EA015618B1 - Способы получения алкилированных углеводородов из текучей среды, полученной способом термической переработки in situ - Google Patents
Способы получения алкилированных углеводородов из текучей среды, полученной способом термической переработки in situ Download PDFInfo
- Publication number
- EA015618B1 EA015618B1 EA200801153A EA200801153A EA015618B1 EA 015618 B1 EA015618 B1 EA 015618B1 EA 200801153 A EA200801153 A EA 200801153A EA 200801153 A EA200801153 A EA 200801153A EA 015618 B1 EA015618 B1 EA 015618B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- stream
- hydrocarbons
- formation
- catalytic cracking
- hydrocarbon
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 206
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 199
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 143
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 82
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 27
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 title abstract description 16
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 title abstract 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 209
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 161
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims abstract description 52
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 44
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 claims abstract description 23
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 claims abstract description 22
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 93
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 claims description 92
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 83
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 59
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 46
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 40
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 35
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 34
- 238000003672 processing method Methods 0.000 claims description 30
- -1 propylene, butylenes Chemical class 0.000 claims description 27
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 26
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 239000012043 crude product Substances 0.000 claims description 24
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 10
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical class CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 7
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical class CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical class CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical class CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000013844 butane Nutrition 0.000 claims description 3
- VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N Isobutene Chemical group CC(C)=C VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 199
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 62
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 56
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 52
- 239000000047 product Substances 0.000 description 46
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 45
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 36
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 28
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 25
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 22
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 22
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 22
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- 239000000463 material Substances 0.000 description 19
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 18
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 18
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 17
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 15
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 14
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 14
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 14
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 13
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 13
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 12
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 11
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 10
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 10
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 9
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 9
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 9
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 9
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 8
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 8
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 8
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N Alumina Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 7
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 7
- 238000001728 nano-filtration Methods 0.000 description 7
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 6
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 6
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 6
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 6
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 5
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 5
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 description 5
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 5
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 5
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 5
- 229920005597 polymer membrane Polymers 0.000 description 5
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 125000000383 tetramethylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 5
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N isopentane Chemical compound CCC(C)C QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000005673 monoalkenes Chemical class 0.000 description 4
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 4
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 3
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 3
- 239000012809 cooling fluid Substances 0.000 description 3
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 3
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 3
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 3
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 3
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 3
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 239000003570 air Substances 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 2
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 2
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N dimethyl butane Natural products CCCC(C)C AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 125000005842 heteroatom Chemical group 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 2
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 2
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000788 1018 steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000006481 Colocasia esculenta Nutrition 0.000 description 1
- 240000004270 Colocasia esculenta var. antiquorum Species 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004962 Polyamide-imide Substances 0.000 description 1
- 239000004697 Polyetherimide Substances 0.000 description 1
- 239000004642 Polyimide Substances 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000000443 aerosol Substances 0.000 description 1
- ILRRQNADMUWWFW-UHFFFAOYSA-K aluminium phosphate Chemical class O1[Al]2OP1(=O)O2 ILRRQNADMUWWFW-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 1
- 229910052790 beryllium Inorganic materials 0.000 description 1
- ATBAMAFKBVZNFJ-UHFFFAOYSA-N beryllium atom Chemical compound [Be] ATBAMAFKBVZNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002551 biofuel Substances 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000012206 bottled water Nutrition 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000011203 carbon fibre reinforced carbon Substances 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 1
- 238000012993 chemical processing Methods 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 150000001925 cycloalkenes Chemical class 0.000 description 1
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005367 electrostatic precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 1
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 1
- 238000009291 froth flotation Methods 0.000 description 1
- 229910052733 gallium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001030 gas--liquid chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 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
- KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L hectorite Chemical compound [Li+].[OH-].[OH-].[Na+].[Mg+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O[Si]([O-])(O1)O[Si]1([O-])O2 KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000271 hectorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012510 hollow fiber Substances 0.000 description 1
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052809 inorganic oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000012184 mineral wax Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 229910052680 mordenite Inorganic materials 0.000 description 1
- 210000003739 neck Anatomy 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000002902 organometallic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010690 paraffinic oil Substances 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 229920002312 polyamide-imide Polymers 0.000 description 1
- 229920001601 polyetherimide Polymers 0.000 description 1
- 229920001721 polyimide Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 1
- 229920002981 polyvinylidene fluoride Polymers 0.000 description 1
- 238000011176 pooling Methods 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005215 recombination Methods 0.000 description 1
- 230000006798 recombination Effects 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 description 1
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 description 1
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000108 ultra-filtration Methods 0.000 description 1
- 229930195735 unsaturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B60—VEHICLES IN GENERAL
- B60L—PROPULSION OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; SUPPLYING ELECTRIC POWER FOR AUXILIARY EQUIPMENT OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRODYNAMIC BRAKE SYSTEMS FOR VEHICLES IN GENERAL; MAGNETIC SUSPENSION OR LEVITATION FOR VEHICLES; MONITORING OPERATING VARIABLES OF ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES; ELECTRIC SAFETY DEVICES FOR ELECTRICALLY-PROPELLED VEHICLES
- B60L1/00—Supplying electric power to auxiliary equipment of vehicles
- B60L1/02—Supplying electric power to auxiliary equipment of vehicles to electric heating circuits
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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]
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Wood Science & Technology (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Transportation (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Resistance Heating (AREA)
- Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
- Working-Up Tar And Pitch (AREA)
- Saccharide Compounds (AREA)
- Compositions Of Oxide Ceramics (AREA)
Abstract
Изобретение предлагает способы получения алкилированных углеводородов, которые включают получение текучей среды формации способом подземной термической переработки in situ; разделение текучей среды формации для получения жидкого потока и первого газового потока, фракционирование жидкого потока для получения, по меньшей мере, второго газового потока и введение первого газового потока и второго газового потока в установку алкилирования для получения алкилированных углеводородов. Первый газовый поток может содержать олефины, и олефины в первом газовом потоке могут увеличивать алкилирование. Второй газовый поток может содержать углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 3.
Description
Настоящее изобретение относится, в общем, к способам и системам для получения углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных формаций, например углеводородсодержащих формаций.
Уровень техники
Углеводороды, полученные из подземных формаций, часто используются в качестве энергетических ресурсов, сырья и потребительских продуктов. Беспокойство по поводу истощения доступных ресурсов углеводородов и беспокойство по поводу снижения в целом качества получаемых углеводородов привели к разработке способов более эффективного извлечения, переработки и/или использования доступных углеводородных ресурсов. Способы ίη кйи могут быть использованы для удаления углеводородных материалов из подземных формаций. Химические и/или физические свойства углеводородного материала в подземной формации могут потребовать их изменения, чтобы позволить более легко удалить углеводородный материал из подземных формаций. Химические и физические изменения могут включать ίη кйи реакции, приводящие к текучим средам, которые можно удалить, изменению состава, растворимости, плотности, фазового состава и/или изменению вязкости углеводородного материала в формации. Текучие среды могут быть, но не ограничены, газом, жидкостью, эмульсией, суспензией и/или потоком твёрдых частиц с текучестью, подобной текучести жидкости.
Текучие среды формации, полученные из подземных формаций с использованием способа термической переработки ίη кйи, могут быть проданы и/или переработаны в коммерческие продукты. Текучие среды формации, полученные способом термической переработки ίη кйи, могут иметь свойства и/или составы, отличающиеся от таковых для текучих сред формации, полученных обычными способами. Текучие среды формации, полученные из подземных формаций с использованием способа термической переработки ίη кйи, могут не соответствовать промышленным стандартам транспортировки и/или коммерческого использования. Таким образом, есть потребность в улучшенных способах и системах для переработки текучих сред формации, полученных из различных углеводородсодержащих формаций.
Краткое раскрытие изобретения
Описанные здесь осуществления, в общем, относятся к способам переработки текучих сред формаций, добытых из подземной формации.
В некоторых осуществлениях изобретение предлагает способ получения алкилированных углеводородов, который включает добычу текучей среды формации способом подземной термической переработки ίη кйи; разделение текучей среды формации для получения жидкого потока и первого газового потока, в котором первый газовый поток содержит олефины; фракционирование жидкого потока для получения, по меньшей мере, второго газового потока, содержащего углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 3, и введение первого газового потока и второго газового потока в установку алкилирования для получения алкилированных углеводородов, где олефины в первом газовом потоке увеличивают алкилирование.
В некоторых осуществлениях изобретение предлагает способ получения алкилированных углеводородов, который включает добычу текучей среды формации способом подземной термической переработки ίη κίΐιι; разделение текучей среды формации для получения жидкого потока; каталитический крекинг по меньшей мере части жидкого потока в первой системе каталитического крекинга для получения сырого продукта; разделение по меньшей мере части сырого продукта на один или более углеводородных потоков, где по меньшей мере один из углеводородных потоков является бензиновым углеводородным потоком; каталитический крекинг по меньшей мере части бензинового углеводородного потока путем введения в контакт бензинового углеводородного потока с катализатором каталитического крекинга во второй системе каталитического крекинга для получения потока сырого олефина и введение потока сырого олефина в установку алкилирования для получения одного или более алкилированных углеводородов.
В дальнейших осуществлениях признаки определённых осуществлений могут быть объединены с признаками других осуществлений. Например, признаки одного осуществления могут быть объединены с признаками любого другого осуществления.
В дальнейших осуществлениях переработку подземных формаций выполняют с применением любых способов, систем или нагревателей, раскрытых в описании.
В дальнейших осуществлениях дополнительные признаки могут быть добавлены к определённым осуществлениям, раскрытым в описании.
Краткое описание чертежей
Преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными специалисту в данной области техники с помощью последующего детального описания и со ссылкой на прилагаемые чертежи, в которых фиг. 1 представляет схематический вид осуществления части системы термической переработки ίη кйи для переработки углеводородсодержащей формации;
фиг. 2 - схематическое осуществление системы переработки смеси, полученной способом термической переработки ίη κίΐιι;
- 1 015618 фиг. 3 - схематическое осуществление системы переработки жидкого потока, полученного способом термической переработки ίη δίΐιι.
В то время как изобретение чувствительно к различным модификациям и альтернативным формам, определённые его осуществления представлены посредством примера в чертежах и могут быть подробно раскрыты в описании. Чертежи не могут быть масштабированы. Следует понимать, однако, что чертежи и их детальное описание не предназначены для ограничения изобретения отдельной раскрытой формой, но, напротив, направлены на охват всех модификаций, эквивалентов и альтернатив, находящихся в объёме притязаний настоящего изобретения, в соответствии с прилагаемой формулой изобретения.
Раскрытие изобретения
Последующее описание, в общем, относится к системам и способам переработки углеводородов в формациях. Такие формации могут быть переработаны для получения углеводородных продуктов, водорода и других продуктов.
Последующее описание, в общем, относится к системам и способам переработки текучей среды, добытой из углеводородсодержащей формации с использованием способа термической переработки ίη 8Йи. Углеводородсодержащие формации могут быть переработаны для получения углеводородных продуктов, водорода, метана и других продуктов.
Углеводороды обычно определяют как молекулы, образованные, прежде всего, атомами углерода и водорода. Углеводороды также могут содержать другие элементы, например галогены, металлы, азот, кислород и/или серу, но не ограничиваются ими. Углеводороды могут быть, но не ограничиваются, керогеном, битумом, пиробитумом, нефтями, натуральными минеральными восками и асфальтитами. Углеводороды могут находиться в или непосредственно примыкать к минеральной матрице в земле. Матрицы могут включать, но не ограничиваются, осадочной породой, песками, силицилитами, карбонатами, диатомитами и другими пористыми средами. Углеводородные текучие среды являются текучими средами, которые содержат углеводороды. Углеводородные текучие среды могут включать, захватывать или быть захваченными неуглеводородными текучими средами, например водородом, азотом, монооксидом углерода, диоксидом углерода, сульфидом водорода, водой и аммиаком.
Формация включает один или более углеводородсодержащих слоёв, один или более неуглеводородных слоёв, вскрышу и/или ложе. Вскрыша и/или ложе включают один или более различных типов непроницаемых материалов. Например, вскрыша и/или ложе могут включать скальную породу, сланец, аргиллит или влажный/напряжённый карбонат. В некоторых осуществлениях способов термической переработки ίη δίΐιι вскрыша и/или ложе могут включать углеводородсодержащий слой или углеводородсодержащие слои, которые относительно непроницаемы и не подвергаются действию температуры в ходе термической переработки ίη чш, которая приводит к существенным изменениям характеристик углеводородсодержащих слоёв вскрыши и/или ложа. Например, ложе может содержать сланец или аргиллит, но ложу не позволяют нагреться до температуры пиролиза в ходе термической переработки ίη δίΐιι. В некоторых случаях, вскрыша и/или ложе могут быть несколько проницаемыми.
Текучие среды формации относятся к текучим средам, присутствующим в формации, и могут включать продукты пиролиза, синтез-газ, текучие среды с приданной подвижностью, текучие среды лёгкого крекинга и воду (пар). Текучие среды формации могут включать углеводородные, также как неуглеводородные текучие среды. Термин текучая среда с приданной подвижностью относится к текучей среде в углеводородсодержащей формации, которая становится текучей в результате термической переработки формации. Текучие среды лёгкого крекинга относятся к текучей среде с вязкостью, которая была снижена в результате термической переработки формации.
Добытые текучие среды относятся к текучим средам, удалённым из формации.
Способ конверсии ίη δίΐιι относится к способу нагрева углеводородсодержащей формации источниками тепла для повышения температуры по меньшей мере части формации выше температуры пиролиза так, чтобы образовывались текучие среды пиролиза в формации.
Углеродное число относится к числу атомов углерода в молекуле. Углеводородная текучая среда может включать различные углеводороды с различными углеродными числами. Углеводородная текучая среда может быть описана распределением углеродных чисел. Углеродные числа и/или распределения углеродных чисел могут быть определены истинным распределением точки кипения и/или газожидкостной хроматографией.
Источником тепла является любая система для передачи тепла по меньшей мере в часть формации, по существу, контактной и/или излучательной теплопередачей. Например, источник тепла может включать электрические нагреватели, например изолированный проводник, удлинённый элемент и/или проводник, расположенный в трубопроводе. Нагреватель также может включать системы, которые производят тепло, сжиганием топлива, вне или в формации. Системами могут быть поверхностные горелки, глубинные горелки, беспламенные распределённые топочные камеры и обычные распределённые топочные камеры. В некоторых осуществлениях тепло, подаваемое к или произведенное одним или более источниками тепла, может быть получено от других источников энергии. Другие источники энергии могут непосредственно нагреть формацию или энергия может быть передана теплоносителю, который непосредственно или косвенно нагревает формацию. Следует понимать, что один или более источников теп
- 2 015618 ла, которые передают тепло в формацию, могут использовать различные источники энергии. Таким образом, например, для данной формации некоторые источники тепла могут подавать тепло от электрических нагревателей сопротивления, некоторые источники тепла могут подавать тепло сгорания и некоторые источники тепла могут подавать тепло из одного или более других источников энергии (например, химических реакций, солнечной энергии, энергии ветра, биомассы или других источников возобновляемой энергии). Химическая реакция может включать экзотермическую реакцию (например, реакцию окисления). Источник тепла также может включать нагреватель, который передаёт тепло в зону, ближайшую и/или окружающую место нагрева, например нагревательную скважину.
Нагреватель представляет собой любую систему или источник тепла для подачи тепла в скважину или вблизи ствола скважины. Нагреватели могут быть, но не ограничиваются, электрическими нагревателями, горелками, топочными камерами, которые реагируют с материалом в формации или полученными из формации, и/или их комбинацией.
Способ термической переработки ίη δίΐιι относится к способу нагрева углеводородсодержащей формации источниками тепла для повышения температуры по меньшей мере части формации выше температуры переведения в текучее состояние, снижения вязкости и/или пиролиза углеводородсодержащего материала так, чтобы в формации образовывались подвижные текучие среды, текучие среды с пониженной вязкостью и/или текучие среды пиролиза.
Термин буровая скважина относится к отверстию в формации, проделанному бурением или введением трубопровода в формацию. Буровая скважина может иметь, по существу, круглое поперечное сечение или другую форму поперечного сечения. В соответствии с использованием в описании термины скважина и отверстие при применении к отверстию в формации могут использоваться взаимозаменяемо с термином буровая скважина.
Пиролизом является разрыв химических связей за счёт применения тепла. Например, пиролиз может включать превращение соединения в одно или более других веществ только нагревом. Тепло может быть передано в секцию формации, чтобы вызвать пиролиз. В некоторых формациях части формации и/или другие материалы в формации могут промотировать пиролиз за счёт каталитической активности.
Текучая среда пиролиза или продукты пиролиза относятся к текучей среде, полученной, по существу, при пиролизе углеводородов. Жидкие продукты реакций пиролиза могут смешаться с другими текучими средами в формации. Смесь следует рассматривать как текучую среду пиролиза или продукт пиролиза. В соответствии с использованием в описании зона пиролиза относится к объёму формации (например, относительно проницаемая формация, такая как формация битуминозных песков), которая реагирует с образованием текучей среды пиролиза.
Крекинг относится к процессу, включающему разложение и рекомбинацию молекул органических соединений для получения большего числа молекул, чем присутствовало первоначально. При крекинге имеет место ряд реакций, сопровождаемых переносом атомов водорода между молекулами. Например, нафта может претерпевать реакцию термического крекинга с образованием этена и Н2.
Лёгкий крекинг относится к разделению молекул в текучей среде в ходе термической переработки и/или к разрушению больших молекул до меньших молекул в ходе термической переработки, что приводит к снижению вязкости текучей среды.
Конденсируемые углеводороды являются углеводородами, которые конденсируются при 25°С и одной атмосфере абсолютного давления. Конденсируемые углеводороды могут включать смесь углеводородов с углеродным числом более 4. Неконденсируемые углеводороды являются углеводородами, которые не конденсируются при 25°С и одной атмосфере абсолютного давления. Неконденсируемые углеводороды могут включать углеводороды с углеродным числом менее 5.
Засорение относится к затруднению и/или замедлению потока одной или более композиций в технологическом аппарате или трубопроводе.
Олефины являются молекулами, которые включают ненасыщенные углеводороды с одной или более неароматическими двойными связями углерод-углерод.
Бензиновые углеводороды относятся к углеводородам с диапазоном точки кипения от 32°С (90°Р) до около 204°С (400°Р). Бензиновые углеводороды включают, но не ограничены, прямогонным бензином, лигроином, бензином каталитического крекинга в кипящем слое или термического крекинга, УВ бензином и бензином коксования. Содержание бензиновых углеводородов определяют Ά8ΤΜ Ό2887.
Лигроин относится к углеводородным компонентам с распределением точки кипения в диапазоне 38-200°С при 0,101 МПа. Содержание лигроина определяют Ά8ΤΜ Ό5307.
Керосин относится к углеводородам с распределением точки кипения в диапазоне 204-260°С при 0,101 МПа. Содержание керосина определяют Ά8ΤΜ Ό2887.
Дизель топливо относится к углеводородам с распределением точки кипения в диапазоне 260-343°С (500-650°Р) при 0,101 МПа. Содержание дизельного топлива определяют Ά8ΤΜ Ό2887.
УОО или вакуумный газойль относится к углеводородам с распределением точки кипения в диапазоне 343-538°С при 0,101 МПа. Содержание УОО определяют Ά8ΤΜ Ό5307.
- 3 015618
Повышение качества относится к повышению качества углеводородов. Например, повышение качества тяжёлых углеводородов может приводить к увеличению плотности в градусах ΑΡΙ тяжёлых углеводородов.
Плотность в градусах ΑΡΙ относится к ΑΡΙ плотности при 15,5°С (60°Р). Плотность в градусах ΑΡΙ определяется Α8ΤΜ Ό6822.
Периодическая таблица относится к Периодической таблице в соответствии с определением Международного союза теоретической и прикладной химии (IυΡΑС), октябрь 2005.
Металл X группы или металлы X группы относится к одному или более металлам X группы Периодической таблицы и/или одному или более соединениям одного или более металлов X группы Периодической таблицы, в которой X соответствует номеру группы (например, 1-12) Периодической таблицы. Например, металлы 6 группы относятся к металлам 6 группы Периодической таблицы и/или соединениям одного или более металлов 6 группы Периодической таблицы.
Элемент X группы или элементы X группы относится к одному или более элементам X группы Периодической таблицы и/или одному или более соединений одного или более элементов X группы Периодической таблицы, в которой X соответствует номеру группы (например, 13-18) Периодической таблицы. Например, элементы 15 группы относятся к элементам 15 группы Периодической таблицы и/или соединениям одного или более элементов 15 группы Периодической таблицы.
В рамках настоящего изобретения вес металла из Периодической таблицы, вес соединения металла из Периодической таблицы, вес элемента из Периодической таблицы или вес соединения элемента из Периодической таблицы рассчитывают как вес металла или вес элемента. Например, если используется 0,1 г МоО3 на 1 г катализатора, расчётный вес металлического молибдена в катализаторе составляет 0,067 г на 1 г катализатора.
Повышение качества относится к повышению качества углеводородов. Например, повышение качества тяжёлых углеводородов может приводить к увеличению плотности в градусах ΑΡΙ тяжёлых углеводородов.
Газойль относится к смеси лёгкого газойля и тяжёлого газойля. Лёгкий газойль относится к углеводородам с распределением точки кипения в диапазоне 430°Р (221°С)-650°Р (343°С), получаемым системой каталитического крекинга в кипящем слое. Содержание лёгкого газойля определяют Α8ΤΜ Ό5307. Тяжёлый газойль относится к углеводородам с распределением точки кипения в диапазоне 650°Р (343 °С) и 800°Р (427°С) системой каталитического крекинга в кипящем слое. Содержание тяжёлого газойля определяют Α8ΤΜ Ό5307.
Октановое число относится к расчётному числовому выражению антидетонационных свойств моторного топлива по сравнению со стандартным образцовым топливом. Расчётное октановое число определяют Α8ΤΜ Ό6730.
Ценосферы относятся к полым частицам, образующимся в тепловых процессах при высоких температурах, когда расплавленные компоненты выдуваются подобно воздушным шарикам при испарении органических компонентов.
Физическая стабильность относится к способности текучей среды формации не приводить к разделению фаз или флоккуляции при транспортировке текучей среды. Физическую стабильность определяют Α8ΤΜ Ό7060.
Химическая стабильность относится к способности транспортируемой текучей среды формации не образовывать полимеры и/или композиции из компонентов текучей среды, которые засоряют трубопроводы, клапаны и/или аппараты.
Фиг. 1 представляет схематический вид осуществления части системы термической переработки ίη 8Йи для переработки углеводородсодержащей формации. Система термической переработки ίη δίΐιι может включать барьерные скважины 200. Барьерные скважины используются для формирования барьера вокруг области переработки. Барьер задерживает поток текучей среды в и/или из области переработки. Барьерные скважины включают, но не ограничены, дренирующими скважинами, вакуумными скважинами, перехватывающими скважинами, нагнетательными скважинами, тампонажными скважинами, скважинами замораживания или их комбинациями. В некоторых осуществлениях барьерные скважины 200 являются дренажными скважинами. Дренажные скважины могут удалять жидкую воду и/или препятствовать вхождению жидкой воды в часть формации, которая будет нагрета, или в нагретую формацию. В осуществлении, изображенном на фиг. 1, барьерные скважины 200 показаны проходящими только вдоль одной стороны источников тепла 202, но барьерные скважины обычно окружают все используемые, или которые будут использованы, источники тепла 202 для нагрева области переработки формации.
Источники тепла 202 помещены по меньшей мере в часть формации. Источники тепла 202 могут включать нагреватели, например изолированные проводники, нагреватели проводник-в-трубопроводе, поверхностные горелки, беспламенные распределённые топочные камеры и/или обычные распределённые топочные камеры. Источники тепла 202 также могут включать другие типы нагревателей. Источники тепла 202 передают тепло по меньшей мере к части формации для нагрева углеводородов в формации. Энергия может подаваться в источники тепла 202 по питающим линиям 204. Питающие линии 204 могут
- 4 015618 различаться структурно в зависимости от типа источника тепла или источников тепла, используемых для нагрева формации. Питающие линии 204 для источников тепла могут подавать электричество для электрических нагревателей, подавать топливо для топочных камер или подавать жидкий теплоноситель, циркулирующий в формации.
При нагреве формации ввод тепла в формацию может вызвать расширение формации и геомеханическое движение. Компьютерное моделирование может спрогнозировать результат нагрева формации. Компьютерное моделирование может использоваться для разработки схемы и последовательности времени включения источников тепла так, чтобы геомеханическое движение формации неблагоприятно не сказывалось на функциональных возможностях источников тепла, добывающих скважин и другого оборудования в формации.
Нагрев формации может вызвать увеличение в проницаемости и/или пористости формации. Увеличение проницаемости и/или пористости может привести к снижению массы в формации из-за испарения и удаления воды, удаления углеводородов и/или образования трещин. Текучая среда может более легко течь в горячей части формации из-за увеличенной проницаемости и/или пористости формации. Текучая среда в горячей части формации может проходить значительное расстояние в формации из-за увеличенной проницаемости и/или пористости. Значительное расстояние может быть более 1000 м в зависимости от различных факторов, например проницаемости формации, свойств текучей среды, температуры формации и градиента давления, обеспечивающих движение текучей среды. Способность текучей среды проходить значительное расстояние в формации позволяет располагать добывающие скважины 206 относительно далеко друг от друга в формации.
Добывающие скважины 206 используются для удаления текучей среды формации из формации. В некоторых осуществлениях добывающая скважина 206 включает источник тепла. Источник тепла в добывающей скважине может нагреть одну или более частей формации в добывающей скважине или вблизи добывающей скважины. В некоторых осуществлениях способа переработки ίη кйи количество тепла, подаваемого в формацию добывающей скважиной на метр добывающей скважины, меньше, чем количество тепла, подаваемого в формацию источником тепла на 1 м источника тепла. Тепло, подаваемое в формацию добывающей скважиной, может увеличить проницаемость формации, примыкающей к добывающей скважине за счет испарения и удаления жидкой фазы текучей среды, примыкающей к добывающей скважине и/или увеличения проницаемости формации, примыкающей к добывающей скважине, за счет формирования макро- и/или микротрещин.
В добывающей скважине может быть размещено более одного источника тепла. Источник тепла в более низкой части добывающей скважины может быть выключен, если за счет суммирования тепла из соседних источников тепла формация нагревается достаточно для того, чтобы препятствовать получению положительного эффекта, обеспечиваемого нагреванием формации добывающей скважиной. В некоторых осуществлениях источник тепла в верхней части добывающей скважины может остаться включённым, после того как источник тепла в более низкой части добывающей скважины отключён. Источник тепла в верхней части скважины может ингибировать конденсацию и стекание текучей среды формации.
В некоторых осуществлениях источник тепла в добывающей скважине 206 даёт возможность удаления паровой фазы текучей среды формации из формации. Нагрев, обеспечиваемый в добывающей скважине или через добывающую скважину, может: (1) ингибировать конденсацию и/или стекание добываемой текучей среды при течении добываемой текучей среды по добывающей скважине вблизи вскрыши, (2) увеличивать теплоподвод в формацию, (3) повышать дебит добывающей скважины по сравнению с добывающей скважиной без источника тепла, (4) ингибировать конденсацию соединений с высоким углеродным числом (С6 и выше) в добывающей скважине и/или (5) повышать проницаемость формации в или вблизи добывающей скважины.
Подземное давление в формации может соответствовать давлению текучей среды, произведённой в формации. С ростом температуры в горячей части формации давление в горячей части формации может увеличиться в результате увеличения генерации текучей среды и испарения воды. Контроль скорости удаления текучей среды из формации может позволить контролировать давление в формации. Давление в формации может быть определено во множестве различных мест, например, рядом с добывающими скважинами или в добывающих скважинах, рядом с источниками тепла или в источниках тепла, или в наблюдательных скважинах.
В некоторых углеводородсодержащих формациях добычу углеводородов из формации сокращают, пока по меньшей мере некоторая часть углеводородов в формации не будет пиролизована. Текучая среда формации может быть добыта из формации, когда текучая среда формации будет заданного качества. В некоторых осуществлениях заданное качество включает плотность в градусах ΑΡΙ по меньшей мере около 20, 30 или 40°. Сокращение добычи, пока по меньшей мере некоторая часть углеводородов не будет пиролизована, может увеличить превращение тяжёлых углеводородов в лёгкие углеводороды. Сокращение начальной добычи может минимизировать добычу тяжёлых углеводородов из формации. Добыча существенных количеств тяжёлых углеводородов может потребовать дорогого оборудования и/или снизить срок службы добывающего оборудования.
- 5 015618
В некоторых углеводородсодержащих формациях углеводороды в формации могут быть нагреты до температуры пиролиза, пока не будет достигнута существенная проницаемость в горячей части формации. Начальный недостаток проницаемости может замедлять транспорт полученных текучих сред к добывающим скважинам 206. В ходе начального нагрева давление текучей среды в формации может увеличиться вблизи источников тепла 202. Увеличенное давление текучей среды может быть сброшено, отрегулировано, изменено и/или может контролироваться при помощи одного или более источников тепла 202. Например, выбранные источники тепла 202 или отдельные скважины сброса давления могут включать клапаны сброса давления, которые дают возможность удалить некоторое количество текучей среды из формации.
В некоторых осуществлениях может быть дана возможность повышению давления, вызванного расширением текучих сред пиролиза или других текучих сред, полученных в формации, хотя открытого стока к добывающим скважинам 206 или любой другой депрессии ещё не существует в формации. Может быть дана возможность давлению увеличиться до литостатического давления. Трещины в углеводородсодержащей формации могут формироваться, когда давление текучей среды приближается к литостатическому давлению. Например, трещины могут формироваться от источников тепла 202 к добывающим скважинам 206 в горячей части формации. Образование трещин в горячей части может уменьшить в некоторой степени давление в части. Давление в формации следует поддерживать ниже заданного давления, чтобы исключить нежелательную добычу, растрескивание вскрыши или ложа и/или коксования углеводородов в формации.
После достижения температуры пиролиза и создания возможности добычи из формации давление может меняться для изменения и/или управления составом добываемой текучей среды формации, управления процентным содержанием конденсируемой текучей среды по отношению к неконденсируемой текучей среде в формации и/или управления градусом плотности по ΑΡΙ добываемой текучей среды формации. Например, снижение давления может привести к большей добыче конденсируемого жидкого компонента. Конденсируемый жидкий компонент может содержать большой процент олефинов.
В некоторых осуществлениях способа термической переработки ίη δίΐιι давление в формации может поддерживаться достаточно высоким для активизации добычи текучей среды формации с градусом плотности по ΑΡΙ более 20°. Поддержание повышенного давления в формации может ингибировать осадку формации в ходе термической переработки ίη δίΐιι. Поддержание повышенного давления могут облегчить добычу паровой фазы текучей среды из формации. Добыча паровой фазы может позволить снизить размер набора трубопроводов, используемого для транспортировки текучих сред, добытых из формации. Поддержание повышенного давления может снизить или устранить необходимость в компрессии текучих сред формации на поверхности для транспортировки текучих сред по набору трубопроводов к средствам переработки.
Поддержание увеличенного давления в горячей части формации может неожиданно позволить добычу больших количеств углеводородов повышенного качества и относительно низкого молекулярного веса. Давление может поддерживаться так, что добытая текучая среда формации содержала минимальное количество соединений с углеродным числом выше выбранного. Выбранное углеродное число может быть не более 25, не более 20, не более 12 или не более 8. Некоторые соединения с высоким углеродным числом могут удерживаться в паровой фазе в формации и могут быть удалены из формации с паром. Поддержание повышенного давления в формации может ингибировать захват соединений с высоким углеродным числом и/или многокольцевых углеводородных соединений паровой фазой. Соединения с высоким углеродным числом и/или многокольцевые углеводородные соединения могут оставаться в жидкой фазе в формации в течение значительного периода времени. Значительные периоды времени могут дать достаточное время для пиролиза соединений с формированием соединений с более низким углеродным числом.
Полагают, что получение углеводородов с относительно низким молекулярным весом частично вызвано автогенным получением и реакцией водорода в части углеводородсодержащей формации. Например, поддержание повышенного давления может вызвать получение водорода в ходе пиролиза жидкой фазы внутри формации. Нагрев части до температуры в диапазоне температуры пиролиза может приводить к пиролизу углеводородов в формации с получением жидкой фазы пиролизованных текучих сред. Компоненты полученной жидкой фазы пиролизованных текучих сред могут содержать двойные связи и/или радикалы. Водород (Н2) в жидкой фазе может снижать содержание двойных связей в полученных пиролизованных текучих средах, снижая, таким образом, вероятность полимеризации или образования длинноцепочечных соединений из полученных пиролизованных текучих сред. Кроме того, Н2 также может нейтрализовать радикалы в полученных пиролизованных текучих средах. Поэтому, Н2 в жидкой фазе может ингибировать реакции полученных пиролизованных текучих сред друг с другом и/или с другими соединениями в формации.
Текучая среда формации, добытая из добывающих скважин 206, может транспортироваться по набору трубопроводов 208 к средствам переработки 210. Текучая среда формации также может быть добыта из источников тепла 202. Например, текучая среда может быть добыта из источников тепла 202 для контроля давления в формации, примыкающей к источникам тепла. Текучая среда, добытая по источни
- 6 015618 кам тепла 202, может транспортироваться по подъёмным трубам или обвязке в набор трубопроводов 208, или добытая текучая среда может транспортироваться по подъёмным трубам или обвязке непосредственно к средствам переработки 210. Средства переработки 210 могут включать устройства разделения, реакционные установки, установки обогащения, топливные ячейки, турбины, ёмкости хранения и/или другие системы и установки для переработки полученных текучих сред формации.
В некоторых осуществлениях текучую среду формации, полученную способом термической переработки ίη 8Йи, направляют в сепаратор для разделения текучей среды формации на один или более жидких потоков и/или один или более газовых потоков способа термической переработки ίη δίΐιι. Жидкие и газовые потоки далее могут быть переработаны до желательных продуктов.
Нагрев части подземной формации может вызвать изменение минеральной структуры формации и образование частиц. Частицы могут быть диспергированы и/или частично растворены в текучей среде формации. Частицы могут содержать металлы и/или соединения металлов 1-2 групп и 4-13 групп Периодической таблицы (например, алюминий, кремний, магний, кальций, калий, натрий, бериллий, литий, хром, магний, медь, цирконий и т.д.). В некоторых осуществлениях частицы включают ценосферы. В некоторых осуществлениях частицы покрыты, например, углеводородами текучей среды формации. В некоторых осуществлениях частицы включают цеолиты.
Концентрация частиц в текучей среде формации может составлять 1-3000, 50-2000 или 100-1000 ррт. Размер частиц может составлять 0,5-200, 5-150, 10-100 или 20-50 мкм.
В некоторых осуществлениях текучая среда формации может включать распределение частиц. Распределение частиц может быть, но не ограничивается, тримодальным или бимодальным распределением. Например, тримодальное распределение частиц может включать 1-50 ррт частиц с размером 5-10 мкм, 2-2000 ррт частиц с размером 50-80 мкм и 1-100 ррт с размером 100-200 мкм. Бимодальное распределение частиц может включить 1-60 ррт частиц с размером 50-60 мкм и 2-2000 ррт частиц с размером 100-200 мкм.
В некоторых осуществлениях частицы могут вступать в контакт с текучей средой формации и катализировать формирование соединений с углеродным числом не более 25, не более 20, не более 12 или не более 8. В некоторых осуществлениях цеолитные частицы могут участвовать в окислении и/или восстановлении текучих сред формации для получения соединений, которые обычно не присутствуют в получаемых текучих средах с использованием традиционных способов получения. Контакт текучей среды формации с водородом в присутствии цеолитных частиц может катализировать восстановление соединений с двойными связями в текучей среде формации.
В некоторых осуществлениях все или часть частиц в получаемой текучей среде могут быть удалены из получаемой текучей среды. Частицы могут быть удалены с использованием центрифуги, промывкой, кислой промывкой, фильтрацией, электростатическим осаждением, пенной флотацией и/или другим типом способа разделения.
Текучая среда формации, полученная способом термической переработки ίη δίΐυ. может быть направлена в сепаратор для разделения потока способа термической переработки ίη Ши на жидкий и газовый потоки способа термической переработки ίη δίΐιι. Жидкий и газовый потоки могут быть далее переработаны для получения желательных продуктов. Когда жидкий поток перерабатывают с использованием, в общем, известных условий получения коммерческих продуктов, технологическое оборудование может быть подвержено неблагоприятному воздействию. Например, технологическое оборудование может засориться. Примеры способов получения коммерческих продуктов включают, но не ограничены таковыми, алкилирование, дистилляцию, каталитический риформинг гидрокрекинга, гидроочистку, гидрирование, гидродесульфуризацию, каталитический крекинг, замедленное коксование, газификацию или их комбинацию. Способы получения коммерческих продуктов описаны в Ке1штд Ргосс55С5 2000 НубгосагЬоо Ргосеккшд, Си1£ РнЫМимд Со., р. 87-142, которая включена в описание ссылкой. Примеры коммерческих продуктов включают, но не ограничены таковыми, дизельное топливо, бензин, углеводородные газы, реактивное топливо, керосин, газойль, вакуумный газойль (УСО) или их смесь.
Технологическое оборудование может засоряться или загрязняться композициями жидкостей способа термической переработки ίη δίΐιι. Засоряющие композиции могут включать, но не ограничены, углеводородами и/или твёрдыми веществами, полученными способом термической переработки ίη δίΐιι. Композиции, которые вызывают засорение, могут быть сформированы в ходе нагрева жидкости способа термической переработки ίη δίΐιι. Композиции могут прикрепляться к частям оборудования и замедлять течение жидкого потока через устройства переработки.
Твёрдые вещества, которые вызывают засорение, могут включать, но не ограничены, металлоорганическими соединениями, неорганическими соединениями, минералами, минеральными соединения, ценосферами, коксом, полусажей и/или их смесями. Твёрдые вещества могут иметь такой размер частиц, что обычная фильтрация не может удалить твёрдые вещества из жидкого потока. Углеводороды, которые вызывают засорение, могут включать, но не ограничены, углеводородами, содержащими гетероатомы, ароматическими углеводородами, циклическими углеводородами, циклическими диолефинами и/или нециклическими диолефинами. В некоторых осуществлениях твёрдые вещества и/или углеводороды, присутствующие в жидкости способа термической переработки ίη кйи, которые вызывают засорение,
- 7 015618 частично растворимы или нерастворимы в жидкости способа термической переработки кйи. В некоторых осуществлениях обычная фильтрация жидкого потока до или в ходе нагрева недостаточна и/или неэффективна для удаления всех или некоторых из соединений, которые засоряют технологическое оборудование.
В некоторых осуществлениях засоряющие композиции, по меньшей мере, частично удаляются из жидкого потока промывкой и/или обессоливанием жидкого потока. В некоторых осуществлениях засорение технологического оборудования ингибируется фильтрованием по меньшей мере части жидкого потока через нанофильтрационную систему. В некоторых осуществлениях засорение технологического оборудования ингибируется гидроочисткой по меньшей мере части жидкого потока. В некоторых осуществлениях по меньшей мере часть жидкого потока нанофильтруется и затем подвергается гидроочистке для удаления композиции, которая может засорить и/или загрязнить технологическое оборудование. Жидкий поток после гидроочистки и/или нанофильтрации может быть далее переработан для получения коммерческих продуктов. В некоторых осуществлениях в жидкий поток вводят добавки против отложений для ингибирования засорения технологического оборудования. Добавки против отложений описаны в И8 5648305 (МапяйеИ е! а1); 5282957 (^и§Ы е! а1); 5173213 (МШег е! а1.); 4840720 (Вей); 4810397 (Оуогаеск) и 4551226 (Рет), все из которых включены в описание ссылкой. Примеры коммерчески доступных добавок включают, но не ограничены таковыми, СЫшее ВО 303, СЫшее ВО 304, СЫшее ВО 305, СЫшее ВО 306, СЫшее ВО 307, СЫшее ВО 308, (поставляемый СЫшее, Воте, Йа1у), СЕ-Ве1х Т11егта1 Ε1ο\ν 7В29, бЕ-ВеЫ РтоСйет 3Р28, Ое Ве1х РтоСйет 3Р18 (поставляемый ОЕ \Уа1ег апб Ргосекк Тес1шо1ощек. Ттеуоке, РА, И8Л).
Фиг. 2 представляет схему осуществления системы получения сырых продуктов и/или коммерческих продуктов из жидкого потока и/или газового потока способа термической переработки ίη кйи. Текучая среда формации 212 направляется в установку разделения текучей среды 214 и разделяется на жидкий поток 216, газовый поток 218 и водный поток 220 способа термической переработки ίη кйи. В некоторых осуществлениях установка разделения текучей среды 214 включает зону охлаждения. При попадании добытой текучей среды формации в зону охлаждения охлаждающая жидкость, такая как вода, непитьевая вода и/или другие компоненты, могут быть добавлены к текучей среде формации для быстрого охлаждения и/или охлаждения текучей среды формации до температуры, подходящей для переработки в оборудовании, находящемся ниже по потоку. Быстрое охлаждение текучей среды формации может ингибировать образование соединений, которые вносят вклад в физическую и/или химическую неустойчивость текучей среды (например, ингибируют образование соединений, которые могут осаждаться из раствора, вносить вклад в коррозию и/или загрязнять последующее оборудование и/или трубопровод). Жидкость быстрого охлаждения может быть введена в текучую среду формации в виде аэрозоля и/или жидкого потока. В некоторых осуществлениях текучая среда формации вводится в жидкость быстрого охлаждения. В некоторых осуществлениях текучую среду формации охлаждают направлением текучей среды в теплообменник для удаления некоторой части тепла из текучей среды формации. Жидкость охлаждения может быть добавлена к охлаждаемой текучей среде формации, когда температура текучей среды формации близка или равна точке росы охлаждающей жидкости. Охлаждение текучей среды формации до точки росы охлаждающей жидкости может увеличить растворение солей, которые могут вызывать химическую и/или физическую неустойчивость охлаждённой текучей среды (например, соли аммония). В некоторых осуществлениях количество воды, используемой в охлаждении, минимально, так что соли неорганических соединений и/или другие компоненты не отделяются от смеси. В устройстве разделения 214 по меньшей мере часть охлаждающей жидкости может быть отделена от охлаждённой смеси и возвращена в цикл с минимальной очисткой. Тепло, получаемое при охлаждении, может быть рекуперировано и использовано в других технических средствах. В некоторых осуществлениях может быть получен пар в ходе охлаждения. Полученный пар может быть направлен в установку разделения газов 222 и/или другие технологические средства.
Газ способа термической переработки ίη кйи 218 поступает в установку разделения газов 222 для выделения газового углеводородного потока 224 из газа способа термической переработки ίη кйи. В некоторых осуществлениях установка разделения газов является установкой фракционирования адсорбционной очисткой и установкой фракционирования с использованием высокого давления. Газовый углеводородный поток 224 включает углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 3.
Жидкий поток 216 способа термической переработки ίη кйи поступает в установку разделения жидкостей 226. В некоторых осуществлениях установка разделения жидкостей 226 не является необходимой. В установке разделения жидкостей 226 разделение жидкого потока 216 способа термической переработки ίη кйи даёт газовый углеводородный поток 228 и поток солёной жидкости способа 230. Газовый углеводородный поток 228 может содержать углеводороды с углеродным числом не более 5. Часть газового углеводородного потока 228 может быть объединена с газовым углеводородным потоком 224. Поток солёной жидкости способа 230 может быть переработан на опреснительной установке 232 с получением жидкого потока 234. Опреснительная установка 232 удаляет минеральные соли и/или воду из потока солёной жидкости способа 230 с использованием известных способов опреснения и удаления воды. В некоторых осуществлениях опреснительная установка 232 находится до установки разделения жидкости 226
- 8 015618 в схеме.
Жидкий поток 234 включает, но не ограничен, углеводородами с углеродным числом по меньшей мере 5 и/или углеводородами, содержащими гетероатомы (например, углеводороды, содержащие азот, кислород, серу и фосфор). Жидкий поток 234 может включать по меньшей мере 0,001 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г углеводородов с распределением диапазона кипения 95-200°С при 0,101 МПа; по меньшей мере 0,01 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,001 г углеводородов с распределением диапазона кипения 200-300°С при 0,101 МПа; по меньшей мере 0,001 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г углеводородов с распределением диапазона кипения 300-400°С при 0,101 МПа и по меньшей мере 0,001 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г углеводородов с распределением диапазона кипения 400-650°С при 0,101 МПа. В некоторых осуществлениях жидкий поток 234 содержит не более 10 мас.%, воды, не более 5 мас.%, не более 1 мас.% воды или не более 0,1 мас.% воды.
После выхода из устройства опреснения 232 жидкий поток 234 направляется в фильтрационную систему 236. В некоторых осуществлениях фильтрационная система 236 связана с выходом устройства опреснения. Фильтрационная система 236 выделяет по меньшей мере часть засоряющих соединений из жидкого потока 234. В некоторых осуществлениях фильтрационная система 236 установлена на салазках. Установка на салазках фильтрационной системы 236 может позволить перемещать фильтрационную систему от одной технологической установки к другой. В некоторых осуществлениях фильтрационная система 236 включает один или более мембранных сепараторов, например одну или более мембран нанофильтрации или одну или более запасных мембран для осмоса.
Мембрана может быть керамической мембраной и/или полимерной мембраной. Керамическая мембрана может быть керамической мембраной, отделяющей молекулярный вес не более 2000 Дальтон (Да), не более 1000 Да или не более 500 Да. Керамические мембраны не должны разбухать, чтобы работать в оптимальных условиях для удаления желательных материалов из субстрата (например, засоряющие композиции из жидкого потока). Кроме того, керамические мембраны могут использоваться при повышенных температурах. Примеры керамических мембран включают, но не ограничены, мезопористыми диоксидом титана, мезопористым гамма оксидом алюминия, мезопористым диоксидом циркония, мезопористым оксидом кремния и их комбинациями.
Полимерная мембрана включает верхний слой, выполненный из плотной мембраны и слоя основы (подложки), выполненной из пористой мембраны. Полимерная мембрана может быть установлена для обеспечения возможности протекать жидкому потоку (фильтрат) сначала через плотный верхний слой мембраны и затем через основной слой так, чтобы различие давления у мембраны прижимало верхний слой к основному слою. Полимерная мембрана является органофильной или гидрофобной мембраной так, чтобы вода, присутствующая в жидком потоке, удерживалась или, по существу, удерживалась в концентрате.
Плотный слой мембраны может отделить по меньшей мере часть или, по существу, все засоряющие композиции из жидкого потока 234. В некоторых осуществлениях плотная полимерная мембрана имеет такие свойства, что жидкий поток 234 проходит через мембрану путем растворения в ней и диффузии через её структуру. По меньшей мере часть засоряющих частиц не может раствориться и/или диффундировать через плотную мембрану, вследствие чего они удаляются. Засоряющие частицы не могут раствориться и/или диффундировать через плотную мембрану из-за сложной структуры засоряющих частиц и/или их высокого молекулярного веса. Плотный слой мембраны может включать сшитую структуру, как описано в νθ 96/27430 (8еЬш1й1 с1 а1.), который включён в описание ссылкой. Толщина плотного слоя мембраны может составлять 1-15, 2-10 или 3-5 мкм.
Плотная мембрана может быть выполнена из полисилоксана, поли-ди-метилсилоксана, полиоктилметилсилоксана, полиимида, полиарамида, поли-три-метилсилилпропина или их смесей. Пористые основные слои могут быть выполнены из материалов, которые придают механическую прочность мембране и могут быть любой пористой мембраной, используемой для ультрафильтрации, нанофильтрации или обратного осмоса. Примерами таких материалов являются полиакрилонитрил, полиамидимид в комбинации с окисидом титана, полиэфиримидом, поливинилидендифторидом, политетрафторэтиленом или их комбинациями.
В ходе отделения засоряющих композиций из жидкого потока 234 разница давления на мембране может составлять 5-60, 10-50 или 20-40 бар. Температура разделения может быть от точки застывания жидкого потока до 100°С, от около -20 до около 100°С, от 10 до 90°С или от 20 до 85°С. В ходе непрерывной работы поток фильтрата может составлять не более 50% начального потока, не более 70% начального потока или не более 90% начального потока. Массовая доля извлекаемого фильтрата исходного потока может составлять 50-97, 60-90 или 70-80 мас.%.
Фильтрационная система 236 может включать один или более мембранных сепараторов. Мембранные сепараторы могут включать один или более мембранных модулей. Когда используются два или более мембранных сепараторов, они могут быть установлены в параллельной конфигурации для создания возможности протекать исходному материалу (концентрат) из первого мембранного сепаратора во вто
- 9 015618 рой мембранный сепаратор. Примеры мембранных модулей включают, но не ограничены, спиральными модулями, пластинчатыми и рамочными модулями, полыми волокнами и трубчатыми модулями. Мембранные модули описаны в Епсус1ореб1а о£ Сйеш1еа1 Епдшеегшд, 4'1' Еб., 1995, бо1т XVПсу & 8оп§ 1пс., νοί. 16, р. 158-164. Примеры спиральных модулей описаны, например, в νθ/2006/040307 (ВоейеН е! а1.), И8 5102551 (Райегпак); 5093002 (Райегпак); 5275726 (Еетег е! а1.); 5458774 (Маппаррегита) и 5150118 (Ешк1е е! а1.), все из которых включены в описание ссылкой.
В некоторых осуществлениях спиральный модуль применяется, когда используется плотная мембрана в системе фильтрации 236. Спиральный модуль может включать мембранную сборку двух мембранных листов, между которыми находится листовая прокладка фильтрата, при этом мембранная сборка герметизирована с трёх сторон. Четвёртая сторона связана с трубопроводом вывода фильтрата, так что область между мембранами находится в жидкостной связи с внутренней частью трубопровода. Сверху одной из мембран установлена листовая прокладка подачи материала, и сборку с листовой прокладкой подачи материала скручивают вокруг трубопровода вывода фильтрата, с образованием, по существу, цилиндрического спирального мембранного модуля. Прокладка подачи материала может иметь толщину по меньшей мере 0,6 мм, по меньшей мере 1 мм или по меньшей мере 3 мм для обеспечения возможности размещения достаточной поверхности мембраны в спиральном модуле. В некоторых осуществлениях прокладка подачи материала является тканой прокладкой подачи материала. При работе подаваемая смесь может быть пропущена с одного конца цилиндрического модуля между мембранными сборками вдоль листовой прокладки, находящейся между сторонами подачи мембран. Часть подаваемой смеси проходит через любой из мембранных листов на сторону фильтрата. Получаемый фильтрат протекает по листовой прокладке в трубопровод выхода фильтрата.
В некоторых осуществлениях мембранное разделение является непрерывным процессом. Жидкий поток 234 проходит через мембрану из-за различия давления для получения профильтрованного жидкого потока 238 (фильтрат) и/или возвратного жидкого потока 240 (концентрат). В некоторых осуществлениях профильтрованный жидкий поток 238 может содержать пониженные концентрации композиций и/или частиц, которые вызывают засорение последующих технологических систем. Непрерывная рециркуляция возвратного жидкого потока 240 через нанофильтрационную систему может увеличить выход профильтрованного жидкого потока 238 до 95% исходного объёма жидкого потока 234. Возвратный жидкий поток 240 может непрерывно возвращаться в цикл по спиральному мембранному модулю в течение по меньшей мере 10 ч, в течение по меньшей мере одного дня или в течение по меньшей мере одной недели без очистки в мембране стороны подачи материала. После завершения фильтрации отходящий поток 242 (концентрат) может содержать высокую концентрацию композиций и/или частиц, вызывающих засорение. Отходящий поток 242 выходит из фильтрационной системы 236 и подаётся к другим технологическим установкам, таким как, например, установка замедленного коксования и/или установка газификации.
Профильтрованный жидкий поток 238 может поступать из фильтрационной системы 236 и подаваться в одну или более технологических установок. Технологические установки, раскрытые в описании, для получения сырых продуктов и/или коммерческих продуктов могут использоваться при следующих температурах, давлениях, подачах источников водорода, подачах жидких потоков или их комбинациях, или использоваться иначе, как в известном уровне техники. Температуры составляют около 200-900°С, около 300-800°С или около 400-700°С. Давление составляет около 0,1-20 МПа, около 1-12 МПа, около 4-10 МПа или около 6-8 МПа. Часовые объёмные скорости жидкого потока составляют около 0,1-30 ч-1, около 0,5-25 ч-1, около 1-20 ч-1, около 1,5-15 ч-1 или около 2-10 ч-1.
На фиг. 2 профильтрованный жидкий поток 238 и источник водорода 244 подаются в установку гидроочистки 248. В некоторых осуществлениях источник водорода 244 может быть добавлен к профильтрованному жидкому потоку 238 перед вводом в установку гидроочистки 248. В некоторых осуществлениях в жидком потоке 234 присутствует достаточное количество водорода и нет необходимости в источнике водорода 244. В установке гидроочистки 248 контакт профильтрованного жидкого потока 238 с источником водорода 244 в присутствии одного или более катализаторов даёт жидкий поток 250. Установка гидроочистки 248 может работать так, что весь или по меньшей мере часть жидкого потока 250 изменяется достаточно для удаления композиций и/или ингибирования образования композиций, которые могут засорять оборудование, размещённое после установки гидроочистки 248. Катализатор, используемый в установке гидроочистки 248, может быть коммерчески доступным катализатором. В некоторых осуществлениях нет необходимости в гидроочистке жидкого потока 234.
В некоторых осуществлениях жидкий поток 234 контактирует с водородом в присутствии одного или более катализаторов для изменения одного или более желательных свойств сырья для соответствия требованиям нефтеперерабатывающего завода и/или транспортировки. Способы изменения одного или более желательных свойств сырья описаны в патентных заявках ϋδ 20050133414 (Вйаи е! а1.); 20050133405 ^е11шд!оп е! а1.) и И8 11/400542, озаглавленной Синтез, способы и катализаторы для производства сырого продукта, поданной 07 апреля 2006; 11/425979 (Вйап) озаглавленной Синтез, способы и катализаторы для производства сырого продукта, поданной 06 июня 2006 и 11/425992 ^е11шд!оп е!
- 10 015618 а1.), озаглавленной Синтез, способы и катализаторы для производства сырого продукта, поданной 06 июня 2006, все из которых включены в описание ссылкой.
В некоторых осуществлениях установка гидроочистки 248 является установкой селективной гидроочистки. В установке гидроочистки 248 жидкий поток 234 и/или профильтрованный жидкий поток 238 подвергается селективному гидрированию, так что диолефины восстанавливаются до моноолефинов. Например, жидкий поток 234 и/или профильтрованный жидкий поток 238 контактируют с водородом в присутствии ΌΝ-200 (Сгйепоп Са!а1ук!к & Тсс1то1ощс8. Ноик!ои Техак, И8Л) при температуре в пределах 100-200°С и общем давлении 0,1-40 МПа для получения жидкого потока 250. Жидкий поток 250 включает пониженное содержание диолефинов и повышенное содержание моноолефинов относительно содержания диолефина и моноолефина в жидком потоке 234. Превращение диолефинов в моноолефины при этих условиях в некоторых осуществлениях составляет по меньшей мере 50%, по меньшей мере 60%, по меньшей мере 80% или по меньшей мере 90%. Жидкий поток 250 удаляется из установки гидроочистки 248 и подаётся в одну или более технологических установок, находящихся после установки гидроочистки 248. Технологические установки, находящиеся после установки гидроочистки 248, могут включать установки дистилляции, каталитического риформинга, гидрокрекинга, гидроочистки, гидрирования, гидродесульфуризации, каталитического крекинга, замедленного коксования, газификации или их комбинации.
Жидкий поток 250 может удаляться из установки гидроочистки 248 и подаваться в установку фракционирования 252. Установка фракционирования 252 даёт один или более сырых продуктов. Фракционирование может включать, но не ограничено, дистилляцией при атмосферном давлении и/или вакуумной дистилляцией. Сырые продукты включают, но не ограничены, С3-С5 углеводородным потоком 254, потоком лигроина 256, потоком керосина 258, потоком дизельного топлива 262 и потоком кубового остатка 264. Поток кубового остатка 264 обычно содержит углеводороды с распределение диапазона кипения по меньшей мере 340°С при 0,101 МПа. В некоторых осуществлениях поток кубового остатка 264 является вакуумным газойлем. В других осуществлениях поток кубового остатка содержит углеводороды с распределение диапазона кипения по меньшей мере 537°С. Один или более сырых продуктов могут быть проданы и/или далее переработаны в бензин или другие коммерческие продукты.
Для увеличения использования потоков, полученных из текучей среды формации, углеводороды, полученные при фракционировании жидкого потока, и углеводородные газы, полученные при разделении технологических газов, могут быть объединены для формирования углеводородов с более высоким углеродным числом. Полученный углеводородный газовый поток может содержать концентрации олефинов, приемлемые для реакций алкилирования.
В некоторых осуществлениях жидкие потоки после гидроочистки и/или потоки, полученные из фракций (например, дистилляты и/или лигроин), смешивают с жидкостью способа термической переработки ίη 811и и/или текучей средой формации для получения смешанной текучей среды. Смешанная текучая среда может иметь повышенную физическую стабильность и химическую стабильность по сравнению с текучей средой формации. Смешанная текучая среда может содержать меньше реакционноспособных компонентов (например, диолефинов, других олефинов и/или соединений, содержащих кислород, серу и/или азот) по отношению к текучей среде формации, тем самым повышая химическую стабильность смешанной текучей среды. Смешанная текучая среда может снижать количество асфальтенов по отношению к текучей среде формации, тем самым повышая физическую стабильность смешанной текучей среды. Смешанная текучая среда может быть более однородным сырьём, чем текучая среда формации и/или жидкий поток, полученный способом термической переработки ίη κίΐιι. Смешанное сырьё может быть более подходящим для транспортировки, для использования в установках химической переработки и/или для использования в установках очистки, чем текучая среда формации.
В некоторых осуществлениях текучая среда, полученная способами, раскрытыми в описании, из формации битуминозного сланца может быть смешана с текучей средой способа термической переработки ίη 811и (1НТР) тяжёлой нефти/битуминозного песка. Так как текучая среда битуминозного сланца является, по существу, парафиновой и текучая среда 1НТР тяжёлой нефти/битуминозного песка является, по существу, ароматической, смешанные текучие среды могут демонстрировать повышенную стабильность. В некоторых осуществлениях текучая среда способа термической переработки ίη κίΐιι может быть смешана с битумом для получения сырья, подходящего для использования в установке очистки. Смешивание текучей среды 1НТР и/или битума с добытой текучей средой может увеличить химическую и/или физическую стабильность смешанного продукта, таким образом, смесь может транспортироваться и/или распределяться по технологическим установкам.
С3-С5 углеводородный поток 254, полученный в установке фракционирования 252, и газовый углеводородный поток 224 подают в установку алкилирования 266. В установке алкилирования 266 реакция олефинов в газовом углеводородном потоке 224 (например, пропилен, бутилены, амилены или их комбинации) с изопарафинами в С3-С5 углеводородном потоке 254 даёт углеводородный поток 268. В некоторых осуществлениях имеется приемлемое содержание олефина в газовом углеводородном потоке 224, и нет необходимости в дополнительном источнике олефинов. Углеводородный поток 268 включает угле
- 11 015618 водороды с углеродным числом по меньшей мере 4. Углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 4 включают, но не ограничены, бутанами, пентанами, гексанами, гептанами и октанами. В некоторых осуществлениях углеводороды, полученные в установке алкилирования 266, имеют октановое число более 70, более 80 или более 90. В некоторых осуществлениях углеводородный поток 268 является подходящим для использования в качестве бензина без дальнейшей переработки.
В некоторых осуществлениях поток кубового остатка 264 может быть подвергнут гидрокрекингу для получения лигроина и/или других продуктов. Получаемый лигроин может, однако, нуждаться в превращении для изменения октанового числа, так чтобы продукт мог быть коммерчески реализован в качестве бензина. Альтернативно, поток кубового остатка 264 может быть переработан в установке каталитического крекинга для получения лигроина и/или сырья для установки алкилирования. В некоторых осуществлениях поток лигроина 256, поток керосина 258 и поток дизельного топлива 262, имеют несбалансированное распределение парафиновых углеводородов, олефиновых углеводородов и/или ароматических углеводородов. Потоки могут не иметь подходящего количества олефинов и/или ароматических соединений для использования в коммерческих продуктах. Эта несбалансированность может быть изменена объединением по меньшей мере части потоков для формирования объединённого потока 266, который имеет распределение диапазона кипения от 38 до около 343°С. Каталитический крекинг объединённого потока 266 может дать олефины и/или другие потоки, подходящие для использования в установке алкилирования и/или других технологических установках. В некоторых осуществлениях поток лигроина 256 подвергают гидрокрекингу для получения олефинов.
На фиг. 2 объединённый поток 266 и поток кубового остатка 264 из установки фракционирования 252 подаётся в установку каталитического крекинга 270. В контролируемых условиях крекинга (например, контролируемых температурах и давлении) установка каталитического крекинга 270 даёт дополнительный С3-С5 углеводородный поток 254', поток углеводородов бензина 272 и дополнительный поток керосина 258'.
Дополнительный С3-С5 углеводородный поток 254', объединённый с С3-С5 углеводородным потоком 254 и/или объединённый с газовым углеводородным потоком 224, может быть подан в установку алкилирования 266 для получения бензина, подходящего для продажи. В некоторых осуществлениях содержание олефина в газовом углеводородном потоке 224 является приемлемым и нет необходимости в дополнительном источнике олефинов.
В некоторых осуществлениях количество полученного потока кубового остатка (например, УСО) слишком низкое для того, чтобы поддерживать работу установки гидрокрекинга или установки каталитического крекинга, а концентрации олефинов в газовых потоках, полученных в установке фракционирования и/или установке каталитического крекинга (например, установке фракционирования 252 и/или установке каталитического крекинга 270 на фиг. 2), могут быть слишком низкими для того, чтобы поддерживать работу установки алкилирования. Лигроин, полученный в установке фракционирования, может быть переработан для получения олефинов для дальнейшей переработки, например, в установке алкилирования. Реформулированный бензин, полученный обычным риформингом лигроина, может не соответствовать коммерческим техническим условиям, таким как, например, требованиям управления воздушными ресурсами Калифорнии, когда жидкий поток, полученный из текучей среды способа термической переработки ίη δίΐιι. используется в качестве потока сырья. Количество олефинов в лигроине может быть насыщено в ходе обычной гидроочистки до процесса риформинга лигроина. Таким образом, риформинг всего лигроина после гидроочистки может привести к более высокому, чем желательное, содержанию ароматических соединений в смеси бензинов, предназначенной для получения реформулированного бензина. Несбалансированное содержание олефина и ароматических соединений в лигроине после риформинга может быть изменено получением достаточного количества алкилата из установки алкилирования для получения реформулированного бензина. Олефины, например пропилен и бутилены, полученные фракционированием и/или крекингом лигроина, могут быть объединены с изобутаном для получения бензина. Кроме того, было установлено, что каталитический крекинг лигроина и/или других фракционированных потоков, полученных в установке фракционирования, требует дополнительного тепла из-за меньшего количества получаемого кокса по отношению к другому сырью, используемому в установках каталитического крекинга.
Фиг. 3 представляет схему переработки жидких потоков, полученных способом термической переработки ίη 8Йи, для получения олефинов и/или жидких потоков. Подобные способы получения средних дистиллятов и олефинов описаны в международной заявке XVО 2006/020547 и опубликованных патентных заявках И8 20060191820 и 20060178546 (Мо е1 а1.), все из которых включены в описание ссылкой. Жидкий поток 274 подаётся в систему каталитического крекинга 278. Жидкий поток 274 может включать, но не ограничен, жидким потоком 234, жидким потоком гидроочистки 250, профильтрованным жидким потоком 238, потоком лигроина 256, потоком керосина 258, потоком дизельного топлива 262 и потоком кубового остатка 264 из системы, представленной на фиг. 2, любым углеводородным потоком с распределением точки кипения в диапазоне 65-800°С или их смесями. В некоторых осуществлениях в систему каталитического крекинга 278 подаётся пар 276, который может распылять и/или поднимать
- 12 015618 жидкий поток 274 для увеличения контакта жидкого потока с катализатором каталитического крекинга. Отношение пара для распыления жидкого потока 274 к сырью может составлять 0,01-2 мас./мас. или 0,1-1 мас./мас.
В системе каталитического крекинга 278 жидкий поток 274 контактирует с катализатором каталитического крекинга для получения одного или более сырых продуктов. Катализатор каталитического крекинга включает выбранный катализатор каталитического крекинга, по меньшей мере часть потока 280 использованного регенерированного катализатора крекинга, по меньшей мере часть потока регенерированного катализатора крекинга 282 или их смеси. Использованный регенерированный катализатор крекинга 280 включает регенерированный катализатор крекинга, который был использован во второй системе каталитического крекинга 284. Вторая система каталитического крекинга 284 может быть использована для крекинга углеводородов с целью получения олефинов и/или других сырых продуктов. Углеводороды, подаваемые во вторую систему каталитического крекинга 284, могут включать С3-С5 углеводороды, добытые из добывающих скважин, углеводороды бензина, гидровоск, углеводороды, полученные способом Фишера-Тропша (Изсйег-Тгорзсй), биологическое топливо или их комбинации. Использование смеси различных типов углеводородного сырья во второй системе каталитического крекинга может увеличить получение С3-С5 олефина для соответствия требованиям к алкилату. Таким образом, может быть увеличено объединение продуктов для способа нефтепереработки. Вторая система каталитического крекинга 284 может быть установкой плотной фазы, установкой с фиксированным псевдоожиженным слоем, трубчатой установкой, комбинацией указанных выше установок или любой установкой или конфигурацией установок каталитического крекинга известного уровня техники.
Контакт катализатора каталитического крекинга с жидким потоком 274 в системе каталитического крекинга 278 даёт сырой продукт и отработанный катализатор крекинга. Сырой продукт может содержать, но не ограничен таковыми, углеводороды, которые имеют распределение точки кипения меньшее, чем распределение точки кипения жидкого потока 274, части жидкого потока 274 или их смесей. Сырой продукт и отработанный катализатор подают в систему разделения 286. Система разделения 286 может включать, например, установку дистилляции, десорбер, фильтрационную систему, центрифугу или любое устройство известного уровня техники, способное отделять сырой продукт от отработанного катализатора.
Поток отделенного отработанного катализатора крекинга 288 удаляют из системы разделения 286 и направляют в установку регенерации 290. В установке регенерации 290 отработанный катализатор крекинга вводят в контакт с источником кислорода 292, таким как, например, кислород и/или воздух, в условиях сгорания углерода для получения потока регенерированного катализатора крекинга 282 и газообразных продуктов сгорания 294. Газообразные продукты сгорания могут образовываться как побочный продукт удаления углерода и/или других загрязнений, сформированных на катализаторе в ходе процесса каталитического крекинга.
Температура в установке регенерации 290 может составлять около 621-760°С или 677-715°С. Давление в установке регенерации 290 может составлять от атмосферного до 0,345 МПа или 0,034-0,345 МПа. Время нахождения отделённого отработанного катализатора крекинга в установке регенерации 290 составляет около 1-6 мин или около 2-4 мин. Содержание кокса на регенерированном катализаторе крекинга меньше, чем содержание кокса на отделённом отработанном катализаторе крекинга. Такое содержание кокса составляет менее 0,5 мас.%, с массовым процентным содержанием по отношению к массе регенерированного катализатора крекинга за исключением массы содержащегося кокса. Содержание кокса в регенерированном катализаторе крекинга может составлять 0,01-0,5, 0,05-0,3 или 0,10,1 мас.%.
В некоторых осуществлениях поток регенерированного катализатора крекинга 282 может быть разделен на два потока по меньшей мере с частью регенерированного потока катализатора крекинга 282', выходящей из установки регенерации 290 и входящей во вторую систему каталитического крекинга 284. По меньшей мере другая часть регенерированного потока катализатора крекинга 282 выходит из регенератора 290 и входит в систему каталитического крекинга 278. Относительное количество используемого регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга регулируется для обеспечения желательных условий крекинга в системе каталитического крекинга 278. Регулировка отношения используемого регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга может помочь в регулировке условий крекинга в системе каталитического крекинга 278. Весовое отношение использованного регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга может составлять 0,1:1-100:1, 0,5:1-20:1 или 1:1-10:1. Для системы, работающей в устойчивом режиме, весовое отношение использованного регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга приблизительно равно весовому отношению по меньшей мере части регенерированного катализатора крекинга, подаваемого во вторую систему каталитического крекинга 284, к остающейся части регенерированного катализатора крекинга, который смешан с жидким потоком 274, введённым в систему каталитического крекинга 278, и, таким образом, вышеуказанные диапазоны также применимы к указанному весовому отношению.
Сырой продукт 296 удаляют из системы разделения 286 и подают в установку разделения жидко
- 13 015618 стей 298. Установкой разделения жидкостей 298 может быть любая система, известная специалисту в данной области техники, для извлечения и разделения сырого продукта на потоки продуктов, таких как, например, газовый поток 228', поток углеводородов бензина 300, поток рециклового газойля 302 и поток кубового остатка 304. В некоторых осуществлениях поток кубового остатка 304 возвращают в цикл в систему каталитического крекинга 278. Установка разделения жидкостей 298 может включать компоненты и/или установки, такие как, например, абсорберы и десорберы, ректификационные колонны, компрессоры и сепараторы или любую комбинацию известных систем для обеспечения извлечения и разделения продуктов из сырых продуктов. В некоторых осуществлениях по меньшей мере часть лёгкого рециклового газойля 302 выводят из установки разделения жидкостей 298 и подают во вторую систему каталитического крекинга 278. В некоторых осуществлениях поток лёгкого рециклового газойля не направляют во вторую систему каталитического крекинга. В некоторых осуществлениях по меньшей мере часть потока углеводородов бензина 300 выводят из установки разделения жидкостей 298 и подают во вторую систему каталитического крекинга 284. В некоторых осуществлениях поток углеводородов бензина не направляют во вторую систему каталитического крекинга. В некоторых осуществлениях поток углеводородов бензина 300 является подходящим для продажи и/или для использования в других процессах.
Углеводородный поток газойля 306 (например, вакуумный газойль) и/или части потока углеводородов бензина 300 и лёгкого рециклового газойля 302 подают в систему каталитического крекинга 284. Пары подвергаются каталитическому крекингу в присутствии пара 276' для получения потока сырого олефина 308. Поток сырого олефина 308 может включать углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 2. В некоторых осуществлениях поток сырого олефина 308 содержит по меньшей мере 30 мас.% С2-С5 олефинов, 40 мас.% С2-С5 олефинов, по меньшей мере 50 мас.% С2-С5 олефинов, по меньшей мере 70 мас.% С2-С5 олефинов или по меньшей мере 90 мас.% С2-С5 олефинов. Рецикл потока углеводородов бензина 300 во вторую систему каталитического крекинга 284 может обеспечить дополнительное превращение по всей системе переработки углеводородного потока газойля 306 в С2-С5 олефины.
В некоторых осуществлениях вторая система каталитического крекинга 284 включает промежуточную реакционную зону и зону десорбции, которые находятся в жидкостной связи друг с другом, с зоной десорбции, расположенной ниже промежуточной реакционной зоны. Чтобы предусмотреть высокую скорость паров в пределах зоны десорбции по сравнению с их скоростью в пределах промежуточной реакционной зоны, площадь поперечного сечения зоны десорбции меньше, чем площадь поперечного сечения промежуточной реакционной зоны. Отношение площади поперечного сечения зоны десорбции к площади поперечного сечения промежуточной реакционной зоны может изменяться от 0,1:1 до 0,9:1; от 0,2:1 до 0,8:1 или от 0,3:1 до 0,7:1.
В некоторых осуществлениях геометрия второй системы каталитического крекинга такова, что она обычно является цилиндрической формы, отношение длины к диаметру зоны десорбции такое, чтобы обеспечить желательную высокую скорость паров в зоне десорбции и обеспечить достаточное время контакта в зоне десорбции для желательной очистки использованного регенерированного катализатора, который должен быть удалён из второй системы каталитического крекинга. Таким образом, отношение размеров длины к диаметру зоны десорбции может изменяться от 1:1 до 25:1; от 2:1 до 15:1 или от 3:1 до 10:1.
В некоторых осуществлениях вторая система каталитического крекинга 284 работает или управляется независимо от работы или управления системой каталитического крекинга 278. Эти независимые работа или управление второй системой каталитического крекинга 284 могут улучшить общее превращение углеводородов бензина в желательные продукты, например этилен, пропилен и бутилены. С независимой работой второй системы каталитического крекинга 284 жёсткость каталитического крекинга установки 278 может быть снижена для оптимизации выхода С2-С5 олефинов. Температура во второй системе каталитического крекинга 284 может составлять около 482°С (900°Е)-871°С (1600°Е), 510°С (950°Е)-871°С (1600°Е) или 538°С (1000°Е)-732°С (1350°Е). Рабочее давление во второй системе каталитического крекинга 284 может изменяться от атмосферного до около 0,345 МПа (50 фунт/кв. дюйм) или от около 0,034 до 0,345 МПа (5-50 фунт/кв. дюйм).
Добавление пара 276' во вторую систему каталитического крекинга 284 может помочь в рабочем контроле второй установки каталитического крекинга. В некоторых осуществлениях пар не является необходимым. В некоторых осуществлениях использование пара для заданного превращения углеводорода бензина в системе и в крекинге углеводородов бензина может обеспечить повышенную селективность по отношению к выходу С2-С5 олефинов с повышением выхода пропилена и бутиленов по отношению к другим каталитическим процессам крекинга. Весовое отношение пара к углеводородам бензина, введенным во вторую систему каталитического крекинга 284, может быть в диапазоне от самого низкого до около 15:1; от 0,1:1 до 10:1; от 0,2:1 до 9:1 или от 0,5:1 до 8:1.
Поток сырого олефина 308 подают в систему разделения олефина 310. Системой разделения олефина 310 может быть любая система, известная специалисту в данной области техники, для извлечения и разделения потока сырого олефина 308 в потоки С2-С5 олефиновых продуктов, например поток этиленового продукта 312, поток пропиленового продукта 314 и поток бутиленовых продуктов 316. Система
- 14 015618 разделения олефина 310 может включать такие системы, как абсорберы и десорберы, ректификационные колонны, компрессоры и сепараторы или любую комбинацию известных систем или оборудования, предназначенных для извлечения и разделения С2-С5 олефиновых продуктов из жидкого потока 308. В некоторых осуществлениях олефиновые потоки 312, 314, 316 подают в установку алкилирования 266 для получения углеводородного потока 268. В некоторых осуществлениях углеводородный поток 268 имеет октановое число по меньшей мере 70, по меньшей мере 80 или по меньшей мере 90. В некоторых осуществлениях все или части одного или более потоков 312, 314, 316 транспортируют к другим технологическим установкам, например установкам полимеризации, для использования в качестве сырья.
В некоторых осуществлениях сырой продукт из системы каталитического крекинга и поток сырого олефина из системы каталитического крекинга могут быть объединены. Объединённый поток может подаваться в отдельную установку разделения (например, комбинация системы разделения жидкостей 298 и системы разделения олефина 310).
На фиг. 3 поток использованного катализатора крекинга 280 удаляют из второй системы каталитического крекинга 284 и подают в систему каталитического крекинга 278. Катализатор в потоке использованного катализатора крекинга 280 может содержать немного более высокую концентрацию углерода, чем концентрация углерода, который находится на катализаторе в регенерированном катализаторе крекинга 282. Высокая концентрация углерода на катализаторе может частично дезактивировать катализаторы каталитического крекинга, которые обеспечивают повышенный выход олефинов в системе каталитического крекинга 278. Содержание кокса в использованном регенерированном катализаторе может быть по меньшей мере 0,1 мас.% или по меньшей мере 0,5 мас.%. Содержание кокса в использованном регенерированном катализаторе может изменяться от около 0,1 до 1 мас.% или от 0,1 до 0,6 мас.%.
Катализатор каталитического крекинга, используемый в системе каталитического крекинга 278 и во второй системе каталитического крекинга 284, может быть любым катализатором крекинга, поддающимся псевдоожижению, который известен из уровня техники. Поддающийся псевдоожижению катализатор крекинга может включать молекулярные сита с каталитической активностью, диспергированные в пористой, неорганической жаропрочной оксидной матрице или связующем. Термин молекулярные сита относится к любому материалу, способному к разделению атомов или молекул на основе их соответствующих размеров. Молекулярные сита, подходящие для использования в качестве компонента катализатора крекинга, включает сшитые глины, расслоённые глины и кристаллические алюмосиликаты. В некоторых осуществлениях катализатор крекинга содержит кристаллический алюмосиликат. Примеры таких алюмосиликатов включают Υ цеолиты, ультраустойчивые Υ цеолиты, X цеолиты, бета-цеолит, цеолит Ь, оффретит, морденит, фожазит и омега-цеолит. В некоторых осуществлениях кристаллическими алюмосиликатами для использования в катализаторе крекинга являются X и/или Υ цеолиты, и8 3130007 (Вгеск) описывает цеолиты Υ-типа.
Стабильность и/или кислотность цеолита, используемого в качестве компонента катализатора крекинга, могут быть увеличены обменом цеолита с ионами водорода, аммония, катионами поливалентных металлов, например катионами редких земель, магния или кальция, или комбинацией ионов водорода, аммония и катионов поливалентных металлов, таким образом понижая содержание натрия до около 0,8 мас.%, предпочтительно менее около 0,5 мас.% и наиболее предпочтительно менее около 0,3 мас.% в пересчёте на Να2Ο. Способы осуществления ионного обмена хорошо известны из уровня техники.
Цеолит или другой компонент молекулярных сит катализатора крекинга объединены с пористой, неорганической жаростойкой оксидной матрицей или связующим для формирования готового катализатора перед его использованием. Жаростойким оксидным компонентом в готовом катализаторе может быть оксид кремния-оксид алюминия, оксид кремния, оксид алюминия, природные или синтетические глины, сшитые или расслоённые глины, смеси одного или более этих компонентов и т. п. В некоторых осуществлениях неорганическая жаростойкая оксидная матрица включает смесь оксид алюминия-оксид кремния и глины, например каолина, гекторита, сепиолита и аттапульгита. Готовый катализатор может содержать около 5-40 мас.% цеолита или других молекулярных сит и более около 20 мас.% неорганического жаростойкого оксида. В некоторых осуществлениях готовый катализатор может содержать около 10-35 мас.% цеолита или других молекулярных сит, около 10-30 мас.% неорганического жаростойкого оксида и около 30-70 мас.% глины.
Кристаллический алюмосиликат или другие компоненты молекулярных сит катализатора крекинга могут быть объединены с пористым, неорганическим жаростойким оксидным компонентом или его предшественником любым подходящим известным из уровня техники способом, включая перемешивание, помол, смешивание до однородного состояния или гомогенизацию. Примеры предшественников, которые могут быть использованы, включают, но не ограничены, оксид алюминия, золь оксида алюминия, золь оксида кремния, диоксид циркония, гидрогели оксида алюминия, полиоксикатионы алюминия и циркония и пептизированный оксид алюминия. В некоторых осуществлениях цеолит объединяют с гелем или золем алюмосиликата или другим неорганическим, жаростойким оксидным компонентом и полученную смесь аэрозольно высушивают для получения готовых частиц катализатора, обычно имеющим диаметр около 40-80 мкм. В некоторых осуществлениях цеолит или другие молекулярные сита могут быть размолоты или иначе смешаны с жаростойким оксидным компонентом или его предшественни
- 15 015618 ком, экструдированы и затем измельчены до желательного диапазона размера частиц. Готовый катализатор может иметь среднюю насыпную плотность около 0,30-0,90 г на см3 и объём пор около 0,10-0,90 см3 на 1 г.
В некоторых осуществлениях добавка ΖδΜ-5 может быть введена в промежуточный реактор крекинга второй системы каталитического крекинга 284. Когда ΖδΜ-5 добавка используется наряду с выбранным катализатором крекинга в промежуточном реакторе крекинга, увеличивается выход более низких олефинов, таких как пропилен и бутилены. Количество ΖδΜ-5 составляет не более 30 мас.%, не более 20 мас.% или не более 18 мас.% регенерированного катализатора, вводимого во вторую систему каталитического крекинга 284. Количество добавки ΖδΜ-5, вводимое во вторую систему каталитического крекинга 284, может составлять 1-30, 3-20 или 5-18 мас.% регенерированного катализатора крекинга, вводимого во вторую систему каталитического крекинга 284.
Добавка ΖδΜ-5 является добавкой молекулярных сит, выбранной из семейства кристаллических алюмосиликатов или цеолитов со средним размер пор. Молекулярные сита, которые могут использоваться в качестве ΖδΜ-5 добавки, включают, но не ограничены, цеолитами со средним размером пор, как описано в ЛЙак οί Ζοοίίΐο ЕйгисШгс Турс5. Ε6δ. ν.Η. Μοιογ апб Ό.Η. Окоп. ВЩ1сг\\'ог111-Нстстап. ТЫгб Εάίΐίοπ, 1992. Цеолиты со средним размером пор обычно имеют размер пор около 0,5-0,7 нм и включают, например, ΜΕΣ, ΜΕδ, ΜΕΕ, ΜΤν, ЕИО, ΜΤΤ, ΗΕυ, ΕΕΚ. и ΤΟΝ структурные типы цеолитов (ГОРАС Сотт188юп οί Ζοοίίΐο №тепс1аЦ.1ге). Неограничивающие примеры таких цеолитов со средним размером пор включают ΖδΜ-5, ΖδΜ-12, ΖδΜ-22, ΖδΜ-23, ΖδΜ-34, ΖδΜ-35, ΖδΜ-38, ΖδΜ-48, ΖδΜ-50, силикалит и силикалит 2. ΖδΜ-5 описаны в υδ 3702886 (Агдаиег е! а1.) и υδ 3770614 (Сгауеп), которые оба включены в описание ссылкой.
ΖδΜ-11 описан в υδ 3709979 (СЬи); ΖδΜ-12 в υδ 3832449 (Κ.οδίπδ1ά е! а1); ΖδΜ-21 и ΖδΜ-38 в υδ 3948758 (Βοιτκά е! а1.); ΖδΜ-23 в υδ 4076842 (Р1апк е! а1.) и ΖδΜ-35 в υδ 4016245 (Р1апк е! а1.), все из которых включены в описание ссылкой. Другие подходящие молекулярные сита включают силикоалюминофосфаты (δΑΡΟ), такие как δΑΡΟ-4 и δΑΡΟ-11, которые описаны в υδ 4440871 (ί-οί е! а1.); хромосиликаты; силикаты галлия, силикаты железа; фосфаты алюминия (АЬРО), такие как АЬРО-11, описанный в υδ 4310440 (^^п е! а1.); алюмосиликаты титана (ΤΑδΟ), такие как ΤΑδΟ-45, описанный в υδ 4686029 (Ре11е1 е! а1.); силикаты бора, описанные в υδ 4254297 (Егепкеп е! а1.); алюминофосфаты титана (ТАРО), такие как ТАРО-11, описанный в υδ 4500651 (ί-οί е! а1.); и алюмосиликаты железа, все из которых включены в описание ссылкой.
υδ 4368114 (С'11е81ег е! а1.), который включён в описание ссылкой, подробно описывает класс цеолитов, которые могут быть подходящими ΖδΜ-5 добавками. ΖδΜ-5 добавка может быть связана вместе с каталитически неактивным неорганическим оксидным компонентом матрицы в соответствии с обычными способами.
В некоторых осуществлениях остаток, получаемый в установках, описанных на фиг. 2 и 3, может использоваться в качестве источника энергии. Остаток может быть превращён в газ для получения газов, которые сжигаются (например, сжиганием в турбине) и/или вводятся в подземную формацию (например, нагнетание полученного диоксида углерода в подземную формацию). В некоторых осуществлениях остаток деасфальтируют для получения асфальта. Асфальт может быть превращён в газ.
Примеры
Неограничивающие примеры фильтрации жидкого потока термической переработки ш 8Йи и получение олефинов из жидкого потока термической переработки 1п 8Йи представлены ниже.
Пример 1. Нанофильтрация жидкого потока способа термической переработки 1п δίΐη.
Жидкий образец (500 мл, 398,68 г) получают способом термической переработки 1п δίΐιι. Жидкий образец содержит 0,0069 г серы и 0,0118 г азота на 1 г жидкого образца. Конечная точка кипения жидкого образца равна 481°С и плотность жидкого образца составляет 0,8474. Мембранная установка разделения, используемая для фильтрации образца, представляет собой лабораторную установку с плоской листовой мембраной Р28 типа, поставленной СМ Се1ба ΜетЬ^аπΐесйπ^к А.С. ^\\йхег1апб). Отдельная, полидиметилсилоксановая мембрана (ΟΚδδ Εο^δсйиπдδζеπΐшт СтЬН, Сееδΐйасΐ, Сегтапу) толщиной 2 мкм используется в качестве фильтрующей среды. Фильтрационная система работает при 50°С, и разница давления на мембране составляет 10 бар. Давление со стороны фильтрата близкое к атмосферному. Фильтрат собирают и возвращают в фильтрационную систему для моделирования непрерывного процесса. Фильтрат находится в атмосфере азота для предотвращения контакта с окружающим воздухом. Концентрат также собирают для анализа. Средний поток 2 кг/м2/бар/ч заметно не снижался от начального потока в течение фильтрации. Профильтрованная жидкость (298,15 г, выход 74,7%) содержит 0,007 г серы и 0,0124 г азота на 1 г профильтрованной жидкости, плотность профильтрованной жидкости равна 0,8459 и конечная точка кипения составляет 486°С. Концентрат (56,46 г, выход 14,16%) содержит 0,0076 г серы и 0,0158 г азота на 1 г концентрата, плотность концентрата равна 0,8714 и конечная точка кипения составляет 543°С.
- 16 015618
Пример 2. Испытание на засорение профильтрованного и нефильтрованного жидкого потока способа термической переработки ίη δίΐιι.
Нефильтрованные и профильтрованные жидкие образцы примера 1 проверяют на склонность к засорению. Склонность к засорению определяют с использованием А1сог теплового тестера засорения. А1сог тепловой тестер засорения является миниатюрным корпусом и трубчатым теплообменником, выполненным из стали 1018, которые протираются наждачной бумагой Νοτίοη К222 перед использованием. В течение испытания контролируется температура образца на выходе (Τουί) при сохранении температуры теплообменника (Щ постоянной. Если засорение происходит и материал отлагается на поверхности трубы, термическое сопротивление образца увеличивается и, следовательно, температура на выходе снижается. Уменьшение температуры на выходе после заданного периода времени является мерой интенсивности засорения. Снижение температуры за два часа работы используется как индикатор интенсивности засорения. ΔΤ=Τουί(0)-Του1(24). Τουί(0) определяется как максимальная (устойчивая) температура на выходе, полученная в начале испытания, Τοιι|ι·2ΐ|, регистрируют через 2 ч после первого отмеченного уменьшения температуры на выходе или когда температура на выходе стабильна в течение по меньшей мере 2 ч.
В течение каждого испытания жидкий образец непрерывно циркулирует через теплообменник со скоростью около 3 мл/мин. Время нахождения в теплообменнике около 10 с. Эксплуатационные режимы следующие: давление 40 бар, Тобразца около 50°С, Тс 350°С и время испытания равно 4,41 ч. ΔΤ для нефильтрованного жидкого образца равно 15°С. ΔΤ для профильтрованного образца равно нулю.
Этот пример демонстрирует, что нанофильтрация жидкого потока, полученного способом термической переработки ίη δίΐιι. удаляет по меньшей мере часть засоряющих композиций.
Пример 3. Получение олефинов из жидкого потока способа термической переработки ίη δίΐιι.
Используют экспериментальную пилотную систему для проведения экспериментов. Экспериментальная пилотная система включает систему подачи сырья, систему загрузки и перемещения катализатора, быстрый трубчатый реактор с псевдоожиженным слоем, десорбер, систему разделения и сбора продукта и регенератор. Трубчатый реактор является адиабатической вертикальной колонной с внутренним диаметром 11-19 мм и длиной около 3,2 м. Выход трубчатого реактора находится в жидкостной связи с десорбером, который работает при той же температуре, что выходящий поток трубчатого реактора, и обеспечивает, по существу, 100-процентную эффективность десорбции. Регенератор является многоступенчатым регенератором непрерывного действия, используемым для регенерации отработанного катализатора. Отработанный катализатор подаётся в регенератор с контролируемой скоростью, и регенерированный катализатор собирается в приёмнике. Баланс материалов получают в течение каждого из экспериментальных циклов с 30-минутными интервалами. Сложные газовые образцы анализируют при помощи подключенного к системе газового хроматографа и жидкие образцы продукта собирают и анализируют сразу же. Выход кокса определяют, измеряя поток катализатора и измеряя разницу в содержании кокса на катализаторе путем определения кокса на образцах отработанного и регенерированного катализатора, взятых в каждом цикле, когда установка работает в устойчивом режиме.
Жидкий поток, полученный способом термической переработки ίη 811и, фракционируют для получения потока вакуумного газойля (УСО) с распределением точек кипения от 310 до 640°С. Поток УСО вводят в контакт с псевдоожиженным слоем в установке каталитического крекинга Е-Са1 содержащей 10% добавки Ζ8Μ-5 в каталитической системе, описанной выше. Температура трубчатого реактора поддерживается равной 593°С (1100°Е). Получаемый продукт содержит на 1 г продукта 0,1402 г С3 олефинов, 0,137 г С4 олефинов, 0,0897 г С5 олефинов, 0,0152 г изо-С5олефинов, 0,0505 г изобутилена, 0,0159 г этана, 0,0249 г изобутана, 0,0089 г η-бутана, 0,0043 г пентана, 0,0209 г изопентана, 0,2728 г смеси С6 углеводородов и углеводородов с точкой кипения не более 232°С (450°Е), 0,0881 г углеводородов с распределением точки кипения от 232 до 343°С (450-650°Е), 0,0769 г углеводородов с распределением точки кипения между 343 и 399°С (650 и 750°Е) и 0,0386 г углеводородов с распределением точки кипения по меньшей мере от 399°С (750°Е) и 0,0323 г кокса.
Этот пример демонстрирует способ получения сырого продукта фракционированием жидкого потока, полученного разделением жидкого потока текучей среды из формации, для получения сырого продукта с точкой кипения выше 343°С и каталитическим крекингом сырого продукта с точкой кипения выше 343°С для получения одного или более дополнительных сырых продуктов, в которых по меньшей мере одним из дополнительных сырых продуктов является второй газовый поток.
Пример 4. Получение олефинов из жидкого потока, полученного способом термической переработки ίη δίΐιι.
Лигроин после термического крекинга используют для моделирования жидкого потока, полученного способом термической переработки ίη δίίυ, с распределением точек кипения от 30 до 182°С. Лигроин содержит на 1 г лигроина 0,186 г нафтенов, 0,238 г изопарафинов, 0,328 г н-парафинов, 0,029-г циклоолефинов, 0,046 г изоолефинов, 0,064 г н-олефинов и 0,109 г ароматических соединений. Поток лигроина вводят в контакт с ЕСС Е-Са1 с 10% добавки Ζ8Μ-5 в системе каталитического крекинга, описанной выше, для получения сырого продукта. Температура трубчатого реактора поддерживается равной 593°С (1100°Е). Сырой продукт содержит на 1 г сырого продукта 0,1308 г этилена, 0,0139 г этана, 0,0966 г
- 17 015618
С4 олефинов, 0,0343 г С4 изоолефинов, 0,0175 г бутана, 0,0299 г изобутана, 0,0525 г С5 олефинов, 0,0309 г С5 изоолефинов, 0,0442 г пентана, 0,0384 г изопентана, 0,4943 г смеси С6 углеводородов и углеводородов с точкой кипения не более 232°С (450°Е), 0,0201 г углеводородов с распределением точки кипения от 232 до 343°С (450-650°Е), 0,0029 г углеводородов, с распределением точки кипения между 343 и 399°С (650750°Е) и 0,00128 г углеводородов с распределением точки кипения по меньшей мере от 399°С (750°Е) и 0,00128 г кокса. Общее количество С3-С5 олефинов составляет 0,2799 г на 1 г лигроина.
Этот пример демонстрирует способ получения сырого продукта фракционированием жидкого потока, полученного разделением жидкого потока текучей среды из формации, для получения сырого продукта с точкой кипения выше 343°С и каталитическим крекингом сырого продукта с точкой кипения выше 343°С для получения одного или более дополнительных сырых продуктов, в которых по меньшей мере одним из дополнительных сырых продуктов является второй газовый поток.
Claims (18)
1. Способ получения алкилированных углеводородов, включающий следующие операции: добывают пластовый флюид способом подземной термической переработки ίη δίΐιι;
разделяют пластовый флюид для получения жидкого потока и первого газового потока, в котором первый газовый поток содержит олефины с углеродным числом по меньшей мере 3;
фракционируют жидкий поток для получения, по меньшей мере, второго газового потока, содержащего углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 3;
вводят первый газовый поток и второй газовый поток в установку алкилирования для получения алкилированных углеводородов, при этом олефины в первом газовом потоке увеличивают алкилирование, при фракционировании жидкого потока получают углеводородные компоненты с распределением точки кипения в диапазоне 38-200°С при 0,101 МПа, известные как лигроин, и смешивают лигроин с пластовым флюидом для получения смешанного пластового флюида.
2. Способ по п.1, в котором октановое число алкилированных углеводородов, получаемых в установке алкилирования, более 70.
3. Способ по одному из пп.1, 2, в котором олефины в первом и втором газовых потоках включают пропилен, бутилены, амилены или комбинации этих соединений.
4. Способ по одному из пп.1-3, в котором алкилированные углеводороды содержат углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 4.
5. Способ по одному из пп.1-4, в котором алкилированные углеводороды содержат бутаны, пентаны, гексаны, гептаны или их смеси.
6. Способ по одному из пп.1-5, в котором фракционирование жидкого потока даёт углеводородный поток, включающий углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 5.
7. Способ по одному из пп.1-6, в котором при фракционировании жидкого потока получают углеводородный поток, содержащий углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 5, при этом способ дополнительно включает операцию подачи по меньшей мере части углеводородного потока в установку алкилирования.
8. Способ по одному из пп.1-7, в котором при фракционировании жидкого потока получают углеводородный поток с начальной точкой кипения по меньшей мере 343°С в соответствии с определением по Α8ΤΜ Ό2887.
9. Способ по одному из пп.1-7, в котором при фракционировании жидкого потока получают углеводородный поток с начальной точкой кипения по меньшей мере 343°С в соответствии с определением по Α8ΤΜ Ό2887, при этом способ дополнительно включает следующие операции: проводят каталитический крекинг потока кубового остатка для получения углеводородного потока, содержащего углеводороды с углеродным числом 3-5, и подают по меньшей мере часть С3-С5 углеводородного потока в установку алкилирования.
10. Способ по п.1, который дополнительно включает следующие операции:
проводят каталитический крекинг по меньшей мере части жидкого потока в первой системе каталитического крекинга для получения сырого продукта;
разделяют по меньшей мере часть сырого продукта на один или более углеводородных потоков, где по меньшей мере один из углеводородных потоков является потоком углеводородов бензина;
проводят каталитический крекинг по меньшей мере части потока углеводородов бензина путём введения в контакт потока углеводородов бензина с катализатором каталитического крекинга во второй системе каталитического крекинга для получения потока сырого олефина;
вводят поток сырого олефина в установку алкилирования для получения одного или более алкилированных углеводородов.
11. Способ по п.10, в котором поток олефина содержит углеводороды с углеродным числом 3-5.
12. Способ по одному из пп.10, 11, в котором поток олефина содержит этилен, пропилен, бутены, изобутилены или их смеси.
13. Способ по одному из пп.10-12, в котором поток олефина содержит по меньшей мере 50 мас.%
- 18 015618 олефинов с углеродным числом не более 5.
14. Способ по одному из пп.10-13, в котором при проведении каталитического крекинга по меньшей мере части жидкого потока получают газовый поток, в котором газовый поток содержит углеводороды с углеродным числом по меньшей мере 3.
15. Способ по одному из пп.10-14, в котором при проведении каталитического крекинга по меньшей мере части потока углеводородов бензина получают поток использованного катализатора каталитического крекинга, при этом способ дополнительно включает операцию подачи потока использованного катализатора каталитического крекинга в первую систему каталитического крекинга.
16. Способ по одному из пп.10-15, который дополнительно включает операцию подачи углеводородного потока с начальной точкой кипения более 343 °С во вторую систему каталитического крекинга, где точка кипения определяется в соответствии с Α8ΤΜ Ό2887.
17. Способ по одному из пп.1-16, в котором дополнительно проводят гидроочистку по меньшей мере части жидкого потока при условиях, достаточных для удаления засоряющих композиций.
18. Способ по одному из пп.1-17, в котором один или более алкилированных углеводородов используют для получения транспортного топлива.
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/US2006/040990 WO2007050449A2 (en) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Methods of producing alkylated hydrocarbons from a liquid produced from an in situ heat treatment |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200801153A1 EA200801153A1 (ru) | 2008-10-30 |
| EA015618B1 true EA015618B1 (ru) | 2011-10-31 |
Family
ID=37736147
Family Applications (8)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200801154A EA012941B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способ фильтрации жидкого потока, полученного способом термической переработки in situ |
| EA200801150A EA014196B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Система и способ для добычи углеводородов из битуминозных песков по дренажным каналам, образованным нагревом |
| EA200801156A EA014215B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Ограниченный по температуре нагреватель с трубопроводом, по существу, электрически изолированным от пласта |
| EA200801151A EA013253B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы обработки углеводородсодержащих пластов |
| EA200801157A EA016412B9 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы крекинга сырого продукта с целью получения дополнительных сырых продуктов и способ получения транспортного топлива |
| EA200801152A EA013579B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Система для совместного производства теплоты и электричества и способ 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 |
| EA200801155A EA013513B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способ получения сырых продуктов с подземной термической переработкой in situ |
Family Applications Before (6)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200801154A EA012941B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способ фильтрации жидкого потока, полученного способом термической переработки in situ |
| EA200801150A EA014196B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Система и способ для добычи углеводородов из битуминозных песков по дренажным каналам, образованным нагревом |
| EA200801156A EA014215B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Ограниченный по температуре нагреватель с трубопроводом, по существу, электрически изолированным от пласта |
| EA200801151A EA013253B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы обработки углеводородсодержащих пластов |
| EA200801157A EA016412B9 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы крекинга сырого продукта с целью получения дополнительных сырых продуктов и способ получения транспортного топлива |
| EA200801152A EA013579B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Система для совместного производства теплоты и электричества и способ обработки углеводородсодержащих пластов |
Family Applications After (1)
| 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 |
Country Status (14)
| Country | Link |
|---|---|
| US (14) | US7559368B2 (ru) |
| EP (8) | EP1941125A1 (ru) |
| JP (8) | JP5214457B2 (ru) |
| KR (9) | KR20140003620A (ru) |
| AT (1) | ATE499428T1 (ru) |
| AU (9) | AU2006306476B2 (ru) |
| CA (9) | CA2626970C (ru) |
| DE (1) | DE602006020314D1 (ru) |
| EA (8) | EA012941B1 (ru) |
| GB (1) | GB2451311A (ru) |
| IL (8) | IL190657A (ru) |
| MA (8) | MA29960B1 (ru) |
| NZ (9) | NZ567257A (ru) |
| WO (9) | WO2007050446A2 (ru) |
Families Citing this family (262)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| ATE315715T1 (de) | 2000-04-24 | 2006-02-15 | Shell Int Research | Vorrichtung und verfahren zur behandlung von erdöllagerstätten |
| US6918442B2 (en) | 2001-04-24 | 2005-07-19 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation in a reducing environment |
| CA2462971C (en) | 2001-10-24 | 2015-06-09 | Shell Canada Limited | Installation and use of removable heaters in a hydrocarbon containing formation |
| DE10245103A1 (de) * | 2002-09-27 | 2004-04-08 | General Electric Co. | Schaltschrank für eine Windenergieanlage und Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage |
| US8200072B2 (en) | 2002-10-24 | 2012-06-12 | Shell Oil Company | Temperature limited heaters for heating subsurface formations or wellbores |
| NZ543753A (en) * | 2003-04-24 | 2008-11-28 | Shell Int Research | Thermal processes for subsurface formations |
| US8296968B2 (en) * | 2003-06-13 | 2012-10-30 | Charles Hensley | Surface drying apparatus and method |
| US20080087420A1 (en) | 2006-10-13 | 2008-04-17 | Kaminsky Robert D | Optimized well spacing for in situ shale oil development |
| 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 |
| AU2005238941B2 (en) * | 2004-04-23 | 2008-11-13 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Temperature limited heaters used to heat subsurface formations |
| DE102004025528B4 (de) * | 2004-05-25 | 2010-03-04 | Eisenmann Anlagenbau Gmbh & Co. Kg | Verfahren und Vorrichtung zum Trocknen von beschichteten Gegenständen |
| 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 |
| US20070084077A1 (en) * | 2004-07-19 | 2007-04-19 | Gorbell Brian N | Control system for gas turbine in material treatment unit |
| US7024796B2 (en) | 2004-07-19 | 2006-04-11 | Earthrenew, Inc. | Process and apparatus for manufacture of fertilizer products from manure and sewage |
| DE102005000782A1 (de) * | 2005-01-05 | 2006-07-20 | Voith Paper Patent Gmbh | Trockenzylinder |
| US7860377B2 (en) | 2005-04-22 | 2010-12-28 | Shell Oil Company | Subsurface connection methods for subsurface heaters |
| EP1871986A1 (en) | 2005-04-22 | 2008-01-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Varying properties along lengths of temperature limited heaters |
| AU2006306476B2 (en) | 2005-10-24 | 2010-08-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methods of cracking a crude product to produce additional crude products |
| US7610692B2 (en) | 2006-01-18 | 2009-11-03 | Earthrenew, Inc. | Systems for prevention of HAP emissions and for efficient drying/dehydration processes |
| 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 |
| 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 |
| EP2010754A4 (en) | 2006-04-21 | 2016-02-24 | Shell Int Research | ADJUSTING ALLOY COMPOSITIONS FOR SELECTED CHARACTERISTICS IN TEMPERATURE-LIMITED HEATERS |
| 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 |
| JO2771B1 (en) | 2006-10-13 | 2014-03-15 | ايكسون موبيل ابستريم ريسيرتش كومباني | Joint development of shale oil through in situ heating using deeper hydrocarbon sources |
| AU2007313391B2 (en) | 2006-10-13 | 2013-03-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Improved method of developing subsurface freeze zone |
| RU2447275C2 (ru) * | 2006-10-20 | 2012-04-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Нагревание пластов битуминозных песков с регулированием давления |
| 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 |
| AU2008227167B2 (en) | 2007-03-22 | 2013-08-01 | 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 |
| CA2627390C (en) * | 2007-03-26 | 2015-12-01 | James I. Livingstone | Drilling, completing and stimulating a hydrocarbon production well |
| AU2008242797B2 (en) | 2007-04-20 | 2011-07-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing 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 |
| AU2008253753B2 (en) | 2007-05-15 | 2013-10-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burners for in situ conversion of organic-rich rock formations |
| US20080290719A1 (en) | 2007-05-25 | 2008-11-27 | Kaminsky Robert D | Process for producing Hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant |
| US8146664B2 (en) | 2007-05-25 | 2012-04-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Utilization of low BTU gas generated during in situ heating of organic-rich rock |
| DK2008726T3 (da) * | 2007-06-29 | 2013-10-14 | Eurecat Sa | Farvesortering af katalytiske eller adsorberende partikler |
| US20090028000A1 (en) * | 2007-07-26 | 2009-01-29 | O'brien Thomas B | Method and process for the systematic exploration of uranium in the athabasca basin |
| CA2597881C (en) | 2007-08-17 | 2012-05-01 | Imperial Oil Resources Limited | Method and system integrating thermal oil recovery and bitumen mining for thermal efficiency |
| WO2009038777A1 (en) * | 2007-09-18 | 2009-03-26 | Vast Power Portfolio, Llc | Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide |
| US9556709B2 (en) * | 2007-09-26 | 2017-01-31 | Pentair Thermal Management Llc | Skin effect heating system having improved heat transfer and wire support characteristics |
| WO2009052054A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Shell Oil Company | Systems, methods, and processes utilized for treating subsurface formations |
| CA2609859C (en) * | 2007-11-02 | 2011-08-23 | Imperial Oil Resources Limited | Recovery of high quality water from produced water arising from a thermal hydrocarbon recovery operation using vacuum technologies |
| CA2609419C (en) * | 2007-11-02 | 2010-12-14 | Imperial Oil Resources Limited | System and method of heat and water recovery from tailings using gas humidification/dehumidification |
| CA2610052C (en) * | 2007-11-08 | 2013-02-19 | Imperial Oil Resources Limited | System and method of recovering heat and water and generating power from bitumen mining operations |
| CA2610463C (en) * | 2007-11-09 | 2012-04-24 | Imperial Oil Resources Limited | Integration of an in-situ recovery operation with a mining operation |
| CA2610230C (en) * | 2007-11-13 | 2012-04-03 | Imperial Oil Resources Limited | Water integration between an in-situ recovery operation and a bitumen mining operation |
| US8082995B2 (en) | 2007-12-10 | 2011-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence |
| CA2710514C (en) * | 2007-12-22 | 2017-01-17 | Schlumberger Canada Limited | Thermal bubble point measurement system and method |
| US8090227B2 (en) | 2007-12-28 | 2012-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Purging of fiber optic conduits in subterranean wells |
| US20090192731A1 (en) * | 2008-01-24 | 2009-07-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and Method for Monitoring a Health State of Hydrocarbon Production Equipment |
| US20090218876A1 (en) * | 2008-02-29 | 2009-09-03 | Petrotek Engineering Corporation | Method of achieving hydraulic control for in-situ mining through temperature-controlled mobility ratio alterations |
| JP2011514429A (ja) * | 2008-03-17 | 2011-05-06 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | ケロシンベース燃料 |
| CA2934542C (en) * | 2008-03-28 | 2018-11-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
| AU2009251533B2 (en) | 2008-04-18 | 2012-08-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Using mines and tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
| AU2009249493B2 (en) | 2008-05-23 | 2015-05-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Field management for substantially constant composition gas generation |
| US8122956B2 (en) * | 2008-07-03 | 2012-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Magnetic stirrer |
| DE102008047219A1 (de) * | 2008-09-15 | 2010-03-25 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur Förderung von Bitumen und/oder Schwerstöl aus einer unterirdischen Lagerstätte, zugehörige Anlage und Betriebsverfahren dieser Anlage |
| JP2010073002A (ja) * | 2008-09-19 | 2010-04-02 | Hoya Corp | 画像処理装置およびカメラ |
| US9561068B2 (en) | 2008-10-06 | 2017-02-07 | Virender K. Sharma | Method and apparatus for tissue ablation |
| US20100114082A1 (en) | 2008-10-06 | 2010-05-06 | Sharma Virender K | Method and Apparatus for the Ablation of Endometrial Tissue |
| US10064697B2 (en) | 2008-10-06 | 2018-09-04 | Santa Anna Tech Llc | Vapor based ablation system for treating various indications |
| 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 |
| US9561066B2 (en) | 2008-10-06 | 2017-02-07 | Virender K. Sharma | Method and apparatus for tissue ablation |
| BRPI0920141A2 (pt) | 2008-10-13 | 2017-06-27 | Shell Int Research | sistema e método para tratar uma formação de subsuperfície. |
| US8247747B2 (en) * | 2008-10-30 | 2012-08-21 | Xaloy, Inc. | Plasticating barrel with integrated exterior heater layer |
| CA2747334A1 (en) | 2008-12-18 | 2010-06-24 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for removing asphaltenic particles |
| WO2010091357A1 (en) * | 2009-02-06 | 2010-08-12 | Hpd, Llc | Method and system for recovering oil and generating steam from produced water |
| KR101078725B1 (ko) * | 2009-02-16 | 2011-11-01 | 주식회사 하이닉스반도체 | 반도체 소자 및 그의 제조방법 |
| WO2010096210A1 (en) | 2009-02-23 | 2010-08-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Water treatment following shale oil production by in situ heating |
| DE102009010289A1 (de) * | 2009-02-24 | 2010-09-02 | Siemens Aktiengesellschaft | Vorrichtung zur Temperaturmessung in elektromagnetischen Feldern, Verwendung dieser Vorrichtung sowie zugehörige Messanordnung |
| DE102009023910A1 (de) * | 2009-03-03 | 2010-09-16 | Tracto-Technik Gmbh & Co. Kg | Erdbohrvorrichtung |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| CA2758192A1 (en) | 2009-04-10 | 2010-10-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Treatment methodologies for subsurface hydrocarbon containing formations |
| US9131977B2 (en) | 2009-04-17 | 2015-09-15 | Domain Surgical, Inc. | Layered ferromagnetic coated conductor thermal surgical tool |
| US9107666B2 (en) | 2009-04-17 | 2015-08-18 | Domain Surgical, Inc. | Thermal resecting loop |
| US8292879B2 (en) | 2009-04-17 | 2012-10-23 | Domain Surgical, Inc. | Method of treatment with adjustable ferromagnetic coated conductor thermal surgical tool |
| US9078655B2 (en) | 2009-04-17 | 2015-07-14 | Domain Surgical, Inc. | Heated balloon catheter |
| US9265556B2 (en) | 2009-04-17 | 2016-02-23 | Domain Surgical, Inc. | Thermally adjustable surgical tool, balloon catheters and sculpting of biologic materials |
| WO2010129174A1 (en) * | 2009-05-05 | 2010-11-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Converting organic matter from a subterranean formation into producible hydrocarbons by controlling production operations based on availability of one or more production resources |
| KR101841778B1 (ko) * | 2009-06-18 | 2018-05-04 | 엔테그리스, 아이엔씨. | 상이한 평균 사이즈들의 입자들로 구성되는 다공성 소결 재료 |
| NO330123B1 (no) | 2009-07-11 | 2011-02-21 | Sargas As | Lav CO2-anlegg for utvinning av oljesand |
| US8833454B2 (en) * | 2009-07-22 | 2014-09-16 | Conocophillips Company | Hydrocarbon recovery method |
| WO2011014705A1 (en) * | 2009-07-31 | 2011-02-03 | Nicholas Castellano | Method to enhance the production capacity of an oil well |
| US8776609B2 (en) | 2009-08-05 | 2014-07-15 | 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 |
| US8356935B2 (en) | 2009-10-09 | 2013-01-22 | Shell Oil Company | Methods for assessing a temperature in a subsurface formation |
| US8257112B2 (en) | 2009-10-09 | 2012-09-04 | Shell Oil Company | Press-fit coupling joint for joining insulated conductors |
| US9466896B2 (en) | 2009-10-09 | 2016-10-11 | Shell Oil Company | Parallelogram coupling joint for coupling insulated conductors |
| AU2010308522A1 (en) * | 2009-10-22 | 2012-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for producing geothermal energy |
| US8602103B2 (en) | 2009-11-24 | 2013-12-10 | Conocophillips Company | Generation of fluid for hydrocarbon recovery |
| EP2508725A1 (en) * | 2009-12-01 | 2012-10-10 | Toyota Jidosha Kabushiki Kaisha | Exhaust purification device for internal combustion engine |
| 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 |
| BR112012019528A2 (pt) * | 2010-02-05 | 2018-06-12 | Texas A & M Univ Sys | sistema de pirólise e gaseificação para produzir um gás de síntese e bio-carvão a partir de uma carga de alimentação de biomassa e método para gaseificação e pirólise de uma carga de alimentação de biomassa em um reator |
| 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 |
| US8939207B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-01-27 | Shell Oil Company | Insulated conductor heaters with semiconductor layers |
| US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
| US8701768B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-04-22 | Shell Oil Company | Methods for treating hydrocarbon formations |
| US8502120B2 (en) | 2010-04-09 | 2013-08-06 | Shell Oil Company | Insulating blocks and methods for installation in insulated conductor heaters |
| 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 |
| US9033042B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-05-19 | Shell Oil Company | Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations |
| 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 |
| CN103003222B (zh) * | 2010-07-20 | 2015-04-22 | 巴斯夫欧洲公司 | 根据萨克塞-巴索罗梅法生产乙炔的方法 |
| 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 |
| US8586867B2 (en) | 2010-10-08 | 2013-11-19 | Shell Oil Company | End termination for three-phase 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 |
| US9133398B2 (en) | 2010-12-22 | 2015-09-15 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ kerogen conversion and recycling |
| JP5287962B2 (ja) * | 2011-01-26 | 2013-09-11 | 株式会社デンソー | 溶接装置 |
| US20120217233A1 (en) * | 2011-02-28 | 2012-08-30 | Tom Richards, Inc. | Ptc controlled environment heater |
| DE102011014345A1 (de) * | 2011-03-18 | 2012-09-20 | Ecoloop Gmbh | Verfahren zur energieffizienten und umweltschonenden Gewinnung von Leichtöl und/oder Treibstoffen ausgehend von Roh-Bitumen aus Ölschifer und /oder Ölsanden |
| US9739123B2 (en) | 2011-03-29 | 2017-08-22 | Conocophillips Company | Dual injection points in SAGD |
| 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 |
| 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 |
| US8858544B2 (en) | 2011-05-16 | 2014-10-14 | Domain Surgical, Inc. | Surgical instrument guide |
| US9051828B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-06-09 | Athabasca Oil Sands Corp. | Thermally assisted gravity drainage (TAGD) |
| US9279316B2 (en) | 2011-06-17 | 2016-03-08 | Athabasca Oil Corporation | Thermally assisted gravity drainage (TAGD) |
| US9062525B2 (en) * | 2011-07-07 | 2015-06-23 | Single Buoy Moorings, Inc. | Offshore heavy oil production |
| HU230571B1 (hu) * | 2011-07-15 | 2016-12-28 | Sld Enhanced Recovery, Inc. | Eljárás lézeres olvasztásos kőzeteltávolítás során keletkező kőzet olvadék eltávolítására, valamint berendezés az eljárás megvalósítására |
| US8685281B2 (en) | 2011-07-21 | 2014-04-01 | Battelle Energy Alliance Llc | System and process for the production of syngas and fuel gasses |
| WO2013040255A2 (en) | 2011-09-13 | 2013-03-21 | Domain Surgical, Inc. | Sealing and/or cutting instrument |
| 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. |
| US9309755B2 (en) | 2011-10-07 | 2016-04-12 | Shell Oil Company | Thermal expansion accommodation for circulated fluid systems used to heat subsurface formations |
| JO3141B1 (ar) | 2011-10-07 | 2017-09-20 | Shell Int Research | الوصلات المتكاملة للموصلات المعزولة |
| US9080917B2 (en) | 2011-10-07 | 2015-07-14 | Shell Oil Company | System and methods for using dielectric properties of an insulated conductor in a subsurface formation to assess properties of the insulated conductor |
| AU2012332851B2 (en) | 2011-11-04 | 2016-07-21 | 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 |
| CN104039255B (zh) | 2011-12-06 | 2017-10-24 | 领域外科股份有限公司 | 控制到外科器械的功率输送的系统和方法 |
| US8701788B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-04-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Preconditioning a subsurface shale formation by removing extractible organics |
| US8851177B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-10-07 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ kerogen conversion and oxidant regeneration |
| US9181467B2 (en) | 2011-12-22 | 2015-11-10 | Uchicago Argonne, Llc | Preparation and use of nano-catalysts for in-situ reaction with kerogen |
| WO2013103518A1 (en) * | 2012-01-03 | 2013-07-11 | Conocophillips Company | Enhanced heavy oil recovery using downhole bitumen upgrading with steam assisted gravity drainage |
| AU2012367826A1 (en) | 2012-01-23 | 2014-08-28 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
| CA2862463A1 (en) | 2012-01-23 | 2013-08-01 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
| JP5696063B2 (ja) * | 2012-02-02 | 2015-04-08 | 信越化学工業株式会社 | 多結晶シリコン棒搬出冶具および多結晶シリコン棒の刈取方法 |
| US20150203776A1 (en) * | 2012-02-18 | 2015-07-23 | 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 |
| WO2013165711A1 (en) | 2012-05-04 | 2013-11-07 | 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 |
| AU2013267815A1 (en) * | 2012-05-29 | 2014-12-04 | 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 |
| EP2945556A4 (en) | 2013-01-17 | 2016-08-31 | Virender K Sharma | METHOD AND DEVICE FOR TISSUE REMOVAL |
| US9243485B2 (en) | 2013-02-05 | 2016-01-26 | Triple D Technologies, Inc. | System and method to initiate permeability in bore holes without perforating tools |
| US9309741B2 (en) | 2013-02-08 | 2016-04-12 | Triple D Technologies, Inc. | System and method for temporarily sealing a bore hole |
| US9534489B2 (en) * | 2013-03-06 | 2017-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Modeling acid distribution for acid stimulation of a formation |
| GB2528191B (en) * | 2013-03-27 | 2019-12-04 | Logined Bv | Automatic geosteering and evolutionary algorithm for use with same |
| 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 |
| CA2920256A1 (en) | 2013-08-05 | 2015-02-12 | Gradiant Corporation | Water treatment systems and associated methods |
| US9920608B2 (en) * | 2013-08-13 | 2018-03-20 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method of improving hydraulic fracturing by decreasing formation temperature |
| 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 |
| KR101519967B1 (ko) * | 2013-09-09 | 2015-05-15 | 한국지질자원연구원 | 순환식 용해 채광방법 |
| 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 |
| MX2016003571A (es) | 2013-09-20 | 2016-10-28 | Baker Hughes Inc | Metodo de uso de agentes de tratamiento modificadores de superficie para tratar formaciones subterraneas. |
| RU2679399C2 (ru) | 2013-09-20 | 2019-02-08 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ подавления обрастания металлических поверхностей с использованием агента для модификации поверхности |
| WO2015042486A1 (en) | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Composites for use in stimulation and sand control operations |
| US9701892B2 (en) | 2014-04-17 | 2017-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well |
| BR112016005454B1 (pt) | 2013-09-20 | 2022-02-08 | Baker Hughes Incorporated | Método para tratar um poço que penetra em uma formação subterrânea |
| CN105555908B (zh) | 2013-09-20 | 2019-10-08 | 贝克休斯公司 | 使用表面改性金属处理剂处理地下地层的方法 |
| CA2925869A1 (en) | 2013-09-23 | 2015-03-26 | Gradiant Corporation | Desalination systems and associated methods |
| US9512699B2 (en) | 2013-10-22 | 2016-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process |
| CA2929750C (en) | 2013-11-06 | 2018-02-27 | 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 |
| RU2686564C2 (ru) * | 2014-04-04 | 2019-04-29 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Изолированные проводники, сформированные с использованием стадии окончательного уменьшения размера после термической обработки |
| US10357306B2 (en) | 2014-05-14 | 2019-07-23 | Domain Surgical, Inc. | Planar ferromagnetic coated surgical tip and method for making |
| US9451792B1 (en) * | 2014-09-05 | 2016-09-27 | Atmos Nation, LLC | Systems and methods for vaporizing assembly |
| US20160097247A1 (en) * | 2014-10-01 | 2016-04-07 | H2O Oilfield Services | Methods of filtering a fluid using a portable fluid filtration apparatus |
| US9644466B2 (en) | 2014-11-21 | 2017-05-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of recovering hydrocarbons within a subsurface formation using electric current |
| WO2016085869A1 (en) | 2014-11-25 | 2016-06-02 | Shell Oil Company | Pyrolysis to pressurise oil formations |
| US10167218B2 (en) | 2015-02-11 | 2019-01-01 | Gradiant Corporation | Production of ultra-high-density brines |
| US10308526B2 (en) | 2015-02-11 | 2019-06-04 | Gradiant Corporation | Methods and systems for producing treated brines for desalination |
| 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 |
| WO2017019944A1 (en) | 2015-07-29 | 2017-02-02 | Gradiant Corporation | Osmotic desalination methods and associated systems |
| WO2017030932A1 (en) | 2015-08-14 | 2017-02-23 | Gradiant Corporation | Selective retention of multivalent ions |
| US10245555B2 (en) | 2015-08-14 | 2019-04-02 | 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 |
| US20190022550A1 (en) | 2016-01-22 | 2019-01-24 | Gradiant Corporation | Formation of solid salts using high gas flow velocities in humidifiers, such as multi-stage bubble column humidifiers |
| JP6301029B2 (ja) | 2016-01-29 | 2018-03-28 | 学校法人明治大学 | 移動体に搭載されたレーザスキャンシステム、移動体に搭載されたレーザスキャナのレーザスキャン方法及びプログラム |
| 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. |
| WO2018022999A1 (en) | 2016-07-28 | 2018-02-01 | 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 |
| CN110337527A (zh) * | 2017-02-28 | 2019-10-15 | 国立大学法人东北大学 | 甲烷气回收方法和二氧化碳低排放发电方法以及甲烷气回收系统和二氧化碳低排放发电系统 |
| 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 |
| JP2021525598A (ja) | 2018-06-01 | 2021-09-27 | サンタ アナ テック エルエルシーＳａｎｔａ Ａｎｎａ Ｔｅｃｈ Ｌｌｃ | 多段階蒸気ベースのアブレーション処理方法並びに蒸気発生及びデリバリー・システム |
| 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 |
| CA3109230A1 (en) | 2018-08-22 | 2020-02-27 | Gradiant Corporation | Liquid solution concentration system comprising isolated subsystem and related methods |
| CN109273105B (zh) * | 2018-09-13 | 2022-03-25 | 中国核动力研究设计院 | 一种超临界二氧化碳反应堆燃料组件 |
| US11053775B2 (en) * | 2018-11-16 | 2021-07-06 | Leonid Kovalev | Downhole induction heater |
| CN109507182B (zh) * | 2018-12-04 | 2021-07-30 | 中山市中能检测中心有限公司 | 一种土壤酸碱度失衡检测装备及其使用方法 |
| CN111396011B (zh) * | 2019-01-02 | 2022-06-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 提高双支u型井产气量的方法及装置 |
| RU190546U1 (ru) * | 2019-03-29 | 2019-07-03 | Оксана Викторовна Давыдова | Утилизирующая попутный нефтяной газ энергетическая установка для выработки пара, подаваемого в нагнетательные скважины |
| RU194690U1 (ru) * | 2019-07-16 | 2019-12-19 | Алексей Петрович Сальников | Электрообогреватель |
| CN110259424B (zh) * | 2019-07-17 | 2020-07-28 | 中国石油大学(北京) | 一种原位开采油页岩的方法和装置 |
| CN110439503B (zh) * | 2019-08-14 | 2021-08-10 | 西安石油大学 | 一种裂缝性低渗透油藏多段塞油井选择性堵水方法 |
| RU2726693C1 (ru) * | 2019-08-27 | 2020-07-15 | Анатолий Александрович Чернов | Способ повышения эффективности добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления |
| US11376548B2 (en) * | 2019-09-04 | 2022-07-05 | Uop Llc | Membrane permeate recycle process for use with pressure swing adsorption processes |
| US11207636B2 (en) * | 2019-09-04 | 2021-12-28 | Uop Llc | Membrane permeate recycle system for use with pressure swing adsorption apparatus |
| RU2726703C1 (ru) * | 2019-09-26 | 2020-07-15 | Анатолий Александрович Чернов | Способ повышения эффективности добычи высокотехнологичной нефти из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления |
| CN110702840B (zh) * | 2019-10-14 | 2022-06-07 | 河北地质大学华信学院 | 一种基于城市生活污水生物质碳化后能量利用率的分析装置 |
| CN110595859B (zh) * | 2019-10-29 | 2022-09-13 | 长沙开元弘盛科技有限公司 | 除水方法、分析仪及其除水装置 |
| PH12021050221A1 (en) * | 2020-05-13 | 2021-11-22 | Greenfire Energy Inc | Hydrogen production from geothermal resources using closed-loop systems |
| WO2021237137A1 (en) * | 2020-05-21 | 2021-11-25 | Pyrophase, Inc. | Configurable universal wellbore reactor system |
| CN111883851B (zh) * | 2020-08-02 | 2022-04-12 | 江西安驰新能源科技有限公司 | 一种锂离子电池从化成到配组的方法 |
| CN111929219B (zh) * | 2020-08-12 | 2022-04-01 | 西南石油大学 | 一种页岩油藏油水两相相对渗透率计算方法 |
| WO2022108891A1 (en) | 2020-11-17 | 2022-05-27 | Gradiant Corporaton | Osmotic methods and systems involving energy recovery |
| RU2752299C1 (ru) * | 2021-01-13 | 2021-07-26 | Алексей Владимирович Лысенков | Способ термокислотной обработки призабойной зоны пласта |
| CN112901128B (zh) * | 2021-01-23 | 2022-09-02 | 长安大学 | 盐度响应型乳状液用于含水层稠油油藏启动sagd方法 |
| CN112983376B (zh) * | 2021-03-05 | 2022-03-04 | 中国矿业大学 | 一种带有分子筛的原位甲烷燃爆聚能射孔装置 |
| DE102021203551A1 (de) | 2021-04-09 | 2022-10-13 | Volkswagen Aktiengesellschaft | Fahrintentionserkennung |
| CN113585333B (zh) * | 2021-07-09 | 2022-05-17 | 中铁建工集团有限公司 | 一种地下空间施工溶洞顶壁加强结构及处理方法 |
| CN115012878B (zh) * | 2022-06-30 | 2023-06-23 | 西南石油大学 | 一种基于双层管的含硫气井不停产的抑制剂加注系统 |
| CN115492558B (zh) * | 2022-09-14 | 2023-04-14 | 中国石油大学(华东) | 一种海域天然气水合物降压开采井筒中水合物二次生成防治装置及防治方法 |
| 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 |
| KR102618021B1 (ko) * | 2023-06-12 | 2023-12-27 | 주식회사 에이치엔티 | 수막이 형성된 하이드로사이클론 타입의 디센더 |
| KR102618017B1 (ko) * | 2023-06-12 | 2023-12-27 | 주식회사 에이치엔티 | 고체분리 시스템 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2381256A (en) * | 1942-10-06 | 1945-08-07 | Texas Co | Process for treating hydrocarbon fractions |
| US3992474A (en) * | 1975-12-15 | 1976-11-16 | Uop Inc. | Motor fuel production with fluid catalytic cracking of high-boiling alkylate |
| US20040020642A1 (en) * | 2001-10-24 | 2004-02-05 | Vinegar Harold J. | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using conductor-in-conduit heat sources with an electrically conductive material in the overburden |
Family Cites Families (866)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US326439A (en) * | 1885-09-15 | Protecting wells | ||
| US2732195A (en) | 1956-01-24 | Ljungstrom | ||
| SE123136C1 (ru) | 1948-01-01 | |||
| US2734579A (en) | 1956-02-14 | Production from bituminous sands | ||
| US94813A (en) | 1869-09-14 | Improvement in torpedoes for oil-wells | ||
| US345586A (en) | 1886-07-13 | Oil from wells | ||
| US48994A (en) * | 1865-07-25 | Improvement in devices for oil-wells | ||
| SE126674C1 (ru) | 1949-01-01 | |||
| SE123138C1 (ru) | 1948-01-01 | |||
| CA899987A (en) | 1972-05-09 | Chisso Corporation | Method for controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin effect current | |
| 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 |
| 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 |
| US3036632A (en) | 1958-12-24 | 1962-05-29 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovery of hydrocarbon materials from earth formations by application of heat |
| US3097690A (en) | 1958-12-24 | 1963-07-16 | Gulf Research Development Co | Process for heating a subsurface formation |
| US2969226A (en) | 1959-01-19 | 1961-01-24 | Pyrochem Corp | Pendant parting petro pyrolysis process |
| US3017168A (en) | 1959-01-26 | 1962-01-16 | Phillips Petroleum Co | In situ retorting of oil shale |
| US3110345A (en) * | 1959-02-26 | 1963-11-12 | Gulf Research Development Co | Low temperature reverse combustion process |
| US3113619A (en) | 1959-03-30 | 1963-12-10 | Phillips Petroleum Co | Line drive counterflow in situ combustion process |
| US3113620A (en) | 1959-07-06 | 1963-12-10 | Exxon Research Engineering Co | Process for producing viscous oil |
| US3181613A (en) * | 1959-07-20 | 1965-05-04 | Union Oil Co | Method and apparatus for subterranean heating |
| US3113623A (en) * | 1959-07-20 | 1963-12-10 | Union Oil Co | Apparatus for underground retorting |
| US3116792A (en) * | 1959-07-27 | 1964-01-07 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
| US3132692A (en) * | 1959-07-27 | 1964-05-12 | Phillips Petroleum Co | Use of formation heat from in situ combustion |
| US3150715A (en) * | 1959-09-30 | 1964-09-29 | Shell Oil Co | Oil recovery by in situ combustion with water injection |
| US3095031A (en) | 1959-12-09 | 1963-06-25 | Eurenius Malte Oscar | Burners for use in bore holes in the ground |
| US3004911A (en) * | 1959-12-11 | 1961-10-17 | Phillips Petroleum Co | Catalytic cracking process and two unit system |
| US3006142A (en) | 1959-12-21 | 1961-10-31 | Phillips Petroleum Co | Jet engine combustion processes |
| US3131763A (en) * | 1959-12-30 | 1964-05-05 | Texaco Inc | Electrical borehole heater |
| US3163745A (en) * | 1960-02-29 | 1964-12-29 | Socony Mobil Oil Co Inc | Heating of an earth formation penetrated by a well borehole |
| US3127935A (en) * | 1960-04-08 | 1964-04-07 | Marathon Oil Co | In situ combustion for oil recovery in tar sands, oil shales and conventional petroleum reservoirs |
| US3137347A (en) | 1960-05-09 | 1964-06-16 | Phillips Petroleum Co | In situ electrolinking of oil shale |
| US3139928A (en) * | 1960-05-24 | 1964-07-07 | Shell Oil Co | Thermal process for in situ decomposition of oil shale |
| US3058730A (en) * | 1960-06-03 | 1962-10-16 | Fmc Corp | Method of forming underground communication between boreholes |
| US3106244A (en) | 1960-06-20 | 1963-10-08 | Phillips Petroleum Co | Process for producing oil shale in situ by electrocarbonization |
| US3142336A (en) * | 1960-07-18 | 1964-07-28 | Shell Oil Co | Method and apparatus for injecting steam into subsurface formations |
| US3105545A (en) | 1960-11-21 | 1963-10-01 | Shell Oil Co | Method of heating underground formations |
| US3164207A (en) * | 1961-01-17 | 1965-01-05 | Wayne H Thessen | Method for recovering oil |
| US3138203A (en) * | 1961-03-06 | 1964-06-23 | Jersey Prod Res Co | Method of underground burning |
| US3191679A (en) | 1961-04-13 | 1965-06-29 | Wendell S Miller | Melting process for recovering bitumens from the earth |
| US3130007A (en) | 1961-05-12 | 1964-04-21 | Union Carbide Corp | Crystalline zeolite y |
| US3207220A (en) | 1961-06-26 | 1965-09-21 | Chester I Williams | Electric well heater |
| US3114417A (en) * | 1961-08-14 | 1963-12-17 | Ernest T Saftig | Electric oil well heater apparatus |
| US3246695A (en) | 1961-08-21 | 1966-04-19 | Charles L Robinson | Method for heating minerals in situ with radioactive materials |
| US3057404A (en) | 1961-09-29 | 1962-10-09 | Socony Mobil Oil Co Inc | Method and system for producing oil tenaciously held in porous formations |
| US3183675A (en) | 1961-11-02 | 1965-05-18 | Conch Int Methane Ltd | Method of freezing an earth formation |
| US3170842A (en) * | 1961-11-06 | 1965-02-23 | Phillips Petroleum Co | Subcritical borehole nuclear reactor and process |
| US3209825A (en) | 1962-02-14 | 1965-10-05 | Continental Oil Co | Low temperature in-situ combustion |
| US3205946A (en) | 1962-03-12 | 1965-09-14 | Shell Oil Co | Consolidation by silica coalescence |
| US3165154A (en) * | 1962-03-23 | 1965-01-12 | Phillips Petroleum Co | Oil recovery by in situ combustion |
| US3149670A (en) | 1962-03-27 | 1964-09-22 | Smclair Res Inc | In-situ heating process |
| US3214890A (en) * | 1962-04-19 | 1965-11-02 | Marathon Oil Co | Method of separation of hydrocarbons by a single absorption oil |
| US3149672A (en) * | 1962-05-04 | 1964-09-22 | Jersey Prod Res Co | Method and apparatus for electrical heating of oil-bearing formations |
| US3208531A (en) | 1962-08-21 | 1965-09-28 | Otis Eng Co | Inserting tool for locating and anchoring a device in tubing |
| US3182721A (en) * | 1962-11-02 | 1965-05-11 | Sun Oil Co | Method of petroleum production by forward in situ combustion |
| US3288648A (en) | 1963-02-04 | 1966-11-29 | Pan American Petroleum Corp | Process for producing electrical energy from geological liquid hydrocarbon formation |
| US3205942A (en) | 1963-02-07 | 1965-09-14 | Socony Mobil Oil Co Inc | Method for recovery of hydrocarbons by in situ heating of oil shale |
| US3221811A (en) | 1963-03-11 | 1965-12-07 | Shell Oil Co | Mobile in-situ heating of formations |
| US3250327A (en) | 1963-04-02 | 1966-05-10 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovering nonflowing hydrocarbons |
| US3241611A (en) | 1963-04-10 | 1966-03-22 | Equity Oil Company | Recovery of petroleum products from oil shale |
| GB959945A (en) | 1963-04-18 | 1964-06-03 | Conch Int Methane Ltd | Constructing a frozen wall within the ground |
| US3237689A (en) | 1963-04-29 | 1966-03-01 | Clarence I Justheim | Distillation of underground deposits of solid carbonaceous materials in situ |
| US3205944A (en) | 1963-06-14 | 1965-09-14 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovery of hydrocarbons from a subterranean reservoir by heating |
| US3233668A (en) * | 1963-11-15 | 1966-02-08 | Exxon Production Research Co | Recovery of shale oil |
| US3285335A (en) | 1963-12-11 | 1966-11-15 | Exxon Research Engineering Co | In situ pyrolysis of oil shale formations |
| US3272261A (en) * | 1963-12-13 | 1966-09-13 | Gulf Research Development Co | Process for recovery of oil |
| US3273640A (en) | 1963-12-13 | 1966-09-20 | Pyrochem Corp | Pressure pulsing perpendicular permeability process for winning stabilized primary volatiles from oil shale in situ |
| US3275076A (en) | 1964-01-13 | 1966-09-27 | Mobil Oil Corp | Recovery of asphaltic-type petroleum from a subterranean reservoir |
| US3342258A (en) | 1964-03-06 | 1967-09-19 | Shell Oil Co | Underground oil recovery from solid oil-bearing deposits |
| US3294167A (en) | 1964-04-13 | 1966-12-27 | Shell Oil Co | Thermal oil recovery |
| US3284281A (en) | 1964-08-31 | 1966-11-08 | Phillips Petroleum Co | Production of oil from oil shale through fractures |
| US3302707A (en) | 1964-09-30 | 1967-02-07 | Mobil Oil Corp | Method for improving fluid recoveries from earthen formations |
| US3380913A (en) | 1964-12-28 | 1968-04-30 | Phillips Petroleum Co | Refining of effluent from in situ combustion operation |
| US3332480A (en) | 1965-03-04 | 1967-07-25 | Pan American Petroleum Corp | Recovery of hydrocarbons by thermal methods |
| US3338306A (en) | 1965-03-09 | 1967-08-29 | Mobil Oil Corp | Recovery of heavy oil from oil sands |
| US3358756A (en) | 1965-03-12 | 1967-12-19 | Shell Oil Co | Method for in situ recovery of solid or semi-solid petroleum deposits |
| US3262741A (en) * | 1965-04-01 | 1966-07-26 | Pittsburgh Plate Glass Co | Solution mining of potassium chloride |
| DE1242535B (de) | 1965-04-13 | 1967-06-22 | Deutsche Erdoel Ag | Verfahren zur Restausfoerderung von Erdoellagerstaetten |
| US3316344A (en) * | 1965-04-26 | 1967-04-25 | Central Electr Generat Board | Prevention of icing of electrical conductors |
| US3342267A (en) | 1965-04-29 | 1967-09-19 | Gerald S Cotter | Turbo-generator heater for oil and gas wells and pipe lines |
| US3278234A (en) * | 1965-05-17 | 1966-10-11 | Pittsburgh Plate Glass Co | Solution mining of potassium chloride |
| US3352355A (en) | 1965-06-23 | 1967-11-14 | Dow Chemical Co | Method of recovery of hydrocarbons from solid hydrocarbonaceous formations |
| US3349845A (en) | 1965-10-22 | 1967-10-31 | Sinclair Oil & Gas Company | Method of establishing communication between wells |
| US3379248A (en) | 1965-12-10 | 1968-04-23 | Mobil Oil Corp | In situ combustion process utilizing waste heat |
| US3424254A (en) * | 1965-12-29 | 1969-01-28 | Major Walter Huff | Cryogenic method and apparatus for drilling hot geothermal zones |
| US3386508A (en) | 1966-02-21 | 1968-06-04 | Exxon Production Research Co | Process and system for the recovery of viscous oil |
| US3362751A (en) | 1966-02-28 | 1968-01-09 | Tinlin William | Method and system for recovering shale oil and gas |
| US3595082A (en) | 1966-03-04 | 1971-07-27 | Gulf Oil Corp | Temperature measuring apparatus |
| US3410977A (en) | 1966-03-28 | 1968-11-12 | Ando Masao | Method of and apparatus for heating the surface part of various construction materials |
| DE1615192B1 (de) | 1966-04-01 | 1970-08-20 | Chisso Corp | Induktiv beheiztes Heizrohr |
| US3513913A (en) | 1966-04-19 | 1970-05-26 | Shell Oil Co | Oil recovery from oil shales by transverse combustion |
| US3372754A (en) | 1966-05-31 | 1968-03-12 | Mobil Oil Corp | Well assembly for heating a subterranean formation |
| US3399623A (en) | 1966-07-14 | 1968-09-03 | James R. Creed | Apparatus for and method of producing viscid oil |
| US3412011A (en) | 1966-09-02 | 1968-11-19 | Phillips Petroleum Co | Catalytic cracking and in situ combustion process for producing hydrocarbons |
| US3465819A (en) | 1967-02-13 | 1969-09-09 | American Oil Shale Corp | Use of nuclear detonations in producing hydrocarbons from an underground formation |
| US3389975A (en) | 1967-03-10 | 1968-06-25 | Sinclair Research Inc | Process for the recovery of aluminum values from retorted shale and conversion of sodium aluminate to sodium aluminum carbonate hydroxide |
| NL6803827A (ru) | 1967-03-22 | 1968-09-23 | ||
| US3528501A (en) | 1967-08-04 | 1970-09-15 | Phillips Petroleum Co | Recovery of oil from oil shale |
| US3434541A (en) * | 1967-10-11 | 1969-03-25 | Mobil Oil Corp | In situ combustion process |
| US3485300A (en) | 1967-12-20 | 1969-12-23 | Phillips Petroleum Co | Method and apparatus for defoaming crude oil down hole |
| US3477058A (en) | 1968-02-01 | 1969-11-04 | Gen Electric | Magnesia insulated heating elements and methods of production |
| US3580987A (en) | 1968-03-26 | 1971-05-25 | Pirelli | Electric cable |
| US3455383A (en) * | 1968-04-24 | 1969-07-15 | Shell Oil Co | Method of producing fluidized material from a subterranean formation |
| US3578080A (en) | 1968-06-10 | 1971-05-11 | Shell Oil Co | Method of producing shale oil from an oil shale formation |
| US3529682A (en) | 1968-10-03 | 1970-09-22 | Bell Telephone Labor Inc | Location detection and guidance systems for burrowing device |
| US3537528A (en) | 1968-10-14 | 1970-11-03 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from an exfoliated oil shale formation |
| US3593789A (en) | 1968-10-18 | 1971-07-20 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from an oil shale formation |
| US3502372A (en) * | 1968-10-23 | 1970-03-24 | Shell Oil Co | Process of recovering oil and dawsonite from oil shale |
| US3565171A (en) * | 1968-10-23 | 1971-02-23 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from a subterranean oil shale formation |
| US3554285A (en) * | 1968-10-24 | 1971-01-12 | Phillips Petroleum Co | Production and upgrading of heavy viscous oils |
| US3629551A (en) | 1968-10-29 | 1971-12-21 | Chisso Corp | Controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin-effect current |
| US3501201A (en) * | 1968-10-30 | 1970-03-17 | Shell Oil Co | Method of producing shale oil from a subterranean oil shale formation |
| US3540999A (en) * | 1969-01-15 | 1970-11-17 | Universal Oil Prod Co | Jet fuel kerosene and gasoline production from gas oils |
| US3562401A (en) * | 1969-03-03 | 1971-02-09 | Union Carbide Corp | Low temperature electric transmission systems |
| US3614986A (en) | 1969-03-03 | 1971-10-26 | Electrothermic Co | Method for injecting heated fluids into mineral bearing formations |
| US3542131A (en) | 1969-04-01 | 1970-11-24 | Mobil Oil Corp | Method of recovering hydrocarbons from oil shale |
| US3547192A (en) | 1969-04-04 | 1970-12-15 | Shell Oil Co | Method of metal coating and electrically heating a subterranean earth formation |
| US3618663A (en) | 1969-05-01 | 1971-11-09 | Phillips Petroleum Co | Shale oil production |
| US3605890A (en) | 1969-06-04 | 1971-09-20 | Chevron Res | Hydrogen production from a kerogen-depleted shale formation |
| US3572838A (en) * | 1969-07-07 | 1971-03-30 | Shell Oil Co | Recovery of aluminum compounds and oil from oil shale formations |
| US3599714A (en) | 1969-09-08 | 1971-08-17 | Roger L Messman | Method of recovering hydrocarbons by in situ combustion |
| US3614387A (en) | 1969-09-22 | 1971-10-19 | Watlow Electric Mfg Co | Electrical heater with an internal thermocouple |
| US3547193A (en) | 1969-10-08 | 1970-12-15 | Electrothermic Co | Method and apparatus for recovery of minerals from sub-surface formations using electricity |
| US3702886A (en) | 1969-10-10 | 1972-11-14 | Mobil Oil Corp | Crystalline zeolite zsm-5 and method of preparing the same |
| US3661423A (en) | 1970-02-12 | 1972-05-09 | Occidental Petroleum Corp | In situ process for recovery of carbonaceous materials from subterranean deposits |
| JPS4829418B1 (ru) * | 1970-03-04 | 1973-09-10 | ||
| US3709979A (en) * | 1970-04-23 | 1973-01-09 | Mobil Oil Corp | Crystalline zeolite zsm-11 |
| US3759574A (en) * | 1970-09-24 | 1973-09-18 | Shell Oil Co | Method of producing hydrocarbons from an oil shale formation |
| US4305463A (en) | 1979-10-31 | 1981-12-15 | Oil Trieval Corporation | Oil recovery method and apparatus |
| US3679812A (en) | 1970-11-13 | 1972-07-25 | Schlumberger Technology Corp | Electrical suspension cable for well tools |
| US3680633A (en) | 1970-12-28 | 1972-08-01 | Sun Oil Co Delaware | Situ combustion initiation process |
| US3675715A (en) | 1970-12-30 | 1972-07-11 | Forrester A Clark | Processes for secondarily recovering oil |
| US3770614A (en) | 1971-01-15 | 1973-11-06 | Mobil Oil Corp | Split feed reforming and n-paraffin elimination from low boiling reformate |
| US3832449A (en) | 1971-03-18 | 1974-08-27 | Mobil Oil Corp | Crystalline zeolite zsm{14 12 |
| US3748251A (en) * | 1971-04-20 | 1973-07-24 | Mobil Oil Corp | Dual riser fluid catalytic cracking with zsm-5 zeolite |
| US3700280A (en) | 1971-04-28 | 1972-10-24 | Shell Oil Co | Method of producing oil from an oil shale formation containing nahcolite and dawsonite |
| US3774701A (en) * | 1971-05-07 | 1973-11-27 | C Weaver | Method and apparatus for drilling |
| US3770398A (en) | 1971-09-17 | 1973-11-06 | Cities Service Oil Co | In situ coal gasification process |
| US3812913A (en) * | 1971-10-18 | 1974-05-28 | Sun Oil Co | Method of formation consolidation |
| US3893918A (en) | 1971-11-22 | 1975-07-08 | Engineering Specialties Inc | Method for separating material leaving a well |
| US3766982A (en) | 1971-12-27 | 1973-10-23 | Justheim Petrol Co | Method for the in-situ treatment of hydrocarbonaceous materials |
| US3759328A (en) | 1972-05-11 | 1973-09-18 | Shell Oil Co | Laterally expanding oil shale permeabilization |
| US3794116A (en) * | 1972-05-30 | 1974-02-26 | Atomic Energy Commission | Situ coal bed gasification |
| US3757860A (en) | 1972-08-07 | 1973-09-11 | Atlantic Richfield Co | Well heating |
| US3779602A (en) | 1972-08-07 | 1973-12-18 | Shell Oil Co | Process for solution mining nahcolite |
| US3809159A (en) | 1972-10-02 | 1974-05-07 | Continental Oil Co | Process for simultaneously increasing recovery and upgrading oil in a reservoir |
| US3804172A (en) | 1972-10-11 | 1974-04-16 | Shell Oil Co | Method for the recovery of oil from oil shale |
| US3794113A (en) * | 1972-11-13 | 1974-02-26 | Mobil Oil Corp | Combination in situ combustion displacement and steam stimulation of producing wells |
| US3804169A (en) * | 1973-02-07 | 1974-04-16 | Shell Oil Co | Spreading-fluid recovery of subterranean oil |
| US3947683A (en) | 1973-06-05 | 1976-03-30 | Texaco Inc. | Combination of epithermal and inelastic neutron scattering methods to locate coal and oil shale zones |
| US4076761A (en) | 1973-08-09 | 1978-02-28 | Mobil Oil Corporation | Process for the manufacture of gasoline |
| US4016245A (en) | 1973-09-04 | 1977-04-05 | Mobil Oil Corporation | Crystalline zeolite and method of preparing same |
| US3881551A (en) | 1973-10-12 | 1975-05-06 | Ruel C Terry | Method of extracting immobile hydrocarbons |
| US3853185A (en) | 1973-11-30 | 1974-12-10 | Continental Oil Co | Guidance system for a horizontal drilling apparatus |
| US3907045A (en) | 1973-11-30 | 1975-09-23 | Continental Oil Co | Guidance system for a horizontal drilling apparatus |
| US3882941A (en) | 1973-12-17 | 1975-05-13 | Cities Service Res & Dev Co | In situ production of bitumen from oil shale |
| US3922148A (en) | 1974-05-16 | 1975-11-25 | Texaco Development Corp | Production of methane-rich gas |
| US3948755A (en) * | 1974-05-31 | 1976-04-06 | Standard Oil Company | Process for recovering and upgrading hydrocarbons from oil shale and tar sands |
| US3894769A (en) * | 1974-06-06 | 1975-07-15 | Shell Oil Co | Recovering oil from a subterranean carbonaceous formation |
| US3948758A (en) | 1974-06-17 | 1976-04-06 | Mobil Oil Corporation | Production of alkyl aromatic hydrocarbons |
| US4006778A (en) | 1974-06-21 | 1977-02-08 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Thermal recovery of hydrocarbon from tar sands |
| US4026357A (en) | 1974-06-26 | 1977-05-31 | Texaco Exploration Canada Ltd. | In situ gasification of solid hydrocarbon materials in a subterranean formation |
| US4029360A (en) | 1974-07-26 | 1977-06-14 | Occidental Oil Shale, Inc. | Method of recovering oil and water from in situ oil shale retort flue gas |
| US4005752A (en) | 1974-07-26 | 1977-02-01 | Occidental Petroleum Corporation | Method of igniting in situ oil shale retort with fuel rich flue gas |
| US3941421A (en) | 1974-08-13 | 1976-03-02 | Occidental Petroleum Corporation | Apparatus for obtaining uniform gas flow through an in situ oil shale retort |
| GB1454324A (en) | 1974-08-14 | 1976-11-03 | Iniex | Recovering combustible gases from underground deposits of coal or bituminous shale |
| US3948319A (en) | 1974-10-16 | 1976-04-06 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for producing fluid by varying current flow through subterranean source formation |
| AR205595A1 (es) | 1974-11-06 | 1976-05-14 | Haldor Topsoe As | Procedimiento para preparar gases rico en metano |
| US3933447A (en) * | 1974-11-08 | 1976-01-20 | The United States Of America As Represented By The United States Energy Research And Development Administration | Underground gasification of coal |
| US4138442A (en) * | 1974-12-05 | 1979-02-06 | Mobil Oil Corporation | Process for the manufacture of gasoline |
| US3952802A (en) | 1974-12-11 | 1976-04-27 | In Situ Technology, Inc. | Method and apparatus for in situ gasification of coal and the commercial products derived therefrom |
| US3986556A (en) | 1975-01-06 | 1976-10-19 | Haynes Charles A | Hydrocarbon recovery from earth strata |
| US4042026A (en) | 1975-02-08 | 1977-08-16 | Deutsche Texaco Aktiengesellschaft | Method for initiating an in-situ recovery process by the introduction of oxygen |
| US4096163A (en) | 1975-04-08 | 1978-06-20 | Mobil Oil Corporation | Conversion of synthesis gas to hydrocarbon mixtures |
| US3924680A (en) | 1975-04-23 | 1975-12-09 | In Situ Technology Inc | Method of pyrolysis of coal in situ |
| US3973628A (en) | 1975-04-30 | 1976-08-10 | New Mexico Tech Research Foundation | In situ solution mining of coal |
| US3989108A (en) * | 1975-05-16 | 1976-11-02 | Texaco Inc. | Water exclusion method for hydrocarbon production wells using freezing technique |
| US4016239A (en) | 1975-05-22 | 1977-04-05 | Union Oil Company Of California | Recarbonation of spent oil shale |
| US3987851A (en) | 1975-06-02 | 1976-10-26 | Shell Oil Company | Serially burning and pyrolyzing to produce shale oil from a subterranean oil shale |
| US3986557A (en) | 1975-06-06 | 1976-10-19 | Atlantic Richfield Company | Production of bitumen from tar sands |
| CA1064890A (en) * | 1975-06-10 | 1979-10-23 | Mae K. Rubin | Crystalline zeolite, synthesis and use thereof |
| US3950029A (en) | 1975-06-12 | 1976-04-13 | Mobil Oil Corporation | In situ retorting of oil shale |
| US3993132A (en) | 1975-06-18 | 1976-11-23 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Thermal recovery of hydrocarbons from tar sands |
| US4069868A (en) | 1975-07-14 | 1978-01-24 | In Situ Technology, Inc. | Methods of fluidized production of coal in situ |
| BE832017A (fr) * | 1975-07-31 | 1975-11-17 | Nouveau procede d'exploitation d'un gisement de houille ou de lignite par gazefication souterraine sous haute pression | |
| US4199024A (en) | 1975-08-07 | 1980-04-22 | World Energy Systems | Multistage gas generator |
| US3954140A (en) | 1975-08-13 | 1976-05-04 | Hendrick Robert P | Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction |
| US3986349A (en) | 1975-09-15 | 1976-10-19 | Chevron Research Company | Method of power generation via coal gasification and liquid hydrocarbon synthesis |
| US3994341A (en) | 1975-10-30 | 1976-11-30 | Chevron Research Company | Recovering viscous petroleum from thick tar sand |
| US3994340A (en) | 1975-10-30 | 1976-11-30 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from tar sand |
| US4037658A (en) | 1975-10-30 | 1977-07-26 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from an underground formation |
| 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 |
| 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 |
| US4193451A (en) * | 1976-06-17 | 1980-03-18 | The Badger Company, Inc. | Method for production of organic products from kerogen |
| US4487257A (en) * | 1976-06-17 | 1984-12-11 | Raytheon Company | Apparatus and method for production of organic products from kerogen |
| US4067390A (en) | 1976-07-06 | 1978-01-10 | Technology Application Services Corporation | Apparatus and method for the recovery of fuel products from subterranean deposits of carbonaceous matter using a plasma arc |
| US4057293A (en) | 1976-07-12 | 1977-11-08 | Garrett Donald E | Process for in situ conversion of coal or the like into oil and gas |
| US4043393A (en) * | 1976-07-29 | 1977-08-23 | Fisher Sidney T | Extraction from underground coal deposits |
| US4091869A (en) | 1976-09-07 | 1978-05-30 | Exxon Production Research Company | In situ process for recovery of carbonaceous materials from subterranean deposits |
| US4065183A (en) * | 1976-11-15 | 1977-12-27 | Trw Inc. | Recovery system for oil shale deposits |
| US4059308A (en) * | 1976-11-15 | 1977-11-22 | Trw Inc. | Pressure swing recovery system for oil shale deposits |
| US4083604A (en) | 1976-11-15 | 1978-04-11 | Trw Inc. | Thermomechanical fracture for recovery system in oil shale deposits |
| US4064943A (en) * | 1976-12-06 | 1977-12-27 | Shell Oil Co | Plugging permeable earth formation with wax |
| 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 |
| SU680357A1 (ru) * | 1978-01-30 | 1981-08-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательскийи Проектный Институт Галургии | Способ подземного растворени соли |
| US4148359A (en) * | 1978-01-30 | 1979-04-10 | Shell Oil Company | Pressure-balanced oil recovery process for water productive oil shale |
| FR2420024A1 (fr) * | 1978-03-16 | 1979-10-12 | Neftegazovy N Iss I | Procede de thermo-extraction de petrole par mines |
| DE2812490A1 (de) | 1978-03-22 | 1979-09-27 | Texaco Ag | Verfahren zur ermittlung der raeumlichen ausdehnung von untertaegigen reaktionen |
| JPS54128401A (en) * | 1978-03-27 | 1979-10-05 | Texaco Development Corp | Recovery of oil from underground |
| US4160479A (en) * | 1978-04-24 | 1979-07-10 | Richardson Reginald D | Heavy oil recovery process |
| US4197911A (en) | 1978-05-09 | 1980-04-15 | Ramcor, Inc. | Process for in situ coal gasification |
| US4228853A (en) | 1978-06-21 | 1980-10-21 | Harvey A Herbert | Petroleum production method |
| US4186801A (en) * | 1978-12-18 | 1980-02-05 | Gulf Research And Development Company | In situ combustion process for the recovery of liquid carbonaceous fuels from subterranean formations |
| US4185692A (en) * | 1978-07-14 | 1980-01-29 | In Situ Technology, Inc. | Underground linkage of wells for production of coal in situ |
| US4184548A (en) * | 1978-07-17 | 1980-01-22 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for determining the position and inclination of a flame front during in situ combustion of an oil shale retort |
| US4183405A (en) * | 1978-10-02 | 1980-01-15 | Magnie Robert L | Enhanced recoveries of petroleum and hydrogen from underground reservoirs |
| US4446917A (en) | 1978-10-04 | 1984-05-08 | Todd John C | Method and apparatus for producing viscous or waxy crude oils |
| ES474736A1 (es) * | 1978-10-31 | 1979-04-01 | Empresa Nacional Aluminio | Sistema de generacion y autocontrol de la forma de onda y - tension o corriente aplicable a procesos de coloracion elec-trolitica del aluminio anodizado. |
| US4311340A (en) * | 1978-11-27 | 1982-01-19 | Lyons William C | Uranium leeching process and insitu mining |
| NL7811732A (nl) | 1978-11-30 | 1980-06-03 | Stamicarbon | Werkwijze voor de omzetting van dimethylether. |
| JPS5576586A (en) | 1978-12-01 | 1980-06-09 | Tokyo Shibaura Electric Co | Heater |
| US4299086A (en) | 1978-12-07 | 1981-11-10 | Gulf Research & Development Company | Utilization of energy obtained by substoichiometric combustion of low heating value gases |
| US4457365A (en) | 1978-12-07 | 1984-07-03 | Raytheon Company | In situ radio frequency selective heating system |
| US4265307A (en) | 1978-12-20 | 1981-05-05 | Standard Oil Company | Shale oil recovery |
| US4194562A (en) | 1978-12-21 | 1980-03-25 | Texaco Inc. | Method for preconditioning a subterranean oil-bearing formation prior to in-situ combustion |
| US4258955A (en) | 1978-12-26 | 1981-03-31 | Mobil Oil Corporation | Process for in-situ leaching of uranium |
| US4274487A (en) | 1979-01-11 | 1981-06-23 | Standard Oil Company (Indiana) | Indirect thermal stimulation of production wells |
| US4232902A (en) * | 1979-02-09 | 1980-11-11 | Ppg Industries, Inc. | Solution mining water soluble salts at high temperatures |
| US4324292A (en) | 1979-02-21 | 1982-04-13 | University Of Utah | Process for recovering products from oil shale |
| US4289354A (en) * | 1979-02-23 | 1981-09-15 | Edwin G. Higgins, Jr. | Borehole mining of solid mineral resources |
| US4248306A (en) * | 1979-04-02 | 1981-02-03 | Huisen Allan T Van | Geothermal petroleum refining |
| US4282587A (en) | 1979-05-21 | 1981-08-04 | Daniel Silverman | Method for monitoring the recovery of minerals from shallow geological formations |
| US4254287A (en) * | 1979-07-05 | 1981-03-03 | Conoco, Inc. | Removal of catalyst from ethoxylates by centrifugation |
| US4241787A (en) * | 1979-07-06 | 1980-12-30 | Price Ernest H | Downhole separator for wells |
| US4290650A (en) * | 1979-08-03 | 1981-09-22 | Ppg Industries Canada Ltd. | Subterranean cavity chimney development for connecting solution mined cavities |
| US4228854A (en) | 1979-08-13 | 1980-10-21 | Alberta Research Council | Enhanced oil recovery using electrical means |
| US4701587A (en) | 1979-08-31 | 1987-10-20 | Metcal, Inc. | Shielded heating element having intrinsic temperature control |
| US4256945A (en) | 1979-08-31 | 1981-03-17 | Iris Associates | Alternating current electrically resistive heating element having intrinsic temperature control |
| US4549396A (en) | 1979-10-01 | 1985-10-29 | Mobil Oil Corporation | Conversion of coal to electricity |
| US4368114A (en) * | 1979-12-05 | 1983-01-11 | Mobil Oil Corporation | Octane and total yield improvement in catalytic cracking |
| US4250230A (en) * | 1979-12-10 | 1981-02-10 | In Situ Technology, Inc. | Generating electricity from coal in situ |
| US4250962A (en) * | 1979-12-14 | 1981-02-17 | Gulf Research & Development Company | In situ combustion process for the recovery of liquid carbonaceous fuels from subterranean formations |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US4429745A (en) | 1981-05-08 | 1984-02-07 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery method |
| US4378048A (en) | 1981-05-08 | 1983-03-29 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases using different platinum catalysts |
| US4384614A (en) | 1981-05-11 | 1983-05-24 | Justheim Pertroleum Company | Method of retorting oil shale by velocity flow of super-heated air |
| US4437519A (en) | 1981-06-03 | 1984-03-20 | Occidental Oil Shale, Inc. | Reduction of shale oil pour point |
| US4428700A (en) * | 1981-08-03 | 1984-01-31 | E. R. Johnson Associates, Inc. | Method for disposing of waste materials |
| US4456065A (en) | 1981-08-20 | 1984-06-26 | Elektra Energie A.G. | Heavy oil recovering |
| US4344483A (en) * | 1981-09-08 | 1982-08-17 | Fisher Charles B | Multiple-site underground magnetic heating of hydrocarbons |
| US4452491A (en) | 1981-09-25 | 1984-06-05 | Intercontinental Econergy Associates, Inc. | Recovery of hydrocarbons from deep underground deposits of tar sands |
| US4425967A (en) * | 1981-10-07 | 1984-01-17 | Standard Oil Company (Indiana) | Ignition procedure and process for in situ retorting of oil shale |
| US4605680A (en) | 1981-10-13 | 1986-08-12 | Chevron Research Company | Conversion of synthesis gas to diesel fuel and gasoline |
| JPS6053159B2 (ja) * | 1981-10-20 | 1985-11-22 | 三菱電機株式会社 | 炭化水素系地下資源の電気加熱方法 |
| US4410042A (en) | 1981-11-02 | 1983-10-18 | Mobil Oil Corporation | In-situ combustion method for recovery of heavy oil utilizing oxygen and carbon dioxide as initial oxidant |
| US4444258A (en) * | 1981-11-10 | 1984-04-24 | Nicholas Kalmar | In situ recovery of oil from oil shale |
| US4388176A (en) * | 1981-11-19 | 1983-06-14 | Texaco Inc. | Hydrocarbon conversion process |
| US4418752A (en) | 1982-01-07 | 1983-12-06 | Conoco Inc. | Thermal oil recovery with solvent recirculation |
| FR2519688A1 (fr) | 1982-01-08 | 1983-07-18 | Elf Aquitaine | Systeme d'etancheite pour puits de forage dans lequel circule un fluide chaud |
| US4397732A (en) | 1982-02-11 | 1983-08-09 | International Coal Refining Company | Process for coal liquefaction employing selective coal feed |
| US4551226A (en) | 1982-02-26 | 1985-11-05 | Chevron Research Company | Heat exchanger antifoulant |
| US4530401A (en) | 1982-04-05 | 1985-07-23 | Mobil Oil Corporation | Method for maximum in-situ visbreaking of heavy oil |
| CA1196594A (en) | 1982-04-08 | 1985-11-12 | Guy Savard | Recovery of oil from tar sands |
| US4537252A (en) | 1982-04-23 | 1985-08-27 | Standard Oil Company (Indiana) | Method of underground conversion of coal |
| US4491179A (en) * | 1982-04-26 | 1985-01-01 | Pirson Sylvain J | Method for oil recovery by in situ exfoliation drive |
| US4455215A (en) | 1982-04-29 | 1984-06-19 | Jarrott David M | Process for the geoconversion of coal into oil |
| US4412585A (en) | 1982-05-03 | 1983-11-01 | Cities Service Company | Electrothermal process for recovering hydrocarbons |
| US4524826A (en) | 1982-06-14 | 1985-06-25 | Texaco Inc. | Method of heating an oil shale formation |
| US4457374A (en) | 1982-06-29 | 1984-07-03 | Standard Oil Company | Transient response process for detecting in situ retorting conditions |
| US4442896A (en) * | 1982-07-21 | 1984-04-17 | Reale Lucio V | Treatment of underground beds |
| US4440871A (en) * | 1982-07-26 | 1984-04-03 | Union Carbide Corporation | Crystalline silicoaluminophosphates |
| US4407973A (en) | 1982-07-28 | 1983-10-04 | The M. W. Kellogg Company | Methanol from coal and natural gas |
| US4479541A (en) | 1982-08-23 | 1984-10-30 | Wang Fun Den | Method and apparatus for recovery of oil, gas and mineral deposits by panel opening |
| US4460044A (en) | 1982-08-31 | 1984-07-17 | Chevron Research Company | Advancing heated annulus steam drive |
| US4458767A (en) | 1982-09-28 | 1984-07-10 | Mobil Oil Corporation | Method for directionally drilling a first well to intersect a second well |
| US4485868A (en) * | 1982-09-29 | 1984-12-04 | Iit Research Institute | Method for recovery of viscous hydrocarbons by electromagnetic heating in situ |
| CA1214815A (en) | 1982-09-30 | 1986-12-02 | John F. Krumme | Autoregulating electrically shielded heater |
| US4927857A (en) | 1982-09-30 | 1990-05-22 | Engelhard Corporation | Method of methanol production |
| US4695713A (en) | 1982-09-30 | 1987-09-22 | Metcal, Inc. | Autoregulating, electrically shielded heater |
| US4498531A (en) | 1982-10-01 | 1985-02-12 | Rockwell International Corporation | Emission controller for indirect fired downhole steam generators |
| US4485869A (en) | 1982-10-22 | 1984-12-04 | Iit Research Institute | Recovery of liquid hydrocarbons from oil shale by electromagnetic heating in situ |
| EP0110449B1 (en) * | 1982-11-22 | 1986-08-13 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Process for the preparation of a fischer-tropsch catalyst, a catalyst so prepared and use of this catalyst in the preparation of hydrocarbons |
| 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 |
| US4886118A (en) | 1983-03-21 | 1989-12-12 | Shell Oil Company | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeability and subsequently produce oil |
| US4640352A (en) * | 1983-03-21 | 1987-02-03 | Shell Oil Company | In-situ steam drive oil recovery process |
| 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 |
| US4524827A (en) | 1983-04-29 | 1985-06-25 | Iit Research Institute | Single well stimulation for the recovery of liquid hydrocarbons from subsurface formations |
| US4545435A (en) | 1983-04-29 | 1985-10-08 | Iit Research Institute | Conduction heating of hydrocarbonaceous 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 |
| US4794226A (en) | 1983-05-26 | 1988-12-27 | Metcal, Inc. | Self-regulating porous heater device |
| EP0130671A3 (en) * | 1983-05-26 | 1986-12-17 | Metcal Inc. | Multiple temperature autoregulating heater |
| 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 |
| US5209987A (en) | 1983-07-08 | 1993-05-11 | Raychem Limited | Wire and cable |
| US4985313A (en) * | 1985-01-14 | 1991-01-15 | 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 |
| US4542648A (en) | 1983-12-29 | 1985-09-24 | Shell Oil Company | Method of correlating a core sample with its original position in a borehole |
| US4540882A (en) | 1983-12-29 | 1985-09-10 | Shell Oil Company | Method of determining drilling fluid invasion |
| US4635197A (en) * | 1983-12-29 | 1987-01-06 | Shell Oil Company | High resolution tomographic imaging method |
| US4613754A (en) | 1983-12-29 | 1986-09-23 | Shell Oil Company | Tomographic calibration apparatus |
| US4571491A (en) | 1983-12-29 | 1986-02-18 | Shell Oil Company | Method of imaging the atomic number of a sample |
| US4583242A (en) | 1983-12-29 | 1986-04-15 | Shell Oil Company | Apparatus for positioning a sample in a computerized axial tomographic scanner |
| 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 |
| US4637464A (en) * | 1984-03-22 | 1987-01-20 | Amoco Corporation | In situ retorting of oil shale with pulsed water purge |
| US4552214A (en) | 1984-03-22 | 1985-11-12 | Standard Oil Company (Indiana) | Pulsed in situ retorting in an array of oil shale retorts |
| 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 |
| US4634187A (en) * | 1984-11-21 | 1987-01-06 | Isl Ventures, Inc. | Method of in-situ leaching of ores |
| US4669542A (en) | 1984-11-21 | 1987-06-02 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous recovery of crude from multiple zones in a reservoir |
| 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 |
| US4785163A (en) | 1985-03-26 | 1988-11-15 | Raychem Corporation | Method for monitoring a heater |
| US4698583A (en) | 1985-03-26 | 1987-10-06 | Raychem Corporation | Method of monitoring a heater for faults |
| FI861646A (fi) * | 1985-04-19 | 1986-10-20 | Raychem Gmbh | Vaermningsanordning. |
| 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 |
| US5340467A (en) | 1986-11-24 | 1994-08-23 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Process for recovery of hydrocarbons and rejection of sand |
| US4983319A (en) * | 1986-11-24 | 1991-01-08 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Preparation of low-viscosity improved stable crude oil transport emulsions |
| 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 |
| US4884455A (en) | 1987-06-25 | 1989-12-05 | Shell Oil Company | Method for analysis of failure of material employing imaging |
| US4856341A (en) | 1987-06-25 | 1989-08-15 | Shell Oil Company | Apparatus for analysis of failure of material |
| US4776638A (en) | 1987-07-13 | 1988-10-11 | University Of Kentucky Research Foundation | Method and apparatus for conversion of coal in situ |
| US4848924A (en) | 1987-08-19 | 1989-07-18 | The Babcock & Wilcox Company | Acoustic pyrometer |
| US4828031A (en) | 1987-10-13 | 1989-05-09 | Chevron Research Company | In situ chemical stimulation of diatomite formations |
| US4762425A (en) | 1987-10-15 | 1988-08-09 | Parthasarathy Shakkottai | System for temperature profile measurement in large furnances and kilns and method therefor |
| US5306640A (en) | 1987-10-28 | 1994-04-26 | Shell Oil Company | Method for determining preselected properties of a crude oil |
| US4983278A (en) * | 1987-11-03 | 1991-01-08 | Western Research Institute & Ilr Services Inc. | Pyrolysis methods with product oil recycling |
| US4987368A (en) * | 1987-11-05 | 1991-01-22 | Shell Oil Company | Nuclear magnetism logging tool using high-temperature superconducting squid detectors |
| US4808925A (en) * | 1987-11-19 | 1989-02-28 | Halliburton Company | Three magnet casing collar locator |
| US4852648A (en) | 1987-12-04 | 1989-08-01 | Ava International Corporation | Well installation in which electrical current is supplied for a source at the wellhead to an electrically responsive device located a substantial distance below the wellhead |
| US4823890A (en) | 1988-02-23 | 1989-04-25 | Longyear Company | Reverse circulation bit apparatus |
| US4866983A (en) | 1988-04-14 | 1989-09-19 | Shell Oil Company | Analytical methods and apparatus for measuring the oil content of sponge core |
| US4815790A (en) * | 1988-05-13 | 1989-03-28 | Natec, Ltd. | Nahcolite solution mining process |
| US4885080A (en) | 1988-05-25 | 1989-12-05 | Phillips Petroleum Company | Process for demetallizing and desulfurizing heavy crude oil |
| US4872991A (en) * | 1988-07-05 | 1989-10-10 | Texaco Inc. | Treatment of water |
| US4840720A (en) | 1988-09-02 | 1989-06-20 | Betz Laboratories, Inc. | Process for minimizing fouling of processing equipment |
| US4928765A (en) | 1988-09-27 | 1990-05-29 | Ramex Syn-Fuels International | Method and apparatus for shale gas recovery |
| US4856587A (en) | 1988-10-27 | 1989-08-15 | Nielson Jay P | Recovery of oil from oil-bearing formation by continually flowing pressurized heated gas through channel alongside matrix |
| US5064006A (en) | 1988-10-28 | 1991-11-12 | Magrange, Inc | Downhole combination tool |
| US4848460A (en) | 1988-11-04 | 1989-07-18 | Western Research Institute | Contained recovery of oily waste |
| US5065501A (en) | 1988-11-29 | 1991-11-19 | Amp Incorporated | Generating electromagnetic fields in a self regulating temperature heater by positioning of a current return bus |
| US4974425A (en) | 1988-12-08 | 1990-12-04 | Concept Rkk, Limited | Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth |
| US4860544A (en) | 1988-12-08 | 1989-08-29 | Concept R.K.K. Limited | Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth |
| US5103920A (en) | 1989-03-01 | 1992-04-14 | Patton Consulting Inc. | Surveying system and method for locating target subterranean bodies |
| CA2015318C (en) | 1990-04-24 | 1994-02-08 | Jack E. Bridges | Power sources for downhole electrical heating |
| US4895206A (en) | 1989-03-16 | 1990-01-23 | Price Ernest H | Pulsed in situ exothermic shock wave and retorting process for hydrocarbon recovery and detoxification of selected wastes |
| US4913065A (en) | 1989-03-27 | 1990-04-03 | Indugas, Inc. | In situ thermal waste disposal system |
| US5150118A (en) | 1989-05-08 | 1992-09-22 | Hewlett-Packard Company | Interchangeable coded key pad assemblies alternately attachable to a user definable keyboard to enable programmable keyboard functions |
| US5059303A (en) | 1989-06-16 | 1991-10-22 | Amoco Corporation | Oil stabilization |
| DE3922612C2 (de) | 1989-07-10 | 1998-07-02 | Krupp Koppers Gmbh | Verfahren zur Erzeugung von Methanol-Synthesegas |
| US4982786A (en) | 1989-07-14 | 1991-01-08 | Mobil Oil Corporation | Use of CO2 /steam to enhance floods in horizontal wellbores |
| US5050386A (en) | 1989-08-16 | 1991-09-24 | Rkk, Limited | Method and apparatus for containment of hazardous material migration in the earth |
| US5097903A (en) * | 1989-09-22 | 1992-03-24 | Jack C. Sloan | Method for recovering intractable petroleum from subterranean formations |
| US5305239A (en) | 1989-10-04 | 1994-04-19 | The Texas A&M University System | Ultrasonic non-destructive evaluation of thin specimens |
| US4926941A (en) | 1989-10-10 | 1990-05-22 | Shell Oil Company | Method of producing tar sand deposits containing conductive layers |
| US4984594A (en) * | 1989-10-27 | 1991-01-15 | Shell Oil Company | Vacuum method for removing soil contamination utilizing surface electrical heating |
| US5656239A (en) | 1989-10-27 | 1997-08-12 | Shell Oil Company | Method for recovering contaminants from soil utilizing electrical heating |
| US5082055A (en) | 1990-01-24 | 1992-01-21 | Indugas, Inc. | Gas fired radiant tube heater |
| US5020596A (en) | 1990-01-24 | 1991-06-04 | Indugas, Inc. | Enhanced oil recovery system with a radiant tube heater |
| US5011329A (en) | 1990-02-05 | 1991-04-30 | Hrubetz Exploration Company | In situ soil decontamination method and apparatus |
| CA2009782A1 (en) * | 1990-02-12 | 1991-08-12 | Anoosh I. Kiamanesh | In-situ tuned microwave oil extraction process |
| US5152341A (en) | 1990-03-09 | 1992-10-06 | Raymond S. Kasevich | Electromagnetic method and apparatus for the decontamination of hazardous material-containing volumes |
| US5027896A (en) | 1990-03-21 | 1991-07-02 | Anderson Leonard M | Method for in-situ recovery of energy raw material by the introduction of a water/oxygen slurry |
| GB9007147D0 (en) | 1990-03-30 | 1990-05-30 | Framo Dev Ltd | Thermal mineral extraction system |
| CA2015460C (en) | 1990-04-26 | 1993-12-14 | Kenneth Edwin Kisman | Process for confining steam injected into a heavy oil reservoir |
| US5126037A (en) | 1990-05-04 | 1992-06-30 | Union Oil Company Of California | Geopreater heating method and apparatus |
| US5080776A (en) * | 1990-06-14 | 1992-01-14 | Mobil Oil Corporation | Hydrogen-balanced conversion of diamondoid-containing wash oils to gasoline |
| US5201219A (en) | 1990-06-29 | 1993-04-13 | Amoco Corporation | Method and apparatus for measuring free hydrocarbons and hydrocarbons potential from whole core |
| GB2246308A (en) * | 1990-07-25 | 1992-01-29 | Shell Int Research | Process for reducing the metal content of a hydrocarbon mixture |
| US5054551A (en) | 1990-08-03 | 1991-10-08 | Chevron Research And Technology Company | In-situ heated annulus refining process |
| US5046559A (en) | 1990-08-23 | 1991-09-10 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing hydrocarbon bearing deposits in formations having shale layers |
| US5042579A (en) * | 1990-08-23 | 1991-08-27 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers |
| US5060726A (en) | 1990-08-23 | 1991-10-29 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers having little or no vertical communication |
| BR9004240A (pt) * | 1990-08-28 | 1992-03-24 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo de aquecimento eletrico de tubulacoes |
| US5085276A (en) | 1990-08-29 | 1992-02-04 | Chevron Research And Technology Company | Production of oil from low permeability formations by sequential steam fracturing |
| US5207273A (en) | 1990-09-17 | 1993-05-04 | Production Technologies International Inc. | Method and apparatus for pumping wells |
| US5066852A (en) | 1990-09-17 | 1991-11-19 | Teledyne Ind. Inc. | Thermoplastic end seal for electric heating elements |
| US5182427A (en) * | 1990-09-20 | 1993-01-26 | Metcal, Inc. | Self-regulating heater utilizing ferrite-type body |
| JPH04272680A (ja) * | 1990-09-20 | 1992-09-29 | Thermon Mfg Co | スイッチ制御形ゾーン式加熱ケーブル及びその組み立て方法 |
| 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 |
| US5400430A (en) | 1990-10-01 | 1995-03-21 | Nenniger; John E. | Method for injection well stimulation |
| 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 |
| US5065818A (en) | 1991-01-07 | 1991-11-19 | Shell Oil Company | Subterranean heaters |
| 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) |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| US5261490A (en) | 1991-03-18 | 1993-11-16 | Nkk Corporation | Method for dumping and disposing of carbon dioxide gas and apparatus therefor |
| US5102551A (en) * | 1991-04-29 | 1992-04-07 | Texaco Inc. | Membrane process for treating a mixture containing dewaxed oil and dewaxing solvent |
| US5142608A (en) * | 1991-04-29 | 1992-08-25 | Meshekow Oil Recovery Corp. | Horizontal steam generator for oil wells |
| US5093002A (en) | 1991-04-29 | 1992-03-03 | Texaco Inc. | Membrane process for treating a mixture containing dewaxed oil and dewaxing solvent |
| DK0519573T3 (da) | 1991-06-21 | 1995-07-03 | Shell Int Research | Hydrogenerings-katalysator og fremgangsmåde |
| 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 |
| AU661863B2 (en) * | 1991-08-15 | 1995-08-10 | Mobil Oil Corporation | Hydrocarbon upgrading process |
| US5189283A (en) | 1991-08-28 | 1993-02-23 | Shell Oil Company | Current to power crossover heater control |
| US5168927A (en) | 1991-09-10 | 1992-12-08 | Shell Oil Company | Method utilizing spot tracer injection and production induced transport for measurement of residual oil saturation |
| US5173213A (en) | 1991-11-08 | 1992-12-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrosion and anti-foulant composition and method of use |
| US5347070A (en) | 1991-11-13 | 1994-09-13 | Battelle Pacific Northwest Labs | Treating of solid earthen material and a method for measuring moisture content and resistivity of solid earthen material |
| US5349859A (en) | 1991-11-15 | 1994-09-27 | Scientific Engineering Instruments, Inc. | Method and apparatus for measuring acoustic wave velocity using impulse response |
| US5158681A (en) * | 1991-11-21 | 1992-10-27 | Separation Dynamics International Ltd. | Dual membrane process for removing organic compounds from the water |
| JP3183886B2 (ja) | 1991-12-16 | 2001-07-09 | アンスティテュ フランセ デュ ペトロール | 地下鉱床の能動的および／または受動的モニターのための定置装置 |
| 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 |
| US5366012A (en) | 1992-06-09 | 1994-11-22 | Shell Oil Company | Method of completing an uncased section of a borehole |
| US5255742A (en) | 1992-06-12 | 1993-10-26 | Shell Oil Company | Heat injection process |
| US5392854A (en) | 1992-06-12 | 1995-02-28 | Shell Oil Company | Oil recovery process |
| US5297626A (en) | 1992-06-12 | 1994-03-29 | Shell Oil Company | Oil recovery process |
| US5226961A (en) | 1992-06-12 | 1993-07-13 | Shell Oil Company | High temperature wellbore cement slurry |
| 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 |
| US5566755A (en) | 1993-11-03 | 1996-10-22 | Amoco Corporation | Method for recovering methane from a solid carbonaceous subterranean formation |
| US5388640A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for producing methane-containing gaseous mixtures |
| US5388643A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Coalbed methane recovery using pressure swing adsorption separation |
| US5388642A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Coalbed methane recovery using membrane separation of oxygen from air |
| US5388641A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for reducing the inert gas fraction in methane-containing gaseous mixtures obtained from underground formations |
| US5411086A (en) | 1993-12-09 | 1995-05-02 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery by enhanced imbitition in low permeability reservoirs |
| US5435666A (en) | 1993-12-14 | 1995-07-25 | Environmental Resources Management, Inc. | Methods for isolating a water table and for soil remediation |
| US5433271A (en) | 1993-12-20 | 1995-07-18 | Shell Oil Company | Heat injection process |
| US5411089A (en) | 1993-12-20 | 1995-05-02 | Shell Oil Company | Heat injection process |
| US5404952A (en) | 1993-12-20 | 1995-04-11 | Shell Oil Company | Heat injection process and apparatus |
| 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 |
| US5497087A (en) | 1994-10-20 | 1996-03-05 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas reservoirs |
| US5498960A (en) | 1994-10-20 | 1996-03-12 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas in 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 |
| GB2311859B (en) | 1995-01-12 | 1999-03-03 | Baker Hughes Inc | 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 |
| AU3721295A (en) * | 1995-06-20 | 1997-01-22 | Elan Energy | Insulated and/or concentric coiled tubing |
| 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 |
| ATE191254T1 (de) | 1995-12-27 | 2000-04-15 | Shell Int Research | Flamenlose verbrennvorrichtung und verfahren |
| IE960011A1 (en) * | 1996-01-10 | 1997-07-16 | Padraig Mcalister | Structural ice composites, processes for their construction¹and their use as artificial islands and other fixed and¹floating structures |
| US5751895A (en) | 1996-02-13 | 1998-05-12 | Eor International, Inc. | Selective excitation of heating electrodes for oil wells |
| US5826655A (en) | 1996-04-25 | 1998-10-27 | Texaco Inc | Method for enhanced recovery of viscous oil deposits |
| US5652389A (en) | 1996-05-22 | 1997-07-29 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of Commerce | Non-contact method and apparatus for inspection of inertia welds |
| CA2177726C (en) | 1996-05-29 | 2000-06-27 | Theodore Wildi | Low-voltage and low flux density heating system |
| US5769569A (en) | 1996-06-18 | 1998-06-23 | Southern California Gas Company | In-situ thermal desorption of heavy hydrocarbons in vadose zone |
| US5828797A (en) | 1996-06-19 | 1998-10-27 | Meggitt Avionics, Inc. | Fiber optic linked flame sensor |
| BR9709857A (pt) | 1996-06-21 | 2002-05-21 | Syntroleum Corp | processo e sistema de produção de gás de sìntese |
| MY118075A (en) | 1996-07-09 | 2004-08-30 | Syntroleum Corp | Process for converting gas to liquids |
| US5785860A (en) * | 1996-09-13 | 1998-07-28 | University Of British Columbia | Upgrading heavy oil by ultrafiltration using ceramic membrane |
| US5782301A (en) | 1996-10-09 | 1998-07-21 | Baker Hughes Incorporated | Oil well heater cable |
| US6056057A (en) | 1996-10-15 | 2000-05-02 | Shell Oil Company | Heater well method and apparatus |
| US6079499A (en) | 1996-10-15 | 2000-06-27 | 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 |
| CA2524554C (en) | 1997-05-02 | 2007-11-27 | Sensor Highway Limited | Electrical energy from a wellbore light cell |
| AU8103998A (en) | 1997-05-07 | 1998-11-27 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Remediation method |
| US6023554A (en) | 1997-05-20 | 2000-02-08 | Shell Oil Company | Electrical heater |
| PL191230B1 (pl) | 1997-06-05 | 2006-03-31 | Shell Int Research | Sposób usuwania lotnych ciekłych zanieczyszczeń z zanieczyszczonej objętości gleby |
| US6102122A (en) | 1997-06-11 | 2000-08-15 | Shell Oil Company | Control of heat injection based on temperature and in-situ stress measurement |
| US6112808A (en) | 1997-09-19 | 2000-09-05 | Isted; Robert Edward | Method and apparatus for subterranean thermal conditioning |
| US5984010A (en) | 1997-06-23 | 1999-11-16 | Elias; Ramon | Hydrocarbon recovery systems and methods |
| CA2208767A1 (en) | 1997-06-26 | 1998-12-26 | Reginald D. Humphreys | Tar sands extraction process |
| US5868202A (en) * | 1997-09-22 | 1999-02-09 | Tarim Associates For Scientific Mineral And Oil Exploration Ag | Hydrologic cells for recovery of hydrocarbons or thermal energy from coal, oil-shale, tar-sands and oil-bearing formations |
| US5962763A (en) * | 1997-11-21 | 1999-10-05 | Shell Oil Company | Atmospheric distillation of hydrocarbons-containing liquid streams |
| US6354373B1 (en) | 1997-11-26 | 2002-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable tubing for a well bore hole and method of expanding |
| US6152987A (en) | 1997-12-15 | 2000-11-28 | Worcester Polytechnic Institute | Hydrogen gas-extraction module and method of fabrication |
| US6094048A (en) | 1997-12-18 | 2000-07-25 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas reservoirs |
| NO305720B1 (no) | 1997-12-22 | 1999-07-12 | Eureka Oil Asa | FremgangsmÕte for Õ °ke oljeproduksjonen fra et oljereservoar |
| US6026914A (en) | 1998-01-28 | 2000-02-22 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Wellbore profiling system |
| US6035949A (en) * | 1998-02-03 | 2000-03-14 | Altschuler; Sidney J. | Methods for installing a well in a subterranean formation |
| US6540018B1 (en) | 1998-03-06 | 2003-04-01 | Shell Oil Company | Method and apparatus for heating a wellbore |
| MA24902A1 (fr) | 1998-03-06 | 2000-04-01 | Shell Int Research | Rechauffeur electrique |
| US6035701A (en) * | 1998-04-15 | 2000-03-14 | Lowry; William E. | Method and system to locate leaks in subsurface containment structures using tracer gases |
| MXPA00011040A (es) | 1998-05-12 | 2003-08-01 | Lockheed Corp | Sistema y proceso para recuperacion de hidrocarburo secundario. |
| 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 |
| US6388947B1 (en) | 1998-09-14 | 2002-05-14 | Tomoseis, Inc. | Multi-crosswell profile 3D imaging and method |
| NO984235L (no) | 1998-09-14 | 2000-03-15 | Cit Alcatel | Oppvarmingssystem for metallrør for rõoljetransport |
| 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 |
| US7259688B2 (en) | 2000-01-24 | 2007-08-21 | Shell Oil Company | Wireless reservoir production control |
| US6633236B2 (en) | 2000-01-24 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters |
| US6981553B2 (en) * | 2000-01-24 | 2006-01-03 | Shell Oil Company | Controlled downhole chemical injection |
| US6715550B2 (en) * | 2000-01-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | Controllable gas-lift well and valve |
| US6679332B2 (en) * | 2000-01-24 | 2004-01-20 | Shell Oil Company | Petroleum well having downhole sensors, communication and power |
| CN100448953C (zh) * | 2000-02-16 | 2009-01-07 | 印度石油股份有限公司 | 由重烃原料以高产率生产中间馏分产品的多级选择性催化裂化方法和系统 |
| 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 |
| US7096953B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-08-29 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a movable heating element |
| 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 |
| ATE315715T1 (de) | 2000-04-24 | 2006-02-15 | Shell Int Research | Vorrichtung und verfahren zur behandlung von erdöllagerstätten |
| US7011154B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
| US20030066642A1 (en) * | 2000-04-24 | 2003-04-10 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a coal formation producing a mixture with oxygenated hydrocarbons |
| US20030085034A1 (en) | 2000-04-24 | 2003-05-08 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a coal formation to produce pyrolsis products |
| US6588504B2 (en) | 2000-04-24 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation to produce nitrogen and/or sulfur containing formation fluids |
| US6698515B2 (en) * | 2000-04-24 | 2004-03-02 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a relatively slow heating rate |
| 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 |
| US6827845B2 (en) * | 2001-02-08 | 2004-12-07 | Bp Corporation North America Inc. | Preparation of components for refinery blending of transportation fuels |
| US6872231B2 (en) * | 2001-02-08 | 2005-03-29 | Bp Corporation North America Inc. | Transportation fuels |
| US6821501B2 (en) | 2001-03-05 | 2004-11-23 | Shell Oil Company | Integrated flameless distributed combustion/steam reforming membrane reactor for hydrogen production and use thereof in zero emissions hybrid power system |
| US20020153141A1 (en) | 2001-04-19 | 2002-10-24 | Hartman Michael G. | Method for pumping fluids |
| US6531516B2 (en) * | 2001-03-27 | 2003-03-11 | Exxonmobil Research & Engineering Co. | Integrated bitumen production and gas conversion |
| US6918442B2 (en) | 2001-04-24 | 2005-07-19 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation in a reducing environment |
| US6981548B2 (en) * | 2001-04-24 | 2006-01-03 | Shell Oil Company | In situ thermal recovery from a relatively permeable formation |
| US7040400B2 (en) | 2001-04-24 | 2006-05-09 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a relatively impermeable formation using an open wellbore |
| CN100545415C (zh) * | 2001-04-24 | 2009-09-30 | 国际壳牌研究有限公司 | 现场处理含烃地层的方法 |
| 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 |
| BR0213260A (pt) * | 2001-10-18 | 2004-09-28 | Shell Int Research | Processo contìnuo para separar contaminantes asfaltênicos e/ou corpos coloridos de uma mistura de hidrocarboneto |
| 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 |
| US7104319B2 (en) * | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
| DK1438462T3 (da) * | 2001-10-24 | 2008-08-25 | Shell Int Research | Isolation af jord med en frossen barriere forud for varmeledningsbehandling af jorden |
| CA2462971C (en) | 2001-10-24 | 2015-06-09 | Shell Canada Limited | Installation and use of removable heaters in a hydrocarbon containing formation |
| US7090013B2 (en) * | 2001-10-24 | 2006-08-15 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids |
| US7077199B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-07-18 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil reservoir formation |
| 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 |
| US6854534B2 (en) | 2002-01-22 | 2005-02-15 | James I. Livingstone | 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 |
| AU2003260210A1 (en) | 2002-08-21 | 2004-03-11 | Presssol Ltd. | Reverse circulation directional and horizontal drilling using concentric coil tubing |
| US8200072B2 (en) * | 2002-10-24 | 2012-06-12 | Shell Oil Company | Temperature limited heaters for heating subsurface formations or wellbores |
| AU2003283104A1 (en) * | 2002-11-06 | 2004-06-07 | 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 |
| NZ543753A (en) * | 2003-04-24 | 2008-11-28 | Shell Int Research | Thermal processes for subsurface formations |
| US6951250B2 (en) * | 2003-05-13 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods of using the same to isolate a subterranean zone from a disposal well |
| GB0312394D0 (en) * | 2003-05-30 | 2003-07-02 | Weir Westgarth Ltd | Filtration apparatus and method |
| US20080087420A1 (en) | 2006-10-13 | 2008-04-17 | Kaminsky Robert D | Optimized well spacing for in situ shale oil development |
| US7331385B2 (en) * | 2003-06-24 | 2008-02-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of treating a subterranean formation to convert organic matter into producible hydrocarbons |
| 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 |
| CN1886486A (zh) * | 2003-11-04 | 2006-12-27 | 国际壳牌研究有限公司 | 用无孔或纳米过滤膜提高液态烃物流质量的方法 |
| US7282138B2 (en) | 2003-11-05 | 2007-10-16 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Multistage removal of heteroatoms and wax from distillate fuel |
| US7591941B2 (en) | 2003-12-19 | 2009-09-22 | Shell Oil Company | Systems, methods, and catalysts for producing a crude product |
| US8025791B2 (en) | 2003-12-19 | 2011-09-27 | Shell Oil Company | Systems and methods of producing a crude product |
| BRPI0405575A (pt) * | 2003-12-19 | 2005-09-20 | Shell Int Research | Métodos de produzir um produto de petróleo bruto e combustìvel de transporte, combustìvel de aquecimento, lubrificantes ou substâncias quìmicas e produto de petróleo bruto |
| US7354507B2 (en) * | 2004-03-17 | 2008-04-08 | Conocophillips Company | Hydroprocessing methods and apparatus for use in the preparation of liquid hydrocarbons |
| AU2005238941B2 (en) | 2004-04-23 | 2008-11-13 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Temperature limited heaters used to heat subsurface formations |
| 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 |
| JP2008510032A (ja) | 2004-08-10 | 2008-04-03 | 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 | 炭化水素供給原料から中間留分生成物及び低級オレフィンを製造する方法及び装置 |
| CN101040031B (zh) | 2004-10-11 | 2010-10-13 | 国际壳牌研究有限公司 | 从烃混合物中分离发色体和/或沥青类污染物的方法 |
| US20060096920A1 (en) * | 2004-11-05 | 2006-05-11 | General Electric Company | System and method for conditioning water |
| BRPI0608825B1 (pt) | 2005-04-21 | 2017-06-06 | Shell Int Research | sistema e método para a produção de óleo e/ou gás |
| US7860377B2 (en) * | 2005-04-22 | 2010-12-28 | Shell Oil Company | Subsurface connection methods for subsurface heaters |
| EP1871986A1 (en) | 2005-04-22 | 2008-01-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Varying properties along lengths of temperature limited heaters |
| AU2006306476B2 (en) * | 2005-10-24 | 2010-08-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Methods of cracking a crude product to produce additional crude products |
| US7124584B1 (en) * | 2005-10-31 | 2006-10-24 | General Electric Company | System and method for heat recovery from geothermal source of heat |
| ATE550518T1 (de) | 2006-02-16 | 2012-04-15 | Chevron Usa Inc | Kerogen-extraktion aus unterirdischen öl-schiefer-ressourcen |
| US7644993B2 (en) * | 2006-04-21 | 2010-01-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
| EP2010754A4 (en) * | 2006-04-21 | 2016-02-24 | Shell Int Research | ADJUSTING ALLOY COMPOSITIONS FOR SELECTED CHARACTERISTICS IN TEMPERATURE-LIMITED HEATERS |
| WO2008048448A2 (en) | 2006-10-13 | 2008-04-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Heating an organic-rich rock formation in situ to produce products with improved properties |
| RU2447275C2 (ru) * | 2006-10-20 | 2012-04-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Нагревание пластов битуминозных песков с регулированием давления |
| US20080216323A1 (en) * | 2007-03-09 | 2008-09-11 | Eveready Battery Company, Inc. | Shaving preparation delivery system for wet shaving system |
| AU2008242797B2 (en) | 2007-04-20 | 2011-07-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing 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 |
| WO2009052054A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Shell Oil Company | Systems, methods, and processes utilized for treating subsurface formations |
| AU2009251533B2 (en) | 2008-04-18 | 2012-08-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Using mines and tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
-
2006
- 2006-10-20 AU AU2006306476A patent/AU2006306476B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040981 patent/WO2007050446A2/en active Application Filing
- 2006-10-20 EA EA200801154A patent/EA012941B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 JP JP2008537803A patent/JP5214457B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 US US11/584,427 patent/US7559368B2/en active Active
- 2006-10-20 EP EP06836413A patent/EP1941125A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 US US11/584,801 patent/US8606091B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040980 patent/WO2007050445A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 AU AU2006340864A patent/AU2006340864B9/en not_active Ceased
- 2006-10-20 CA CA2626970A patent/CA2626970C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 EP EP06826416A patent/EP1941127A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 US US11/584,816 patent/US20070131428A1/en not_active Abandoned
- 2006-10-20 AU AU2006306412A patent/AU2006306412B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 NZ NZ567257A patent/NZ567257A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 CA CA2626962A patent/CA2626962C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 CA CA2626972A patent/CA2626972C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 KR KR1020137028764A patent/KR20140003620A/ko not_active Application Discontinuation
- 2006-10-20 EA EA200801150A patent/EA014196B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 NZ NZ567656A patent/NZ567656A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 AU AU2006306475A patent/AU2006306475B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 EA EA200801156A patent/EA014215B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 US US11/584,817 patent/US7581589B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 JP JP2008537822A patent/JP5441413B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 JP JP2008537807A patent/JP5107928B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 DE DE602006020314T patent/DE602006020314D1/de active Active
- 2006-10-20 JP JP2008537824A patent/JP5214459B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 KR KR1020087012448A patent/KR101434259B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 NZ NZ567706A patent/NZ567706A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 KR KR1020087012317A patent/KR101348117B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 US US11/584,819 patent/US7584789B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 JP JP2008537804A patent/JP5214458B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/041183 patent/WO2007050476A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 JP JP2008537817A patent/JP5441412B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 EP EP06826428A patent/EP1941128A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 EP EP06826327A patent/EP1941002A2/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 AU AU2006306404A patent/AU2006306404B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 US US11/584,429 patent/US7562706B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/041122 patent/WO2007050469A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/041185 patent/WO2007050477A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 NZ NZ567658A patent/NZ567658A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 CA CA2626959A patent/CA2626959C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 NZ NZ567705A patent/NZ567705A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040990 patent/WO2007050449A2/en active Application Filing
- 2006-10-20 AU AU2006306411A patent/AU2006306411B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 CA CA2626946A patent/CA2626946C/en active Active
- 2006-10-20 NZ NZ567255A patent/NZ567255A/en not_active IP Right Cessation
- 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 US11/584,803 patent/US7591310B2/en active Active
- 2006-10-20 KR KR1020087012429A patent/KR20080064889A/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EA EA200801151A patent/EA013253B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 US US11/584,804 patent/US7556095B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 EA EA200801157A patent/EA016412B9/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 AU AU2006306472A patent/AU2006306472B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 EP EP06836450A patent/EP1941006A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 KR KR1020087012469A patent/KR101434232B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/041197 patent/WO2007050479A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 US US11/584,805 patent/US7556096B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 KR KR1020087011678A patent/KR101434226B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 NZ NZ567657A patent/NZ567657A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 CA CA2626905A patent/CA2626905C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 KR KR1020087012438A patent/KR20080059331A/ko active Application Filing
- 2006-10-20 CA CA2626965A patent/CA2626965C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 KR KR1020087012458A patent/KR101434248B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EP EP06836414A patent/EP1941003B1/en not_active Not-in-force
- 2006-10-20 NZ NZ567415A patent/NZ567415A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040991 patent/WO2007050450A2/en active Application Filing
- 2006-10-20 NZ NZ568140A patent/NZ568140A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EA EA200801152A patent/EA013579B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 JP JP2008537808A patent/JP5570723B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 GB GB0806000A patent/GB2451311A/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 CA CA002626319A patent/CA2626319A1/en not_active Abandoned
- 2006-10-20 US US11/585,302 patent/US7559367B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 EP EP06826326A patent/EP1941001A2/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 US US11/584,799 patent/US7549470B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 EA EA200801153A patent/EA015618B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 AT AT06836414T patent/ATE499428T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EP EP06826389A patent/EP1941126A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 EA EA200801155A patent/EA013513B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 KR KR1020087012435A patent/KR101359313B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 CA CA2626969A patent/CA2626969C/en active Active
- 2006-10-20 US US11/584,802 patent/US7635025B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 AU AU2006306414A patent/AU2006306414B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 AU AU2006306471A patent/AU2006306471B2/en not_active Ceased
-
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 IL190844A patent/IL190844A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190845A patent/IL190845A/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 IL190848A patent/IL190848A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190846A patent/IL190846A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-05-19 MA MA30944A patent/MA29960B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30940A patent/MA29956B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30939A patent/MA29955B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30949A patent/MA29965B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30943A patent/MA29959B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30938A patent/MA29954B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30937A patent/MA29953B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30941A patent/MA29957B1/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 (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2381256A (en) * | 1942-10-06 | 1945-08-07 | Texas Co | Process for treating hydrocarbon fractions |
| US3992474A (en) * | 1975-12-15 | 1976-11-16 | Uop Inc. | Motor fuel production with fluid catalytic cracking of high-boiling alkylate |
| US20040020642A1 (en) * | 2001-10-24 | 2004-02-05 | Vinegar Harold J. | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using conductor-in-conduit heat sources with an electrically conductive material in the overburden |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA015618B1 (ru) | Способы получения алкилированных углеводородов из текучей среды, полученной способом термической переработки in situ | |
| CN101316916B (zh) | 加氢处理液体物流以除去堵塞化合物的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |