EA014215B1 - Ограниченный по температуре нагреватель с трубопроводом, по существу, электрически изолированным от пласта - Google Patents
Ограниченный по температуре нагреватель с трубопроводом, по существу, электрически изолированным от пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA014215B1 EA014215B1 EA200801156A EA200801156A EA014215B1 EA 014215 B1 EA014215 B1 EA 014215B1 EA 200801156 A EA200801156 A EA 200801156A EA 200801156 A EA200801156 A EA 200801156A EA 014215 B1 EA014215 B1 EA 014215B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- pipeline
- formation
- temperature
- heat
- heater
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 236
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims abstract description 111
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 111
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 86
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 86
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 49
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 74
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 41
- 239000003302 ferromagnetic material Substances 0.000 claims description 37
- 230000005294 ferromagnetic effect Effects 0.000 claims description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims description 18
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 11
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 9
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 9
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims description 9
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000010292 electrical insulation Methods 0.000 claims description 8
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 8
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 claims description 8
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 211
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 43
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 43
- 239000000463 material Substances 0.000 description 35
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 19
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 230000002500 effect on skin Effects 0.000 description 17
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 17
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 16
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 14
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 13
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 12
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 12
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 12
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 12
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 11
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 11
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 230000005291 magnetic effect Effects 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 8
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 8
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 7
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 7
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 6
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 5
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 5
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 5
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 5
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910000531 Co alloy Inorganic materials 0.000 description 4
- QVYYOKWPCQYKEY-UHFFFAOYSA-N [Fe].[Co] Chemical compound [Fe].[Co] QVYYOKWPCQYKEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 229910000599 Cr alloy Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910001030 Iron–nickel alloy Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- UPHIPHFJVNKLMR-UHFFFAOYSA-N chromium iron Chemical compound [Cr].[Fe] UPHIPHFJVNKLMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- -1 pyrobitumen Substances 0.000 description 3
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 3
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000788 chromium alloy Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000012777 electrically insulating material Substances 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 2
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 2
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 2
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 2
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910019582 Cr V Inorganic materials 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000640 Fe alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 229910052581 Si3N4 Inorganic materials 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000756 V alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005202 decontamination Methods 0.000 description 1
- 230000003588 decontaminative effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000010891 electric arc Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000002320 enamel (paints) Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000007429 general method Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 239000013529 heat transfer fluid Substances 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001771 impaired effect Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- PNXOJQQRXBVKEX-UHFFFAOYSA-N iron vanadium Chemical compound [V].[Fe] PNXOJQQRXBVKEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012184 mineral wax Substances 0.000 description 1
- 229910001120 nichrome Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052758 niobium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010955 niobium Substances 0.000 description 1
- GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N niobium atom Chemical compound [Nb] GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000615 nonconductor Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- HQVNEWCFYHHQES-UHFFFAOYSA-N silicon nitride Chemical compound N12[Si]34N5[Si]62N3[Si]51N64 HQVNEWCFYHHQES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 description 1
- 238000012876 topography Methods 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
- 229910000859 α-Fe Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B60—VEHICLES IN GENERAL
- B60L—PROPULSION OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; SUPPLYING ELECTRIC POWER FOR AUXILIARY EQUIPMENT OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRODYNAMIC BRAKE SYSTEMS FOR VEHICLES IN GENERAL; MAGNETIC SUSPENSION OR LEVITATION FOR VEHICLES; MONITORING OPERATING VARIABLES OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRIC SAFETY DEVICES FOR ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES
- B60L1/00—Supplying electric power to auxiliary equipment of vehicles
- B60L1/02—Supplying electric power to auxiliary equipment of vehicles to electric heating circuits
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/002—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal in combination with oil conversion- or refining processes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/02—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by distillation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G9/24—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by heating with electrical means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/28—Dissolving minerals other than hydrocarbons, e.g. by an alkaline or acid leaching agent
- E21B43/281—Dissolving minerals other than hydrocarbons, e.g. by an alkaline or acid leaching agent using heat
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/308—Gravity, density, e.g. API
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
Abstract
Изобретение относится к системе для нагревания содержащего углеводороды пласта, которая включает в себя трубопровод, расположенный в отверстии в пласте. Внутри трубопровода расположен электрический проводник. Электрический проводник электрически соединён с трубопроводом на его конце или вблизи конца, так что электрический проводник и трубопровод соединены последовательно. При подаче электрического тока в систему направление электрического тока в электрическом проводнике, по существу, противоположно направлению электрического тока в трубопроводе. Поток электронов, по существу, ограничен внутренней стороной трубопровода из-за действия электромагнитного поля, генерируемого при протекании электрического тока в электрическом проводнике, так что на внешней поверхности трубопровода или вблизи нее потенциал, по существу, равен нулю при 25°С. Трубопровод имеет такую конфигурацию, что тепло выделяется и нагревает пласт при подаче электрического тока в систему.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится в общем к способам и системам для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов, таких как пласты, содержащие углеводороды. В частности, определенные варианты изобретения относятся к нагреванию выбранной части ила частей пластов с применением ограниченных по температуре нагревателей и трубопроводов, которые электрически изолированы от пласта.
Уровень техники
Углеводороды, которые получают из подземных пластов, часто используют в качестве энергетических ресурсов, в качестве исходного сырья и продуктов потребления. Озабоченность в связи с истощением доступных углеводородных ресурсов и проблемы общего снижения качества полученных углеводородов привели к разработке способов более эффективного извлечения, переработки и/или использования доступных углеводородных ресурсов. Для удаления углеводородсодержащих материалов из подземных пластов можно использовать процессы обработки внутри пласта (ίη зйи). Для того чтобы обеспечить более легкое извлечение углеводородного материала из подземного пласта, может возникнуть необходимость изменения химических и/или физических свойств углеводородного материала внутри подземного пласта. Эти химические и физические изменения могут включать реакции ίη зйи, в которых образуются извлекаемые текучие среды, изменение состава, изменение растворимости, изменение плотности, изменение фазового состояния и/или изменение вязкости углеводородного материала внутри пласта. Текучая среда (флюид) может представлять собой (но не ограничивается указанным) газ, жидкость, эмульсию, суспензию и/или поток твердых частиц, для которого характеристики течения подобны потоку жидкости.
Нагреватели могут быть помещены в ствол скважины для того, чтобы нагреть пласт в ходе процесса внутренней обработки. Примеры процессов внутренней обработки, в которых используются скважинные нагреватели, проиллюстрированы в патентах США № 2634961 (автор Ципдз1гот); 2732195 (ЦипдзЕот); 2780450 (Е)ипдз1тот); 2789805 (Е)ипдз1гот); 2923535 (ЦипдзЕот) и 4886118 (Уап Меигз и др.).
Воздействие тепла на пласт нефтеносных сланцев описано в патентах США № 2923535 (Е)ипдз1гот) и 4886118 (Уап Меигз и др.). Тепло может быть подведено в пласт нефтеносного сланца с целью пиролиза керогена в пласте нефтеносного сланца. Кроме того, тепло может разрушать пласт с целью повышения проницаемости пласта. Повышенная проницаемость может обеспечить перемещение флюида пласта к эксплуатационной скважине, где флюид извлекается из пласта нефтеносного сланца. Например, в некоторых способах, раскрытых в публикациях БщпдзЕот. кислородсодержащая газовая среда вводится в проницаемый пласт, предпочтительно в ещё нагретом состоянии со стадии подогрева, для того чтобы инициировать горение.
Для нагревания подземных пластов могут быть использованы источники тепла. Электрические нагреватели могут быть использованы для того, чтобы нагреть подземный пласт за счёт излучения и/или электропроводности. Электрический нагреватель может быть омическим тепловым элементом. В патенте США № 2548360 (Сетташ) описан электрический нагревательный элемент, который расположен внутри вязкой нефти в стволе скважины. Нагревательный элемент нагревает и разжижает нефть, обеспечивая возможность выкачивания нефти из скважины. В патенте США № 4716960 (ЕазНипй и др.) описаны электрически нагреваемые трубы нефтяной скважины за счёт пропускания тока относительно низкого напряжения через трубы, для того чтобы предотвратить образование твердого вещёства. В патенте США № 5065818 (Уап Едтопй) описан электрический нагревательный элемент, который цементируется в стволе скважины, без корпуса, окружающего нагревательный элемент.
В патенте США № 6023554 (Ушедат и др.) описан электрический нагревательный элемент, который размещён в оболочке. Этот нагревательный элемент генерирует энергию излучения, которая нагревает оболочку. Между оболочкой и пластом может быть размещён твердый гранулированный материал наполнителя. Оболочка может нагревать материал наполнителя за счёт теплопроводности, и наполнитель, в свою очередь, нагревает пласт за счёт теплопроводности.
В некоторых пластах могут находиться тонкие углеводородные слои или тонкие богатые слои в мощном углеводородном слое. Может быть выгодным использовать нагреватели, которые электрически изолированы от пласта, для нагревания и/или обработки пластов такого типа. Электрическая изоляция нагревателя от пласта снижает электрические потери в пласте и повышает тепловую эффективность нагревателя. Кроме того, электрическая изоляция нагревателя может обеспечить более безопасную эксплуатацию нагревателя. Эти нагреватели могут находиться, по существу, в стволе скважины И-образной формы, что снижает количество отверстий на поверхности пласта. Уменьшение количества отверстий может быть желательным для того, чтобы снизить обработки пластов такого типа. Электрическая изоляция нагревателя от пласта снижает электрические потери в пласте и повышает тепловую эффективность нагревателя. Кроме того, электрическая изоляция нагревателя может обеспечить более безопасную эксплуатацию нагревателя. Эти нагреватели могут находиться, по существу, в стволе скважины И-образной формы, что снижает количество отверстий на поверхности пласта. Уменьшение количества отверстий может быть желательным для того, чтобы снизить капитальные затраты и/или снизить воздействие буровых скважин на пласт (например, воздействие на окружающую среду и/или модификации поверхностной
- 1 014215 топографии).
Сущность изобретения
Согласно изобретению предлагается способ нагрева подземного углеводородсодержащего пласта с использованием системы, содержащей трубопровод, расположенный в отверстии в пласте, причём трубопровод содержит ферромагнитный материал;
электрический проводник, расположенный внутри трубопровода и электрически соединённый с трубопроводом на конце трубопровода или вблизи конца трубопровода, так что электрический проводник и трубопровод соединены последовательно, причём направление электрического тока в электрическом проводнике, по существу, противоположно направлению электрического тока в трубопроводе при подаче электрического тока в систему.
Способ включает в себя подачу электрического тока в систему, при этом поток электронов, по существу, ограничен внутри трубопровода, а трубопровод выделяет тепло и нагревает пласт при подаче электрического тока в систему; внешнюю сторону трубопровода электрически изолируют от пласта электрически изолирующим слоем на поверхности трубопровода; трубопровод конфигурируют так, что длина внешней окружности трубопровода больше, чем длина внешней окружности электрического проводника, при этом тепло, выделяющееся в стенке трубопровода, передаётся от периферии трубопровода в пласт, благодаря чему трубопровод выделяет большую часть тепловой мощности системы, а толщину стенки трубопровода выбирают равной по меньшей мере одной глубине скин-слоя ферромагнитного материала при 25°С, благодаря чему поток электронов, по существу, ограничивается внутри трубопровода электромагнитным полем, создаваемым при протекании электрического тока в электрическом проводнике, так что на внешней поверхности трубопровода или вблизи неё потенциал, по существу, равен нулю при 25°С.
В других вариантах осуществления изобретения могут быть добавлены дополнительные признаки к специальным вариантам осуществления настоящего изобретения.
Краткое описание чертежей
Преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными для специалистов в этой области техники с помощью следующего подробного описания со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых: фиг. 1 - иллюстрация стадий нагревания пласта, содержащего углеводороды;
фиг. 2 - схематичное представление варианта воплощения части системы термообработки ίη δίΐιι для обработки пласта, содержащего углеводороды;
фиг. 3 - вариант воплощения нагревателя, по существу, И-образной формы, который электрически изолирован от пласта;
фиг. 4 - вариант воплощения, по существу, горизонтального нагревателя с одним вводом, который электрически изолирован от пласта;
фиг. 5 - вариант воплощения, по существу, горизонтального нагревателя с одним вводом, который электрически изолирован от пласта с использованием изолированного проводника в качестве центрального проводника.
Хотя это изобретение допускает различные модификации и альтернативные формы, конкретные варианты его воплощения показаны с помощью примеров на чертежах и могут быть подробно описаны в изобретении. Чертежи могут быть выполнены не в масштабе. Однако следует понимать, что эти чертежи и подробное описание изобретения не предназначаются для ограничения изобретения описанными конкретными формами, скорее, наоборот, они предназначены для защиты всех модификаций, эквивалентов и альтернативных форм, подпадающих под замысел и объём настоящего изобретения, которые определены в прилагаемой формуле изобретения.
Подробное описание
Следующее ниже описание в общем относится к системам и способам для обработки углеводородов в пластах. Такие пласты могут быть обработаны с целью получения углеводородных продуктов, водорода и других продуктов.
Термин углеводороды обычно означает молекулы, состоящие главным образом из атомов углерода и водорода. Углеводороды также могут содержать другие элементы, такие как галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или серу (но не ограничиваются указанным). Углеводороды могут представлять собой кероген, битум, пиробитум, масла, природные минеральные воски и асфальтиты (но не ограничиваются указанным). Углеводороды могут быть расположены внутри (или вблизи) минеральной материнской породы в земле. Материнские породы могут включать в себя (но не ограничиваются указанным) осадочные породы, пески, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды.
Углеводородные флюиды представляют собой флюиды, которые включают углеводороды. Углеводородные флюиды могут включать, захватывать или захватываться в неуглеводородные флюиды, такие как водород, азот, монооксид углерода, диоксид углерода, сероводород, вода и аммиак.
- 2 014215
Термин пласт включает в себя один или несколько слоёв, содержащих углеводороды, один или несколько неуглеводородных слоёв покрывающих и/или подстилающих пород. Покрывающие и/или подстилающие породы включают в себя один или несколько типов непроницаемых материалов. Например, покрывающие и/или подстилающие породы могут включать горную породу, сланец, аргиллит или влажный/герметичный карбонат. В некоторых вариантах способов ίη δίΐιι термообработки покрывающие и/или подстилающие породы могут включать в себя слой, содержащий углеводороды, или слои, содержащие углеводороды, которые относительно непроницаемы и не подвергаются температурному воздействию в ходе процесса ίη δίΐιι термообработки, который приводит к значительным характеристичным изменениям содержащих углеводороды слоёв покрывающих и/или подстилающих пород. Например, подстилающая порода может содержать глинистый сланец или аргиллит, однако недопустимо нагревать подстилающую породу до температур пиролиза в ходе процесса ίη δίΐιι термообработки. В некоторых случаях покрывающий и/или подстилающий слои могут обладать некоторой степенью проницаемости.
Термин пластовые флюиды относится к флюидам, находящимся в пласте, которые могут включать в себя пиролизные флюиды, синтез-газ, подвижные углеводороды и воду (пар). Пластовые флюиды могут включать углеводородные флюиды, а также неуглеводородные флюиды.
Термин подвижный флюид относится к флюидам в пласте, содержащим углеводороды, которые способны течь под действием термической обработки пласта.
Термин добываемые флюиды относится к флюидам, удаляемым из пласта.
Термин тепловой источник представляет собой любую систему для предоставления тепла по меньшей мере к части пласта в основном за счёт теплопередачи путём проводимости и/или излучения. Например, тепловой источник может включать электрические нагреватели, такие как изолированный проводник, продолговатый элемент и/или проводник, расположенный в трубе. Кроме того, тепловой источник может включать в себя системы, которые генерируют тепло за счёт сжигания топлива снаружи или в пласте. Эти системы могут представлять собой поверхностные горелки, скважинные газовые горелки, рассредоточенные беспламенные камеры сгорания и естественные рассредоточенные камеры сгорания. В некоторых вариантах осуществления тепло, обеспечиваемое или генерируемое в одном или нескольких тепловых источниках, может подаваться из других источников энергии. Эти другие источники энергии могут непосредственно нагревать пласт или энергия может подаваться в передающую среду, которая прямо или косвенно нагревает пласт. Следует понимать, что в одном или нескольких тепловых источниках, которые подают тепло в пласте, могут быть использованы различные источники энергии. Так, например, для данного пласта некоторые тепловые источники могут подавать тепло из нагревателей электрического сопротивления, некоторые тепловые источники могут предоставлять тепло за счёт сгорания, и некоторые тепловые источники могут предоставлять тепло из одного или нескольких других источников энергии (например, химические реакции, солнечная энергия, ветровая энергия, биомасса или другие источники возобновляемой энергии). Химические реакции могут включать экзотермические реакции (например, реакции окисления). Кроме того, тепловой источник может включать в себя нагреватель, который предоставляет тепло в ближайшую зону и/или зону, окружающую место нагрева, такую как нагревательная скважина.
Термин нагреватель означает любую систему или тепловой источник для выработки тепла в скважине или в области вблизи ствола скважины. Нагреватели могут быть (но не ограничиваются указанным) электрическими нагревателями, горелками, камерами сгорания, которые взаимодействуют с материалом внутри или образуются из пласта, и/или их сочетания.
Термин процесс термической обработки ίη δίΐιι относится к способу нагревания углеводородсодержащего пласта с помощью тепловых источников с целью повышения температуры по меньшей мере в части пласта выше температуры, вызывающей подвижность, или понижение вязкости, или температуры пиролиза, так чтобы внутри пласта образовались подвижные флюиды, флюиды с пониженной вязкостью или пиролизованные флюиды.
Термин изолированный проводник относится к любому продолговатому материалу, который способен проводить электрический ток и который покрыт, полностью или частично, электрически изолирующим материалом.
Продолговатый элемент может быть неизолированным металлическим нагревателем или незащищённым металлическим нагревателем.
Термины неизолированный металл и незащищённый металл относятся к металлам, в которых отсутствует слой электрической изоляции, такой как минеральная изоляция, которая предназначается для обеспечения электрической изоляции металла во всём диапазоне температур эксплуатации продолговатого элемента. Неизолированный металл и незащищённый металл могут охватывать металлы, которые включают в себя ингибитор коррозии, такой как окисленный слой природного происхождения, нанесённый окисленный слой и/или плёнка. Неизолированный металл и незащищённый металл включают в себя металлы с полимерной изоляцией или электрической изоляцией другого типа, которая не может сохранить свойства электрического изолятора при типичных температурах эксплуатации продолговатого элемента. Такой материал может быть расположен на металле и может термически разлагаться в ходе применения нагревателя.
- 3 014215
Термин ограниченный по температуре нагреватель обычно относится к нагревателю, который регулирует выходную тепловую мощность (например, уменьшает выходную тепловую мощность) выше заданной температуры без использования внешних средств управления, таких как регуляторы температуры, регуляторы мощности, преобразователи или другие устройства. Ограниченные по температуре нагреватели электрического сопротивления могут потреблять энергию переменного тока (ПМТ) или модулированного (например, прерывистого) постоянного тока (ПСТ).
Температура Кюри означает температуру, выше которой ферромагнитный материал теряет все ферромагнитные свойства. Кроме того, что все ферромагнитные свойства исчезают выше температуры Кюри, ферромагнитный материал начинает терять ферромагнитные свойства, когда возрастает электрический ток, проходящий через ферромагнитный материал.
Термин ток, изменяющийся во времени относится к электрическому току, который вызывает скин-эффект в ферромагнитном проводнике и имеет изменяющееся во времени значение. Ток, изменяющийся во времени, включает как переменный ток (ПМТ), так и модулированный постоянный ток (ПСТ).
Переменный ток (ПМТ) относится к току, изменяющемуся во времени, направление которого изменяется в основном синусоидально. Переменный ток вызывает скин-эффект потока электричества в ферромагнитном проводнике.
Термин модулированный постоянный ток (ПСТ) относится к любому току, изменяющемуся во времени несинусоидально, который вызывает скин-эффект потока электричества в ферромагнитном проводнике.
Термин отношение диапазона изменения для ограниченного по температуре нагревателя означает отношение самого высокого сопротивления переменному току или модулированному ПСТ ниже температуры Кюри, к самому низкому сопротивлению переменному току или модулированному ПСТ выше температуры Кюри при заданном токе.
В контексте систем, приборов и методов с пониженной выходной тепловой мощностью термин автоматически означает такие системы, приборы и методы, которые выполняются определённым образом без использования средств внешнего управления (например, внешние регуляторы, такие как регуляторы с датчиками температуры и контуром обратной связи, ПИД-регуляторы или прогнозирующие регуляторы).
Термин ствол скважины относится к отверстию в пласте, полученному путём бурения или внедрения трубопровода внутрь пласта. Ствол скважины может иметь, по существу, круглое поперечное сечение или поперечное сечение другой формы.
Применяемые в описании термины скважина и отверстие, когда они относятся к отверстию в пласте, могут быть использованы взаимозаменяемо с термином ствол скважины.
Термин ствол скважины И-образной формы относится к стволу скважины, который проходит из первого отверстия в пласте по меньшей мере через часть пласта и выходит через второе отверстие в пласте. В этом контексте ствол скважины может иметь только приблизительно У-образную или и-образную форму, в том смысле, что ноги знака и не обязательно параллельны друг другу или перпендикулярны нижней части знака И для ствола скважины, форма которого считается И-образной.
Термин пиролиз представляет собой разрыв химических связей под действием тепла. Например, пиролиз может включать превращение соединения в одно или несколько других веществ только под действием тепла. Для того чтобы вызвать протекание пиролиза, в часть пласта может быть подведено тепло. В некоторых пластах части пласта и/или другие материалы в пласте могут способствовать пиролизу за счёт каталитической активности.
Термины флюиды пиролиза или продукты пиролиза относятся к флюидам, полученным главным образом во время пиролиза углеводородов. Флюиды, полученные в процессе пиролиза, могут смешиваться с другими флюидами в пласте. Эти смеси можно рассматривать как флюиды пиролиза или продукты пиролиза.
Используемый здесь термин зона пиролиза относится к объёму пласта (например, относительно проницаемый пласт, такой как пласт битуминозного песка), в котором протекает взаимодействие с образованием флюида пиролиза.
Углеводороды в пластах могут быть обработаны различными способами с целью получения множества различных продуктов. В определённых вариантах осуществления углеводороды в пластах обрабатывают поэтапно. На фиг. 1 представлены этапы нагревания пласта, который содержит углеводороды. Кроме того, на фиг. 1 показана зависимость выхода (Υ) в баррелях (1 баррель = 159 л) нефтяного эквивалента на 1 т (по ординате) пластовых флюидов от температуры (Т) нагретого пласта в градусах Цельсия (по абсциссе).
В ходе первого этапа нагревания происходят десорбция метана и испарение воды. Нагревание пласта в ходе первого этапа может быть проведено, по возможности, быстро. Например, при первоначальном нагревании углеводородсодержащего пласта углеводороды в пласте десорбируют поглощённый метан. Этот десорбированный метан можно добывать из пласта. При дальнейшем нагревании пласта, содержащего углеводороды, происходит испарение воды из пласта. В некоторых углеводородсодержащих
- 4 014215 пластах вода может занимать между 10 и 50% от объёма пор в пласте. В других пластах вода занимает большую или меньшую часть объёма пор. Обычно вода испаряется из пласта при температуре между 160 и 285°С, при абсолютном давлении от 600 до 7000 кПа. В некоторых вариантах испарившаяся вода приводит к изменениям смачиваемости в пласте и/или к повышению давления в пласте. Изменения смачиваемости и/или повышенное давление могут повлиять на процессы пиролиза или другие взаимодействия в пласте. В определённых вариантах воплощения испарившаяся вода выводится из пласта. В других вариантах испарившаяся вода используется для паровой экстракции и/или дистилляции внутри пласта или вне пласта. Удаление воды из пласта и увеличение объёма пор в пласте дают увеличение пространства для хранения углеводородов в объёме пор.
В определённых вариантах воплощения после первого этапа нагревания часть пласта нагревается дополнительно для того, чтобы температура в этой части пласта достигла (по меньшей мере) начальной температуры пиролиза (такой как температура на нижнем краю диапазона температур, показанного как этап 2). Углеводороды в пласте могут подвергаться пиролизу на всем этапе 2. Диапазон температур пиролиза изменяется в зависимости от состава углеводородов в пласте. Диапазон температур пиролиза может включать температуры между 250 и 900°С. Диапазон температур пиролиза с целью производства желаемых продуктов может составлять только часть от общего диапазона температур пиролиза. В некоторых вариантах изобретения диапазон температур пиролиза для производства желаемых продуктов может включать температуры между 250 и 400°С или температуры между 270 и 350°С. Если температура углеводородов в пласте медленно повышается во всём температурном диапазоне от 250 до 400°С, то образование продуктов пиролиза может практически завершиться при достижении температуры 400°С. Скорость подъёма средней температуры углеводородов может составлять меньше чем 5°С в сутки, меньше чем 2°С в сутки, меньше чем 1°С в сутки или меньше чем 0,5°С в сутки в диапазоне температур пиролиза для получения желательных продуктов. При нагревании углеводородсодержащего пласта с помощью множества тепловых источников могут установиться термические градиенты вокруг тепловых источников, что приведет к медленному повышению температуры углеводородов в пласте во всём диапазоне температур пиролиза.
Скорость повышения температуры во всём диапазоне температур пиролиза для получения желательных продуктов может повлиять на количество и качество флюидов пласта, добываемых из углеводородсодержащего пласта. Медленное повышение температуры во всём диапазоне температур пиролиза для получения желательных продуктов может предотвратить активацию длинноцепочечных молекул в пласте. Медленное повышение температур во всём диапазоне температур пиролиза для желательных продуктов может ограничить взаимодействие между активированными углеводородами, при котором образуются нежелательные продукты. Медленное повышение температуры пласта во всём диапазоне температур пиролиза для образования желательных продуктов может обеспечить получение из пласта высококачественных углеводородов с пониженным удельным весом (с высоким градусом ΑΡΙ). Медленное повышение температуры пласта во всём диапазоне температур пиролиза для получения желательных продуктов может обеспечить извлечение большого количества углеводородов, находящихся в пласте в виде углеводородного продукта.
В некоторых вариантах осуществления ίη δίΐιι термообработки часть пласта нагревается до желательной температуры вместо медленного повышения температуры в некотором температурном диапазоне. В некоторых вариантах исполнения желательная температура составляет 300, 325 или 350°С. В качестве желательной температуры могут быть выбраны другие температуры. Суперпозиция тепла от нагревателей обеспечивает относительно быстрое и эффективное установление желательной температуры в пласте. Ввод энергии в пласт из тепловых источников можно отрегулировать таким образом, чтобы поддерживать в пласте желательную температуру. В нагретой части пласта поддерживается практически желательная температура, пока интенсивность пиролиза не уменьшится настолько, что производство желательных флюидов из пласта станет неэкономичным. Части пласта, которые подвергаются пиролизу, могут включать в себя области, нагретые до диапазона температур пиролиза за счёт теплопередачи только из одного теплового источника.
В определённых вариантах воплощения флюиды пласта, в том числе флюиды пиролиза, добываются из пласта. По мере повышения температуры пласта количество конденсируемых углеводородов в добываемом пластовом флюиде может снижаться. При высоких температурах в пласте могут образоваться главным образом метан и/или водород. Если пласт нагревается во всём температурном диапазоне пиролиза, в пласте может образоваться лишь небольшое количество водорода при приближении к предельной температуре пиролиза. После исчерпания большей части доступного водорода обычно в пласте будет получаться минимальное количество флюидных продуктов.
После пиролиза углеводородов в пласте ещё может присутствовать большое количество углерода и некоторое количество водорода. Значительную часть углерода, оставшегося в пласте, можно извлечь из пласта в виде синтез-газа. Образование синтез-газа может иметь место в ходе 3-го этапа нагревания, изображённого на фиг. 1. Этап 3 может включать в себя нагревание пласта, содержащего углеводороды, до температуры, которая достаточна для обеспечения образования синтез-газа. Например, синтез-газ может образоваться в температурном диапазоне приблизительно от 400 до 1200°С, приблизительно от 500 до
- 5 014215
1100°С или приблизительно от 550 до 1000°С. Когда в пласт вводится флюид, вырабатывающий синтезгаз, температура нагретой части пласта определяет состав синтез-газа, образовавшегося в пласте. Образовавшийся синтез-газ можно выводить из пласта через одну или несколько эксплуатационных скважин.
Общее энергосодержание флюидов, добытых из углеводородсодержащего пласта, может оставаться относительно постоянным в ходе пиролиза и генерации синтез-газа. Во время пиролиза при относительно низких температурах пласта значительная часть добытого флюида может представлять собой конденсирующиеся углеводороды, которые имеют высокое энергосодержание. Однако при повышенной температуре пиролиза пластовый флюид может содержать меньшее количество конденсирующихся углеводородов. Из пласта можно добывать больше неконденсирующихся пластовых флюидов. Энергосодержание на единицу объёма добытых флюидов может немного снижаться при образовании преимущественно неконденсирующихся пластовых флюидов. В ходе образования синтез-газа энергосодержание на единицу объёма добытого синтез-газа существенно снижается по сравнению с энергосодержанием пиролизованного флюида. Однако во многих случаях объём образовавшегося синтез-газа будет существенно возрастать, что компенсирует снижение энергосодержания.
На фиг. 2 изображен схематический вид варианта исполнения части системы термообработки ίη δίΐιι для обработки углеводородсодержащего пласта. Эта система термообработки ίη δίΐιι может включать барьерные скважины 200. Барьерные скважины применяются для создания барьера вокруг обрабатываемой площади. Этот барьер предотвращает вход потока флюида и/или выход из обрабатываемой площади. Барьерные скважины включают (но не ограничиваются указанным) водопонижающие скважины, вакуумные скважины, перехватывающие скважины, нагнетательные скважины, цементированные скважины, замораживающие скважины или их сочетания. В некоторых вариантах исполнения барьерные скважины 200 представляют собой водопонижающие скважины. Эти водопонижающие скважины могут удалять жидкую воду и/или предотвращать поступление жидкой воды в часть пласта, которая будет нагреваться, или в нагретый пласт. В варианте, изображённом на фиг. 2, показаны барьерные скважины 200, выступающие только вдоль одной стороны тепловых источников 202, однако обычно барьерные скважины окружают все используемые тепловые источники 202, или которые будут использованы для нагревания обрабатываемой площади пласта.
Тепловые источники 202 расположены по меньшей мере в части пласта. Тепловые источники 202 могут включать в себя нагреватели, такие как изолированные проводники, нагреватели типа проводник в трубе, поверхностные горелки, беспламенные рассредоточенные камеры сгорания и/или естественно рассредоточенные камеры сгорания. Кроме того, тепловые источники 202 могут включать другие типы нагревателей. Тепловые источники 202 обеспечивают тепло по меньшей мере для части пласта для того, чтобы нагреть углеводороды в пласте. Энергию к тепловым источникам 202 можно подводить с помощью линий питания 204. Линии питания 204 могут отличаться по структуре в зависимости от типа теплового источника или тепловых источников, используемых для нагревания пласта. Линии питания 204 для нагревателей могут передавать электричество для электрических нагревателей, могут транспортировать топливо для камер сгорания или могут транспортировать теплообменный флюид, который циркулирует в пласте.
