1954-08-10 | Union Oil Co | Oil well production process |
US2757738A (en) * | 1948-09-20 | 1956-08-07 | Union Oil Co | Radiation heating |
US2630307A (en) * | 1948-12-09 | 1953-03-03 | Carbonic Products Inc | Method of recovering oil from oil shale |
US2595979A (en) * | 1949-01-25 | 1952-05-06 | Texas Co | Underground liquefaction of coal |
US2642943A (en) * | 1949-05-20 | 1953-06-23 | Sinclair Oil & Gas Co | Oil recovery process |
US2593477A (en) * | 1949-06-10 | 1952-04-22 | Us Interior | Process of underground gasification of coal |
US2670802A (en) * | 1949-12-16 | 1954-03-02 | Thermactor Company | Reviving or increasing the production of clogged or congested oil wells |
US2714930A (en) * | 1950-12-08 | 1955-08-09 | Union Oil Co | Apparatus for preventing paraffin deposition |
US2695163A (en) * | 1950-12-09 | 1954-11-23 | Stanolind Oil & Gas Co | Method for gasification of subterranean carbonaceous deposits |
US2630306A (en) * | 1952-01-03 | 1953-03-03 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Subterranean retorting of shales |
US2757739A (en) * | 1952-01-07 | 1956-08-07 | Parelex Corp | Heating apparatus |
US2777679A (en) * | 1952-03-07 | 1957-01-15 | Svenska Skifferolje Ab | Recovering sub-surface bituminous deposits by creating a frozen barrier and heating in situ |
US2780450A (en) * | 1952-03-07 | 1957-02-05 | Svenska Skifferolje Ab | Method of recovering oil and gases from non-consolidated bituminous geological formations by a heating treatment in situ |
US2789805A (en) * | 1952-05-27 | 1957-04-23 | Svenska Skifferolje Ab | Device for recovering fuel from subterraneous fuel-carrying deposits by heating in their natural location using a chain heat transfer member |
US2780449A (en) * | 1952-12-26 | 1957-02-05 | Sinclair Oil & Gas Co | Thermal process for in-situ decomposition of oil shale |
US2825408A (en) * | 1953-03-09 | 1958-03-04 | Sinclair Oil & Gas Company | Oil recovery by subsurface thermal processing |
US2771954A (en) * | 1953-04-29 | 1956-11-27 | Exxon Research Engineering Co | Treatment of petroleum production wells |
US2703621A (en) * | 1953-05-04 | 1955-03-08 | George W Ford | Oil well bottom hole flow increasing unit |
US2743906A (en) * | 1953-05-08 | 1956-05-01 | William E Coyle | Hydraulic underreamer |
US2803305A (en) * | 1953-05-14 | 1957-08-20 | Pan American Petroleum Corp | Oil recovery by underground combustion |
US2914309A (en) * | 1953-05-25 | 1959-11-24 | Svenska Skifferolje Ab | Oil and gas recovery from tar sands |
US2902270A (en) * | 1953-07-17 | 1959-09-01 | Svenska Skifferolje Ab | Method of and means in heating of subsurface fuel-containing deposits "in situ" |
US2890754A (en) * | 1953-10-30 | 1959-06-16 | Svenska Skifferolje Ab | Apparatus for recovering combustible substances from subterraneous deposits in situ |
US2890755A (en) * | 1953-12-19 | 1959-06-16 | Svenska Skifferolje Ab | Apparatus for recovering combustible substances from subterraneous deposits in situ |
US2841375A (en) * | 1954-03-03 | 1958-07-01 | Svenska Skifferolje Ab | Method for in-situ utilization of fuels by combustion |
US2794504A (en) * | 1954-05-10 | 1957-06-04 | Union Oil Co | Well heater |
US2793696A (en) * | 1954-07-22 | 1957-05-28 | Pan American Petroleum Corp | Oil recovery by underground combustion |
US2923535A (en) | 1955-02-11 | 1960-02-02 | Svenska Skifferolje Ab | Situ recovery from carbonaceous deposits |
US2801089A (en) * | 1955-03-14 | 1957-07-30 | California Research Corp | Underground shale retorting process |
US2862558A (en) * | 1955-12-28 | 1958-12-02 | Phillips Petroleum Co | Recovering oils from formations |
US2819761A (en) * | 1956-01-19 | 1958-01-14 | Continental Oil Co | Process of removing viscous oil from a well bore |
US2857002A (en) * | 1956-03-19 | 1958-10-21 | Texas Co | Recovery of viscous crude oil |
US2906340A (en) * | 1956-04-05 | 1959-09-29 | Texaco Inc | Method of treating a petroleum producing formation |
US2991046A (en) | 1956-04-16 | 1961-07-04 | Parsons Lional Ashley | Combined winch and bollard device |
US2997105A (en) | 1956-10-08 | 1961-08-22 | Pan American Petroleum Corp | Burner apparatus |
US2932352A (en) * | 1956-10-25 | 1960-04-12 | Union Oil Co | Liquid filled well heater |
US2804149A (en) * | 1956-12-12 | 1957-08-27 | John R Donaldson | Oil well heater and reviver |
US2942223A (en) * | 1957-08-09 | 1960-06-21 | Gen Electric | Electrical resistance heater |
US2906337A (en) * | 1957-08-16 | 1959-09-29 | Pure Oil Co | Method of recovering bitumen |
US2954826A (en) * | 1957-12-02 | 1960-10-04 | William E Sievers | Heated well production string |
US2994376A (en) * | 1957-12-27 | 1961-08-01 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
US3051235A (en) | 1958-02-24 | 1962-08-28 | Jersey Prod Res Co | Recovery of petroleum crude oil, by in situ combustion and in situ hydrogenation |
US2911047A (en) * | 1958-03-11 | 1959-11-03 | John C Henderson | Apparatus for extracting naturally occurring difficultly flowable petroleum oil from a naturally located subterranean body |
US2958519A (en) * | 1958-06-23 | 1960-11-01 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
US2974937A (en) * | 1958-11-03 | 1961-03-14 | Jersey Prod Res Co | Petroleum recovery from carbonaceous formations |
