EA016412B1 - Способы крекинга сырого продукта с целью получения дополнительных сырых продуктов и способ получения транспортного топлива - Google Patents
Способы крекинга сырого продукта с целью получения дополнительных сырых продуктов и способ получения транспортного топлива Download PDFInfo
- Publication number
- EA016412B1 EA016412B1 EA200801157A EA200801157A EA016412B1 EA 016412 B1 EA016412 B1 EA 016412B1 EA 200801157 A EA200801157 A EA 200801157A EA 200801157 A EA200801157 A EA 200801157A EA 016412 B1 EA016412 B1 EA 016412B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- stream
- hydrocarbons
- catalytic cracking
- fluid
- cracking catalyst
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 119
- 238000005336 cracking Methods 0.000 title claims abstract description 83
- 239000012043 crude product Substances 0.000 title claims abstract description 53
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 44
- 239000000446 fuel Substances 0.000 title claims description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 171
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 134
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 93
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 71
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 claims abstract description 55
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 49
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 181
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 174
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 102
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 claims description 82
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 75
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 46
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 45
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 37
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims description 34
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims description 29
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 26
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 claims description 15
- 239000000571 coke Substances 0.000 claims description 15
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 15
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 claims description 14
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 claims description 12
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 8
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 8
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 38
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 abstract description 15
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 88
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 53
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 52
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 35
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 34
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 31
- -1 pyrobitumen Substances 0.000 description 30
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 24
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 23
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 21
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 20
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 19
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 19
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 17
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 239000000463 material Substances 0.000 description 16
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 15
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 14
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 14
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 13
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 11
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 10
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 9
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 8
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 8
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 239000012809 cooling fluid Substances 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
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 7
- 238000001728 nano-filtration Methods 0.000 description 7
- 239000012465 retentate Substances 0.000 description 7
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N Alumina Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical class CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 6
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 6
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 6
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 6
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 6
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 6
- 230000005484 gravity Effects 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
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 6
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 6
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000001993 dienes Chemical class 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
- 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
- 238000010561 standard procedure 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
- 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
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 4
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 4
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 4
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 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
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 4
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 4
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 4
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 3
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 3
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 3
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 3
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning 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
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 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
- QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N isopentane Chemical class CCC(C)C QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 3
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical class CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 3
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 3
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical class CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 235000013844 butane Nutrition 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
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 2
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 2
- 239000004205 dimethyl polysiloxane Substances 0.000 description 2
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 125000005842 heteroatom Chemical group 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
- 150000002736 metal compounds Chemical class 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N molybdenum trioxide Chemical compound O=[Mo](=O)=O JKQOBWVOAYFWKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical class CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 229920000435 poly(dimethylsiloxane) Polymers 0.000 description 2
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 2
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 2
- 238000012384 transportation and delivery Methods 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
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-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
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N Isobutene Chemical group CC(C)=C VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- VFGGFRZVTZVOBE-UHFFFAOYSA-K aluminum titanium(4+) phosphate Chemical class [Ti+4].P(=O)([O-])([O-])[O-].[Al+3] VFGGFRZVTZVOBE-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 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
- 235000012206 bottled water Nutrition 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000011203 carbon fibre reinforced carbon Substances 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 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
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 150000001925 cycloalkenes Chemical class 0.000 description 1
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000009849 deactivation Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N dimethyl butane Natural products CCCC(C)C AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005367 electrostatic precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012013 faujasite Substances 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 229910052733 gallium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001030 gas--liquid chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 1
- 239000011440 grout Substances 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
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory 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
- 230000010354 integration Effects 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
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 239000012184 mineral wax Substances 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 1
- 229910052680 mordenite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 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
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 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
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 229920002312 polyamide-imide 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
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006798 recombination Effects 0.000 description 1
- 238000005215 recombination Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 1
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 1
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000010025 steaming Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 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
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/002—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal in combination with oil conversion- or refining processes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G1/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal
- C10G1/02—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oil-shale, oil-sand, or non-melting solid carbonaceous or similar materials, e.g. wood, coal by distillation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G9/24—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by heating with electrical means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/28—Dissolving minerals other than hydrocarbons, e.g. by an alkaline or acid leaching agent
- E21B43/281—Dissolving minerals other than hydrocarbons, e.g. by an alkaline or acid leaching agent using heat
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
- C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
- C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
- C10G2300/308—Gravity, density, e.g. API
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
Abstract
Изобретение предоставляет способ получения сырых продуктов, который включает добычу флюида месторождения из-под земли в процессе термической обработки in situ; разделение флюида месторождения с целью получения жидкого потока и первого газового потока; фракционирование жидкого потока с целью получения одного или нескольких сырых продуктов, и каталитический крекинг сырого продукта, имеющего температуру кипения выше 343°С с целью получения одного или нескольких дополнительных сырых продуктов. Первый газовый поток может содержать олефины. По меньшей мере один из полученных сырых продуктов имеет температуру кипения выше 343°С и по меньшей мере один из дополнительных сырых продуктов представляет собой второй газовый поток. Первый газовый поток может содержать олефины. По меньшей мере один из сырых продуктов имеет температуру кипения выше 343°С и/или по меньшей мере один из дополнительных сырых продуктов представляет собой второй газовый поток.
Description
(57) Изобретение предоставляет способ получения сырых продуктов, который включает добычу флюида месторождения из-под земли в процессе термической обработки ίη §йи; разделение флюида месторождения с целью получения жидкого потока и первого газового потока; фракционирование жидкого потока с целью получения одного или нескольких сырых продуктов, и каталитический крекинг сырого продукта, имеющего температуру кипения выше 343 °С с целью получения одного или нескольких дополнительных сырых продуктов. Первый газовый поток может содержать олефины. По меньшей мере один из полученных сырых продуктов имеет температуру кипения выше 343°С и по меньшей мере один из дополнительных сырых продуктов представляет собой второй газовый поток. Первый газовый поток может содержать олефины. По меньшей мере один из сырых продуктов имеет температуру кипения выше 343°С и/или по меньшей мере один из дополнительных сырых продуктов представляет собой второй газовый поток.
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится, главным образом, к способам и системам для получения углеводородов, водорода, и/или других продуктов из различных подземных месторождений, таких как месторождения, содержащие углеводороды.
Уровень техники
Углеводороды, полученные из подземных месторождений, часто используются в качестве энергетических ресурсов как сырье и в качестве потребительских товаров. Проблемы истощения доступных углеводородных ресурсов и озабоченность в связи с общим ухудшением качества полученных углеводородов стимулировали разработку способов для более эффективного извлечения, переработки и/или применения имеющихся углеводородных ресурсов. С целью удаления углеводородов из подземных месторождений могут быть использованы процессы ίη βίΐιι. Могут потребоваться изменения химических и/или физических характеристик углеводородного материала в подземных месторождениях с целью обеспечения более легкого удаления углеводородного материала из подземного месторождения. Химические и физические изменения могут включать процессы ίη βίΐιι. в которых образуются удаляемые флюиды, изменения состава, изменения растворимости, изменения плотности, фазовые изменения, и/или изменения вязкости углеводородного материала в месторождении. Флюид может представлять собой (но не ограничивается указанным), газ, жидкость, эмульсию, суспензию, и/или поток твердых частиц, который имеет характеристики течения, аналогичные потоку жидкости.
Флюиды месторождения, полученные из подземных формаций с использованием способа термической обработки ίη вйи, можно продавать и/или перерабатывать с целью получения промышленных продуктов. Флюиды месторождения, полученные способом термической обработки ίη вйи, могут иметь свойства и/или состав, отличающиеся от показателей флюидов месторождений, полученных в традиционных способах добычи. Флюиды месторождения, полученные из подземных месторождений с использованием способа термической обработки ίη вйи, могут не соответствовать промышленным стандартам на транспортировку и/или на промышленное применение. Таким образом, существует потребность в улучшенных способах и системах для обработки флюидов месторождений, полученных из различных формаций, содержащих углеводороды.
Краткое изложение изобретения
Описанные здесь варианты осуществления относятся, главным образом, к способам обработки флюидов месторождений, полученных из подземных формаций.
В некоторых вариантах осуществления это изобретение предоставляет: добычу флюида месторождения из-под земли в процессе пиролиза ίη βίΐιι при термической обработке; разделение флюида месторождения с целью получения жидкого потока и первого газового потока, в котором первый газовый поток содержит олефины; фракционирование жидкого потока с целью получения одного или нескольких сырых продуктов, при котором по меньшей мере один из сырых продуктов имеет распределение температур кипения от 38 до 343 °С; и каталитический крекинг сырого продукта, имеющего распределение температур кипения от 38 до 343°С с целью получения одного или нескольких дополнительных сырых продуктов, в котором по меньшей мере один из дополнительных сырых продуктов представляет собой второй газовый поток, причем этот газовый поток имеет температуру кипения самое большее 38°С, и распределение температур кипения определяется по методу Л8ТМ Ό5307.
В некоторых вариантах осуществления это изобретение обеспечивает способ получения одного или нескольких сырых продуктов, который включает в себя добычу флюида подземного месторождения с использованием способа термической обработки ίη βίΐιι; разделение флюида месторождения с целью получения жидкого потока; каталитический крекинг жидкого потока в первой системе каталитического крекинга путем контактирования жидкого потока с катализатором крекинга с целью получения потока сырого продукта и отработанного катализатора крекинга; регенерацию отработанного катализатора крекинга с целью получения регенерированного катализатора крекинга; каталитический крекинг углеводородного потока бензина во второй системе каталитического крекинга путем контактирования углеводородного потока бензина с регенерированным катализатором крекинга для того, чтобы получить сырой поток олефинов, содержащий углеводороды с числом атомов углерода по меньшей мере два, и использованный регенерированный катализатор крекинга; и выделение олефинов из сырого потока олефинов, в котором олефины имеют число атомов углерода от 2 до 5; и доставку использованного регенерированного катализатора крекинга из второй системы каталитического крекинга в первую систему каталитического крекинга.
В дополнительных вариантах осуществления признаки конкретных вариантов могут быть объединены с признаками из других вариантов осуществления. Например, признаки одного варианта осуществления могут быть объединены с признаками из любых других вариантов.
В дополнительных вариантах осуществления обработку подземного месторождения проводят с использованием любых способов, систем или нагревателей, которые описаны в этом изобретении.
В дополнительных вариантах осуществления к описанным здесь конкретным вариантам могут быть добавлены дополнительные признаки.
- 1 016412
Краткое описание чертежей
Преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными для специалистов в этой области техники с помощью следующего подробного описания и со ссылкой на сопроводительные чертежи, в которых на фиг. 1 представлен схематичный чертеж осуществления части системы термической обработки ίη 8Йи для обработки месторождения, содержащего углеводороды;
на фиг. 2 дано схематическое представление осуществления системы для обработки смеси, полученной в способе термической обработки ίη δίΐιι;
на фиг. 3 дано схематическое представление осуществления системы для обработки жидкого потока, полученного в способе термической обработки ίη δίΐιι.
Хотя в этом изобретении допускаются различные модификации и альтернативные формы, его конкретные варианты осуществления продемонстрированы с помощью примеров на чертежах и могут быть подробно описаны в этом изобретении. Чертежи могут быть выполнены не в масштабе. Однако следует понимать, что эти чертежи и подробное описание изобретения не предназначены для ограничения изобретения какой-либо его конкретной описанной формой, напротив, намерением является защита всех модификаций, эквивалентов и альтернатив, входящих в замысел и объем настоящего изобретения, которое определено в прилагаемой формуле изобретения.
Подробное описание
Следующее ниже описание, в общем, относится к системам и способам обработки углеводородов в месторождениях. Такие месторождения можно обрабатывать для того, чтобы получить углеводородные продукты, водород и другие продукты.
Следующее ниже описание, в общем, относится к системам и способам обработки флюида месторождения, добытого из месторождения, содержащего углеводороды, с использованием способа термической обработки ίη δίΐιι. Месторождения, содержащие углеводороды, можно обрабатывать для того, чтобы получить углеводородные продукты, водород, метан и другие продукты.
Термин углеводороды обычно определяется как молекулы, состоящие, главным образом, из атомов углерода и водорода. Кроме того, углеводороды могут включать в себя другие элементы, такие как галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или серу (но не ограничиваются указанным). Углеводороды могут представлять собой кероген, битум, пиробитум, нефти, природные минеральные воски и асфальтиты (но не ограничиваются указанным). Углеводороды могут быть расположены в минеральных матрицах земли или вблизи них. Матрицы могут включать в себя (но не ограничиваются указанным) осадочные горные породы, песчаники, силицилиты, карбонаты, диатомиты и другие пористые среды. Углеводородные флюиды представляют собой флюиды, которые включают углеводороды. Углеводородные флюиды могут включать, охватывать или быть увлечёнными в неуглеводородные флюиды, такие как водород, азот, монооксид углерода, диоксид углерода, сероводород, вода и аммиак.
Формация включает в себя один или несколько слоев, содержащих углеводороды, один или несколько неуглеводородных слоев, перекрывающие породы и/или подстилающие породы. Перекрывающие породы и/или подстилающие породы включают в себя один или несколько различных типов непроницаемых материалов. Например, перекрывающие породы и/или подстилающие породы могут включать горную породу, сланец, глинистую породу или влажный/водонепроницаемый карбонат. В некоторых вариантах осуществления способа термической обработки ίη δίΐιι перекрывающие породы и/или подстилающие породы могут включать углеводородсодержащий слой или углеводородсодержащие слои, которые являются относительно непроницаемыми и не подвергаются нагреванию в ходе способа термической обработки ίη δίΐιι. что приводит к значительным изменениям характеристик углеводородсодержащих слоев перекрывающих пород и/или подстилающих пород. Например, подстилающие породы могут содержать сланец или глинистую породу, но подстилающие породы препятствуют нагреванию до температур пиролиза в ходе способа термической обработки ίη 8Йи. В некоторых случаях перекрывающие породы и/или подстилающие породы в некоторой степени могут обладать проницаемостью.
Термин флюиды месторождения относится к флюидам, находящимся в формации, и они могут включать в себя пиролизный флюид, синтез-газ, мобилизованный флюид, флюид висбрекинга и воду (водяной пар). Флюиды месторождения могут включать в себя углеводородные флюиды, а также неуглеводородные флюиды. Термин мобилизованный флюид относится к флюидам в месторождении, содержащем углеводороды, которые обладают текучестью в результате термической обработки формации. Термин флюид висбрекинга относится к флюиду, который имеет пониженную вязкость в результате термической обработки формации.
Термин добытые флюиды относится к флюидам месторождения, удаленным из формации.
Термин способ превращения ίη Чю относится к способу нагрева формации, содержащей углеводороды, с помощью источников тепла с целью повышения температуры по меньшей мере части месторождения, выше температуры пиролиза с тем, чтобы пиролизный флюид образовался в формации.
Термин число атомов углерода относится к числу атомов углерода в молекуле. Углеводородный флюид может включать в себя разнообразные углеводороды с различным числом атомов углерода. Углеводородный флюид может быть описан с помощью распределения атомов углерода. Число атомов угле
- 2 016412 рода и/или распределение атомов углерода можно определить с помощью распределения истинных температур кипения и/или газожидкостной хроматографии.
Термин источник тепла означает любую систему доставки тепла по меньшей мере к части формации, главным образом, за счет теплопроводности и/или радиационной теплопередачи. Например, источник тепла может включать электрические нагреватели, такие как изолированный проводник, удлиненный элемент и/или проводник, расположенный в трубопроводе. Кроме того, источник тепла может включать системы, которые генерируют тепло за счет сжигания топлива снаружи или внутри формации. Эти системы могут быть поверхностными горелками, скважинными газовыми горелками, беспламенными распределенными камерами сгорания и камерами сгорания естественного распределения. В некоторых вариантах осуществления тепло, подведенное (или генерированное) к одному или нескольким источникам тепла, может поступать из других источников энергии. Другие источники энергии могут нагревать месторождение непосредственно, или энергия может быть приложена к теплопередающей среде, которая непосредственно или косвенно нагревает формацию. Следует понимать, что в одном или нескольких источниках тепла, которые передают тепло в формацию, могут применяться различные источники энергии. Таким образом, например, для данной формации некоторые источники тепла могут подавать тепло от нагревателей электрического сопротивления, некоторые источники тепла могут обеспечивать тепло за счет горения, и некоторые источники тепла могут обеспечивать тепло от одного или нескольких других источников энергии (например, химические реакции, солнечная энергия, ветровая энергия, биомасса или другие возобновляемые источники энергии). Химическая реакция может включать экзотермические реакции (например, реакция окисления). Кроме того, источник тепла может включать нагреватель, который предоставляет тепло в зону, ближайшую и/или окружающую местонахождение нагревания, такое как нагревающая скважина.
Нагреватель представляет собой любую систему или источник тепла для генерирования тепла в скважине вблизи от области ствола скважины. Нагреватели могут быть (но не ограничиваются указанным) электрическими нагревателями, горелками, камерами сгорания, где происходит взаимодействие с внутренним материалом или с добытым из месторождения, и/или их сочетания.
Термин способ термической обработки ίη δίΐιι относится к способу нагревания формации, содержащей углеводороды, источниками тепла для того, чтобы повысить температуру по меньшей мере в части формации выше той температуры, при которой углеводородсодержащий материал дает мобилизованный флюид, подвергается висбрекингу и/или пиролизу таким образом, что в формации образуются мобилизованные флюиды, флюиды висбрекинга и/или пиролизные флюиды.
Термин ствол скважины относится к отверстию в формации, полученному путем бурения или внедрения трубопровода в формацию. Ствол скважины может иметь практически круглое поперечное сечение или другую форму поперечного сечения. Используемые здесь термины скважина и отверстие, при рассмотрении отверстия в формации, могут быть использованы попеременно с термином ствол скважины.
Пиролиз представляет собой разрыв химических связей благодаря приложению тепла. Например, пиролиз может включать превращение соединения в одно или несколько других соединений под действием одного тепла. Это тепло может быть подведено к участку формации для того, чтобы вызвать пиролиз. В некоторых месторождениях части формации и/или другие материалы в месторождении могут способствовать пиролизу за счет их каталитической активности.
Пиролизные флюиды или продукты пиролиза относятся к флюидам, добытым существенно в процессе пиролиза углеводородов. Флюиды, добытые с помощью реакций пиролиза, могут смешиваться с другими флюидами в месторождении. Эта смесь может рассматриваться как пиролизный флюид или пиролизный продукт. Используемый здесь термин зона пиролиза относится к объему формации (например, относительно проницаемые месторождения, такие как формации битуминозных песчаников), в которой происходят реакции с образованием пиролизного флюида.
Крекинг относится к процессу, который включает в себя разложение и молекулярную рекомбинацию органических соединений с образованием большего числа молекул, чем в начале процесса. При крекинге происходит ряд реакций, сопровождающихся переносом атомов водорода между молекулами. Например, нафта может подвергаться реакции термического крекинга с образованием этилена и Н2.
Термин висбрекинг относится к распутыванию молекул во флюиде в ходе термической обработки и/или к разрушению больших молекул на меньшие молекулы в ходе термической обработки, что приводит к снижению вязкости флюида.
Конденсируемые углеводороды представляют собой углеводороды, которые конденсируются при 25°С и абсолютном давлении одна атмосфера. Конденсируемые углеводороды могут включать смеси углеводородов, имеющих число атомов больше чем 4. Неконденсируемые углеводороды представляют собой углеводороды, которые не конденсируются при 25°С и абсолютном давлении одна атмосфера. Неконденсируемые углеводороды могут включать углеводороды с числом атомов углерода меньше чем 5.
Термин закупоривание относится к затруднению и/или ингибированию потока одной или нескольких композиций через технологический резервуар или трубопровод.
Олефины представляют собой молекулы, которые включают ненасыщенные углеводороды, со
- 3 016412 держащие одну или несколько неароматических углерод-углеродных двойных связей.
Термин углеводороды бензина относится к углеводородам, имеющим температуру кипения в диапазоне от 32°С (90°Т) до приблизительно 204°С (400°Т). Углеводороды бензина включают (но не ограничиваются указанным) прямогонный бензин, нафту, бензин термического или каталитического флюидизированного крекинга, бензин процессов висбрекинга и коксования. Содержание углеводородов бензина определяется стандартным методом Л8ТМ Ό2887.
Термин нафта относится к углеводородным компонентам с распределением температур кипения между 38 и 200°С при давлении 0,101 МПа. Содержание нафты определяется по американскому стандарту испытаний и материалов (Л8ТМ), метод Ό5307.
Керосин относится к углеводородам с распределением температур кипения между 204 и 260°С при 0,101 МПа. Содержание керосина определяется стандартным методом Л8ТМ Ό2887.
Дизельная фракция относится к углеводородам с распределением температур кипения между 260°С и 343°С (500-650°Т) при 0,101 МПа. Содержание углеводородов дизельной фракции определяется стандартным методом Л8ТМ Ό2887.
Термин УСО или вакуумный газойль относится к углеводородам с распределением температур кипения между 343 и 538°С при 0,101 МПа. Содержание УСО определяется стандартным методом Л8ТМ Ό5307.
Облагораживание относится к улучшению качества углеводородов. Например, облагораживание тяжелых углеводородов может привести к снижению удельного веса (в градусах ΑΡΙ) тяжелых углеводородов.
Удельный вес в градусах ΑΡΙ относится к показателю ΑΡΙ при температуре 15,5°С (60°Р). Показатель ΑΡΙ определяется стандартным методом А8ТМ Ό6822.
Термин Периодическая таблица относится к Периодической системе элементов, которая определена согласно Международной организации чистой и прикладной химии (ИЮПАК), в октябре 2005.
Металл столбца X или металлы столбца X относятся к одному или нескольким металлам столбца X Периодической системы элементов и/или одному или нескольким соединениям одного или нескольких металлов из столбца X Периодической системы элементов, где X соответствует номеру столбца (например, 1-12) периодической системы элементов. Например, металлы столбца 6 относятся к металлам из столбца 6 Периодической системы элементов и/или соединениям одного или нескольких металлов из столбца 6 Периодической системы элементов.
Элемент столбца X или элементы столбца относится к одному или нескольким элементам столбца X Периодической системы элементов, и/или одному или нескольким соединениям одного или нескольких элементов столбца X Периодической системы элементов, где X соответствует номеру столбца (например, 13-18) Периодической системы элементов. Например, элементы столбца 15 относятся к элементам из столбца 15 Периодической системы элементов и/или соединениям одного или нескольких элементов из столбца 15 Периодической системы элементов.
В рамках этого изобретения масса металла из Периодической системы элементов, масса соединения металла из Периодической системы элементов, масса элемента из Периодической системы элементов, или масса соединения элемента из Периодической системы элементов рассчитывается как масса металла или масса элемента. Например, если используется 0,1 г МоО3 в 1 г катализатора, то расчетная масса металлического молибдена в катализаторе составляет 0,067 г на 1 г катализатора.
Термин облагораживание относится к улучшению качества углеводородов. Например, облагораживание тяжелых углеводородов может привести к снижению удельного веса (в градусах ΑΡΙ) тяжелых углеводородов.
Термин рецикловый газойль относится к смеси легкого рециклового газойля и тяжелого рециклового газойля. Легкий рецикловый газойль относится к углеводородам, имеющим распределение температур кипения между 430°Р (221°С) и 650°Р (343°С), которые образуются в флюидизированной системе каталитического крекинга. Содержание легкого рециклового газойля определяется по методу Α§ТМ Ό5307. Тяжелый рецикловый газойль относится к углеводородам, имеющим распределение температур кипения между 650°Р (343°С) и 800°Р (427°С), которые образуется в флюидизированной системе каталитического крекинга. Содержание тяжелого рециклового газойля определяется по методу Α§ТМ Ό5307.
Октановое число представляет собой рассчитанный численный показатель антидетонационных свойств моторного топлива по сравнению со стандартным образцом топлива. Рассчитанное октановое число определяется по методу Α§ТМ Ό6730.
Термин ценосферы относится к полым частицам, которые образуются в термических процессах при высокой температуре, когда расплавленные компоненты раздуваются, подобно воздушному шару, за счет испарения органических компонентов.
Термин физическая устойчивость относится к способности флюида формации транспортироваться без проявления фазового разделения или флокуляции. Физическая устойчивость определяется по методу Α§ТМ Ό7060.
Химическая устойчивость означает способность флюида формации транспортироваться без взаимодействия компонентов флюида формации с образованием полимеров и/или композиций, которые за
- 4 016412 купоривают трубопроводы, клапаны и/или сосуды.
На фиг. 1 представлен схематичный чертеж осуществления части системы термической обработки ίη Ши для обработки месторождения, содержащего углеводороды. Система термической обработки ίη Ши может включать барьерные скважины 200. Барьерные скважины используются с целью формирования барьера вокруг участка обработки. Этот барьер препятствует поступлению и/или вытеканию флюида внутрь и/или из участка обработки. Барьерные скважины включают (но не ограничиваются указанным) обезвоживающие скважины, вакуумные скважины, захватывающие скважины, нагнетательные скважины, скважины с цементным раствором, замораживаемые скважины или их сочетания. В некоторых вариантах осуществления барьерные скважины 200 представляют собой обезвоживающие скважины. Обезвоживающие скважины могут удалять жидкую воду и/или предотвращать поступление жидкой воды в часть месторождения, которая будет нагреваться, или в нагреваемую формацию. В варианте осуществления, изображенном на фиг. 1, показаны барьерные скважины 200, тянущиеся только вдоль одной стороны источников тепла 202, однако обычно барьерные скважины окружают все используемые источники тепла 202 или источники, которые будут использоваться для нагревания участка обработки месторождения.
Источники тепла 202 расположены по меньшей мере в части месторождения. Источники тепла 202 могут включать нагреватели, такие как изолированные проводники, нагреватели типа проводник в трубке, поверхностные горелки, беспламенные распределенные камеры сгорания и/или природные распределенные камеры сгорания. Источники тепла 202 могут включать другие типы нагревателей. Источники тепла 202 обеспечивают теплом по меньшей мере часть месторождения с целью нагревания углеводородов в формации. Энергия может поступать в источники тепла 202 по линиям питания 204. Линии питания 204 могут быть структурно различными в зависимости от типа источника тепла или источников тепла, применяемых для нагревания формации. Линии питания 204 для источников тепла могут проводить электричество для электрических нагревателей, могут транспортировать топливо для камер сгорания или могут транспортировать теплообменный флюид, который циркулирует в формации.
Когда формация нагревается, тепло, подведенное в формацию, может вызвать расширение и геомеханическое движение формации. Компьютерное моделирование может имитировать реакцию формации на нагревание. Компьютерное моделирование может быть использовано для разработки системы размещения и временной последовательности для активации источников тепла в формации таким образом, чтобы геомеханическое движение формации не оказало отрицательного влияния на функционирование источников тепла, продуктивных скважин и другого оборудования в формации.
Нагревание формации может вызвать увеличение проницаемости и/или пористости формации. Увеличение проницаемости и/или пористости может быть результатом уменьшения массы формации из-за испарения и удаления воды, удаления углеводородов и/или создания трещин. Флюид может свободнее протекать в нагретой части месторождения благодаря повышенной проницаемости и/или пористости формации. Флюид в нагретой части формации может передвигаться на значительное расстояние через месторождение по причине повышенной проницаемости и/или пористости. Это значительное расстояние может превышать 1000 м в зависимости от различных факторов, таких как проницаемость формации, свойства флюида, температура формации и градиент давления, обеспечивающий передвижение флюида. Способность флюида преодолевать значительное расстояние в месторождении позволяет размещать продуктивные скважины 206 в относительном удалении от месторождения.
Продуктивные скважины 206 применяются для удаления флюида месторождения из формации. В некоторых вариантах осуществления продуктивная скважина 206 включает в себя источник тепла. Источник тепла в продуктивной скважине может нагревать одну или несколько частей месторождения в продуктивной скважине или вблизи нее. В некоторых вариантах осуществления способа термической обработки ίη Ши количество тепла, подведенного в формацию из продуктивных скважин на метр продуктивной скважины, меньше количества тепла, подведенного в формацию из источника тепла, который нагревает формацию, на метр источника тепла. Тепло, подведенное в формацию из продуктивных скважин, может повысить проницаемость формации, близлежащей к продуктивной скважине, за счет испарения и удаления жидкой фазы флюида в смежной продуктивной скважине и/или за счет повышения проницаемости формации, близлежащей к продуктивной скважине за счет образования макротрещин и/или микротрещин.
В продуктивной скважине может быть расположено несколько источников тепла. Источник тепла в нижней части продуктивной скважины может быть отключен, когда наложение тепла из соседних источников тепла обеспечивает достаточный нагрев формации, чтобы противодействовать преимуществам, предоставляемым при нагревании формации с помощью продуктивной скважины. В некоторых вариантах осуществления источник тепла в верхней части продуктивной скважины может оставаться после дезактивации источника тепла в нижней части продуктивной скважины. Источник тепла в верхней части скважины может предотвращать конденсацию и дефлегмацию флюида формации.
В некоторых вариантах осуществления источник тепла в продуктивной скважине 206 позволяет удалять паровую фазу флюида формации из месторождения. За счет предоставления нагрева по всей продуктивной скважине возможно: (1) предотвращение конденсации и/или дефлегмации полученного
- 5 016412 флюида, когда такой полученный флюид перемещается в продуктивной скважине ближайшей к перекрывающей породе, (2) повышение подвода тепла внутрь формации, (3) увеличение производительности продуктивной скважины по сравнению с такой же скважиной без источника тепла, (4) предотвращение конденсации соединений с повышенным числом атомов углерода (С6 и выше) в продуктивной скважине, и/или (5) увеличение проницаемости формации в продуктивной скважине или вблизи нее.
Давление под землей в формации может соответствовать давлению флюида, генерируемому в месторождении. Когда температура нагретой части формации повышается, давление в этой нагретой части может увеличиваться в результате повышенной генерации флюида и испарения воды. Удаление флюида из формации с контролируемой скоростью может позволить регулировать давление в месторождении. Давление в месторождении можно определять в ряде различных мест, таких как вблизи или внутри продуктивной скважины, вблизи или внутри источников тепла или в контрольной скважине.
В некоторых месторождениях, содержащих углеводороды, добыча углеводородов из месторождения задерживается, пока по меньшей мере часть углеводородов в формации не подвергнется пиролизу. Флюид месторождения может добываться из формации, когда флюид месторождения имеет заданное качество. В некоторых вариантах осуществления это заданное качество включает удельный вес в градусах ΑΡΙ, по меньшей мере приблизительно 20°, 30° или 40° (т.е. 0,934; 0,8762 или 0,8251). Задержка добычи до момента, когда по меньшей мере часть углеводородов пиролизуется, может повысить степень превращения тяжелых углеводородов в легкие углеводороды. Задержка начальной добычи может свести к минимуму добычу тяжелых углеводородов из месторождения. При добыче значительного количества тяжелых углеводородов может потребоваться дорогостоящее оборудование и/или снижается срок службы производственного оборудования.
В некоторых месторождениях, содержащих углеводороды, углеводороды в формации могут нагреваться до температуры пиролиза до генерирования существенной проницаемости в нагретой части формации. Начальное отсутствие проницаемости может задерживать транспорт генерированных флюидов к продуктивным скважинам 206. В ходе начального нагрева может повыситься давление флюида в формации, ближайшей к источникам тепла 202. Повышенное давление флюида может сбрасываться, контролироваться, изменяться и/или регулироваться вследствие одного или нескольких источников тепла 202. Например, выбранные источники тепла 202 или отдельные скважины для выпуска давления могут включать предохранительные клапаны по давлению, которые обеспечивают удаление некоторой части флюида из месторождения.
В некоторых вариантах осуществления можно допустить повышение давления, генерированного за счет расширения пиролизных флюидов или других флюидов, генерированных в месторождении, несмотря на то что еще не образовался открытый проход к продуктивным скважинам 206 или любым другим колодцам для сброса давления в месторождении. Можно допустить повышение давления до литостатического давления. Трещины в формации, содержащей углеводороды, могут образоваться, когда давление флюида приближается к литостатическому. Например, трещины могут образоваться от источников тепла 202 к продуктивным скважинам 206 в нагретой части формации. За счет генерации трещин в нагретой части может произойти частичный сброс давления в части формации. Давление в месторождении следует поддерживать ниже заданного давления для того, чтобы задержать нежелательную добычу, образование трещин в перекрывающей породе или в подстилающей породе, и/или коксование углеводородов в месторождении.
После достижения температуры пиролиза и обеспечения добычи из месторождения давление в формации можно варьировать с целью изменения и/или регулирования состава добываемого флюида месторождения для того, чтобы контролировать процентную долю конденсируемого флюида по сравнению с неконденсируемым флюидом во флюиде месторождения, и/или для регулирования удельного веса (в градусах ΑΡΙ) добываемого флюида месторождения. Например, снижение давления может привести к увеличению добычи конденсируемых компонентов флюида. Конденсируемые компоненты флюида могут содержать повышенный процент олефинов.
В некоторых вариантах способа термической обработки ίη δίΐιι можно поддерживать достаточно высокое давление в формации для того, чтобы способствовать добыче флюида месторождения с удельным вес больше чем 20° ΑΡΙ (т.е. меньше чем 0,934). Поддерживание повышенного давления в формации может задерживать оседание формации в ходе термической обработки ίη δίΐιι. Поддерживание повышенного давления может облегчать добычу парообразной фазы флюидов из месторождения. Добыча парообразной фазы может способствовать уменьшению размера коллекторных трубопроводов, используемых для транспорта флюидов, добытых из месторождения. Поддерживание повышенного давления может снизить или исключить потребность сжатия флюидов месторождения на поверхности с целью транспортирования флюидов по коллекторным трубопроводам к установкам для переработки.