Эксплуатационные скважины 206 используются для удаления пластового флюида из пласта. В некоторых вариантах изобретения эксплуатационная скважина 206 включает тепловой источник. Этот тепловой источник в эксплуатационной скважине может нагревать одну или нескольких частей пласта в эксплуатационной скважине или вблизи неё. В некоторых вариантах осуществления способа термообработки ίη δίΐιι количество тепла, поданное в пласт из эксплуатационной скважины на 1 м эксплуатационной скважины, меньше, чем количество тепла, поданное в пласт из теплового источника, который нагревает пласт, на 1 м теплового источника. Тепло, поданное в пласт из эксплуатационной скважины, может повысить проницаемость пласта близлежащей к эксплуатационной скважине за счёт испарения и удаления жидкофазного флюида вблизи эксплуатационной скважины и/или путём увеличения проницаемости пласта вблизи эксплуатационной скважины, за счёт образования макро- и/или микротрещин.
Пластовый флюид, который добывают из эксплуатационных скважин 206, может транспортироваться по трубопроводу коллектора 208 к установкам 210 для переработки. Пластовые флюиды также можно отбирать из тепловых источников 202. Например, флюид можно добывать из тепловых источников 202 для управления давлением в пласте вблизи тепловых источников. Флюид, добытый из тепловых источников 202, может транспортироваться по трубам или трубопроводу в трубопровод коллектора 208 или образовавшийся флюид может транспортироваться по трубам или трубопроводу непосредственно в установки 210 для переработки. Установки 210 для переработки могут включать в себя блоки разделения, блоки взаимодействия, блоки облагораживания, топливные элементы, турбины, контейнеры для хранения и/или другие системы и блоки для переработки образовавшихся пластовых флюидов. В установках 210 для переработки можно получать моторное топливо по меньшей мере из части углеводородов, добытых из пласта. В некоторых вариантах осуществления это моторное топливо может представлять собой реактивное топливо, такое как 1Р-8.
- 6 014215
Ограниченные по температуре нагреватели могут находиться в конфигурации и/или могут включать в себя материалы, которые обеспечивают автоматическое ограничение свойств нагревателя при определённой температуре. В определённых вариантах воплощения в ограниченных по температуре нагревателях используются ферромагнитные материалы. Ферромагнитный материал может автоматически ограничивать температуру при температуре Кюри материала (или вблизи неё), обеспечивая снижение количества тепла при температуре Кюри (или вблизи неё), когда по материалу проходит переменный ток. В определённых вариантах воплощения ферромагнитный материал автоматически ограничивает температуру ограниченного по температуре нагревателя при заданной температуре, которая приблизительно является температурой Кюри материала. В определённых вариантах воплощения заданная температура отличается от температуры Кюри на 35, 25, 20 или на 10°С. В определённых вариантах воплощения ферромагнитные материалы сочетаются с другими материалами (например, материалами с высокой проводимостью, материалами с высокой прочностью, коррозионно-стойкими материалами или их сочетаниями) для обеспечения различных электрических и/или механических свойств. Некоторые части ограниченного по температуре нагревателя могут иметь пониженное сопротивление (что обусловлено другой геометрией и/или использованием других ферромагнитных и/или неферромагнитных материалов), чем другие части ограниченного по температуре нагревателя. Наличие деталей ограниченного по температуре нагревателя из различных материалов и/или различных размеров обеспечивает подгонку желательной выходной тепловой мощности из каждой части нагревателя.
Ограниченные по температуре нагреватели могут обладать большей надёжностью, чем другие нагреватели. Ограниченные по температуре нагреватели могут быть менее подвержены разрушению или реже выходят из строя из-за участков местного перегрева в пласте. В некоторых вариантах исполнения ограниченные по температуре нагреватели обеспечивают практически равномерный нагрев пласта. В некоторых вариантах исполнения ограниченные по температуре нагреватели способны нагревать пласт более эффективно за счёт работы при повышенном среднем значении выходной тепловой мощности вдоль всей длины нагревателя. Ограниченный по температуре нагреватель работает при повышенном среднем значении выходной тепловой мощности вдоль всей длины нагревателя, поскольку подаваемую в нагреватель мощность не нужно снижать по всему нагревателю, как в случае обычных нагревателей постоянной мощности (в ваттах), если температура вдоль любой области нагревателя превышает или почти превышает максимальную рабочую температуру нагревателя. Выходная тепловая мощность из части ограниченного по температуре нагревателя, температура которой приближается к температуре Кюри, автоматически снижается без контролируемой коррекции переменного тока, подаваемого на нагреватель. Выходная тепловая мощность автоматически снижается благодаря изменениям электрических свойств (например, электрического сопротивления) частей ограниченного по температуре нагревателя. Таким образом, с помощью ограниченного по температуре нагревателя подаётся большая мощность во время большей части процесса нагрева.
В одном варианте система, включающая ограниченные по температуре нагреватели, сначала обеспечивает первую выходную тепловую мощность и затем обеспечивает пониженное количество тепла (вторая выходная тепловая мощность) при температуре вблизи или выше температуры Кюри электрорезистивной части нагревателя, когда через ограниченный по температуре нагреватель пропускают переменный ток. Первая выходная тепловая мощность представляет собой тепловую мощность при температуре, ниже которой начинается автоматическое ограничение ограниченного по температуре нагревателя. В некоторых вариантах осуществления первая выходная тепловая мощность представляет собой тепловую мощность при температуре, которая на 50, 75, 100 или на 125°С ниже температуры Кюри ферромагнитного материала в ограниченном по температуре нагревателе.
Через ограниченный по температуре нагреватель можно пропускать переменный во времени ток (переменный ток или модулированный постоянный ток), подаваемый в устье скважины. Устье скважины может включать в себя источник питания и другие компоненты (например, модуляционные компоненты, трансформаторы и/или конденсаторы), применяемые для подачи энергии в ограниченный по температуре нагреватель. Ограниченный по температуре нагреватель может быть одним из многих нагревателей, используемых для нагревания части пласта.
В определённых вариантах воплощения ограниченный по температуре нагреватель включает в себя проводник, который работает как нагреватель со скин-эффектом или с близким эффектом, когда через проводник проходит изменяемый во времени ток. Скин-эффект ограничивает глубину проникновения тока внутрь проводника. Для ферромагнитных материалов скин-эффект в основном определяется магнитной проницаемостью проводника. Обычно величина относительной магнитной проницаемости ферромагнитных материалов находится между 10 и 1000 (например, величина относительной магнитной проницаемости ферромагнитных материалов обычно составляет по меньшей мере 10 и может быть равной по меньшей мере 50, 100, 500, 1000 или более). Когда температура ферромагнитного материала поднимается выше температуры Кюри и/или когда возрастает проходящий электрический ток, магнитная проницаемость ферромагнитного материала значительно снижается, и быстро распространяется область скин-эффекта (например, скин-эффект распространяется обратно пропорционально квадратному корню из магнитной проницаемости). Снижение магнитной проницаемости приводит к уменьшению сопротив
- 7 014215 ления переменному току или модулированному ПСТ для проводника при температуре вблизи или выше температуры Кюри и/или при увеличении электрического тока через проводник. Когда ограниченный по температуре нагреватель запитывается от источника тока, по существу постоянной величины, части нагревателя, имеющие температуру, близкую к температуре Кюри, равную или выше температуры Кюри, могут иметь пониженное тепловыделение. Части ограниченного по температуре нагревателя, температура которых не равна или не приближается к температуре Кюри, могут нагреваться в основном за счёт скин-эффекта, что обеспечивает высокое тепловыделение нагревателя вследствие повышенной резистивной нагрузки.
Преимущество применения ограниченного по температуре нагревателя для нагрева углеводородов в пласте заключается в том, что выбирают проводник, который имеет температуру Кюри в желательном диапазоне рабочих температур. Эксплуатация внутри желательного диапазона рабочих температур обеспечивает существенный тепловой поток внутрь пласта, в то время как температура ограниченного по температуре нагревателя и другого оборудования поддерживается ниже заданной предельной температуры. Заданной предельной температурой является такая температура, при которой существенно ухудшаются такие свойства, как коррозия, текучесть и/или деформация. Температурный предел свойств ограниченного по температуре нагревателя предотвращает перегрев или перегорание нагревателя вблизи горячих пятен пласта с низкой теплопроводностью. В некоторых вариантах изобретения ограниченный по температуре нагреватель способен снижать или регулировать выходную тепловую мощность и/или выдерживать нагревание при температурах выше 25, 37, 100, 250, 500, 700, 800, 900°С или выше, вплоть до 1131°С, в зависимости от материалов, использованных в нагревателе.
Ограниченный по температуре нагреватель обеспечивает больший тепловой поток внутрь пласта, чем нагреватели с постоянной мощностью, поскольку энергия, вводимая в ограниченный по температуре нагреватель, не должна ограничиваться для того, чтобы соответствовать областям с низкой теплопроводностью вблизи нагревателя. Например, в месторождении нефтяного сланца Сгссп Ктуег существует различие по меньшей мере в 3 раза по теплопроводности наименее богатых слоёв нефтяного сланца и наиболее богатых слоёв нефтяного сланца. При нагревании такой пласта гораздо больше тепла передаётся в пласт с ограниченным по температуре нагревателем, чем с традиционным нагревателем, который ограничивается температурой в слоях с низкой теплопроводностью. Выходная тепловая мощность по всей длине традиционного нагревателя должна соответствовать слоям с низкой теплопроводностью для того, чтобы нагреватель не перегревался и не перегорал в слоях с низкой теплопроводностью. Выходная тепловая мощность вблизи слоёв с низкой теплопроводностью, которые находятся при высокой температуре, будет снижаться в ограниченном по температуре нагревателе, однако остальные части ограниченного по температуре нагревателя, которые не находятся при высокой температуре, все ещё будут обеспечивать высокую выходную тепловую мощность. Поскольку нагреватели для нагревания углеводородных пластов обычно имеют большую длину (например, по меньшей мере 10, 100, 300 м, 1 км или более, вплоть до 10 км), большая часть длины ограниченного по температуре нагревателя может эксплуатироваться при температуре ниже температуры Кюри, тогда как только небольшие участки ограниченного по температуре нагревателя находятся при температуре Кюри или вблизи неё.
Применение ограниченных по температуре нагревателей обеспечивает эффективную передачу тепла в пласт. Эффективная передача тепла обеспечивает уменьшение времени, которое необходимо для нагревания пласта до желательной температуры. Например, в месторождении нефтяного сланца Сгссп Кзуег обычно для пиролиза требуется нагревание от 9,5 до 10 лет при использовании нагревательной скважины с традиционными нагревателями постоянной мощности, размещёнными на расстоянии 12 м. При таком же размещении нагревателей, ограниченных по температуре, может быть обеспечена в среднем повышенная выходная тепловая мощность, в то же время температура нагревательного оборудования поддерживается ниже заданной предельной температуры для оборудования. Пиролиз в пласте может происходить за меньшее время с повышенной средней выходной тепловой мощностью, обеспечиваемой ограниченными по температуре нагревателями, по сравнению с пониженной средней выходной тепловой мощностью, обеспечиваемой нагревателями с постоянной мощностью. Например, в месторождении нефтяного сланца Сгееп Ктуег пиролиз может происходить за 5 лет при использовании нагревательных скважин (на расстоянии 12 м) с ограниченными по температуре нагревателями. Ограниченные по температуре нагреватели нейтрализуют эффект горячих пятен, обусловленный неточным расположением скважин или бурением, когда нагревательные скважины находятся слишком близко друг к другу. В определённых вариантах воплощения ограниченные по температуре нагреватели позволяют обеспечить повышенную выходную мощность во времени для нагревательных скважин, которые расположены слишком далеко друг от друга, или ограниченную выходную мощность для нагревательных скважин, которые расположены слишком близко друг к другу. Кроме того, ограниченные по температуре нагреватели обеспечивают большую мощность в областях вблизи покрывающей и подстилающей породы для того, чтобы компенсировать потери тепла в этих областях.
- 8 014215
Ограниченные по температуре нагреватели могут быть выгодно использованы во многих типах пластов. Например, в пластах битуминозных песков или относительно проницаемых пластов, содержащих тяжелые углеводороды, ограниченные по температуре нагреватели могут быть использованы для обеспечения регулируемого низкотемпературного выхода мощности для снижения вязкости флюидов, придания подвижности флюидам и/или для усиления радиального потока флюидов в стволе скважины (или вблизи ствола) или в пласте. Ограниченные по температуре нагреватели могут быть использованы для предотвращения избыточного образования кокса из-за перегрева области пласта вблизи ствола скважины.
Применение ограниченных по температуре нагревателей в некоторых вариантах исполнения исключает или снижает потребность в дорогостоящих схемах регулирования температуры. Например, использование ограниченных по температуре нагревателей исключает или снижает потребность в осуществлении записи показаний температуры и/или потребность в использовании термоэлементов, фиксированных на нагревателях, для наблюдения за возможным перегревом в горячих местах.
В некоторых вариантах осуществления ограниченные по температуре нагреватели являются устойчивыми к деформации. Локализованное перемещение материала в стволе скважины может приводить к поперечным напряжениям в нагревателе, форма которого может деформироваться. Горячие места могут быть расположены по длине нагревателя в местах, где ствол скважины приближается или перекрывает нагреватель и где традиционный нагреватель перегревается и существует вероятность перегорания нагревателя. Эти места перегрева могут снижать предел текучести и предел ползучести металла, что приводит к раздавливанию или деформации нагревателя. Ограниченным по температуре нагревателям может быть придана 8-образная форма (или другие нелинейные формы), которые воспринимают деформацию ограниченного по температуре нагревателя, предотвращая разрушение нагревателя.
В некоторых вариантах исполнения ограниченные по температуре нагреватели являются более экономичными в производстве или изготовлении, чем традиционные нагреватели. Типичные ферромагнитные материалы включают в себя железо, углеродистую сталь или ферритную нержавеющую сталь. Такие материалы являются недорогими по сравнению с нагревательными сплавами на основе никеля (такие как нихром, Кап!йа1™ (фирма Ви11еп-Кап1йа1 АВ, Швеция) и/или ЬОНМ™ (Эпусг-Наггй Сотрапу, Наггкоп, Ыеет 1ег8еу, США)), которые обычно используются в нагревателях типа изолированного проводника (минеральный изолированный кабель). В одном варианте ограниченного по температуре нагревателя этот нагреватель производится в виде непрерывного по длине как нагреватель с изолированным проводником для того, чтобы снизить затраты и улучшить надёжность.
Ферромагнитный сплав или ферромагнитные сплавы, применяемые в ограниченном по температуре нагревателе, определяют температуру Кюри нагревателя. Данные о температуре Кюри для различных металлов приведены в справочнике Атепсап 1пййи1е о! Рйуыск НапбЬоок, 2-е изд., МсОга^-НШ, р. 5-170 - 5-176. Ферромагнитные проводники могут включать в себя один или несколько ферромагнитных элементов (железо, кобальт и никель) и/или сплавы этих элементов. В некоторых вариантах исполнения ферромагнитные проводники включают железохромовые (Ре-Сг) сплавы, которые содержат вольфрам (XV) (например, НСМ12А и 8АУЕ12 (фирма 8итйото Ме!ак Со., Япония) и/или железные сплавы, которые содержат хром (например, Ре-Сг сплавы, Ре-Сг-ν сплавы, Ре-Сг-V (ванадий) сплавы, Ре-Сг-ИЬ (ниобий) сплавы)). Из этих трех основных ферромагнитных элементов железо имеет температуру Кюри приблизительно 770°С; кобальт (Со) имеет температуру Кюри около 1131°С и никель имеет температуру Кюри вблизи 358°С. Железокобальтовый сплав имеет температуру Кюри выше, чем температура Кюри для железа. Например, железокобальтовый сплав, содержащий 2 мас.% кобальта, имеет температуру Кюри 800°С; железокобальтовый сплав с 12 мас.% кобальта имеет температуру Кюри 900°С и железокобальтовый сплав с 20 мас.% кобальта имеет температуру Кюри 950°С. Железоникелевый сплав имеет температуру Кюри меньше, чем температура Кюри для железа. Например, железоникелевый сплав, содержащий 20 мас.% никеля, имеет температуру Кюри 720°С и железоникелевый сплав с 60 мас.% никеля имеет температуру Кюри 560°С.
Некоторые неферромагнитные элементы, применяемые в сплавах, повышают температуру Кюри железа. Например, железованадиевый сплав, содержащий 5,9 мас.% ванадия, имеет температуру Кюри приблизительно 815°С. Другие неферромагнитные элементы (например, углерод, алюминий, медь, кремний и/или хром) могут образовывать сплав с железом или другими ферромагнитными материалами для снижения температуры Кюри. Неферромагнитные материалы, которые повышают температуру Кюри, могут сочетаться с неферромагнитными материалами, которые понижают температуру Кюри, и образовывать сплав с железом или другими ферромагнитными материалами с целью получения материала с желательной температурой Кюри и другими желательными физическими и/или химическими свойствами. В некоторых вариантах исполнения материал, имеющий температуру Кюри, является ферритом, таким как №Ре2О.-|. В других вариантах материал, имеющий температуру Кюри, является бинарным соединением, таким как Ре№3 или Ре3А1.
- 9 014215
В некоторых вариантах исполнения ограниченные по температуре нагреватели могут содержать более одного ферромагнитного материала. Такие варианты осуществления входят в объём защиты описанных вариантов настоящего изобретения, если описанные здесь условия применимы по меньшей мере для одного из ферромагнитных материалов в ограниченном по температуре нагревателе.
Обычно ферромагнитные свойства ослабляются по мере приближения к температуре Кюри материала. Таким образом, автоматически ограничивающаяся температура может быть несколько ниже действительной температуры Кюри ферромагнитного проводника. Глубина скин-эффекта обычно определяется как эффективная глубина проникновения переменного тока в проводящий материал. В общем плотность тока убывает экспоненциально с расстоянием от внешней поверхности в центр вдоль радиуса проводника. Глубина, на которой плотность тока приблизительно составляет 1/е от поверхностной плотности тока, называется глубиной скин-эффекта. Глубина скин-эффекта при протекании тока в углеродистой стали (1% С) составляет 0,132 см при комнатной температуре и увеличивается до 0,445 см при 720°С. В диапазоне температур 720-730°С глубина скин-эффекта резко увеличивается до 2,5 см и более. Таким образом, вариант ограниченного по температуре нагревателя при использовании углеродистой стали (1% С) становится автоматически ограниченным между 650 и 730°С.
Для большинства металлов удельное сопротивление (ρ) увеличивается с ростом температуры. Относительная магнитная проницаемость обычно изменяется при изменении температуры и тока. Могут быть использованы дополнительные уравнения, чтобы оценить изменение магнитной проницаемости μ и/или глубины скин-эффекта в зависимости от температуры и/или тока. Зависимость μ от тока обусловлена зависимостью μ от магнитного поля.
Материалы, применяемые в ограниченном по температуре нагревателе, могут быть выбраны таким образом, чтобы обеспечить желательное отношение диапазона изменения. Для ограниченных по температуре нагревателей могут быть выбраны отношения диапазона изменения, равные по меньшей мере 1,1:1, 2:1, 3:1, 4:1, 5:1,10:1, 30:1 или 50:1. Также могут быть использованы более высокие отношения диапазона изменений. Выбранное отношение диапазона изменения зависит от ряда факторов, в том числе (но не ограничиваются указанным) от типа пласта, в котором расположен ограниченный по температуре нагреватель (например, может быть использовано повышенное отношение диапазона изменения для пласта нефтеносного сланца с большими изменениями теплопроводности между богатыми и обедненными слоями нефтеносного сланца) и/или от температурного предела материалов, применяемых в стволе скважины (например, температурные пределы материалов нагревателя). В некоторых вариантах исполнения отношение диапазона изменения увеличивается за счёт взаимодействия с дополнительной медью или другим хорошим электрическим проводником ферромагнитного материала (например, добавление меди для снижения сопротивления выше температуры Кюри).
Ограниченный по температуре нагреватель может обеспечивать минимальную выходную тепловую мощность (выходную мощность) ниже температуры Кюри нагревателя. В определённых вариантах воплощения минимальная выходная тепловая мощность составляет по меньшей мере 600, 700, 800 Вт/м или более, вплоть до 2000 Вт/м. Ограниченный по температуре нагреватель снижает величину выходной тепловой мощности, обеспечиваемой секцией нагревателя, когда температура этой секции нагревателя приближается к температуре Кюри или превышает ее. Уменьшенное количество тепла может быть, по существу, меньше, чем выходная тепловая мощность ниже температуры Кюри. В некоторых вариантах исполнения это уменьшенное количество тепла составляет не более 400, 200, 100 Вт/м или может приближаться к нулю.
В некоторых вариантах исполнения регулируют частоту переменного тока, чтобы изменить глубину скин-эффекта ферромагнитного материала. Например, глубина скин-эффекта для углеродистой стали (1% С) при комнатной температуре составляет 0,132 см при 60 Гц, 0,0762 см при 180 Гц и 0,046 см при 440 Гц. Поскольку обычно диаметр нагревателя более чем в 2 раза превышает глубину скин-эффекта, при использовании повышенной частоты (и, таким образом, нагревателя меньшего диаметра) снижается стоимость нагревателя. Для заданной геометрии повышенная частота приводит к большему отношению диапазона изменения. Отношение диапазона изменения при повышенной частоте рассчитывают путём умножения отношения диапазона изменения при пониженной частоте на квадратный корень из отношения повышенной частоты к пониженной частоте. В некоторых вариантах исполнения используется частота между 100 и 1000 Гц, между 140 и 200 Гц или между 400 и 600 Гц (например, 180, 540 или 720 Гц). В некоторых вариантах исполнения могут быть использованы высокие частоты. Эти частоты могут быть более чем 1000 Гц.
В определённых вариантах воплощения для подачи электрической мощности в ограниченный по температуре нагреватель может быть использован модулированный ПСТ (например, прерывистый ПСТ, волнообразный модулированный ПСТ или циклический ПСТ). В блоке электропитания ПСТ могут сочетаться модулятор ПСТ или прерыватель ПСТ, чтобы обеспечить на выходе модулированный постоянный ток. В некоторых вариантах исполнения блок электропитания ПСТ может включать в себя средства модулирования ПСТ. Одним примером модулятора ПСТ является система преобразования ПСТ-в-ПСТ. Системы преобразования ПСТ-в-ПСТ широко известны из уровня техники. Обычно постоянный ток мо
- 10 014215 дулируется или прерывается, давая желательный волнообразный ПСТ. Форма волны для модулированного ПСТ включает (но не ограничивается указанным) прямоугольную форму, синусоидальную, деформированную синусоидальную, деформированную прямоугольную форму, треугольную и другие регулярные или нерегулярные волновые формы.
Обычно модулированный волнообразный ПСТ определяется частотой модуляции ПСТ. Таким образом, можно выбрать модулированный волнообразный ПСТ таким образом, чтобы обеспечить желательную частоту модулированного ПСТ. Форма и/или скорость модуляции (такая как скорость прерывания) модулированного волнообразного ПСТ могут варьироваться с целью изменения частоты модулированного ПСТ. Постоянный ток может быть модулирован с частотой, которая выше частоты доступного переменного тока. Например, можно обеспечить ПСТ, модулированный частотой по меньшей мере 1000 Гц. Увеличение частоты подаваемого тока до больших значений выгодно повышает отношение диапазона изменения ограниченного по температуре нагревателя.
В определённых вариантах воплощения форма волны модулированного ПСТ регулируется или изменяется с целью варьирования частоты модулированного ПСТ. Модулятор ПСТ может обеспечивать регулирование или изменение колебаний модулированного ПСТ в любой момент во время использования ограниченного по температуре нагревателя и при высоких значениях тока или электрического напряжения. Таким образом, модулированный ПСТ, предназначенный для ограниченного по температуре нагревателя, не ограничивается единственной частотой или даже небольшим набором частот. Обычно выбор формы волны с использованием модулятора ПСТ обеспечивает широкий диапазон частот модулированного ПСТ, а также дискретное регулирование частоты модулированного ПСТ. Таким образом, частоту модулированного ПСТ легче установить на конкретное значение, в то время как частота переменного тока обычно ограничивается частотами, кратными значениям сетевой частоты. Дискретное регулирование частоты модулированного ПСТ обеспечивает лучшее избирательное управление по величине отношения диапазона изменения ограниченного по температуре нагревателя. Возможность избирательного управления отношением диапазона изменения ограниченного по температуре нагревателя обеспечивает расширение диапазона материалов, которые могут быть использованы при проектировании и конструировании ограниченного по температуре нагревателя.
В некоторых вариантах исполнения частота модулированного ПСТ или частота переменного тока регулируется для того, чтобы компенсировать изменения свойств (например, подземных условий, таких как температура или давление) во время использования ограниченного по температуре нагревателя. Частота модулированного ПСТ или частота переменного тока, предназначенная для ограниченного по температуре нагревателя, варьируется на основе оценки условий в скважине. Например, когда температура ограниченного по температуре нагревателя в стволе скважины возрастает, может быть выгодным увеличение частоты тока, который подаётся в нагреватель, таким образом, увеличивается отношение диапазона изменения нагревателя. В варианте воплощения изобретения оценивается температура ограниченного по температуре нагревателя в стволе скважины.
В определённых вариантах воплощения частота модулированного ПСТ или частота переменного тока изменяется с целью регулирования отношения диапазона изменения для ограниченного по температуре нагревателя. Отношение диапазона изменения можно отрегулировать для того, чтобы компенсировать возникновение горячих пятен по длине ограниченного по температуре нагревателя. Например, отношение диапазона изменения увеличивается, поскольку ограниченный по температуре нагреватель становится слишком горячим в определённых местах. В некоторых вариантах исполнения частоту модулированного ПСТ или частоту переменного тока изменяют с целью регулирования отношения диапазона изменения без оценки подземных условий.
В справочнике Ме!а1к НаийЬоок, νοί. 8, р. 291 (Атепсап δοοίοΙν οί Ма!епа1к (А8М)) приведен график зависимости температуры Кюри железохромовых сплавов от количества хрома в сплавах. В некоторых вариантах исполнения отдельный опорный пруток или трубка (изготовлены из нержавеющей стали 347Н) соединяются с ограниченным по температуре нагревателем, изготовленным из железохромового сплава, чтобы обеспечить прочность и/или сопротивление ползучести. В некоторых вариантах исполнения материал опоры и/или ферромагнитный материал могут быть выбраны таким образом, чтобы обеспечить в течение 100000 ч прочность на ползучесть-разрыв, по меньшей мере равную 20,7 МПа при 650°С. В некоторых вариантах исполнения прочность на ползучесть-разрыв в течение 100000 ч составляет по меньшей мере 13,8 МПа при 650°С или по меньшей мере 6,9 МПа при 650°С. Например, сталь 347Н имеет подходящую прочность на ползучесть-разрыв при 650°С или выше. В некоторых вариантах исполнения прочность на ползучесть-разрыв в течение 100000 ч находится в диапазоне от 6,9 до 41,3 МПа или выше для более длинных нагревателей и/или при повышенном напряжении в земле или повышенном давлении флюида.
В определённых вариантах воплощения ограниченные по температуре нагревательные элементы используются главным образом в горизонтальных секциях ϋ-образных стволов скважин. В основном ϋ-образные стволы скважин могут быть использованы в пластах битуминозных песков, пластах нефтеносных сланцев или других пластах с относительно тонкими углеводородными слоями. Пласты битуминозных песков или тонких нефтеносных сланцев могут иметь тонкие неглубокие слои, которые более
- 11 014215 легко и равномерно нагреваются с использованием нагревателей, расположенных в основных и-образных стволах скважин. В основном И-образные стволы скважин могут быть использованы для обработки пластов с мощными углеводородными слоями. В некоторых вариантах осуществления И-образные стволы скважин в основном используются с целью доступа к богатым слоям в мощном углеводородном пласте.
Нагреватели, по существу, в И-образных стволах скважин могут иметь большую длину по сравнению с нагревателями в вертикальных стволах скважин, поскольку горизонтальные нагревательные секции не создают проблем ползучести или подвесного напряжения, возникающих для вертикальных нагревательных элементов. По существу, И-образные стволы скважин могут использовать естественные уплотнения в пласте и/или в углеводородном слое ограниченной толщины. Например, ствол скважины может быть расположен выше или ниже естественных уплотнений в пласте без кернения большого числа отверстий в естественных уплотнениях, что было бы необходимо для вертикально ориентированных стволов скважин. При использовании, по существу, И-образных стволов скважин вместо вертикальных стволов скважин также можно уменьшить число скважин, необходимых для обработки опорной поверхности пласта. При использовании меньшего числа скважин снижаются капитальные затраты на оборудование и ослабляется воздействие на окружающую среду из-за обработки пласта благодаря уменьшению числа стволов скважин на поверхности и количества оборудования на поверхности. Кроме того, по существу, в И-образных стволах скважин можно использовать меньшую величину отношения секции покрывающего слоя к нагревательной секции по сравнению с вертикальными стволами скважин.
По существу, И-образные стволы скважин могут обеспечивать гибкое расположение отверстий стволов скважин на поверхности. Отверстия стволов скважин могут быть размещены в соответствии с поверхностной топологией пласта. В определённых вариантах осуществления отверстия стволов скважин размещаются в географически доступных местоположениях, таких как топологические высоты (например, холмы). Например, ствол скважины может иметь первое отверстие на первой топологической высоте и второе отверстие на второй топологической высоте, причём ствол скважины пересекает топологическую впадину (например, долину с наносным заполнением) между первой и второй топологическими высотами. При таком расположении отверстий можно избежать размещения отверстий или оборудования в топологических впадинах или других недоступных местоположениях. Кроме того, в топологически высоких областях уровень воды может отличаться от артезианского уровня. Стволы скважин могут быть пробурены таким образом, что отверстия не располагаются вблизи областей с проблемной экологией, таких как ручьи, места гнездовий или заповедники для животных (но не ограничивается указанным).
В определённых вариантах воплощения нагреватель электрически изолирован от пласта, поскольку на внешней стороне нагревателя имеется небольшой потенциал или потенциал отсутствует. На фиг. 3 изображен вариант воплощения нагревателя, по существу, И-образной формы, который электрически изолирован от пласта. Первый конец нагревателя 220 находится в первом отверстии на поверхности 216, а второй конец находится во втором отверстии на поверхности. В некоторых вариантах осуществления у нагревателя 220 есть только первый конец на поверхности, при этом второй конец нагревателя находится в углеводородном слое 212 (нагреватель представляет собой односторонний нагреватель). На фиг. 4 и 5 изображены варианты осуществления односторонних нагревателей, которые электрически изолированы от пласта. В некоторых вариантах осуществления в одностороннем нагревателе 220 имеется удлиненная часть, которая, по существу, расположена горизонтально в углеводородном слое 212, как показано на фиг. 4 и 5. В некоторых вариантах осуществления в одностороннем нагревателе 220 имеется удлиненная часть с ориентацией в углеводородном слое 212, по существу, отличающейся от горизонтальной. Например, односторонний нагреватель может иметь удлиненную часть, которая ориентирована под 15° к горизонтали в углеводородном слое.
Как показано на фиг. 3-5, нагреватель 220 включает в себя нагревательный элемент 218, расположенный в углеводородном слое 212. Нагревательный элемент 218 может быть нагревательным элементом в виде ферромагнитной трубы или ферромагнитным трубчатым нагревательным элементом. В определённых вариантах воплощения нагревательный элемент 218 представляет собой ограниченный по температуре нагреватель с трубчатым нагревательным элементом. В определённых вариантах воплощения нагревательный элемент 218 представляет собой трубку из нержавеющей стали, содержащей от 9 до 13 мас.% хрома, как, например, трубку из нержавеющей стали 410, трубку из нержавеющей стали Т/Р91 или трубку из нержавеющей стали Т/Р92. В определённых вариантах воплощения нагревательный элемент 218 включает в себя ферромагнитный материал с толщиной стенки, по меньшей мере, равной глубине скин-слоя ферромагнитного материала при 25°С. В некоторых вариантах осуществления нагревательный элемент 218 включает в себя ферромагнитный материал с толщиной стенки, по меньшей мере, равной удвоенной глубине скин-слоя ферромагнитного материала при 25°С, по меньшей мере в 3 раза больше глубины скин-слоя ферромагнитного материала 25°С или по меньшей мере в 4 раза больше глубины скин-слоя ферромагнитного материала при 25°С.
- 12 014215
Нагревательный элемент 218 соединён с одной или несколькими секциями 222. Эти секции 222 расположены в покрывающем слое 214. Секции 222 включают в себя материалы с повышенной электрической проводимостью, такие как медь или алюминий. В определённых вариантах воплощения секции 222 представляют собой углеродистую сталь с внутренним медным плакированием.
Центральный проводник 226 расположен внутри нагревательного элемента 218. В некоторых вариантах осуществления нагревательный элемент 218 и центральный проводник 226 расположены или смонтированы в пласте путём разматывания нагревательного элемента и центрального проводника с одной или нескольких катушек, когда они помещаются в пласте. В некоторых вариантах осуществления нагревательный элемент 218 и центральный кабель 226 соединены вместе на одной катушке и разматываются как единая система с центральным проводником внутри нагревательного элемента. В некоторых вариантах осуществления нагревательный элемент 218 и центральный проводник 226 расположены на отдельных катушках, и центральный проводник располагается внутри нагревательного элемента после размещения нагревательного элемента в пласте.
В определённых вариантах воплощения центральный проводник 226 располагается в центре нагревательного элемента 218 или вблизи центра. Центральный проводник 226 может быть, по существу, электрически изолирован от нагревательного элемента 218 по длине центрального проводника (например, длины центрального проводника в углеводородном слое 212). В определённых вариантах воплощения центральный проводник 226 отделен от нагревательного элемента 218 с помощью одного или нескольких электрически изолирующих центраторов. Центраторы могут содержать нитрид кремния или другой электрически изолирующий материал. Центраторы могут предотвращать электрический контакт между центральным проводником 226 и нагревательным элементом 218 для того, чтобы, например, исключить дуговой разряд или замыкание между центральным проводником и нагревательным элементом. В некоторых вариантах осуществления центральный проводник 226 представляет собой проводник (например, сплошной проводник или трубчатый проводник), так что нагреватель имеет конфигурацию проводникав-трубе.
В определённых вариантах воплощения центральный проводник 226 является медным прутком или медной трубкой. В некоторых вариантах осуществления центральный проводник 226 и/или нагревательный элемент 218 имеют тонкий электрически изолирующий слой с целью предотвращения утечки тока из нагревательных элементов. В некоторых вариантах этот тонкий электрически изолирующий слой представляет собой оксид алюминия или покрытие из оксида алюминия, нанесенное напылением при высокой температуре.
В некоторых вариантах осуществления тонкий электрически изолирующий слой представляет собой эмалевое покрытие из керамической композиции. Этот тонкий электрически изолирующий слой может предотвращать утечку тока из нагревательных элементов трёхфазного нагревателя между элементами, утечку тока в пласт и утечку тока к другим нагревателям в пласте. Таким образом, трёхфазный нагреватель может иметь увеличенную длину нагревателя.
В определённых вариантах воплощения центральный проводник 226 представляет собой изолированный проводник. Этот изолированный проводник может содержать электрически проводящую сердцевину внутри электрически проводящей оболочки с электрической изоляцией между сердцевиной и оболочкой. В определённых вариантах воплощения изолированный проводник содержит медную сердцевину внутри оболочки из неферромагнитной нержавеющей стали (например, нержавеющей стали 347) с изоляцией из оксида магния между сердцевиной и оболочкой. Эта сердцевина может использоваться для пропускания электрического тока через изолированный проводник. В некоторых вариантах осуществления изолированный проводник помещён внутри нагревательного элемента 218 без центраторов или распорных деталей между изолированным проводником и нагревательным элементом. Оболочка и электрическая изоляция изолированного проводника могут электрически изолировать сердцевину от нагревательного элемента 218 в случае касания центрального проводника и нагревательного элемента. Таким образом, предотвращается электрическое короткое замыкание между сердцевиной и нагревательным элементом 218. Изолированный проводник или другой сплошной центральный проводник 226 могут быть защищены от разрушения или деформации под действием нагревательного элемента 218. В определённых вариантах воплощения один конец центрального проводника 226 электрически соединён с одним концом нагревательного элемента 218 на поверхности земли 216 с использованием электрического соединения 224, как показано на фиг. 3. В некоторых вариантах осуществления конец центрального проводника 226 электрически соединён с концом нагревательного элемента 218 в углеводородном слое 212 с использованием электрического соединения 224, как показано на фиг. 4 и 5. Таким образом, центральный проводник 226 электрически соединён с нагревательным элементом 218 в последовательной конфигурации в вариантах, изображённых на фиг. 3-5. В определённых вариантах воплощения центральный проводник 226 представляет собой изолированный проводник, причём сердцевина изолированного проводника электрически соединена с нагревательным элементом 218 в последовательной конфигурации. Центральный проводник 226 представляет собой обратный электрический проводник для нагревательного элемента 218, так что ток в центральном проводнике течёт в направлении, противоположном току в нагревательном элементе (как показано стрелками 228). Электромагнитное поле, генерируемое при про
- 13 014215 текании тока в центральном проводнике 226, по существу, ограничивает поток электронов и выделение тепла внутри нагревательного элемента 218 (например, внутренней стенкой нагревательного элемента) ниже температуры Кюри ферромагнитного материала в нагревательном элементе. Таким образом, наружная сторона нагревательного элемента 218, по существу, имеет нулевой потенциал, и нагревательный элемент электрически изолирован от пласта и любого соседнего нагревателя или нагревательного элемента при температуре ниже точки Кюри ферромагнитного материала (например, при 25°С). Поскольку наружная сторона нагревательного элемента 218, по существу, имеет нулевой потенциал и нагревательный элемент электрически изолирован от пласта и любого соседнего нагревателя или нагревательного элемента, это позволяет использовать более длинные нагреватели в углеводородном слое 212 без существенных электрических потерь (тока) в углеводородный слой. Например, в углеводородном слое 212 могут быть использованы нагреватели, имеющие длину по меньшей мере около 100 м, по меньшей мере приблизительно 500 м или по меньшей мере приблизительно 1000 м.
При подаче электрического тока в нагревательный элемент 218 и центральный проводник 226 нагреватель выделяет тепло. В определённых вариантах воплощения нагревательный элемент 218 выделяет большую часть или всю тепловую мощность нагревателя. Например, когда электрический ток проходит через ферромагнитный материал в нагревательном элементе 218 и медь или другой материал с низким сопротивлением в центральном проводнике 226, нагревательный элемент выделяет большую часть или всю тепловую мощность нагревателя. Выделение большей части тепла внешним проводником (нагревательным элементом 218), вместо центрального проводника 226, может повысить эффективность теплопередачи в пласт, обеспечивая прямую теплопередачу от элемента, выделяющего тепло (нагревательный элемент 218), в пласт и может снизить потери тепла в нагревателе 220 (например, потери тепла между центральным проводником и наружным проводником, если центральный проводник является тепловыделяющим элементом). Выделение тепла в нагревательном элементе 218, вместо центрального проводника 226, также увеличивает площадь тепловыделяющей поверхности нагревателя 220. Таким образом, при той же эксплуатационной температуре нагревателя 220 в пласт можно подать больше тепла с использованием в качестве тепловыделяющего элемента внешнего проводника (нагревательного элемента 218), чем в случае центрального проводника 226.
В некоторых вариантах осуществления флюид проходит через нагреватель 220 (показано стрелками 230 на фиг. 3 и 4) с целью подогрева пласта и/или для рекуперации тепла нагревательного элемента. В изображённом на фиг. 3 варианте флюид проходит из одного конца нагревателя 220 в другой конец нагревателя внутри и сквозь нагревательный элемент 218 и снаружи центрального проводника 226, как показано стрелками 230. В изображённом на фиг. 4 варианте флюид проходит в нагреватель 220 через центральный проводник 226, который является трубчатым проводником, как показано стрелками 230.
Центральный проводник 226 включает в себя отверстия 232 на конце проводника, чтобы обеспечить выход флюида из центрального проводника. Отверстия 232 могут представлять собой перфорации или другие отверстия, которые обеспечивают проход флюида внутрь центрального проводника 226 и/или из проводника. Затем флюид возвращается к внутренней поверхности нагревательного элемента 218 и наружной поверхности центрального проводника 226, как показано стрелками 230.
Флюид, проходящий внутри нагревателя 220 (как показано стрелками 230 на фиг. 3 и 4), может быть использован для подогрева нагревателя, для начального нагрева пласта и/или для рекуперации тепла из пласта после окончания нагрева в процессе термообработки ίη δίΐιι. Флюиды, которые могут протекать через нагреватель, включают (но не ограничиваются указанным) воздух, воду, пар, гелий, диоксид углерода или другие флюиды с высокой теплоёмкостью. В некоторых вариантах осуществления горячий флюид, такой как диоксид углерода, гелий или ΌΘΑΤΗΕΚΜ® (от фирмы ТНе Ωο\ν СНет1са1 Сотрапу, М1б1апб, М1сЬ1дап, И.8.Л.), проходит сквозь трубчатые нагревательные элементы, подавая тепло в пласт. Горячий флюид может быть использован для обеспечения теплом пласта до использования электрического нагрева для предоставления тепла в пласт. В некоторых вариантах горячий флюид используется для предоставления тепла в дополнение к электрическому нагреву. Применение флюида для предоставления тепла или подогрева пласта в дополнение к электрическому нагреву может быть более дешёвым, чем использование одного электрического нагрева для предоставления тепла в пласт. В некоторых вариантах осуществления через трубчатый нагревательный элемент подают воду и/или водяной пар с целью рекуперации тепла пласта после термообработки пласта ίη δίΐιι. Нагретая вода и/или водяной пар могут быть использованы для добычи растворением и/или в других процессах.
Дальнейшие модификации и альтернативные варианты исполнения различных аспектов изобретения могут быть очевидными для специалистов в этой области техники с учётом настоящего описания. Соответственно настоящее описание следует рассматривать только как иллюстративное, которое приведено с целью раскрытия общего способа осуществления изобретения для специалистов в этой области техники. Следует понимать, что показанные и раскрытые в описании формы изобретения считаются в настоящее время предпочтительными вариантами исполнения. Проиллюстрированные и описанные здесь элементы и материалы могут быть заменены, детали и процессы могут быть обращены и определенные признаки изобретения могут быть использованы независимо, - все это очевидно для специалистов в этой области техники после ознакомления с преимуществами настоящего изобретения. Изменения
- 14 014215 в описанных здесь элементах могут быть выполнены без отклонения от духа и объёма изобретения, которое описано в следующей ниже формуле изобретения. Кроме того, следует понимать, что в определённых вариантах изобретения описанные здесь независимые признаки могут сочетаться.
Claims (21)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ нагрева подземного углеводородсодержащего пласта с использованием системы, содержащей трубопровод, расположенный в отверстии в пласте, причём трубопровод содержит ферромагнитный материал, и электрический проводник, расположенный внутри трубопровода и электрически соединённый с трубопроводом на конце трубопровода или вблизи конца трубопровода, так что электрический проводник и трубопровод соединены последовательно, причём направление электрического тока в электрическом проводнике, по существу, противоположно направлению электрического тока в трубопроводе при подаче электрического тока в систему;включающий подачу электрического тока в систему, при этом поток электронов, по существу, ограничен внутри трубопровода, а трубопровод выделяет тепло и нагревает пласт при подаче электрического тока в систему, отличающийся тем, что внешнюю сторону трубопровода электрически изолируют от пласта электрически изолирующим слоем на поверхности трубопровода;трубопровод конфигурируют так, что длина внешней окружности трубопровода больше, чем длина внешней окружности электрического проводника, при этом тепло, выделяющееся в стенке трубопровода, передаётся от периферии трубопровода в пласт, благодаря чему трубопровод выделяет большую часть тепловой мощности системы; а толщину стенки трубопровода выбирают равной по меньшей мере одной глубине скин-слоя ферромагнитного материала при 25°С, благодаря чему поток электронов, по существу, ограничивается внутри трубопровода электромагнитным полем, создаваемым при протекании электрического тока в электрическом проводнике, так что на внешней поверхности трубопровода или вблизи неё потенциал, по существу, равен нулю при 25°С.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что трубопровод находится в непосредственной близости от пласта.
- 3. Способ по любому из пп.1, 2, отличающийся тем, что трубопровод электрически изолирован по меньшей мере от одного смежного трубопровода, расположенного в пласте.
- 4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что указанное отверстие имеет первый конец, находящийся в первом местоположении на поверхности, и второй конец, находящийся во втором местоположении на поверхности пласта.
- 5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что большая часть трубопровода ориентирована, по существу, горизонтально в углеводородном слое пласта.
- 6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что электрический проводник, по существу электрически, изолирован от трубопровода по длине трубопровода, причём проводник электрически соединён с трубопроводом вблизи конца трубопровода.
- 7. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что система дополнительно содержит один или более центраторов для того, чтобы электрически отделить трубопровод от электрического проводника.
- 8. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что система дополнительно содержит электрически изолирующий слой на внешней поверхности электрического проводника.
- 9. Способ по любому из пп.1-8, отличающийся тем, что трубопровод выполнен с возможностью обеспечения первой выходной тепловой мощности ниже температуры Кюри ферромагнитного элемента, при этом трубопровод выполнен с возможностью обеспечения автоматически второй выходной тепловой мощности, когда температура приблизительно равна или выше температуры Кюри ферромагнитного элемента, причём вторая выходная тепловая мощность меньше по сравнению с первой выходной тепловой мощностью.
- 10. Способ по любому из пп.1-9, отличающийся тем, что электрический проводник представляет собой изолированный проводник, причём изолированный проводник включает в себя электропроводящую сердцевину внутри электропроводящей оболочки с электрической изоляцией между сердцевиной и оболочкой.
- 11. Способ по п.10, отличающийся тем, что сердцевина выполнена из меди, а оболочка представляет собой неферромагнитную нержавеющую сталь.
- 12. Способ по любому из пп.1-11, отличающийся тем, что в системе отношение диапазона изменения равно по меньшей мере 2:1.
- 13. Способ по любому из пп.1-12, отличающийся тем, что трубопровод имеет длину по меньшей мере 100 м, по меньшей мере 500 м или по меньшей мере 1000 м и находится в углеводородном слое пласта.- 15 014215
- 14. Способ по любому из пп.1-13, отличающийся тем, что трубопровод выполнен с возможностью протекания флюида через трубопровод с целью (а) подогрева трубопровода и системы и/или (Ь) рекуперации тепла из системы.
- 15. Способ по любому из пп.1-14, отличающийся тем, что электрический проводник представляет собой трубчатый проводник с отверстиями на конце электрического проводника или вблизи конца, причём конфигурация отверстий обеспечивает протекание флюида между внутренней частью электрического проводника и трубопроводом.
- 16. Способ по п.1, отличающийся тем, что тепло в пласт передают таким образом, что, по меньшей мере, некоторые углеводороды подвергаются пиролизу в пласте.
- 17. Способ по п.16, отличающийся тем, что дополнительно включает в себя подачу горячего теплоносителя в трубопровод для обеспечения передачи тепла в пласт.
- 18. Способ по п.17, отличающийся тем, что горячий теплоноситель представляет собой подогретую воду, водяной пар и/или подогретый диоксид углерода.
- 19. Способ по любому из пп.16-18, отличающийся тем, что дополнительно включает в себя добычу из пласта флюида, предназначенного для переработки в транспортное топливо.
- 20. Способ по любому из пп.16-19, отличающийся тем, что дополнительно включает в себя подачу текучей среды в трубопровод с целью рекуперации тепла из системы.
- 21. Способ установки системы из п.1 в отверстии, включающий разматывание трубопровода и электрического проводника с одной или более катушек и размещение трубопровода и электрического проводника в отверстии в пласте.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US72976305P | 2005-10-24 | 2005-10-24 | |
| US79429806P | 2006-04-21 | 2006-04-21 | |
| PCT/US2006/041122 WO2007050469A1 (en) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Temperature limited heater with a conduit substantially electrically isolated from the formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200801156A1 EA200801156A1 (ru) | 2008-10-30 |
| EA014215B1 true EA014215B1 (ru) | 2010-10-29 |
Family
ID=37736147
Family Applications (8)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200801155A EA013513B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способ получения сырых продуктов с подземной термической переработкой in situ |
| EA200801152A EA013579B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Система для совместного производства теплоты и электричества и способ обработки углеводородсодержащих пластов |
| EA200801154A EA012941B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способ фильтрации жидкого потока, полученного способом термической переработки in situ |
| EA200801157A EA016412B9 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы крекинга сырого продукта с целью получения дополнительных сырых продуктов и способ получения транспортного топлива |
| EA200801156A EA014215B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Ограниченный по температуре нагреватель с трубопроводом, по существу, электрически изолированным от пласта |
| EA200801151A EA013253B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы обработки углеводородсодержащих пластов |
| EA200801153A EA015618B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы получения алкилированных углеводородов из текучей среды, полученной способом термической переработки in situ |
| EA200801150A EA014196B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Система и способ для добычи углеводородов из битуминозных песков по дренажным каналам, образованным нагревом |
Family Applications Before (4)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200801155A EA013513B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способ получения сырых продуктов с подземной термической переработкой in situ |
| EA200801152A EA013579B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Система для совместного производства теплоты и электричества и способ обработки углеводородсодержащих пластов |
| EA200801154A EA012941B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способ фильтрации жидкого потока, полученного способом термической переработки in situ |
| EA200801157A EA016412B9 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы крекинга сырого продукта с целью получения дополнительных сырых продуктов и способ получения транспортного топлива |
Family Applications After (3)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200801151A EA013253B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы обработки углеводородсодержащих пластов |
| EA200801153A EA015618B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы получения алкилированных углеводородов из текучей среды, полученной способом термической переработки in situ |
| EA200801150A EA014196B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Система и способ для добычи углеводородов из битуминозных песков по дренажным каналам, образованным нагревом |
Country Status (14)
| Country | Link |
|---|---|
| US (14) | US8606091B2 (ru) |
| EP (8) | EP1941001A2 (ru) |
| JP (8) | JP5570723B2 (ru) |
| KR (9) | KR101359313B1 (ru) |
| AT (1) | ATE499428T1 (ru) |
| AU (9) | AU2006306476B2 (ru) |
| CA (9) | CA2626972C (ru) |
| DE (1) | DE602006020314D1 (ru) |
| EA (8) | EA013513B1 (ru) |
| GB (1) | GB2451311A (ru) |
| IL (8) | IL190657A (ru) |
| MA (8) | MA29953B1 (ru) |
| NZ (9) | NZ567658A (ru) |
| WO (9) | WO2007050477A1 (ru) |
Families Citing this family (261)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1270051C (zh) | 2000-04-24 | 2006-08-16 | 国际壳牌研究有限公司 | 从含油母质的岩层中就地回收烃的方法 |
| US6951247B2 (en) | 2001-04-24 | 2005-10-04 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation using horizontal heat sources |
| CN100400793C (zh) | 2001-10-24 | 2008-07-09 | 国际壳牌研究有限公司 | 通过u形开口现场加热含烃地层的方法与系统 |
| DE10245103A1 (de) * | 2002-09-27 | 2004-04-08 | General Electric Co. | Schaltschrank für eine Windenergieanlage und Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage |
| EP1556580A1 (en) | 2002-10-24 | 2005-07-27 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Temperature limited heaters for heating subsurface formations or wellbores |
| CA2524689C (en) * | 2003-04-24 | 2012-05-22 | Shell Canada Limited | Thermal processes for subsurface formations |
| US8296968B2 (en) * | 2003-06-13 | 2012-10-30 | Charles Hensley | Surface drying apparatus and method |
| US7552762B2 (en) * | 2003-08-05 | 2009-06-30 | Stream-Flo Industries Ltd. | Method and apparatus to provide electrical connection in a wellhead for a downhole electrical device |
| ATE414840T1 (de) | 2004-04-23 | 2008-12-15 | Shell Int Research | Zur erwärmung von unterirdischen formationen verwendete temperaturbegrenzte heizvorrichtungen |
| DE102004025528B4 (de) * | 2004-05-25 | 2010-03-04 | Eisenmann Anlagenbau Gmbh & Co. Kg | Verfahren und Vorrichtung zum Trocknen von beschichteten Gegenständen |
| US7024796B2 (en) | 2004-07-19 | 2006-04-11 | Earthrenew, Inc. | Process and apparatus for manufacture of fertilizer products from manure and sewage |
| US20070084077A1 (en) * | 2004-07-19 | 2007-04-19 | Gorbell Brian N | Control system for gas turbine in material treatment unit |
| US7694523B2 (en) | 2004-07-19 | 2010-04-13 | Earthrenew, Inc. | Control system for gas turbine in material treatment unit |
| US7024800B2 (en) * | 2004-07-19 | 2006-04-11 | Earthrenew, Inc. | Process and system for drying and heat treating materials |
| US7685737B2 (en) | 2004-07-19 | 2010-03-30 | Earthrenew, Inc. | Process and system for drying and heat treating materials |
| DE102005000782A1 (de) * | 2005-01-05 | 2006-07-20 | Voith Paper Patent Gmbh | Trockenzylinder |
| EP1871986A1 (en) | 2005-04-22 | 2008-01-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Varying properties along lengths of temperature limited heaters |
| US7575053B2 (en) | 2005-04-22 | 2009-08-18 | Shell Oil Company | Low temperature monitoring system for subsurface barriers |
| US8606091B2 (en) * | 2005-10-24 | 2013-12-10 | Shell Oil Company | Subsurface heaters with low sulfidation rates |
| US20070163316A1 (en) * | 2006-01-18 | 2007-07-19 | Earthrenew Organics Ltd. | High organic matter products and related systems for restoring organic matter and nutrients in soil |
| US7610692B2 (en) | 2006-01-18 | 2009-11-03 | Earthrenew, Inc. | Systems for prevention of HAP emissions and for efficient drying/dehydration processes |
| US7445041B2 (en) * | 2006-02-06 | 2008-11-04 | Shale And Sands Oil Recovery Llc | Method and system for extraction of hydrocarbons from oil shale |
| US7484561B2 (en) * | 2006-02-21 | 2009-02-03 | Pyrophase, Inc. | Electro thermal in situ energy storage for intermittent energy sources to recover fuel from hydro carbonaceous earth formations |
| US20090173491A1 (en) * | 2006-02-24 | 2009-07-09 | O'brien Thomas B | Method and system for extraction of hydrocarbons from oil shale and limestone formations |
| CA2643214C (en) | 2006-02-24 | 2016-04-12 | Shale And Sands Oil Recovery Llc | Method and system for extraction of hydrocarbons from oil sands |
| US7644993B2 (en) | 2006-04-21 | 2010-01-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
| AU2007240367B2 (en) * | 2006-04-21 | 2011-04-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | High strength alloys |
| US7775281B2 (en) * | 2006-05-10 | 2010-08-17 | Kosakewich Darrell S | Method and apparatus for stimulating production from oil and gas wells by freeze-thaw cycling |
| US7426926B2 (en) * | 2006-05-31 | 2008-09-23 | Ford Global Technologies, Llc | Cold idle adaptive air-fuel ratio control utilizing lost fuel approximation |
| US20070281224A1 (en) * | 2006-05-31 | 2007-12-06 | Kerry Arthur Kirk | Scratch-off document and method for producing same |
| NO325979B1 (no) * | 2006-07-07 | 2008-08-25 | Shell Int Research | System og fremgangsmate for a kjole en flerfasebronnstrom |
| AU2007313394B2 (en) | 2006-10-13 | 2015-01-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combined development of oil shale by in situ heating with a deeper hydrocarbon resource |
| BRPI0719213A2 (pt) | 2006-10-13 | 2014-06-10 | Exxonmobil Upstream Res Co | Método para abaixar a temperatura de uma formação subsuperfiacial |
| CN101595273B (zh) | 2006-10-13 | 2013-01-02 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位页岩油开发的优化的井布置 |
| GB2456251B (en) | 2006-10-20 | 2011-03-16 | Shell Int Research | Heating hydrocarbon containing formations in a spiral startup staged sequence |
| DE102007008292B4 (de) * | 2007-02-16 | 2009-08-13 | Siemens Ag | Vorrichtung und Verfahren zur In-Situ-Gewinnung einer kohlenwasserstoffhaltigen Substanz unter Herabsetzung deren Viskosität aus einer unterirdischen Lagerstätte |
| US8608942B2 (en) * | 2007-03-15 | 2013-12-17 | Kellogg Brown & Root Llc | Systems and methods for residue upgrading |
| CA2675780C (en) | 2007-03-22 | 2015-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Granular electrical connections for in situ formation heating |
| BRPI0808508A2 (pt) | 2007-03-22 | 2014-08-19 | Exxonmobil Upstream Res Co | Métodos para aquecer uma formação de subsuperfície e uma formação rochosa rica em compostos orgânicos, e, método para produzir um fluido de hidrocarboneto |
| CA2905364C (en) * | 2007-03-26 | 2017-05-02 | J. I. Livingstone Enterprises Ltd. | Drilling, completing and stimulating a hydrocarbon production well |
| US7832484B2 (en) | 2007-04-20 | 2010-11-16 | Shell Oil Company | Molten salt as a heat transfer fluid for heating a subsurface formation |
| US8122955B2 (en) | 2007-05-15 | 2012-02-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burners for in situ conversion of organic-rich rock formations |
| CN101680284B (zh) | 2007-05-15 | 2013-05-15 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位转化富含有机物岩层的井下燃烧器井 |
| BRPI0810590A2 (pt) | 2007-05-25 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Método in situ de produzir fluidos de hidrocarboneto de uma formação rochosa rica em matéria orgânica |
| US8146664B2 (en) | 2007-05-25 | 2012-04-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Utilization of low BTU gas generated during in situ heating of organic-rich rock |
| DK2008726T3 (da) * | 2007-06-29 | 2013-10-14 | Eurecat Sa | Farvesortering af katalytiske eller adsorberende partikler |
| US20090028000A1 (en) * | 2007-07-26 | 2009-01-29 | O'brien Thomas B | Method and process for the systematic exploration of uranium in the athabasca basin |
| CA2597881C (en) | 2007-08-17 | 2012-05-01 | Imperial Oil Resources Limited | Method and system integrating thermal oil recovery and bitumen mining for thermal efficiency |
| WO2009038777A1 (en) * | 2007-09-18 | 2009-03-26 | Vast Power Portfolio, Llc | Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide |
| WO2009042575A1 (en) * | 2007-09-26 | 2009-04-02 | Tyco Thermal Controls Llc | Skin effect heating system having improved heat transfer and wire support characteristics |