US2998457A (en) * | 1958-11-19 | 1961-08-29 | Ashland Oil Inc | Production of phenols |
US2970826A (en) * | 1958-11-21 | 1961-02-07 | Texaco Inc | Recovery of oil from oil shale |
US3097690A (en) | 1958-12-24 | 1963-07-16 | Gulf Research Development Co | Process for heating a subsurface formation |
US2969226A (en) * | 1959-01-19 | 1961-01-24 | Pyrochem Corp | Pendant parting petro pyrolysis process |
US3150715A (en) | 1959-09-30 | 1964-09-29 | Shell Oil Co | Oil recovery by in situ combustion with water injection |
US3170519A (en) * | 1960-05-11 | 1965-02-23 | Gordon L Allot | Oil well microwave tools |
US3058730A (en) | 1960-06-03 | 1962-10-16 | Fmc Corp | Method of forming underground communication between boreholes |
US3138203A (en) | 1961-03-06 | 1964-06-23 | Jersey Prod Res Co | Method of underground burning |
US3057404A (en) | 1961-09-29 | 1962-10-09 | Socony Mobil Oil Co Inc | Method and system for producing oil tenaciously held in porous formations |
US3194315A (en) * | 1962-06-26 | 1965-07-13 | Charles D Golson | Apparatus for isolating zones in wells |
US3272261A (en) | 1963-12-13 | 1966-09-13 | Gulf Research Development Co | Process for recovery of oil |
US3332480A (en) | 1965-03-04 | 1967-07-25 | Pan American Petroleum Corp | Recovery of hydrocarbons by thermal methods |
US3358756A (en) * | 1965-03-12 | 1967-12-19 | Shell Oil Co | Method for in situ recovery of solid or semi-solid petroleum deposits |
US3262741A (en) | 1965-04-01 | 1966-07-26 | Pittsburgh Plate Glass Co | Solution mining of potassium chloride |
US3278234A (en) | 1965-05-17 | 1966-10-11 | Pittsburgh Plate Glass Co | Solution mining of potassium chloride |
US3362751A (en) | 1966-02-28 | 1968-01-09 | Tinlin William | Method and system for recovering shale oil and gas |
DE1615192B1 (de) | 1966-04-01 | 1970-08-20 | Chisso Corp | Induktiv beheiztes Heizrohr |
US3410796A (en) | 1966-04-04 | 1968-11-12 | Gas Processors Inc | Process for treatment of saline waters |
US3372754A (en) * | 1966-05-31 | 1968-03-12 | Mobil Oil Corp | Well assembly for heating a subterranean formation |
US3399623A (en) | 1966-07-14 | 1968-09-03 | James R. Creed | Apparatus for and method of producing viscid oil |
NL153755C (nl) | 1966-10-20 | 1977-11-15 | Stichting Reactor Centrum | Werkwijze voor het vervaardigen van een elektrisch verwarmingselement, alsmede verwarmingselement vervaardigd met toepassing van deze werkwijze. |
US3465819A (en) | 1967-02-13 | 1969-09-09 | American Oil Shale Corp | Use of nuclear detonations in producing hydrocarbons from an underground formation |
NL6803827A (ru) | 1967-03-22 | 1968-09-23 | ||
US3542276A (en) * | 1967-11-13 | 1970-11-24 | Ideal Ind | Open type explosion connector and method |
US3485300A (en) | 1967-12-20 | 1969-12-23 | Phillips Petroleum Co | Method and apparatus for defoaming crude oil down hole |
US3578080A (en) | 1968-06-10 | 1971-05-11 | Shell Oil Co | Method of producing shale oil from an oil shale formation |
US3537528A (en) | 1968-10-14 | 1970-11-03 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from an exfoliated oil shale formation |
US3593789A (en) | 1968-10-18 | 1971-07-20 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from an oil shale formation |
US3565171A (en) | 1968-10-23 | 1971-02-23 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from a subterranean oil shale formation |
US3554285A (en) | 1968-10-24 | 1971-01-12 | Phillips Petroleum Co | Production and upgrading of heavy viscous oils |
US3629551A (en) | 1968-10-29 | 1971-12-21 | Chisso Corp | Controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin-effect current |
US3513249A (en) | 1968-12-24 | 1970-05-19 | Ideal Ind | Explosion connector with improved insulating means |
US3614986A (en) * | 1969-03-03 | 1971-10-26 | Electrothermic Co | Method for injecting heated fluids into mineral bearing formations |
US3542131A (en) | 1969-04-01 | 1970-11-24 | Mobil Oil Corp | Method of recovering hydrocarbons from oil shale |
US3547192A (en) | 1969-04-04 | 1970-12-15 | Shell Oil Co | Method of metal coating and electrically heating a subterranean earth formation |
US3529075A (en) * | 1969-05-21 | 1970-09-15 | Ideal Ind | Explosion connector with ignition arrangement |
US3572838A (en) | 1969-07-07 | 1971-03-30 | Shell Oil Co | Recovery of aluminum compounds and oil from oil shale formations |
US3614387A (en) * | 1969-09-22 | 1971-10-19 | Watlow Electric Mfg Co | Electrical heater with an internal thermocouple |
US3679812A (en) | 1970-11-13 | 1972-07-25 | Schlumberger Technology Corp | Electrical suspension cable for well tools |
US3893918A (en) | 1971-11-22 | 1975-07-08 | Engineering Specialties Inc | Method for separating material leaving a well |
US3757860A (en) | 1972-08-07 | 1973-09-11 | Atlantic Richfield Co | Well heating |
US3761599A (en) | 1972-09-05 | 1973-09-25 | Gen Electric | Means for reducing eddy current heating of a tank in electric apparatus |
US3794113A (en) | 1972-11-13 | 1974-02-26 | Mobil Oil Corp | Combination in situ combustion displacement and steam stimulation of producing wells |
US4037655A (en) | 1974-04-19 | 1977-07-26 | Electroflood Company | Method for secondary recovery of oil |
US4199025A (en) | 1974-04-19 | 1980-04-22 | Electroflood Company | Method and apparatus for tertiary recovery of oil |
US3894769A (en) | 1974-06-06 | 1975-07-15 | Shell Oil Co | Recovering oil from a subterranean carbonaceous formation |
US4029360A (en) | 1974-07-26 | 1977-06-14 | Occidental Oil Shale, Inc. | Method of recovering oil and water from in situ oil shale retort flue gas |
US3933447A (en) | 1974-11-08 | 1976-01-20 | The United States Of America As Represented By The United States Energy Research And Development Administration | Underground gasification of coal |
US3950029A (en) | 1975-06-12 | 1976-04-13 | Mobil Oil Corporation | In situ retorting of oil shale |
US4199024A (en) | 1975-08-07 | 1980-04-22 | World Energy Systems | Multistage gas generator |
US4037658A (en) | 1975-10-30 | 1977-07-26 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from an underground formation |
US4018279A (en) | 1975-11-12 | 1977-04-19 | Reynolds Merrill J | In situ coal combustion heat recovery method |
US4017319A (en) | 1976-01-06 | 1977-04-12 | General Electric Company | Si3 N4 formed by nitridation of sintered silicon compact containing boron |
US4487257A (en) | 1976-06-17 | 1984-12-11 | Raytheon Company | Apparatus and method for production of organic products from kerogen |
US4083604A (en) | 1976-11-15 | 1978-04-11 | Trw Inc. | Thermomechanical fracture for recovery system in oil shale deposits |
US4169506A (en) | 1977-07-15 | 1979-10-02 | Standard Oil Company (Indiana) | In situ retorting of oil shale and energy recovery |
US4119349A (en) | 1977-10-25 | 1978-10-10 | Gulf Oil Corporation | Method and apparatus for recovery of fluids produced in in-situ retorting of oil shale |
US4228853A (en) | 1978-06-21 | 1980-10-21 | Harvey A Herbert | Petroleum production method |
US4446917A (en) | 1978-10-04 | 1984-05-08 | Todd John C | Method and apparatus for producing viscous or waxy crude oils |
US4311340A (en) | 1978-11-27 | 1982-01-19 | Lyons William C | Uranium leeching process and insitu mining |
JPS5576586A (en) * | 1978-12-01 | 1980-06-09 | Tokyo Shibaura Electric Co | Heater |
US4457365A (en) * | 1978-12-07 | 1984-07-03 | Raytheon Company | In situ radio frequency selective heating system |
US4232902A (en) | 1979-02-09 | 1980-11-11 | Ppg Industries, Inc. | Solution mining water soluble salts at high temperatures |
US4289354A (en) | 1979-02-23 | 1981-09-15 | Edwin G. Higgins, Jr. | Borehole mining of solid mineral resources |
US4290650A (en) | 1979-08-03 | 1981-09-22 | Ppg Industries Canada Ltd. | Subterranean cavity chimney development for connecting solution mined cavities |
CA1168283A (en) | 1980-04-14 | 1984-05-29 | Hiroshi Teratani | Electrode device for electrically heating underground deposits of hydrocarbons |
CA1165361A (en) | 1980-06-03 | 1984-04-10 | Toshiyuki Kobayashi | Electrode unit for electrically heating underground hydrocarbon deposits |
US4401099A (en) * | 1980-07-11 | 1983-08-30 | W.B. Combustion, Inc. | Single-ended recuperative radiant tube assembly and method |
US4385661A (en) | 1981-01-07 | 1983-05-31 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Downhole steam generator with improved preheating, combustion and protection features |
US4382469A (en) * | 1981-03-10 | 1983-05-10 | Electro-Petroleum, Inc. | Method of in situ gasification |
US4384614A (en) | 1981-05-11 | 1983-05-24 | Justheim Pertroleum Company | Method of retorting oil shale by velocity flow of super-heated air |
US4401162A (en) | 1981-10-13 | 1983-08-30 | Synfuel (An Indiana Limited Partnership) | In situ oil shale process |
US4549073A (en) | 1981-11-06 | 1985-10-22 | Oximetrix, Inc. | Current controller for resistive heating element |
US4418752A (en) | 1982-01-07 | 1983-12-06 | Conoco Inc. | Thermal oil recovery with solvent recirculation |
US4441985A (en) | 1982-03-08 | 1984-04-10 | Exxon Research And Engineering Co. | Process for supplying the heat requirement of a retort for recovering oil from solids by partial indirect heating of in situ combustion gases, and combustion air, without the use of supplemental fuel |
CA1196594A (en) | 1982-04-08 | 1985-11-12 | Guy Savard | Recovery of oil from tar sands |
US4460044A (en) | 1982-08-31 | 1984-07-17 | Chevron Research Company | Advancing heated annulus steam drive |
US4485868A (en) | 1982-09-29 | 1984-12-04 | Iit Research Institute | Method for recovery of viscous hydrocarbons by electromagnetic heating in situ |
US4498531A (en) * | 1982-10-01 | 1985-02-12 | Rockwell International Corporation | Emission controller for indirect fired downhole steam generators |
US4609041A (en) | 1983-02-10 | 1986-09-02 | Magda Richard M | Well hot oil system |
US4886118A (en) * | 1983-03-21 | 1989-12-12 | Shell Oil Company | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeability and subsequently produce oil |
US4545435A (en) | 1983-04-29 | 1985-10-08 | Iit Research Institute | Conduction heating of hydrocarbonaceous formations |
EP0130671A3 (en) | 1983-05-26 | 1986-12-17 | Metcal Inc. | Multiple temperature autoregulating heater |
US4538682A (en) * | 1983-09-08 | 1985-09-03 | Mcmanus James W | Method and apparatus for removing oil well paraffin |
US4572229A (en) * | 1984-02-02 | 1986-02-25 | Thomas D. Mueller | Variable proportioner |
US4637464A (en) | 1984-03-22 | 1987-01-20 | Amoco Corporation | In situ retorting of oil shale with pulsed water purge |
US4570715A (en) | 1984-04-06 | 1986-02-18 | Shell Oil Company | Formation-tailored method and apparatus for uniformly heating long subterranean intervals at high temperature |
US4577691A (en) | 1984-09-10 | 1986-03-25 | Texaco Inc. | Method and apparatus for producing viscous hydrocarbons from a subterranean formation |
JPS61104582A (ja) * | 1984-10-25 | 1986-05-22 | 株式会社デンソー | シ−ズヒ−タ |
FR2575463B1 (fr) * | 1984-12-28 | 1987-03-20 | Gaz De France | Procede de production du methane a l'aide d'un catalyseur thioresistant et catalyseur pour la mise en oeuvre de ce procede |
US4662437A (en) * | 1985-11-14 | 1987-05-05 | Atlantic Richfield Company | Electrically stimulated well production system with flexible tubing conductor |
CA1253555A (en) | 1985-11-21 | 1989-05-02 | Cornelis F.H. Van Egmond | Heating rate variant elongated electrical resistance heater |
CN1006920B (zh) * | 1985-12-09 | 1990-02-21 | 国际壳牌研究有限公司 | 小型井的温度测量方法 |
CN1010864B (zh) * | 1985-12-09 | 1990-12-19 | 国际壳牌研究有限公司 | 安装电加热器到井中的方法和装置 |
US4716960A (en) | 1986-07-14 | 1988-01-05 | Production Technologies International, Inc. | Method and system for introducing electric current into a well |
CA1288043C (en) | 1986-12-15 | 1991-08-27 | Peter Van Meurs | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeabilityand subsequently produce oil |
US4793409A (en) | 1987-06-18 | 1988-12-27 | Ors Development Corporation | Method and apparatus for forming an insulated oil well casing |
US4852648A (en) | 1987-12-04 | 1989-08-01 | Ava International Corporation | Well installation in which electrical current is supplied for a source at the wellhead to an electrically responsive device located a substantial distance below the wellhead |
US4860544A (en) | 1988-12-08 | 1989-08-29 | Concept R.K.K. Limited | Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth |
US4974425A (en) | 1988-12-08 | 1990-12-04 | Concept Rkk, Limited | Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth |
US5152341A (en) | 1990-03-09 | 1992-10-06 | Raymond S. Kasevich | Electromagnetic method and apparatus for the decontamination of hazardous material-containing volumes |
CA2015460C (en) | 1990-04-26 | 1993-12-14 | Kenneth Edwin Kisman | Process for confining steam injected into a heavy oil reservoir |
US5050601A (en) | 1990-05-29 | 1991-09-24 | Joel Kupersmith | Cardiac defibrillator electrode arrangement |
US5042579A (en) | 1990-08-23 | 1991-08-27 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers |
US5066852A (en) | 1990-09-17 | 1991-11-19 | Teledyne Ind. Inc. | Thermoplastic end seal for electric heating elements |
US5065818A (en) | 1991-01-07 | 1991-11-19 | Shell Oil Company | Subterranean heaters |
US5823256A (en) | 1991-02-06 | 1998-10-20 | Moore; Boyd B. | Ferrule--type fitting for sealing an electrical conduit in a well head barrier |
CN2095278U (zh) * | 1991-06-19 | 1992-02-05 | 中国石油天然气总公司辽河设计院 | 油井电加热装置 |
US5133406A (en) | 1991-07-05 | 1992-07-28 | Amoco Corporation | Generating oxygen-depleted air useful for increasing methane production |
US5420402A (en) * | 1992-02-05 | 1995-05-30 | Iit Research Institute | Methods and apparatus to confine earth currents for recovery of subsurface volatiles and semi-volatiles |
CN2183444Y (zh) * | 1993-10-19 | 1994-11-23 | 刘犹斌 | 深井石油电磁加热器 |
US5507149A (en) | 1994-12-15 | 1996-04-16 | Dash; J. Gregory | Nonporous liquid impermeable cryogenic barrier |
EA000057B1 (ru) * | 1995-04-07 | 1998-04-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система скважин для добычи вязкой нефти |
US5730550A (en) * | 1995-08-15 | 1998-03-24 | Board Of Trustees Operating Michigan State University | Method for placement of a permeable remediation zone in situ |
US5759022A (en) * | 1995-10-16 | 1998-06-02 | Gas Research Institute | Method and system for reducing NOx and fuel emissions in a furnace |
US5619611A (en) | 1995-12-12 | 1997-04-08 | Tub Tauch-Und Baggertechnik Gmbh | Device for removing downhole deposits utilizing tubular housing and passing electric current through fluid heating medium contained therein |
GB9526120D0 (en) * | 1995-12-21 | 1996-02-21 | Raychem Sa Nv | Electrical connector |
CA2177726C (en) * | 1996-05-29 | 2000-06-27 | Theodore Wildi | Low-voltage and low flux density heating system |
US5782301A (en) | 1996-10-09 | 1998-07-21 | Baker Hughes Incorporated | Oil well heater cable |
US6039121A (en) | 1997-02-20 | 2000-03-21 | Rangewest Technologies Ltd. | Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons |
US6540018B1 (en) | 1998-03-06 | 2003-04-01 | Shell Oil Company | Method and apparatus for heating a wellbore |
MA24902A1 (fr) * | 1998-03-06 | 2000-04-01 | Shell Int Research | Rechauffeur electrique |
US6248230B1 (en) * | 1998-06-25 | 2001-06-19 | Sk Corporation | Method for manufacturing cleaner fuels |
US6130398A (en) * | 1998-07-09 | 2000-10-10 | Illinois Tool Works Inc. | Plasma cutter for auxiliary power output of a power source |
NO984235L (no) | 1998-09-14 | 2000-03-15 | Cit Alcatel | Oppvarmingssystem for metallrør for rõoljetransport |
EP1123454B1 (en) | 1998-09-25 | 2006-03-08 | Tesco Corporation | System, apparatus, and method for installing control lines in a well |
US6609761B1 (en) | 1999-01-08 | 2003-08-26 | American Soda, Llp | Sodium carbonate and sodium bicarbonate production from nahcolitic oil shale |
JP2000340350A (ja) | 1999-05-28 | 2000-12-08 | Kyocera Corp | 窒化ケイ素製セラミックヒータおよびその製造方法 |
US6257334B1 (en) | 1999-07-22 | 2001-07-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Steam-assisted gravity drainage heavy oil recovery process |
US20020036085A1 (en) | 2000-01-24 | 2002-03-28 | Bass Ronald Marshall | Toroidal choke inductor for wireless communication and control |
US6633236B2 (en) | 2000-01-24 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters |
US7259688B2 (en) | 2000-01-24 | 2007-08-21 | Shell Oil Company | Wireless reservoir production control |
RU2258805C2 (ru) | 2000-03-02 | 2005-08-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система для нагнетания химических реагентов в скважину, нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов (варианты) и способ управления нефтяной скважиной |
EG22420A (en) | 2000-03-02 | 2003-01-29 | Shell Int Research | Use of downhole high pressure gas in a gas - lift well |
US7170424B2 (en) | 2000-03-02 | 2007-01-30 | Shell Oil Company | Oil well casting electrical power pick-off points |
US6632047B2 (en) * | 2000-04-14 | 2003-10-14 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Heater element for use in an in situ thermal desorption soil remediation system |
US6918444B2 (en) | 2000-04-19 | 2005-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock |
US20030085034A1 (en) | 2000-04-24 | 2003-05-08 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a coal formation to produce pyrolsis products |
US20030075318A1 (en) | 2000-04-24 | 2003-04-24 | Keedy Charles Robert | In situ thermal processing of a coal formation using substantially parallel formed wellbores |
US7096953B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-08-29 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a movable heating element |
US7011154B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
US20030066642A1 (en) | 2000-04-24 | 2003-04-10 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a coal formation producing a mixture with oxygenated hydrocarbons |
NZ522212A (en) * | 2000-04-24 | 2004-03-26 | Shell Int Research | Downhole electrical well heating system and method |
GB2383633A (en) * | 2000-06-29 | 2003-07-02 | Paulo S Tubel | Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors |
US6585046B2 (en) | 2000-08-28 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Live well heater cable |
US20020112987A1 (en) | 2000-12-15 | 2002-08-22 | Zhiguo Hou | Slurry hydroprocessing for heavy oil upgrading using supported slurry catalysts |
US20020112890A1 (en) | 2001-01-22 | 2002-08-22 | Wentworth Steven W. | Conduit pulling apparatus and method for use in horizontal drilling |
US20020153141A1 (en) | 2001-04-19 | 2002-10-24 | Hartman Michael G. | Method for pumping fluids |
EA009350B1 (ru) | 2001-04-24 | 2007-12-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ обработки углеводородсодержащих подземных песчаных пластов, пропитанных дегтем, и смешивающий агент |
AU2002303481A1 (en) | 2001-04-24 | 2002-11-05 | Shell Oil Company | In situ recovery from a relatively low permeability formation containing heavy hydrocarbons |
WO2002085821A2 (en) | 2001-04-24 | 2002-10-31 | Shell International Research Maatschappij B.V. | In situ recovery from a relatively permeable formation containing heavy hydrocarbons |
CN1507528A (zh) * | 2001-04-24 | 2004-06-23 | ���ʿ����о�����˾ | 用来回收油的就地燃烧 |
US20030146002A1 (en) | 2001-04-24 | 2003-08-07 | Vinegar Harold J. | Removable heat sources for in situ thermal processing of an oil shale formation |
US20030029617A1 (en) | 2001-08-09 | 2003-02-13 | Anadarko Petroleum Company | Apparatus, method and system for single well solution-mining |
US6969123B2 (en) | 2001-10-24 | 2005-11-29 | Shell Oil Company | Upgrading and mining of coal |
US7077199B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-07-18 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil reservoir formation |
WO2003036033A1 (en) | 2001-10-24 | 2003-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Simulation of in situ recovery from a hydrocarbon containing formation |
AU2002359299B2 (en) | 2001-10-24 | 2007-04-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Isolation of soil with a frozen barrier prior to conductive thermal treatment of the soil |
US7165615B2 (en) | 2001-10-24 | 2007-01-23 | Shell Oil Company | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using conductor-in-conduit heat sources with an electrically conductive material in the overburden |
US7090013B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-08-15 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids |
US7104319B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
US6679326B2 (en) | 2002-01-15 | 2004-01-20 | Bohdan Zakiewicz | Pro-ecological mining system |
WO2003062596A1 (en) * | 2002-01-22 | 2003-07-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas operated pump for hydrocarbon wells |
US6958195B2 (en) * | 2002-02-19 | 2005-10-25 | Utc Fuel Cells, Llc | Steam generator for a PEM fuel cell power plant |
AU2003239514A1 (en) * | 2002-05-31 | 2003-12-19 | Sensor Highway Limited | Parameter sensing apparatus and method for subterranean wells |
WO2004018827A1 (en) * | 2002-08-21 | 2004-03-04 | Presssol Ltd. | Reverse circulation directional and horizontal drilling using concentric drill string |
US7073578B2 (en) * | 2002-10-24 | 2006-07-11 | Shell Oil Company | Staged and/or patterned heating during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation |
US7048051B2 (en) | 2003-02-03 | 2006-05-23 | Gen Syn Fuels | Recovery of products from oil shale |
US6796139B2 (en) | 2003-02-27 | 2004-09-28 | Layne Christensen Company | Method and apparatus for artificial ground freezing |
NZ567052A (en) | 2003-04-24 | 2009-11-27 | Shell Int Research | Thermal process for subsurface formations |
CN100392206C (zh) | 2003-06-24 | 2008-06-04 | 埃克森美孚上游研究公司 | 处理地下地层以将有机物转化成可采出的烃的方法 |
US7147057B2 (en) | 2003-10-06 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore |
US7337841B2 (en) | 2004-03-24 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing comprising stress-absorbing materials and associated methods of use |
ATE392536T1 (de) | 2004-04-23 | 2008-05-15 | Shell Int Research | Verhinderung von verschorfungseffekten in bohrlöchern |
NZ562364A (en) | 2005-04-22 | 2010-12-24 | Shell Int Research | Reducing heat load applied to freeze wells using a heat transfer fluid in heat interceptor wells |
IN266867B (ru) | 2005-04-22 | 2015-06-10 | Shell Int Research | |
EP1941127A1 (en) | 2005-10-24 | 2008-07-09 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing hydrocarbons from tar sands with heat created drainage paths |
US7124584B1 (en) | 2005-10-31 | 2006-10-24 | General Electric Company | System and method for heat recovery from geothermal source of heat |
PL1984599T3 (pl) | 2006-02-16 | 2012-11-30 | Chevron Usa Inc | Ekstrakcja kerogenu z podziemnych złóż łupka bitumicznego |
RU2415259C2 (ru) | 2006-04-21 | 2011-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Последовательное нагревание множества слоев углеводородсодержащего пласта |
CA2666959C (en) | 2006-10-20 | 2015-06-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Moving hydrocarbons through portions of tar sands formations with a fluid |
US20080216321A1 (en) | 2007-03-09 | 2008-09-11 | Eveready Battery Company, Inc. | Shaving aid delivery system for use with wet shave razors |
CA2684486C (en) | 2007-04-20 | 2015-11-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation |
US20090200290A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-08-13 | Paul Gregory Cardinal | Variable voltage load tap changing transformer |
WO2009129143A1 (en) | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Shell Oil Company | Systems, methods, and processes utilized for treating hydrocarbon containing subsurface formations |
-
2006
- 2006-04-21 IN IN4144CHN2007 patent/IN266867B/en unknown
- 2006-04-21 NZ NZ562244A patent/NZ562244A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EP EP06750975A patent/EP1871985B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 CA CA2606216A patent/CA2606216C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 DE DE602006006042T patent/DE602006006042D1/de active Active
- 2006-04-21 NZ NZ562239A patent/NZ562239A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EP EP06751034A patent/EP1871987B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 CN CN200680013122.8A patent/CN101163852B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CN CN200680013123.2A patent/CN101163860B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/014778 patent/WO2006115945A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 EP EP06750974A patent/EP1871980A1/en not_active Withdrawn
- 2006-04-21 EP EP06750969A patent/EP1871979A1/en not_active Withdrawn
- 2006-04-21 DE DE602006007450T patent/DE602006007450D1/de active Active
- 2006-04-21 EA EA200702302A patent/EA014258B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EP EP06750976A patent/EP1871982B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 NZ NZ562249A patent/NZ562249A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015167 patent/WO2006116131A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 DE DE602006007693T patent/DE602006007693D1/de active Active
- 2006-04-21 AU AU2006240173A patent/AU2006240173B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 AU AU2006239999A patent/AU2006239999B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 CA CA2606218A patent/CA2606218C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 NZ NZ562240A patent/NZ562240A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AU AU2006240175A patent/AU2006240175B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 CA CA2605724A patent/CA2605724C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 AU AU2006239961A patent/AU2006239961B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 EA EA200702306A patent/EA012554B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AU AU2006239997A patent/AU2006239997B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 EA EA200702299A patent/EA013555B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AU AU2006239958A patent/AU2006239958B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 CA CA2605720A patent/CA2605720C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 AU AU2006239962A patent/AU2006239962B8/en not_active Ceased
- 2006-04-21 US US11/409,523 patent/US7831133B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 NZ NZ562243A patent/NZ562243A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 NZ NZ562241A patent/NZ562241A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AT AT06750975T patent/ATE435964T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AT AT06750976T patent/ATE463658T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EA EA200702300A patent/EA012767B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CN CN200680013322.3A patent/CN101163853B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015104 patent/WO2006116095A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 EP EP06750749A patent/EP1871981A1/en not_active Withdrawn
- 2006-04-21 EA EA200702304A patent/EA012077B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015101 patent/WO2006116092A1/en active Search and Examination
- 2006-04-21 EA EA200702301A patent/EA012901B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EP EP06750751A patent/EP1871990B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 AU AU2006240033A patent/AU2006240033B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015166 patent/WO2006116130A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 EA EA200702303A patent/EA014760B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CN CN200680013121.3A patent/CN101163858B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CA CA2606181A patent/CA2606181C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CN CN200680013092.0A patent/CN101163851A/zh active Pending
- 2006-04-21 DE DE602006007974T patent/DE602006007974D1/de active Active
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015095 patent/WO2006116087A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 AU AU2006240043A patent/AU2006240043B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 CN CN200680013320.4A patent/CN101163856B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 EP EP06751032A patent/EP1871983B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 CA CA2606165A patent/CA2606165C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CN CN200680013312.XA patent/CN101163859B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 EA EA200702297A patent/EA012900B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AT AT06751034T patent/ATE427410T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CA CA2606295A patent/CA2606295C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015106 patent/WO2006116097A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 EA EA200702305A patent/EA012171B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 NZ NZ562251A patent/NZ562251A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AU AU2006239996A patent/AU2006239996B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015084 patent/WO2006116078A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 CA CA2606210A patent/CA2606210C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 AU AU2006239963A patent/AU2006239963B2/en not_active Ceased
- 2006-04-21 NZ NZ562248A patent/NZ562248A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 AT AT06750751T patent/ATE434713T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015169 patent/WO2006116133A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/015105 patent/WO2006116096A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 CN CN200680013093.5A patent/CN101300401B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CN CN200680013101.6A patent/CN101163855B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 EP EP06751031A patent/EP1871986A1/en not_active Withdrawn
- 2006-04-21 AT AT06751032T patent/ATE437290T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CA CA2606217A patent/CA2606217C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 EA EA200702307A patent/EA011905B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CN CN200680013090.1A patent/CN101163854B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 DE DE602006013437T patent/DE602006013437D1/de active Active
- 2006-04-21 NZ NZ562242A patent/NZ562242A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 NZ NZ562247A patent/NZ562247A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 EP EP06750964.6A patent/EP1871978B1/en not_active Not-in-force
- 2006-04-21 CA CA2605729A patent/CA2605729C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 CA CA2606176A patent/CA2606176C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-21 EP EP06758470A patent/EP1880078A1/en not_active Withdrawn
- 2006-04-21 EA EA200702298A patent/EA011226B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 WO PCT/US2006/014776 patent/WO2006115943A1/en active Application Filing
- 2006-04-21 NZ NZ562252A patent/NZ562252A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-21 CN CN200680013103.5A patent/CN101163857B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-24 EP EP06758505A patent/EP1871858A2/en not_active Withdrawn
- 2006-04-24 CA CA2605737A patent/CA2605737C/en active Active
- 2006-04-24 AU AU2006239886A patent/AU2006239886B2/en not_active Ceased
- 2006-04-24 CN CN200680013130.2A patent/CN101163780B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-04-24 EA EA200702296A patent/EA014031B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-04-24 NZ NZ562250A patent/NZ562250A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-04-24 WO PCT/US2006/015286 patent/WO2006116207A2/en active Application Filing
-
2007
- 2007-09-18 ZA ZA200708023A patent/ZA200708023B/en unknown
- 2007-09-18 ZA ZA200708020A patent/ZA200708020B/xx unknown
- 2007-09-18 ZA ZA200708022A patent/ZA200708022B/xx unknown
- 2007-09-18 ZA ZA200708021A patent/ZA200708021B/xx unknown
- 2007-09-20 ZA ZA200708088A patent/ZA200708088B/xx unknown
- 2007-09-20 ZA ZA200708089A patent/ZA200708089B/xx unknown
- 2007-09-20 ZA ZA200708090A patent/ZA200708090B/xx unknown
- 2007-09-20 ZA ZA200708087A patent/ZA200708087B/xx unknown
- 2007-09-21 ZA ZA200708134A patent/ZA200708134B/xx unknown
- 2007-09-21 ZA ZA200708137A patent/ZA200708137B/xx unknown
- 2007-09-21 ZA ZA200708136A patent/ZA200708136B/xx unknown
- 2007-09-21 ZA ZA200708135A patent/ZA200708135B/xx unknown
- 2007-09-24 IL IL186206A patent/IL186206A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186207A patent/IL186207A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186210A patent/IL186210A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186214A patent/IL186214A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186204A patent/IL186204A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186212A patent/IL186212A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186213A patent/IL186213A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186208A patent/IL186208A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186203A patent/IL186203A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186211A patent/IL186211A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186205A patent/IL186205A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-24 IL IL186209A patent/IL186209A/en not_active IP Right Cessation
- 2007-09-28 ZA ZA200708316A patent/ZA200708316B/xx unknown
- 2007-11-21 MA MA30403A patent/MA29473B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30400A patent/MA29470B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30405A patent/MA29474B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30399A patent/MA29469B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30404A patent/MA29719B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30408A patent/MA29477B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30409A patent/MA29478B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30406A patent/MA29475B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30398A patent/MA29468B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30402A patent/MA29472B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30401A patent/MA29471B1/fr unknown
- 2007-11-21 MA MA30407A patent/MA29476B1/fr unknown
-
2011
- 2011-03-09 AU AU2011201030A patent/AU2011201030B2/en not_active Ceased
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB774283A (en) * | 1952-09-15 | 1957-05-08 | Ruhrchemie Ag | Process for the combined purification and methanisation of gas mixtures containing oxides of carbon and hydrogen |
GB2110231A (en) * | 1981-03-13 | 1983-06-15 | Jgc Corp | Process for converting solid wastes to gases for use as a town gas |
US20020050357A1 (en) * | 2000-04-24 | 2002-05-02 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce formation fluids having a relatively low olefin content |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2020247264A1 (en) * | 2019-06-07 | 2020-12-10 | Uop Llc | Process and apparatus for recycling hydrogen to hydroprocess biorenewable feed |
US11136514B2 (en) | 2019-06-07 | 2021-10-05 | Uop Llc | Process and apparatus for recycling hydrogen to hydroprocess biorenewable feed |
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA014031B1 (ru) | Способ получения метана | |
EP1276967B1 (en) | A method for treating a hydrocarbon containing formation | |
US10099972B2 (en) | Methods and systems for producing liquid hydrocarbons | |
CA2462957C (en) | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation and upgrading of produced fluids prior to further treatment | |
EP1276964B1 (en) | A method for treating a hydrocarbon containing formation | |
AU2001272379A1 (en) | A method for treating a hydrocarbon containing formation | |
AU2001260241A1 (en) | A method for treating a hydrocarbon containing formation | |
AU2002360301A1 (en) | In situ thermal processing and upgrading of produced hydrocarbons | |
KR101336574B1 (ko) | 피셔-트롭쉬 합성 생성물로부터 프로필렌 및 에틸렌의 제조방법 | |
AU2001260245A1 (en) | A method for treating a hydrocarbon containing formation | |
JP2004528438A (ja) | ビチューメンからのディーゼル燃料油の製造 | |
RU2305175C2 (ru) | Термообработка углеводородсодержащего пласта по месту залегания и повышение качества получаемых флюидов перед последующей обработкой | |
WO2017135981A1 (en) | Small scale modular gas to liquids plant for stranded remote gas | |
AU2013280850B2 (en) | Carbon oxides removal | |
US20140221711A1 (en) | System and Process for Converting Natural Gas Into Saturated, Cyclic Hydrocarbons | |
AU2013280860A1 (en) | Converting carbon oxides in gas phase fluids | |
CA2931610C (en) | Methods and systems for producing liquid hydrocarbons | |
Greaves et al. | Laboratory studies of producing hydrogen and incremental oil from light oil reservoirs using downhole gasification | |
Greaves et al. | Downhole Gasification for Improved Oil Recovery |
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 |