Поддерживание повышенного давления в нагретой части месторождения может обеспечить неожиданное увеличение добычи углеводородов повышенного качества, имеющих относительно небольшую молекулярную массу. Можно поддерживать давление таким образом, чтобы добытый флюид месторождения содержал минимальное количество соединений с числом атомов углерода, выше заданного. Заданное число атомов углерода может составлять самое большее 25, самое большее 20, самое большее 12 или
- 6 016412 самое большее 8. Некоторые соединения с большим числом атомов углерода могут увлекаться с паровой фазой формации и могут удаляться из формации вместе с парами. Поддерживание повышенного давления в формации может задерживать унос соединений с большим числом атомов углерода и/или соединений полициклических углеводородов вместе с парами. Соединения с большим числом атомов углерода и/или соединения полициклических углеводородов могут оставаться в жидкой фазе месторождения в течение длительных периодов времени. Эти длительные периоды времени могут обеспечить достаточную степень пиролиза таких соединений с образованием соединений с меньшим числом атомов углерода.
Полагают, что генерация углеводородов с относительно низкой молекулярной массой протекает, отчасти, благодаря автогенной генерации водорода и его реакциям в части месторождения, содержащей углеводороды. Например, поддерживание повышенного давления может форсировать генерирование водорода в процессе пиролиза в жидкой фазе внутри месторождения. Нагревание части формации до температуры, соответствующей пиролизу, может вызвать пиролиз углеводородов в месторождении с генерацией жидкофазных флюидов пиролиза. Генерированные жидкофазные компоненты флюидов пиролиза могут включать двойные связи и/или радикалы. Водород (Н2) в жидкой фазе может уменьшать содержание двойных связей в генерированных пиролизных флюидах, таким образом, снижается вероятность полимеризации или образования соединений с длинной цепочкой из генерированных пиролизных флюидов. Кроме того, Н2 также может нейтрализовать радикалы в генерированных пиролизных флюидах. Следовательно, Н2 в жидкой фазе может задерживать взаимодействие генерированных пиролизных флюидов между собой и/или с другими соединениями в месторождении.
Флюиды месторождения, добытые из продуктивных скважин 206, могут транспортироваться по коллекторным трубопроводам 208 к установкам для переработки 210. Кроме того, флюиды месторождения могут добываться из источников тепла 202. Например, флюиды могут добываться из источников тепла 202 с целью регулирования давления в месторождении, расположенном вблизи источников тепла. Флюиды, добытые из источников тепла 202, могут транспортироваться по системе труб или сети трубопроводов в коллекторный трубопровод 208, или добытые флюиды могут транспортироваться по системе труб или сети трубопроводов непосредственно в установки для переработки 210. Установки для переработки 210 могут включать в себя блоки сепарирования, технологические установки, установки облагораживания, топливные элементы, турбины, контейнеры для хранения и/или другие системы и установки для переработки добытых флюидов месторождения. В установках для переработки может быть получено транспортное топливо по меньшей мере из части углеводородов, добытых из месторождения.
В некоторых вариантах осуществления, флюиды месторождения, добытые по способу термической обработки ίη 8Йи, направляются в сепаратор для расщепления флюида месторождения на один или несколько жидких потоков способа термической обработки ίη δίΐιι и/или на один или несколько газовых потоков способа термической обработки ίη δίΐιι. Эти жидкие потоки и газовые потоки в дальнейшем могут перерабатываться с целью получения желательных продуктов.
Нагревание части подземного месторождения может вызвать изменения минеральной структуры месторождения и образование частиц. Эти частицы могут быть диспергированы и/или могут частично раствориться во флюиде месторождения. Эти частицы могут включать металлы и/или соединения металлов из столбцов 1-2 и столбцов 4-13 Периодической системы элементов (например, алюминий, кремний, магний, кальций, калий, натрий, бериллий, литий, хром, магний, медь, цирконий и так далее). В некоторых вариантах осуществления частицы включают ценосферы. В некоторых вариантах осуществления частицы покрыты, например, углеводородами из флюида месторождения. В некоторых вариантах эти частицы включают цеолиты.
Концентрация частиц во флюидах месторождения может изменяться от 1 до 3000 ч./млн, от 50 до 2000 ч./млн, или от 100 до 1000 ч./млн. Размер частиц может изменяться от 0,5 до 200 микрометров (мкм), от 5 до 150 мкм, от 10 до 100 мкм или от 20 до 50 мкм.
В некоторых вариантах флюиды месторождения могут содержать распределенные частицы. Эти распределенные частицы могут иметь тримодальное или бимодальное распределение (но не ограничиваются указанным). Например, частицы с тримодальным распределением могут содержать от 1 до 50 ч,/млн частиц с размером от 5 до 10 мкм, от 2 до 2000 ч./млн частиц с размером от 50 до 80 мкм, и от 1 до 100 ч./млн частиц с размером между 100 и 200 мкм. Частицы с бимодальным распределением могут содержать от 1 до 60 ч./млн частиц с размером между 50 и 60 мкм и от 2 до 2000 ч./млн частиц с размером между 100 и 200 мкм.
В некоторых вариантах осуществления частицы могут контактировать с флюидом месторождения и катализировать образование соединений, имеющих число атомов углерода самое большее 25, самое большее 20, самое большее 12 или самое большее 8. В некоторых вариантах частицы цеолита могут способствовать окислению и/или восстановлению флюидов месторождения с образованием соединений, которые обычно не встречаются во флюидах, добытых с использованием традиционных способов добычи. Контакт флюида месторождения с водородом в присутствии частиц цеолита может катализировать гидрирование соединений с двойными связями во флюиде месторождения.
В некоторых вариантах осуществления все частицы (или их часть) в добытом флюиде могут быть
- 7 016412 удалены из добытого флюида. Эти частицы могут быть удалены с использованием центрифуги, путем промывки, путем кислотной промывки, с помощью фильтрации, за счет электростатического осаждения, путем пенной флотации и/или с помощью способов сепарирования другого типа.
Флюиды месторождения, добытые по способу термической обработки ίη 8Йи, могут направляться в сепаратор для расщепления потока на жидкий поток способа термической обработки ίη δίΐιι и газовый поток способа термической обработки ίη δίΐιι. Этот жидкий поток и газовый поток в дальнейшем могут перерабатываться с целью получения желательных продуктов. Когда жидкий поток обрабатывают с использованием общеизвестных условий с целью получения промышленных продуктов, технологическому оборудованию может быть нанесён ущерб. Например, технологическое оборудование может засориться. Примеры процессов для получения промышленных продуктов включают (но не ограничиваются указанным) алкилирование, дистилляцию, каталитический риформинг, гидрокрекинг, гидроочистку, гидрогенизацию, гидрообессеривание, каталитический крекинг, замедленное коксование, газификацию или их сочетания. Процессы для получения промышленных продуктов описаны в книге Кейшпд Ргосс55С5 2000, НукгосагЬоп Ргосеззшд, Си1Г РиЫщЫпд Со., стр. 87-142, которая включена в изобретение в качестве ссылки. Примеры промышленных продуктов включают (но не ограничиваются указанным) дизельную фракцию, бензин, газообразные углеводороды, топливо для реактивных двигателей, керосин, нафту, вакуумный газойль (УСО) или их смеси.
Технологическое оборудование может быть закупорено или загрязнено под действием композиций в способе термической обработки жидкости. Закупоривающие композиции могут включать (но не ограничиваются указанным) углеводороды и/или твердые вещества, добытые в способе термической обработки ίη δίΐιι. Композиции, которые вызывают закупоривание, могут образоваться в ходе нагревания жидкости в способе термической обработки ίη δίΐιι. Эти композиции могут прилипать к деталям оборудования и задерживать течение жидкого потока через установки переработки.
Твердые вещества, которые вызывают закупоривание, могут включать (но не ограничиваются указанным) металлоорганические соединения, неорганические соединения, минералы, минеральные соединения, ценосферы, кокс, полукокс и/или их смеси. Частицы твердых веществ могут иметь такой размер, что традиционными способами фильтрации нельзя удалить эти твердые вещества из жидкого потока. Углеводороды, которые вызывают закупоривание, могут включать (но не ограничиваются указанным) углеводороды, которые содержат гетероатомы, ароматические углеводороды, циклические углеводороды, циклические диолефины и/или ациклические диолефины. В некоторых вариантах осуществления твердые вещества и/или углеводороды, присутствующие в жидкости способа термической обработки ίη 811и, которые вызывают закупоривание, обладают частичной растворимостью или нерастворимы в жидкости способа термической обработки ίη зйи. В некоторых вариантах осуществления традиционная фильтрация жидкого потока до нагревания или в ходе нагревания является недостаточной и/или неэффективной для удаления всех или части композиций, которые вызывают закупоривание технологического оборудования.
В некоторых вариантах осуществления, закупоривающие композиции, по меньшей мере, частично удаляются из жидкого потока путем промывки и/или обессоливания жидкого потока. В некоторых вариантах осуществления закупоривание технологического оборудования предотвращается с помощью фильтрации по меньшей мере части жидкого потока через нанофильтрационную систему. В некоторых вариантах осуществления закупоривание технологического оборудования предотвращается путем гидроочистки по меньшей мере части жидкого потока. В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть жидкого потока подвергается нанофильтрации и затем подвергается гидроочистке с целью удаления композиций, которые могут вызывать закупоривание и/или загрязнение технологического оборудования. Жидкий поток после гидроочистки и/или нанофильтрации может быть обработан дополнительно для того, чтобы получить промышленные продукты. В некоторых вариантах осуществления в жидкий поток добавляются очищающие добавки, которые предотвращают закупоривание технологического оборудования. Эти очищающие добавки описаны в патентах США №: 5648305 (выдан Ман^ПеМ и др.); 5282957 (ОТи§Ш и др.); 5173213 (МШсг и др.); 4840720 (Ке1к); 4810397 (Эуогасек); и 4551226 (Рет), которые все включены в изобретение в качестве ссылки. Примеры промышленно доступных добавок включают (но не ограничиваются указанным) Сшшес КО 303, Сшшес КО 304, С1пшсс КО 305, Сшшес КО 306, С1пшсс КО 307, Сшшес КО 308, (доступны на фирме С1пшсс, Рим, Италия), СЕ-Ве1х Тйегша1 Р1о\г 7К29, СЕ-Ве1х РгоСйеш 3Р28, СЕ Ве1х РгоСйеш 3Р18 (доступны на фирме СЕ ОТа1ег аок Ргосезз Тесйηо1од^е8, Тгеуозе, РА, И.8.Л.).
На фиг. 2 дано схематическое представление осуществления системы для добычи сырых продуктов и/или промышленных продуктов по способу термической обработки ίη δίΐιι жидкого потока и/или способа термической обработки ίη зйи газового потока. Флюид месторождения 212 поступает в блок 214 сепарирования флюида и разделяется на жидкий поток 216 способа термической обработки ίη зйи, газовый 218 и водный потоки 220 способа термической обработки ίη δίΐιι. В некоторых вариантах осуществления блок 214 сепарирования флюида включает в себя зону быстрого охлаждения. Когда добытый флюид месторождения поступает в зону быстрого охлаждения, к флюиду месторождения может быть добавлен охлаждающий флюид, такой как вода, непитьевая вода и/или другие компоненты с целью быстрого ох
- 8 016412 лаждения и/или охлаждения флюида месторождения до температуры, подходящей для обработки в расположенном ниже технологическом оборудовании. Быстрое охлаждение флюида месторождения может задерживать образование соединений, которые дают вклад в физическую и/или химическую неустойчивость флюида (например, задерживается образование соединений, которые могут осаждаться из раствора, давать вклад в коррозию, и/или загрязнение расположенных ниже оборудования и/или трубопроводов). Охлаждающий флюид может быть введен во флюид месторождения в виде распыляемого материала и/или жидкого потока. В некоторых вариантах осуществления флюид месторождения вводится в охлаждающий флюид. В некоторых вариантах осуществления флюид месторождения охлаждается путем пропускания флюида через теплообменник для того, чтобы отвести часть тепла из флюида месторождения. Флюид быстрого охлаждения может быть добавлен к охлажденному флюиду месторождения, когда температура флюида месторождения близка или равна точке росы флюида быстрого охлаждения. Быстрое охлаждение флюида месторождения до точки росы (или близкой к ней температуры) флюида быстрого охлаждения может повысить солюбилизацию солей, что может привести к химической и/или физической неустойчивости флюида быстрого охлаждения (например, соли аммония). В некоторых вариантах осуществления количество воды, использованной при быстром охлаждении, является минимальным, так что соли неорганических соединений и/или другие компоненты не выделяются из смеси. В блоке сепарирования 214 по меньшей мере часть флюида быстрого охлаждения может быть выделена из смеси быстрого охлаждения, и ее рециркулируют в зону быстрого охлаждения при минимальном числе операций обработки. Тепло, полученное при быстром охлаждении, можно улавливать и использовать в других установках. В некоторых вариантах осуществления при быстром охлаждении можно производить пар. Произведенный пар может быть направлен в блок сепарирования 222 газов и/или в другие установки для переработки.
Газ 218 способа термической обработки ίη 8Йи может быть направлен в блок сепарирования 222 газов с целью разделения потока газообразных углеводородов 224 из газа способа термической обработки ίη 8Йи. В некоторых вариантах осуществления блок сепарирования газов представляет собой блок ректификационной адсорбции и фракционирования при высоком давлении. Поток газообразных углеводородов 224 включает в себя углеводороды с числом атомов углерода по меньшей мере 3.
Жидкий поток 216 способа термической обработки ίη δίΐιι поступает в блок 226 сепарирования жидкости. В некоторых вариантах осуществления отпадает необходимость в блоке 226 сепарирования жидкости. В блоке 226 сепарирования жидкости при сепарировании жидкого потока 216 способа термической обработки ίη 811и образуется поток газообразных углеводородов 228 и солесодержащий жидкий технологический поток 230. Поток газообразных углеводородов 228 может включать углеводороды, содержащие максимум 5 атомов углерода. Часть потока 228 газообразных углеводородов может объединяться с потоком 224 газообразных углеводородов. Солесодержащий жидкий технологический поток 230 может быть обработан в блоке обессоливания 232 с целью получения жидкого потока 234. В блоке обессоливания 232 из солесодержащего жидкого технологического потока 230 удаляются минеральные соли и/или вода с использованием известных способов обессоливания и удаления воды. В некоторых вариантах изобретения блок обессоливания 232 находится выше (по потоку), чем блок 226 сепарирования жидкости.
Жидкий поток 234 включает в себя (но не ограничивается указанным) углеводороды, содержащие самое большее 5 атомов углерода, и/или углеводороды, содержащие гетероатомы (например, углеводороды, содержащие азот, кислород, серу и фосфор). Жидкий поток 234 может включать в себя по меньшей мере 0,001 г, по меньшей мере 0,005 г или по меньшей мере 0,01 г углеводородов с распределением температур кипения между 95 и 200°С при давлении 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 температур кипения между 200 и 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 температур кипения между 300 и 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 температур кипения между 400 и 650°С при 0,101 МПа. В некоторых вариантах осуществления жидкий поток 234 содержит самое большее 10 мас.% воды, самое большее 5 мас.%, самое большее 1 мас.% воды или самое большее 0,1 мас.% воды.
После выхода из блока обессоливания 232 жидкий поток 234 поступает в систему фильтрации 236. В некоторых вариантах осуществления система фильтрации 236 соединяется с выходом из блока обессоливания. В системе фильтрации 236 из жидкого потока 234 выделяется по меньшей мере часть закупоривающих соединений. В некоторых вариантах осуществления система фильтрации 236 монтируется на салазках. Монтаж системы фильтрации 236 на салазках позволяет перемещать систему фильтрации из одного блока переработки в другие. В некоторых вариантах осуществления система фильтрации 236 содержит один или несколько мембранных сепараторов, например одну или несколько мембран нанофильтрации или одну или несколько мембран обратного осмоса.
Мембрана может быть керамической мембраной и/или полимерной мембраной. Керамическая мембрана может представлять собой керамическую мембрану, которая имеет отсечку по молекулярной массе самое большее 2000 единиц Дальтона (еД), самое большее 1000 еД, или самое большее 500 еД. Керамические мембраны не должны подвергаться набуханию с целью обеспечения работы в оптимальных усло
- 9 016412 виях для того, чтобы удалить желательные материалы из субстрата (например, закупоривающие композиции из жидкого потока). Кроме того, керамические мембраны могут быть использованы при повышенных температурах. Примеры керамических мембран включают (но не ограничиваются указанным) мезопористый диоксид титана, мезопористый гамма оксид алюминия, мезопористый диоксид циркония, мезопористый диоксид кремния и их сочетания.
Полимерная мембрана содержит верхний слой, выполненный из плотной мембраны, и основной слой (носитель), выполненный из пористой мембраны. Полимерная мембрана может быть скомпонована таким образом, чтобы обеспечить протекание проникающего жидкого потока (пермеат) сначала через верхний слой плотной мембраны и затем через основной слой, таким образом, чтобы перепад давления на мембране выталкивал верхний слой на основной слой. Полимерная мембрана представляет собой органофильную или гидрофобную мембрану, и таким образом, вода, присутствующая в жидком потоке, удерживается или практически сохраняется в удерживаемом материале.
Слой плотной мембраны может отделять о меньшей мере часть или практически все закупоривающие композиции из жидкого потока 234. В некоторых вариантах осуществления плотная полимерная мембрана обладает такими свойствами, что жидкий поток 234 проходит через мембрану за счет растворения в ней и диффузии через структуру мембраны. По меньшей мере часть закупоривающих частиц не может растворяться и/или диффундировать сквозь плотную мембран, и таким образом, они удаляются. Закупоривающие частицы не могут растворяться, и/или диффундировать через плотную мембрану по причине сложной структуры закупоривающих частиц и/или они обладают высокой молекулярной массой. Слой плотной мембраны может включать в себя сшитую структуру, которую описали δοϊιιηίάΐ и др. в документе XV О 96/27430, который включен в изобретение в качестве ссылки. Толщина слоя плотной мембраны может изменяться от 1 до 15 мкм, от 2 до 10 мкм или от 3 до 5 мкм.
Плотная мембрана может быть изготовлена из полисилоксана, поли-диметилсилоксана, полиоктилметилсилоксана, полиимида, полиарамида, поли-триметилсилилпропина или их смесей. Пористый основной слой может быть выполнен из материалов, которые обеспечивают мембране механическую прочность и могут представлять собой любую пористую мембрану, использованную для ультрафильтрации, нанофильтрации или обратного осмоса. Примерами таких материалов являются полиакрилонитрил, полиамидимид в сочетании с оксидом титана, поли(простой)эфиримид, поливинилидендифторид, политетрафторэтилен или их сочетания.
В ходе сепарирования закупоривающих композиций из жидкого потока 234, перепад давления на мембране может изменяться от 5 до 60 бар, от 10 до 50 бар или от 20 до 40 бар (4МПа). Температура сепарирования может изменяться от температуры потери текучести жидкого потока до 10°С, приблизительно от -20 до 100°С, от 10 до 90°С или от 20 до 85°С. Во время непрерывной работы скорость потока пермеата может составлять самое большее 50% от начального потока, самое большее 70% от начального потока или самое большее 90% от начального потока. Извлеченная масса пермеата в расчете на сырье может изменяться между 50 до 97 мас.%, от 60 до 90 мас.% или от 70 до 80 мас.%.
Система фильтрации 236 может содержать один или несколько мембранных сепараторов. Мембранные сепараторы могут включать один или несколько мембранных модулей. В случае использования двух или более мембранных сепараторов они могут быть расположены в параллельной конфигурации с целью обеспечения потока сырья (ретентат) из первого мембранного сепаратора во второй мембранный сепаратор. Примеры мембранных модулей включают (но не ограничиваются указанным) скрученные спиралью модули, пластинчатые и рамочные модули, полые волокна и трубчатые модули. Мембранные модули описаны в Энциклопедии химической технологии (Епсус1ореб1а о£ С11еииса1 Епдтеегтд), 4е изд., 1995, Ιοίιη \νίγ· & 8оп§ 1пс., том 16, стр. 158-164. Примеры скрученных спиралью модулей описаны, например, ВоеЧеП и др. в документе ν0/2006/040307, в патентах США №№ 5102551 (Райегпак); 5093002 (Райегпак); 5275726 (Ееипег и др.; 5458774 (Маппаррегита); и в № 5150118 (Ипк1е и др.), которые все включены в изобретение в качестве ссылки.
В некоторых вариантах осуществления скрученный спиралью модуль используется, когда в системе фильтрации 236 применяется плотная мембрана. Скрученный спиралью модуль может включать мембранный комплект из двух мембранных листов, между которыми расположена распорная втулка для пермеата, причем этот мембранный комплект герметизирован с трех сторон. Четвертая сторона соединяется с трубопроводом для выхода пермеата таким образом, что флюид в области между мембранами сообщается с внутренней частью трубопровода. Сверху одной из мембран расположена распорная втулка для сырья, и этот комплект с распорной втулкой для сырья наматывается вокруг трубопровода для выхода пермеата, образуя, по существу, цилиндрический мембранный модуль, скрученный спиралью. Распорная втулка для сырья может иметь толщину по меньшей мере 0,6 мм, по меньшей мере 1 мм или по меньшей мере 3 мм с целью обеспечения достаточной поверхности мембраны, которая может быть упакована в скрученном спиралью модуле. В некоторых вариантах осуществления распорная втулка для сырья представляет собой тканую втулку. В ходе эксплуатации можно пропускать сырьевую смесь из одного конца цилиндрического модуля между мембранными комплектами вдоль распорной втулки для сырья, которая расположена между подводящими сторонами мембран. Часть сырьевой смеси проходит через каждый из мембранных листов на сторону пермеата. Полученный пермеат проходит вдоль распор
- 10 016412 ной втулки для пермеата в трубопровод для выхода пермеата.
В некоторых вариантах осуществления мембранное сепарирование представляет собой непрерывный процесс. Жидкий поток 234 проходит через мембрану под действием перепада давления с получением отфильтрованного жидкого потока 238 (пермеат) и/или рециркулирующего жидкого потока 240 (ретентат). В некоторых вариантах осуществления отфильтрованный жидкий поток 238 может иметь пониженную концентрацию композиций и/или частиц, которые вызывают закупоривание в расположенных ниже системах переработки. Непрерывная циркуляция рециркулирующего жидкого потока 240 через систему нанофильтрации может увеличить производство отфильтрованного жидкого потока 238 вплоть до 95% от исходного объема жидкого потока 234. Рециркулирующий жидкий поток 240 может непрерывно циркулировать через скрученный спиралью мембранный модуль, по меньшей мере, в течение 10 ч, по меньшей мере, в течение одного дня или, по меньшей мере, в течение одной недели, без очистки подводящей стороны мембраны. По окончании фильтрации поток 242 отходов (ретентат) может содержать высокую концентрацию композиций и/или частиц, которые вызывают закупоривание. Поток 242 отходов покидает систему фильтрации 236 и транспортируется на другие установки переработки, такие как, например, установка замедленного коксования и/или установка газификации.
Отфильтрованный жидкий поток 238 может покидать систему фильтрации 236 и поступать в один или несколько технологических блоков. Описанные здесь технологические блоки для производства сырых продуктов и/или промышленных продуктов могут эксплуатироваться при следующих параметрах температуры, давления, потока источника водорода, жидкого потока или их сочетаний, или эксплуатироваться другим способом, известным из уровня техники. Температура может изменяться приблизительно от 200 до 900°С, приблизительно от 300 до 800°С или приблизительно от 400 до 700°С. Давление может изменяться приблизительно от 0,1 до 20 МПа, приблизительно от 1 до 12 МПа, приблизительно от 4 до 10 МПа или приблизительно от 6 до 8 МПа. Объемная скорость подачи жидкого потока может изменяться приблизительно от 0,1 до 30 ч-1, приблизительно от 0,5 до 25 ч-1, приблизительно от 1 до 20 ч-1, приблизительно от 1,5 до 15 ч-1 или приблизительно от 2 до 10 ч-1.
На фиг. 2 отфильтрованный жидкий поток 238 и источник водорода 244 входят в установку гидроочистки 248. В некоторых вариантах осуществления к отфильтрованному жидкому потоку 238, до входа в установку гидроочистки 248, может быть добавлен источник водорода 244. В некоторых вариантах изобретения в жидком потоке 234 присутствует достаточное количество водорода, и источник водорода 244 не требуется. В установке гидроочистки 248 отфильтрованный жидкий поток 238 контактирует с источником водорода 244 в присутствии одного или нескольких катализаторов с образованием жидкого потока 250. Установка гидроочистки 248 может эксплуатироваться таким образом, что весь жидкий поток или по меньшей мере часть потока 250 изменяется в достаточной степени, чтобы удалить композиции и/или задерживать образование композиций, которые могут закупоривать оборудование, расположенное ниже (по потоку) установки гидроочистки 248. Катализатор, использованный в установке гидроочистки 248, может быть промышленно доступным катализатором. В некоторых вариантах осуществления гидроочистка жидкого потока 234 не является необходимой.
В некоторых вариантах осуществления жидкий поток 234 контактирует с водородом в присутствии одного или нескольких катализаторов с целью изменения одного или нескольких желательных свойств сырого сырья для того, чтобы соответствовать требованиям транспорта и/или нефтепереработки. Способы изменения одного или нескольких желательных свойств сырого сырья описаны в опубликованных заявках на патент США №№. 20050133414 (ВЬаи и др.); 20050133405 (№ο11ίη§1οη и др.); и в заявках на патент США порядковые №№: 11/400542 под названием Системы, способы и катализаторы для получения сырого продукта, зарегистрирована 7 апреля, 2006; 11/425979 (ВЬаи) под названием Системы, способы и катализаторы для получения сырого продукта, зарегистрирована 6 июня, 2006; и 11/425992 (№с11ίη§1οη и др.), под названием Системы, способы и катализаторы для получения сырого продукта, зарегистрирована 6 июня, 2006, которые все включены в изобретение в качестве ссылки.
В некоторых вариантах осуществления установка гидроочистки 248 представляет собой установку селективного гидрирования. В установке гидроочистки 248 жидкий поток 234 и/или отфильтрованный жидкий поток 238 селективно гидрируются таким образом, что диолефины превращаются в моноолефины. Например, жидкий поток 234 и/или отфильтрованный жидкий поток 238 контактирует с водородом в присутствии катализатора ΌΝ-200 (фирма Сгйегюи Са1а1ув1в & ТесЬио1од1е5, ΗοιιβΙοη Техав, И.8.А.) при температуре в диапазоне от 100 до 200°С и суммарном давлении от 0,1 МПа до 40 МПа, с целью получения жидкого потока 250. Жидкий поток 250 содержит меньшее количество диолефинов и имеет повышенное содержание моноолефинов, относительно содержания диолефинов и моноолефинов в жидком потоке 234. В некоторых вариантах изобретения превращение диолефинов в моноолефины в этих условиях составляет по меньшей мере 50%, по меньшей мере 60%, по меньшей мере 80% или по меньшей мере 90%. Жидкий поток 250 выходит из установки гидроочистки 248 и поступает в один или несколько блоков переработки, расположенных ниже (по потоку) установки гидроочистки 248. Блоки, расположенные ниже установки гидроочистки 248, могут включать в себя блоки дистилляции, установки каталитического риформинга, установки гидрокрекинга, установки гидроочистки, установки гидрогенизации, установки гидрообессеривания, установки каталитического крекинга, установки замедленного коксова
- 11 016412 ния, установки газификации или их сочетания.
Жидкий поток 250 может выходить из установки гидроочистки 248 и поступать в блок фракционирования 252. В блоке фракционирования 252 получается один или несколько сырых продуктов. Фракционирование может включать в себя (но не ограничивается указанным) процесс атмосферной дистилляции и/или процесс вакуумной дистилляции. Сырые продукты включают в себя (но не ограничиваются указанным) поток 254 углеводородов С3-С5, поток нафты 256, поток керосина 258, поток дизельной фракции 262 и кубовый поток 264. Кубовый поток 264 обычно включает в себя углеводороды, имеющие распределение температур кипения, начиная с 340°С при давлении 0,101 МПа. В некоторых вариантах осуществления кубовый поток 264 представляет собой вакуумный газойль. В других вариантах осуществления кубовый поток включает в себя углеводороды с распределением температур кипения, начиная с 537°С. Один или несколько сырых продуктов может быть продан и/или подвергнут дальнейшей переработке в бензин или другие промышленные продукты.
С целью увеличения степени использования потоков, добытых из флюида месторождения, углеводороды, полученные в процессе фракционирования жидкого потока, и углеводородные газы, полученные в процессе выделения технологического газа, могут быть объединены для того, чтобы получить углеводороды, с большим числом атомов углерода. Полученный углеводородный газовый поток может содержать приемлемое количество олефинов для реакций алкилирования.
В некоторых вариантах осуществления гидроочищенные жидкие потоки и/или потоки, полученные из фракций (например, дистиллятов и/или нафты), смешиваются с жидкостью способа термической обработки ίη 811и и/или с флюидом месторождения для того, чтобы получить смешанный флюид. Физическая и химическая устойчивость смешанного флюида может быть повышена по сравнению с флюидом месторождения. Смешанный флюид может содержать пониженное количество реакционноспособных частиц (например, диолефинов, других олефинов и/или соединений, содержащих кислород, серу и/или азот) по сравнению с флюидом месторождения, таким образом, повышается химическая устойчивость смешанного флюида. Смешанный флюид может содержать пониженное количество асфальтенов по сравнению с флюидом месторождения, таким образом, повышается физическая устойчивость смешанного флюида. Смешанный флюид может представлять собой сырье с лучшей взаимозаменяемостью, чем флюид месторождения и/или жидкий поток, добытый с помощью способа термической обработки ίη δίΐιι. Смешанное сырье может быть более приемлемым для транспорта, для использования в установках химической переработки и/или для использования в блоках перегонки, чем флюид месторождения.
В некоторых вариантах осуществления флюид, добытый описанными здесь способами из месторождения нефтяного сланца, может смешиваться с флюидом, полученным в процессе термической обработки ίη 811и (ΙΗΤΡ) тяжелой нефти/битуминозного песчаника. Поскольку жидкость нефтяного сланца, главным образом, является парафиновой, а флюид процесса ШТР тяжелой нефти/битуминозного песчаника в основном является ароматическим, смешанный флюид обладает повышенной устойчивостью. В некоторых вариантах флюид способа термической обработки ίη δίΐιι можно смешивать с битумом с целью получения сырья, подходящего для использования в блоках очистки. Смешивание флюида ΙΗΤΡ и/или битума с добытым флюидом может повышать химическую и/или физическую устойчивость смешанного продукта, таким образом, смесь может транспортироваться и/или распределяться по установкам переработки.
Поток 254 углеводородов С3-С5, полученный в блоке фракционирования 252, и поток 224 газообразных углеводородов поступает в установку 266 алкилирования. В установке 266 алкилирования при взаимодействии олефинов в потоке 224 газообразных углеводородов (например, пропилен, бутилены, амилены или их сочетания) с изопарафиновыми углеводородами С3-С5 в потоке 254 образуется углеводородный поток 268. В некоторых вариантах осуществления содержание олефинов в потоке 224 газообразных углеводородов является подходящим, и не требуется дополнительный источник олефинов. Углеводородный поток 268 включает в себя углеводороды, имеющие по меньшей мере 4 атома углерода. Углеводороды, имеющие по меньшей мере 4 атома углерода, включают (но не ограничиваются указанным) бутаны, пентаны, гексаны, гептаны и октаны. В некоторых вариантах углеводороды, полученные в установке 266 алкилирования, имеют октановое число выше чем 70, выше чем 80 или выше чем 90. В некоторых вариантах осуществления углеводородный поток 268 является подходящим для использования в качестве бензина без дополнительной переработки.
В некоторых вариантах осуществления кубовый поток 264 может быть подвергнут гидрокрекингу для того, чтобы получить нафту и/или другие продукты. Однако может быть необходимым подвергнуть полученную нафту реформингу с целью изменения октанового числа для того, чтобы этот продукт можно было поставлять на рынок в качестве бензина. Альтернативно, кубовый поток 264 может быть обработан в реакторе каталитического крекинга с целью получения нафты и/или сырья для установки алкилирования. В некоторых вариантах осуществления в потоке нафты 256, потоке керосина 258 и в потоке дизельной фракции 262 не сбалансировано содержание парафиновых углеводородов, олефиновых углеводородов и/или ароматических углеводородов. В этих потоках может присутствовать недостаточное количество олефиновых и/или ароматических углеводородов для использования в промышленных продуктах. Этот дисбаланс может быть устранен путем сочетания по меньшей мере части потоков с получе
- 12 016412 нием объединенного потока 266, который имеет распределение температур кипения приблизительно от 38 до 343°С. При каталитическом крекинге объединенного потока 266 могут быть получены олефины и/или другие потоки, подходящие для использования в установке алкилирования и/или других установках переработки. В некоторых вариантах осуществления поток нафты 256 подвергается гидрокрекингу с получением олефинов.
На фиг. 2 объединенный поток 266 и кубовый поток 264 из блока фракционирования 252 поступает в установку каталитического крекинга 270. В регулируемых условиях крекинга (например, регулируемая температура и давление), в установке каталитического крекинга 270 образуются дополнительные потоки С3-С5 углеводородов 254', поток углеводородов бензина 272 и дополнительный поток керосина 258'.
Дополнительный поток С3-С5 углеводородов 254' может быть направлен в установку алкилирования 266, может быть объединен с потоком С3-С5 углеводородов 254, и/или объединен с потоком газообразных углеводородов 224, чтобы получить товарный бензин. В некоторых вариантах осуществления содержание олефинов в потоке газообразных углеводородов 224 является соответствующим, и дополнительный источник олефинов не требуется.
В некоторых вариантах осуществления количество полученного кубового потока (например, УСО) является слишком малым, чтобы поддерживать рабочий режим установки гидрокрекинга или установки каталитического крекинга, и концентрация олефинов в полученных газовых потоках из блока фракционирования и/или установки каталитического крекинга (например, из блока фракционирования 252 и/или из установки каталитического крекинга 270 на фиг. 2), может быть слишком низкой, чтобы поддерживать рабочий режим алкилирования. Нафту, полученную из блока фракционирования, можно перерабатывать с целью получения олефинов для дальнейшей переработки, например, в установке алкилирования. Реформулированный бензин, полученный с помощью традиционных процессов риформинга нафты, может не соответствовать техническим условиям, таким как, например, норма, предписанная СаШогша Л1г Рс5оигсс5 Воагб, когда жидкий поток, полученный по способу термической обработки жидкости ίη 811и, используется в качестве сырьевого потока. Находящиеся в нафте олефины могут быть насыщены в процессе традиционной гидроочистки, до процесса риформинга нафты. Таким образом, риформинг всей гидроочищенной нафты может привести к нежелательно большому содержанию ароматических углеводородов в бензиновой смеси для получения реформулированного бензина. Дисбаланс по содержанию олефиновых и ароматических углеводородов в нафте риформинга может быть устранен путем получения достаточного количества алкилата в установке алкилирования, чтобы получить реформулированный бензин. Олефины, например пропилен и бутилены, полученные при фракционировании и/или крекинге нафты, могут быть объединены с изобутаном, чтобы получить бензин. Кроме того, было установлено, что для каталитического крекинга нафты и/или других фракционированных потоков, полученных в блоке фракционирования, требуется дополнительное тепло, поскольку в установке каталитического крекинга образуется пониженное количество кокса, по сравнению с другими видами сырья, используемыми в каталитическом крекинге.
На фиг. 3 изображена схема переработки жидких потоков, полученных в способе термической обработки ίη 8Йи, с целью получения олефинов и/или жидких потоков. Аналогичные способы получения среднего дистиллята и олефинов описаны в опубликованной международной заявке \¥О 2006/020547 и в опубликованных заявках на патент США №№ 20060191820 и 20060178546 (Мо и др.), которые все включены в изобретение в качестве ссылки. Жидкий поток 274 поступает в систему каталитического крекинга 278. Жидкий поток 274 может включать в себя (но не ограничивается указанным), жидкий поток 234, гидроочищенный жидкий поток 250, отфильтрованный жидкий поток 238, поток нафты 256, поток керосина 258, поток дизельной фракции 262, и кубовый поток 264 из системы, показанной на фиг. 2, любой углеводородный поток, имеющий распределение температур кипения между 65 и 800°С, или их смеси. В некоторых вариантах осуществления в систему каталитического крекинга 278 поступает водяной пар 276, который может распылять и/или поднимать жидкий поток 274 с целью улучшения контакта жидкого потока с катализатором крекинга. Отношение пара, который распыляет жидкий поток 274, к сырью может изменяться от 0,01 до 2 мас.% или от 0,1 до 1 мас.%.
В системе каталитического крекинга 278 жидкий поток 274 контактирует с катализатором крекинга с целью получения одного или нескольких сырых продуктов. Катализатор крекинга включает выбранный катализатор крекинга, по меньшей мере часть потока 280 использованного регенерированного катализатора крекинга, по меньшей мере часть потока 282 регенерированного катализатора крекинга или их смесь. 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 того, чтобы крекировать углеводороды с целью получения олефинов и/или других сырых продуктов. Углеводороды, предоставляемые во вторую систему каталитического крекинга 284, могут включать С3-С5 углеводороды, добываемые из продуктивных скважин, углеводороды бензина, гидрированный воск, углеводороды, полученные в синтезе Фишера-Тропша, биотопливо, или их сочетания. Применение смеси углеводородного сырья различных типов во второй системе каталитического крекинга может повышать выход С3-С5 олефинов для того, чтобы удовлетворить спрос на алкилаты. Таким образом, может быть усилена интеграция этих продуктов
- 13 016412 с процессами нефтепереработки. Вторая система каталитического крекинга 284 может быть установкой с плотной фазой, установкой с неподвижным флюидизированным слоем, вертикальной трубой, сочетанием указанных выше установок, или любой установкой или конфигурацией установок, которые известны из уровня техники крекинга углеводородов.
При контакте катализатора крекинга и жидкого потока 274 в системе каталитического крекинга 278 образуется сырой продукт и отработанный катализатор крекинга. Этот сырой продукт может содержать (но не ограничивается указанным), углеводороды, имеющие распределение температур кипения, которое ниже распределения температур кипения жидкого потока 274, части жидкого потока 274, или их смесей. Сырой продукт и отработанный катализатор поступают в систему сепарирования 286. Система сепарирования 286 может включать, например, дистилляционный блок, отпарной аппарат, фильтрационную систему, центрифугу или любое устройство, известное из уровня техники, которое способно отделять сырой продукт от отработанного катализатора.
Поток 288 выделенного отработанного катализатора крекинга выходит из системы сепарирования 286 и поступает в блок регенерации 290. В блоке регенерации 290 отработанный катализатор крекинга контактирует с источником кислорода 292, таким как, например, кислород и/или воздух, в условиях горения углерода с целью получения потока 282 регенерированного катализатора крекинга и дымовых газов 294. Дымовые газы могут образоваться в качестве побочного продукта удаления углерода и/или других примесей, образовавшихся на катализаторе в ходе процесса каталитического крекинга.
Температура в блоке регенерации 290 может изменяться приблизительно от 621 до 760°С или от 677 до 715°С. Давление в блоке регенерации 290 может изменяться от атмосферного до 0,345 МПа или от 0,034 до 0,345 МПа. Время пребывания выделенного отработанного катализатора крекинга в блоке регенерации 290 изменяется приблизительно от 1 до 6 мин или приблизительно от 2 до 4 мин. Регенерированный катализатор крекинга имеет меньшее содержание кокса, чем выделенный отработанный катализатор крекинга. Это содержание кокса составляет меньше, чем 0,5 мас. %, причем массовый процент рассчитан на массу регенерированного катализатора крекинга, за исключением массы содержащегося кокса. Содержание кокса для регенерированного катализатора крекинга может изменяться от 0,01 до 0,5 мас.%, от 0,05 до 0,3 мас.% или от 0,1 до 0,4 мас.%.
В некоторых вариантах осуществления поток 282 регенерированного катализатора крекинга может быть разделен на два потока, причем по меньшей мере часть потока 282' регенерированного катализатора крекинга покидает блок регенерации 290 и поступает во вторую систему каталитического крекинга 284. По меньшей мере другая часть потока 282 регенерированного катализатора крекинга покидает регенератор 290 и поступает в систему каталитического крекинга 278. Отношение количества использованного регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга регулируют таким образом, чтобы обеспечить желательные условия крекинга в системе каталитического крекинга 278. Регулирование отношения использованного регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга может способствовать контролю условий крекинга в системе каталитического крекинга 278. Массовое отношение использованного регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга может изменяться от 0,1:1 до 100:1, от 0,5:1 до 20:1, или от 1:1 до 10:1. Для системы, функционирующей в стационарном состоянии, массовое отношение использованного регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга приблизительно равно массовому отношению по меньшей мере части регенерированного катализатора крекинга, проходящей во вторую систему каталитического крекинга 284, к оставшейся части регенерированного катализатора крекинга, которая смешивается с жидким потоком 274, введенным в систему каталитического крекинга 278, и, таким образом, указанные выше диапазоны также применимы для такого массового отношения.
Сырой продукт 296 выходит из системы сепарирования 286 и поступает в блок 298 сепарирования жидкости. Блок сепарирования 298 жидкости может представлять собой любую систему, известную специалистам в этой области техники, для извлечения и выделения сырого продукта из таких потоков продуктов, как например, газовый поток 228', углеводородный поток бензина 300, поток рециклового газойля 302 и кубовый поток 304. В некоторых вариантах осуществления кубовый поток 304 рециркулирует в систему каталитического крекинга 278. Блок сепарирования 298 жидкости может включать компоненты и/или блоки, например, такие как абсорберы и отпарные аппараты, аппараты для фракционирования, компрессоры и сепараторы или любое сочетание известных систем для доставки, извлечения и сепарирования продуктов из сырого продукта. В некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, часть потока 302 легкого рециклового газойля покидает блок сепарирования 298 жидкости и поступает во вторую систему каталитического крекинга 278. В некоторых вариантах осуществления поток легкого рециклового газойля не направляется во вторую систему каталитического крекинга. В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть углеводородного потока бензина 300 покидает блок сепарирования 298 жидкости и поступает во вторую систему каталитического крекинга 284. В некоторых вариантах осуществления углеводородный поток бензина не направляется во вторую систему каталитического крекинга. В некоторых вариантах осуществления углеводородный поток бензина 300 представляет собой товарный продукт и/или используется в других процессах.
- 14 016412
Углеводородный поток газойля 306 (например, вакуумный газойль) и/или части углеводородного потока бензина 300 и потока легкого рециклового газойля 302 направляются в систему каталитического крекинга 284. Эти потоки подвергаются каталитическому крекингу в присутствии пара 276 для того, чтобы получить сырой поток олефинов 308. Сырой поток олефинов 308 может содержать углеводороды, имеющие по меньшей мере два атома углерода. В некоторых вариантах осуществления сырой поток олефинов 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. Рециркуляция углеводородного потока бензина 300 во вторую систему каталитического крекинга 284 может обеспечить дополнительное превращение по всей технологической схеме углеводородного потока 306 газойля в олефины С2-С5.
В некоторых вариантах осуществления вторая система каталитического крекинга 284 включает в себя промежуточную реакционную зону и зону отпаривания, которые связаны между собой линиями перетока флюидов, причем зона отпаривания расположена ниже (по потоку) промежуточной реакционной зоны. С целью обеспечения высокой скорости потока водяного пара внутри зоны отпаривания, по сравнению со скоростью пара внутри промежуточной реакционной зоны, площадь поперечного сечения зоны отпаривания по величине меньше площади поперечного сечения промежуточной реакционной зоны. Отношение площади поперечного сечения зоны отпаривания 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 вариантах осуществления вторая система каталитического крекинга имеет такую геометрию, что она в основном имеет цилиндрическую форму, причем отношение длины к диаметру зоны отпаривания является таким, чтобы обеспечить желательную высокую скорость потока пара внутри зоны отпаривания и обеспечить достаточное время контакта внутри зоны отпаривания для желательного отпаривания использованного регенерированного катализатора, который будет удаляться из второй системы каталитического крекинга. Таким образом, отношение длины к диаметру зоны отпаривания может изменяться от 1:1 до 25:1; от 2:1 до 15:1; или от 3:1 до 10:1.
В некоторых вариантах осуществления вторая система каталитического крекинга 284 эксплуатируется или регулируется независимо от работы или регулирования системы каталитического крекинга 278. Эта независимая эксплуатация или регулирование второй системы каталитического крекинга 284 может повысить суммарное превращение углеводородов бензина в желательные продукты, такие как этилен, пропилен и бутилены. При независимой эксплуатации второй системы каталитического крекинга 284 может быть снижена жесткость режима в установке каталитического крекинга 278 с целью улучшения выхода олефинов С2-С5. Температура во второй системе каталитического крекинга 284 может изменяться приблизительно от 482°С (900°Р) до 871°С (1600°Р), от 510°С (950°Р) до 871°С (1600°Р) или от 538°С (1000°Р) до 732°С (1350°Р). Рабочее давление во второй системе каталитического крекинга 284 может изменяться приблизительно от атмосферного до 0,345 МПа (50 фунт/кв. дюйм) или приблизительно от 0,034 до 0,345 МПа (от 5 до 50 фунт/кв. дюйм).
Добавление пара 276' во вторую систему каталитического крекинга 284 может облегчать технологическое регулирование второй установки каталитического крекинга. В некоторых вариантах осуществления добавление пара не требуется. В некоторых вариантах осуществления использование пара при заданной степени превращения углеводородов бензина по всей технологической системе, и при крекинге углеводородов бензина может обеспечить повышенную селективность в отношении С2-С5 олефинов с увеличением выхода пропилена и бутиленов по сравнению с другими процессами каталитического крекинга. Массовое отношение пара к углеводородам бензина, введенным во вторую систему каталитического крекинга 284, может изменяться приблизительно вплоть до 15:1; от 0,1:1 до 10:1; от 0,2:1 до 9:1; или от 0,5:1 до 8:1.
Сырой поток олефинов 308 поступает в систему сепарирования олефинов 310. Система сепарирования олефинов 310 может быть любой системой, известной специалистам в этой области техники, для извлечения и выделения сырого потока олефинов 308 в потоке олефиновых продуктов С2-С5, например, поток этиленового продукта 312, поток пропиленового продукта 314 и поток бутиленовых продуктов 316. Система сепарирования олефинов 310 может включать в себя такие системы, как абсорберы и отпарные аппараты, фракционирующие аппараты, компрессоры и сепараторы или любое сочетание известных систем или оборудования, обеспечивающее извлечение и сепарирование олефиновых продуктов С2С5 из потока флюида 308. В некоторых вариантах осуществления олефиновые потоки 312, 314, 316 поступают в установку алкилирования 266 для того, чтобы получить углеводородный поток 268. В некоторых вариантах осуществления углеводородный поток 268 имеет октановое число по меньшей мере 70, по меньшей мере 80 или по меньшей мере 90. В некоторых вариантах осуществления части одного или нескольких из потоков 312, 314, 316 или все потоки транспортируются в другие установки переработки, такие как установки полимеризации, где используются в качестве сырья.
В некоторых вариантах осуществления сырой продукт из системы каталитического крекинга и сырой поток олефинов из второй системы каталитического крекинга могут быть объединены. Объединенный поток может поступать в отдельный блок сепарирования (например, сочетание системы 298 сепарирования жидкости и системы сепарирования олефинов 310).
- 15 016412
На фиг. 3 поток 280 использованного катализатора крекинга выходит из второй системы каталитического крекинга 284 и поступает в систему каталитического крекинга 278. Катализатор в потоке 280 использованного катализатора крекинга может иметь немного более высокую концентрацию углерода, чем концентрация углерода в регенерированном катализаторе крекинга 282. При высокой концентрации углерод на катализаторе может частично дезактивировать катализатор крекинга, что обеспечивает повышение выхода олефинов в системе каталитического крекинга 278. Содержание кокса в использованном регенерированном катализаторе может составлять по меньшей мере 0,1 мас.% или по меньшей мере 0,5 мас.%. Содержание кокса в использованном регенерированном катализаторе может изменяться приблизительно от 0,1 до 1 мас.% или от 0,1 до 0,6 мас.%.
Катализатор крекинга, использованный в системе каталитического крекинга 278 и во второй системе каталитического крекинга 284, может представлять собой любой флюидизируемый катализатор крекинга, известный из уровня техники. Этот флюидизируемый катализатор крекинга может содержать молекулярное сито, обладающее активностью при крекинге, диспергированное в пористой матрице неорганического тугоплавкого оксида или связующего. Термин молекулярное сито относится к любому материалу, способному разделять атомы или молекулы по их соответствующим размерам. Молекулярные сита, подходящие для использования в качестве компонента катализатора крекинга, включают слоистые глины, расслоенные глины и кристаллические алюмосиликаты. В некоторых вариантах осуществления катализатор крекинга содержит кристаллический алюмосиликат. Примеры таких алюмосиликатов включают Υ цеолиты, ультрастабильные Υ цеолиты, X цеолиты, цеолит бета, цеолит Ь, оффретит, морденит, фожазит и цеолит омега. В некоторых вариантах осуществления кристаллические алюмосиликаты для использования в катализаторе крекинга представляют собой цеолиты X и/или Υ. В патенте США № 3130007 Брегг описал цеолиты типа Υ.
Устойчивость и/или кислотность цеолита, использованного в качестве компонента катализатора крекинга, может быть повышена путем обмена цеолита с ионами водорода, ионами аммония, катионами поливалентных металлов, такими как катионы редкоземельных элементов, катионы магния или катионы кальция или сочетание ионов водорода, ионов аммония и катионов поливалентных металлов; таким образом, снижается содержание натрия до уровня приблизительно ниже чем 0,8 мас.%, предпочтительно меньше чем приблизительно 0,5 мас.% и наиболее предпочтительно меньше чем приблизительно 0,3 мас.% в расчете на Να2Ο. Способы проведения ионного обмена хорошо известны из уровня техники.
Цеолит или другой молекулярно ситовой компонент катализатора крекинга объединяется с пористой, неорганической тугоплавкой матрицей оксида или связующего с образованием окончательного катализатора, непосредственно до использования. Компонент тугоплавкого оксида в окончательном катализаторе может представлять собой алюмосиликат, диоксид кремния, оксид алюминия, природные или синтетические глины, слоистые или расслоенные глины, смеси одного или нескольких из этих компонентов и тому подобное. В некоторых вариантах осуществления неорганическая тугоплавкая оксидная матрица включает смесь алюмосиликата и глины, такой как каолин, гекторит, сепиолит и аттапульгит. Готовый катализатор может содержать приблизительно между 5 и 40 мас.% цеолита или другого молекулярного сита и приблизительно больше чем 20 мас.% неорганического тугоплавкого оксида. В некоторых вариантах осуществления готовый катализатор может содержать приблизительно между 10 и 35 мас.% цеолита или другого молекулярного сита, приблизительно между 10 и 30 мас.% неорганического тугоплавкого оксида и приблизительно между 30 и 70 мас.% глины.
Кристаллический алюмосиликат или другие молекулярно ситовые компоненты катализатора крекинга могут быть объединены с пористым, неорганическим тугоплавким оксидным компонентом или его предшественником с использованием любой подходящей технологии, известной из уровня техники, в том числе перемешивание, диспергирование, смешивание или гомогенизация. Примеры предшественников, которые могут быть использованы, включают (но не ограничиваются указанным) оксид алюминия, золи оксида алюминия, золи диоксида кремния, диоксид циркония, гидрогели оксида алюминия, полиоксикатионы алюминия и циркония, пептизированный оксид алюминия. В некоторых вариантах осуществления цеолит объединяется с алюмосиликатным гелем, или золем, или другим неорганическим, тугоплавким оксидным компонентом, и полученную смесь подвергают распылительной сушке, чтобы получить частицы готового катализатора, обычно имеющие диаметр в диапазоне приблизительно между 40 и 80 мкм. В некоторых вариантах осуществления цеолит или другие молекулярные сита могут быть подвергнуты размолу или смешению другим способом с тугоплавким оксидным компонентом или его предшественником и подвергнуты экструзии и затем измельчению до желательного размера частиц. Готовый катализатор может иметь насыпную плотность приблизительно между 0,30 и 0,90 г на кубический сантиметр и объем пор приблизительно между 0,10 и 0,90 кубических сантиметров на грамм.
В некоторых вариантах осуществления в промежуточный реактор крекинга второй системы каталитического крекинга 284 может быть введена добавка цеолита Ζ8Μ-5. Когда в промежуточном реакторе крекинга используется добавка Ζ8Μ-5, вместе с выбранным катализатором крекинга, повышается выход олефинов, таких как пропилен и бутилены. Количество Ζ8Μ-5 изменяется самое большее до 30 мас.%, самое большее до 20 мас.% или самое большее до 18 мас.% регенерированного катализатора, который будет введен во вторую систему каталитического крекинга 284. Количество добавки Ζ8Μ-5, введенной
- 16 016412 во вторую систему каталитического крекинга 284 может изменяться от 1 до 30 мас.%, от 3 до 20 мас.% или от 5 до 18 мас.% регенерированного катализатора крекинга, введенного во вторую систему каталитического крекинга 284.
Добавленный Ζ8Μ-5 представляет собой молекулярно ситовую добавку, которую выбирают из семейства кристаллических алюмосиликатов или цеолитов со средним размером пор. Молекулярные сита, которые могут быть использованы в качестве добавки Ζ8Μ-5, включают (но не ограничиваются указанным) среднепористые цеолиты, которые описаны в Атласе структурных типов цеолитов (А11а8 о£ Ζοο1Нс 8кшскиге Турек), ред. ^. Н. Ме1ег и Ό. Η. О18оп, ВийегооПВ-Нететап, третье издание, 1992. Цеолиты со средним размером пор обычно имеют размер пор приблизительно от 0,5 до 0,7 нм и включают, например, структурные типы цеолитов МЕ1, МЕ8, МЕЬ, МТ^, ЕИО, МТТ, НЕИ, РЕВ и ΤΟΝ (Комиссия ИЮПАК по номенклатуре цеолитов). Не ограничивающие примеры таких цеолитов со средним размером пор включают Ζ^^, Ζ8Μ-12, Ζ8Μ-22, Ζ8Μ-23, Ζ8Μ-34, Ζ8Μ-35, Ζ8Μ-38, Ζ8Μ-48, Ζ8Μ-50, силикалит и силикалит 2. Цеолит Ζ8Μ-5 описан в патенте США № 3702886 (Агдаиег и др.) и № 3,770,614 (Огауеп), которые оба включены в изобретение в качестве ссылки.
Цеолит Ζ8Μ-11 описан в патенте США № 3709979 (СЕи); Ζ8Μ-12 - в патенте США № 3832449 (Во8Ш8к1 и др.); Ζ8Μ-21 и Ζ8Μ-38 описаны в патенте США № 3948758 (Вопасс1 и др.); Ζ8Μ-23 - в патенте США № 4076842 (Р1апк и др.); и Ζ8Μ-35 описан в патенте США № 4016245 (Р1апк и др.), которые все включены в изобретение в качестве ссылки. Другие подходящие молекулярные сита включают силикоалюмофосфаты (8АРО), такие как 8АРО-4 и 8АРО-11, которые описаны в патенте США № 4440871 (Ьок и др.); хромосиликаты; галлийсиликаты, железосиликаты; алюмофосфаты (АЬРО), такие как АЬРО11, описанные в патенте США № 4310440 (^11зоп и др.); титаноалюмосиликаты (ТА8О), такие как ТА8О-45, описанные в патенте США № 4686029 (Ре11е1 и др.); боросиликаты, описанные в патенте США №4254297 (Егепкеп и др.); титаноалюмофосфаты (ТАРО), такие как ТАРО-11, описанные в патенте США № 4500651 (Ьок и др.); и железоалюмосиликаты, которые все включены в изобретение в качестве ссылки.
В патенте США № 4368114 (СЕеккег и др.), который включен в изобретение в качестве ссылки, подробно описан класс цеолитов, которые могут быть подходящими как добавки Ζ8Μ-5. Добавка Ζ8Μ-5 может удерживаться вместе с каталитически неактивным матричным компонентом неорганического оксида, в соответствии с традиционными способами.
В некоторых вариантах изобретения остаток, полученный из блоков, приведенных на фиг. 2 и 3, может быть использован в качестве источника энергии. Этот остаток может быть газифицирован с целью получения газов, которые сжигаются (например, в турбине) и/или закачиваются в подземное месторождение (например, закачка полученного диоксида углерода в подземное месторождение). В некоторых вариантах изобретения из этого остатка удаляют битум, чтобы производить асфальт. Этот асфальт может быть переработан в газ.
Примеры
Ниже представлены неограничивающие примеры фильтрации жидкого потока, термически обработайного ш 811и, и производство олефинов из жидкого потока, термически обработанного ш 8ίΙιι.
Пример 1. Нанофильтрация жидкого потока способа термической обработки ш 8ίΙιι.
Образец жидкости (500 мл, 398,68 г) получают в способе термической обработки ш 8Йи. Этот образец жидкости содержит 0,0069 г серы и 0,0118 г азота на грамм жидкости. Температура конца кипения образца жидкости составляет 481°С, и образец жидкости имеет плотность 0,8474. Мембранный блок сепарирования, использованный для фильтрации образца, представляет собой лабораторную установку с плоской листовой мембраной типа Р28, которую получают от фирмы СМ Се1£а МетЬгапкесйшк А. О. (8\\'Нхег1ап0). В качестве фильтрационной среды использована отдельная полидиметилсилоксановая мембрана (фирма ОК88 ЕогксйипдкхегИгит ОтЬН, СеекШаск Оегтапу) толщиной 2 мкм. Система фильтрации функционирует при 50°С, причем перепад давления на мембране составляет 10 бар (1 МПа). Давление на стороне пермеата является близким к атмосферному. Пермеат собирают и рециркулируют через систему фильтрации, моделируя непрерывной процесс. Пермеат сохраняют под азотом, чтобы предотвратить контакт с окружающим воздухом. Ретентат также собирают для анализа. В ходе фильтрации средняя скорость потока, равная 2 кг/м2 /бар/ч, снижалась весьма незначительно от величины начального потока. Отфильтрованная жидкость (298,15 г, степень извлечения 7,7%), содержит 0,007 г серы и 0,0124 грамма азота на грамм отфильтрованной жидкости; и отфильтрованная жидкость имеет плотность 0,8459 и температуру конца кипения 486°С. Ретентат (56,46 г, степень извлечения 14,16%) содержит 0,0076 г серы и 0,0158 г азота на грамм ретентата; причем ретентат имеет плотность 0,8714 и температуру конца кипения 543°С.
Пример 2. Испытание загрязнения для отфильтрованного и неотфильтрованного жидкого потока способа термической обработки ш 8Йи.
Для образцов неотфильтрованной и отфильтрованной жидкости из примера 1 определяют характеристику загрязнения. Эту характеристику загрязнения определяют с использованием прибора А1сог для испытания термического загрязнения. Прибор А1сог для испытания термического загрязнения представляет собой миниатюрный кожухотрубный теплообменник, выполненный из стали 1018, который до ис
- 17 016412 пользования протирают абразивной бумагой Νοτίοη К.222. В ходе испытания контролируют температуру образца на выходе (Твых), тогда как температуру теплообменника (Тт) поддерживают постоянной. Если происходит загрязнение, и на поверхности труб осаждается материал, термическое сопротивление образца возрастает, и, следовательно, температура на выходе снижается. Мерой степени загрязнения является снижение температуры на выходе, спустя заданный период времени. Снижение температуры спустя два часа работы используется в качестве показателя степени загрязнения. Величина разности ΔΤ= Твых(0) Твых(2ч), где Твых(0) определяется как максимальная (стабильная) температура на выходе, полученная в начале испытания, Твых(2ч) регистрируют через 2 ч после первого заметного снижения температуры на выходе или когда температура на выходе была стабильной, по меньшей мере, в течение 2 ч.
В ходе каждого испытания образец жидкости непрерывно циркулирует через теплообменник со скоростью около 3 мл/мин. Время пребывания в теплообменнике составляет около 10 с. Поддерживаются следующие условия работы: давление 40 бар (4 МПа), температура образца составляет около 50°С, Тт равна 350°С, и время испытания составляет 4,41 ч. Величина ΔΤ для неотфильтрованного образца жидкого потока составляет 15°С. Величина ΔΤ для неотфильтрованного образца равна нулю.
Этот пример демонстрирует, что при нанофильтрации жидкого потока, добытого по способу термической обработки ίη δίΐιι. удаляется по меньшей мере часть закупоривающих композиций.
Пример 3. Получение олефинов из жидкого потока способа термической обработки ίη δίΐιι.
Для проведения экспериментов использована опытная пилотная система. Эта пилотная система включает систему подачи сырья, систему загрузки и перемещения катализатора, быстро флюидизируемый реактор в восходяшем слое, отпарной аппарат, систему сепарирования и сбора продукта, и регенератор. Реактор в восходяшем слое представляет собой адиабатическую вертикальную трубу, имеющую внутренний диаметр от 11 до 19 мм и длину около 3,2 м. Выход флюида из реактора в восходяшем слое сообщается с отпарным аппаратом, который эксплуатируется при той же самой температуре, что и выход потока из реактора в восходяшем слое, и таким образом, чтобы обеспечить практически 100%-ную эффективность отпаривания. Регенератор представляет собой многоступенчатый непрерывный регенератор, использованный для регенерации отработанного катализатора. Отработанный катализатор поступает в регенератор с регулируемой скоростью, и регенерированный катализатор собирают в контейнер. Материальные балансы получают в ходе каждого экспериментального пробега с интервалами 30 мин. Состав газовых проб анализируют с использованием встроенного газового хроматографа, а пробы жидкого продукта собирают и анализируют в течение ночи. Выход кокса определяют путем измерения потока катализатора и путем измерения разности содержания кокса на образцах отработанного катализатора и регенерированного катализатора, отбираемых в каждом пробеге, когда установка работает в стационарном режиме.
Жидкий поток, добытый по способу термической обработки ίη δίίυ, фракционируют, чтобы получить поток вакуумного газойля (УОО), имеющего распределение температур кипения от 310 до 640°С. Поток УОО контактирует с флюидизированным катализатором крекинга Е-Са!, содержащим 10% добавки Ζ8Μ-5 в описанной выше каталитической системе. Температуру в реакторе с восходящим слоем катализатора поддерживают равной 593°С (1100°Е). Полученный продукт содержит, на 1 г продукта: 0,1402 грамма С3 олефинов, 0,137 г С4 олефинов, 0,0897 г С5 олефинов, 0,0152 г изоолефинов С5, 0,0505 г изобутилена, 0,0159 г этана, 0,0249 г изобутана, 0,0089 г н-бутана, 0,0043 г пентана, 0,0209 г изопентанов, 0,2728 г смеси углеводородов С6 и углеводородов, имеющих температуру кипения, самое большее 232°С (450°Е), 0,0881 г углеводородов, имеющих распределение температур кипения между 232 и 343°С (между 450 и 650°Е), 0,0769 г углеводородов, имеющих распределение температур кипения между 343 и 399°С (650 и 750°Е), и 0,0386 га углеводородов, имеющих распределение температур кипения по меньшей мере 399°С (750°Е), и 0,0323 г кокса.
Этот пример иллюстрирует способ получения сырого продукта фракционирования жидкого потока, добытого путем сепарирования жидкого потока из флюида месторождения, чтобы получить сырой продукт, имеющий температуру кипения выше 343°С; и каталитический крекинг сырого продукта, имеющего температуру кипения выше 343°С, чтобы получить один или несколько дополнительных сырых продуктов, в которых по меньшей мере один из дополнительных сырых продуктов представляет собой второй газовый поток.
Пример 4. Получение олефинов из жидкого потока, произведенного способом термической обработки ίη δίΐιι.
Использована нафта термического крекинга с целью моделирования жидкого потока, произведенного способом термической обработки ίη δίίυ, имеющего распределение температур кипения от 30 до 182°С. В 1 г содержится: 0,186 г нафтеновых, 0,238 г изопарафиновых, 0,328 г н-парафиновых 0,029 г циклоолефиновых, 0,046 г изоолефиновых, 0,064 г н-олефиновых и 0,109 г ароматических углеводородов. Поток нафты контактирует с флюидизированным слоем катализатора Е-Са! с добавкой 10% цеолита Ζ8Μ-5 в описанной выше системе каталитического крекинга для того, чтобы получить сырой продукт. Температура в реакторе с восходяшим слоем поддерживается равной 593°С (1100°Е). Этот сырой продукт содержит (на 1 г сырого продукта): 0,1308 г этилена, 0,0139 г этана, 0,0966 г С4-олефинов, 0,0343 г
- 18 016412
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 углеводородов С6 и углеводородов, имеющих температуру кипения самое большее 232°С (450°Е), 0,0201 г углеводородов, имеющих распределение температур кипения между 232 и 343°С (между 450 и 650°Е), 0,0029 г углеводородов, имеющих распределение температур кипения между 343 и 399°С (от 650 до 750°Е) 0,00128 г углеводородов, имеющих распределение температур кипения по меньшей мере 399°С (750°Е) и 0,00128 г кокса. Суммарное количество С3С5-олефинов составляет 0,2799 г на 1 г нафты.
Этот пример иллюстрирует способ получения сырого продукта путем фракционирования жидкого потока, произведенного путем сепарирования жидкого потока из флюида месторождения, с целью получения сырого продукта, имеющего температуру кипения выше 343°С; и каталитического крекинга сырого продукта, имеющего температуру кипения выше 343°С с целью получения одного или нескольких дополнительных сырых продуктов, в которых по меньшей мере один из дополнительных сырых продуктов представляет собой второй газовый поток.
Claims (15)
1. Способ получения сырого продукта, который включает следующие стадии:
добычу пластового флюида в процессе пиролиза ίη §йи при термической обработке;
разделение пластового флюида с получением жидкого потока и первого газового потока, в котором первый газовый поток содержит олефины;
фракционирование жидкого потока с получением одного или нескольких сырых продуктов, при котором по меньшей мере один из сырых продуктов имеет интервал температур кипения от 38 до 343°С, определяемый по методу Ά8ΤΜ Ό5307; и каталитический крекинг сырого продукта, имеющего интервал температур кипения от 38 до 343°С, на флюидизируемом катализаторе крекинга, содержащем молекулярное сито, обладающее активностью при крекинге, диспергированное в пористой матрице неорганического тугоплавкого оксида, с получением одного или нескольких дополнительных сырых продуктов, содержащих углеводороды бензина, имеющие октановое число по меньшей мере 70, причем по меньшей мере один из дополнительных сырых продуктов представляет собой второй газовый поток, и второй газовый поток имеет температуру кипения самое большее 38°С при 0,101 МПа и содержит углеводороды, имеющие по меньшей мере три атома углерода.
2. Способ по п.1, в котором по меньшей мере один из дополнительных сырых продуктов имеет интервал температур кипения между 38 и 200°С, определяемый по методу Ά8Τ ΜΌ5307.
3. Способ по п.1, в котором каталитический крекинг сырого продукта осуществляют в первой системе каталитического крекинга путем контактирования жидкого потока сырого продукта с катализатором крекинга с получением потока углеводородов бензина и отработанного катализатора крекинга;
регенерацию отработанного катализатора крекинга с получением регенерированного катализатора крекинга;
каталитический крекинг потока углеводородов бензина во второй системе каталитического крекинга путем контактирования потока углеводородов бензина с регенерированным катализатором крекинга с получением сырого потока олефинов, содержащего углеводороды, имеющие по меньшей мере два атома углерода, и использованный регенерированный катализатор крекинга; и выделение олефинов, которые имеют от 2 до 5 атомов углерода из сырого потока олефинов; и доставку использованного регенерированного катализатора крекинга из второй системы каталитического крекинга в первую систему каталитического крекинга.
4. Способ по п.3, в котором катализатор крекинга содержит аморфный алюмосиликат и цеолит.
5. Способ по п.3 или 4, который дополнительно включает добавку Ζ8Μ-5 во вторую систему каталитического крекинга.
6. Способ по любому из пп.3-5, в котором содержание кокса в регенерированном катализаторе крекинга составляет от 0,01 до 0,5 мас.%.
7. Способ по любому из пп.3-6, в котором массовое отношение использованного регенерированного катализатора крекинга к регенерированному катализатору крекинга изменяется от 0,1:1 до 100:1.
8. Способ по любому из пп.3-7, который дополнительно включает добавление водяного пара в первую и/или вторую систему каталитического крекинга.
9. Способ по любому из пп.8, который дополнительно включает один или несколько потоков углеводородов, в котором по меньшей мере один из потоков углеводородов представляет собой поток углеводородов бензина, и подачу по меньшей мере части потока углеводородов бензина во вторую систему каталитического крекинга.
10. Способ по п.9, в котором по меньшей мере один из потоков углеводородов представляет собой поток рециклового газойля и который включает подачу по меньшей мере части потока рециклового газойля в первую систему каталитического крекинга.
- 19 016412
11. Способ по любому из пп.3-11, который дополнительно включает подачу по меньшей мере части олефинов, имеющих от 3 до 5 атомов углерода, в установку алкилирования.
12. Способ по любому из пп.3-11, который дополнительно включает подачу по меньшей мере части олефинов, имеющих от 3 до 5 атомов углерода, в установку алкилирования с последующим алкилированием олефинов и получением углеводородов, подходящих для смешивания с целью получения транспортного топлива.
13. Способ по п.12, в котором транспортное топливо представляет собой бензин.
14. Способ по любому из пп.3-13, который дополнительно включает подачу по меньшей мере части олефинов в установку полимеризации.
15. Способ по любому из пп.1-14, который дополнительно включает гидроочистку по меньшей мере части жидкого потока в условиях, обеспечивающих удаление засоряющих композиций.
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/US2006/040991 WO2007050450A2 (en) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Methods of cracking a crude product to produce additional crude products |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200801157A1 EA200801157A1 (ru) | 2008-12-30 |
EA016412B1 true EA016412B1 (ru) | 2012-04-30 |
EA016412B9 EA016412B9 (ru) | 2012-07-30 |
Family
ID=37736147
Family Applications (8)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200801155A EA013513B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способ получения сырых продуктов с подземной термической переработкой in situ |
EA200801152A EA013579B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Система для совместного производства теплоты и электричества и способ обработки углеводородсодержащих пластов |
EA200801154A EA012941B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способ фильтрации жидкого потока, полученного способом термической переработки in situ |
EA200801157A EA016412B9 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы крекинга сырого продукта с целью получения дополнительных сырых продуктов и способ получения транспортного топлива |
EA200801156A EA014215B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Ограниченный по температуре нагреватель с трубопроводом, по существу, электрически изолированным от пласта |
EA200801151A EA013253B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы обработки углеводородсодержащих пластов |
EA200801153A EA015618B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы получения алкилированных углеводородов из текучей среды, полученной способом термической переработки in situ |
EA200801150A EA014196B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Система и способ для добычи углеводородов из битуминозных песков по дренажным каналам, образованным нагревом |
Family Applications Before (3)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200801155A EA013513B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способ получения сырых продуктов с подземной термической переработкой in situ |
EA200801152A EA013579B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Система для совместного производства теплоты и электричества и способ обработки углеводородсодержащих пластов |
EA200801154A EA012941B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способ фильтрации жидкого потока, полученного способом термической переработки in situ |
Family Applications After (4)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200801156A EA014215B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Ограниченный по температуре нагреватель с трубопроводом, по существу, электрически изолированным от пласта |
EA200801151A EA013253B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы обработки углеводородсодержащих пластов |
EA200801153A EA015618B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Способы получения алкилированных углеводородов из текучей среды, полученной способом термической переработки in situ |
EA200801150A EA014196B1 (ru) | 2005-10-24 | 2006-10-20 | Система и способ для добычи углеводородов из битуминозных песков по дренажным каналам, образованным нагревом |
Country Status (14)
Country | Link |
---|---|
US (14) | US8606091B2 (ru) |
EP (8) | EP1941001A2 (ru) |
JP (8) | JP5570723B2 (ru) |
KR (9) | KR101359313B1 (ru) |
AT (1) | ATE499428T1 (ru) |
AU (9) | AU2006306476B2 (ru) |
CA (9) | CA2626972C (ru) |
DE (1) | DE602006020314D1 (ru) |
EA (8) | EA013513B1 (ru) |
GB (1) | GB2451311A (ru) |
IL (8) | IL190657A (ru) |
MA (8) | MA29953B1 (ru) |
NZ (9) | NZ567658A (ru) |
WO (9) | WO2007050477A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2658829C2 (ru) * | 2013-05-24 | 2018-06-25 | Экспендер Энерджи Инк. | Способ очистки тяжелой нефти и битума |
Families Citing this family (260)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1270051C (zh) | 2000-04-24 | 2006-08-16 | 国际壳牌研究有限公司 | 从含油母质的岩层中就地回收烃的方法 |
US6951247B2 (en) | 2001-04-24 | 2005-10-04 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation using horizontal heat sources |
CN100400793C (zh) | 2001-10-24 | 2008-07-09 | 国际壳牌研究有限公司 | 通过u形开口现场加热含烃地层的方法与系统 |
DE10245103A1 (de) * | 2002-09-27 | 2004-04-08 | General Electric Co. | Schaltschrank für eine Windenergieanlage und Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage |
EP1556580A1 (en) | 2002-10-24 | 2005-07-27 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Temperature limited heaters for heating subsurface formations or wellbores |
CA2524689C (en) * | 2003-04-24 | 2012-05-22 | Shell Canada Limited | Thermal processes for subsurface formations |
US8296968B2 (en) * | 2003-06-13 | 2012-10-30 | Charles Hensley | Surface drying apparatus and method |
US7552762B2 (en) * | 2003-08-05 | 2009-06-30 | Stream-Flo Industries Ltd. | Method and apparatus to provide electrical connection in a wellhead for a downhole electrical device |
ATE414840T1 (de) | 2004-04-23 | 2008-12-15 | Shell Int Research | Zur erwärmung von unterirdischen formationen verwendete temperaturbegrenzte heizvorrichtungen |
DE102004025528B4 (de) * | 2004-05-25 | 2010-03-04 | Eisenmann Anlagenbau Gmbh & Co. Kg | Verfahren und Vorrichtung zum Trocknen von beschichteten Gegenständen |
US7024796B2 (en) | 2004-07-19 | 2006-04-11 | Earthrenew, Inc. | Process and apparatus for manufacture of fertilizer products from manure and sewage |
US20070084077A1 (en) * | 2004-07-19 | 2007-04-19 | Gorbell Brian N | Control system for gas turbine in material treatment unit |
US7694523B2 (en) | 2004-07-19 | 2010-04-13 | Earthrenew, Inc. | Control system for gas turbine in material treatment unit |
US7024800B2 (en) * | 2004-07-19 | 2006-04-11 | Earthrenew, Inc. | Process and system for drying and heat treating materials |
US7685737B2 (en) | 2004-07-19 | 2010-03-30 | Earthrenew, Inc. | Process and system for drying and heat treating materials |
DE102005000782A1 (de) * | 2005-01-05 | 2006-07-20 | Voith Paper Patent Gmbh | Trockenzylinder |
EP1871986A1 (en) | 2005-04-22 | 2008-01-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Varying properties along lengths of temperature limited heaters |
US7575053B2 (en) | 2005-04-22 | 2009-08-18 | Shell Oil Company | Low temperature monitoring system for subsurface barriers |
US8606091B2 (en) * | 2005-10-24 | 2013-12-10 | Shell Oil Company | Subsurface heaters with low sulfidation rates |
US20070163316A1 (en) * | 2006-01-18 | 2007-07-19 | Earthrenew Organics Ltd. | High organic matter products and related systems for restoring organic matter and nutrients in soil |
US7610692B2 (en) | 2006-01-18 | 2009-11-03 | Earthrenew, Inc. | Systems for prevention of HAP emissions and for efficient drying/dehydration processes |
US7445041B2 (en) * | 2006-02-06 | 2008-11-04 | Shale And Sands Oil Recovery Llc | Method and system for extraction of hydrocarbons from oil shale |
US7484561B2 (en) * | 2006-02-21 | 2009-02-03 | Pyrophase, Inc. | Electro thermal in situ energy storage for intermittent energy sources to recover fuel from hydro carbonaceous earth formations |
US20090173491A1 (en) * | 2006-02-24 | 2009-07-09 | O'brien Thomas B | Method and system for extraction of hydrocarbons from oil shale and limestone formations |
CA2643214C (en) | 2006-02-24 | 2016-04-12 | Shale And Sands Oil Recovery Llc | Method and system for extraction of hydrocarbons from oil sands |
US7644993B2 (en) | 2006-04-21 | 2010-01-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
AU2007240367B2 (en) * | 2006-04-21 | 2011-04-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | High strength alloys |
US7775281B2 (en) * | 2006-05-10 | 2010-08-17 | Kosakewich Darrell S | Method and apparatus for stimulating production from oil and gas wells by freeze-thaw cycling |
US7426926B2 (en) * | 2006-05-31 | 2008-09-23 | Ford Global Technologies, Llc | Cold idle adaptive air-fuel ratio control utilizing lost fuel approximation |
US20070281224A1 (en) * | 2006-05-31 | 2007-12-06 | Kerry Arthur Kirk | Scratch-off document and method for producing same |
NO325979B1 (no) * | 2006-07-07 | 2008-08-25 | Shell Int Research | System og fremgangsmate for a kjole en flerfasebronnstrom |
AU2007313394B2 (en) | 2006-10-13 | 2015-01-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combined development of oil shale by in situ heating with a deeper hydrocarbon resource |
BRPI0719213A2 (pt) | 2006-10-13 | 2014-06-10 | Exxonmobil Upstream Res Co | Método para abaixar a temperatura de uma formação subsuperfiacial |
CN101595273B (zh) | 2006-10-13 | 2013-01-02 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位页岩油开发的优化的井布置 |
GB2456251B (en) | 2006-10-20 | 2011-03-16 | Shell Int Research | Heating hydrocarbon containing formations in a spiral startup staged sequence |
DE102007008292B4 (de) * | 2007-02-16 | 2009-08-13 | Siemens Ag | Vorrichtung und Verfahren zur In-Situ-Gewinnung einer kohlenwasserstoffhaltigen Substanz unter Herabsetzung deren Viskosität aus einer unterirdischen Lagerstätte |
US8608942B2 (en) * | 2007-03-15 | 2013-12-17 | Kellogg Brown & Root Llc | Systems and methods for residue upgrading |
CA2675780C (en) | 2007-03-22 | 2015-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Granular electrical connections for in situ formation heating |
BRPI0808508A2 (pt) | 2007-03-22 | 2014-08-19 | Exxonmobil Upstream Res Co | Métodos para aquecer uma formação de subsuperfície e uma formação rochosa rica em compostos orgânicos, e, método para produzir um fluido de hidrocarboneto |
CA2905364C (en) * | 2007-03-26 | 2017-05-02 | J. I. Livingstone Enterprises Ltd. | Drilling, completing and stimulating a hydrocarbon production well |
US7832484B2 (en) | 2007-04-20 | 2010-11-16 | Shell Oil Company | Molten salt as a heat transfer fluid for heating a subsurface formation |
US8122955B2 (en) | 2007-05-15 | 2012-02-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burners for in situ conversion of organic-rich rock formations |
CN101680284B (zh) | 2007-05-15 | 2013-05-15 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位转化富含有机物岩层的井下燃烧器井 |
BRPI0810590A2 (pt) | 2007-05-25 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Método in situ de produzir fluidos de hidrocarboneto de uma formação rochosa rica em matéria orgânica |
US8146664B2 (en) | 2007-05-25 | 2012-04-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Utilization of low BTU gas generated during in situ heating of organic-rich rock |
DK2008726T3 (da) * | 2007-06-29 | 2013-10-14 | Eurecat Sa | Farvesortering af katalytiske eller adsorberende partikler |
US20090028000A1 (en) * | 2007-07-26 | 2009-01-29 | O'brien Thomas B | Method and process for the systematic exploration of uranium in the athabasca basin |
CA2597881C (en) | 2007-08-17 | 2012-05-01 | Imperial Oil Resources Limited | Method and system integrating thermal oil recovery and bitumen mining for thermal efficiency |
WO2009038777A1 (en) * | 2007-09-18 | 2009-03-26 | Vast Power Portfolio, Llc | Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide |
WO2009042575A1 (en) * | 2007-09-26 | 2009-04-02 | Tyco Thermal Controls Llc | Skin effect heating system having improved heat transfer and wire support characteristics |
CA2698564C (en) | 2007-10-19 | 2014-08-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ oxidation of subsurface formations |
CA2609419C (en) * | 2007-11-02 | 2010-12-14 | Imperial Oil Resources Limited | System and method of heat and water recovery from tailings using gas humidification/dehumidification |
CA2609859C (en) * | 2007-11-02 | 2011-08-23 | Imperial Oil Resources Limited | Recovery of high quality water from produced water arising from a thermal hydrocarbon recovery operation using vacuum technologies |
CA2610052C (en) * | 2007-11-08 | 2013-02-19 | Imperial Oil Resources Limited | System and method of recovering heat and water and generating power from bitumen mining operations |
CA2610463C (en) * | 2007-11-09 | 2012-04-24 | Imperial Oil Resources Limited | Integration of an in-situ recovery operation with a mining operation |
CA2610230C (en) * | 2007-11-13 | 2012-04-03 | Imperial Oil Resources Limited | Water integration between an in-situ recovery operation and a bitumen mining operation |
US8082995B2 (en) | 2007-12-10 | 2011-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence |
WO2009082674A1 (en) * | 2007-12-22 | 2009-07-02 | Services Petroliers Schlumberger | Thermal bubble point measurement system and method |
US8090227B2 (en) | 2007-12-28 | 2012-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Purging of fiber optic conduits in subterranean wells |
US20090192731A1 (en) * | 2008-01-24 | 2009-07-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and Method for Monitoring a Health State of Hydrocarbon Production Equipment |
US20090218876A1 (en) * | 2008-02-29 | 2009-09-03 | Petrotek Engineering Corporation | Method of achieving hydraulic control for in-situ mining through temperature-controlled mobility ratio alterations |
WO2009117426A1 (en) * | 2008-03-17 | 2009-09-24 | Shell Oil Company | Kerosene base fuel |
WO2009120779A2 (en) * | 2008-03-28 | 2009-10-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Low emission power generation and hydrocarbon recovery systems and methods |
US8162405B2 (en) | 2008-04-18 | 2012-04-24 | Shell Oil Company | Using tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
BRPI0911530A2 (pt) | 2008-05-23 | 2016-07-05 | Exxonmobil Upstream Res Co | métodos para produzir fluidos de hidrocarbonetos de uma formação de rocha rica em orgânicos, e para utilizar gás produzido de um processo de conversão in situ em uma área de desenvolvimento de hidrocarboneto |
US8122956B2 (en) * | 2008-07-03 | 2012-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Magnetic stirrer |
DE102008047219A1 (de) * | 2008-09-15 | 2010-03-25 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur Förderung von Bitumen und/oder Schwerstöl aus einer unterirdischen Lagerstätte, zugehörige Anlage und Betriebsverfahren dieser Anlage |
JP2010073002A (ja) * | 2008-09-19 | 2010-04-02 | Hoya Corp | 画像処理装置およびカメラ |
US9561068B2 (en) | 2008-10-06 | 2017-02-07 | Virender K. Sharma | Method and apparatus for tissue ablation |
CN104739502B (zh) | 2008-10-06 | 2018-01-19 | 维兰德·K·沙马 | 用于组织消融的方法和装置 |
US10064697B2 (en) | 2008-10-06 | 2018-09-04 | Santa Anna Tech Llc | Vapor based ablation system for treating various indications |
US9561066B2 (en) | 2008-10-06 | 2017-02-07 | Virender K. Sharma | Method and apparatus for tissue ablation |
US9561067B2 (en) | 2008-10-06 | 2017-02-07 | Virender K. Sharma | Method and apparatus for tissue ablation |
US10695126B2 (en) | 2008-10-06 | 2020-06-30 | Santa Anna Tech Llc | Catheter with a double balloon structure to generate and apply a heated ablative zone to tissue |
CA2738805A1 (en) * | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Circulated heated transfer fluid systems used to treat a subsurface formation |
US8247747B2 (en) * | 2008-10-30 | 2012-08-21 | Xaloy, Inc. | Plasticating barrel with integrated exterior heater layer |
WO2010070029A1 (en) | 2008-12-18 | 2010-06-24 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for removing iron particles |
CA2852121C (en) * | 2009-02-06 | 2017-05-16 | Hpd, Llc | Method and system for recovering oil and generating steam from produced water |
KR101078725B1 (ko) * | 2009-02-16 | 2011-11-01 | 주식회사 하이닉스반도체 | 반도체 소자 및 그의 제조방법 |
AU2010216407B2 (en) | 2009-02-23 | 2014-11-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Water treatment following shale oil production by in situ heating |
DE102009010289A1 (de) * | 2009-02-24 | 2010-09-02 | Siemens Aktiengesellschaft | Vorrichtung zur Temperaturmessung in elektromagnetischen Feldern, Verwendung dieser Vorrichtung sowie zugehörige Messanordnung |
DE102009023910A1 (de) * | 2009-03-03 | 2010-09-16 | Tracto-Technik Gmbh & Co. Kg | Erdbohrvorrichtung |
US8261831B2 (en) | 2009-04-09 | 2012-09-11 | General Synfuels International, Inc. | Apparatus and methods for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil/tar sands |
US8312927B2 (en) * | 2009-04-09 | 2012-11-20 | General Synfuels International, Inc. | Apparatus and methods for adjusting operational parameters to recover hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and sands |
US8262866B2 (en) | 2009-04-09 | 2012-09-11 | General Synfuels International, Inc. | Apparatus for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and sands via multi-stage condensation |
US8312928B2 (en) | 2009-04-09 | 2012-11-20 | General Synfuels International, Inc. | Apparatus and methods for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and oil sands |
US8851170B2 (en) | 2009-04-10 | 2014-10-07 | Shell Oil Company | Heater assisted fluid treatment of a subsurface formation |
US8506561B2 (en) | 2009-04-17 | 2013-08-13 | Domain Surgical, Inc. | Catheter with inductively heated regions |
US9107666B2 (en) | 2009-04-17 | 2015-08-18 | Domain Surgical, Inc. | Thermal resecting loop |
US9265556B2 (en) | 2009-04-17 | 2016-02-23 | Domain Surgical, Inc. | Thermally adjustable surgical tool, balloon catheters and sculpting of biologic materials |
US9131977B2 (en) | 2009-04-17 | 2015-09-15 | Domain Surgical, Inc. | Layered ferromagnetic coated conductor thermal surgical tool |
US9078655B2 (en) | 2009-04-17 | 2015-07-14 | Domain Surgical, Inc. | Heated balloon catheter |
CN102421988A (zh) | 2009-05-05 | 2012-04-18 | 埃克森美孚上游研究公司 | 通过基于一种或更多生产资源的可用性控制生产操作来将源自地下地层的有机物转化为可生产的烃 |
EP2442898B1 (en) * | 2009-06-18 | 2019-01-02 | Entegris, Inc. | Sintered porous material comprising particles of different average sizes |
NO330123B1 (no) | 2009-07-11 | 2011-02-21 | Sargas As | Lav CO2-anlegg for utvinning av oljesand |
CA2710078C (en) * | 2009-07-22 | 2015-11-10 | Conocophillips Company | Hydrocarbon recovery method |
WO2011014705A1 (en) * | 2009-07-31 | 2011-02-03 | Nicholas Castellano | Method to enhance the production capacity of an oil well |
WO2011017413A2 (en) | 2009-08-05 | 2011-02-10 | Shell Oil Company | Use of fiber optics to monitor cement quality |
GB2484053B (en) | 2009-08-05 | 2013-05-08 | Shell Int Research | method for monitoring a well |
US9466896B2 (en) | 2009-10-09 | 2016-10-11 | Shell Oil Company | Parallelogram coupling joint for coupling insulated conductors |
US8356935B2 (en) | 2009-10-09 | 2013-01-22 | Shell Oil Company | Methods for assessing a temperature in a subsurface formation |
US8257112B2 (en) | 2009-10-09 | 2012-09-04 | Shell Oil Company | Press-fit coupling joint for joining insulated conductors |
US20120198844A1 (en) * | 2009-10-22 | 2012-08-09 | Kaminsky Robert D | System and Method For Producing Geothermal Energy |
US8602103B2 (en) | 2009-11-24 | 2013-12-10 | Conocophillips Company | Generation of fluid for hydrocarbon recovery |
WO2011067863A1 (ja) * | 2009-12-01 | 2011-06-09 | トヨタ自動車株式会社 | 内燃機関の排気浄化装置 |
US8863839B2 (en) | 2009-12-17 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations |
US8240370B2 (en) * | 2009-12-18 | 2012-08-14 | Air Products And Chemicals, Inc. | Integrated hydrogen production and hydrocarbon extraction |
US8512009B2 (en) * | 2010-01-11 | 2013-08-20 | Baker Hughes Incorporated | Steam driven pump for SAGD system |
EP2531575A4 (en) * | 2010-02-05 | 2013-08-07 | Texas A & M Univ Sys | DEVICES AND METHODS FOR A PYROLYSIS AND GASIFICATION SYSTEM OF A BIOMASS FEED CHARGE |
US20110207972A1 (en) * | 2010-02-23 | 2011-08-25 | Battelle Memorial Institute | Catalysts and processes for the hydrogenolysis of glycerol and other organic compounds for producing polyols and propylene glycol |
DE102010013982A1 (de) | 2010-04-06 | 2011-10-06 | Bomag Gmbh | Vorrichtung zum Erzeugen von Schaumbitumen und Verfahren zu deren Wartung |
US9033042B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-05-19 | Shell Oil Company | Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations |
US8502120B2 (en) | 2010-04-09 | 2013-08-06 | Shell Oil Company | Insulating blocks and methods for installation in insulated conductor heaters |
US8701769B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-04-22 | Shell Oil Company | Methods for treating hydrocarbon formations based on geology |
US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
US8939207B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-01-27 | Shell Oil Company | Insulated conductor heaters with semiconductor layers |
US8820406B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-09-02 | Shell Oil Company | Electrodes for electrical current flow heating of subsurface formations with conductive material in wellbore |
CA2703319C (en) * | 2010-05-05 | 2012-06-12 | Imperial Oil Resources Limited | Operating wells in groups in solvent-dominated recovery processes |
US20110277992A1 (en) * | 2010-05-14 | 2011-11-17 | Paul Grimes | Systems and methods for enhanced recovery of hydrocarbonaceous fluids |
RU2562460C2 (ru) * | 2010-07-20 | 2015-09-10 | Басф Се | Способ получения ацетилена по способу саксе-бартоломé |
US8975460B2 (en) * | 2010-07-20 | 2015-03-10 | Basf Se | Process for preparing acetylene by the Sachsse-Bartholomé process |
WO2012030426A1 (en) | 2010-08-30 | 2012-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Olefin reduction for in situ pyrolysis oil generation |
BR112013000931A2 (pt) | 2010-08-30 | 2016-05-17 | Exxonmobil Upstream Res Co | integridade mecânica de poço para a pirólise in situ |
US9466398B2 (en) * | 2010-09-27 | 2016-10-11 | Purdue Research Foundation | Ceramic-ceramic composites and process therefor, nuclear fuels formed thereby, and nuclear reactor systems and processes operated therewith |
US8857051B2 (en) | 2010-10-08 | 2014-10-14 | Shell Oil Company | System and method for coupling lead-in conductor to insulated conductor |
US8943686B2 (en) | 2010-10-08 | 2015-02-03 | Shell Oil Company | Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors |
US8586866B2 (en) | 2010-10-08 | 2013-11-19 | Shell Oil Company | Hydroformed splice for insulated conductors |
US8356678B2 (en) * | 2010-10-29 | 2013-01-22 | Racional Energy & Environment Company | Oil recovery method and apparatus |
US9334436B2 (en) | 2010-10-29 | 2016-05-10 | Racional Energy And Environment Company | Oil recovery method and product |
US9097110B2 (en) * | 2010-12-03 | 2015-08-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Viscous oil recovery using a fluctuating electric power source and a fired heater |
US9033033B2 (en) | 2010-12-21 | 2015-05-19 | Chevron U.S.A. Inc. | Electrokinetic enhanced hydrocarbon recovery from oil shale |
RU2013133887A (ru) | 2010-12-22 | 2015-01-27 | Шеврон Ю.Эс.Эй. Инк. | Конверсия и извлечение керонена на месте залегания |
JP5287962B2 (ja) * | 2011-01-26 | 2013-09-11 | 株式会社デンソー | 溶接装置 |
US20120217233A1 (en) * | 2011-02-28 | 2012-08-30 | Tom Richards, Inc. | Ptc controlled environment heater |
DE102011014345A1 (de) * | 2011-03-18 | 2012-09-20 | Ecoloop Gmbh | Verfahren zur energieffizienten und umweltschonenden Gewinnung von Leichtöl und/oder Treibstoffen ausgehend von Roh-Bitumen aus Ölschifer und /oder Ölsanden |
US9739123B2 (en) | 2011-03-29 | 2017-08-22 | Conocophillips Company | Dual injection points in SAGD |
US8932279B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-01-13 | Domain Surgical, Inc. | System and method for cooling of a heated surgical instrument and/or surgical site and treating tissue |
US9016370B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
US8915909B2 (en) | 2011-04-08 | 2014-12-23 | Domain Surgical, Inc. | Impedance matching circuit |
AU2012240160B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-02-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems for joining insulated conductors |
WO2012158722A2 (en) | 2011-05-16 | 2012-11-22 | Mcnally, David, J. | Surgical instrument guide |
US9279316B2 (en) | 2011-06-17 | 2016-03-08 | Athabasca Oil Corporation | Thermally assisted gravity drainage (TAGD) |
US9051828B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-06-09 | Athabasca Oil Sands Corp. | Thermally assisted gravity drainage (TAGD) |
US9062525B2 (en) * | 2011-07-07 | 2015-06-23 | Single Buoy Moorings, Inc. | Offshore heavy oil production |
HU230571B1 (hu) * | 2011-07-15 | 2016-12-28 | Sld Enhanced Recovery, Inc. | Eljárás lézeres olvasztásos kőzeteltávolítás során keletkező kőzet olvadék eltávolítására, valamint berendezés az eljárás megvalósítására |
US8685281B2 (en) | 2011-07-21 | 2014-04-01 | Battelle Energy Alliance Llc | System and process for the production of syngas and fuel gasses |
WO2013040255A2 (en) | 2011-09-13 | 2013-03-21 | Domain Surgical, Inc. | Sealing and/or cutting instrument |
JO3141B1 (ar) | 2011-10-07 | 2017-09-20 | Shell Int Research | الوصلات المتكاملة للموصلات المعزولة |
CN104011327B (zh) | 2011-10-07 | 2016-12-14 | 国际壳牌研究有限公司 | 利用地下地层中的绝缘导线的介电性能来确定绝缘导线的性能 |
CA2850741A1 (en) | 2011-10-07 | 2013-04-11 | Manuel Alberto GONZALEZ | Thermal expansion accommodation for circulated fluid systems used to heat subsurface formations |
CA2791725A1 (en) * | 2011-10-07 | 2013-04-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Treating hydrocarbon formations using hybrid in situ heat treatment and steam methods |
JO3139B1 (ar) | 2011-10-07 | 2017-09-20 | Shell Int Research | تشكيل موصلات معزولة باستخدام خطوة اختزال أخيرة بعد المعالجة الحرارية. |
CA2845012A1 (en) | 2011-11-04 | 2013-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis |
CA2783819C (en) | 2011-11-08 | 2014-04-29 | Imperial Oil Resources Limited | Dewatering oil sand tailings |
KR20140102668A (ko) | 2011-12-06 | 2014-08-22 | 도메인 서지컬, 인크. | 수술 기기로의 전원공급 제어 시스템 및 그 방법 |
US9181467B2 (en) | 2011-12-22 | 2015-11-10 | Uchicago Argonne, Llc | Preparation and use of nano-catalysts for in-situ reaction with kerogen |
US8851177B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-10-07 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ kerogen conversion and oxidant regeneration |
US8701788B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-04-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Preconditioning a subsurface shale formation by removing extractible organics |
WO2013103518A1 (en) * | 2012-01-03 | 2013-07-11 | Conocophillips Company | Enhanced heavy oil recovery using downhole bitumen upgrading with steam assisted gravity drainage |
US9605524B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-03-28 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
AU2012367347A1 (en) | 2012-01-23 | 2014-08-28 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
JP5696063B2 (ja) * | 2012-02-02 | 2015-04-08 | 信越化学工業株式会社 | 多結晶シリコン棒搬出冶具および多結晶シリコン棒の刈取方法 |
CA2864863A1 (en) * | 2012-02-18 | 2013-08-22 | Genie Ip B.V. | Method and system for heating a bed of hydrocarbon-containing rocks |
US8910514B2 (en) * | 2012-02-24 | 2014-12-16 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods of determining fluid properties |
CA2811666C (en) | 2012-04-05 | 2021-06-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors |
RU2479620C1 (ru) * | 2012-04-10 | 2013-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр" | Способ разделения газов в процессе каталитического крекинга бензинового направления |
TW201400407A (zh) * | 2012-04-18 | 2014-01-01 | Exxonmobil Upstream Res Co | 用於形成碳同素異形體之觸媒的製造 |
AU2013256823B2 (en) | 2012-05-04 | 2015-09-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material |
US8992771B2 (en) | 2012-05-25 | 2015-03-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Isolating lubricating oils from subsurface shale formations |
WO2013180909A1 (en) * | 2012-05-29 | 2013-12-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for hydrotreating a shale oil stream using hydrogen gas that is concentrated from the shale oil stream |
HU229953B1 (hu) | 2012-07-05 | 2015-03-02 | Sld Enhanced Recovery, Inc | Eljárás és berendezés elsősorban kitermelőcsövek alkáliföldfém-só lerakódásainak eltávolítására |
US20140030117A1 (en) * | 2012-07-24 | 2014-01-30 | David Zachariah | Multi-stage hydraulic jet pump |
KR101938171B1 (ko) | 2012-10-31 | 2019-01-14 | 대우조선해양 주식회사 | 백업 기능을 가지는 브라인 및 베이스오일 공급 시스템과 브라인 및 베이스오일의 백업 공급 방법 |
US9777564B2 (en) | 2012-12-03 | 2017-10-03 | Pyrophase, Inc. | Stimulating production from oil wells using an RF dipole antenna |
US9243485B2 (en) | 2013-02-05 | 2016-01-26 | Triple D Technologies, Inc. | System and method to initiate permeability in bore holes without perforating tools |
US9309741B2 (en) | 2013-02-08 | 2016-04-12 | Triple D Technologies, Inc. | System and method for temporarily sealing a bore hole |
US9534489B2 (en) * | 2013-03-06 | 2017-01-03 | Baker Hughes Incorporated | Modeling acid distribution for acid stimulation of a formation |
US10168447B2 (en) * | 2013-03-27 | 2019-01-01 | Schlumberger Technology Corporation | Automatic geosteering and evolutionary algorithm for use with same |
US10316644B2 (en) | 2013-04-04 | 2019-06-11 | Shell Oil Company | Temperature assessment using dielectric properties of an insulated conductor heater with selected electrical insulation |
US20140318773A1 (en) * | 2013-04-26 | 2014-10-30 | Elliot B. Kennel | Methane enhanced liquid products recovery from wet natural gas |
CN103233713B (zh) * | 2013-04-28 | 2014-02-26 | 吉林省众诚汽车服务连锁有限公司 | 油页岩原位水平井压裂化学干馏提取页岩油气方法及工艺 |
GB2515547A (en) * | 2013-06-27 | 2014-12-31 | Statoil Petroleum As | Increasing hydrocarbon production from reservoirs |
US9969638B2 (en) | 2013-08-05 | 2018-05-15 | Gradiant Corporation | Water treatment systems and associated methods |
US9920608B2 (en) * | 2013-08-13 | 2018-03-20 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method of improving hydraulic fracturing by decreasing formation temperature |
KR101506469B1 (ko) * | 2013-09-09 | 2015-03-27 | 한국지질자원연구원 | 순환식 용해 채광 장치 |
KR101510826B1 (ko) | 2013-11-19 | 2015-04-10 | 한국지질자원연구원 | 개선된 블레이드를 구비하는 순환식 용해 채광 장치 및 방법 |
AU2014202934B2 (en) | 2013-09-09 | 2016-03-17 | Korea Institute Of Geoscience And Mineral Resources (Kigam) | Apparatus and method for solution mining using cycling process |
KR101519967B1 (ko) * | 2013-09-09 | 2015-05-15 | 한국지질자원연구원 | 순환식 용해 채광방법 |
US9701892B2 (en) | 2014-04-17 | 2017-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well |
AU2014321305B2 (en) | 2013-09-20 | 2017-11-30 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using surface modifying metallic treatment agents to treat subterranean formations |
RU2676341C2 (ru) | 2013-09-20 | 2018-12-28 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Композитные материалы на основе фосфорорганических соединений для применения в операциях по обработке скважин |
NZ717494A (en) | 2013-09-20 | 2020-07-31 | Baker Hughes Inc | Method of inhibiting fouling on a metallic surface using a surface modifying treatment agent |
WO2015042486A1 (en) | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Composites for use in stimulation and sand control operations |
WO2015042477A1 (en) | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of using surface modifying treatment agents to treat subterranean formations |
CN105683095B (zh) | 2013-09-23 | 2019-09-17 | 格雷迪安特公司 | 脱盐系统及相关方法 |
US9512699B2 (en) | 2013-10-22 | 2016-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process |
US10041341B2 (en) | 2013-11-06 | 2018-08-07 | Nexen Energy Ulc | Processes for producing hydrocarbons from a reservoir |
US9394772B2 (en) | 2013-11-07 | 2016-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for in situ resistive heating of organic matter in a subterranean formation |
CN103711483B (zh) * | 2014-01-13 | 2017-01-11 | 北京源海威科技有限公司 | 页岩生烃、吸附及解吸模拟系统和模拟方法 |
CA2882182C (en) | 2014-02-18 | 2023-01-03 | Athabasca Oil Corporation | Cable-based well heater |
GB2523567B (en) | 2014-02-27 | 2017-12-06 | Statoil Petroleum As | Producing hydrocarbons from a subsurface formation |
AU2015241248B2 (en) * | 2014-04-04 | 2017-03-16 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Traveling unit and work vehicle |
US10357306B2 (en) | 2014-05-14 | 2019-07-23 | Domain Surgical, Inc. | Planar ferromagnetic coated surgical tip and method for making |
US9451792B1 (en) * | 2014-09-05 | 2016-09-27 | Atmos Nation, LLC | Systems and methods for vaporizing assembly |
US20160097247A1 (en) * | 2014-10-01 | 2016-04-07 | H2O Oilfield Services | Methods of filtering a fluid using a portable fluid filtration apparatus |
WO2016081104A1 (en) | 2014-11-21 | 2016-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of recovering hydrocarbons within a subsurface formation |
CN107002486B (zh) | 2014-11-25 | 2019-09-10 | 国际壳牌研究有限公司 | 热解以增压油地层 |
US10308526B2 (en) | 2015-02-11 | 2019-06-04 | Gradiant Corporation | Methods and systems for producing treated brines for desalination |
US10167218B2 (en) | 2015-02-11 | 2019-01-01 | Gradiant Corporation | Production of ultra-high-density brines |
US10066156B2 (en) * | 2015-04-14 | 2018-09-04 | Saudi Arabian Oil Company | Supercritical carbon dioxide emulsified acid |
GB2539045A (en) * | 2015-06-05 | 2016-12-07 | Statoil Asa | Subsurface heater configuration for in situ hydrocarbon production |
AU2016298326B2 (en) | 2015-07-29 | 2022-08-04 | Gradiant Corporation | Osmotic desalination methods and associated systems |
WO2017030932A1 (en) | 2015-08-14 | 2017-02-23 | Gradiant Corporation | Selective retention of multivalent ions |
WO2017030937A1 (en) | 2015-08-14 | 2017-02-23 | Gradiant Corporation | Production of multivalent ion-rich process streams using multi-stage osmotic separation |
TW201733915A (zh) | 2015-11-13 | 2017-10-01 | 艾克頌美孚研究工程公司 | 逆滲透膜及分離 |
US9337704B1 (en) * | 2015-11-20 | 2016-05-10 | Jerry Leslie | System for electricity generation by utilizing flared gas |
EP3407089B1 (en) | 2016-01-29 | 2024-03-27 | Meiji University | Laser scanning system, laser scanning method, moving laser scanning system, and program |
WO2017147113A1 (en) | 2016-02-22 | 2017-08-31 | Gradiant Corporation | Hybrid desalination systems and associated methods |
CN105952431B (zh) * | 2016-04-21 | 2018-08-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 不动管柱解堵方法 |
US11331140B2 (en) | 2016-05-19 | 2022-05-17 | Aqua Heart, Inc. | Heated vapor ablation systems and methods for treating cardiac conditions |
IT201600074309A1 (it) * | 2016-07-15 | 2018-01-15 | Eni Spa | Sistema per la trasmissione dati bidirezionale cableless in un pozzo per l’estrazione di fluidi di formazione. |
US11752459B2 (en) | 2016-07-28 | 2023-09-12 | Seerstone Llc | Solid carbon products comprising compressed carbon nanotubes in a container and methods of forming same |
RU2654886C2 (ru) * | 2016-10-18 | 2018-05-23 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Когенерационная система энергоснабжения кустовой буровой установки |
WO2018159594A1 (ja) * | 2017-02-28 | 2018-09-07 | 国立大学法人東北大学 | メタンガス回収方法および二酸化炭素低排出発電方法、ならびに、メタンガス回収システムおよび二酸化炭素低排出発電システム |
CN107488464B (zh) * | 2017-04-27 | 2019-04-30 | 中国石油大学(北京) | 一种超清洁高辛烷值汽油的生产方法及生产系统 |
US10870810B2 (en) * | 2017-07-20 | 2020-12-22 | Proteum Energy, Llc | Method and system for converting associated gas |
JOP20180091B1 (ar) * | 2017-10-12 | 2022-09-15 | Red Leaf Resources Inc | تسخين المواد من خلال التوليد المشترك للحرارة والكهرباء |
US10450494B2 (en) | 2018-01-17 | 2019-10-22 | Bj Services, Llc | Cement slurries for well bores |
AU2019279011A1 (en) | 2018-06-01 | 2021-01-07 | Santa Anna Tech Llc | Multi-stage vapor-based ablation treatment methods and vapor generation and delivery systems |
CN110608023B (zh) * | 2018-06-15 | 2021-12-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 稠油分层注汽的适应性界限分析评价方法 |
SG11202101293TA (en) | 2018-08-22 | 2021-03-30 | Gradiant Corp | Liquid solution concentration system comprising isolated subsystem and related methods |
CN109273105B (zh) * | 2018-09-13 | 2022-03-25 | 中国核动力研究设计院 | 一种超临界二氧化碳反应堆燃料组件 |
US11053775B2 (en) * | 2018-11-16 | 2021-07-06 | Leonid Kovalev | Downhole induction heater |
CN109507182B (zh) * | 2018-12-04 | 2021-07-30 | 中山市中能检测中心有限公司 | 一种土壤酸碱度失衡检测装备及其使用方法 |
CN111396011B (zh) * | 2019-01-02 | 2022-06-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 提高双支u型井产气量的方法及装置 |
RU190546U1 (ru) * | 2019-03-29 | 2019-07-03 | Оксана Викторовна Давыдова | Утилизирующая попутный нефтяной газ энергетическая установка для выработки пара, подаваемого в нагнетательные скважины |
RU194690U1 (ru) * | 2019-07-16 | 2019-12-19 | Алексей Петрович Сальников | Электрообогреватель |
CN110259424B (zh) * | 2019-07-17 | 2020-07-28 | 中国石油大学(北京) | 一种原位开采油页岩的方法和装置 |
CN110439503B (zh) * | 2019-08-14 | 2021-08-10 | 西安石油大学 | 一种裂缝性低渗透油藏多段塞油井选择性堵水方法 |
RU2726693C1 (ru) * | 2019-08-27 | 2020-07-15 | Анатолий Александрович Чернов | Способ повышения эффективности добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления |
US11207636B2 (en) * | 2019-09-04 | 2021-12-28 | Uop Llc | Membrane permeate recycle system for use with pressure swing adsorption apparatus |
US11376548B2 (en) | 2019-09-04 | 2022-07-05 | Uop Llc | Membrane permeate recycle process for use with pressure swing adsorption processes |
RU2726703C1 (ru) * | 2019-09-26 | 2020-07-15 | Анатолий Александрович Чернов | Способ повышения эффективности добычи высокотехнологичной нефти из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления |
CN110702840B (zh) * | 2019-10-14 | 2022-06-07 | 河北地质大学华信学院 | 一种基于城市生活污水生物质碳化后能量利用率的分析装置 |
CN110595859B (zh) * | 2019-10-29 | 2022-09-13 | 长沙开元弘盛科技有限公司 | 除水方法、分析仪及其除水装置 |
MX2021005587A (es) * | 2020-05-13 | 2022-02-10 | Greenfire Energy Inc | Produccion de hidrogeno a partir de recursos geotermicos utilizando sistemas de circuito cerrado. |
EP4153702A1 (en) * | 2020-05-21 | 2023-03-29 | Pyrophase, Inc. | Configurable universal wellbore reactor system |
CN111883851B (zh) * | 2020-08-02 | 2022-04-12 | 江西安驰新能源科技有限公司 | 一种锂离子电池从化成到配组的方法 |
CN111929219B (zh) * | 2020-08-12 | 2022-04-01 | 西南石油大学 | 一种页岩油藏油水两相相对渗透率计算方法 |
CA3197204A1 (en) | 2020-11-17 | 2022-05-27 | Richard STOVER | Osmotic methods and systems involving energy recovery |
RU2752299C1 (ru) * | 2021-01-13 | 2021-07-26 | Алексей Владимирович Лысенков | Способ термокислотной обработки призабойной зоны пласта |
CN112901128B (zh) * | 2021-01-23 | 2022-09-02 | 长安大学 | 盐度响应型乳状液用于含水层稠油油藏启动sagd方法 |
CN112983376B (zh) * | 2021-03-05 | 2022-03-04 | 中国矿业大学 | 一种带有分子筛的原位甲烷燃爆聚能射孔装置 |
DE102021203551A1 (de) | 2021-04-09 | 2022-10-13 | Volkswagen Aktiengesellschaft | Fahrintentionserkennung |
CN113585333B (zh) * | 2021-07-09 | 2022-05-17 | 中铁建工集团有限公司 | 一种地下空间施工溶洞顶壁加强结构及处理方法 |
CN115012878B (zh) * | 2022-06-30 | 2023-06-23 | 西南石油大学 | 一种基于双层管的含硫气井不停产的抑制剂加注系统 |
CN115492558B (zh) * | 2022-09-14 | 2023-04-14 | 中国石油大学(华东) | 一种海域天然气水合物降压开采井筒中水合物二次生成防治装置及防治方法 |
CN116044389B (zh) * | 2023-01-29 | 2024-04-30 | 西南石油大学 | 一种致密页岩油藏早期衰竭开采合理生产压差的确定方法 |
KR102618017B1 (ko) * | 2023-06-12 | 2023-12-27 | 주식회사 에이치엔티 | 고체분리 시스템 |
KR102618021B1 (ko) * | 2023-06-12 | 2023-12-27 | 주식회사 에이치엔티 | 수막이 형성된 하이드로사이클론 타입의 디센더 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2889882A (en) * | 1956-06-06 | 1959-06-09 | Phillips Petroleum Co | Oil recovery by in situ combustion |
US3412011A (en) * | 1966-09-02 | 1968-11-19 | Phillips Petroleum Co | Catalytic cracking and in situ combustion process for producing hydrocarbons |
US4248306A (en) * | 1979-04-02 | 1981-02-03 | Huisen Allan T Van | Geothermal petroleum refining |
WO1997007321A1 (en) * | 1994-06-28 | 1997-02-27 | Amoco Corporation | In situ combustion using ammonium nitrate as oxygene source |
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 (864)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US345586A (en) | 1886-07-13 | Oil from wells | ||
SE123136C1 (ru) | 1948-01-01 | |||
US94813A (en) | 1869-09-14 | Improvement in torpedoes for oil-wells | ||
US326439A (en) * | 1885-09-15 | Protecting wells | ||
CA899987A (en) | 1972-05-09 | Chisso Corporation | Method for controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin effect current | |
US48994A (en) * | 1865-07-25 | Improvement in devices for oil-wells | ||
US2732195A (en) | 1956-01-24 | Ljungstrom | ||
SE123138C1 (ru) | 1948-01-01 | |||
SE126674C1 (ru) | 1949-01-01 | |||
US2734579A (en) | 1956-02-14 | Production from bituminous sands | ||
US760304A (en) | 1903-10-24 | 1904-05-17 | Frank S Gilbert | Heater for oil-wells. |
US1342741A (en) * | 1918-01-17 | 1920-06-08 | David T Day | Process for extracting oils and hydrocarbon material from shale and similar bituminous rocks |
US1269747A (en) | 1918-04-06 | 1918-06-18 | Lebbeus H Rogers | Method of and apparatus for treating oil-shale. |
GB156396A (en) | 1919-12-10 | 1921-01-13 | Wilson Woods Hoover | An improved method of treating shale and recovering oil therefrom |
US1457479A (en) | 1920-01-12 | 1923-06-05 | Edson R Wolcott | Method of increasing the yield of oil wells |
US1510655A (en) * | 1922-11-21 | 1924-10-07 | Clark Cornelius | Process of subterranean distillation of volatile mineral substances |
US1634236A (en) * | 1925-03-10 | 1927-06-28 | Standard Dev Co | Method of and apparatus for recovering oil |
US1646599A (en) | 1925-04-30 | 1927-10-25 | George A Schaefer | Apparatus for removing fluid from wells |
US1666488A (en) * | 1927-02-05 | 1928-04-17 | Crawshaw Richard | Apparatus for extracting oil from shale |
US1681523A (en) * | 1927-03-26 | 1928-08-21 | Patrick V Downey | Apparatus for heating oil wells |
US1913395A (en) | 1929-11-14 | 1933-06-13 | Lewis C Karrick | Underground gasification of carbonaceous material-bearing substances |
US1998123A (en) * | 1932-08-25 | 1935-04-16 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Process and apparatus for the distillation and conversion of hydrocarbons |
US2244255A (en) | 1939-01-18 | 1941-06-03 | Electrical Treating Company | Well clearing system |
US2244256A (en) * | 1939-12-16 | 1941-06-03 | Electrical Treating Company | Apparatus for clearing wells |
US2319702A (en) | 1941-04-04 | 1943-05-18 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Method and apparatus for producing oil wells |
US2370507A (en) * | 1941-08-22 | 1945-02-27 | Texas Co | Production of gasoline hydrocarbons |
US2365591A (en) * | 1942-08-15 | 1944-12-19 | Ranney Leo | Method for producing oil from viscous deposits |
US2423674A (en) | 1942-08-24 | 1947-07-08 | Johnson & Co A | Process of catalytic cracking of petroleum hydrocarbons |
US2381256A (en) * | 1942-10-06 | 1945-08-07 | Texas Co | Process for treating hydrocarbon fractions |
US2390770A (en) | 1942-10-10 | 1945-12-11 | Sun Oil Co | Method of producing petroleum |
US2484063A (en) | 1944-08-19 | 1949-10-11 | Thermactor Corp | Electric heater for subsurface materials |
US2472445A (en) * | 1945-02-02 | 1949-06-07 | Thermactor Company | Apparatus for treating oil and gas bearing strata |
US2481051A (en) | 1945-12-15 | 1949-09-06 | Texaco Development Corp | Process and apparatus for the recovery of volatilizable constituents from underground carbonaceous formations |
US2444755A (en) | 1946-01-04 | 1948-07-06 | Ralph M Steffen | Apparatus for oil sand heating |
US2634961A (en) * | 1946-01-07 | 1953-04-14 | Svensk Skifferolje Aktiebolage | Method of electrothermal production of shale oil |
US2466945A (en) * | 1946-02-21 | 1949-04-12 | In Situ Gases Inc | Generation of synthesis gas |
US2497868A (en) | 1946-10-10 | 1950-02-21 | Dalin David | Underground exploitation of fuel deposits |
US2939689A (en) | 1947-06-24 | 1960-06-07 | Svenska Skifferolje Ab | Electrical heater for treating oilshale and the like |
US2786660A (en) * | 1948-01-05 | 1957-03-26 | Phillips Petroleum Co | Apparatus for gasifying coal |
US2548360A (en) * | 1948-03-29 | 1951-04-10 | Stanley A Germain | Electric oil well heater |
US2685930A (en) | 1948-08-12 | 1954-08-10 | Union Oil Co | Oil well production process |
US2630307A (en) | 1948-12-09 | 1953-03-03 | Carbonic Products Inc | Method of recovering oil from oil shale |
US2595979A (en) * | 1949-01-25 | 1952-05-06 | Texas Co | Underground liquefaction of coal |
US2642943A (en) | 1949-05-20 | 1953-06-23 | Sinclair Oil & Gas Co | Oil recovery process |
US2593477A (en) * | 1949-06-10 | 1952-04-22 | Us Interior | Process of underground gasification of coal |
GB674082A (en) | 1949-06-15 | 1952-06-18 | Nat Res Dev | Improvements in or relating to the underground gasification of coal |
US2670802A (en) | 1949-12-16 | 1954-03-02 | Thermactor Company | Reviving or increasing the production of clogged or congested oil wells |
US2714930A (en) | 1950-12-08 | 1955-08-09 | Union Oil Co | Apparatus for preventing paraffin deposition |
US2695163A (en) * | 1950-12-09 | 1954-11-23 | Stanolind Oil & Gas Co | Method for gasification of subterranean carbonaceous deposits |
GB697189A (en) | 1951-04-09 | 1953-09-16 | Nat Res Dev | Improvements relating to the underground gasification of coal |
US2630306A (en) | 1952-01-03 | 1953-03-03 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Subterranean retorting of shales |
US2757739A (en) | 1952-01-07 | 1956-08-07 | Parelex Corp | Heating apparatus |
US2780450A (en) * | 1952-03-07 | 1957-02-05 | Svenska Skifferolje Ab | Method of recovering oil and gases from non-consolidated bituminous geological formations by a heating treatment in situ |
US2777679A (en) | 1952-03-07 | 1957-01-15 | Svenska Skifferolje Ab | Recovering sub-surface bituminous deposits by creating a frozen barrier and heating in situ |
US2789805A (en) | 1952-05-27 | 1957-04-23 | Svenska Skifferolje Ab | Device for recovering fuel from subterraneous fuel-carrying deposits by heating in their natural location using a chain heat transfer member |
US2780449A (en) | 1952-12-26 | 1957-02-05 | Sinclair Oil & Gas Co | Thermal process for in-situ decomposition of oil shale |
US2825408A (en) | 1953-03-09 | 1958-03-04 | Sinclair Oil & Gas Company | Oil recovery by subsurface thermal processing |
US2783971A (en) * | 1953-03-11 | 1957-03-05 | Engineering Lab Inc | Apparatus for earth boring with pressurized air |
US2771954A (en) | 1953-04-29 | 1956-11-27 | Exxon Research Engineering Co | Treatment of petroleum production wells |
US2703621A (en) | 1953-05-04 | 1955-03-08 | George W Ford | Oil well bottom hole flow increasing unit |
US2743906A (en) | 1953-05-08 | 1956-05-01 | William E Coyle | Hydraulic underreamer |
US2803305A (en) | 1953-05-14 | 1957-08-20 | Pan American Petroleum Corp | Oil recovery by underground combustion |
US2914309A (en) | 1953-05-25 | 1959-11-24 | Svenska Skifferolje Ab | Oil and gas recovery from tar sands |
US2847306A (en) | 1953-07-01 | 1958-08-12 | Exxon Research Engineering Co | Process for recovery of oil from shale |
US2902270A (en) * | 1953-07-17 | 1959-09-01 | Svenska Skifferolje Ab | Method of and means in heating of subsurface fuel-containing deposits "in situ" |
US2890754A (en) | 1953-10-30 | 1959-06-16 | Svenska Skifferolje Ab | Apparatus for recovering combustible substances from subterraneous deposits in situ |
US2882218A (en) * | 1953-12-09 | 1959-04-14 | Kellogg M W Co | Hydrocarbon conversion process |
US2890755A (en) * | 1953-12-19 | 1959-06-16 | Svenska Skifferolje Ab | Apparatus for recovering combustible substances from subterraneous deposits in situ |
US2841375A (en) | 1954-03-03 | 1958-07-01 | Svenska Skifferolje Ab | Method for in-situ utilization of fuels by combustion |
US2794504A (en) | 1954-05-10 | 1957-06-04 | Union Oil Co | Well heater |
US2793696A (en) * | 1954-07-22 | 1957-05-28 | Pan American Petroleum Corp | Oil recovery by underground combustion |
US2923535A (en) | 1955-02-11 | 1960-02-02 | Svenska Skifferolje Ab | Situ recovery from carbonaceous deposits |
US2799341A (en) * | 1955-03-04 | 1957-07-16 | Union Oil Co | Selective plugging in oil wells |
US2801089A (en) | 1955-03-14 | 1957-07-30 | California Research Corp | Underground shale retorting process |
US2862558A (en) * | 1955-12-28 | 1958-12-02 | Phillips Petroleum Co | Recovering oils from formations |
US2819761A (en) | 1956-01-19 | 1958-01-14 | Continental Oil Co | Process of removing viscous oil from a well bore |
US2857002A (en) | 1956-03-19 | 1958-10-21 | Texas Co | Recovery of viscous crude oil |
US2906340A (en) * | 1956-04-05 | 1959-09-29 | Texaco Inc | Method of treating a petroleum producing formation |
US2991046A (en) | 1956-04-16 | 1961-07-04 | Parsons Lional Ashley | Combined winch and bollard device |
US3120264A (en) * | 1956-07-09 | 1964-02-04 | Texaco Development Corp | Recovery of oil by in situ combustion |
US3016053A (en) | 1956-08-02 | 1962-01-09 | George J Medovick | Underwater breathing apparatus |
US2997105A (en) | 1956-10-08 | 1961-08-22 | Pan American Petroleum Corp | Burner apparatus |
US2932352A (en) | 1956-10-25 | 1960-04-12 | Union Oil Co | Liquid filled well heater |
US2804149A (en) | 1956-12-12 | 1957-08-27 | John R Donaldson | Oil well heater and reviver |
US2952449A (en) | 1957-02-01 | 1960-09-13 | Fmc Corp | Method of forming underground communication between boreholes |
US3127936A (en) * | 1957-07-26 | 1964-04-07 | Svenska Skifferolje Ab | Method of in situ heating of subsurface preferably fuel containing deposits |
US2942223A (en) | 1957-08-09 | 1960-06-21 | Gen Electric | Electrical resistance heater |
US2906337A (en) * | 1957-08-16 | 1959-09-29 | Pure Oil Co | Method of recovering bitumen |
US3007521A (en) | 1957-10-28 | 1961-11-07 | Phillips Petroleum Co | Recovery of oil by in situ combustion |
US3010516A (en) * | 1957-11-18 | 1961-11-28 | Phillips Petroleum Co | Burner and process for in situ combustion |
US2954826A (en) | 1957-12-02 | 1960-10-04 | William E Sievers | Heated well production string |
US2994376A (en) | 1957-12-27 | 1961-08-01 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
US3061009A (en) | 1958-01-17 | 1962-10-30 | Svenska Skifferolje Ab | Method of recovery from fossil fuel bearing strata |
US3062282A (en) * | 1958-01-24 | 1962-11-06 | Phillips Petroleum Co | Initiation of in situ combustion in a carbonaceous stratum |
US3051235A (en) | 1958-02-24 | 1962-08-28 | Jersey Prod Res Co | Recovery of petroleum crude oil, by in situ combustion and in situ hydrogenation |
US3004603A (en) | 1958-03-07 | 1961-10-17 | Phillips Petroleum Co | Heater |
US3032102A (en) | 1958-03-17 | 1962-05-01 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion method |
US3004601A (en) | 1958-05-09 | 1961-10-17 | Albert G Bodine | Method and apparatus for augmenting oil recovery from wells by refrigeration |
US3048221A (en) | 1958-05-12 | 1962-08-07 | Phillips Petroleum Co | Hydrocarbon recovery by thermal drive |
US3026940A (en) | 1958-05-19 | 1962-03-27 | Electronic Oil Well Heater Inc | Oil well temperature indicator and control |
US3010513A (en) | 1958-06-12 | 1961-11-28 | Phillips Petroleum Co | Initiation of in situ combustion in carbonaceous stratum |
US2958519A (en) | 1958-06-23 | 1960-11-01 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
US3044545A (en) | 1958-10-02 | 1962-07-17 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
US3050123A (en) | 1958-10-07 | 1962-08-21 | Cities Service Res & Dev Co | Gas fired oil-well burner |
US2974937A (en) | 1958-11-03 | 1961-03-14 | Jersey Prod Res Co | Petroleum recovery from carbonaceous formations |
US2998457A (en) * | 1958-11-19 | 1961-08-29 | Ashland Oil Inc | Production of phenols |
US2970826A (en) | 1958-11-21 | 1961-02-07 | Texaco Inc | Recovery of oil from oil shale |
US3097690A (en) | 1958-12-24 | 1963-07-16 | Gulf Research Development Co | Process for heating a subsurface formation |
US3036632A (en) | 1958-12-24 | 1962-05-29 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovery of hydrocarbon materials from earth formations by application of heat |
US2969226A (en) | 1959-01-19 | 1961-01-24 | Pyrochem Corp | Pendant parting petro pyrolysis process |
US3017168A (en) | 1959-01-26 | 1962-01-16 | Phillips Petroleum Co | In situ retorting of oil shale |
US3110345A (en) * | 1959-02-26 | 1963-11-12 | Gulf Research Development Co | Low temperature reverse combustion process |
US3113619A (en) * | 1959-03-30 | 1963-12-10 | Phillips Petroleum Co | Line drive counterflow in situ combustion process |
US3113620A (en) | 1959-07-06 | 1963-12-10 | Exxon Research Engineering Co | Process for producing viscous oil |
US3113623A (en) * | 1959-07-20 | 1963-12-10 | Union Oil Co | Apparatus for underground retorting |
US3181613A (en) * | 1959-07-20 | 1965-05-04 | Union Oil Co | Method and apparatus for subterranean heating |
US3116792A (en) * | 1959-07-27 | 1964-01-07 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
US3132692A (en) * | 1959-07-27 | 1964-05-12 | Phillips Petroleum Co | Use of formation heat from in situ combustion |
US3150715A (en) * | 1959-09-30 | 1964-09-29 | Shell Oil Co | Oil recovery by in situ combustion with water injection |
US3095031A (en) | 1959-12-09 | 1963-06-25 | Eurenius Malte Oscar | Burners for use in bore holes in the ground |
US3004911A (en) * | 1959-12-11 | 1961-10-17 | Phillips Petroleum Co | Catalytic cracking process and two unit system |
US3006142A (en) | 1959-12-21 | 1961-10-31 | Phillips Petroleum Co | Jet engine combustion processes |
US3131763A (en) * | 1959-12-30 | 1964-05-05 | Texaco Inc | Electrical borehole heater |
US3163745A (en) | 1960-02-29 | 1964-12-29 | Socony Mobil Oil Co Inc | Heating of an earth formation penetrated by a well borehole |
US3127935A (en) * | 1960-04-08 | 1964-04-07 | Marathon Oil Co | In situ combustion for oil recovery in tar sands, oil shales and conventional petroleum reservoirs |
US3137347A (en) | 1960-05-09 | 1964-06-16 | Phillips Petroleum Co | In situ electrolinking of oil shale |
US3139928A (en) * | 1960-05-24 | 1964-07-07 | Shell Oil Co | Thermal process for in situ decomposition of oil shale |
US3058730A (en) | 1960-06-03 | 1962-10-16 | Fmc Corp | Method of forming underground communication between boreholes |
US3106244A (en) * | 1960-06-20 | 1963-10-08 | Phillips Petroleum Co | Process for producing oil shale in situ by electrocarbonization |
US3142336A (en) * | 1960-07-18 | 1964-07-28 | Shell Oil Co | Method and apparatus for injecting steam into subsurface formations |
US3105545A (en) * | 1960-11-21 | 1963-10-01 | Shell Oil Co | Method of heating underground formations |
US3164207A (en) * | 1961-01-17 | 1965-01-05 | Wayne H Thessen | Method for recovering oil |
US3138203A (en) * | 1961-03-06 | 1964-06-23 | Jersey Prod Res Co | Method of underground burning |
US3191679A (en) | 1961-04-13 | 1965-06-29 | Wendell S Miller | Melting process for recovering bitumens from the earth |
US3130007A (en) | 1961-05-12 | 1964-04-21 | Union Carbide Corp | Crystalline zeolite y |
US3207220A (en) | 1961-06-26 | 1965-09-21 | Chester I Williams | Electric well heater |
US3114417A (en) * | 1961-08-14 | 1963-12-17 | Ernest T Saftig | Electric oil well heater apparatus |
US3246695A (en) | 1961-08-21 | 1966-04-19 | Charles L Robinson | Method for heating minerals in situ with radioactive materials |
US3057404A (en) | 1961-09-29 | 1962-10-09 | Socony Mobil Oil Co Inc | Method and system for producing oil tenaciously held in porous formations |
US3183675A (en) | 1961-11-02 | 1965-05-18 | Conch Int Methane Ltd | Method of freezing an earth formation |
US3170842A (en) * | 1961-11-06 | 1965-02-23 | Phillips Petroleum Co | Subcritical borehole nuclear reactor and process |
US3209825A (en) | 1962-02-14 | 1965-10-05 | Continental Oil Co | Low temperature in-situ combustion |
US3205946A (en) | 1962-03-12 | 1965-09-14 | Shell Oil Co | Consolidation by silica coalescence |
US3165154A (en) | 1962-03-23 | 1965-01-12 | Phillips Petroleum Co | Oil recovery by in situ combustion |
US3149670A (en) | 1962-03-27 | 1964-09-22 | Smclair Res Inc | In-situ heating process |
US3214890A (en) * | 1962-04-19 | 1965-11-02 | Marathon Oil Co | Method of separation of hydrocarbons by a single absorption oil |
US3149672A (en) | 1962-05-04 | 1964-09-22 | Jersey Prod Res Co | Method and apparatus for electrical heating of oil-bearing formations |
US3208531A (en) | 1962-08-21 | 1965-09-28 | Otis Eng Co | Inserting tool for locating and anchoring a device in tubing |
US3182721A (en) * | 1962-11-02 | 1965-05-11 | Sun Oil Co | Method of petroleum production by forward in situ combustion |
US3288648A (en) | 1963-02-04 | 1966-11-29 | Pan American Petroleum Corp | Process for producing electrical energy from geological liquid hydrocarbon formation |
US3205942A (en) | 1963-02-07 | 1965-09-14 | Socony Mobil Oil Co Inc | Method for recovery of hydrocarbons by in situ heating of oil shale |
US3221811A (en) | 1963-03-11 | 1965-12-07 | Shell Oil Co | Mobile in-situ heating of formations |
US3250327A (en) | 1963-04-02 | 1966-05-10 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovering nonflowing hydrocarbons |
US3241611A (en) | 1963-04-10 | 1966-03-22 | Equity Oil Company | Recovery of petroleum products from oil shale |
GB959945A (en) | 1963-04-18 | 1964-06-03 | Conch Int Methane Ltd | Constructing a frozen wall within the ground |
US3237689A (en) | 1963-04-29 | 1966-03-01 | Clarence I Justheim | Distillation of underground deposits of solid carbonaceous materials in situ |
US3205944A (en) | 1963-06-14 | 1965-09-14 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovery of hydrocarbons from a subterranean reservoir by heating |
US3233668A (en) * | 1963-11-15 | 1966-02-08 | Exxon Production Research Co | Recovery of shale oil |
US3285335A (en) | 1963-12-11 | 1966-11-15 | Exxon Research Engineering Co | In situ pyrolysis of oil shale formations |
US3273640A (en) | 1963-12-13 | 1966-09-20 | Pyrochem Corp | Pressure pulsing perpendicular permeability process for winning stabilized primary volatiles from oil shale in situ |
US3272261A (en) * | 1963-12-13 | 1966-09-13 | Gulf Research Development Co | Process for recovery of oil |
US3275076A (en) | 1964-01-13 | 1966-09-27 | Mobil Oil Corp | Recovery of asphaltic-type petroleum from a subterranean reservoir |
US3342258A (en) | 1964-03-06 | 1967-09-19 | Shell Oil Co | Underground oil recovery from solid oil-bearing deposits |
US3294167A (en) | 1964-04-13 | 1966-12-27 | Shell Oil Co | Thermal oil recovery |
US3284281A (en) | 1964-08-31 | 1966-11-08 | Phillips Petroleum Co | Production of oil from oil shale through fractures |
US3302707A (en) * | 1964-09-30 | 1967-02-07 | Mobil Oil Corp | Method for improving fluid recoveries from earthen formations |
US3380913A (en) | 1964-12-28 | 1968-04-30 | Phillips Petroleum Co | Refining of effluent from in situ combustion operation |
US3332480A (en) | 1965-03-04 | 1967-07-25 | Pan American Petroleum Corp | Recovery of hydrocarbons by thermal methods |
US3338306A (en) | 1965-03-09 | 1967-08-29 | Mobil Oil Corp | Recovery of heavy oil from oil sands |
US3358756A (en) | 1965-03-12 | 1967-12-19 | Shell Oil Co | Method for in situ recovery of solid or semi-solid petroleum deposits |
US3262741A (en) * | 1965-04-01 | 1966-07-26 | Pittsburgh Plate Glass Co | Solution mining of potassium chloride |
DE1242535B (de) | 1965-04-13 | 1967-06-22 | Deutsche Erdoel Ag | Verfahren zur Restausfoerderung von Erdoellagerstaetten |
US3316344A (en) * | 1965-04-26 | 1967-04-25 | Central Electr Generat Board | Prevention of icing of electrical conductors |
US3342267A (en) | 1965-04-29 | 1967-09-19 | Gerald S Cotter | Turbo-generator heater for oil and gas wells and pipe lines |
US3278234A (en) * | 1965-05-17 | 1966-10-11 | Pittsburgh Plate Glass Co | Solution mining of potassium chloride |
US3352355A (en) | 1965-06-23 | 1967-11-14 | Dow Chemical Co | Method of recovery of hydrocarbons from solid hydrocarbonaceous formations |
US3349845A (en) | 1965-10-22 | 1967-10-31 | Sinclair Oil & Gas Company | Method of establishing communication between wells |
US3379248A (en) | 1965-12-10 | 1968-04-23 | Mobil Oil Corp | In situ combustion process utilizing waste heat |
US3424254A (en) * | 1965-12-29 | 1969-01-28 | Major Walter Huff | Cryogenic method and apparatus for drilling hot geothermal zones |
US3386508A (en) | 1966-02-21 | 1968-06-04 | Exxon Production Research Co | Process and system for the recovery of viscous oil |
US3362751A (en) * | 1966-02-28 | 1968-01-09 | Tinlin William | Method and system for recovering shale oil and gas |
US3595082A (en) | 1966-03-04 | 1971-07-27 | Gulf Oil Corp | Temperature measuring apparatus |
US3410977A (en) | 1966-03-28 | 1968-11-12 | Ando Masao | Method of and apparatus for heating the surface part of various construction materials |
DE1615192B1 (de) | 1966-04-01 | 1970-08-20 | Chisso Corp | Induktiv beheiztes Heizrohr |
US3513913A (en) | 1966-04-19 | 1970-05-26 | Shell Oil Co | Oil recovery from oil shales by transverse combustion |
US3372754A (en) | 1966-05-31 | 1968-03-12 | Mobil Oil Corp | Well assembly for heating a subterranean formation |
US3399623A (en) | 1966-07-14 | 1968-09-03 | James R. Creed | Apparatus for and method of producing viscid oil |
US3465819A (en) | 1967-02-13 | 1969-09-09 | American Oil Shale Corp | Use of nuclear detonations in producing hydrocarbons from an underground formation |
US3389975A (en) | 1967-03-10 | 1968-06-25 | Sinclair Research Inc | Process for the recovery of aluminum values from retorted shale and conversion of sodium aluminate to sodium aluminum carbonate hydroxide |
NL6803827A (ru) | 1967-03-22 | 1968-09-23 | ||
US3528501A (en) | 1967-08-04 | 1970-09-15 | Phillips Petroleum Co | Recovery of oil from oil shale |
US3434541A (en) | 1967-10-11 | 1969-03-25 | Mobil Oil Corp | In situ combustion process |
US3485300A (en) | 1967-12-20 | 1969-12-23 | Phillips Petroleum Co | Method and apparatus for defoaming crude oil down hole |
US3477058A (en) | 1968-02-01 | 1969-11-04 | Gen Electric | Magnesia insulated heating elements and methods of production |
US3580987A (en) | 1968-03-26 | 1971-05-25 | Pirelli | Electric cable |
US3455383A (en) | 1968-04-24 | 1969-07-15 | Shell Oil Co | Method of producing fluidized material from a subterranean formation |
US3578080A (en) | 1968-06-10 | 1971-05-11 | Shell Oil Co | Method of producing shale oil from an oil shale formation |
US3529682A (en) | 1968-10-03 | 1970-09-22 | Bell Telephone Labor Inc | Location detection and guidance systems for burrowing device |
US3537528A (en) | 1968-10-14 | 1970-11-03 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from an exfoliated oil shale formation |
US3593789A (en) | 1968-10-18 | 1971-07-20 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from an oil shale formation |
US3502372A (en) | 1968-10-23 | 1970-03-24 | Shell Oil Co | Process of recovering oil and dawsonite from oil shale |
US3565171A (en) * | 1968-10-23 | 1971-02-23 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from a subterranean oil shale formation |
US3554285A (en) * | 1968-10-24 | 1971-01-12 | Phillips Petroleum Co | Production and upgrading of heavy viscous oils |
US3629551A (en) | 1968-10-29 | 1971-12-21 | Chisso Corp | Controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin-effect current |
US3501201A (en) * | 1968-10-30 | 1970-03-17 | Shell Oil Co | Method of producing shale oil from a subterranean oil shale formation |
US3540999A (en) * | 1969-01-15 | 1970-11-17 | Universal Oil Prod Co | Jet fuel kerosene and gasoline production from gas oils |
US3562401A (en) | 1969-03-03 | 1971-02-09 | Union Carbide Corp | Low temperature electric transmission systems |
US3614986A (en) | 1969-03-03 | 1971-10-26 | Electrothermic Co | Method for injecting heated fluids into mineral bearing formations |
US3542131A (en) | 1969-04-01 | 1970-11-24 | Mobil Oil Corp | Method of recovering hydrocarbons from oil shale |
US3547192A (en) | 1969-04-04 | 1970-12-15 | Shell Oil Co | Method of metal coating and electrically heating a subterranean earth formation |
US3618663A (en) | 1969-05-01 | 1971-11-09 | Phillips Petroleum Co | Shale oil production |
US3605890A (en) | 1969-06-04 | 1971-09-20 | Chevron Res | Hydrogen production from a kerogen-depleted shale formation |
US3572838A (en) * | 1969-07-07 | 1971-03-30 | Shell Oil Co | Recovery of aluminum compounds and oil from oil shale formations |
US3599714A (en) | 1969-09-08 | 1971-08-17 | Roger L Messman | Method of recovering hydrocarbons by in situ combustion |
US3614387A (en) | 1969-09-22 | 1971-10-19 | Watlow Electric Mfg Co | Electrical heater with an internal thermocouple |
US3547193A (en) | 1969-10-08 | 1970-12-15 | Electrothermic Co | Method and apparatus for recovery of minerals from sub-surface formations using electricity |
US3702886A (en) | 1969-10-10 | 1972-11-14 | Mobil Oil Corp | Crystalline zeolite zsm-5 and method of preparing the same |
US3661423A (en) | 1970-02-12 | 1972-05-09 | Occidental Petroleum Corp | In situ process for recovery of carbonaceous materials from subterranean deposits |
JPS4829418B1 (ru) * | 1970-03-04 | 1973-09-10 | ||
US3709979A (en) | 1970-04-23 | 1973-01-09 | Mobil Oil Corp | Crystalline zeolite zsm-11 |
US3759574A (en) * | 1970-09-24 | 1973-09-18 | Shell Oil Co | Method of producing hydrocarbons from an oil shale formation |
US4305463A (en) | 1979-10-31 | 1981-12-15 | Oil Trieval Corporation | Oil recovery method and apparatus |
US3679812A (en) | 1970-11-13 | 1972-07-25 | Schlumberger Technology Corp | Electrical suspension cable for well tools |
US3680633A (en) | 1970-12-28 | 1972-08-01 | Sun Oil Co Delaware | Situ combustion initiation process |
US3675715A (en) | 1970-12-30 | 1972-07-11 | Forrester A Clark | Processes for secondarily recovering oil |
US3770614A (en) | 1971-01-15 | 1973-11-06 | Mobil Oil Corp | Split feed reforming and n-paraffin elimination from low boiling reformate |
US3832449A (en) | 1971-03-18 | 1974-08-27 | Mobil Oil Corp | Crystalline zeolite zsm{14 12 |
US3748251A (en) * | 1971-04-20 | 1973-07-24 | Mobil Oil Corp | Dual riser fluid catalytic cracking with zsm-5 zeolite |
US3700280A (en) | 1971-04-28 | 1972-10-24 | Shell Oil Co | Method of producing oil from an oil shale formation containing nahcolite and dawsonite |
US3774701A (en) * | 1971-05-07 | 1973-11-27 | C Weaver | Method and apparatus for drilling |
US3770398A (en) | 1971-09-17 | 1973-11-06 | Cities Service Oil Co | In situ coal gasification process |
US3812913A (en) * | 1971-10-18 | 1974-05-28 | Sun Oil Co | Method of formation consolidation |
US3893918A (en) | 1971-11-22 | 1975-07-08 | Engineering Specialties Inc | Method for separating material leaving a well |
US3766982A (en) | 1971-12-27 | 1973-10-23 | Justheim Petrol Co | Method for the in-situ treatment of hydrocarbonaceous materials |
US3759328A (en) | 1972-05-11 | 1973-09-18 | Shell Oil Co | Laterally expanding oil shale permeabilization |
US3794116A (en) * | 1972-05-30 | 1974-02-26 | Atomic Energy Commission | Situ coal bed gasification |
US3757860A (en) | 1972-08-07 | 1973-09-11 | Atlantic Richfield Co | Well heating |
US3779602A (en) | 1972-08-07 | 1973-12-18 | Shell Oil Co | Process for solution mining nahcolite |
US3809159A (en) | 1972-10-02 | 1974-05-07 | Continental Oil Co | Process for simultaneously increasing recovery and upgrading oil in a reservoir |
US3804172A (en) * | 1972-10-11 | 1974-04-16 | Shell Oil Co | Method for the recovery of oil from oil shale |
US3794113A (en) * | 1972-11-13 | 1974-02-26 | Mobil Oil Corp | Combination in situ combustion displacement and steam stimulation of producing wells |
US3804169A (en) | 1973-02-07 | 1974-04-16 | Shell Oil Co | Spreading-fluid recovery of subterranean oil |
US3947683A (en) | 1973-06-05 | 1976-03-30 | Texaco Inc. | Combination of epithermal and inelastic neutron scattering methods to locate coal and oil shale zones |
US4076761A (en) | 1973-08-09 | 1978-02-28 | Mobil Oil Corporation | Process for the manufacture of gasoline |
US4016245A (en) | 1973-09-04 | 1977-04-05 | Mobil Oil Corporation | Crystalline zeolite and method of preparing same |
US3881551A (en) | 1973-10-12 | 1975-05-06 | Ruel C Terry | Method of extracting immobile hydrocarbons |
US3853185A (en) | 1973-11-30 | 1974-12-10 | Continental Oil Co | Guidance system for a horizontal drilling apparatus |
US3907045A (en) | 1973-11-30 | 1975-09-23 | Continental Oil Co | Guidance system for a horizontal drilling apparatus |
US3882941A (en) | 1973-12-17 | 1975-05-13 | Cities Service Res & Dev Co | In situ production of bitumen from oil shale |
US3922148A (en) | 1974-05-16 | 1975-11-25 | Texaco Development Corp | Production of methane-rich gas |
US3948755A (en) | 1974-05-31 | 1976-04-06 | Standard Oil Company | Process for recovering and upgrading hydrocarbons from oil shale and tar sands |
US3894769A (en) * | 1974-06-06 | 1975-07-15 | Shell Oil Co | Recovering oil from a subterranean carbonaceous formation |
US3948758A (en) | 1974-06-17 | 1976-04-06 | Mobil Oil Corporation | Production of alkyl aromatic hydrocarbons |
US4006778A (en) * | 1974-06-21 | 1977-02-08 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Thermal recovery of hydrocarbon from tar sands |
US4026357A (en) | 1974-06-26 | 1977-05-31 | Texaco Exploration Canada Ltd. | In situ gasification of solid hydrocarbon materials in a subterranean formation |
US4029360A (en) | 1974-07-26 | 1977-06-14 | Occidental Oil Shale, Inc. | Method of recovering oil and water from in situ oil shale retort flue gas |
US4005752A (en) | 1974-07-26 | 1977-02-01 | Occidental Petroleum Corporation | Method of igniting in situ oil shale retort with fuel rich flue gas |
US3941421A (en) | 1974-08-13 | 1976-03-02 | Occidental Petroleum Corporation | Apparatus for obtaining uniform gas flow through an in situ oil shale retort |
GB1454324A (en) | 1974-08-14 | 1976-11-03 | Iniex | Recovering combustible gases from underground deposits of coal or bituminous shale |
US3948319A (en) | 1974-10-16 | 1976-04-06 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for producing fluid by varying current flow through subterranean source formation |
AR205595A1 (es) | 1974-11-06 | 1976-05-14 | Haldor Topsoe As | Procedimiento para preparar gases rico en metano |
US3933447A (en) * | 1974-11-08 | 1976-01-20 | The United States Of America As Represented By The United States Energy Research And Development Administration | Underground gasification of coal |
US4138442A (en) | 1974-12-05 | 1979-02-06 | Mobil Oil Corporation | Process for the manufacture of gasoline |
US3952802A (en) | 1974-12-11 | 1976-04-27 | In Situ Technology, Inc. | Method and apparatus for in situ gasification of coal and the commercial products derived therefrom |
US3986556A (en) | 1975-01-06 | 1976-10-19 | Haynes Charles A | Hydrocarbon recovery from earth strata |
US4042026A (en) | 1975-02-08 | 1977-08-16 | Deutsche Texaco Aktiengesellschaft | Method for initiating an in-situ recovery process by the introduction of oxygen |
US4096163A (en) | 1975-04-08 | 1978-06-20 | Mobil Oil Corporation | Conversion of synthesis gas to hydrocarbon mixtures |
US3924680A (en) | 1975-04-23 | 1975-12-09 | In Situ Technology Inc | Method of pyrolysis of coal in situ |
US3973628A (en) | 1975-04-30 | 1976-08-10 | New Mexico Tech Research Foundation | In situ solution mining of coal |
US3989108A (en) * | 1975-05-16 | 1976-11-02 | Texaco Inc. | Water exclusion method for hydrocarbon production wells using freezing technique |
US4016239A (en) | 1975-05-22 | 1977-04-05 | Union Oil Company Of California | Recarbonation of spent oil shale |
US3987851A (en) | 1975-06-02 | 1976-10-26 | Shell Oil Company | Serially burning and pyrolyzing to produce shale oil from a subterranean oil shale |
US3986557A (en) | 1975-06-06 | 1976-10-19 | Atlantic Richfield Company | Production of bitumen from tar sands |
CA1064890A (en) * | 1975-06-10 | 1979-10-23 | Mae K. Rubin | Crystalline zeolite, synthesis and use thereof |
US3950029A (en) | 1975-06-12 | 1976-04-13 | Mobil Oil Corporation | In situ retorting of oil shale |
US3993132A (en) | 1975-06-18 | 1976-11-23 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Thermal recovery of hydrocarbons from tar sands |
US4069868A (en) | 1975-07-14 | 1978-01-24 | In Situ Technology, Inc. | Methods of fluidized production of coal in situ |
BE832017A (fr) * | 1975-07-31 | 1975-11-17 | Nouveau procede d'exploitation d'un gisement de houille ou de lignite par gazefication souterraine sous haute pression | |
US4199024A (en) | 1975-08-07 | 1980-04-22 | World Energy Systems | Multistage gas generator |
US3954140A (en) | 1975-08-13 | 1976-05-04 | Hendrick Robert P | Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction |
US3986349A (en) | 1975-09-15 | 1976-10-19 | Chevron Research Company | Method of power generation via coal gasification and liquid hydrocarbon synthesis |
US4037658A (en) * | 1975-10-30 | 1977-07-26 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from an underground formation |
US3994341A (en) | 1975-10-30 | 1976-11-30 | Chevron Research Company | Recovering viscous petroleum from thick tar sand |
US3994340A (en) | 1975-10-30 | 1976-11-30 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from tar sand |
US4087130A (en) | 1975-11-03 | 1978-05-02 | Occidental Petroleum Corporation | Process for the gasification of coal in situ |
US4018279A (en) * | 1975-11-12 | 1977-04-19 | Reynolds Merrill J | In situ coal combustion heat recovery method |
US4018280A (en) * | 1975-12-10 | 1977-04-19 | Mobil Oil Corporation | Process for in situ retorting of oil shale |
US3992474A (en) * | 1975-12-15 | 1976-11-16 | Uop Inc. | Motor fuel production with fluid catalytic cracking of high-boiling alkylate |
US4019575A (en) | 1975-12-22 | 1977-04-26 | Chevron Research Company | System for recovering viscous petroleum from thick tar sand |
US4017319A (en) | 1976-01-06 | 1977-04-12 | General Electric Company | Si3 N4 formed by nitridation of sintered silicon compact containing boron |
US3999607A (en) | 1976-01-22 | 1976-12-28 | Exxon Research And Engineering Company | Recovery of hydrocarbons from coal |
US4031956A (en) | 1976-02-12 | 1977-06-28 | In Situ Technology, Inc. | Method of recovering energy from subsurface petroleum reservoirs |
US4008762A (en) * | 1976-02-26 | 1977-02-22 | Fisher Sidney T | Extraction of hydrocarbons in situ from underground hydrocarbon deposits |
US4010800A (en) | 1976-03-08 | 1977-03-08 | In Situ Technology, Inc. | Producing thin seams of coal in situ |
US4048637A (en) | 1976-03-23 | 1977-09-13 | Westinghouse Electric Corporation | Radar system for detecting slowly moving targets |
DE2615874B2 (de) | 1976-04-10 | 1978-10-19 | Deutsche Texaco Ag, 2000 Hamburg | Anwendung eines Verfahrens zum Gewinnen von Erdöl und Bitumen aus unterirdischen Lagerstätten mittels einer Verbrennungfront bei Lagerstätten beliebigen Gehalts an intermediären Kohlenwasserstoffen im Rohöl bzw. Bitumen |
GB1544245A (en) * | 1976-05-21 | 1979-04-19 | British Gas Corp | Production of substitute natural gas |
US4049053A (en) | 1976-06-10 | 1977-09-20 | Fisher Sidney T | Recovery of hydrocarbons from partially exhausted oil wells by mechanical wave heating |
US4487257A (en) * | 1976-06-17 | 1984-12-11 | Raytheon Company | Apparatus and method for production of organic products from kerogen |
US4193451A (en) | 1976-06-17 | 1980-03-18 | The Badger Company, Inc. | Method for production of organic products from kerogen |
US4067390A (en) * | 1976-07-06 | 1978-01-10 | Technology Application Services Corporation | Apparatus and method for the recovery of fuel products from subterranean deposits of carbonaceous matter using a plasma arc |
US4057293A (en) | 1976-07-12 | 1977-11-08 | Garrett Donald E | Process for in situ conversion of coal or the like into oil and gas |
US4043393A (en) * | 1976-07-29 | 1977-08-23 | Fisher Sidney T | Extraction from underground coal deposits |
US4091869A (en) | 1976-09-07 | 1978-05-30 | Exxon Production Research Company | In situ process for recovery of carbonaceous materials from subterranean deposits |
US4059308A (en) | 1976-11-15 | 1977-11-22 | Trw Inc. | Pressure swing recovery system for oil shale deposits |
US4083604A (en) | 1976-11-15 | 1978-04-11 | Trw Inc. | Thermomechanical fracture for recovery system in oil shale deposits |
US4065183A (en) * | 1976-11-15 | 1977-12-27 | Trw Inc. | Recovery system for oil shale deposits |
US4064943A (en) * | 1976-12-06 | 1977-12-27 | Shell Oil Co | Plugging permeable earth formation with wax |
US4089374A (en) | 1976-12-16 | 1978-05-16 | In Situ Technology, Inc. | Producing methane from coal in situ |
US4084637A (en) | 1976-12-16 | 1978-04-18 | Petro Canada Exploration Inc. | Method of producing viscous materials from subterranean formations |
US4093026A (en) | 1977-01-17 | 1978-06-06 | Occidental Oil Shale, Inc. | Removal of sulfur dioxide from process gas using treated oil shale and water |
US4277416A (en) | 1977-02-17 | 1981-07-07 | Aminoil, Usa, Inc. | Process for producing methanol |
US4085803A (en) * | 1977-03-14 | 1978-04-25 | Exxon Production Research Company | Method for oil recovery using a horizontal well with indirect heating |
US4099567A (en) | 1977-05-27 | 1978-07-11 | In Situ Technology, Inc. | Generating medium BTU gas from coal in situ |
US4169506A (en) * | 1977-07-15 | 1979-10-02 | Standard Oil Company (Indiana) | In situ retorting of oil shale and energy recovery |
US4140180A (en) | 1977-08-29 | 1979-02-20 | Iit Research Institute | Method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
US4144935A (en) | 1977-08-29 | 1979-03-20 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
NL181941C (nl) * | 1977-09-16 | 1987-12-01 | Ir Arnold Willem Josephus Grup | Werkwijze voor het ondergronds vergassen van steenkool of bruinkool. |
US4125159A (en) | 1977-10-17 | 1978-11-14 | Vann Roy Randell | Method and apparatus for isolating and treating subsurface stratas |
SU915451A1 (ru) * | 1977-10-21 | 1988-08-23 | Vnii Ispolzovania | Способ подземной газификации топлива |
US4119349A (en) | 1977-10-25 | 1978-10-10 | Gulf Oil Corporation | Method and apparatus for recovery of fluids produced in in-situ retorting of oil shale |
US4114688A (en) | 1977-12-05 | 1978-09-19 | In Situ Technology Inc. | Minimizing environmental effects in production and use of coal |
US4158467A (en) | 1977-12-30 | 1979-06-19 | Gulf Oil Corporation | Process for recovering shale oil |
US4148359A (en) * | 1978-01-30 | 1979-04-10 | Shell Oil Company | Pressure-balanced oil recovery process for water productive oil shale |
SU680357A1 (ru) * | 1978-01-30 | 1981-08-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательскийи Проектный Институт Галургии | Способ подземного растворени соли |
FR2420024A1 (fr) * | 1978-03-16 | 1979-10-12 | Neftegazovy N Iss I | Procede de thermo-extraction de petrole par mines |
DE2812490A1 (de) | 1978-03-22 | 1979-09-27 | Texaco Ag | Verfahren zur ermittlung der raeumlichen ausdehnung von untertaegigen reaktionen |
JPS54128401A (en) * | 1978-03-27 | 1979-10-05 | Texaco Development Corp | Recovery of oil from underground |
US4160479A (en) * | 1978-04-24 | 1979-07-10 | Richardson Reginald D | Heavy oil recovery process |
US4197911A (en) | 1978-05-09 | 1980-04-15 | Ramcor, Inc. | Process for in situ coal gasification |
US4228853A (en) | 1978-06-21 | 1980-10-21 | Harvey A Herbert | Petroleum production method |
US4186801A (en) * | 1978-12-18 | 1980-02-05 | Gulf Research And Development Company | In situ combustion process for the recovery of liquid carbonaceous fuels from subterranean formations |
US4185692A (en) | 1978-07-14 | 1980-01-29 | In Situ Technology, Inc. | Underground linkage of wells for production of coal in situ |
US4184548A (en) * | 1978-07-17 | 1980-01-22 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for determining the position and inclination of a flame front during in situ combustion of an oil shale retort |
US4183405A (en) * | 1978-10-02 | 1980-01-15 | Magnie Robert L | Enhanced recoveries of petroleum and hydrogen from underground reservoirs |
US4446917A (en) | 1978-10-04 | 1984-05-08 | Todd John C | Method and apparatus for producing viscous or waxy crude oils |
ES474736A1 (es) * | 1978-10-31 | 1979-04-01 | Empresa Nacional Aluminio | Sistema de generacion y autocontrol de la forma de onda y - tension o corriente aplicable a procesos de coloracion elec-trolitica del aluminio anodizado. |
US4311340A (en) * | 1978-11-27 | 1982-01-19 | Lyons William C | Uranium leeching process and insitu mining |
NL7811732A (nl) | 1978-11-30 | 1980-06-03 | Stamicarbon | Werkwijze voor de omzetting van dimethylether. |
JPS5576586A (en) | 1978-12-01 | 1980-06-09 | Tokyo Shibaura Electric Co | Heater |
US4457365A (en) | 1978-12-07 | 1984-07-03 | Raytheon Company | In situ radio frequency selective heating system |
US4299086A (en) | 1978-12-07 | 1981-11-10 | Gulf Research & Development Company | Utilization of energy obtained by substoichiometric combustion of low heating value gases |
US4265307A (en) | 1978-12-20 | 1981-05-05 | Standard Oil Company | Shale oil recovery |
US4194562A (en) | 1978-12-21 | 1980-03-25 | Texaco Inc. | Method for preconditioning a subterranean oil-bearing formation prior to in-situ combustion |
US4258955A (en) * | 1978-12-26 | 1981-03-31 | Mobil Oil Corporation | Process for in-situ leaching of uranium |
US4274487A (en) | 1979-01-11 | 1981-06-23 | Standard Oil Company (Indiana) | Indirect thermal stimulation of production wells |
US4232902A (en) * | 1979-02-09 | 1980-11-11 | Ppg Industries, Inc. | Solution mining water soluble salts at high temperatures |
US4324292A (en) | 1979-02-21 | 1982-04-13 | University Of Utah | Process for recovering products from oil shale |
US4289354A (en) * | 1979-02-23 | 1981-09-15 | Edwin G. Higgins, Jr. | Borehole mining of solid mineral resources |
US4282587A (en) | 1979-05-21 | 1981-08-04 | Daniel Silverman | Method for monitoring the recovery of minerals from shallow geological formations |
US4254287A (en) * | 1979-07-05 | 1981-03-03 | Conoco, Inc. | Removal of catalyst from ethoxylates by centrifugation |
US4241787A (en) * | 1979-07-06 | 1980-12-30 | Price Ernest H | Downhole separator for wells |
US4290650A (en) * | 1979-08-03 | 1981-09-22 | Ppg Industries Canada Ltd. | Subterranean cavity chimney development for connecting solution mined cavities |
US4228854A (en) | 1979-08-13 | 1980-10-21 | Alberta Research Council | Enhanced oil recovery using electrical means |
US4256945A (en) * | 1979-08-31 | 1981-03-17 | Iris Associates | Alternating current electrically resistive heating element having intrinsic temperature control |
US4701587A (en) | 1979-08-31 | 1987-10-20 | Metcal, Inc. | Shielded heating element having intrinsic temperature control |
US4549396A (en) | 1979-10-01 | 1985-10-29 | Mobil Oil Corporation | Conversion of coal to electricity |
US4368114A (en) | 1979-12-05 | 1983-01-11 | Mobil Oil Corporation | Octane and total yield improvement in catalytic cracking |
US4250230A (en) | 1979-12-10 | 1981-02-10 | In Situ Technology, Inc. | Generating electricity from coal in situ |
US4250962A (en) * | 1979-12-14 | 1981-02-17 | Gulf Research & Development Company | In situ combustion process for the recovery of liquid carbonaceous fuels from subterranean formations |
US4398151A (en) | 1980-01-25 | 1983-08-09 | Shell Oil Company | Method for correcting an electrical log for the presence of shale in a formation |
US4359687A (en) | 1980-01-25 | 1982-11-16 | Shell Oil Company | Method and apparatus for determining shaliness and oil saturations in earth formations using induced polarization in the frequency domain |
USRE30738E (en) | 1980-02-06 | 1981-09-08 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
US4303126A (en) | 1980-02-27 | 1981-12-01 | Chevron Research Company | Arrangement of wells for producing subsurface viscous petroleum |
US4269697A (en) * | 1980-02-27 | 1981-05-26 | Mobil Oil Corporation | Low pour point heavy oils |
US4375302A (en) * | 1980-03-03 | 1983-03-01 | Nicholas Kalmar | Process for the in situ recovery of both petroleum and inorganic mineral content of an oil shale deposit |
US4445574A (en) | 1980-03-24 | 1984-05-01 | Geo Vann, Inc. | Continuous borehole formed horizontally through a hydrocarbon producing formation |
US4417782A (en) | 1980-03-31 | 1983-11-29 | Raychem Corporation | Fiber optic temperature sensing |
FR2480300B1 (fr) * | 1980-04-09 | 1985-06-07 | Inst Francais Du Petrole | Procede de valorisation d'huiles lourdes |
CA1168283A (en) | 1980-04-14 | 1984-05-29 | Hiroshi Teratani | Electrode device for electrically heating underground deposits of hydrocarbons |
US4273188A (en) | 1980-04-30 | 1981-06-16 | Gulf Research & Development Company | In situ combustion process for the recovery of liquid carbonaceous fuels from subterranean formations |
US4306621A (en) | 1980-05-23 | 1981-12-22 | Boyd R Michael | Method for in situ coal gasification operations |
US4287957A (en) * | 1980-05-27 | 1981-09-08 | Evans Robert F | Cooling a drilling tool component with a separate flow stream of reduced-temperature gaseous drilling fluid |
US4409090A (en) | 1980-06-02 | 1983-10-11 | University Of Utah | Process for recovering products from tar sand |
CA1165361A (en) | 1980-06-03 | 1984-04-10 | Toshiyuki Kobayashi | Electrode unit for electrically heating underground hydrocarbon deposits |
US4381641A (en) | 1980-06-23 | 1983-05-03 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases |
CA1183909A (en) * | 1980-06-30 | 1985-03-12 | Vernon L. Heeren | Rf applicator for in situ heating |
US4310440A (en) * | 1980-07-07 | 1982-01-12 | Union Carbide Corporation | Crystalline metallophosphate compositions |
US4401099A (en) | 1980-07-11 | 1983-08-30 | W.B. Combustion, Inc. | Single-ended recuperative radiant tube assembly and method |
US4299285A (en) | 1980-07-21 | 1981-11-10 | Gulf Research & Development Company | Underground gasification of bituminous coal |
US4396062A (en) | 1980-10-06 | 1983-08-02 | University Of Utah Research Foundation | Apparatus and method for time-domain tracking of high-speed chemical reactions |
US4353418A (en) | 1980-10-20 | 1982-10-12 | Standard Oil Company (Indiana) | In situ retorting of oil shale |
US4384613A (en) * | 1980-10-24 | 1983-05-24 | Terra Tek, Inc. | Method of in-situ retorting of carbonaceous material for recovery of organic liquids and gases |
US4401163A (en) | 1980-12-29 | 1983-08-30 | The Standard Oil Company | Modified in situ retorting of oil shale |
US4385661A (en) | 1981-01-07 | 1983-05-31 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Downhole steam generator with improved preheating, combustion and protection features |
US4448251A (en) * | 1981-01-08 | 1984-05-15 | Uop Inc. | In situ conversion of hydrocarbonaceous oil |
US4423311A (en) | 1981-01-19 | 1983-12-27 | Varney Sr Paul | Electric heating apparatus for de-icing pipes |
US4366668A (en) * | 1981-02-25 | 1983-01-04 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases |
US4382469A (en) | 1981-03-10 | 1983-05-10 | Electro-Petroleum, Inc. | Method of in situ gasification |
US4363361A (en) | 1981-03-19 | 1982-12-14 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases |
US4390067A (en) | 1981-04-06 | 1983-06-28 | Exxon Production Research Co. | Method of treating reservoirs containing very viscous crude oil or bitumen |
US4399866A (en) | 1981-04-10 | 1983-08-23 | Atlantic Richfield Company | Method for controlling the flow of subterranean water into a selected zone in a permeable subterranean carbonaceous deposit |
US4444255A (en) | 1981-04-20 | 1984-04-24 | Lloyd Geoffrey | Apparatus and process for the recovery of oil |
US4380930A (en) | 1981-05-01 | 1983-04-26 | Mobil Oil Corporation | System for transmitting ultrasonic energy through core samples |
US4378048A (en) | 1981-05-08 | 1983-03-29 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases using different platinum catalysts |
US4429745A (en) | 1981-05-08 | 1984-02-07 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery method |
US4384614A (en) | 1981-05-11 | 1983-05-24 | Justheim Pertroleum Company | Method of retorting oil shale by velocity flow of super-heated air |
US4437519A (en) * | 1981-06-03 | 1984-03-20 | Occidental Oil Shale, Inc. | Reduction of shale oil pour point |
US4428700A (en) | 1981-08-03 | 1984-01-31 | E. R. Johnson Associates, Inc. | Method for disposing of waste materials |
US4456065A (en) | 1981-08-20 | 1984-06-26 | Elektra Energie A.G. | Heavy oil recovering |
US4344483A (en) * | 1981-09-08 | 1982-08-17 | Fisher Charles B | Multiple-site underground magnetic heating of hydrocarbons |
US4452491A (en) | 1981-09-25 | 1984-06-05 | Intercontinental Econergy Associates, Inc. | Recovery of hydrocarbons from deep underground deposits of tar sands |
US4425967A (en) * | 1981-10-07 | 1984-01-17 | Standard Oil Company (Indiana) | Ignition procedure and process for in situ retorting of oil shale |
US4605680A (en) | 1981-10-13 | 1986-08-12 | Chevron Research Company | Conversion of synthesis gas to diesel fuel and gasoline |
JPS6053159B2 (ja) * | 1981-10-20 | 1985-11-22 | 三菱電機株式会社 | 炭化水素系地下資源の電気加熱方法 |
US4410042A (en) | 1981-11-02 | 1983-10-18 | Mobil Oil Corporation | In-situ combustion method for recovery of heavy oil utilizing oxygen and carbon dioxide as initial oxidant |
US4444258A (en) * | 1981-11-10 | 1984-04-24 | Nicholas Kalmar | In situ recovery of oil from oil shale |
US4388176A (en) * | 1981-11-19 | 1983-06-14 | Texaco Inc. | Hydrocarbon conversion process |
US4418752A (en) | 1982-01-07 | 1983-12-06 | Conoco Inc. | Thermal oil recovery with solvent recirculation |
FR2519688A1 (fr) | 1982-01-08 | 1983-07-18 | Elf Aquitaine | Systeme d'etancheite pour puits de forage dans lequel circule un fluide chaud |
US4397732A (en) | 1982-02-11 | 1983-08-09 | International Coal Refining Company | Process for coal liquefaction employing selective coal feed |
US4551226A (en) | 1982-02-26 | 1985-11-05 | Chevron Research Company | Heat exchanger antifoulant |
US4530401A (en) | 1982-04-05 | 1985-07-23 | Mobil Oil Corporation | Method for maximum in-situ visbreaking of heavy oil |
CA1196594A (en) | 1982-04-08 | 1985-11-12 | Guy Savard | Recovery of oil from tar sands |
US4537252A (en) | 1982-04-23 | 1985-08-27 | Standard Oil Company (Indiana) | Method of underground conversion of coal |
US4491179A (en) | 1982-04-26 | 1985-01-01 | Pirson Sylvain J | Method for oil recovery by in situ exfoliation drive |
US4455215A (en) | 1982-04-29 | 1984-06-19 | Jarrott David M | Process for the geoconversion of coal into oil |
US4412585A (en) | 1982-05-03 | 1983-11-01 | Cities Service Company | Electrothermal process for recovering hydrocarbons |
US4524826A (en) | 1982-06-14 | 1985-06-25 | Texaco Inc. | Method of heating an oil shale formation |
US4457374A (en) | 1982-06-29 | 1984-07-03 | Standard Oil Company | Transient response process for detecting in situ retorting conditions |
US4442896A (en) | 1982-07-21 | 1984-04-17 | Reale Lucio V | Treatment of underground beds |
US4440871A (en) | 1982-07-26 | 1984-04-03 | Union Carbide Corporation | Crystalline silicoaluminophosphates |
US4407973A (en) | 1982-07-28 | 1983-10-04 | The M. W. Kellogg Company | Methanol from coal and natural gas |
US4479541A (en) | 1982-08-23 | 1984-10-30 | Wang Fun Den | Method and apparatus for recovery of oil, gas and mineral deposits by panel opening |
US4460044A (en) | 1982-08-31 | 1984-07-17 | Chevron Research Company | Advancing heated annulus steam drive |
US4458767A (en) | 1982-09-28 | 1984-07-10 | Mobil Oil Corporation | Method for directionally drilling a first well to intersect a second well |
US4485868A (en) * | 1982-09-29 | 1984-12-04 | Iit Research Institute | Method for recovery of viscous hydrocarbons by electromagnetic heating in situ |
CA1214815A (en) | 1982-09-30 | 1986-12-02 | John F. Krumme | Autoregulating electrically shielded heater |
US4695713A (en) | 1982-09-30 | 1987-09-22 | Metcal, Inc. | Autoregulating, electrically shielded heater |
US4927857A (en) | 1982-09-30 | 1990-05-22 | Engelhard Corporation | Method of methanol production |
US4498531A (en) * | 1982-10-01 | 1985-02-12 | Rockwell International Corporation | Emission controller for indirect fired downhole steam generators |
US4485869A (en) | 1982-10-22 | 1984-12-04 | Iit Research Institute | Recovery of liquid hydrocarbons from oil shale by electromagnetic heating in situ |
ATE21340T1 (de) | 1982-11-22 | 1986-08-15 | Shell Int Research | Verfahren zur herstellung eines fischer-tropsch- katalysators, der auf diese weise hergestellte katalysator und seine verwendung zur herstellung von kohlenwasserstoffen. |
US4474238A (en) | 1982-11-30 | 1984-10-02 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for treatment of subsurface formations |
US4498535A (en) | 1982-11-30 | 1985-02-12 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ controlled heat processing of hydrocarbonaceous formations with a controlled parameter line |
US4752673A (en) | 1982-12-01 | 1988-06-21 | Metcal, Inc. | Autoregulating heater |
US4436613A (en) * | 1982-12-03 | 1984-03-13 | Texaco Inc. | Two stage catalytic cracking process |
US4501326A (en) * | 1983-01-17 | 1985-02-26 | Gulf Canada Limited | In-situ recovery of viscous hydrocarbonaceous crude oil |
US4609041A (en) | 1983-02-10 | 1986-09-02 | Magda Richard M | Well hot oil system |
US4526615A (en) * | 1983-03-01 | 1985-07-02 | Johnson Paul H | Cellular heap leach process and apparatus |
US4640352A (en) * | 1983-03-21 | 1987-02-03 | Shell Oil Company | In-situ steam drive oil recovery process |
US4886118A (en) * | 1983-03-21 | 1989-12-12 | Shell Oil Company | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeability and subsequently produce oil |
US4500651A (en) * | 1983-03-31 | 1985-02-19 | Union Carbide Corporation | Titanium-containing molecular sieves |
US4458757A (en) | 1983-04-25 | 1984-07-10 | Exxon Research And Engineering Co. | In situ shale-oil recovery process |
US4545435A (en) | 1983-04-29 | 1985-10-08 | Iit Research Institute | Conduction heating of hydrocarbonaceous formations |
US4524827A (en) | 1983-04-29 | 1985-06-25 | Iit Research Institute | Single well stimulation for the recovery of liquid hydrocarbons from subsurface formations |
US4518548A (en) | 1983-05-02 | 1985-05-21 | Sulcon, Inc. | Method of overlaying sulphur concrete on horizontal and vertical surfaces |
US4436615A (en) * | 1983-05-09 | 1984-03-13 | United States Steel Corporation | Process for removing solids from coal tar |
US5073625A (en) | 1983-05-26 | 1991-12-17 | Metcal, Inc. | Self-regulating porous heating device |
EP0130671A3 (en) * | 1983-05-26 | 1986-12-17 | Metcal Inc. | Multiple temperature autoregulating heater |
US4794226A (en) | 1983-05-26 | 1988-12-27 | Metcal, Inc. | Self-regulating porous heater device |
DE3319732A1 (de) | 1983-05-31 | 1984-12-06 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Mittellastkraftwerk mit integrierter kohlevergasungsanlage zur erzeugung von strom und methanol |
US4658215A (en) | 1983-06-20 | 1987-04-14 | Shell Oil Company | Method for induced polarization logging |
US4583046A (en) | 1983-06-20 | 1986-04-15 | Shell Oil Company | Apparatus for focused electrode induced polarization logging |
US4717814A (en) * | 1983-06-27 | 1988-01-05 | Metcal, Inc. | Slotted autoregulating heater |
US4985313A (en) * | 1985-01-14 | 1991-01-15 | Raychem Limited | Wire and cable |
US5209987A (en) | 1983-07-08 | 1993-05-11 | Raychem Limited | Wire and cable |
US4598392A (en) | 1983-07-26 | 1986-07-01 | Mobil Oil Corporation | Vibratory signal sweep seismic prospecting method and apparatus |
US4501445A (en) | 1983-08-01 | 1985-02-26 | Cities Service Company | Method of in-situ hydrogenation of carbonaceous material |
US4573530A (en) | 1983-11-07 | 1986-03-04 | Mobil Oil Corporation | In-situ gasification of tar sands utilizing a combustible gas |
US4698149A (en) | 1983-11-07 | 1987-10-06 | Mobil Oil Corporation | Enhanced recovery of hydrocarbonaceous fluids oil shale |
US4489782A (en) | 1983-12-12 | 1984-12-25 | Atlantic Richfield Company | Viscous oil production using electrical current heating and lateral drain holes |
US4598772A (en) | 1983-12-28 | 1986-07-08 | Mobil Oil Corporation | Method for operating a production well in an oxygen driven in-situ combustion oil recovery process |
US4540882A (en) | 1983-12-29 | 1985-09-10 | Shell Oil Company | Method of determining drilling fluid invasion |
US4583242A (en) | 1983-12-29 | 1986-04-15 | Shell Oil Company | Apparatus for positioning a sample in a computerized axial tomographic scanner |
US4613754A (en) | 1983-12-29 | 1986-09-23 | Shell Oil Company | Tomographic calibration apparatus |
US4635197A (en) | 1983-12-29 | 1987-01-06 | Shell Oil Company | High resolution tomographic imaging method |
US4571491A (en) * | 1983-12-29 | 1986-02-18 | Shell Oil Company | Method of imaging the atomic number of a sample |
US4542648A (en) | 1983-12-29 | 1985-09-24 | Shell Oil Company | Method of correlating a core sample with its original position in a borehole |
US4662439A (en) | 1984-01-20 | 1987-05-05 | Amoco Corporation | Method of underground conversion of coal |
US4572229A (en) * | 1984-02-02 | 1986-02-25 | Thomas D. Mueller | Variable proportioner |
US4623401A (en) | 1984-03-06 | 1986-11-18 | Metcal, Inc. | Heat treatment with an autoregulating heater |
US4644283A (en) * | 1984-03-19 | 1987-02-17 | Shell Oil Company | In-situ method for determining pore size distribution, capillary pressure and permeability |
US4552214A (en) | 1984-03-22 | 1985-11-12 | Standard Oil Company (Indiana) | Pulsed in situ retorting in an array of oil shale retorts |
US4637464A (en) | 1984-03-22 | 1987-01-20 | Amoco Corporation | In situ retorting of oil shale with pulsed water purge |
US4570715A (en) | 1984-04-06 | 1986-02-18 | Shell Oil Company | Formation-tailored method and apparatus for uniformly heating long subterranean intervals at high temperature |
US4577690A (en) | 1984-04-18 | 1986-03-25 | Mobil Oil Corporation | Method of using seismic data to monitor firefloods |
US4592423A (en) | 1984-05-14 | 1986-06-03 | Texaco Inc. | Hydrocarbon stratum retorting means and method |
US4597441A (en) | 1984-05-25 | 1986-07-01 | World Energy Systems, Inc. | Recovery of oil by in situ hydrogenation |
US4663711A (en) | 1984-06-22 | 1987-05-05 | Shell Oil Company | Method of analyzing fluid saturation using computerized axial tomography |
US4577503A (en) | 1984-09-04 | 1986-03-25 | International Business Machines Corporation | Method and device for detecting a specific acoustic spectral feature |
US4577691A (en) * | 1984-09-10 | 1986-03-25 | Texaco Inc. | Method and apparatus for producing viscous hydrocarbons from a subterranean formation |
US4576231A (en) | 1984-09-13 | 1986-03-18 | Texaco Inc. | Method and apparatus for combating encroachment by in situ treated formations |
US4597444A (en) | 1984-09-21 | 1986-07-01 | Atlantic Richfield Company | Method for excavating a large diameter shaft into the earth and at least partially through an oil-bearing formation |
US4691771A (en) | 1984-09-25 | 1987-09-08 | Worldenergy Systems, Inc. | Recovery of oil by in-situ combustion followed by in-situ hydrogenation |
US4616705A (en) | 1984-10-05 | 1986-10-14 | Shell Oil Company | Mini-well temperature profiling process |
US4750990A (en) * | 1984-10-15 | 1988-06-14 | Uop Inc. | Membrane separation of hydrocarbons using cycloparaffinic solvents |
JPS61104582A (ja) | 1984-10-25 | 1986-05-22 | 株式会社デンソー | シ−ズヒ−タ |
US4598770A (en) | 1984-10-25 | 1986-07-08 | Mobil Oil Corporation | Thermal recovery method for viscous oil |
US4572299A (en) | 1984-10-30 | 1986-02-25 | Shell Oil Company | Heater cable installation |
US4669542A (en) | 1984-11-21 | 1987-06-02 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous recovery of crude from multiple zones in a reservoir |
US4634187A (en) * | 1984-11-21 | 1987-01-06 | Isl Ventures, Inc. | Method of in-situ leaching of ores |
US4585066A (en) | 1984-11-30 | 1986-04-29 | Shell Oil Company | Well treating process for installing a cable bundle containing strands of changing diameter |
US4704514A (en) | 1985-01-11 | 1987-11-03 | Egmond Cor F Van | Heating rate variant elongated electrical resistance heater |
US4645906A (en) * | 1985-03-04 | 1987-02-24 | Thermon Manufacturing Company | Reduced resistance skin effect heat generating system |
US4698583A (en) | 1985-03-26 | 1987-10-06 | Raychem Corporation | Method of monitoring a heater for faults |
US4785163A (en) | 1985-03-26 | 1988-11-15 | Raychem Corporation | Method for monitoring a heater |
US4733057A (en) | 1985-04-19 | 1988-03-22 | Raychem Corporation | Sheet heater |
US4671102A (en) | 1985-06-18 | 1987-06-09 | Shell Oil Company | Method and apparatus for determining distribution of fluids |
US4626665A (en) | 1985-06-24 | 1986-12-02 | Shell Oil Company | Metal oversheathed electrical resistance heater |
US4605489A (en) | 1985-06-27 | 1986-08-12 | Occidental Oil Shale, Inc. | Upgrading shale oil by a combination process |
US4623444A (en) | 1985-06-27 | 1986-11-18 | Occidental Oil Shale, Inc. | Upgrading shale oil by a combination process |
US4662438A (en) | 1985-07-19 | 1987-05-05 | Uentech Corporation | Method and apparatus for enhancing liquid hydrocarbon production from a single borehole in a slowly producing formation by non-uniform heating through optimized electrode arrays surrounding the borehole |
US4719423A (en) | 1985-08-13 | 1988-01-12 | Shell Oil Company | NMR imaging of materials for transport properties |
US4728892A (en) | 1985-08-13 | 1988-03-01 | Shell Oil Company | NMR imaging of materials |
US4662437A (en) | 1985-11-14 | 1987-05-05 | Atlantic Richfield Company | Electrically stimulated well production system with flexible tubing conductor |
CA1253555A (en) | 1985-11-21 | 1989-05-02 | Cornelis F.H. Van Egmond | Heating rate variant elongated electrical resistance heater |
US4662443A (en) * | 1985-12-05 | 1987-05-05 | Amoco Corporation | Combination air-blown and oxygen-blown underground coal gasification process |
US4686029A (en) | 1985-12-06 | 1987-08-11 | Union Carbide Corporation | Dewaxing catalysts and processes employing titanoaluminosilicate molecular sieves |
US4849611A (en) | 1985-12-16 | 1989-07-18 | Raychem Corporation | Self-regulating heater employing reactive components |
US4730162A (en) | 1985-12-31 | 1988-03-08 | Shell Oil Company | Time-domain induced polarization logging method and apparatus with gated amplification level |
US4706751A (en) | 1986-01-31 | 1987-11-17 | S-Cal Research Corp. | Heavy oil recovery process |
US4694907A (en) * | 1986-02-21 | 1987-09-22 | Carbotek, Inc. | Thermally-enhanced oil recovery method and apparatus |
US4640353A (en) * | 1986-03-21 | 1987-02-03 | Atlantic Richfield Company | Electrode well and method of completion |
US4734115A (en) * | 1986-03-24 | 1988-03-29 | Air Products And Chemicals, Inc. | Low pressure process for C3+ liquids recovery from process product gas |
US4810397A (en) | 1986-03-26 | 1989-03-07 | Union Oil Company Of California | Antifoulant additives for high temperature hydrocarbon processing |
US4651825A (en) | 1986-05-09 | 1987-03-24 | Atlantic Richfield Company | Enhanced well production |
US4814587A (en) | 1986-06-10 | 1989-03-21 | Metcal, Inc. | High power self-regulating heater |
US4682652A (en) | 1986-06-30 | 1987-07-28 | Texaco Inc. | Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells |
US4893504A (en) | 1986-07-02 | 1990-01-16 | Shell Oil Company | Method for determining capillary pressure and relative permeability by imaging |
US4769602A (en) | 1986-07-02 | 1988-09-06 | Shell Oil Company | Determining multiphase saturations by NMR imaging of multiple nuclides |
US4716960A (en) | 1986-07-14 | 1988-01-05 | Production Technologies International, Inc. | Method and system for introducing electric current into a well |
US4818370A (en) | 1986-07-23 | 1989-04-04 | Cities Service Oil And Gas Corporation | Process for converting heavy crudes, tars, and bitumens to lighter products in the presence of brine at supercritical conditions |
US4772634A (en) | 1986-07-31 | 1988-09-20 | Energy Research Corporation | Apparatus and method for methanol production using a fuel cell to regulate the gas composition entering the methanol synthesizer |
US4744245A (en) | 1986-08-12 | 1988-05-17 | Atlantic Richfield Company | Acoustic measurements in rock formations for determining fracture orientation |
US4863585A (en) * | 1986-09-03 | 1989-09-05 | Mobil Oil Corporation | Fluidized catalytic cracking process utilizing a C3-C4 paraffin-rich Co-feed and mixed catalyst system with selective reactivation of the medium pore silicate zeolite component thereofo |
US4769606A (en) | 1986-09-30 | 1988-09-06 | Shell Oil Company | Induced polarization method and apparatus for distinguishing dispersed and laminated clay in earth formations |
US5316664A (en) | 1986-11-24 | 1994-05-31 | Canadian Occidental Petroleum, Ltd. | Process for recovery of hydrocarbons and rejection of sand |
US4983319A (en) | 1986-11-24 | 1991-01-08 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Preparation of low-viscosity improved stable crude oil transport emulsions |
US5340467A (en) | 1986-11-24 | 1994-08-23 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Process for recovery of hydrocarbons and rejection of sand |
CA1288043C (en) | 1986-12-15 | 1991-08-27 | Peter Van Meurs | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeabilityand subsequently produce oil |
US4766958A (en) | 1987-01-12 | 1988-08-30 | Mobil Oil Corporation | Method of recovering viscous oil from reservoirs with multiple horizontal zones |
US4756367A (en) | 1987-04-28 | 1988-07-12 | Amoco Corporation | Method for producing natural gas from a coal seam |
US4817711A (en) | 1987-05-27 | 1989-04-04 | Jeambey Calhoun G | System for recovery of petroleum from petroleum impregnated media |
US4818371A (en) | 1987-06-05 | 1989-04-04 | Resource Technology Associates | Viscosity reduction by direct oxidative heating |
US4787452A (en) | 1987-06-08 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Disposal of produced formation fines during oil recovery |
US4821798A (en) * | 1987-06-09 | 1989-04-18 | Ors Development Corporation | Heating system for rathole oil well |
US4793409A (en) | 1987-06-18 | 1988-12-27 | Ors Development Corporation | Method and apparatus for forming an insulated oil well casing |
US4827761A (en) | 1987-06-25 | 1989-05-09 | Shell Oil Company | Sample holder |
US4856341A (en) | 1987-06-25 | 1989-08-15 | Shell Oil Company | Apparatus for analysis of failure of material |
US4884455A (en) | 1987-06-25 | 1989-12-05 | Shell Oil Company | Method for analysis of failure of material employing imaging |
US4776638A (en) | 1987-07-13 | 1988-10-11 | University Of Kentucky Research Foundation | Method and apparatus for conversion of coal in situ |
US4848924A (en) | 1987-08-19 | 1989-07-18 | The Babcock & Wilcox Company | Acoustic pyrometer |
US4828031A (en) | 1987-10-13 | 1989-05-09 | Chevron Research Company | In situ chemical stimulation of diatomite formations |
US4762425A (en) | 1987-10-15 | 1988-08-09 | Parthasarathy Shakkottai | System for temperature profile measurement in large furnances and kilns and method therefor |
US5306640A (en) | 1987-10-28 | 1994-04-26 | Shell Oil Company | Method for determining preselected properties of a crude oil |
US4983278A (en) * | 1987-11-03 | 1991-01-08 | Western Research Institute & Ilr Services Inc. | Pyrolysis methods with product oil recycling |
US4987368A (en) * | 1987-11-05 | 1991-01-22 | Shell Oil Company | Nuclear magnetism logging tool using high-temperature superconducting squid detectors |
US4808925A (en) * | 1987-11-19 | 1989-02-28 | Halliburton Company | Three magnet casing collar locator |
US4852648A (en) | 1987-12-04 | 1989-08-01 | Ava International Corporation | Well installation in which electrical current is supplied for a source at the wellhead to an electrically responsive device located a substantial distance below the wellhead |
US4823890A (en) * | 1988-02-23 | 1989-04-25 | Longyear Company | Reverse circulation bit apparatus |
US4866983A (en) | 1988-04-14 | 1989-09-19 | Shell Oil Company | Analytical methods and apparatus for measuring the oil content of sponge core |
US4815790A (en) * | 1988-05-13 | 1989-03-28 | Natec, Ltd. | Nahcolite solution mining process |
US4885080A (en) | 1988-05-25 | 1989-12-05 | Phillips Petroleum Company | Process for demetallizing and desulfurizing heavy crude oil |
US4872991A (en) * | 1988-07-05 | 1989-10-10 | Texaco Inc. | Treatment of water |
US4840720A (en) | 1988-09-02 | 1989-06-20 | Betz Laboratories, Inc. | Process for minimizing fouling of processing equipment |
US4928765A (en) | 1988-09-27 | 1990-05-29 | Ramex Syn-Fuels International | Method and apparatus for shale gas recovery |
US4856587A (en) | 1988-10-27 | 1989-08-15 | Nielson Jay P | Recovery of oil from oil-bearing formation by continually flowing pressurized heated gas through channel alongside matrix |
US5064006A (en) | 1988-10-28 | 1991-11-12 | Magrange, Inc | Downhole combination tool |
US4848460A (en) | 1988-11-04 | 1989-07-18 | Western Research Institute | Contained recovery of oily waste |
US5065501A (en) | 1988-11-29 | 1991-11-19 | Amp Incorporated | Generating electromagnetic fields in a self regulating temperature heater by positioning of a current return bus |
US4974425A (en) | 1988-12-08 | 1990-12-04 | Concept Rkk, Limited | Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth |
US4860544A (en) | 1988-12-08 | 1989-08-29 | Concept R.K.K. Limited | Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth |
US5103920A (en) * | 1989-03-01 | 1992-04-14 | Patton Consulting Inc. | Surveying system and method for locating target subterranean bodies |
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 |
US5656239A (en) | 1989-10-27 | 1997-08-12 | Shell Oil Company | Method for recovering contaminants from soil utilizing electrical heating |
US4984594A (en) * | 1989-10-27 | 1991-01-15 | Shell Oil Company | Vacuum method for removing soil contamination utilizing surface electrical heating |
US5020596A (en) | 1990-01-24 | 1991-06-04 | Indugas, Inc. | Enhanced oil recovery system with a radiant tube heater |
US5082055A (en) * | 1990-01-24 | 1992-01-21 | Indugas, Inc. | Gas fired radiant tube heater |
US5011329A (en) | 1990-02-05 | 1991-04-30 | Hrubetz Exploration Company | In situ soil decontamination method and apparatus |
CA2009782A1 (en) | 1990-02-12 | 1991-08-12 | Anoosh I. Kiamanesh | In-situ tuned microwave oil extraction process |
US5152341A (en) | 1990-03-09 | 1992-10-06 | Raymond S. Kasevich | Electromagnetic method and apparatus for the decontamination of hazardous material-containing volumes |
US5027896A (en) | 1990-03-21 | 1991-07-02 | Anderson Leonard M | Method for in-situ recovery of energy raw material by the introduction of a water/oxygen slurry |
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 |
US5060726A (en) | 1990-08-23 | 1991-10-29 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers having little or no vertical communication |
US5042579A (en) * | 1990-08-23 | 1991-08-27 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers |
US5046559A (en) | 1990-08-23 | 1991-09-10 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing hydrocarbon bearing deposits in formations having shale layers |
BR9004240A (pt) | 1990-08-28 | 1992-03-24 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo de aquecimento eletrico de tubulacoes |
US5085276A (en) * | 1990-08-29 | 1992-02-04 | Chevron Research And Technology Company | Production of oil from low permeability formations by sequential steam fracturing |
US5207273A (en) | 1990-09-17 | 1993-05-04 | Production Technologies International Inc. | Method and apparatus for pumping wells |
US5066852A (en) | 1990-09-17 | 1991-11-19 | Teledyne Ind. Inc. | Thermoplastic end seal for electric heating elements |
US5182427A (en) | 1990-09-20 | 1993-01-26 | Metcal, Inc. | Self-regulating heater utilizing ferrite-type body |
JPH04272680A (ja) * | 1990-09-20 | 1992-09-29 | Thermon Mfg Co | スイッチ制御形ゾーン式加熱ケーブル及びその組み立て方法 |
US5400430A (en) | 1990-10-01 | 1995-03-21 | Nenniger; John E. | Method for injection well stimulation |
US5517593A (en) | 1990-10-01 | 1996-05-14 | John Nenniger | Control system for well stimulation apparatus with response time temperature rise used in determining heater control temperature setpoint |
US5247994A (en) | 1990-10-01 | 1993-09-28 | Nenniger John E | Method of stimulating oil wells |
US5070533A (en) * | 1990-11-07 | 1991-12-03 | Uentech Corporation | Robust electrical heating systems for mineral wells |
US5060287A (en) | 1990-12-04 | 1991-10-22 | Shell Oil Company | Heater utilizing copper-nickel alloy core |
US5217076A (en) * | 1990-12-04 | 1993-06-08 | Masek John A | Method and apparatus for improved recovery of oil from porous, subsurface deposits (targevcir oricess) |
US5065818A (en) | 1991-01-07 | 1991-11-19 | Shell Oil Company | Subterranean heaters |
US5190405A (en) | 1990-12-14 | 1993-03-02 | Shell Oil Company | Vacuum method for removing soil contaminants utilizing thermal conduction heating |
SU1836876A3 (ru) | 1990-12-29 | 1994-12-30 | Смешанное научно-техническое товарищество по разработке техники и технологии для подземной электроэнергетики | Способ отработки угольных пластов и комплекс оборудования для его осуществления |
US5626190A (en) | 1991-02-06 | 1997-05-06 | Moore; Boyd B. | Apparatus for protecting electrical connection from moisture in a hazardous area adjacent a wellhead barrier for an underground well |
US5289882A (en) | 1991-02-06 | 1994-03-01 | Boyd B. Moore | Sealed electrical conductor method and arrangement for use with a well bore in hazardous areas |
US5261490A (en) | 1991-03-18 | 1993-11-16 | Nkk Corporation | Method for dumping and disposing of carbon dioxide gas and apparatus therefor |
US5102551A (en) * | 1991-04-29 | 1992-04-07 | Texaco Inc. | Membrane process for treating a mixture containing dewaxed oil and dewaxing solvent |
US5142608A (en) | 1991-04-29 | 1992-08-25 | Meshekow Oil Recovery Corp. | Horizontal steam generator for oil wells |
US5093002A (en) | 1991-04-29 | 1992-03-03 | Texaco Inc. | Membrane process for treating a mixture containing dewaxed oil and dewaxing solvent |
EP0519573B1 (en) | 1991-06-21 | 1995-04-12 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Hydrogenation catalyst and process |
IT1248535B (it) | 1991-06-24 | 1995-01-19 | Cise Spa | Sistema per misurare il tempo di trasferimento di un'onda sonora |
US5133406A (en) * | 1991-07-05 | 1992-07-28 | Amoco Corporation | Generating oxygen-depleted air useful for increasing methane production |
US5215954A (en) | 1991-07-30 | 1993-06-01 | Cri International, Inc. | Method of presulfurizing a hydrotreating, hydrocracking or tail gas treating catalyst |
JP2788348B2 (ja) * | 1991-08-15 | 1998-08-20 | モービル・オイル・コーポレイション | 炭化水素品質向上方法 |
US5189283A (en) | 1991-08-28 | 1993-02-23 | Shell Oil Company | Current to power crossover heater control |
US5168927A (en) | 1991-09-10 | 1992-12-08 | Shell Oil Company | Method utilizing spot tracer injection and production induced transport for measurement of residual oil saturation |
US5173213A (en) | 1991-11-08 | 1992-12-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrosion and anti-foulant composition and method of use |
US5347070A (en) | 1991-11-13 | 1994-09-13 | Battelle Pacific Northwest Labs | Treating of solid earthen material and a method for measuring moisture content and resistivity of solid earthen material |
US5349859A (en) | 1991-11-15 | 1994-09-27 | Scientific Engineering Instruments, Inc. | Method and apparatus for measuring acoustic wave velocity using impulse response |
US5158681A (en) * | 1991-11-21 | 1992-10-27 | Separation Dynamics International Ltd. | Dual membrane process for removing organic compounds from the water |
DE69209466T2 (de) | 1991-12-16 | 1996-08-14 | Inst Francais Du Petrole | Aktive oder passive Überwachungsanordnung für unterirdische Lagerstätte mittels fester Stationen |
CA2058255C (en) * | 1991-12-20 | 1997-02-11 | Roland P. Leaute | Recovery and upgrading of hydrocarbons utilizing in situ combustion and horizontal wells |
US5246071A (en) * | 1992-01-31 | 1993-09-21 | Texaco Inc. | Steamflooding with alternating injection and production cycles |
US5420402A (en) | 1992-02-05 | 1995-05-30 | Iit Research Institute | Methods and apparatus to confine earth currents for recovery of subsurface volatiles and semi-volatiles |
US5211230A (en) | 1992-02-21 | 1993-05-18 | Mobil Oil Corporation | Method for enhanced oil recovery through a horizontal production well in a subsurface formation by in-situ combustion |
GB9207174D0 (en) | 1992-04-01 | 1992-05-13 | Raychem Sa Nv | Method of forming an electrical connection |
US5332036A (en) | 1992-05-15 | 1994-07-26 | The Boc Group, Inc. | Method of recovery of natural gases from underground coal formations |
MY108830A (en) | 1992-06-09 | 1996-11-30 | Shell Int Research | Method of completing an uncased section of a borehole |
US5226961A (en) | 1992-06-12 | 1993-07-13 | Shell Oil Company | High temperature wellbore cement slurry |
US5297626A (en) | 1992-06-12 | 1994-03-29 | Shell Oil Company | Oil recovery process |
US5392854A (en) | 1992-06-12 | 1995-02-28 | Shell Oil Company | Oil recovery process |
US5255742A (en) | 1992-06-12 | 1993-10-26 | Shell Oil Company | Heat injection process |
US5236039A (en) | 1992-06-17 | 1993-08-17 | General Electric Company | Balanced-line RF electrode system for use in RF ground heating to recover oil from oil shale |
US5295763A (en) * | 1992-06-30 | 1994-03-22 | Chambers Development Co., Inc. | Method for controlling gas migration from a landfill |
US5275726A (en) | 1992-07-29 | 1994-01-04 | Exxon Research & Engineering Co. | Spiral wound element for separation |
US5282957A (en) * | 1992-08-19 | 1994-02-01 | Betz Laboratories, Inc. | Methods for inhibiting polymerization of hydrocarbons utilizing a hydroxyalkylhydroxylamine |
US5305829A (en) * | 1992-09-25 | 1994-04-26 | Chevron Research And Technology Company | Oil production from diatomite formations by fracture steamdrive |
US5229583A (en) | 1992-09-28 | 1993-07-20 | Shell Oil Company | Surface heating blanket for soil remediation |
US5339904A (en) | 1992-12-10 | 1994-08-23 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery optimization using a well having both horizontal and vertical sections |
US5256297A (en) * | 1992-12-17 | 1993-10-26 | Exxon Research And Engineering Company | Multi-stage ultrafiltration process (OP-3711) |
CA2096034C (en) * | 1993-05-07 | 1996-07-02 | Kenneth Edwin Kisman | Horizontal well gravity drainage combustion process for oil recovery |
US5360067A (en) | 1993-05-17 | 1994-11-01 | Meo Iii Dominic | Vapor-extraction system for removing hydrocarbons from soil |
CA2117571A1 (en) * | 1993-08-30 | 1995-03-01 | Junichi Kubo | Process for hydrotreating heavy hydrocarbon oil |
US5377756A (en) | 1993-10-28 | 1995-01-03 | Mobil Oil Corporation | Method for producing low permeability reservoirs using a single well |
US5388645A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for producing methane-containing gaseous mixtures |
US5388640A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for producing methane-containing gaseous mixtures |
US5388641A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for reducing the inert gas fraction in methane-containing gaseous mixtures obtained from underground formations |
US5388642A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Coalbed methane recovery using membrane separation of oxygen from air |
US5388643A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Coalbed methane recovery using pressure swing adsorption separation |
US5566755A (en) | 1993-11-03 | 1996-10-22 | Amoco Corporation | Method for recovering methane from a solid carbonaceous subterranean formation |
US5411086A (en) | 1993-12-09 | 1995-05-02 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery by enhanced imbitition in low permeability reservoirs |
US5435666A (en) | 1993-12-14 | 1995-07-25 | Environmental Resources Management, Inc. | Methods for isolating a water table and for soil remediation |
US5404952A (en) | 1993-12-20 | 1995-04-11 | Shell Oil Company | Heat injection process and apparatus |
US5433271A (en) | 1993-12-20 | 1995-07-18 | Shell Oil Company | Heat injection process |
US5411089A (en) | 1993-12-20 | 1995-05-02 | Shell Oil Company | Heat injection process |
US5425416A (en) * | 1994-01-06 | 1995-06-20 | Enviro-Tech Tools, Inc. | Formation injection tool for down-bore in-situ disposal of undesired fluids |
MY112792A (en) | 1994-01-13 | 2001-09-29 | Shell Int Research | Method of creating a borehole in an earth formation |
US5411104A (en) | 1994-02-16 | 1995-05-02 | Conoco Inc. | Coalbed methane drilling |
CA2144597C (en) | 1994-03-18 | 1999-08-10 | Paul J. Latimer | Improved emat probe and technique for weld inspection |
US5415231A (en) | 1994-03-21 | 1995-05-16 | Mobil Oil Corporation | Method for producing low permeability reservoirs using steam |
US5439054A (en) | 1994-04-01 | 1995-08-08 | Amoco Corporation | Method for treating a mixture of gaseous fluids within a solid carbonaceous subterranean formation |
US5431224A (en) | 1994-04-19 | 1995-07-11 | Mobil Oil Corporation | Method of thermal stimulation for recovery of hydrocarbons |
FR2719579B1 (fr) * | 1994-05-05 | 1996-06-21 | Inst Francais Du Petrole | Procédé d'alkylation de paraffines. |
US5409071A (en) | 1994-05-23 | 1995-04-25 | Shell Oil Company | Method to cement a wellbore |
JPH07316566A (ja) * | 1994-05-27 | 1995-12-05 | Nippon Oil Co Ltd | 重質油の水素化処理方法 |
ZA954204B (en) | 1994-06-01 | 1996-01-22 | Ashland Chemical Inc | A process for improving the effectiveness of a process catalyst |
AU2241695A (en) | 1994-07-18 | 1996-02-16 | Babcock & Wilcox Co., The | Sensor transport system for flash butt welder |
US5458774A (en) | 1994-07-25 | 1995-10-17 | Mannapperuma; Jatal D. | Corrugated spiral membrane module |
US5632336A (en) | 1994-07-28 | 1997-05-27 | Texaco Inc. | Method for improving injectivity of fluids in oil reservoirs |
US5525322A (en) | 1994-10-12 | 1996-06-11 | The Regents Of The University Of California | Method for simultaneous recovery of hydrogen from water and from hydrocarbons |
US5553189A (en) | 1994-10-18 | 1996-09-03 | Shell Oil Company | Radiant plate heater for treatment of contaminated surfaces |
US5624188A (en) | 1994-10-20 | 1997-04-29 | West; David A. | Acoustic thermometer |
US5498960A (en) | 1994-10-20 | 1996-03-12 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas in reservoirs |
US5497087A (en) | 1994-10-20 | 1996-03-05 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas reservoirs |
US5554453A (en) | 1995-01-04 | 1996-09-10 | Energy Research Corporation | Carbonate fuel cell system with thermally integrated gasification |
US6088294A (en) | 1995-01-12 | 2000-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with an acoustic measurement-while-driving system for determining parameters of interest and controlling the drilling direction |
WO1996021871A1 (en) | 1995-01-12 | 1996-07-18 | Baker Hughes Incorporated | A measurement-while-drilling acoustic system employing multiple, segmented transmitters and receivers |
DE19505517A1 (de) | 1995-02-10 | 1996-08-14 | Siegfried Schwert | Verfahren zum Herausziehen eines im Erdreich verlegten Rohres |
US5621844A (en) | 1995-03-01 | 1997-04-15 | Uentech Corporation | Electrical heating of mineral well deposits using downhole impedance transformation networks |
CA2152521C (en) | 1995-03-01 | 2000-06-20 | Jack E. Bridges | Low flux leakage cables and cable terminations for a.c. electrical heating of oil deposits |
DE19507584C2 (de) | 1995-03-04 | 1997-06-12 | Geesthacht Gkss Forschung | Strahlenchemisch modifizierte Silikonkompositmembran für die Ultrafiltration |
US5935421A (en) | 1995-05-02 | 1999-08-10 | Exxon Research And Engineering Company | Continuous in-situ combination process for upgrading heavy oil |
US5911898A (en) | 1995-05-25 | 1999-06-15 | Electric Power Research Institute | Method and apparatus for providing multiple autoregulated temperatures |
US5571403A (en) | 1995-06-06 | 1996-11-05 | Texaco Inc. | Process for extracting hydrocarbons from diatomite |
CA2167486C (en) * | 1995-06-20 | 2004-11-30 | Nowsco Well Service, Inc. | Coiled tubing composite |
US5824214A (en) * | 1995-07-11 | 1998-10-20 | Mobil Oil Corporation | Method for hydrotreating and upgrading heavy crude oil during production |
US5899958A (en) | 1995-09-11 | 1999-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Logging while drilling borehole imaging and dipmeter device |
US5759022A (en) | 1995-10-16 | 1998-06-02 | Gas Research Institute | Method and system for reducing NOx and fuel emissions in a furnace |
US5890840A (en) * | 1995-12-08 | 1999-04-06 | Carter, Jr.; Ernest E. | In situ construction of containment vault under a radioactive or hazardous waste site |
EP0870100B1 (en) | 1995-12-27 | 2000-03-29 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Flameless combustor and method |
IE960011A1 (en) * | 1996-01-10 | 1997-07-16 | Padraig Mcalister | Structural ice composites, processes for their construction¹and their use as artificial islands and other fixed and¹floating structures |
US5751895A (en) | 1996-02-13 | 1998-05-12 | Eor International, Inc. | Selective excitation of heating electrodes for oil wells |
US5826655A (en) | 1996-04-25 | 1998-10-27 | Texaco Inc | Method for enhanced recovery of viscous oil deposits |
US5652389A (en) | 1996-05-22 | 1997-07-29 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of Commerce | Non-contact method and apparatus for inspection of inertia welds |
CA2177726C (en) | 1996-05-29 | 2000-06-27 | Theodore Wildi | Low-voltage and low flux density heating system |
US5769569A (en) | 1996-06-18 | 1998-06-23 | Southern California Gas Company | In-situ thermal desorption of heavy hydrocarbons in vadose zone |
US5828797A (en) | 1996-06-19 | 1998-10-27 | Meggitt Avionics, Inc. | Fiber optic linked flame sensor |
EP0909258A1 (en) | 1996-06-21 | 1999-04-21 | Syntroleum Corporation | Synthesis gas production system and method |
PE17599A1 (es) | 1996-07-09 | 1999-02-22 | Syntroleum Corp | Procedimiento para convertir gases a liquidos |
US5785860A (en) * | 1996-09-13 | 1998-07-28 | University Of British Columbia | Upgrading heavy oil by ultrafiltration using ceramic membrane |
US5782301A (en) * | 1996-10-09 | 1998-07-21 | Baker Hughes Incorporated | Oil well heater cable |
US6079499A (en) | 1996-10-15 | 2000-06-27 | Shell Oil Company | Heater well method and apparatus |
US6056057A (en) | 1996-10-15 | 2000-05-02 | Shell Oil Company | Heater well method and apparatus |
US5861137A (en) * | 1996-10-30 | 1999-01-19 | Edlund; David J. | Steam reformer with internal hydrogen purification |
US7462207B2 (en) * | 1996-11-18 | 2008-12-09 | Bp Oil International Limited | Fuel composition |
US5862858A (en) * | 1996-12-26 | 1999-01-26 | Shell Oil Company | Flameless combustor |
US6427124B1 (en) | 1997-01-24 | 2002-07-30 | Baker Hughes Incorporated | Semblance processing for an acoustic measurement-while-drilling system for imaging of formation boundaries |
US6039121A (en) | 1997-02-20 | 2000-03-21 | Rangewest Technologies Ltd. | Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons |
US5744025A (en) | 1997-02-28 | 1998-04-28 | Shell Oil Company | Process for hydrotreating metal-contaminated hydrocarbonaceous feedstock |
GB9704181D0 (en) | 1997-02-28 | 1997-04-16 | Thompson James | Apparatus and method for installation of ducts |
US5926437A (en) | 1997-04-08 | 1999-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for seismic exploration |
US5802870A (en) * | 1997-05-02 | 1998-09-08 | Uop Llc | Sorption cooling process and system |
EA200100863A1 (ru) | 1997-05-02 | 2002-08-29 | Сенсор Хайвей Лимитед | Приводимая в действие от световой энергии система, предназначенная для использования в скважине, и способ добычи из пласта жидкостей через скважину |
WO1998050179A1 (en) | 1997-05-07 | 1998-11-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Remediation method |
US6023554A (en) | 1997-05-20 | 2000-02-08 | Shell Oil Company | Electrical heater |
US5997214A (en) | 1997-06-05 | 1999-12-07 | Shell Oil Company | Remediation method |
US6102122A (en) | 1997-06-11 | 2000-08-15 | Shell Oil Company | Control of heat injection based on temperature and in-situ stress measurement |
US6112808A (en) | 1997-09-19 | 2000-09-05 | Isted; Robert Edward | Method and apparatus for subterranean thermal conditioning |
US5984010A (en) | 1997-06-23 | 1999-11-16 | Elias; Ramon | Hydrocarbon recovery systems and methods |
CA2208767A1 (en) | 1997-06-26 | 1998-12-26 | Reginald D. Humphreys | Tar sands extraction process |
US5868202A (en) | 1997-09-22 | 1999-02-09 | Tarim Associates For Scientific Mineral And Oil Exploration Ag | Hydrologic cells for recovery of hydrocarbons or thermal energy from coal, oil-shale, tar-sands and oil-bearing formations |
US5962763A (en) * | 1997-11-21 | 1999-10-05 | Shell Oil Company | Atmospheric distillation of hydrocarbons-containing liquid streams |
US6354373B1 (en) | 1997-11-26 | 2002-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable tubing for a well bore hole and method of expanding |
US6152987A (en) | 1997-12-15 | 2000-11-28 | Worcester Polytechnic Institute | Hydrogen gas-extraction module and method of fabrication |
US6094048A (en) | 1997-12-18 | 2000-07-25 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas reservoirs |
NO305720B1 (no) | 1997-12-22 | 1999-07-12 | Eureka Oil Asa | FremgangsmÕte for Õ °ke oljeproduksjonen fra et oljereservoar |
US6026914A (en) * | 1998-01-28 | 2000-02-22 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Wellbore profiling system |
US6035949A (en) * | 1998-02-03 | 2000-03-14 | Altschuler; Sidney J. | Methods for installing a well in a subterranean formation |
MA24902A1 (fr) | 1998-03-06 | 2000-04-01 | Shell Int Research | Rechauffeur electrique |
US6540018B1 (en) | 1998-03-06 | 2003-04-01 | Shell Oil Company | Method and apparatus for heating a wellbore |
US6035701A (en) * | 1998-04-15 | 2000-03-14 | Lowry; William E. | Method and system to locate leaks in subsurface containment structures using tracer gases |
MXPA00011041A (es) | 1998-05-12 | 2003-08-01 | Lockheed Corp | Proceso para optimizar mediciones gradiometricas de la gravedad. |
US6016867A (en) | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Upgrading and recovery of heavy crude oils and natural bitumens by in situ hydrovisbreaking |
US6016868A (en) | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Production of synthetic crude oil from heavy hydrocarbons recovered by in situ hydrovisbreaking |
US5958365A (en) * | 1998-06-25 | 1999-09-28 | Atlantic Richfield Company | Method of producing hydrogen from heavy crude oil using solvent deasphalting and partial oxidation methods |
US6130398A (en) | 1998-07-09 | 2000-10-10 | Illinois Tool Works Inc. | Plasma cutter for auxiliary power output of a power source |
US6180008B1 (en) * | 1998-07-30 | 2001-01-30 | W. R. Grace & Co.-Conn. | Polyimide membranes for hyperfiltration recovery of aromatic solvents |
NO984235L (no) | 1998-09-14 | 2000-03-15 | Cit Alcatel | Oppvarmingssystem for metallrør for rõoljetransport |
US6388947B1 (en) | 1998-09-14 | 2002-05-14 | Tomoseis, Inc. | Multi-crosswell profile 3D imaging and method |
FR2784687B1 (fr) * | 1998-10-14 | 2000-11-17 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'hydrotraitement d'une fraction lourde d'hydrocarbures avec reacteurs permutables et introduction d'un distillat moyen |
US6192748B1 (en) | 1998-10-30 | 2001-02-27 | Computalog Limited | Dynamic orienting reference system for directional drilling |
US5968349A (en) | 1998-11-16 | 1999-10-19 | Bhp Minerals International Inc. | Extraction of bitumen from bitumen froth and biotreatment of bitumen froth tailings generated from tar sands |
US20040035582A1 (en) | 2002-08-22 | 2004-02-26 | Zupanick Joseph A. | System and method for subterranean access |
US6123830A (en) * | 1998-12-30 | 2000-09-26 | Exxon Research And Engineering Co. | Integrated staged catalytic cracking and staged hydroprocessing process |
US6609761B1 (en) * | 1999-01-08 | 2003-08-26 | American Soda, Llp | Sodium carbonate and sodium bicarbonate production from nahcolitic oil shale |
US6078868A (en) | 1999-01-21 | 2000-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Reference signal encoding for seismic while drilling measurement |
US6196314B1 (en) * | 1999-02-15 | 2001-03-06 | Baker Hughes Incorporated | Insoluble salt control system and method |
US6218333B1 (en) | 1999-02-15 | 2001-04-17 | Shell Oil Company | Preparation of a hydrotreating catalyst |
US6155117A (en) | 1999-03-18 | 2000-12-05 | Mcdermott Technology, Inc. | Edge detection and seam tracking with EMATs |
US6561269B1 (en) * | 1999-04-30 | 2003-05-13 | The Regents Of The University Of California | Canister, sealing method and composition for sealing a borehole |
US6110358A (en) | 1999-05-21 | 2000-08-29 | Exxon Research And Engineering Company | Process for manufacturing improved process oils using extraction of hydrotreated distillates |
US6257334B1 (en) * | 1999-07-22 | 2001-07-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Steam-assisted gravity drainage heavy oil recovery process |
US6269310B1 (en) | 1999-08-25 | 2001-07-31 | Tomoseis Corporation | System for eliminating headwaves in a tomographic process |
US6196350B1 (en) * | 1999-10-06 | 2001-03-06 | Tomoseis Corporation | Apparatus and method for attenuating tube waves in a borehole |
US6193010B1 (en) | 1999-10-06 | 2001-02-27 | Tomoseis Corporation | System for generating a seismic signal in a borehole |
US6288372B1 (en) | 1999-11-03 | 2001-09-11 | Tyco Electronics Corporation | Electric cable having braidless polymeric ground plane providing fault detection |
US6353706B1 (en) * | 1999-11-18 | 2002-03-05 | Uentech International Corporation | Optimum oil-well casing heating |
US6422318B1 (en) | 1999-12-17 | 2002-07-23 | Scioto County Regional Water District #1 | Horizontal well system |
US6633236B2 (en) | 2000-01-24 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters |
US6679332B2 (en) * | 2000-01-24 | 2004-01-20 | Shell Oil Company | Petroleum well having downhole sensors, communication and power |
US7259688B2 (en) | 2000-01-24 | 2007-08-21 | Shell Oil Company | Wireless reservoir production control |
US6715550B2 (en) * | 2000-01-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | Controllable gas-lift well and valve |
WO2001060951A1 (en) * | 2000-02-16 | 2001-08-23 | Indian Oil Corporation Limited | A multi stage selective catalytic cracking process and a system for producing high yield of middle distillate products from heavy hydrocarbon feedstocks |
DE60119898T2 (de) | 2000-03-02 | 2007-05-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Gesteuerte chemikalieneinspritzung in einem bohrloch |
US7170424B2 (en) * | 2000-03-02 | 2007-01-30 | Shell Oil Company | Oil well casting electrical power pick-off points |
MY128294A (en) | 2000-03-02 | 2007-01-31 | Shell Int Research | Use of downhole high pressure gas in a gas-lift well |
US6357526B1 (en) | 2000-03-16 | 2002-03-19 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Field upgrading of heavy oil and bitumen |
US6485232B1 (en) | 2000-04-14 | 2002-11-26 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Low cost, self regulating heater for use in an in situ thermal desorption soil remediation system |
US6918444B2 (en) * | 2000-04-19 | 2005-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock |
GB0009662D0 (en) | 2000-04-20 | 2000-06-07 | Scotoil Group Plc | Gas and oil production |
US6698515B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-03-02 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a relatively slow heating rate |
US7011154B2 (en) * | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
US20030085034A1 (en) | 2000-04-24 | 2003-05-08 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a coal formation to produce pyrolsis products |
US20030066642A1 (en) * | 2000-04-24 | 2003-04-10 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a coal formation producing a mixture with oxygenated hydrocarbons |
US7096953B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-08-29 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a movable heating element |
US6588504B2 (en) | 2000-04-24 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation to produce nitrogen and/or sulfur containing formation fluids |
US6715546B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ production of synthesis gas from a hydrocarbon containing formation through a heat source wellbore |
US6715548B2 (en) * | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce nitrogen containing formation fluids |
CN1270051C (zh) | 2000-04-24 | 2006-08-16 | 国际壳牌研究有限公司 | 从含油母质的岩层中就地回收烃的方法 |
US6584406B1 (en) | 2000-06-15 | 2003-06-24 | Geo-X Systems, Ltd. | Downhole process control method utilizing seismic communication |
CA2412041A1 (en) | 2000-06-29 | 2002-07-25 | Paulo S. Tubel | Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors |
FR2813209B1 (fr) | 2000-08-23 | 2002-11-29 | Inst Francais Du Petrole | Catalyseur bimetallique supporte comportant une forte interaction entre un metal du groupe viii et de l'etain et son utilisation dans un procede de reformage catalytique |
US6585046B2 (en) | 2000-08-28 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Live well heater cable |
US6541524B2 (en) * | 2000-11-08 | 2003-04-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for transporting Fischer-Tropsch products |
US6412559B1 (en) | 2000-11-24 | 2002-07-02 | Alberta Research Council Inc. | Process for recovering methane and/or sequestering fluids |
US20020110476A1 (en) | 2000-12-14 | 2002-08-15 | Maziasz Philip J. | Heat and corrosion resistant cast stainless steels with improved high temperature strength and ductility |
US20020112987A1 (en) | 2000-12-15 | 2002-08-22 | Zhiguo Hou | Slurry hydroprocessing for heavy oil upgrading using supported slurry catalysts |
US6649061B2 (en) * | 2000-12-28 | 2003-11-18 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Membrane process for separating sulfur compounds from FCC light naphtha |
US20020112890A1 (en) | 2001-01-22 | 2002-08-22 | Wentworth Steven W. | Conduit pulling apparatus and method for use in horizontal drilling |
US6872231B2 (en) * | 2001-02-08 | 2005-03-29 | Bp Corporation North America Inc. | Transportation fuels |
US6827845B2 (en) * | 2001-02-08 | 2004-12-07 | Bp Corporation North America Inc. | Preparation of components for refinery blending of transportation fuels |
US6821501B2 (en) | 2001-03-05 | 2004-11-23 | Shell Oil Company | Integrated flameless distributed combustion/steam reforming membrane reactor for hydrogen production and use thereof in zero emissions hybrid power system |
US20020153141A1 (en) | 2001-04-19 | 2002-10-24 | Hartman Michael G. | Method for pumping fluids |
US6531516B2 (en) * | 2001-03-27 | 2003-03-11 | Exxonmobil Research & Engineering Co. | Integrated bitumen production and gas conversion |
US7040400B2 (en) | 2001-04-24 | 2006-05-09 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a relatively impermeable formation using an open wellbore |
US6951247B2 (en) | 2001-04-24 | 2005-10-04 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil shale formation using horizontal heat sources |
US7055600B2 (en) | 2001-04-24 | 2006-06-06 | Shell Oil Company | In situ thermal recovery from a relatively permeable formation with controlled production rate |
ATE384852T1 (de) * | 2001-04-24 | 2008-02-15 | Shell Int Research | Verfahren zur in situ gewinnung aus einer teersandformation und ein nach diesem verfahren hergestellter mischungszusatz |
JP2002338968A (ja) * | 2001-05-11 | 2002-11-27 | New Business Trading:Kk | オイルサンド油の回収方法 |
CA2351272C (en) * | 2001-06-22 | 2009-09-15 | Petro Sep International Ltd. | Membrane-assisted fluid separation apparatus and method |
US20030029617A1 (en) * | 2001-08-09 | 2003-02-13 | Anadarko Petroleum Company | Apparatus, method and system for single well solution-mining |
RU2311441C2 (ru) * | 2001-10-18 | 2007-11-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Непрерывный способ отделения окрашенных масс и/или асфальтеновых примесей от углеводородной смеси |
US6846402B2 (en) * | 2001-10-19 | 2005-01-25 | Chevron U.S.A. Inc. | Thermally stable jet prepared from highly paraffinic distillate fuel component and conventional distillate fuel component |
US6969123B2 (en) | 2001-10-24 | 2005-11-29 | Shell Oil Company | Upgrading and mining of coal |
JP4344795B2 (ja) * | 2001-10-24 | 2009-10-14 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | 土壌の伝導熱処理に先立つ凍結バリヤでの土壌の分離 |
US7077199B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-07-18 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil reservoir formation |
US7104319B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
US7090013B2 (en) * | 2001-10-24 | 2006-08-15 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids |
CN100400793C (zh) | 2001-10-24 | 2008-07-09 | 国际壳牌研究有限公司 | 通过u形开口现场加热含烃地层的方法与系统 |
US6759364B2 (en) | 2001-12-17 | 2004-07-06 | Shell Oil Company | Arsenic removal catalyst and method for making same |
US6679326B2 (en) | 2002-01-15 | 2004-01-20 | Bohdan Zakiewicz | Pro-ecological mining system |
US6684948B1 (en) | 2002-01-15 | 2004-02-03 | Marshall T. Savage | Apparatus and method for heating subterranean formations using fuel cells |
WO2003062590A1 (en) | 2002-01-22 | 2003-07-31 | Presssol Ltd. | Two string drilling system using coil tubing |
US6958195B2 (en) | 2002-02-19 | 2005-10-25 | Utc Fuel Cells, Llc | Steam generator for a PEM fuel cell power plant |
US6818333B2 (en) * | 2002-06-03 | 2004-11-16 | Institut Francais Du Petrole | Thin zeolite membrane, its preparation and its use in separation |
US6709573B2 (en) * | 2002-07-12 | 2004-03-23 | Anthon L. Smith | Process for the recovery of hydrocarbon fractions from hydrocarbonaceous solids |
US7204327B2 (en) | 2002-08-21 | 2007-04-17 | Presssol Ltd. | Reverse circulation directional and horizontal drilling using concentric drill string |
EP1556580A1 (en) * | 2002-10-24 | 2005-07-27 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Temperature limited heaters for heating subsurface formations or wellbores |
WO2004042188A2 (en) * | 2002-11-06 | 2004-05-21 | Canitron Systems, Inc. | Down hole induction heating tool and method of operating and manufacturing same |
AR041930A1 (es) * | 2002-11-13 | 2005-06-01 | Shell Int Research | Composiciones de combustible diesel |
US7048051B2 (en) * | 2003-02-03 | 2006-05-23 | Gen Syn Fuels | Recovery of products from oil shale |
FR2853904B1 (fr) * | 2003-04-15 | 2007-11-16 | Air Liquide | Procede de production de liquides hydrocarbones mettant en oeuvre un procede fischer-tropsch |
CA2524689C (en) * | 2003-04-24 | 2012-05-22 | Shell Canada Limited | 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 |
CN100392206C (zh) * | 2003-06-24 | 2008-06-04 | 埃克森美孚上游研究公司 | 处理地下地层以将有机物转化成可采出的烃的方法 |
NO20033230D0 (no) * | 2003-07-16 | 2003-07-16 | Statoil Asa | Fremgangsmåte for utvinning og oppgradering av olje |
US7306735B2 (en) * | 2003-09-12 | 2007-12-11 | General Electric Company | Process for the removal of contaminants from water |
US7208647B2 (en) * | 2003-09-23 | 2007-04-24 | Synfuels International, Inc. | Process for the conversion of natural gas to reactive gaseous products comprising ethylene |
US7114880B2 (en) * | 2003-09-26 | 2006-10-03 | Carter Jr Ernest E | Process for the excavation of buried waste |
US7147057B2 (en) * | 2003-10-06 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore |
CA2544452A1 (en) * | 2003-11-04 | 2005-05-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for upgrading a liquid hydrocarbon stream with a non-porous or nano-filtration membrane |
US7282138B2 (en) | 2003-11-05 | 2007-10-16 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Multistage removal of heteroatoms and wax from distillate fuel |
US7811445B2 (en) | 2003-12-19 | 2010-10-12 | Shell Oil Company | Systems and methods of producing a crude product |
BRPI0405581A (pt) * | 2003-12-19 | 2005-09-20 | Shell Int Research | Produto de petróleo bruto e método de produzir combustìvel de transporte, combustìvel de aquecimento, lubrificantes ou substâncias quìmicas |
US7674370B2 (en) | 2003-12-19 | 2010-03-09 | Shell Oil Company | Systems, methods, and catalysts for producing a crude product |
US7354507B2 (en) * | 2004-03-17 | 2008-04-08 | Conocophillips Company | Hydroprocessing methods and apparatus for use in the preparation of liquid hydrocarbons |
ATE414840T1 (de) * | 2004-04-23 | 2008-12-15 | Shell Int Research | Zur erwärmung von unterirdischen formationen verwendete temperaturbegrenzte heizvorrichtungen |
FR2871167B1 (fr) * | 2004-06-04 | 2006-08-04 | Inst Francais Du Petrole | Procede d'amelioration de coupes essences et de transformation en gazoles |
US7582203B2 (en) | 2004-08-10 | 2009-09-01 | Shell Oil Company | Hydrocarbon cracking process for converting gas oil preferentially to middle distillate and lower olefins |
US20060231461A1 (en) | 2004-08-10 | 2006-10-19 | Weijian Mo | Method and apparatus for making a middle distillate product and lower olefins from a hydrocarbon feedstock |
JP2008515618A (ja) | 2004-10-11 | 2008-05-15 | シエル・インターナシヨナル・リサーチ・マートスハツペイ・ベー・ヴエー | 炭化水素混合物から着色物質および/またはアスファルテン不純物を分離する方法 |
US20060096920A1 (en) * | 2004-11-05 | 2006-05-11 | General Electric Company | System and method for conditioning water |
CA2606215C (en) * | 2005-04-21 | 2015-06-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Systems and methods for producing oil and/or gas |
EP1871986A1 (en) | 2005-04-22 | 2008-01-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Varying properties along lengths of temperature limited heaters |
US7575053B2 (en) * | 2005-04-22 | 2009-08-18 | Shell Oil Company | Low temperature monitoring system for subsurface barriers |
US8606091B2 (en) | 2005-10-24 | 2013-12-10 | Shell Oil Company | Subsurface heaters with low sulfidation rates |
US7124584B1 (en) * | 2005-10-31 | 2006-10-24 | General Electric Company | System and method for heat recovery from geothermal source of heat |
PL1984599T3 (pl) * | 2006-02-16 | 2012-11-30 | Chevron Usa Inc | Ekstrakcja kerogenu z podziemnych złóż łupka bitumicznego |
AU2007240367B2 (en) | 2006-04-21 | 2011-04-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | High strength alloys |
US7644993B2 (en) * | 2006-04-21 | 2010-01-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
CN101595273B (zh) | 2006-10-13 | 2013-01-02 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位页岩油开发的优化的井布置 |
AU2007313388B2 (en) | 2006-10-13 | 2013-01-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Heating an organic-rich rock formation in situ to produce products with improved properties |
GB2456251B (en) * | 2006-10-20 | 2011-03-16 | Shell Int Research | Heating hydrocarbon containing formations in a spiral startup staged sequence |
US20080216323A1 (en) * | 2007-03-09 | 2008-09-11 | Eveready Battery Company, Inc. | Shaving preparation delivery system for wet shaving system |
US7832484B2 (en) | 2007-04-20 | 2010-11-16 | Shell Oil Company | Molten salt as a heat transfer fluid for heating a subsurface formation |
CN101680284B (zh) | 2007-05-15 | 2013-05-15 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位转化富含有机物岩层的井下燃烧器井 |
CA2698564C (en) | 2007-10-19 | 2014-08-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ oxidation of subsurface formations |
US8162405B2 (en) | 2008-04-18 | 2012-04-24 | Shell Oil Company | Using tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
-
2006
- 2006-10-20 US US11/584,801 patent/US8606091B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 AU AU2006306476A patent/AU2006306476B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 KR KR1020087012435A patent/KR101359313B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 JP JP2008537808A patent/JP5570723B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 AU AU2006306404A patent/AU2006306404B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 AU AU2006306472A patent/AU2006306472B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 CA CA2626972A patent/CA2626972C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 KR KR1020087012429A patent/KR20080064889A/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 US US11/585,302 patent/US7559367B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/041185 patent/WO2007050477A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 US US11/584,429 patent/US7562706B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 AU AU2006306411A patent/AU2006306411B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 NZ NZ567658A patent/NZ567658A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 CA CA2626946A patent/CA2626946C/en active Active
- 2006-10-20 CA CA2626959A patent/CA2626959C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 AU AU2006306414A patent/AU2006306414B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 EP EP06826326A patent/EP1941001A2/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 CA CA2626965A patent/CA2626965C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 EA EA200801155A patent/EA013513B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EP EP06826428A patent/EP1941128A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 NZ NZ567706A patent/NZ567706A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/041183 patent/WO2007050476A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 JP JP2008537804A patent/JP5214458B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 AU AU2006340864A patent/AU2006340864B9/en not_active Ceased
- 2006-10-20 KR KR1020137028764A patent/KR20140003620A/ko not_active Application Discontinuation
- 2006-10-20 CA CA2626905A patent/CA2626905C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 US US11/584,804 patent/US7556095B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 KR KR1020087012448A patent/KR101434259B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EA EA200801152A patent/EA013579B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EA EA200801154A patent/EA012941B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EP EP06836450A patent/EP1941006A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 EP EP06826389A patent/EP1941126A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040971 patent/WO2007111642A2/en active Application Filing
- 2006-10-20 JP JP2008537823A patent/JP5456318B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 US US11/584,427 patent/US7559368B2/en active Active
- 2006-10-20 GB GB0806000A patent/GB2451311A/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 AU AU2006306471A patent/AU2006306471B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 US US11/584,819 patent/US7584789B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 EP EP06836414A patent/EP1941003B1/en not_active Not-in-force
- 2006-10-20 US US11/584,802 patent/US7635025B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/041122 patent/WO2007050469A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 EP EP06826327A patent/EP1941002A2/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 NZ NZ567656A patent/NZ567656A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 KR KR1020087012469A patent/KR101434232B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040990 patent/WO2007050449A2/en active Application Filing
- 2006-10-20 NZ NZ568140A patent/NZ568140A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 KR KR1020087012458A patent/KR101434248B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 NZ NZ567257A patent/NZ567257A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 US US11/584,803 patent/US7591310B2/en active Active
- 2006-10-20 EA EA200801157A patent/EA016412B9/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EA EA200801156A patent/EA014215B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 CA CA002626319A patent/CA2626319A1/en not_active Abandoned
- 2006-10-20 DE DE602006020314T patent/DE602006020314D1/de active Active
- 2006-10-20 US US11/584,817 patent/US7581589B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 EP EP06836413A patent/EP1941125A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 KR KR1020087012317A patent/KR101348117B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 NZ NZ567657A patent/NZ567657A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040980 patent/WO2007050445A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 US US11/584,816 patent/US20070131428A1/en not_active Abandoned
- 2006-10-20 AT AT06836414T patent/ATE499428T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 US US11/584,799 patent/US7549470B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 EA EA200801151A patent/EA013253B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 KR KR1020087012438A patent/KR20080059331A/ko active Application Filing
- 2006-10-20 JP JP2008537817A patent/JP5441412B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 JP JP2008537822A patent/JP5441413B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 NZ NZ567255A patent/NZ567255A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 EA EA200801153A patent/EA015618B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 AU AU2006306475A patent/AU2006306475B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 EA EA200801150A patent/EA014196B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040991 patent/WO2007050450A2/en active Application Filing
- 2006-10-20 NZ NZ567705A patent/NZ567705A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 KR KR1020087011678A patent/KR101434226B1/ko not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/041197 patent/WO2007050479A1/en active Application Filing
- 2006-10-20 CA CA2626962A patent/CA2626962C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 JP JP2008537824A patent/JP5214459B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 CA CA2626970A patent/CA2626970C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 US US11/584,805 patent/US7556096B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040981 patent/WO2007050446A2/en active Application Filing
- 2006-10-20 CA CA2626969A patent/CA2626969C/en active Active
- 2006-10-20 NZ NZ567415A patent/NZ567415A/en not_active IP Right Cessation
- 2006-10-20 JP JP2008537807A patent/JP5107928B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-20 AU AU2006306412A patent/AU2006306412B2/en not_active Ceased
- 2006-10-20 EP EP06826416A patent/EP1941127A1/en not_active Withdrawn
- 2006-10-20 JP JP2008537803A patent/JP5214457B2/ja not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-04-07 IL IL190657A patent/IL190657A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-07 IL IL190658A patent/IL190658A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190848A patent/IL190848A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190845A patent/IL190845A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190846A patent/IL190846A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190847A patent/IL190847A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190849A patent/IL190849A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-04-14 IL IL190844A patent/IL190844A/en not_active IP Right Cessation
- 2008-05-19 MA MA30937A patent/MA29953B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30938A patent/MA29954B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30941A patent/MA29957B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30939A patent/MA29955B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30940A patent/MA29956B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30944A patent/MA29960B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30943A patent/MA29959B1/fr unknown
- 2008-05-19 MA MA30949A patent/MA29965B1/fr unknown
-
2009
- 2009-06-30 US US12/495,307 patent/US20090301724A1/en not_active Abandoned
-
2010
- 2010-12-09 US US12/964,548 patent/US8151880B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2889882A (en) * | 1956-06-06 | 1959-06-09 | Phillips Petroleum Co | Oil recovery by in situ combustion |
US3412011A (en) * | 1966-09-02 | 1968-11-19 | Phillips Petroleum Co | Catalytic cracking and in situ combustion process for producing hydrocarbons |
US4248306A (en) * | 1979-04-02 | 1981-02-03 | Huisen Allan T Van | Geothermal petroleum refining |
WO1997007321A1 (en) * | 1994-06-28 | 1997-02-27 | Amoco Corporation | In situ combustion using ammonium nitrate as oxygene source |
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 |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2658829C2 (ru) * | 2013-05-24 | 2018-06-25 | Экспендер Энерджи Инк. | Способ очистки тяжелой нефти и битума |
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA016412B1 (ru) | Способы крекинга сырого продукта с целью получения дополнительных сырых продуктов и способ получения транспортного топлива | |
CN101316983A (zh) | 过滤由原位热处理法生产的液体物流的方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
TH4A | Publication of the corrected specification to eurasian patent | ||
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 |