| CA2698564C (en) | 2007-10-19 | 2014-08-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ oxidation of subsurface formations |
| CA2609419C (en) * | 2007-11-02 | 2010-12-14 | Imperial Oil Resources Limited | System and method of heat and water recovery from tailings using gas humidification/dehumidification |
| CA2609859C (en) * | 2007-11-02 | 2011-08-23 | Imperial Oil Resources Limited | Recovery of high quality water from produced water arising from a thermal hydrocarbon recovery operation using vacuum technologies |
| CA2610052C (en) * | 2007-11-08 | 2013-02-19 | Imperial Oil Resources Limited | System and method of recovering heat and water and generating power from bitumen mining operations |
| CA2610463C (en) * | 2007-11-09 | 2012-04-24 | Imperial Oil Resources Limited | Integration of an in-situ recovery operation with a mining operation |
| CA2610230C (en) * | 2007-11-13 | 2012-04-03 | Imperial Oil Resources Limited | Water integration between an in-situ recovery operation and a bitumen mining operation |
| US8082995B2 (en) | 2007-12-10 | 2011-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence |
| WO2009082674A1 (en) * | 2007-12-22 | 2009-07-02 | Services Petroliers Schlumberger | Thermal bubble point measurement system and method |
| US8090227B2 (en) | 2007-12-28 | 2012-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Purging of fiber optic conduits in subterranean wells |
| US20090192731A1 (en) * | 2008-01-24 | 2009-07-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and Method for Monitoring a Health State of Hydrocarbon Production Equipment |
| US20090218876A1 (en) * | 2008-02-29 | 2009-09-03 | Petrotek Engineering Corporation | Method of achieving hydraulic control for in-situ mining through temperature-controlled mobility ratio alterations |
| WO2009117426A1 (en) * | 2008-03-17 | 2009-09-24 | Shell Oil Company | Kerosene base fuel |
| WO2009120779A2 (en) * | 2008-03-28 | 2009-10-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| US8162405B2 (en) | 2008-04-18 | 2012-04-24 | Shell Oil Company | Using tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
| BRPI0911530A2 (pt) | 2008-05-23 | 2016-07-05 | Exxonmobil Upstream Res Co | métodos para produzir fluidos de hidrocarbonetos de uma formação de rocha rica em orgânicos, e para utilizar gás produzido de um processo de conversão in situ em uma área de desenvolvimento de hidrocarboneto |
| US8122956B2 (en) * | 2008-07-03 | 2012-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Magnetic stirrer |
| DE102008047219A1 (de) * | 2008-09-15 | 2010-03-25 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur Förderung von Bitumen und/oder Schwerstöl aus einer unterirdischen Lagerstätte, zugehörige Anlage und Betriebsverfahren dieser Anlage |
| JP2010073002A (ja) * | 2008-09-19 | 2010-04-02 | Hoya Corp | 画像処理装置およびカメラ |
| US9561068B2 (en) | 2008-10-06 | 2017-02-07 | Virender K. Sharma | Method and apparatus for tissue ablation |
| CN104739502B (zh) | 2008-10-06 | 2018-01-19 | 维兰德·K·沙马 | 用于组织消融的方法和装置 |
| US10064697B2 (en) | 2008-10-06 | 2018-09-04 | Santa Anna Tech Llc | Vapor based ablation system for treating various indications |
| 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 |
| 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 |
| CA2738805A1 (en) * | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Circulated heated transfer fluid systems used to treat a subsurface formation |
| US8247747B2 (en) * | 2008-10-30 | 2012-08-21 | Xaloy, Inc. | Plasticating barrel with integrated exterior heater layer |
| WO2010070029A1 (en) | 2008-12-18 | 2010-06-24 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for removing iron particles |
| CA2852121C (en) * | 2009-02-06 | 2017-05-16 | Hpd, Llc | Method and system for recovering oil and generating steam from produced water |
| KR101078725B1 (ko) * | 2009-02-16 | 2011-11-01 | 주식회사 하이닉스반도체 | 반도체 소자 및 그의 제조방법 |
| AU2010216407B2 (en) | 2009-02-23 | 2014-11-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Water treatment following shale oil production by in situ heating |
| DE102009010289A1 (de) * | 2009-02-24 | 2010-09-02 | Siemens Aktiengesellschaft | Vorrichtung zur Temperaturmessung in elektromagnetischen Feldern, Verwendung dieser Vorrichtung sowie zugehörige Messanordnung |
| DE102009023910A1 (de) * | 2009-03-03 | 2010-09-16 | Tracto-Technik Gmbh & Co. Kg | Erdbohrvorrichtung |
| US8261831B2 (en) | 2009-04-09 | 2012-09-11 | General Synfuels International, Inc. | Apparatus and methods for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil/tar sands |
| US8312927B2 (en) * | 2009-04-09 | 2012-11-20 | General Synfuels International, Inc. | Apparatus and methods for adjusting operational parameters to recover hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and sands |
| US8262866B2 (en) | 2009-04-09 | 2012-09-11 | General Synfuels International, Inc. | Apparatus for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and sands via multi-stage condensation |
| US8312928B2 (en) | 2009-04-09 | 2012-11-20 | General Synfuels International, Inc. | Apparatus and methods for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and oil sands |
| US8851170B2 (en) | 2009-04-10 | 2014-10-07 | Shell Oil Company | Heater assisted fluid treatment of a subsurface formation |
| US8506561B2 (en) | 2009-04-17 | 2013-08-13 | Domain Surgical, Inc. | Catheter with inductively heated regions |
| US9107666B2 (en) | 2009-04-17 | 2015-08-18 | Domain Surgical, Inc. | Thermal resecting loop |
| US9265556B2 (en) | 2009-04-17 | 2016-02-23 | Domain Surgical, Inc. | Thermally adjustable surgical tool, balloon catheters and sculpting of biologic materials |
| US9131977B2 (en) | 2009-04-17 | 2015-09-15 | Domain Surgical, Inc. | Layered ferromagnetic coated conductor thermal surgical tool |
| US9078655B2 (en) | 2009-04-17 | 2015-07-14 | Domain Surgical, Inc. | Heated balloon catheter |
| CN102421988A (zh) | 2009-05-05 | 2012-04-18 | 埃克森美孚上游研究公司 | 通过基于一种或更多生产资源的可用性控制生产操作来将源自地下地层的有机物转化为可生产的烃 |
| EP2442898B1 (en) * | 2009-06-18 | 2019-01-02 | Entegris, Inc. | Sintered porous material comprising particles of different average sizes |
| NO330123B1 (no) | 2009-07-11 | 2011-02-21 | Sargas As | Lav CO2-anlegg for utvinning av oljesand |
| CA2710078C (en) * | 2009-07-22 | 2015-11-10 | Conocophillips Company | Hydrocarbon recovery method |
| WO2011014705A1 (en) * | 2009-07-31 | 2011-02-03 | Nicholas Castellano | Method to enhance the production capacity of an oil well |
| WO2011017413A2 (en) | 2009-08-05 | 2011-02-10 | Shell Oil Company | Use of fiber optics to monitor cement quality |
| GB2484053B (en) | 2009-08-05 | 2013-05-08 | Shell Int Research | method for monitoring a well |
| US9466896B2 (en) | 2009-10-09 | 2016-10-11 | Shell Oil Company | Parallelogram coupling joint for coupling insulated conductors |
| US8356935B2 (en) | 2009-10-09 | 2013-01-22 | Shell Oil Company | Methods for assessing a temperature in a subsurface formation |
| US8257112B2 (en) | 2009-10-09 | 2012-09-04 | Shell Oil Company | Press-fit coupling joint for joining insulated conductors |
| US20120198844A1 (en) * | 2009-10-22 | 2012-08-09 | Kaminsky Robert D | System and Method For Producing Geothermal Energy |
| US8602103B2 (en) | 2009-11-24 | 2013-12-10 | Conocophillips Company | Generation of fluid for hydrocarbon recovery |
| WO2011067863A1 (ja) * | 2009-12-01 | 2011-06-09 | トヨタ自動車株式会社 | 内燃機関の排気浄化装置 |
| US8863839B2 (en) | 2009-12-17 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations |
| US8240370B2 (en) * | 2009-12-18 | 2012-08-14 | Air Products And Chemicals, Inc. | Integrated hydrogen production and hydrocarbon extraction |
| US8512009B2 (en) * | 2010-01-11 | 2013-08-20 | Baker Hughes Incorporated | Steam driven pump for SAGD system |
| EP2531575A4 (en) * | 2010-02-05 | 2013-08-07 | Texas A & M Univ Sys | DEVICES AND METHODS FOR A PYROLYSIS AND GASIFICATION SYSTEM OF A BIOMASS FEED CHARGE |
| US20110207972A1 (en) * | 2010-02-23 | 2011-08-25 | Battelle Memorial Institute | Catalysts and processes for the hydrogenolysis of glycerol and other organic compounds for producing polyols and propylene glycol |
| DE102010013982A1 (de) | 2010-04-06 | 2011-10-06 | Bomag Gmbh | Vorrichtung zum Erzeugen von Schaumbitumen und Verfahren zu deren Wartung |
| US9033042B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-05-19 | Shell Oil Company | Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations |
| US8502120B2 (en) | 2010-04-09 | 2013-08-06 | Shell Oil Company | Insulating blocks and methods for installation in insulated conductor heaters |
| US8701769B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-04-22 | Shell Oil Company | Methods for treating hydrocarbon formations based on geology |
| US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
| US8939207B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-01-27 | Shell Oil Company | Insulated conductor heaters with semiconductor layers |
| US8820406B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-09-02 | Shell Oil Company | Electrodes for electrical current flow heating of subsurface formations with conductive material in wellbore |
| CA2703319C (en) * | 2010-05-05 | 2012-06-12 | Imperial Oil Resources Limited | Operating wells in groups in solvent-dominated recovery processes |
| US20110277992A1 (en) * | 2010-05-14 | 2011-11-17 | Paul Grimes | Systems and methods for enhanced recovery of hydrocarbonaceous fluids |
| RU2562460C2 (ru) * | 2010-07-20 | 2015-09-10 | Басф Се | Способ получения ацетилена по способу саксе-бартоломé |
| US8975460B2 (en) * | 2010-07-20 | 2015-03-10 | Basf Se | Process for preparing acetylene by the Sachsse-Bartholomé process |
| WO2012030426A1 (en) | 2010-08-30 | 2012-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Olefin reduction for in situ pyrolysis oil generation |
| BR112013000931A2 (pt) | 2010-08-30 | 2016-05-17 | Exxonmobil Upstream Res Co | integridade mecânica de poço para a pirólise in situ |
| US9466398B2 (en) * | 2010-09-27 | 2016-10-11 | Purdue Research Foundation | Ceramic-ceramic composites and process therefor, nuclear fuels formed thereby, and nuclear reactor systems and processes operated therewith |
| US8857051B2 (en) | 2010-10-08 | 2014-10-14 | Shell Oil Company | System and method for coupling lead-in conductor to insulated conductor |
| US8943686B2 (en) | 2010-10-08 | 2015-02-03 | Shell Oil Company | Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors |
| US8586866B2 (en) | 2010-10-08 | 2013-11-19 | Shell Oil Company | Hydroformed splice for insulated conductors |
| US8356678B2 (en) * | 2010-10-29 | 2013-01-22 | Racional Energy & Environment Company | Oil recovery method and apparatus |
| US9334436B2 (en) | 2010-10-29 | 2016-05-10 | Racional Energy And Environment Company | Oil recovery method and product |
| US9097110B2 (en) * | 2010-12-03 | 2015-08-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Viscous oil recovery using a fluctuating electric power source and a fired heater |
| US9033033B2 (en) | 2010-12-21 | 2015-05-19 | Chevron U.S.A. Inc. | Electrokinetic enhanced hydrocarbon recovery from oil shale |
| RU2013133887A (ru) | 2010-12-22 | 2015-01-27 | Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. | Конверсия и извлечение керонена на месте залегания |
| JP5287962B2 (ja) * | 2011-01-26 | 2013-09-11 | 株式会社デンソー | 溶接装置 |
| US20120217233A1 (en) * | 2011-02-28 | 2012-08-30 | Tom Richards, Inc. | Ptc controlled environment heater |
| DE102011014345A1 (de) * | 2011-03-18 | 2012-09-20 | Ecoloop Gmbh | Verfahren zur energieffizienten und umweltschonenden Gewinnung von Leichtöl und/oder Treibstoffen ausgehend von Roh-Bitumen aus Ölschifer und /oder Ölsanden |
| US9739123B2 (en) | 2011-03-29 | 2017-08-22 | Conocophillips Company | Dual injection points in SAGD |
| US8932279B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-01-13 | Domain Surgical, Inc. | System and method for cooling of a heated surgical instrument and/or surgical site and treating tissue |
| US9016370B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
| US8915909B2 (en) | 2011-04-08 | 2014-12-23 | Domain Surgical, Inc. | Impedance matching circuit |
| AU2012240160B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-02-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems for joining insulated conductors |
| WO2012158722A2 (en) | 2011-05-16 | 2012-11-22 | Mcnally, David, J. | Surgical instrument guide |
| US9279316B2 (en) | 2011-06-17 | 2016-03-08 | Athabasca Oil Corporation | Thermally assisted gravity drainage (TAGD) |
| US9051828B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-06-09 | Athabasca Oil Sands Corp. | Thermally assisted gravity drainage (TAGD) |
| US9062525B2 (en) * | 2011-07-07 | 2015-06-23 | Single Buoy Moorings, Inc. | Offshore heavy oil production |
| HU230571B1 (hu) * | 2011-07-15 | 2016-12-28 | Sld Enhanced Recovery, Inc. | Eljárás lézeres olvasztásos kőzeteltávolítás során keletkező kőzet olvadék eltávolítására, valamint berendezés az eljárás megvalósítására |
| US8685281B2 (en) | 2011-07-21 | 2014-04-01 | Battelle Energy Alliance Llc | System and process for the production of syngas and fuel gasses |
| WO2013040255A2 (en) | 2011-09-13 | 2013-03-21 | Domain Surgical, Inc. | Sealing and/or cutting instrument |
| JO3141B1 (ar) | 2011-10-07 | 2017-09-20 | Shell Int Research | الوصلات المتكاملة للموصلات المعزولة |
| CN104011327B (zh) | 2011-10-07 | 2016-12-14 | 国际壳牌研究有限公司 | 利用地下地层中的绝缘导线的介电性能来确定绝缘导线的性能 |
| CA2850741A1 (en) | 2011-10-07 | 2013-04-11 | Manuel Alberto GONZALEZ | Thermal expansion accommodation for circulated fluid systems used to heat subsurface formations |
| CA2791725A1 (en) * | 2011-10-07 | 2013-04-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Treating hydrocarbon formations using hybrid in situ heat treatment and steam methods |
| JO3139B1 (ar) | 2011-10-07 | 2017-09-20 | Shell Int Research | تشكيل موصلات معزولة باستخدام خطوة اختزال أخيرة بعد المعالجة الحرارية. |
| CA2845012A1 (en) | 2011-11-04 | 2013-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis |
| CA2783819C (en) | 2011-11-08 | 2014-04-29 | Imperial Oil Resources Limited | Dewatering oil sand tailings |
| KR20140102668A (ko) | 2011-12-06 | 2014-08-22 | 도메인 서지컬, 인크. | 수술 기기로의 전원공급 제어 시스템 및 그 방법 |
| US9181467B2 (en) | 2011-12-22 | 2015-11-10 | Uchicago Argonne, Llc | Preparation and use of nano-catalysts for in-situ reaction with kerogen |
| US8851177B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-10-07 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ kerogen conversion and oxidant regeneration |
| US8701788B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-04-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Preconditioning a subsurface shale formation by removing extractible organics |
| WO2013103518A1 (en) * | 2012-01-03 | 2013-07-11 | Conocophillips Company | Enhanced heavy oil recovery using downhole bitumen upgrading with steam assisted gravity drainage |
| US9605524B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-03-28 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
| AU2012367347A1 (en) | 2012-01-23 | 2014-08-28 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
| JP5696063B2 (ja) * | 2012-02-02 | 2015-04-08 | 信越化学工業株式会社 | 多結晶シリコン棒搬出冶具および多結晶シリコン棒の刈取方法 |
| CA2864863A1 (en) * | 2012-02-18 | 2013-08-22 | Genie Ip B.V. | Method and system for heating a bed of hydrocarbon-containing rocks |
| US8910514B2 (en) * | 2012-02-24 | 2014-12-16 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods of determining fluid properties |
| CA2811666C (en) | 2012-04-05 | 2021-06-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors |
| RU2479620C1 (ru) * | 2012-04-10 | 2013-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр" | Способ разделения газов в процессе каталитического крекинга бензинового направления |
| TW201400407A (zh) * | 2012-04-18 | 2014-01-01 | Exxonmobil Upstream Res Co | 用於形成碳同素異形體之觸媒的製造 |
| AU2013256823B2 (en) | 2012-05-04 | 2015-09-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material |
| US8992771B2 (en) | 2012-05-25 | 2015-03-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Isolating lubricating oils from subsurface shale formations |
| WO2013180909A1 (en) * | 2012-05-29 | 2013-12-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for hydrotreating a shale oil stream using hydrogen gas that is concentrated from the shale oil stream |
| HU229953B1 (hu) | 2012-07-05 | 2015-03-02 | Sld Enhanced Recovery, Inc | Eljárás és berendezés elsősorban kitermelőcsövek alkáliföldfém-só lerakódásainak eltávolítására |
| US20140030117A1 (en) * | 2012-07-24 | 2014-01-30 | David Zachariah | Multi-stage hydraulic jet pump |
| KR101938171B1 (ko) | 2012-10-31 | 2019-01-14 | 대우조선해양 주식회사 | 백업 기능을 가지는 브라인 및 베이스오일 공급 시스템과 브라인 및 베이스오일의 백업 공급 방법 |
| US9777564B2 (en) | 2012-12-03 | 2017-10-03 | Pyrophase, Inc. | Stimulating production from oil wells using an RF dipole antenna |
| US9243485B2 (en) | 2013-02-05 | 2016-01-26 | Triple D Technologies, Inc. | System and method to initiate permeability in bore holes without perforating tools |
| US9309741B2 (en) | 2013-02-08 | 2016-04-12 | Triple D Technologies, Inc. | System and method for temporarily sealing a bore hole |
| US9534489B2 (en) * | 2013-03-06 | 2017-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Modeling acid distribution for acid stimulation of a formation |
| US10168447B2 (en) * | 2013-03-27 | 2019-01-01 | Schlumberger Technology Corporation | Automatic geosteering and evolutionary algorithm for use with same |
| US10316644B2 (en) | 2013-04-04 | 2019-06-11 | Shell Oil Company | Temperature assessment using dielectric properties of an insulated conductor heater with selected electrical insulation |
| US20140318773A1 (en) * | 2013-04-26 | 2014-10-30 | Elliot B. Kennel | Methane enhanced liquid products recovery from wet natural gas |
| CN103233713B (zh) * | 2013-04-28 | 2014-02-26 | 吉林省众诚汽车服务连锁有限公司 | 油页岩原位水平井压裂化学干馏提取页岩油气方法及工艺 |
| CA2818322C (en) * | 2013-05-24 | 2015-03-10 | Expander Energy Inc. | Refinery process for heavy oil and bitumen |
| GB2515547A (en) * | 2013-06-27 | 2014-12-31 | Statoil Petroleum As | Increasing hydrocarbon production from reservoirs |
| US9969638B2 (en) | 2013-08-05 | 2018-05-15 | Gradiant Corporation | Water treatment systems and associated methods |
| US9920608B2 (en) * | 2013-08-13 | 2018-03-20 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method of improving hydraulic fracturing by decreasing formation temperature |
| KR101506469B1 (ko) * | 2013-09-09 | 2015-03-27 | 한국지질자원연구원 | 순환식 용해 채광 장치 |
| KR101510826B1 (ko) | 2013-11-19 | 2015-04-10 | 한국지질자원연구원 | 개선된 블레이드를 구비하는 순환식 용해 채광 장치 및 방법 |
| AU2014202934B2 (en) | 2013-09-09 | 2016-03-17 | Korea Institute Of Geoscience And Mineral Resources (Kigam) | Apparatus and method for solution mining using cycling process |
| KR101519967B1 (ko) * | 2013-09-09 | 2015-05-15 | 한국지질자원연구원 | 순환식 용해 채광방법 |
| US9701892B2 (en) | 2014-04-17 | 2017-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well |
| AU2014321305B2 (en) | 2013-09-20 | 2017-11-30 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using surface modifying metallic treatment agents to treat subterranean formations |
| RU2676341C2 (ru) | 2013-09-20 | 2018-12-28 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Композитные материалы на основе фосфорорганических соединений для применения в операциях по обработке скважин |
| NZ717494A (en) | 2013-09-20 | 2020-07-31 | Baker Hughes Inc | Method of inhibiting fouling on a metallic surface using a surface modifying treatment agent |
| WO2015042486A1 (en) | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Composites for use in stimulation and sand control operations |
| WO2015042477A1 (en) | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of using surface modifying treatment agents to treat subterranean formations |
| CN105683095B (zh) | 2013-09-23 | 2019-09-17 | 格雷迪安特公司 | 脱盐系统及相关方法 |
| US9512699B2 (en) | 2013-10-22 | 2016-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process |
| US10041341B2 (en) | 2013-11-06 | 2018-08-07 | Nexen Energy Ulc | Processes for producing hydrocarbons from a reservoir |
| US9394772B2 (en) | 2013-11-07 | 2016-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation |
| CN103711483B (zh) * | 2014-01-13 | 2017-01-11 | 北京源海威科技有限公司 | 页岩生烃、吸附及解吸模拟系统和模拟方法 |
| CA2882182C (en) | 2014-02-18 | 2023-01-03 | Athabasca Oil Corporation | Cable-based well heater |
| GB2523567B (en) | 2014-02-27 | 2017-12-06 | Statoil Petroleum As | Producing hydrocarbons from a subsurface formation |
| AU2015241248B2 (en) * | 2014-04-04 | 2017-03-16 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Traveling unit and work vehicle |
| US10357306B2 (en) | 2014-05-14 | 2019-07-23 | Domain Surgical, Inc. | Planar ferromagnetic coated surgical tip and method for making |
| US9451792B1 (en) * | 2014-09-05 | 2016-09-27 | Atmos Nation, LLC | Systems and methods for vaporizing assembly |
| US20160097247A1 (en) * | 2014-10-01 | 2016-04-07 | H2O Oilfield Services | Methods of filtering a fluid using a portable fluid filtration apparatus |
| WO2016081104A1 (en) | 2014-11-21 | 2016-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of recovering hydrocarbons within a subsurface formation |
| 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 |
| US10308526B2 (en) | 2015-02-11 | 2019-06-04 | Gradiant Corporation | Methods and systems for producing treated brines for desalination |
| US10167218B2 (en) | 2015-02-11 | 2019-01-01 | Gradiant Corporation | Production of ultra-high-density brines |
| US10066156B2 (en) * | 2015-04-14 | 2018-09-04 | Saudi Arabian Oil Company | Supercritical carbon dioxide emulsified acid |
| GB2539045A (en) * | 2015-06-05 | 2016-12-07 | Statoil Asa | Subsurface heater configuration for in situ hydrocarbon production |
| AU2016298326B2 (en) | 2015-07-29 | 2022-08-04 | Gradiant Corporation | Osmotic desalination methods and associated systems |
| WO2017030932A1 (en) | 2015-08-14 | 2017-02-23 | Gradiant Corporation | Selective retention of multivalent ions |
| WO2017030937A1 (en) | 2015-08-14 | 2017-02-23 | Gradiant Corporation | Production of multivalent ion-rich process streams using multi-stage osmotic separation |
| TW201733915A (zh) | 2015-11-13 | 2017-10-01 | 艾克頌美孚研究工程公司 | 逆滲透膜及分離 |
| US9337704B1 (en) * | 2015-11-20 | 2016-05-10 | Jerry Leslie | System for electricity generation by utilizing flared gas |
| EP3407089B1 (en) | 2016-01-29 | 2024-03-27 | Meiji University | Laser scanning system, laser scanning method, moving laser scanning system, and program |
| WO2017147113A1 (en) | 2016-02-22 | 2017-08-31 | Gradiant Corporation | Hybrid desalination systems and associated methods |
| CN105952431B (zh) * | 2016-04-21 | 2018-08-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 不动管柱解堵方法 |
| US11331140B2 (en) | 2016-05-19 | 2022-05-17 | Aqua Heart, Inc. | Heated vapor ablation systems and methods for treating cardiac conditions |
| IT201600074309A1 (it) * | 2016-07-15 | 2018-01-15 | Eni Spa | Sistema per la trasmissione dati bidirezionale cableless in un pozzo per l’estrazione di fluidi di formazione. |
| US11752459B2 (en) | 2016-07-28 | 2023-09-12 | Seerstone Llc | Solid carbon products comprising compressed carbon nanotubes in a container and methods of forming same |
| RU2654886C2 (ru) * | 2016-10-18 | 2018-05-23 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Когенерационная система энергоснабжения кустовой буровой установки |
| WO2018159594A1 (ja) * | 2017-02-28 | 2018-09-07 | 国立大学法人東北大学 | メタンガス回収方法および二酸化炭素低排出発電方法、ならびに、メタンガス回収システムおよび二酸化炭素低排出発電システム |
| CN107488464B (zh) * | 2017-04-27 | 2019-04-30 | 中国石油大学(北京) | 一种超清洁高辛烷值汽油的生产方法及生产系统 |
| US10870810B2 (en) * | 2017-07-20 | 2020-12-22 | Proteum Energy, Llc | Method and system for converting associated gas |
| JOP20180091B1 (ar) * | 2017-10-12 | 2022-09-15 | Red Leaf Resources Inc | تسخين المواد من خلال التوليد المشترك للحرارة والكهرباء |
| US10450494B2 (en) | 2018-01-17 | 2019-10-22 | Bj Services, Llc | Cement slurries for well bores |
| AU2019279011A1 (en) | 2018-06-01 | 2021-01-07 | Santa Anna Tech Llc | Multi-stage vapor-based ablation treatment methods and vapor generation and delivery systems |
| CN110608023B (zh) * | 2018-06-15 | 2021-12-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 稠油分层注汽的适应性界限分析评价方法 |
| SG11202101293TA (en) | 2018-08-22 | 2021-03-30 | Gradiant Corp | Liquid solution concentration system comprising isolated subsystem and related methods |
| CN109273105B (zh) * | 2018-09-13 | 2022-03-25 | 中国核动力研究设计院 | 一种超临界二氧化碳反应堆燃料组件 |
| US11053775B2 (en) * | 2018-11-16 | 2021-07-06 | Leonid Kovalev | Downhole induction heater |
| CN109507182B (zh) * | 2018-12-04 | 2021-07-30 | 中山市中能检测中心有限公司 | 一种土壤酸碱度失衡检测装备及其使用方法 |
| CN111396011B (zh) * | 2019-01-02 | 2022-06-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 提高双支u型井产气量的方法及装置 |
| RU190546U1 (ru) * | 2019-03-29 | 2019-07-03 | Оксана Викторовна Давыдова | Утилизирующая попутный нефтяной газ энергетическая установка для выработки пара, подаваемого в нагнетательные скважины |
| RU194690U1 (ru) * | 2019-07-16 | 2019-12-19 | Алексей Петрович Сальников | Электрообогреватель |
| CN110259424B (zh) * | 2019-07-17 | 2020-07-28 | 中国石油大学(北京) | 一种原位开采油页岩的方法和装置 |
| CN110439503B (zh) * | 2019-08-14 | 2021-08-10 | 西安石油大学 | 一种裂缝性低渗透油藏多段塞油井选择性堵水方法 |
| RU2726693C1 (ru) * | 2019-08-27 | 2020-07-15 | Анатолий Александрович Чернов | Способ повышения эффективности добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления |
| US11207636B2 (en) * | 2019-09-04 | 2021-12-28 | Uop Llc | Membrane permeate recycle system for use with pressure swing adsorption apparatus |
| US11376548B2 (en) | 2019-09-04 | 2022-07-05 | Uop Llc | Membrane permeate recycle process for use with pressure swing adsorption processes |
| RU2726703C1 (ru) * | 2019-09-26 | 2020-07-15 | Анатолий Александрович Чернов | Способ повышения эффективности добычи высокотехнологичной нефти из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления |
| CN110702840B (zh) * | 2019-10-14 | 2022-06-07 | 河北地质大学华信学院 | 一种基于城市生活污水生物质碳化后能量利用率的分析装置 |
| CN110595859B (zh) * | 2019-10-29 | 2022-09-13 | 长沙开元弘盛科技有限公司 | 除水方法、分析仪及其除水装置 |
| MX2021005587A (es) * | 2020-05-13 | 2022-02-10 | Greenfire Energy Inc | Produccion de hidrogeno a partir de recursos geotermicos utilizando sistemas de circuito cerrado. |
| EP4153702A1 (en) * | 2020-05-21 | 2023-03-29 | Pyrophase, Inc. | Configurable universal wellbore reactor system |
| CN111883851B (zh) * | 2020-08-02 | 2022-04-12 | 江西安驰新能源科技有限公司 | 一种锂离子电池从化成到配组的方法 |
| CN111929219B (zh) * | 2020-08-12 | 2022-04-01 | 西南石油大学 | 一种页岩油藏油水两相相对渗透率计算方法 |
| CA3197204A1 (en) | 2020-11-17 | 2022-05-27 | Richard STOVER | Osmotic methods and systems involving energy recovery |
| RU2752299C1 (ru) * | 2021-01-13 | 2021-07-26 | Алексей Владимирович Лысенков | Способ термокислотной обработки призабойной зоны пласта |
| CN112901128B (zh) * | 2021-01-23 | 2022-09-02 | 长安大学 | 盐度响应型乳状液用于含水层稠油油藏启动sagd方法 |
| CN112983376B (zh) * | 2021-03-05 | 2022-03-04 | 中国矿业大学 | 一种带有分子筛的原位甲烷燃爆聚能射孔装置 |
| DE102021203551A1 (de) | 2021-04-09 | 2022-10-13 | Volkswagen Aktiengesellschaft | Fahrintentionserkennung |
| CN113585333B (zh) * | 2021-07-09 | 2022-05-17 | 中铁建工集团有限公司 | 一种地下空间施工溶洞顶壁加强结构及处理方法 |
| CN115012878B (zh) * | 2022-06-30 | 2023-06-23 | 西南石油大学 | 一种基于双层管的含硫气井不停产的抑制剂加注系统 |
| CN115492558B (zh) * | 2022-09-14 | 2023-04-14 | 中国石油大学(华东) | 一种海域天然气水合物降压开采井筒中水合物二次生成防治装置及防治方法 |
| CN116044389B (zh) * | 2023-01-29 | 2024-04-30 | 西南石油大学 | 一种致密页岩油藏早期衰竭开采合理生产压差的确定方法 |
| KR102618017B1 (ko) * | 2023-06-12 | 2023-12-27 | 주식회사 에이치엔티 | 고체분리 시스템 |
| KR102618021B1 (ko) * | 2023-06-12 | 2023-12-27 | 주식회사 에이치엔티 | 수막이 형성된 하이드로사이클론 타입의 디센더 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5099918A (en) * | 1989-03-14 | 1992-03-31 | Uentech Corporation | Power sources for downhole electrical heating |
| US5142608A (en) * | 1991-04-29 | 1992-08-25 | Meshekow Oil Recovery Corp. | Horizontal steam generator for oil wells |
| US5285846A (en) * | 1990-03-30 | 1994-02-15 | Framo Developments (Uk) Limited | Thermal mineral extraction system |
| US20030178191A1 (en) * | 2000-04-24 | 2003-09-25 | Maher Kevin Albert | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
| US20040140096A1 (en) * | 2002-10-24 | 2004-07-22 | Sandberg Chester Ledlie | Insulated conductor temperature limited heaters |
| WO2004097159A2 (en) * | 2003-04-24 | 2004-11-11 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Thermal processes for subsurface formations |
Family Cites Families (863)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US345586A (en) | 1886-07-13 | Oil from wells | ||
| SE123136C1 (ru) | 1948-01-01 | |||
| US94813A (en) | 1869-09-14 | Improvement in torpedoes for oil-wells | ||
| US326439A (en) * | 1885-09-15 | Protecting wells | ||
| CA899987A (en) | 1972-05-09 | Chisso Corporation | Method for controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin effect current | |
| US48994A (en) * | 1865-07-25 | Improvement in devices for oil-wells | ||
| US2732195A (en) | 1956-01-24 | Ljungstrom | ||
| SE123138C1 (ru) | 1948-01-01 | |||
| SE126674C1 (ru) | 1949-01-01 | |||
| US2734579A (en) | 1956-02-14 | Production from bituminous sands | ||
| US760304A (en) | 1903-10-24 | 1904-05-17 | Frank S Gilbert | Heater for oil-wells. |
| US1342741A (en) * | 1918-01-17 | 1920-06-08 | David T Day | Process for extracting oils and hydrocarbon material from shale and similar bituminous rocks |
| US1269747A (en) | 1918-04-06 | 1918-06-18 | Lebbeus H Rogers | Method of and apparatus for treating oil-shale. |
| GB156396A (en) | 1919-12-10 | 1921-01-13 | Wilson Woods Hoover | An improved method of treating shale and recovering oil therefrom |
| US1457479A (en) | 1920-01-12 | 1923-06-05 | Edson R Wolcott | Method of increasing the yield of oil wells |
| US1510655A (en) * | 1922-11-21 | 1924-10-07 | Clark Cornelius | Process of subterranean distillation of volatile mineral substances |
| US1634236A (en) * | 1925-03-10 | 1927-06-28 | Standard Dev Co | Method of and apparatus for recovering oil |
| US1646599A (en) | 1925-04-30 | 1927-10-25 | George A Schaefer | Apparatus for removing fluid from wells |
| US1666488A (en) * | 1927-02-05 | 1928-04-17 | Crawshaw Richard | Apparatus for extracting oil from shale |
| US1681523A (en) * | 1927-03-26 | 1928-08-21 | Patrick V Downey | Apparatus for heating oil wells |
| US1913395A (en) | 1929-11-14 | 1933-06-13 | Lewis C Karrick | Underground gasification of carbonaceous material-bearing substances |
| US1998123A (en) * | 1932-08-25 | 1935-04-16 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Process and apparatus for the distillation and conversion of hydrocarbons |
| US2244255A (en) | 1939-01-18 | 1941-06-03 | Electrical Treating Company | Well clearing system |
| US2244256A (en) * | 1939-12-16 | 1941-06-03 | Electrical Treating Company | Apparatus for clearing wells |
| US2319702A (en) | 1941-04-04 | 1943-05-18 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Method and apparatus for producing oil wells |
| US2370507A (en) * | 1941-08-22 | 1945-02-27 | Texas Co | Production of gasoline hydrocarbons |
| US2365591A (en) * | 1942-08-15 | 1944-12-19 | Ranney Leo | Method for producing oil from viscous deposits |
| US2423674A (en) | 1942-08-24 | 1947-07-08 | Johnson & Co A | Process of catalytic cracking of petroleum hydrocarbons |
| US2381256A (en) * | 1942-10-06 | 1945-08-07 | Texas Co | Process for treating hydrocarbon fractions |
| US2390770A (en) | 1942-10-10 | 1945-12-11 | Sun Oil Co | Method of producing petroleum |
| US2484063A (en) | 1944-08-19 | 1949-10-11 | Thermactor Corp | Electric heater for subsurface materials |
| US2472445A (en) * | 1945-02-02 | 1949-06-07 | Thermactor Company | Apparatus for treating oil and gas bearing strata |
| US2481051A (en) | 1945-12-15 | 1949-09-06 | Texaco Development Corp | Process and apparatus for the recovery of volatilizable constituents from underground carbonaceous formations |
| US2444755A (en) | 1946-01-04 | 1948-07-06 | Ralph M Steffen | Apparatus for oil sand heating |
| US2634961A (en) * | 1946-01-07 | 1953-04-14 | Svensk Skifferolje Aktiebolage | Method of electrothermal production of shale oil |
| US2466945A (en) * | 1946-02-21 | 1949-04-12 | In Situ Gases Inc | Generation of synthesis gas |
| US2497868A (en) | 1946-10-10 | 1950-02-21 | Dalin David | Underground exploitation of fuel deposits |
| US2939689A (en) | 1947-06-24 | 1960-06-07 | Svenska Skifferolje Ab | Electrical heater for treating oilshale and the like |
| US2786660A (en) * | 1948-01-05 | 1957-03-26 | Phillips Petroleum Co | Apparatus for gasifying coal |
| US2548360A (en) * | 1948-03-29 | 1951-04-10 | Stanley A Germain | Electric oil well heater |
| US2685930A (en) | 1948-08-12 | 1954-08-10 | Union Oil Co | Oil well production process |
| US2630307A (en) | 1948-12-09 | 1953-03-03 | Carbonic Products Inc | Method of recovering oil from oil shale |
| US2595979A (en) * | 1949-01-25 | 1952-05-06 | Texas Co | Underground liquefaction of coal |
| US2642943A (en) | 1949-05-20 | 1953-06-23 | Sinclair Oil & Gas Co | Oil recovery process |
| US2593477A (en) * | 1949-06-10 | 1952-04-22 | Us Interior | Process of underground gasification of coal |
| GB674082A (en) | 1949-06-15 | 1952-06-18 | Nat Res Dev | Improvements in or relating to the underground gasification of coal |
| US2670802A (en) | 1949-12-16 | 1954-03-02 | Thermactor Company | Reviving or increasing the production of clogged or congested oil wells |
| US2714930A (en) | 1950-12-08 | 1955-08-09 | Union Oil Co | Apparatus for preventing paraffin deposition |
| US2695163A (en) * | 1950-12-09 | 1954-11-23 | Stanolind Oil & Gas Co | Method for gasification of subterranean carbonaceous deposits |
| GB697189A (en) | 1951-04-09 | 1953-09-16 | Nat Res Dev | Improvements relating to the underground gasification of coal |
| US2630306A (en) | 1952-01-03 | 1953-03-03 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Subterranean retorting of shales |
| US2757739A (en) | 1952-01-07 | 1956-08-07 | Parelex Corp | Heating apparatus |
| US2780450A (en) * | 1952-03-07 | 1957-02-05 | Svenska Skifferolje Ab | Method of recovering oil and gases from non-consolidated bituminous geological formations by a heating treatment in situ |
| US2777679A (en) | 1952-03-07 | 1957-01-15 | Svenska Skifferolje Ab | Recovering sub-surface bituminous deposits by creating a frozen barrier and heating in situ |
| US2789805A (en) | 1952-05-27 | 1957-04-23 | Svenska Skifferolje Ab | Device for recovering fuel from subterraneous fuel-carrying deposits by heating in their natural location using a chain heat transfer member |
| US2780449A (en) | 1952-12-26 | 1957-02-05 | Sinclair Oil & Gas Co | Thermal process for in-situ decomposition of oil shale |
| US2825408A (en) | 1953-03-09 | 1958-03-04 | Sinclair Oil & Gas Company | Oil recovery by subsurface thermal processing |
| US2783971A (en) * | 1953-03-11 | 1957-03-05 | Engineering Lab Inc | Apparatus for earth boring with pressurized air |
| US2771954A (en) | 1953-04-29 | 1956-11-27 | Exxon Research Engineering Co | Treatment of petroleum production wells |
| US2703621A (en) | 1953-05-04 | 1955-03-08 | George W Ford | Oil well bottom hole flow increasing unit |
| US2743906A (en) | 1953-05-08 | 1956-05-01 | William E Coyle | Hydraulic underreamer |
| US2803305A (en) | 1953-05-14 | 1957-08-20 | Pan American Petroleum Corp | Oil recovery by underground combustion |
| US2914309A (en) | 1953-05-25 | 1959-11-24 | Svenska Skifferolje Ab | Oil and gas recovery from tar sands |
| US2847306A (en) | 1953-07-01 | 1958-08-12 | Exxon Research Engineering Co | Process for recovery of oil from shale |
| US2902270A (en) * | 1953-07-17 | 1959-09-01 | Svenska Skifferolje Ab | Method of and means in heating of subsurface fuel-containing deposits "in situ" |
| US2890754A (en) | 1953-10-30 | 1959-06-16 | Svenska Skifferolje Ab | Apparatus for recovering combustible substances from subterraneous deposits in situ |
| US2882218A (en) * | 1953-12-09 | 1959-04-14 | Kellogg M W Co | Hydrocarbon conversion process |
| US2890755A (en) * | 1953-12-19 | 1959-06-16 | Svenska Skifferolje Ab | Apparatus for recovering combustible substances from subterraneous deposits in situ |
| US2841375A (en) | 1954-03-03 | 1958-07-01 | Svenska Skifferolje Ab | Method for in-situ utilization of fuels by combustion |
| US2794504A (en) | 1954-05-10 | 1957-06-04 | Union Oil Co | Well heater |
| US2793696A (en) * | 1954-07-22 | 1957-05-28 | Pan American Petroleum Corp | Oil recovery by underground combustion |
| US2923535A (en) | 1955-02-11 | 1960-02-02 | Svenska Skifferolje Ab | Situ recovery from carbonaceous deposits |
| US2799341A (en) * | 1955-03-04 | 1957-07-16 | Union Oil Co | Selective plugging in oil wells |
| US2801089A (en) | 1955-03-14 | 1957-07-30 | California Research Corp | Underground shale retorting process |
| US2862558A (en) * | 1955-12-28 | 1958-12-02 | Phillips Petroleum Co | Recovering oils from formations |
| US2819761A (en) | 1956-01-19 | 1958-01-14 | Continental Oil Co | Process of removing viscous oil from a well bore |
| US2857002A (en) | 1956-03-19 | 1958-10-21 | Texas Co | Recovery of viscous crude oil |
| US2906340A (en) * | 1956-04-05 | 1959-09-29 | Texaco Inc | Method of treating a petroleum producing formation |
| US2991046A (en) | 1956-04-16 | 1961-07-04 | Parsons Lional Ashley | Combined winch and bollard device |
| US2889882A (en) | 1956-06-06 | 1959-06-09 | Phillips Petroleum Co | Oil recovery by in situ combustion |
| US3120264A (en) * | 1956-07-09 | 1964-02-04 | Texaco Development Corp | Recovery of oil by in situ combustion |
| US3016053A (en) | 1956-08-02 | 1962-01-09 | George J Medovick | Underwater breathing apparatus |
| US2997105A (en) | 1956-10-08 | 1961-08-22 | Pan American Petroleum Corp | Burner apparatus |
| US2932352A (en) | 1956-10-25 | 1960-04-12 | Union Oil Co | Liquid filled well heater |
| US2804149A (en) | 1956-12-12 | 1957-08-27 | John R Donaldson | Oil well heater and reviver |
| US2952449A (en) | 1957-02-01 | 1960-09-13 | Fmc Corp | Method of forming underground communication between boreholes |
| US3127936A (en) * | 1957-07-26 | 1964-04-07 | Svenska Skifferolje Ab | Method of in situ heating of subsurface preferably fuel containing deposits |
| US2942223A (en) | 1957-08-09 | 1960-06-21 | Gen Electric | Electrical resistance heater |
| US2906337A (en) * | 1957-08-16 | 1959-09-29 | Pure Oil Co | Method of recovering bitumen |
| US3007521A (en) | 1957-10-28 | 1961-11-07 | Phillips Petroleum Co | Recovery of oil by in situ combustion |
| US3010516A (en) * | 1957-11-18 | 1961-11-28 | Phillips Petroleum Co | Burner and process for in situ combustion |
| US2954826A (en) | 1957-12-02 | 1960-10-04 | William E Sievers | Heated well production string |
| US2994376A (en) | 1957-12-27 | 1961-08-01 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
| US3061009A (en) | 1958-01-17 | 1962-10-30 | Svenska Skifferolje Ab | Method of recovery from fossil fuel bearing strata |
| US3062282A (en) * | 1958-01-24 | 1962-11-06 | Phillips Petroleum Co | Initiation of in situ combustion in a carbonaceous stratum |
| US3051235A (en) | 1958-02-24 | 1962-08-28 | Jersey Prod Res Co | Recovery of petroleum crude oil, by in situ combustion and in situ hydrogenation |
| US3004603A (en) | 1958-03-07 | 1961-10-17 | Phillips Petroleum Co | Heater |
| US3032102A (en) | 1958-03-17 | 1962-05-01 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion method |
| US3004601A (en) | 1958-05-09 | 1961-10-17 | Albert G Bodine | Method and apparatus for augmenting oil recovery from wells by refrigeration |
| US3048221A (en) | 1958-05-12 | 1962-08-07 | Phillips Petroleum Co | Hydrocarbon recovery by thermal drive |
| US3026940A (en) | 1958-05-19 | 1962-03-27 | Electronic Oil Well Heater Inc | Oil well temperature indicator and control |
| US3010513A (en) | 1958-06-12 | 1961-11-28 | Phillips Petroleum Co | Initiation of in situ combustion in carbonaceous stratum |
| US2958519A (en) | 1958-06-23 | 1960-11-01 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
| US3044545A (en) | 1958-10-02 | 1962-07-17 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
| US3050123A (en) | 1958-10-07 | 1962-08-21 | Cities Service Res & Dev Co | Gas fired oil-well burner |
| US2974937A (en) | 1958-11-03 | 1961-03-14 | Jersey Prod Res Co | Petroleum recovery from carbonaceous formations |
| US2998457A (en) * | 1958-11-19 | 1961-08-29 | Ashland Oil Inc | Production of phenols |
| US2970826A (en) | 1958-11-21 | 1961-02-07 | Texaco Inc | Recovery of oil from oil shale |
| US3097690A (en) | 1958-12-24 | 1963-07-16 | Gulf Research Development Co | Process for heating a subsurface formation |
| US3036632A (en) | 1958-12-24 | 1962-05-29 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovery of hydrocarbon materials from earth formations by application of heat |
| US2969226A (en) | 1959-01-19 | 1961-01-24 | Pyrochem Corp | Pendant parting petro pyrolysis process |
| US3017168A (en) | 1959-01-26 | 1962-01-16 | Phillips Petroleum Co | In situ retorting of oil shale |
| US3110345A (en) * | 1959-02-26 | 1963-11-12 | Gulf Research Development Co | Low temperature reverse combustion process |
| US3113619A (en) * | 1959-03-30 | 1963-12-10 | Phillips Petroleum Co | Line drive counterflow in situ combustion process |
| US3113620A (en) | 1959-07-06 | 1963-12-10 | Exxon Research Engineering Co | Process for producing viscous oil |
| US3113623A (en) * | 1959-07-20 | 1963-12-10 | Union Oil Co | Apparatus for underground retorting |
| US3181613A (en) * | 1959-07-20 | 1965-05-04 | Union Oil Co | Method and apparatus for subterranean heating |
| US3116792A (en) * | 1959-07-27 | 1964-01-07 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
| US3132692A (en) * | 1959-07-27 | 1964-05-12 | Phillips Petroleum Co | Use of formation heat from in situ combustion |
| US3150715A (en) * | 1959-09-30 | 1964-09-29 | Shell Oil Co | Oil recovery by in situ combustion with water injection |
| US3095031A (en) | 1959-12-09 | 1963-06-25 | Eurenius Malte Oscar | Burners for use in bore holes in the ground |
| US3004911A (en) * | 1959-12-11 | 1961-10-17 | Phillips Petroleum Co | Catalytic cracking process and two unit system |
| US3006142A (en) | 1959-12-21 | 1961-10-31 | Phillips Petroleum Co | Jet engine combustion processes |
| US3131763A (en) * | 1959-12-30 | 1964-05-05 | Texaco Inc | Electrical borehole heater |
| US3163745A (en) | 1960-02-29 | 1964-12-29 | Socony Mobil Oil Co Inc | Heating of an earth formation penetrated by a well borehole |
| US3127935A (en) * | 1960-04-08 | 1964-04-07 | Marathon Oil Co | In situ combustion for oil recovery in tar sands, oil shales and conventional petroleum reservoirs |
| US3137347A (en) | 1960-05-09 | 1964-06-16 | Phillips Petroleum Co | In situ electrolinking of oil shale |
| US3139928A (en) * | 1960-05-24 | 1964-07-07 | Shell Oil Co | Thermal process for in situ decomposition of oil shale |
| US3058730A (en) | 1960-06-03 | 1962-10-16 | Fmc Corp | Method of forming underground communication between boreholes |
| US3106244A (en) * | 1960-06-20 | 1963-10-08 | Phillips Petroleum Co | Process for producing oil shale in situ by electrocarbonization |
| US3142336A (en) * | 1960-07-18 | 1964-07-28 | Shell Oil Co | Method and apparatus for injecting steam into subsurface formations |
| US3105545A (en) * | 1960-11-21 | 1963-10-01 | Shell Oil Co | Method of heating underground formations |
| US3164207A (en) * | 1961-01-17 | 1965-01-05 | Wayne H Thessen | Method for recovering oil |
| US3138203A (en) * | 1961-03-06 | 1964-06-23 | Jersey Prod Res Co | Method of underground burning |
| US3191679A (en) | 1961-04-13 | 1965-06-29 | Wendell S Miller | Melting process for recovering bitumens from the earth |
| US3130007A (en) | 1961-05-12 | 1964-04-21 | Union Carbide Corp | Crystalline zeolite y |
| US3207220A (en) | 1961-06-26 | 1965-09-21 | Chester I Williams | Electric well heater |
| US3114417A (en) * | 1961-08-14 | 1963-12-17 | Ernest T Saftig | Electric oil well heater apparatus |
| US3246695A (en) | 1961-08-21 | 1966-04-19 | Charles L Robinson | Method for heating minerals in situ with radioactive materials |
| US3057404A (en) | 1961-09-29 | 1962-10-09 | Socony Mobil Oil Co Inc | Method and system for producing oil tenaciously held in porous formations |
| US3183675A (en) | 1961-11-02 | 1965-05-18 | Conch Int Methane Ltd | Method of freezing an earth formation |
| US3170842A (en) * | 1961-11-06 | 1965-02-23 | Phillips Petroleum Co | Subcritical borehole nuclear reactor and process |
| US3209825A (en) | 1962-02-14 | 1965-10-05 | Continental Oil Co | Low temperature in-situ combustion |
| US3205946A (en) | 1962-03-12 | 1965-09-14 | Shell Oil Co | Consolidation by silica coalescence |
| US3165154A (en) | 1962-03-23 | 1965-01-12 | Phillips Petroleum Co | Oil recovery by in situ combustion |
| US3149670A (en) | 1962-03-27 | 1964-09-22 | Smclair Res Inc | In-situ heating process |
| US3214890A (en) * | 1962-04-19 | 1965-11-02 | Marathon Oil Co | Method of separation of hydrocarbons by a single absorption oil |
| US3149672A (en) | 1962-05-04 | 1964-09-22 | Jersey Prod Res Co | Method and apparatus for electrical heating of oil-bearing formations |
| US3208531A (en) | 1962-08-21 | 1965-09-28 | Otis Eng Co | Inserting tool for locating and anchoring a device in tubing |
| US3182721A (en) * | 1962-11-02 | 1965-05-11 | Sun Oil Co | Method of petroleum production by forward in situ combustion |
| US3288648A (en) | 1963-02-04 | 1966-11-29 | Pan American Petroleum Corp | Process for producing electrical energy from geological liquid hydrocarbon formation |
| US3205942A (en) | 1963-02-07 | 1965-09-14 | Socony Mobil Oil Co Inc | Method for recovery of hydrocarbons by in situ heating of oil shale |
| US3221811A (en) | 1963-03-11 | 1965-12-07 | Shell Oil Co | Mobile in-situ heating of formations |
| US3250327A (en) | 1963-04-02 | 1966-05-10 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovering nonflowing hydrocarbons |
| US3241611A (en) | 1963-04-10 | 1966-03-22 | Equity Oil Company | Recovery of petroleum products from oil shale |
| GB959945A (en) | 1963-04-18 | 1964-06-03 | Conch Int Methane Ltd | Constructing a frozen wall within the ground |
| US3237689A (en) | 1963-04-29 | 1966-03-01 | Clarence I Justheim | Distillation of underground deposits of solid carbonaceous materials in situ |
| US3205944A (en) | 1963-06-14 | 1965-09-14 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovery of hydrocarbons from a subterranean reservoir by heating |
| US3233668A (en) * | 1963-11-15 | 1966-02-08 | Exxon Production Research Co | Recovery of shale oil |
| US3285335A (en) | 1963-12-11 | 1966-11-15 | Exxon Research Engineering Co | In situ pyrolysis of oil shale formations |
| US3273640A (en) | 1963-12-13 | 1966-09-20 | Pyrochem Corp | Pressure pulsing perpendicular permeability process for winning stabilized primary volatiles from oil shale in situ |
| US3272261A (en) * | 1963-12-13 | 1966-09-13 | Gulf Research Development Co | Process for recovery of oil |
| US3275076A (en) | 1964-01-13 | 1966-09-27 | Mobil Oil Corp | Recovery of asphaltic-type petroleum from a subterranean reservoir |
| US3342258A (en) | 1964-03-06 | 1967-09-19 | Shell Oil Co | Underground oil recovery from solid oil-bearing deposits |
| US3294167A (en) | 1964-04-13 | 1966-12-27 | Shell Oil Co | Thermal oil recovery |
| US3284281A (en) | 1964-08-31 | 1966-11-08 | Phillips Petroleum Co | Production of oil from oil shale through fractures |
| US3302707A (en) * | 1964-09-30 | 1967-02-07 | Mobil Oil Corp | Method for improving fluid recoveries from earthen formations |
| US3380913A (en) | 1964-12-28 | 1968-04-30 | Phillips Petroleum Co | Refining of effluent from in situ combustion operation |
| US3332480A (en) | 1965-03-04 | 1967-07-25 | Pan American Petroleum Corp | Recovery of hydrocarbons by thermal methods |
| US3338306A (en) | 1965-03-09 | 1967-08-29 | Mobil Oil Corp | Recovery of heavy oil from oil sands |
| US3358756A (en) | 1965-03-12 | 1967-12-19 | Shell Oil Co | Method for in situ recovery of solid or semi-solid petroleum deposits |
| US3262741A (en) * | 1965-04-01 | 1966-07-26 | Pittsburgh Plate Glass Co | Solution mining of potassium chloride |
| DE1242535B (de) | 1965-04-13 | 1967-06-22 | Deutsche Erdoel Ag | Verfahren zur Restausfoerderung von Erdoellagerstaetten |
| US3316344A (en) * | 1965-04-26 | 1967-04-25 | Central Electr Generat Board | Prevention of icing of electrical conductors |
| US3342267A (en) | 1965-04-29 | 1967-09-19 | Gerald S Cotter | Turbo-generator heater for oil and gas wells and pipe lines |
| US3278234A (en) * | 1965-05-17 | 1966-10-11 | Pittsburgh Plate Glass Co | Solution mining of potassium chloride |
| US3352355A (en) | 1965-06-23 | 1967-11-14 | Dow Chemical Co | Method of recovery of hydrocarbons from solid hydrocarbonaceous formations |
| US3349845A (en) | 1965-10-22 | 1967-10-31 | Sinclair Oil & Gas Company | Method of establishing communication between wells |
| US3379248A (en) | 1965-12-10 | 1968-04-23 | Mobil Oil Corp | In situ combustion process utilizing waste heat |
| US3424254A (en) * | 1965-12-29 | 1969-01-28 | Major Walter Huff | Cryogenic method and apparatus for drilling hot geothermal zones |
| US3386508A (en) | 1966-02-21 | 1968-06-04 | Exxon Production Research Co | Process and system for the recovery of viscous oil |
| US3362751A (en) * | 1966-02-28 | 1968-01-09 | Tinlin William | Method and system for recovering shale oil and gas |
| US3595082A (en) | 1966-03-04 | 1971-07-27 | Gulf Oil Corp | Temperature measuring apparatus |
| US3410977A (en) | 1966-03-28 | 1968-11-12 | Ando Masao | Method of and apparatus for heating the surface part of various construction materials |
| DE1615192B1 (de) | 1966-04-01 | 1970-08-20 | Chisso Corp | Induktiv beheiztes Heizrohr |
| US3513913A (en) | 1966-04-19 | 1970-05-26 | Shell Oil Co | Oil recovery from oil shales by transverse combustion |
| US3372754A (en) | 1966-05-31 | 1968-03-12 | Mobil Oil Corp | Well assembly for heating a subterranean formation |
| US3399623A (en) | 1966-07-14 | 1968-09-03 | James R. Creed | Apparatus for and method of producing viscid oil |
| US3412011A (en) | 1966-09-02 | 1968-11-19 | Phillips Petroleum Co | Catalytic cracking and in situ combustion process for producing hydrocarbons |
| US3465819A (en) | 1967-02-13 | 1969-09-09 | American Oil Shale Corp | Use of nuclear detonations in producing hydrocarbons from an underground formation |
| US3389975A (en) | 1967-03-10 | 1968-06-25 | Sinclair Research Inc | Process for the recovery of aluminum values from retorted shale and conversion of sodium aluminate to sodium aluminum carbonate hydroxide |
| NL6803827A (ru) | 1967-03-22 | 1968-09-23 | ||
| US3528501A (en) | 1967-08-04 | 1970-09-15 | Phillips Petroleum Co | Recovery of oil from oil shale |
| US3434541A (en) | 1967-10-11 | 1969-03-25 | Mobil Oil Corp | In situ combustion process |
| US3485300A (en) | 1967-12-20 | 1969-12-23 | Phillips Petroleum Co | Method and apparatus for defoaming crude oil down hole |
| US3477058A (en) | 1968-02-01 | 1969-11-04 | Gen Electric | Magnesia insulated heating elements and methods of production |
| US3580987A (en) | 1968-03-26 | 1971-05-25 | Pirelli | Electric cable |
| US3455383A (en) | 1968-04-24 | 1969-07-15 | Shell Oil Co | Method of producing fluidized material from a subterranean formation |
| US3578080A (en) | 1968-06-10 | 1971-05-11 | Shell Oil Co | Method of producing shale oil from an oil shale formation |
| US3529682A (en) | 1968-10-03 | 1970-09-22 | Bell Telephone Labor Inc | Location detection and guidance systems for burrowing device |
| US3537528A (en) | 1968-10-14 | 1970-11-03 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from an exfoliated oil shale formation |
| US3593789A (en) | 1968-10-18 | 1971-07-20 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from an oil shale formation |
| US3502372A (en) | 1968-10-23 | 1970-03-24 | Shell Oil Co | Process of recovering oil and dawsonite from oil shale |
| US3565171A (en) * | 1968-10-23 | 1971-02-23 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from a subterranean oil shale formation |
| US3554285A (en) * | 1968-10-24 | 1971-01-12 | Phillips Petroleum Co | Production and upgrading of heavy viscous oils |
| US3629551A (en) | 1968-10-29 | 1971-12-21 | Chisso Corp | Controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin-effect current |
| US3501201A (en) * | 1968-10-30 | 1970-03-17 | Shell Oil Co | Method of producing shale oil from a subterranean oil shale formation |
| US3540999A (en) * | 1969-01-15 | 1970-11-17 | Universal Oil Prod Co | Jet fuel kerosene and gasoline production from gas oils |
| US3562401A (en) | 1969-03-03 | 1971-02-09 | Union Carbide Corp | Low temperature electric transmission systems |
| US3614986A (en) | 1969-03-03 | 1971-10-26 | Electrothermic Co | Method for injecting heated fluids into mineral bearing formations |
| US3542131A (en) | 1969-04-01 | 1970-11-24 | Mobil Oil Corp | Method of recovering hydrocarbons from oil shale |
| US3547192A (en) | 1969-04-04 | 1970-12-15 | Shell Oil Co | Method of metal coating and electrically heating a subterranean earth formation |
| US3618663A (en) | 1969-05-01 | 1971-11-09 | Phillips Petroleum Co | Shale oil production |
| US3605890A (en) | 1969-06-04 | 1971-09-20 | Chevron Res | Hydrogen production from a kerogen-depleted shale formation |
| US3572838A (en) * | 1969-07-07 | 1971-03-30 | Shell Oil Co | Recovery of aluminum compounds and oil from oil shale formations |
| US3599714A (en) | 1969-09-08 | 1971-08-17 | Roger L Messman | Method of recovering hydrocarbons by in situ combustion |
| US3614387A (en) | 1969-09-22 | 1971-10-19 | Watlow Electric Mfg Co | Electrical heater with an internal thermocouple |
| US3547193A (en) | 1969-10-08 | 1970-12-15 | Electrothermic Co | Method and apparatus for recovery of minerals from sub-surface formations using electricity |
| US3702886A (en) | 1969-10-10 | 1972-11-14 | Mobil Oil Corp | Crystalline zeolite zsm-5 and method of preparing the same |
| US3661423A (en) | 1970-02-12 | 1972-05-09 | Occidental Petroleum Corp | In situ process for recovery of carbonaceous materials from subterranean deposits |
| JPS4829418B1 (ru) * | 1970-03-04 | 1973-09-10 | ||
| US3709979A (en) | 1970-04-23 | 1973-01-09 | Mobil Oil Corp | Crystalline zeolite zsm-11 |
| US3759574A (en) * | 1970-09-24 | 1973-09-18 | Shell Oil Co | Method of producing hydrocarbons from an oil shale formation |
| US4305463A (en) | 1979-10-31 | 1981-12-15 | Oil Trieval Corporation | Oil recovery method and apparatus |
| US3679812A (en) | 1970-11-13 | 1972-07-25 | Schlumberger Technology Corp | Electrical suspension cable for well tools |
| US3680633A (en) | 1970-12-28 | 1972-08-01 | Sun Oil Co Delaware | Situ combustion initiation process |
| US3675715A (en) | 1970-12-30 | 1972-07-11 | Forrester A Clark | Processes for secondarily recovering oil |
| US3770614A (en) | 1971-01-15 | 1973-11-06 | Mobil Oil Corp | Split feed reforming and n-paraffin elimination from low boiling reformate |
| US3832449A (en) | 1971-03-18 | 1974-08-27 | Mobil Oil Corp | Crystalline zeolite zsm{14 12 |
| US3748251A (en) * | 1971-04-20 | 1973-07-24 | Mobil Oil Corp | Dual riser fluid catalytic cracking with zsm-5 zeolite |
| US3700280A (en) | 1971-04-28 | 1972-10-24 | Shell Oil Co | Method of producing oil from an oil shale formation containing nahcolite and dawsonite |
| US3774701A (en) * | 1971-05-07 | 1973-11-27 | C Weaver | Method and apparatus for drilling |
| US3770398A (en) | 1971-09-17 | 1973-11-06 | Cities Service Oil Co | In situ coal gasification process |
| US3812913A (en) * | 1971-10-18 | 1974-05-28 | Sun Oil Co | Method of formation consolidation |
| US3893918A (en) | 1971-11-22 | 1975-07-08 | Engineering Specialties Inc | Method for separating material leaving a well |
| US3766982A (en) | 1971-12-27 | 1973-10-23 | Justheim Petrol Co | Method for the in-situ treatment of hydrocarbonaceous materials |
| US3759328A (en) | 1972-05-11 | 1973-09-18 | Shell Oil Co | Laterally expanding oil shale permeabilization |
| US3794116A (en) * | 1972-05-30 | 1974-02-26 | Atomic Energy Commission | Situ coal bed gasification |
| US3757860A (en) | 1972-08-07 | 1973-09-11 | Atlantic Richfield Co | Well heating |
| US3779602A (en) | 1972-08-07 | 1973-12-18 | Shell Oil Co | Process for solution mining nahcolite |
| US3809159A (en) | 1972-10-02 | 1974-05-07 | Continental Oil Co | Process for simultaneously increasing recovery and upgrading oil in a reservoir |
| US3804172A (en) * | 1972-10-11 | 1974-04-16 | Shell Oil Co | Method for the recovery of oil from oil shale |
| US3794113A (en) * | 1972-11-13 | 1974-02-26 | Mobil Oil Corp | Combination in situ combustion displacement and steam stimulation of producing wells |
| US3804169A (en) | 1973-02-07 | 1974-04-16 | Shell Oil Co | Spreading-fluid recovery of subterranean oil |
| US3947683A (en) | 1973-06-05 | 1976-03-30 | Texaco Inc. | Combination of epithermal and inelastic neutron scattering methods to locate coal and oil shale zones |
| US4076761A (en) | 1973-08-09 | 1978-02-28 | Mobil Oil Corporation | Process for the manufacture of gasoline |
| US4016245A (en) | 1973-09-04 | 1977-04-05 | Mobil Oil Corporation | Crystalline zeolite and method of preparing same |
| US3881551A (en) | 1973-10-12 | 1975-05-06 | Ruel C Terry | Method of extracting immobile hydrocarbons |
| US3853185A (en) | 1973-11-30 | 1974-12-10 | Continental Oil Co | Guidance system for a horizontal drilling apparatus |
| US3907045A (en) | 1973-11-30 | 1975-09-23 | Continental Oil Co | Guidance system for a horizontal drilling apparatus |
| US3882941A (en) | 1973-12-17 | 1975-05-13 | Cities Service Res & Dev Co | In situ production of bitumen from oil shale |
| US3922148A (en) | 1974-05-16 | 1975-11-25 | Texaco Development Corp | Production of methane-rich gas |
| US3948755A (en) | 1974-05-31 | 1976-04-06 | Standard Oil Company | Process for recovering and upgrading hydrocarbons from oil shale and tar sands |
| US3894769A (en) * | 1974-06-06 | 1975-07-15 | Shell Oil Co | Recovering oil from a subterranean carbonaceous formation |
| US3948758A (en) | 1974-06-17 | 1976-04-06 | Mobil Oil Corporation | Production of alkyl aromatic hydrocarbons |
| US4006778A (en) * | 1974-06-21 | 1977-02-08 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Thermal recovery of hydrocarbon from tar sands |
| US4026357A (en) | 1974-06-26 | 1977-05-31 | Texaco Exploration Canada Ltd. | In situ gasification of solid hydrocarbon materials in a subterranean formation |
| US4029360A (en) | 1974-07-26 | 1977-06-14 | Occidental Oil Shale, Inc. | Method of recovering oil and water from in situ oil shale retort flue gas |
| US4005752A (en) | 1974-07-26 | 1977-02-01 | Occidental Petroleum Corporation | Method of igniting in situ oil shale retort with fuel rich flue gas |
| US3941421A (en) | 1974-08-13 | 1976-03-02 | Occidental Petroleum Corporation | Apparatus for obtaining uniform gas flow through an in situ oil shale retort |
| GB1454324A (en) | 1974-08-14 | 1976-11-03 | Iniex | Recovering combustible gases from underground deposits of coal or bituminous shale |
| US3948319A (en) | 1974-10-16 | 1976-04-06 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for producing fluid by varying current flow through subterranean source formation |
| AR205595A1 (es) | 1974-11-06 | 1976-05-14 | Haldor Topsoe As | Procedimiento para preparar gases rico en metano |
| US3933447A (en) * | 1974-11-08 | 1976-01-20 | The United States Of America As Represented By The United States Energy Research And Development Administration | Underground gasification of coal |
| US4138442A (en) | 1974-12-05 | 1979-02-06 | Mobil Oil Corporation | Process for the manufacture of gasoline |
| US3952802A (en) | 1974-12-11 | 1976-04-27 | In Situ Technology, Inc. | Method and apparatus for in situ gasification of coal and the commercial products derived therefrom |
| US3986556A (en) | 1975-01-06 | 1976-10-19 | Haynes Charles A | Hydrocarbon recovery from earth strata |
| US4042026A (en) | 1975-02-08 | 1977-08-16 | Deutsche Texaco Aktiengesellschaft | Method for initiating an in-situ recovery process by the introduction of oxygen |
| US4096163A (en) | 1975-04-08 | 1978-06-20 | Mobil Oil Corporation | Conversion of synthesis gas to hydrocarbon mixtures |
| US3924680A (en) | 1975-04-23 | 1975-12-09 | In Situ Technology Inc | Method of pyrolysis of coal in situ |
| US3973628A (en) | 1975-04-30 | 1976-08-10 | New Mexico Tech Research Foundation | In situ solution mining of coal |
| US3989108A (en) * | 1975-05-16 | 1976-11-02 | Texaco Inc. | Water exclusion method for hydrocarbon production wells using freezing technique |
| US4016239A (en) | 1975-05-22 | 1977-04-05 | Union Oil Company Of California | Recarbonation of spent oil shale |
| US3987851A (en) | 1975-06-02 | 1976-10-26 | Shell Oil Company | Serially burning and pyrolyzing to produce shale oil from a subterranean oil shale |
| US3986557A (en) | 1975-06-06 | 1976-10-19 | Atlantic Richfield Company | Production of bitumen from tar sands |
| CA1064890A (en) * | 1975-06-10 | 1979-10-23 | Mae K. Rubin | Crystalline zeolite, synthesis and use thereof |
| US3950029A (en) | 1975-06-12 | 1976-04-13 | Mobil Oil Corporation | In situ retorting of oil shale |
| US3993132A (en) | 1975-06-18 | 1976-11-23 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Thermal recovery of hydrocarbons from tar sands |
| US4069868A (en) | 1975-07-14 | 1978-01-24 | In Situ Technology, Inc. | Methods of fluidized production of coal in situ |
| BE832017A (fr) * | 1975-07-31 | 1975-11-17 | Nouveau procede d'exploitation d'un gisement de houille ou de lignite par gazefication souterraine sous haute pression | |
| US4199024A (en) | 1975-08-07 | 1980-04-22 | World Energy Systems | Multistage gas generator |
| US3954140A (en) | 1975-08-13 | 1976-05-04 | Hendrick Robert P | Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction |
| US3986349A (en) | 1975-09-15 | 1976-10-19 | Chevron Research Company | Method of power generation via coal gasification and liquid hydrocarbon synthesis |
| US4037658A (en) * | 1975-10-30 | 1977-07-26 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from an underground formation |
| US3994341A (en) | 1975-10-30 | 1976-11-30 | Chevron Research Company | Recovering viscous petroleum from thick tar sand |
| US3994340A (en) | 1975-10-30 | 1976-11-30 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from tar sand |
| US4087130A (en) | 1975-11-03 | 1978-05-02 | Occidental Petroleum Corporation | Process for the gasification of coal in situ |
| US4018279A (en) * | 1975-11-12 | 1977-04-19 | Reynolds Merrill J | In situ coal combustion heat recovery method |
| US4018280A (en) * | 1975-12-10 | 1977-04-19 | Mobil Oil Corporation | Process for in situ retorting of oil shale |
| US3992474A (en) * | 1975-12-15 | 1976-11-16 | Uop Inc. | Motor fuel production with fluid catalytic cracking of high-boiling alkylate |
| US4019575A (en) | 1975-12-22 | 1977-04-26 | Chevron Research Company | System for recovering viscous petroleum from thick tar sand |
| US4017319A (en) | 1976-01-06 | 1977-04-12 | General Electric Company | Si3 N4 formed by nitridation of sintered silicon compact containing boron |
| US3999607A (en) | 1976-01-22 | 1976-12-28 | Exxon Research And Engineering Company | Recovery of hydrocarbons from coal |
| US4031956A (en) | 1976-02-12 | 1977-06-28 | In Situ Technology, Inc. | Method of recovering energy from subsurface petroleum reservoirs |
| US4008762A (en) * | 1976-02-26 | 1977-02-22 | Fisher Sidney T | Extraction of hydrocarbons in situ from underground hydrocarbon deposits |
| US4010800A (en) | 1976-03-08 | 1977-03-08 | In Situ Technology, Inc. | Producing thin seams of coal in situ |
| US4048637A (en) | 1976-03-23 | 1977-09-13 | Westinghouse Electric Corporation | Radar system for detecting slowly moving targets |
| DE2615874B2 (de) | 1976-04-10 | 1978-10-19 | Deutsche Texaco Ag, 2000 Hamburg | Anwendung eines Verfahrens zum Gewinnen von Erdöl und Bitumen aus unterirdischen Lagerstätten mittels einer Verbrennungfront bei Lagerstätten beliebigen Gehalts an intermediären Kohlenwasserstoffen im Rohöl bzw. Bitumen |
| GB1544245A (en) * | 1976-05-21 | 1979-04-19 | British Gas Corp | Production of substitute natural gas |
| US4049053A (en) | 1976-06-10 | 1977-09-20 | Fisher Sidney T | Recovery of hydrocarbons from partially exhausted oil wells by mechanical wave heating |
| US4487257A (en) * | 1976-06-17 | 1984-12-11 | Raytheon Company | Apparatus and method for production of organic products from kerogen |
| US4193451A (en) | 1976-06-17 | 1980-03-18 | The Badger Company, Inc. | Method for production of organic products from kerogen |
| US4067390A (en) * | 1976-07-06 | 1978-01-10 | Technology Application Services Corporation | Apparatus and method for the recovery of fuel products from subterranean deposits of carbonaceous matter using a plasma arc |
| US4057293A (en) | 1976-07-12 | 1977-11-08 | Garrett Donald E | Process for in situ conversion of coal or the like into oil and gas |
| US4043393A (en) * | 1976-07-29 | 1977-08-23 | Fisher Sidney T | Extraction from underground coal deposits |
| US4091869A (en) | 1976-09-07 | 1978-05-30 | Exxon Production Research Company | In situ process for recovery of carbonaceous materials from subterranean deposits |
| US4059308A (en) | 1976-11-15 | 1977-11-22 | Trw Inc. | Pressure swing recovery system for oil shale deposits |
| US4083604A (en) | 1976-11-15 | 1978-04-11 | Trw Inc. | Thermomechanical fracture for recovery system in oil shale deposits |
| US4065183A (en) * | 1976-11-15 | 1977-12-27 | Trw Inc. | Recovery system for oil shale deposits |
| US4064943A (en) * | 1976-12-06 | 1977-12-27 | Shell Oil Co | Plugging permeable earth formation with wax |
| US4089374A (en) | 1976-12-16 | 1978-05-16 | In Situ Technology, Inc. | Producing methane from coal in situ |
| US4084637A (en) | 1976-12-16 | 1978-04-18 | Petro Canada Exploration Inc. | Method of producing viscous materials from subterranean formations |
| US4093026A (en) | 1977-01-17 | 1978-06-06 | Occidental Oil Shale, Inc. | Removal of sulfur dioxide from process gas using treated oil shale and water |
| US4277416A (en) | 1977-02-17 | 1981-07-07 | Aminoil, Usa, Inc. | Process for producing methanol |
| US4085803A (en) * | 1977-03-14 | 1978-04-25 | Exxon Production Research Company | Method for oil recovery using a horizontal well with indirect heating |
| US4099567A (en) | 1977-05-27 | 1978-07-11 | In Situ Technology, Inc. | Generating medium BTU gas from coal in situ |
| US4169506A (en) * | 1977-07-15 | 1979-10-02 | Standard Oil Company (Indiana) | In situ retorting of oil shale and energy recovery |
| US4140180A (en) | 1977-08-29 | 1979-02-20 | Iit Research Institute | Method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
| US4144935A (en) | 1977-08-29 | 1979-03-20 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
| NL181941C (nl) * | 1977-09-16 | 1987-12-01 | Ir Arnold Willem Josephus Grup | Werkwijze voor het ondergronds vergassen van steenkool of bruinkool. |
| US4125159A (en) | 1977-10-17 | 1978-11-14 | Vann Roy Randell | Method and apparatus for isolating and treating subsurface stratas |
| SU915451A1 (ru) * | 1977-10-21 | 1988-08-23 | Vnii Ispolzovania | Способ подземной газификации топлива |
| US4119349A (en) | 1977-10-25 | 1978-10-10 | Gulf Oil Corporation | Method and apparatus for recovery of fluids produced in in-situ retorting of oil shale |
| US4114688A (en) | 1977-12-05 | 1978-09-19 | In Situ Technology Inc. | Minimizing environmental effects in production and use of coal |
| US4158467A (en) | 1977-12-30 | 1979-06-19 | Gulf Oil Corporation | Process for recovering shale oil |
| US4148359A (en) * | 1978-01-30 | 1979-04-10 | Shell Oil Company | Pressure-balanced oil recovery process for water productive oil shale |
| SU680357A1 (ru) * | 1978-01-30 | 1981-08-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательскийи Проектный Институт Галургии | Способ подземного растворени соли |
| FR2420024A1 (fr) * | 1978-03-16 | 1979-10-12 | Neftegazovy N Iss I | Procede de thermo-extraction de petrole par mines |
| DE2812490A1 (de) | 1978-03-22 | 1979-09-27 | Texaco Ag | Verfahren zur ermittlung der raeumlichen ausdehnung von untertaegigen reaktionen |
| JPS54128401A (en) * | 1978-03-27 | 1979-10-05 | Texaco Development Corp | Recovery of oil from underground |
| US4160479A (en) * | 1978-04-24 | 1979-07-10 | Richardson Reginald D | Heavy oil recovery process |
| US4197911A (en) | 1978-05-09 | 1980-04-15 | Ramcor, Inc. | Process for in situ coal gasification |
| US4228853A (en) | 1978-06-21 | 1980-10-21 | Harvey A Herbert | Petroleum production method |
| US4186801A (en) * | 1978-12-18 | 1980-02-05 | Gulf Research And Development Company | In situ combustion process for the recovery of liquid carbonaceous fuels from subterranean formations |
| US4185692A (en) | 1978-07-14 | 1980-01-29 | In Situ Technology, Inc. | Underground linkage of wells for production of coal in situ |
| US4184548A (en) * | 1978-07-17 | 1980-01-22 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for determining the position and inclination of a flame front during in situ combustion of an oil shale retort |
| US4183405A (en) * | 1978-10-02 | 1980-01-15 | Magnie Robert L | Enhanced recoveries of petroleum and hydrogen from underground reservoirs |
| US4446917A (en) | 1978-10-04 | 1984-05-08 | Todd John C | Method and apparatus for producing viscous or waxy crude oils |
| ES474736A1 (es) * | 1978-10-31 | 1979-04-01 | Empresa Nacional Aluminio | Sistema de generacion y autocontrol de la forma de onda y - tension o corriente aplicable a procesos de coloracion elec-trolitica del aluminio anodizado. |
| US4311340A (en) * | 1978-11-27 | 1982-01-19 | Lyons William C | Uranium leeching process and insitu mining |
| NL7811732A (nl) | 1978-11-30 | 1980-06-03 | Stamicarbon | Werkwijze voor de omzetting van dimethylether. |
| JPS5576586A (en) | 1978-12-01 | 1980-06-09 | Tokyo Shibaura Electric Co | Heater |
| US4457365A (en) | 1978-12-07 | 1984-07-03 | Raytheon Company | In situ radio frequency selective heating system |
| US4299086A (en) | 1978-12-07 | 1981-11-10 | Gulf Research & Development Company | Utilization of energy obtained by substoichiometric combustion of low heating value gases |
| US4265307A (en) | 1978-12-20 | 1981-05-05 | Standard Oil Company | Shale oil recovery |
| US4194562A (en) | 1978-12-21 | 1980-03-25 | Texaco Inc. | Method for preconditioning a subterranean oil-bearing formation prior to in-situ combustion |
| US4258955A (en) * | 1978-12-26 | 1981-03-31 | Mobil Oil Corporation | Process for in-situ leaching of uranium |
| US4274487A (en) | 1979-01-11 | 1981-06-23 | Standard Oil Company (Indiana) | Indirect thermal stimulation of production wells |
| US4232902A (en) * | 1979-02-09 | 1980-11-11 | Ppg Industries, Inc. | Solution mining water soluble salts at high temperatures |
| US4324292A (en) | 1979-02-21 | 1982-04-13 | University Of Utah | Process for recovering products from oil shale |
| US4289354A (en) * | 1979-02-23 | 1981-09-15 | Edwin G. Higgins, Jr. | Borehole mining of solid mineral resources |
| US4248306A (en) | 1979-04-02 | 1981-02-03 | Huisen Allan T Van | Geothermal petroleum refining |
| US4282587A (en) | 1979-05-21 | 1981-08-04 | Daniel Silverman | Method for monitoring the recovery of minerals from shallow geological formations |
| US4254287A (en) * | 1979-07-05 | 1981-03-03 | Conoco, Inc. | Removal of catalyst from ethoxylates by centrifugation |
| US4241787A (en) * | 1979-07-06 | 1980-12-30 | Price Ernest H | Downhole separator for wells |
| US4290650A (en) * | 1979-08-03 | 1981-09-22 | Ppg Industries Canada Ltd. | Subterranean cavity chimney development for connecting solution mined cavities |
| US4228854A (en) | 1979-08-13 | 1980-10-21 | Alberta Research Council | Enhanced oil recovery using electrical means |
| US4256945A (en) * | 1979-08-31 | 1981-03-17 | Iris Associates | Alternating current electrically resistive heating element having intrinsic temperature control |
| US4701587A (en) | 1979-08-31 | 1987-10-20 | Metcal, Inc. | Shielded heating element having intrinsic temperature control |
| US4549396A (en) | 1979-10-01 | 1985-10-29 | Mobil Oil Corporation | Conversion of coal to electricity |
| US4368114A (en) | 1979-12-05 | 1983-01-11 | Mobil Oil Corporation | Octane and total yield improvement in catalytic cracking |
| US4250230A (en) | 1979-12-10 | 1981-02-10 | In Situ Technology, Inc. | Generating electricity from coal in situ |
| US4250962A (en) * | 1979-12-14 | 1981-02-17 | Gulf Research & Development Company | In situ combustion process for the recovery of liquid carbonaceous fuels from subterranean formations |
| US4398151A (en) | 1980-01-25 | 1983-08-09 | Shell Oil Company | Method for correcting an electrical log for the presence of shale in a formation |
| US4359687A (en) | 1980-01-25 | 1982-11-16 | Shell Oil Company | Method and apparatus for determining shaliness and oil saturations in earth formations using induced polarization in the frequency domain |
| USRE30738E (en) | 1980-02-06 | 1981-09-08 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
| US4303126A (en) | 1980-02-27 | 1981-12-01 | Chevron Research Company | Arrangement of wells for producing subsurface viscous petroleum |
| US4269697A (en) * | 1980-02-27 | 1981-05-26 | Mobil Oil Corporation | Low pour point heavy oils |
| US4375302A (en) * | 1980-03-03 | 1983-03-01 | Nicholas Kalmar | Process for the in situ recovery of both petroleum and inorganic mineral content of an oil shale deposit |
| US4445574A (en) | 1980-03-24 | 1984-05-01 | Geo Vann, Inc. | Continuous borehole formed horizontally through a hydrocarbon producing formation |
| US4417782A (en) | 1980-03-31 | 1983-11-29 | Raychem Corporation | Fiber optic temperature sensing |
| FR2480300B1 (fr) * | 1980-04-09 | 1985-06-07 | Inst Francais Du Petrole | Procede de valorisation d'huiles lourdes |
| CA1168283A (en) | 1980-04-14 | 1984-05-29 | Hiroshi Teratani | Electrode device for electrically heating underground deposits of hydrocarbons |
| US4273188A (en) | 1980-04-30 | 1981-06-16 | Gulf Research & Development Company | In situ combustion process for the recovery of liquid carbonaceous fuels from subterranean formations |
| US4306621A (en) | 1980-05-23 | 1981-12-22 | Boyd R Michael | Method for in situ coal gasification operations |
| US4287957A (en) * | 1980-05-27 | 1981-09-08 | Evans Robert F | Cooling a drilling tool component with a separate flow stream of reduced-temperature gaseous drilling fluid |
| US4409090A (en) | 1980-06-02 | 1983-10-11 | University Of Utah | Process for recovering products from tar sand |
| CA1165361A (en) | 1980-06-03 | 1984-04-10 | Toshiyuki Kobayashi | Electrode unit for electrically heating underground hydrocarbon deposits |
| US4381641A (en) | 1980-06-23 | 1983-05-03 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases |
| CA1183909A (en) * | 1980-06-30 | 1985-03-12 | Vernon L. Heeren | Rf applicator for in situ heating |
| US4310440A (en) * | 1980-07-07 | 1982-01-12 | Union Carbide Corporation | Crystalline metallophosphate compositions |
| US4401099A (en) | 1980-07-11 | 1983-08-30 | W.B. Combustion, Inc. | Single-ended recuperative radiant tube assembly and method |
| US4299285A (en) | 1980-07-21 | 1981-11-10 | Gulf Research & Development Company | Underground gasification of bituminous coal |
| US4396062A (en) | 1980-10-06 | 1983-08-02 | University Of Utah Research Foundation | Apparatus and method for time-domain tracking of high-speed chemical reactions |
| US4353418A (en) | 1980-10-20 | 1982-10-12 | Standard Oil Company (Indiana) | In situ retorting of oil shale |
| US4384613A (en) * | 1980-10-24 | 1983-05-24 | Terra Tek, Inc. | Method of in-situ retorting of carbonaceous material for recovery of organic liquids and gases |
| US4401163A (en) | 1980-12-29 | 1983-08-30 | The Standard Oil Company | Modified in situ retorting of oil shale |
| US4385661A (en) | 1981-01-07 | 1983-05-31 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Downhole steam generator with improved preheating, combustion and protection features |
| US4448251A (en) * | 1981-01-08 | 1984-05-15 | Uop Inc. | In situ conversion of hydrocarbonaceous oil |
| US4423311A (en) | 1981-01-19 | 1983-12-27 | Varney Sr Paul | Electric heating apparatus for de-icing pipes |
| US4366668A (en) * | 1981-02-25 | 1983-01-04 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases |
| US4382469A (en) | 1981-03-10 | 1983-05-10 | Electro-Petroleum, Inc. | Method of in situ gasification |
| US4363361A (en) | 1981-03-19 | 1982-12-14 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases |
| US4390067A (en) | 1981-04-06 | 1983-06-28 | Exxon Production Research Co. | Method of treating reservoirs containing very viscous crude oil or bitumen |
| US4399866A (en) | 1981-04-10 | 1983-08-23 | Atlantic Richfield Company | Method for controlling the flow of subterranean water into a selected zone in a permeable subterranean carbonaceous deposit |
| US4444255A (en) | 1981-04-20 | 1984-04-24 | Lloyd Geoffrey | Apparatus and process for the recovery of oil |
| US4380930A (en) | 1981-05-01 | 1983-04-26 | Mobil Oil Corporation | System for transmitting ultrasonic energy through core samples |
| US4378048A (en) | 1981-05-08 | 1983-03-29 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases using different platinum catalysts |
| US4429745A (en) | 1981-05-08 | 1984-02-07 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery method |
| US4384614A (en) | 1981-05-11 | 1983-05-24 | Justheim Pertroleum Company | Method of retorting oil shale by velocity flow of super-heated air |
| US4437519A (en) * | 1981-06-03 | 1984-03-20 | Occidental Oil Shale, Inc. | Reduction of shale oil pour point |
| US4428700A (en) | 1981-08-03 | 1984-01-31 | E. R. Johnson Associates, Inc. | Method for disposing of waste materials |
| US4456065A (en) | 1981-08-20 | 1984-06-26 | Elektra Energie A.G. | Heavy oil recovering |
| US4344483A (en) * | 1981-09-08 | 1982-08-17 | Fisher Charles B | Multiple-site underground magnetic heating of hydrocarbons |
| US4452491A (en) | 1981-09-25 | 1984-06-05 | Intercontinental Econergy Associates, Inc. | Recovery of hydrocarbons from deep underground deposits of tar sands |
| US4425967A (en) * | 1981-10-07 | 1984-01-17 | Standard Oil Company (Indiana) | Ignition procedure and process for in situ retorting of oil shale |
| US4605680A (en) | 1981-10-13 | 1986-08-12 | Chevron Research Company | Conversion of synthesis gas to diesel fuel and gasoline |
| JPS6053159B2 (ja) * | 1981-10-20 | 1985-11-22 | 三菱電機株式会社 | 炭化水素系地下資源の電気加熱方法 |
| US4410042A (en) | 1981-11-02 | 1983-10-18 | Mobil Oil Corporation | In-situ combustion method for recovery of heavy oil utilizing oxygen and carbon dioxide as initial oxidant |
| US4444258A (en) * | 1981-11-10 | 1984-04-24 | Nicholas Kalmar | In situ recovery of oil from oil shale |
| US4388176A (en) * | 1981-11-19 | 1983-06-14 | Texaco Inc. | Hydrocarbon conversion process |
| US4418752A (en) | 1982-01-07 | 1983-12-06 | Conoco Inc. | Thermal oil recovery with solvent recirculation |
| FR2519688A1 (fr) | 1982-01-08 | 1983-07-18 | Elf Aquitaine | Systeme d'etancheite pour puits de forage dans lequel circule un fluide chaud |
| US4397732A (en) | 1982-02-11 | 1983-08-09 | International Coal Refining Company | Process for coal liquefaction employing selective coal feed |
| US4551226A (en) | 1982-02-26 | 1985-11-05 | Chevron Research Company | Heat exchanger antifoulant |
| US4530401A (en) | 1982-04-05 | 1985-07-23 | Mobil Oil Corporation | Method for maximum in-situ visbreaking of heavy oil |
| CA1196594A (en) | 1982-04-08 | 1985-11-12 | Guy Savard | Recovery of oil from tar sands |
| US4537252A (en) | 1982-04-23 | 1985-08-27 | Standard Oil Company (Indiana) | Method of underground conversion of coal |
| US4491179A (en) | 1982-04-26 | 1985-01-01 | Pirson Sylvain J | Method for oil recovery by in situ exfoliation drive |
| US4455215A (en) | 1982-04-29 | 1984-06-19 | Jarrott David M | Process for the geoconversion of coal into oil |
| US4412585A (en) | 1982-05-03 | 1983-11-01 | Cities Service Company | Electrothermal process for recovering hydrocarbons |
| US4524826A (en) | 1982-06-14 | 1985-06-25 | Texaco Inc. | Method of heating an oil shale formation |
| US4457374A (en) | 1982-06-29 | 1984-07-03 | Standard Oil Company | Transient response process for detecting in situ retorting conditions |
| US4442896A (en) | 1982-07-21 | 1984-04-17 | Reale Lucio V | Treatment of underground beds |
| US4440871A (en) | 1982-07-26 | 1984-04-03 | Union Carbide Corporation | Crystalline silicoaluminophosphates |
| US4407973A (en) | 1982-07-28 | 1983-10-04 | The M. W. Kellogg Company | Methanol from coal and natural gas |
| US4479541A (en) | 1982-08-23 | 1984-10-30 | Wang Fun Den | Method and apparatus for recovery of oil, gas and mineral deposits by panel opening |
| US4460044A (en) | 1982-08-31 | 1984-07-17 | Chevron Research Company | Advancing heated annulus steam drive |
| US4458767A (en) | 1982-09-28 | 1984-07-10 | Mobil Oil Corporation | Method for directionally drilling a first well to intersect a second well |
| US4485868A (en) * | 1982-09-29 | 1984-12-04 | Iit Research Institute | Method for recovery of viscous hydrocarbons by electromagnetic heating in situ |
| CA1214815A (en) | 1982-09-30 | 1986-12-02 | John F. Krumme | Autoregulating electrically shielded heater |
| US4695713A (en) | 1982-09-30 | 1987-09-22 | Metcal, Inc. | Autoregulating, electrically shielded heater |
| US4927857A (en) | 1982-09-30 | 1990-05-22 | Engelhard Corporation | Method of methanol production |
| US4498531A (en) * | 1982-10-01 | 1985-02-12 | Rockwell International Corporation | Emission controller for indirect fired downhole steam generators |
| US4485869A (en) | 1982-10-22 | 1984-12-04 | Iit Research Institute | Recovery of liquid hydrocarbons from oil shale by electromagnetic heating in situ |
| ATE21340T1 (de) | 1982-11-22 | 1986-08-15 | Shell Int Research | Verfahren zur herstellung eines fischer-tropsch- katalysators, der auf diese weise hergestellte katalysator und seine verwendung zur herstellung von kohlenwasserstoffen. |
| US4474238A (en) | 1982-11-30 | 1984-10-02 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for treatment of subsurface formations |
| US4498535A (en) | 1982-11-30 | 1985-02-12 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ controlled heat processing of hydrocarbonaceous formations with a controlled parameter line |
| US4752673A (en) | 1982-12-01 | 1988-06-21 | Metcal, Inc. | Autoregulating heater |
| US4436613A (en) * | 1982-12-03 | 1984-03-13 | Texaco Inc. | Two stage catalytic cracking process |
| US4501326A (en) * | 1983-01-17 | 1985-02-26 | Gulf Canada Limited | In-situ recovery of viscous hydrocarbonaceous crude oil |
| US4609041A (en) | 1983-02-10 | 1986-09-02 | Magda Richard M | Well hot oil system |
| US4526615A (en) * | 1983-03-01 | 1985-07-02 | Johnson Paul H | Cellular heap leach process and apparatus |
| US4640352A (en) * | 1983-03-21 | 1987-02-03 | Shell Oil Company | In-situ steam drive oil recovery process |
| US4886118A (en) * | 1983-03-21 | 1989-12-12 | Shell Oil Company | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeability and subsequently produce oil |
| US4500651A (en) * | 1983-03-31 | 1985-02-19 | Union Carbide Corporation | Titanium-containing molecular sieves |
| US4458757A (en) | 1983-04-25 | 1984-07-10 | Exxon Research And Engineering Co. | In situ shale-oil recovery process |
| US4545435A (en) | 1983-04-29 | 1985-10-08 | Iit Research Institute | Conduction heating of hydrocarbonaceous formations |
| US4524827A (en) | 1983-04-29 | 1985-06-25 | Iit Research Institute | Single well stimulation for the recovery of liquid hydrocarbons from subsurface formations |
| US4518548A (en) | 1983-05-02 | 1985-05-21 | Sulcon, Inc. | Method of overlaying sulphur concrete on horizontal and vertical surfaces |
| US4436615A (en) * | 1983-05-09 | 1984-03-13 | United States Steel Corporation | Process for removing solids from coal tar |
| US5073625A (en) | 1983-05-26 | 1991-12-17 | Metcal, Inc. | Self-regulating porous heating device |
| EP0130671A3 (en) * | 1983-05-26 | 1986-12-17 | Metcal Inc. | Multiple temperature autoregulating heater |
| US4794226A (en) | 1983-05-26 | 1988-12-27 | Metcal, Inc. | Self-regulating porous heater device |
| DE3319732A1 (de) | 1983-05-31 | 1984-12-06 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Mittellastkraftwerk mit integrierter kohlevergasungsanlage zur erzeugung von strom und methanol |
| US4658215A (en) | 1983-06-20 | 1987-04-14 | Shell Oil Company | Method for induced polarization logging |
| US4583046A (en) | 1983-06-20 | 1986-04-15 | Shell Oil Company | Apparatus for focused electrode induced polarization logging |
| US4717814A (en) * | 1983-06-27 | 1988-01-05 | Metcal, Inc. | Slotted autoregulating heater |
| US4985313A (en) * | 1985-01-14 | 1991-01-15 | Raychem Limited | Wire and cable |
| US5209987A (en) | 1983-07-08 | 1993-05-11 | Raychem Limited | Wire and cable |
| US4598392A (en) | 1983-07-26 | 1986-07-01 | Mobil Oil Corporation | Vibratory signal sweep seismic prospecting method and apparatus |
| US4501445A (en) | 1983-08-01 | 1985-02-26 | Cities Service Company | Method of in-situ hydrogenation of carbonaceous material |
| US4573530A (en) | 1983-11-07 | 1986-03-04 | Mobil Oil Corporation | In-situ gasification of tar sands utilizing a combustible gas |
| US4698149A (en) | 1983-11-07 | 1987-10-06 | Mobil Oil Corporation | Enhanced recovery of hydrocarbonaceous fluids oil shale |
| US4489782A (en) | 1983-12-12 | 1984-12-25 | Atlantic Richfield Company | Viscous oil production using electrical current heating and lateral drain holes |
| US4598772A (en) | 1983-12-28 | 1986-07-08 | Mobil Oil Corporation | Method for operating a production well in an oxygen driven in-situ combustion oil recovery process |
| US4540882A (en) | 1983-12-29 | 1985-09-10 | Shell Oil Company | Method of determining drilling fluid invasion |
| US4583242A (en) | 1983-12-29 | 1986-04-15 | Shell Oil Company | Apparatus for positioning a sample in a computerized axial tomographic scanner |
| US4613754A (en) | 1983-12-29 | 1986-09-23 | Shell Oil Company | Tomographic calibration apparatus |
| US4635197A (en) | 1983-12-29 | 1987-01-06 | Shell Oil Company | High resolution tomographic imaging method |
| US4571491A (en) * | 1983-12-29 | 1986-02-18 | Shell Oil Company | Method of imaging the atomic number of a sample |
| US4542648A (en) | 1983-12-29 | 1985-09-24 | Shell Oil Company | Method of correlating a core sample with its original position in a borehole |
| US4662439A (en) | 1984-01-20 | 1987-05-05 | Amoco Corporation | Method of underground conversion of coal |
| US4572229A (en) * | 1984-02-02 | 1986-02-25 | Thomas D. Mueller | Variable proportioner |
| US4623401A (en) | 1984-03-06 | 1986-11-18 | Metcal, Inc. | Heat treatment with an autoregulating heater |
| US4644283A (en) * | 1984-03-19 | 1987-02-17 | Shell Oil Company | In-situ method for determining pore size distribution, capillary pressure and permeability |
| US4552214A (en) | 1984-03-22 | 1985-11-12 | Standard Oil Company (Indiana) | Pulsed in situ retorting in an array of oil shale retorts |
| US4637464A (en) | 1984-03-22 | 1987-01-20 | Amoco Corporation | In situ retorting of oil shale with pulsed water purge |
| US4570715A (en) | 1984-04-06 | 1986-02-18 | Shell Oil Company | Formation-tailored method and apparatus for uniformly heating long subterranean intervals at high temperature |
| US4577690A (en) | 1984-04-18 | 1986-03-25 | Mobil Oil Corporation | Method of using seismic data to monitor firefloods |
| US4592423A (en) | 1984-05-14 | 1986-06-03 | Texaco Inc. | Hydrocarbon stratum retorting means and method |
| US4597441A (en) | 1984-05-25 | 1986-07-01 | World Energy Systems, Inc. | Recovery of oil by in situ hydrogenation |
| US4663711A (en) | 1984-06-22 | 1987-05-05 | Shell Oil Company | Method of analyzing fluid saturation using computerized axial tomography |
| US4577503A (en) | 1984-09-04 | 1986-03-25 | International Business Machines Corporation | Method and device for detecting a specific acoustic spectral feature |
| US4577691A (en) * | 1984-09-10 | 1986-03-25 | Texaco Inc. | Method and apparatus for producing viscous hydrocarbons from a subterranean formation |
| US4576231A (en) | 1984-09-13 | 1986-03-18 | Texaco Inc. | Method and apparatus for combating encroachment by in situ treated formations |
| US4597444A (en) | 1984-09-21 | 1986-07-01 | Atlantic Richfield Company | Method for excavating a large diameter shaft into the earth and at least partially through an oil-bearing formation |
| US4691771A (en) | 1984-09-25 | 1987-09-08 | Worldenergy Systems, Inc. | Recovery of oil by in-situ combustion followed by in-situ hydrogenation |
| US4616705A (en) | 1984-10-05 | 1986-10-14 | Shell Oil Company | Mini-well temperature profiling process |
| US4750990A (en) * | 1984-10-15 | 1988-06-14 | Uop Inc. | Membrane separation of hydrocarbons using cycloparaffinic solvents |
| JPS61104582A (ja) | 1984-10-25 | 1986-05-22 | 株式会社デンソー | シ−ズヒ−タ |
| US4598770A (en) | 1984-10-25 | 1986-07-08 | Mobil Oil Corporation | Thermal recovery method for viscous oil |
| US4572299A (en) | 1984-10-30 | 1986-02-25 | Shell Oil Company | Heater cable installation |
| US4669542A (en) | 1984-11-21 | 1987-06-02 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous recovery of crude from multiple zones in a reservoir |
| US4634187A (en) * | 1984-11-21 | 1987-01-06 | Isl Ventures, Inc. | Method of in-situ leaching of ores |
| US4585066A (en) | 1984-11-30 | 1986-04-29 | Shell Oil Company | Well treating process for installing a cable bundle containing strands of changing diameter |
| US4704514A (en) | 1985-01-11 | 1987-11-03 | Egmond Cor F Van | Heating rate variant elongated electrical resistance heater |
| US4645906A (en) * | 1985-03-04 | 1987-02-24 | Thermon Manufacturing Company | Reduced resistance skin effect heat generating system |
| US4698583A (en) | 1985-03-26 | 1987-10-06 | Raychem Corporation | Method of monitoring a heater for faults |
| US4785163A (en) | 1985-03-26 | 1988-11-15 | Raychem Corporation | Method for monitoring a heater |
| US4733057A (en) | 1985-04-19 | 1988-03-22 | Raychem Corporation | Sheet heater |
| US4671102A (en) | 1985-06-18 | 1987-06-09 | Shell Oil Company | Method and apparatus for determining distribution of fluids |
| US4626665A (en) | 1985-06-24 | 1986-12-02 | Shell Oil Company | Metal oversheathed electrical resistance heater |
| US4605489A (en) | 1985-06-27 | 1986-08-12 | Occidental Oil Shale, Inc. | Upgrading shale oil by a combination process |
| US4623444A (en) | 1985-06-27 | 1986-11-18 | Occidental Oil Shale, Inc. | Upgrading shale oil by a combination process |
| US4662438A (en) | 1985-07-19 | 1987-05-05 | Uentech Corporation | Method and apparatus for enhancing liquid hydrocarbon production from a single borehole in a slowly producing formation by non-uniform heating through optimized electrode arrays surrounding the borehole |
| US4719423A (en) | 1985-08-13 | 1988-01-12 | Shell Oil Company | NMR imaging of materials for transport properties |
| US4728892A (en) | 1985-08-13 | 1988-03-01 | Shell Oil Company | NMR imaging of materials |
| US4662437A (en) | 1985-11-14 | 1987-05-05 | Atlantic Richfield Company | Electrically stimulated well production system with flexible tubing conductor |
| CA1253555A (en) | 1985-11-21 | 1989-05-02 | Cornelis F.H. Van Egmond | Heating rate variant elongated electrical resistance heater |
| US4662443A (en) * | 1985-12-05 | 1987-05-05 | Amoco Corporation | Combination air-blown and oxygen-blown underground coal gasification process |
| US4686029A (en) | 1985-12-06 | 1987-08-11 | Union Carbide Corporation | Dewaxing catalysts and processes employing titanoaluminosilicate molecular sieves |
| US4849611A (en) | 1985-12-16 | 1989-07-18 | Raychem Corporation | Self-regulating heater employing reactive components |
| US4730162A (en) | 1985-12-31 | 1988-03-08 | Shell Oil Company | Time-domain induced polarization logging method and apparatus with gated amplification level |
| US4706751A (en) | 1986-01-31 | 1987-11-17 | S-Cal Research Corp. | Heavy oil recovery process |
| US4694907A (en) * | 1986-02-21 | 1987-09-22 | Carbotek, Inc. | Thermally-enhanced oil recovery method and apparatus |
| US4640353A (en) * | 1986-03-21 | 1987-02-03 | Atlantic Richfield Company | Electrode well and method of completion |
| US4734115A (en) * | 1986-03-24 | 1988-03-29 | Air Products And Chemicals, Inc. | Low pressure process for C3+ liquids recovery from process product gas |
| US4810397A (en) | 1986-03-26 | 1989-03-07 | Union Oil Company Of California | Antifoulant additives for high temperature hydrocarbon processing |
| US4651825A (en) | 1986-05-09 | 1987-03-24 | Atlantic Richfield Company | Enhanced well production |
| US4814587A (en) | 1986-06-10 | 1989-03-21 | Metcal, Inc. | High power self-regulating heater |
| US4682652A (en) | 1986-06-30 | 1987-07-28 | Texaco Inc. | Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells |
| US4893504A (en) | 1986-07-02 | 1990-01-16 | Shell Oil Company | Method for determining capillary pressure and relative permeability by imaging |
| US4769602A (en) | 1986-07-02 | 1988-09-06 | Shell Oil Company | Determining multiphase saturations by NMR imaging of multiple nuclides |
| US4716960A (en) | 1986-07-14 | 1988-01-05 | Production Technologies International, Inc. | Method and system for introducing electric current into a well |
| US4818370A (en) | 1986-07-23 | 1989-04-04 | Cities Service Oil And Gas Corporation | Process for converting heavy crudes, tars, and bitumens to lighter products in the presence of brine at supercritical conditions |
| US4772634A (en) | 1986-07-31 | 1988-09-20 | Energy Research Corporation | Apparatus and method for methanol production using a fuel cell to regulate the gas composition entering the methanol synthesizer |
| US4744245A (en) | 1986-08-12 | 1988-05-17 | Atlantic Richfield Company | Acoustic measurements in rock formations for determining fracture orientation |
| US4863585A (en) * | 1986-09-03 | 1989-09-05 | Mobil Oil Corporation | Fluidized catalytic cracking process utilizing a C3-C4 paraffin-rich Co-feed and mixed catalyst system with selective reactivation of the medium pore silicate zeolite component thereofo |
| US4769606A (en) | 1986-09-30 | 1988-09-06 | Shell Oil Company | Induced polarization method and apparatus for distinguishing dispersed and laminated clay in earth formations |
| US5316664A (en) | 1986-11-24 | 1994-05-31 | Canadian Occidental Petroleum, Ltd. | Process for recovery of hydrocarbons and rejection of sand |
| US4983319A (en) | 1986-11-24 | 1991-01-08 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Preparation of low-viscosity improved stable crude oil transport emulsions |
| US5340467A (en) | 1986-11-24 | 1994-08-23 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Process for recovery of hydrocarbons and rejection of sand |
| CA1288043C (en) | 1986-12-15 | 1991-08-27 | Peter Van Meurs | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeabilityand subsequently produce oil |
| US4766958A (en) | 1987-01-12 | 1988-08-30 | Mobil Oil Corporation | Method of recovering viscous oil from reservoirs with multiple horizontal zones |
| US4756367A (en) | 1987-04-28 | 1988-07-12 | Amoco Corporation | Method for producing natural gas from a coal seam |
| US4817711A (en) | 1987-05-27 | 1989-04-04 | Jeambey Calhoun G | System for recovery of petroleum from petroleum impregnated media |
| US4818371A (en) | 1987-06-05 | 1989-04-04 | Resource Technology Associates | Viscosity reduction by direct oxidative heating |
| US4787452A (en) | 1987-06-08 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Disposal of produced formation fines during oil recovery |
| US4821798A (en) * | 1987-06-09 | 1989-04-18 | Ors Development Corporation | Heating system for rathole oil well |
| US4793409A (en) | 1987-06-18 | 1988-12-27 | Ors Development Corporation | Method and apparatus for forming an insulated oil well casing |
| US4827761A (en) | 1987-06-25 | 1989-05-09 | Shell Oil Company | Sample holder |
| US4856341A (en) | 1987-06-25 | 1989-08-15 | Shell Oil Company | Apparatus for analysis of failure of material |
| US4884455A (en) | 1987-06-25 | 1989-12-05 | Shell Oil Company | Method for analysis of failure of material employing imaging |
| US4776638A (en) | 1987-07-13 | 1988-10-11 | University Of Kentucky Research Foundation | Method and apparatus for conversion of coal in situ |
| US4848924A (en) | 1987-08-19 | 1989-07-18 | The Babcock & Wilcox Company | Acoustic pyrometer |
| US4828031A (en) | 1987-10-13 | 1989-05-09 | Chevron Research Company | In situ chemical stimulation of diatomite formations |
| US4762425A (en) | 1987-10-15 | 1988-08-09 | Parthasarathy Shakkottai | System for temperature profile measurement in large furnances and kilns and method therefor |
| US5306640A (en) | 1987-10-28 | 1994-04-26 | Shell Oil Company | Method for determining preselected properties of a crude oil |
| US4983278A (en) * | 1987-11-03 | 1991-01-08 | Western Research Institute & Ilr Services Inc. | Pyrolysis methods with product oil recycling |
| US4987368A (en) * | 1987-11-05 | 1991-01-22 | Shell Oil Company | Nuclear magnetism logging tool using high-temperature superconducting squid detectors |
| US4808925A (en) * | 1987-11-19 | 1989-02-28 | Halliburton Company | Three magnet casing collar locator |
| US4852648A (en) | 1987-12-04 | 1989-08-01 | Ava International Corporation | Well installation in which electrical current is supplied for a source at the wellhead to an electrically responsive device located a substantial distance below the wellhead |
| US4823890A (en) * | 1988-02-23 | 1989-04-25 | Longyear Company | Reverse circulation bit apparatus |
| US4866983A (en) | 1988-04-14 | 1989-09-19 | Shell Oil Company | Analytical methods and apparatus for measuring the oil content of sponge core |
| US4815790A (en) * | 1988-05-13 | 1989-03-28 | Natec, Ltd. | Nahcolite solution mining process |
| US4885080A (en) | 1988-05-25 | 1989-12-05 | Phillips Petroleum Company | Process for demetallizing and desulfurizing heavy crude oil |
| US4872991A (en) * | 1988-07-05 | 1989-10-10 | Texaco Inc. | Treatment of water |
| US4840720A (en) | 1988-09-02 | 1989-06-20 | Betz Laboratories, Inc. | Process for minimizing fouling of processing equipment |
| US4928765A (en) | 1988-09-27 | 1990-05-29 | Ramex Syn-Fuels International | Method and apparatus for shale gas recovery |
| US4856587A (en) | 1988-10-27 | 1989-08-15 | Nielson Jay P | Recovery of oil from oil-bearing formation by continually flowing pressurized heated gas through channel alongside matrix |
| US5064006A (en) | 1988-10-28 | 1991-11-12 | Magrange, Inc | Downhole combination tool |
| US4848460A (en) | 1988-11-04 | 1989-07-18 | Western Research Institute | Contained recovery of oily waste |
| US5065501A (en) | 1988-11-29 | 1991-11-19 | Amp Incorporated | Generating electromagnetic fields in a self regulating temperature heater by positioning of a current return bus |
| US4974425A (en) | 1988-12-08 | 1990-12-04 | Concept Rkk, Limited | Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth |
| US4860544A (en) | 1988-12-08 | 1989-08-29 | Concept R.K.K. Limited | Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth |
| US5103920A (en) * | 1989-03-01 | 1992-04-14 | Patton Consulting Inc. | Surveying system and method for locating target subterranean bodies |
| US4895206A (en) | 1989-03-16 | 1990-01-23 | Price Ernest H | Pulsed in situ exothermic shock wave and retorting process for hydrocarbon recovery and detoxification of selected wastes |
| US4913065A (en) | 1989-03-27 | 1990-04-03 | Indugas, Inc. | In situ thermal waste disposal system |
| US5150118A (en) | 1989-05-08 | 1992-09-22 | Hewlett-Packard Company | Interchangeable coded key pad assemblies alternately attachable to a user definable keyboard to enable programmable keyboard functions |
| US5059303A (en) * | 1989-06-16 | 1991-10-22 | Amoco Corporation | Oil stabilization |
| DE3922612C2 (de) * | 1989-07-10 | 1998-07-02 | Krupp Koppers Gmbh | Verfahren zur Erzeugung von Methanol-Synthesegas |
| US4982786A (en) * | 1989-07-14 | 1991-01-08 | Mobil Oil Corporation | Use of CO2 /steam to enhance floods in horizontal wellbores |
| US5050386A (en) | 1989-08-16 | 1991-09-24 | Rkk, Limited | Method and apparatus for containment of hazardous material migration in the earth |
| US5097903A (en) | 1989-09-22 | 1992-03-24 | Jack C. Sloan | Method for recovering intractable petroleum from subterranean formations |
| US5305239A (en) | 1989-10-04 | 1994-04-19 | The Texas A&M University System | Ultrasonic non-destructive evaluation of thin specimens |
| US4926941A (en) | 1989-10-10 | 1990-05-22 | Shell Oil Company | Method of producing tar sand deposits containing conductive layers |
| US5656239A (en) | 1989-10-27 | 1997-08-12 | Shell Oil Company | Method for recovering contaminants from soil utilizing electrical heating |
| US4984594A (en) * | 1989-10-27 | 1991-01-15 | Shell Oil Company | Vacuum method for removing soil contamination utilizing surface electrical heating |
| US5020596A (en) | 1990-01-24 | 1991-06-04 | Indugas, Inc. | Enhanced oil recovery system with a radiant tube heater |
| US5082055A (en) * | 1990-01-24 | 1992-01-21 | Indugas, Inc. | Gas fired radiant tube heater |
| US5011329A (en) | 1990-02-05 | 1991-04-30 | Hrubetz Exploration Company | In situ soil decontamination method and apparatus |
| CA2009782A1 (en) | 1990-02-12 | 1991-08-12 | Anoosh I. Kiamanesh | In-situ tuned microwave oil extraction process |
| US5152341A (en) | 1990-03-09 | 1992-10-06 | Raymond S. Kasevich | Electromagnetic method and apparatus for the decontamination of hazardous material-containing volumes |
| US5027896A (en) | 1990-03-21 | 1991-07-02 | Anderson Leonard M | Method for in-situ recovery of energy raw material by the introduction of a water/oxygen slurry |
| CA2015460C (en) | 1990-04-26 | 1993-12-14 | Kenneth Edwin Kisman | Process for confining steam injected into a heavy oil reservoir |
| US5126037A (en) | 1990-05-04 | 1992-06-30 | Union Oil Company Of California | Geopreater heating method and apparatus |
| US5080776A (en) * | 1990-06-14 | 1992-01-14 | Mobil Oil Corporation | Hydrogen-balanced conversion of diamondoid-containing wash oils to gasoline |
| US5201219A (en) | 1990-06-29 | 1993-04-13 | Amoco Corporation | Method and apparatus for measuring free hydrocarbons and hydrocarbons potential from whole core |
| GB2246308A (en) * | 1990-07-25 | 1992-01-29 | Shell Int Research | Process for reducing the metal content of a hydrocarbon mixture |
| US5054551A (en) | 1990-08-03 | 1991-10-08 | Chevron Research And Technology Company | In-situ heated annulus refining process |
| US5060726A (en) | 1990-08-23 | 1991-10-29 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers having little or no vertical communication |
| US5042579A (en) * | 1990-08-23 | 1991-08-27 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers |
| US5046559A (en) | 1990-08-23 | 1991-09-10 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing hydrocarbon bearing deposits in formations having shale layers |
| BR9004240A (pt) | 1990-08-28 | 1992-03-24 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo de aquecimento eletrico de tubulacoes |
| US5085276A (en) * | 1990-08-29 | 1992-02-04 | Chevron Research And Technology Company | Production of oil from low permeability formations by sequential steam fracturing |
| US5207273A (en) | 1990-09-17 | 1993-05-04 | Production Technologies International Inc. | Method and apparatus for pumping wells |
| US5066852A (en) | 1990-09-17 | 1991-11-19 | Teledyne Ind. Inc. | Thermoplastic end seal for electric heating elements |
| US5182427A (en) | 1990-09-20 | 1993-01-26 | Metcal, Inc. | Self-regulating heater utilizing ferrite-type body |
| JPH04272680A (ja) * | 1990-09-20 | 1992-09-29 | Thermon Mfg Co | スイッチ制御形ゾーン式加熱ケーブル及びその組み立て方法 |
| US5400430A (en) | 1990-10-01 | 1995-03-21 | Nenniger; John E. | Method for injection well stimulation |
| US5517593A (en) | 1990-10-01 | 1996-05-14 | John Nenniger | Control system for well stimulation apparatus with response time temperature rise used in determining heater control temperature setpoint |
| US5247994A (en) | 1990-10-01 | 1993-09-28 | Nenniger John E | Method of stimulating oil wells |
| US5070533A (en) * | 1990-11-07 | 1991-12-03 | Uentech Corporation | Robust electrical heating systems for mineral wells |
| US5060287A (en) | 1990-12-04 | 1991-10-22 | Shell Oil Company | Heater utilizing copper-nickel alloy core |
| US5217076A (en) * | 1990-12-04 | 1993-06-08 | Masek John A | Method and apparatus for improved recovery of oil from porous, subsurface deposits (targevcir oricess) |
| US5065818A (en) | 1991-01-07 | 1991-11-19 | Shell Oil Company | Subterranean heaters |
| US5190405A (en) | 1990-12-14 | 1993-03-02 | Shell Oil Company | Vacuum method for removing soil contaminants utilizing thermal conduction heating |
| SU1836876A3 (ru) | 1990-12-29 | 1994-12-30 | Смешанное научно-техническое товарищество по разработке техники и технологии для подземной электроэнергетики | Способ отработки угольных пластов и комплекс оборудования для его осуществления |
| US5626190A (en) | 1991-02-06 | 1997-05-06 | Moore; Boyd B. | Apparatus for protecting electrical connection from moisture in a hazardous area adjacent a wellhead barrier for an underground well |
| US5289882A (en) | 1991-02-06 | 1994-03-01 | Boyd B. Moore | Sealed electrical conductor method and arrangement for use with a well bore in hazardous areas |
| US5261490A (en) | 1991-03-18 | 1993-11-16 | Nkk Corporation | Method for dumping and disposing of carbon dioxide gas and apparatus therefor |
| US5102551A (en) * | 1991-04-29 | 1992-04-07 | Texaco Inc. | Membrane process for treating a mixture containing dewaxed oil and dewaxing solvent |
| US5093002A (en) | 1991-04-29 | 1992-03-03 | Texaco Inc. | Membrane process for treating a mixture containing dewaxed oil and dewaxing solvent |
| EP0519573B1 (en) | 1991-06-21 | 1995-04-12 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Hydrogenation catalyst and process |
| IT1248535B (it) | 1991-06-24 | 1995-01-19 | Cise Spa | Sistema per misurare il tempo di trasferimento di un'onda sonora |
| US5133406A (en) * | 1991-07-05 | 1992-07-28 | Amoco Corporation | Generating oxygen-depleted air useful for increasing methane production |
| US5215954A (en) | 1991-07-30 | 1993-06-01 | Cri International, Inc. | Method of presulfurizing a hydrotreating, hydrocracking or tail gas treating catalyst |
| JP2788348B2 (ja) * | 1991-08-15 | 1998-08-20 | モービル・オイル・コーポレイション | 炭化水素品質向上方法 |
| US5189283A (en) | 1991-08-28 | 1993-02-23 | Shell Oil Company | Current to power crossover heater control |
| US5168927A (en) | 1991-09-10 | 1992-12-08 | Shell Oil Company | Method utilizing spot tracer injection and production induced transport for measurement of residual oil saturation |
| US5173213A (en) | 1991-11-08 | 1992-12-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrosion and anti-foulant composition and method of use |
| US5347070A (en) | 1991-11-13 | 1994-09-13 | Battelle Pacific Northwest Labs | Treating of solid earthen material and a method for measuring moisture content and resistivity of solid earthen material |
| US5349859A (en) | 1991-11-15 | 1994-09-27 | Scientific Engineering Instruments, Inc. | Method and apparatus for measuring acoustic wave velocity using impulse response |
| US5158681A (en) * | 1991-11-21 | 1992-10-27 | Separation Dynamics International Ltd. | Dual membrane process for removing organic compounds from the water |
| DE69209466T2 (de) | 1991-12-16 | 1996-08-14 | Inst Francais Du Petrole | Aktive oder passive Überwachungsanordnung für unterirdische Lagerstätte mittels fester Stationen |
| CA2058255C (en) * | 1991-12-20 | 1997-02-11 | Roland P. Leaute | Recovery and upgrading of hydrocarbons utilizing in situ combustion and horizontal wells |
| US5246071A (en) * | 1992-01-31 | 1993-09-21 | Texaco Inc. | Steamflooding with alternating injection and production cycles |
| US5420402A (en) | 1992-02-05 | 1995-05-30 | Iit Research Institute | Methods and apparatus to confine earth currents for recovery of subsurface volatiles and semi-volatiles |
| US5211230A (en) | 1992-02-21 | 1993-05-18 | Mobil Oil Corporation | Method for enhanced oil recovery through a horizontal production well in a subsurface formation by in-situ combustion |
| GB9207174D0 (en) | 1992-04-01 | 1992-05-13 | Raychem Sa Nv | Method of forming an electrical connection |
| US5332036A (en) | 1992-05-15 | 1994-07-26 | The Boc Group, Inc. | Method of recovery of natural gases from underground coal formations |
| MY108830A (en) | 1992-06-09 | 1996-11-30 | Shell Int Research | Method of completing an uncased section of a borehole |
| US5226961A (en) | 1992-06-12 | 1993-07-13 | Shell Oil Company | High temperature wellbore cement slurry |
| US5297626A (en) | 1992-06-12 | 1994-03-29 | Shell Oil Company | Oil recovery process |
| US5392854A (en) | 1992-06-12 | 1995-02-28 | Shell Oil Company | Oil recovery process |
| US5255742A (en) | 1992-06-12 | 1993-10-26 | Shell Oil Company | Heat injection process |
| US5236039A (en) | 1992-06-17 | 1993-08-17 | General Electric Company | Balanced-line RF electrode system for use in RF ground heating to recover oil from oil shale |
| US5295763A (en) * | 1992-06-30 | 1994-03-22 | Chambers Development Co., Inc. | Method for controlling gas migration from a landfill |
| US5275726A (en) | 1992-07-29 | 1994-01-04 | Exxon Research & Engineering Co. | Spiral wound element for separation |
| US5282957A (en) * | 1992-08-19 | 1994-02-01 | Betz Laboratories, Inc. | Methods for inhibiting polymerization of hydrocarbons utilizing a hydroxyalkylhydroxylamine |
| US5305829A (en) * | 1992-09-25 | 1994-04-26 | Chevron Research And Technology Company | Oil production from diatomite formations by fracture steamdrive |
| US5229583A (en) | 1992-09-28 | 1993-07-20 | Shell Oil Company | Surface heating blanket for soil remediation |
| US5339904A (en) | 1992-12-10 | 1994-08-23 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery optimization using a well having both horizontal and vertical sections |
| US5256297A (en) * | 1992-12-17 | 1993-10-26 | Exxon Research And Engineering Company | Multi-stage ultrafiltration process (OP-3711) |
| CA2096034C (en) * | 1993-05-07 | 1996-07-02 | Kenneth Edwin Kisman | Horizontal well gravity drainage combustion process for oil recovery |
| US5360067A (en) | 1993-05-17 | 1994-11-01 | Meo Iii Dominic | Vapor-extraction system for removing hydrocarbons from soil |
| CA2117571A1 (en) * | 1993-08-30 | 1995-03-01 | Junichi Kubo | Process for hydrotreating heavy hydrocarbon oil |
| US5377756A (en) | 1993-10-28 | 1995-01-03 | Mobil Oil Corporation | Method for producing low permeability reservoirs using a single well |
| US5388645A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for producing methane-containing gaseous mixtures |
| US5388640A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for producing methane-containing gaseous mixtures |
| US5388641A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for reducing the inert gas fraction in methane-containing gaseous mixtures obtained from underground formations |
| US5388642A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Coalbed methane recovery using membrane separation of oxygen from air |
| US5388643A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Coalbed methane recovery using pressure swing adsorption separation |
| US5566755A (en) | 1993-11-03 | 1996-10-22 | Amoco Corporation | Method for recovering methane from a solid carbonaceous subterranean formation |
| US5411086A (en) | 1993-12-09 | 1995-05-02 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery by enhanced imbitition in low permeability reservoirs |
| US5435666A (en) | 1993-12-14 | 1995-07-25 | Environmental Resources Management, Inc. | Methods for isolating a water table and for soil remediation |
| US5404952A (en) | 1993-12-20 | 1995-04-11 | Shell Oil Company | Heat injection process and apparatus |
| US5433271A (en) | 1993-12-20 | 1995-07-18 | Shell Oil Company | Heat injection process |
| US5411089A (en) | 1993-12-20 | 1995-05-02 | Shell Oil Company | Heat injection process |
| US5425416A (en) * | 1994-01-06 | 1995-06-20 | Enviro-Tech Tools, Inc. | Formation injection tool for down-bore in-situ disposal of undesired fluids |
| MY112792A (en) | 1994-01-13 | 2001-09-29 | Shell Int Research | Method of creating a borehole in an earth formation |
| US5411104A (en) | 1994-02-16 | 1995-05-02 | Conoco Inc. | Coalbed methane drilling |
| CA2144597C (en) | 1994-03-18 | 1999-08-10 | Paul J. Latimer | Improved emat probe and technique for weld inspection |
| US5415231A (en) | 1994-03-21 | 1995-05-16 | Mobil Oil Corporation | Method for producing low permeability reservoirs using steam |
| US5439054A (en) | 1994-04-01 | 1995-08-08 | Amoco Corporation | Method for treating a mixture of gaseous fluids within a solid carbonaceous subterranean formation |
| US5431224A (en) | 1994-04-19 | 1995-07-11 | Mobil Oil Corporation | Method of thermal stimulation for recovery of hydrocarbons |
| FR2719579B1 (fr) * | 1994-05-05 | 1996-06-21 | Inst Francais Du Petrole | Procédé d'alkylation de paraffines. |
| US5409071A (en) | 1994-05-23 | 1995-04-25 | Shell Oil Company | Method to cement a wellbore |
| JPH07316566A (ja) * | 1994-05-27 | 1995-12-05 | Nippon Oil Co Ltd | 重質油の水素化処理方法 |
| ZA954204B (en) | 1994-06-01 | 1996-01-22 | Ashland Chemical Inc | A process for improving the effectiveness of a process catalyst |
| GB2304355A (en) * | 1994-06-28 | 1997-03-19 | Amoco Corp | Oil recovery |
| AU2241695A (en) | 1994-07-18 | 1996-02-16 | Babcock & Wilcox Co., The | Sensor transport system for flash butt welder |
| US5458774A (en) | 1994-07-25 | 1995-10-17 | Mannapperuma; Jatal D. | Corrugated spiral membrane module |
| US5632336A (en) | 1994-07-28 | 1997-05-27 | Texaco Inc. | Method for improving injectivity of fluids in oil reservoirs |
| US5525322A (en) | 1994-10-12 | 1996-06-11 | The Regents Of The University Of California | Method for simultaneous recovery of hydrogen from water and from hydrocarbons |
| US5553189A (en) | 1994-10-18 | 1996-09-03 | Shell Oil Company | Radiant plate heater for treatment of contaminated surfaces |
| US5624188A (en) | 1994-10-20 | 1997-04-29 | West; David A. | Acoustic thermometer |
| US5498960A (en) | 1994-10-20 | 1996-03-12 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas in reservoirs |
| US5497087A (en) | 1994-10-20 | 1996-03-05 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas reservoirs |
| US5554453A (en) | 1995-01-04 | 1996-09-10 | Energy Research Corporation | Carbonate fuel cell system with thermally integrated gasification |
| US6088294A (en) | 1995-01-12 | 2000-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with an acoustic measurement-while-driving system for determining parameters of interest and controlling the drilling direction |
| WO1996021871A1 (en) | 1995-01-12 | 1996-07-18 | Baker Hughes Incorporated | A measurement-while-drilling acoustic system employing multiple, segmented transmitters and receivers |
| DE19505517A1 (de) | 1995-02-10 | 1996-08-14 | Siegfried Schwert | Verfahren zum Herausziehen eines im Erdreich verlegten Rohres |
| US5621844A (en) | 1995-03-01 | 1997-04-15 | Uentech Corporation | Electrical heating of mineral well deposits using downhole impedance transformation networks |
| CA2152521C (en) | 1995-03-01 | 2000-06-20 | Jack E. Bridges | Low flux leakage cables and cable terminations for a.c. electrical heating of oil deposits |
| DE19507584C2 (de) | 1995-03-04 | 1997-06-12 | Geesthacht Gkss Forschung | Strahlenchemisch modifizierte Silikonkompositmembran für die Ultrafiltration |
| US5935421A (en) | 1995-05-02 | 1999-08-10 | Exxon Research And Engineering Company | Continuous in-situ combination process for upgrading heavy oil |
| US5911898A (en) | 1995-05-25 | 1999-06-15 | Electric Power Research Institute | Method and apparatus for providing multiple autoregulated temperatures |
| US5571403A (en) | 1995-06-06 | 1996-11-05 | Texaco Inc. | Process for extracting hydrocarbons from diatomite |
| CA2167486C (en) * | 1995-06-20 | 2004-11-30 | Nowsco Well Service, Inc. | Coiled tubing composite |
| US5824214A (en) * | 1995-07-11 | 1998-10-20 | Mobil Oil Corporation | Method for hydrotreating and upgrading heavy crude oil during production |
| US5899958A (en) | 1995-09-11 | 1999-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Logging while drilling borehole imaging and dipmeter device |
| US5759022A (en) | 1995-10-16 | 1998-06-02 | Gas Research Institute | Method and system for reducing NOx and fuel emissions in a furnace |
| US5890840A (en) * | 1995-12-08 | 1999-04-06 | Carter, Jr.; Ernest E. | In situ construction of containment vault under a radioactive or hazardous waste site |
| EP0870100B1 (en) | 1995-12-27 | 2000-03-29 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Flameless combustor and method |
| IE960011A1 (en) * | 1996-01-10 | 1997-07-16 | Padraig Mcalister | Structural ice composites, processes for their construction¹and their use as artificial islands and other fixed and¹floating structures |
| US5751895A (en) | 1996-02-13 | 1998-05-12 | Eor International, Inc. | Selective excitation of heating electrodes for oil wells |
| US5826655A (en) | 1996-04-25 | 1998-10-27 | Texaco Inc | Method for enhanced recovery of viscous oil deposits |
| US5652389A (en) | 1996-05-22 | 1997-07-29 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of Commerce | Non-contact method and apparatus for inspection of inertia welds |
| CA2177726C (en) | 1996-05-29 | 2000-06-27 | Theodore Wildi | Low-voltage and low flux density heating system |
| US5769569A (en) | 1996-06-18 | 1998-06-23 | Southern California Gas Company | In-situ thermal desorption of heavy hydrocarbons in vadose zone |
| US5828797A (en) | 1996-06-19 | 1998-10-27 | Meggitt Avionics, Inc. | Fiber optic linked flame sensor |
| EP0909258A1 (en) | 1996-06-21 | 1999-04-21 | Syntroleum Corporation | Synthesis gas production system and method |
| PE17599A1 (es) | 1996-07-09 | 1999-02-22 | Syntroleum Corp | Procedimiento para convertir gases a liquidos |
| US5785860A (en) * | 1996-09-13 | 1998-07-28 | University Of British Columbia | Upgrading heavy oil by ultrafiltration using ceramic membrane |
| US5782301A (en) * | 1996-10-09 | 1998-07-21 | Baker Hughes Incorporated | Oil well heater cable |
| US6079499A (en) | 1996-10-15 | 2000-06-27 | Shell Oil Company | Heater well method and apparatus |
| US6056057A (en) | 1996-10-15 | 2000-05-02 | Shell Oil Company | Heater well method and apparatus |
| US5861137A (en) * | 1996-10-30 | 1999-01-19 | Edlund; David J. | Steam reformer with internal hydrogen purification |
| US7462207B2 (en) * | 1996-11-18 | 2008-12-09 | Bp Oil International Limited | Fuel composition |
| US5862858A (en) * | 1996-12-26 | 1999-01-26 | Shell Oil Company | Flameless combustor |
| US6427124B1 (en) | 1997-01-24 | 2002-07-30 | Baker Hughes Incorporated | Semblance processing for an acoustic measurement-while-drilling system for imaging of formation boundaries |
| US6039121A (en) | 1997-02-20 | 2000-03-21 | Rangewest Technologies Ltd. | Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons |
| US5744025A (en) | 1997-02-28 | 1998-04-28 | Shell Oil Company | Process for hydrotreating metal-contaminated hydrocarbonaceous feedstock |
| GB9704181D0 (en) | 1997-02-28 | 1997-04-16 | Thompson James | Apparatus and method for installation of ducts |
| US5926437A (en) | 1997-04-08 | 1999-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for seismic exploration |
| US5802870A (en) * | 1997-05-02 | 1998-09-08 | Uop Llc | Sorption cooling process and system |
| EA200100863A1 (ru) | 1997-05-02 | 2002-08-29 | Сенсор Хайвей Лимитед | Приводимая в действие от световой энергии система, предназначенная для использования в скважине, и способ добычи из пласта жидкостей через скважину |
| WO1998050179A1 (en) | 1997-05-07 | 1998-11-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Remediation method |
| US6023554A (en) | 1997-05-20 | 2000-02-08 | Shell Oil Company | Electrical heater |
| US5997214A (en) | 1997-06-05 | 1999-12-07 | Shell Oil Company | Remediation method |
| US6102122A (en) | 1997-06-11 | 2000-08-15 | Shell Oil Company | Control of heat injection based on temperature and in-situ stress measurement |
| US6112808A (en) | 1997-09-19 | 2000-09-05 | Isted; Robert Edward | Method and apparatus for subterranean thermal conditioning |
| US5984010A (en) | 1997-06-23 | 1999-11-16 | Elias; Ramon | Hydrocarbon recovery systems and methods |
| CA2208767A1 (en) | 1997-06-26 | 1998-12-26 | Reginald D. Humphreys | Tar sands extraction process |
| US5868202A (en) | 1997-09-22 | 1999-02-09 | Tarim Associates For Scientific Mineral And Oil Exploration Ag | Hydrologic cells for recovery of hydrocarbons or thermal energy from coal, oil-shale, tar-sands and oil-bearing formations |
| US5962763A (en) * | 1997-11-21 | 1999-10-05 | Shell Oil Company | Atmospheric distillation of hydrocarbons-containing liquid streams |
| US6354373B1 (en) | 1997-11-26 | 2002-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable tubing for a well bore hole and method of expanding |
| US6152987A (en) | 1997-12-15 | 2000-11-28 | Worcester Polytechnic Institute | Hydrogen gas-extraction module and method of fabrication |
| US6094048A (en) | 1997-12-18 | 2000-07-25 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas reservoirs |
| NO305720B1 (no) | 1997-12-22 | 1999-07-12 | Eureka Oil Asa | FremgangsmÕte for Õ °ke oljeproduksjonen fra et oljereservoar |
| US6026914A (en) * | 1998-01-28 | 2000-02-22 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Wellbore profiling system |
| US6035949A (en) * | 1998-02-03 | 2000-03-14 | Altschuler; Sidney J. | Methods for installing a well in a subterranean formation |
| MA24902A1 (fr) | 1998-03-06 | 2000-04-01 | Shell Int Research | Rechauffeur electrique |
| US6540018B1 (en) | 1998-03-06 | 2003-04-01 | Shell Oil Company | Method and apparatus for heating a wellbore |
| US6035701A (en) * | 1998-04-15 | 2000-03-14 | Lowry; William E. | Method and system to locate leaks in subsurface containment structures using tracer gases |
| MXPA00011041A (es) | 1998-05-12 | 2003-08-01 | Lockheed Corp | Proceso para optimizar mediciones gradiometricas de la gravedad. |
| US6016867A (en) | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Upgrading and recovery of heavy crude oils and natural bitumens by in situ hydrovisbreaking |
| US6016868A (en) | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Production of synthetic crude oil from heavy hydrocarbons recovered by in situ hydrovisbreaking |
| US5958365A (en) * | 1998-06-25 | 1999-09-28 | Atlantic Richfield Company | Method of producing hydrogen from heavy crude oil using solvent deasphalting and partial oxidation methods |
| US6130398A (en) | 1998-07-09 | 2000-10-10 | Illinois Tool Works Inc. | Plasma cutter for auxiliary power output of a power source |
| US6180008B1 (en) * | 1998-07-30 | 2001-01-30 | W. R. Grace & Co.-Conn. | Polyimide membranes for hyperfiltration recovery of aromatic solvents |
| NO984235L (no) | 1998-09-14 | 2000-03-15 | Cit Alcatel | Oppvarmingssystem for metallrør for rõoljetransport |
| US6388947B1 (en) | 1998-09-14 | 2002-05-14 | Tomoseis, Inc. | Multi-crosswell profile 3D imaging and method |
| FR2784687B1 (fr) * | 1998-10-14 | 2000-11-17 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'hydrotraitement d'une fraction lourde d'hydrocarbures avec reacteurs permutables et introduction d'un distillat moyen |
| US6192748B1 (en) | 1998-10-30 | 2001-02-27 | Computalog Limited | Dynamic orienting reference system for directional drilling |
| US5968349A (en) | 1998-11-16 | 1999-10-19 | Bhp Minerals International Inc. | Extraction of bitumen from bitumen froth and biotreatment of bitumen froth tailings generated from tar sands |
| US20040035582A1 (en) | 2002-08-22 | 2004-02-26 | Zupanick Joseph A. | System and method for subterranean access |
| US6123830A (en) * | 1998-12-30 | 2000-09-26 | Exxon Research And Engineering Co. | Integrated staged catalytic cracking and staged hydroprocessing process |
| US6609761B1 (en) * | 1999-01-08 | 2003-08-26 | American Soda, Llp | Sodium carbonate and sodium bicarbonate production from nahcolitic oil shale |
| US6078868A (en) | 1999-01-21 | 2000-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Reference signal encoding for seismic while drilling measurement |
| US6196314B1 (en) * | 1999-02-15 | 2001-03-06 | Baker Hughes Incorporated | Insoluble salt control system and method |
| US6218333B1 (en) | 1999-02-15 | 2001-04-17 | Shell Oil Company | Preparation of a hydrotreating catalyst |
| US6155117A (en) | 1999-03-18 | 2000-12-05 | Mcdermott Technology, Inc. | Edge detection and seam tracking with EMATs |
| US6561269B1 (en) * | 1999-04-30 | 2003-05-13 | The Regents Of The University Of California | Canister, sealing method and composition for sealing a borehole |
| US6110358A (en) | 1999-05-21 | 2000-08-29 | Exxon Research And Engineering Company | Process for manufacturing improved process oils using extraction of hydrotreated distillates |
| US6257334B1 (en) * | 1999-07-22 | 2001-07-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Steam-assisted gravity drainage heavy oil recovery process |
| US6269310B1 (en) | 1999-08-25 | 2001-07-31 | Tomoseis Corporation | System for eliminating headwaves in a tomographic process |
| US6196350B1 (en) * | 1999-10-06 | 2001-03-06 | Tomoseis Corporation | Apparatus and method for attenuating tube waves in a borehole |
| US6193010B1 (en) | 1999-10-06 | 2001-02-27 | Tomoseis Corporation | System for generating a seismic signal in a borehole |
| US6288372B1 (en) | 1999-11-03 | 2001-09-11 | Tyco Electronics Corporation | Electric cable having braidless polymeric ground plane providing fault detection |
| US6353706B1 (en) * | 1999-11-18 | 2002-03-05 | Uentech International Corporation | Optimum oil-well casing heating |
| US6422318B1 (en) | 1999-12-17 | 2002-07-23 | Scioto County Regional Water District #1 | Horizontal well system |
| US6633236B2 (en) | 2000-01-24 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters |
| US6679332B2 (en) * | 2000-01-24 | 2004-01-20 | Shell Oil Company | Petroleum well having downhole sensors, communication and power |
| US7259688B2 (en) | 2000-01-24 | 2007-08-21 | Shell Oil Company | Wireless reservoir production control |
| US6715550B2 (en) * | 2000-01-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | Controllable gas-lift well and valve |
| WO2001060951A1 (en) * | 2000-02-16 | 2001-08-23 | Indian Oil Corporation Limited | A multi stage selective catalytic cracking process and a system for producing high yield of middle distillate products from heavy hydrocarbon feedstocks |
| DE60119898T2 (de) | 2000-03-02 | 2007-05-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Gesteuerte chemikalieneinspritzung in einem bohrloch |
| US7170424B2 (en) * | 2000-03-02 | 2007-01-30 | Shell Oil Company | Oil well casting electrical power pick-off points |
| MY128294A (en) | 2000-03-02 | 2007-01-31 | Shell Int Research | Use of downhole high pressure gas in a gas-lift well |
| US6357526B1 (en) | 2000-03-16 | 2002-03-19 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Field upgrading of heavy oil and bitumen |
| US6485232B1 (en) | 2000-04-14 | 2002-11-26 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Low cost, self regulating heater for use in an in situ thermal desorption soil remediation system |
| US6918444B2 (en) * | 2000-04-19 | 2005-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock |
| GB0009662D0 (en) | 2000-04-20 | 2000-06-07 | Scotoil Group Plc | Gas and oil production |
| US6698515B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-03-02 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a relatively slow heating rate |
| US20030085034A1 (en) | 2000-04-24 | 2003-05-08 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a coal formation to produce pyrolsis products |
| US20030066642A1 (en) * | 2000-04-24 | 2003-04-10 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a coal formation producing a mixture with oxygenated hydrocarbons |
| US7096953B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-08-29 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a movable heating element |
| US6588504B2 (en) | 2000-04-24 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation to produce nitrogen and/or sulfur containing formation fluids |
| US6715546B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ production of synthesis gas from a hydrocarbon containing formation through a heat source wellbore |
| US6715548B2 (en) * | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce nitrogen containing formation fluids |
| CN1270051C (zh) | 2000-04-24 | 2006-08-16 | 国际壳牌研究有限公司 | 从含油母质的岩层中就地回收烃的方法 |
| US6584406B1 (en) | 2000-06-15 | 2003-06-24 | Geo-X Systems, Ltd. | Downhole process control method utilizing seismic communication |
| CA2412041A1 (en) | 2000-06-29 | 2002-07-25 | Paulo S. Tubel | Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors |
| FR2813209B1 (fr) | 2000-08-23 | 2002-11-29 | Inst Francais Du Petrole | Catalyseur bimetallique supporte comportant une forte interaction entre un metal du groupe viii et de l'etain et son utilisation dans un procede de reformage catalytique |
| US6585046B2 (en) | 2000-08-28 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Live well heater cable |
| US6541524B2 (en) * | 2000-11-08 | 2003-04-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for transporting Fischer-Tropsch products |
| US6412559B1 (en) | 2000-11-24 | 2002-07-02 | Alberta Research Council Inc. | Process for recovering methane and/or sequestering fluids |
| US20020110476A1 (en) | 2000-12-14 | 2002-08-15 | Maziasz Philip J. | Heat and corrosion resistant cast stainless steels with improved high temperature strength and ductility |
| US20020112987A1 (en) | 2000-12-15 | 2002-08-22 | Zhiguo Hou | Slurry hydroprocessing for heavy oil upgrading using supported slurry catalysts |
| US6649061B2 (en) * | 2000-12-28 | 2003-11-18 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Membrane process for separating sulfur compounds from FCC light naphtha |
| US20020112890A1 (en) | 2001-01-22 | 2002-08-22 | Wentworth Steven W. | Conduit pulling apparatus and method for use in horizontal drilling |
| US6872231B2 (en) * | 2001-02-08 | 2005-03-29 | Bp Corporation North America Inc. | Transportation fuels |
| US6827845B2 (en) * | 2001-02-08 | 2004-12-07 | Bp Corporation North America Inc. | Preparation of components for refinery blending of transportation fuels |
| US6821501B2 (en) | 2001-03-05 | 2004-11-23 | Shell Oil Company | Integrated flameless distributed combustion/steam reforming membrane reactor for hydrogen production and use thereof in zero emissions hybrid power system |
| US20020153141A1 (en) | 2001-04-19 | 2002-10-24 | Hartman Michael G. | Method for pumping fluids |
| US6531516B2 (en) * | 2001-03-27 | 2003-03-11 | Exxonmobil Research & Engineering Co. | Integrated bitumen production and gas conversion |
| US7040400B2 (en) | 2001-04-24 | 2006-05-09 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a relatively impermeable formation using an open wellbore |
| US6951247B2 (en) | 2001-04-24 | 2005-10-04 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation using horizontal heat sources |
| US7055600B2 (en) | 2001-04-24 | 2006-06-06 | Shell Oil Company | In situ thermal recovery from a relatively permeable formation with controlled production rate |
| ATE384852T1 (de) * | 2001-04-24 | 2008-02-15 | Shell Int Research | Verfahren zur in situ gewinnung aus einer teersandformation und ein nach diesem verfahren hergestellter mischungszusatz |
| JP2002338968A (ja) * | 2001-05-11 | 2002-11-27 | New Business Trading:Kk | オイルサンド油の回収方法 |
| CA2351272C (en) * | 2001-06-22 | 2009-09-15 | Petro Sep International Ltd. | Membrane-assisted fluid separation apparatus and method |
| US20030029617A1 (en) * | 2001-08-09 | 2003-02-13 | Anadarko Petroleum Company | Apparatus, method and system for single well solution-mining |
| RU2311441C2 (ru) * | 2001-10-18 | 2007-11-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Непрерывный способ отделения окрашенных масс и/или асфальтеновых примесей от углеводородной смеси |
| US6846402B2 (en) * | 2001-10-19 | 2005-01-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Thermally stable jet prepared from highly paraffinic distillate fuel component and conventional distillate fuel component |
| US6969123B2 (en) | 2001-10-24 | 2005-11-29 | Shell Oil Company | Upgrading and mining of coal |
| JP4344795B2 (ja) * | 2001-10-24 | 2009-10-14 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | 土壌の伝導熱処理に先立つ凍結バリヤでの土壌の分離 |
| US7165615B2 (en) * | 2001-10-24 | 2007-01-23 | Shell Oil Company | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using conductor-in-conduit heat sources with an electrically conductive material in the overburden |
| US7077199B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-07-18 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil reservoir formation |
| US7104319B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
| US7090013B2 (en) * | 2001-10-24 | 2006-08-15 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids |
| CN100400793C (zh) | 2001-10-24 | 2008-07-09 | 国际壳牌研究有限公司 | 通过u形开口现场加热含烃地层的方法与系统 |
| US6759364B2 (en) | 2001-12-17 | 2004-07-06 | Shell Oil Company | Arsenic removal catalyst and method for making same |
| US6679326B2 (en) | 2002-01-15 | 2004-01-20 | Bohdan Zakiewicz | Pro-ecological mining system |
| US6684948B1 (en) | 2002-01-15 | 2004-02-03 | Marshall T. Savage | Apparatus and method for heating subterranean formations using fuel cells |
| WO2003062590A1 (en) | 2002-01-22 | 2003-07-31 | Presssol Ltd. | Two string drilling system using coil tubing |
| US6958195B2 (en) | 2002-02-19 | 2005-10-25 | Utc Fuel Cells, Llc | Steam generator for a PEM fuel cell power plant |
| US6818333B2 (en) * | 2002-06-03 | 2004-11-16 | Institut Francais Du Petrole | Thin zeolite membrane, its preparation and its use in separation |
| US6709573B2 (en) * | 2002-07-12 | 2004-03-23 | Anthon L. Smith | Process for the recovery of hydrocarbon fractions from hydrocarbonaceous solids |
| US7204327B2 (en) | 2002-08-21 | 2007-04-17 | Presssol Ltd. | Reverse circulation directional and horizontal drilling using concentric drill string |
| WO2004042188A2 (en) * | 2002-11-06 | 2004-05-21 | Canitron Systems, Inc. | Down hole induction heating tool and method of operating and manufacturing same |
| AR041930A1 (es) * | 2002-11-13 | 2005-06-01 | Shell Int Research | Composiciones de combustible diesel |
| US7048051B2 (en) * | 2003-02-03 | 2006-05-23 | Gen Syn Fuels | Recovery of products from oil shale |
| FR2853904B1 (fr) * | 2003-04-15 | 2007-11-16 | Air Liquide | Procede de production de liquides hydrocarbones mettant en oeuvre un procede fischer-tropsch |
| US6951250B2 (en) * | 2003-05-13 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods of using the same to isolate a subterranean zone from a disposal well |
| GB0312394D0 (en) * | 2003-05-30 | 2003-07-02 | Weir Westgarth Ltd | Filtration apparatus and method |
| CN100392206C (zh) * | 2003-06-24 | 2008-06-04 | 埃克森美孚上游研究公司 | 处理地下地层以将有机物转化成可采出的烃的方法 |
| NO20033230D0 (no) * | 2003-07-16 | 2003-07-16 | Statoil Asa | Fremgangsmåte for utvinning og oppgradering av olje |
| US7306735B2 (en) * | 2003-09-12 | 2007-12-11 | General Electric Company | Process for the removal of contaminants from water |
| US7208647B2 (en) * | 2003-09-23 | 2007-04-24 | Synfuels International, Inc. | Process for the conversion of natural gas to reactive gaseous products comprising ethylene |
| US7114880B2 (en) * | 2003-09-26 | 2006-10-03 | Carter Jr Ernest E | Process for the excavation of buried waste |
| US7147057B2 (en) * | 2003-10-06 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore |
| CA2544452A1 (en) * | 2003-11-04 | 2005-05-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for upgrading a liquid hydrocarbon stream with a non-porous or nano-filtration membrane |
| US7282138B2 (en) | 2003-11-05 | 2007-10-16 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Multistage removal of heteroatoms and wax from distillate fuel |
| US7811445B2 (en) | 2003-12-19 | 2010-10-12 | Shell Oil Company | Systems and methods of producing a crude product |
| BRPI0405581A (pt) * | 2003-12-19 | 2005-09-20 | Shell Int Research | Produto de petróleo bruto e método de produzir combustìvel de transporte, combustìvel de aquecimento, lubrificantes ou substâncias quìmicas |
| US7674370B2 (en) | 2003-12-19 | 2010-03-09 | Shell Oil Company | Systems, methods, and catalysts for producing a crude product |
| US7354507B2 (en) * | 2004-03-17 | 2008-04-08 | Conocophillips Company | Hydroprocessing methods and apparatus for use in the preparation of liquid hydrocarbons |
| ATE414840T1 (de) * | 2004-04-23 | 2008-12-15 | Shell Int Research | Zur erwärmung von unterirdischen formationen verwendete temperaturbegrenzte heizvorrichtungen |
| FR2871167B1 (fr) * | 2004-06-04 | 2006-08-04 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'amelioration de coupes essences et de transformation en gazoles |
| US7582203B2 (en) | 2004-08-10 | 2009-09-01 | Shell Oil Company | Hydrocarbon cracking process for converting gas oil preferentially to middle distillate and lower olefins |
| US20060231461A1 (en) | 2004-08-10 | 2006-10-19 | Weijian Mo | Method and apparatus for making a middle distillate product and lower olefins from a hydrocarbon feedstock |
| JP2008515618A (ja) | 2004-10-11 | 2008-05-15 | シエル・インターナシヨナル・リサーチ・マートスハツペイ・ベー・ヴエー | 炭化水素混合物から着色物質および／またはアスファルテン不純物を分離する方法 |
| US20060096920A1 (en) * | 2004-11-05 | 2006-05-11 | General Electric Company | System and method for conditioning water |
| CA2606215C (en) * | 2005-04-21 | 2015-06-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
| EP1871986A1 (en) | 2005-04-22 | 2008-01-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Varying properties along lengths of temperature limited heaters |
| US7575053B2 (en) * | 2005-04-22 | 2009-08-18 | Shell Oil Company | Low temperature monitoring system for subsurface barriers |
| US8606091B2 (en) | 2005-10-24 | 2013-12-10 | Shell Oil Company | Subsurface heaters with low sulfidation rates |
| 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 |
| AU2007240367B2 (en) | 2006-04-21 | 2011-04-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | High strength alloys |
| US7644993B2 (en) * | 2006-04-21 | 2010-01-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
| CN101595273B (zh) | 2006-10-13 | 2013-01-02 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位页岩油开发的优化的井布置 |
| AU2007313388B2 (en) | 2006-10-13 | 2013-01-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Heating an organic-rich rock formation in situ to produce products with improved properties |
| GB2456251B (en) * | 2006-10-20 | 2011-03-16 | Shell Int Research | Heating hydrocarbon containing formations in a spiral startup staged sequence |
| US20080216323A1 (en) * | 2007-03-09 | 2008-09-11 | Eveready Battery Company, Inc. | Shaving preparation delivery system for wet shaving system |
| US7832484B2 (en) | 2007-04-20 | 2010-11-16 | Shell Oil Company | Molten salt as a heat transfer fluid for heating a subsurface formation |
| CN101680284B (zh) | 2007-05-15 | 2013-05-15 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位转化富含有机物岩层的井下燃烧器井 |
| CA2698564C (en) | 2007-10-19 | 2014-08-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ oxidation of subsurface formations |
| US8162405B2 (en) | 2008-04-18 | 2012-04-24 | Shell Oil Company | Using tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
-
2006
- 2006-10-20 US US11/584,801 patent/US8606091B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 AU AU2006306476A patent/AU2006306476B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 KR KR1020087012435A patent/KR101359313B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 JP JP2008537808A patent/JP5570723B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 AU AU2006306404A patent/AU2006306404B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 AU AU2006306472A patent/AU2006306472B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 CA CA2626972A patent/CA2626972C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 KR KR1020087012429A patent/KR20080064889A/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 US US11/585,302 patent/US7559367B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/041185 patent/WO2007050477A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 US US11/584,429 patent/US7562706B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 AU AU2006306411A patent/AU2006306411B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 NZ NZ567658A patent/NZ567658A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 CA CA2626946A patent/CA2626946C/en active Active
- 2006-10-20 CA CA2626959A patent/CA2626959C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 AU AU2006306414A patent/AU2006306414B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 EP EP06826326A patent/EP1941001A2/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 CA CA2626965A patent/CA2626965C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 EA EA200801155A patent/EA013513B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EP EP06826428A patent/EP1941128A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 NZ NZ567706A patent/NZ567706A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/041183 patent/WO2007050476A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 JP JP2008537804A patent/JP5214458B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 AU AU2006340864A patent/AU2006340864B9/en not_active Ceased
- 2006-10-20 KR KR1020137028764A patent/KR20140003620A/ko not_active Application Discontinuation
- 2006-10-20 CA CA2626905A patent/CA2626905C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 US US11/584,804 patent/US7556095B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 KR KR1020087012448A patent/KR101434259B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EA EA200801152A patent/EA013579B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EA EA200801154A patent/EA012941B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EP EP06836450A patent/EP1941006A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 EP EP06826389A patent/EP1941126A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040971 patent/WO2007111642A2/en active Application Filing
- 2006-10-20 JP JP2008537823A patent/JP5456318B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 US US11/584,427 patent/US7559368B2/en active Active
- 2006-10-20 GB GB0806000A patent/GB2451311A/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 AU AU2006306471A patent/AU2006306471B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 US US11/584,819 patent/US7584789B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 EP EP06836414A patent/EP1941003B1/en not_active Not-in-force
- 2006-10-20 US US11/584,802 patent/US7635025B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/041122 patent/WO2007050469A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 EP EP06826327A patent/EP1941002A2/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 NZ NZ567656A patent/NZ567656A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 KR KR1020087012469A patent/KR101434232B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040990 patent/WO2007050449A2/en active Application Filing
- 2006-10-20 NZ NZ568140A patent/NZ568140A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 KR KR1020087012458A patent/KR101434248B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 NZ NZ567257A patent/NZ567257A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 US US11/584,803 patent/US7591310B2/en active Active
- 2006-10-20 EA EA200801157A patent/EA016412B9/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EA EA200801156A patent/EA014215B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 CA CA002626319A patent/CA2626319A1/en not_active Abandoned
- 2006-10-20 DE DE602006020314T patent/DE602006020314D1/de active Active
- 2006-10-20 US US11/584,817 patent/US7581589B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 EP EP06836413A patent/EP1941125A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 KR KR1020087012317A patent/KR101348117B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 NZ NZ567657A patent/NZ567657A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040980 patent/WO2007050445A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 US US11/584,816 patent/US20070131428A1/en not_active Abandoned
- 2006-10-20 AT AT06836414T patent/ATE499428T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 US US11/584,799 patent/US7549470B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 EA EA200801151A patent/EA013253B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 KR KR1020087012438A patent/KR20080059331A/ko active Application Filing
- 2006-10-20 JP JP2008537817A patent/JP5441412B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 JP JP2008537822A patent/JP5441413B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 NZ NZ567255A patent/NZ567255A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EA EA200801153A patent/EA015618B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 AU AU2006306475A patent/AU2006306475B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 EA EA200801150A patent/EA014196B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040991 patent/WO2007050450A2/en active Application Filing
- 2006-10-20 NZ NZ567705A patent/NZ567705A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 KR KR1020087011678A patent/KR101434226B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/041197 patent/WO2007050479A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 CA CA2626962A patent/CA2626962C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 JP JP2008537824A patent/JP5214459B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 CA CA2626970A patent/CA2626970C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 US US11/584,805 patent/US7556096B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040981 patent/WO2007050446A2/en active Application Filing
- 2006-10-20 CA CA2626969A patent/CA2626969C/en active Active
- 2006-10-20 NZ NZ567415A patent/NZ567415A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 JP JP2008537807A patent/JP5107928B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 AU AU2006306412A patent/AU2006306412B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 EP EP06826416A patent/EP1941127A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 JP JP2008537803A patent/JP5214457B2/ja not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-04-07 IL IL190657A patent/IL190657A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-07 IL IL190658A patent/IL190658A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190848A patent/IL190848A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190845A patent/IL190845A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190846A patent/IL190846A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190847A patent/IL190847A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190849A patent/IL190849A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190844A patent/IL190844A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-05-19 MA MA30937A patent/MA29953B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30938A patent/MA29954B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30941A patent/MA29957B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30939A patent/MA29955B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30940A patent/MA29956B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30944A patent/MA29960B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30943A patent/MA29959B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30949A patent/MA29965B1/fr unknown
-
2009
- 2009-06-30 US US12/495,307 patent/US20090301724A1/en not_active Abandoned
-
2010
- 2010-12-09 US US12/964,548 patent/US8151880B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5099918A (en) * | 1989-03-14 | 1992-03-31 | Uentech Corporation | Power sources for downhole electrical heating |
| US5285846A (en) * | 1990-03-30 | 1994-02-15 | Framo Developments (Uk) Limited | Thermal mineral extraction system |
| US5142608A (en) * | 1991-04-29 | 1992-08-25 | Meshekow Oil Recovery Corp. | Horizontal steam generator for oil wells |
| US20030178191A1 (en) * | 2000-04-24 | 2003-09-25 | Maher Kevin Albert | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
| US20040140096A1 (en) * | 2002-10-24 | 2004-07-22 | Sandberg Chester Ledlie | Insulated conductor temperature limited heaters |
| WO2004097159A2 (en) * | 2003-04-24 | 2004-11-11 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Thermal processes for subsurface formations |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA014215B1 (ru) | Ограниченный по температуре нагреватель с трубопроводом, по существу, электрически изолированным от пласта | |
| CA2606218C (en) | In situ conversion process systems utilizing wellbores in at least two regions of a formation | |
| JP5149959B2 (ja) | 地下累層用の並列ヒーターシステム | |
| JP5551600B2 (ja) | 地表下地層の加熱用誘導ヒーター | |
| EA010678B1 (ru) | Ограниченные по температуре нагреватели, применяемые для нагревания подземных пластов | |
| EA009586B1 (ru) | Нагреватели с ограниченной температурой для нагревания подземных пластов или скважин | |
| AU2011237622B2 (en) | Low temperature inductive heating of subsurface formations | |
| CN101297096B (zh) | 用于加热含烃地层的系统和方法以及将所述系统安装在地层开口中的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |