RU2008137084A - Извлечение керобитумов из подземных ресурсов битуминозных сланцев - Google Patents

Извлечение керобитумов из подземных ресурсов битуминозных сланцев Download PDF

Info

Publication number
RU2008137084A
RU2008137084A RU2008137084/03A RU2008137084A RU2008137084A RU 2008137084 A RU2008137084 A RU 2008137084A RU 2008137084/03 A RU2008137084/03 A RU 2008137084/03A RU 2008137084 A RU2008137084 A RU 2008137084A RU 2008137084 A RU2008137084 A RU 2008137084A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
underground
pressure
fluid
kerobitum
formation
Prior art date
Application number
RU2008137084/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2418158C2 (ru
Inventor
Марк Дин ЛУНИ (US)
Марк Дин ЛУНИ
Роберт Стивен ЛЕСЦ (US)
Роберт Стивен ЛЕСЦ
Уилльям Кирк ХОЛЛИС (US)
Уилльям Кирк ХОЛЛИС
Крэйг ТЭЙЛОР (US)
Крэйг ТЭЙЛОР
Скотт КИНКИД (US)
Скотт КИНКИД
Маркус О. ВАЙГЭНД (US)
Маркус О. ВАЙГЭНД
Original Assignee
ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. (US)
ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. (US), ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. filed Critical ШЕВРОН Ю. Эс. Эй. ИНК. (US)
Publication of RU2008137084A publication Critical patent/RU2008137084A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2418158C2 publication Critical patent/RU2418158C2/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/241—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection combined with solution mining of non-hydrocarbon minerals, e.g. solvent pyrolysis of oil shale
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/594—Compositions used in combination with injected gas, e.g. CO2 orcarbonated gas
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/243—Combustion in situ
    • E21B43/247—Combustion in situ in association with fracturing processes or crevice forming processes
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/50—Improvements relating to the production of bulk chemicals
    • Y02P20/54—Improvements relating to the production of bulk chemicals using solvents, e.g. supercritical solvents or ionic liquids

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Fats And Perfumes (AREA)
  • Edible Oils And Fats (AREA)

Abstract

1. Способ извлечения продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации, содержащей подземные сланцы, содержащий следующие стадии: ! a) увеличение доступности для текучих сред керобитумов в подземных сланцах, содержащих неорганические компоненты в дополнение к керобитумам; ! б) приведение в контакт керобитумов в подземных сланцах с химически активной текучей средой для создания подвижного продукта на основе керобитумов; ! в) транспортировка подвижного продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации с получением извлеченного продукта на основе керобитумов. ! 2. Способ по п.1, в котором стадия увеличения доступности включает в себя следующие стадии: ! a) бурение обсаженных нагнетательных скважин в подземной сланцевой формации, содержащей подземные сланцы; ! б) повышение давления в нагнетательной скважине с помощью текучей среды в плотной фазе для создания высокого давления в скважине; ! в) быстрое понижение давления в скважине с высоким давлением для получения стационарного состояния с пониженным давлением. ! 3. Способ по п.1, в котором стадии повышения давления и понижения давления повторяются. ! 4. Способ по п.2, в котором текучая среда в плотной фазе содержит компоненты, выбранные из группы, состоящей из двуокиси углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LNG), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания. ! 5. Способ по п.2, в котором давление в скважине высокого давления превышает давление разрыва подземной сланцевой формации. ! 6. Способ по п.2. в котором текучая среда в плотной фазе по�

Claims (53)

1. Способ извлечения продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации, содержащей подземные сланцы, содержащий следующие стадии:
a) увеличение доступности для текучих сред керобитумов в подземных сланцах, содержащих неорганические компоненты в дополнение к керобитумам;
б) приведение в контакт керобитумов в подземных сланцах с химически активной текучей средой для создания подвижного продукта на основе керобитумов;
в) транспортировка подвижного продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации с получением извлеченного продукта на основе керобитумов.
2. Способ по п.1, в котором стадия увеличения доступности включает в себя следующие стадии:
a) бурение обсаженных нагнетательных скважин в подземной сланцевой формации, содержащей подземные сланцы;
б) повышение давления в нагнетательной скважине с помощью текучей среды в плотной фазе для создания высокого давления в скважине;
в) быстрое понижение давления в скважине с высоким давлением для получения стационарного состояния с пониженным давлением.
3. Способ по п.1, в котором стадии повышения давления и понижения давления повторяются.
4. Способ по п.2, в котором текучая среда в плотной фазе содержит компоненты, выбранные из группы, состоящей из двуокиси углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LNG), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания.
5. Способ по п.2, в котором давление в скважине высокого давления превышает давление разрыва подземной сланцевой формации.
6. Способ по п.2. в котором текучая среда в плотной фазе поглощается керобитумом и керобитум впоследствии набухает, расширяет подземную сланцевую формацию и создает механические напряжения, приводящие к последующему разрыву и созданию горизонтальных проходов в формации.
7. Способ по п.2, в котором механические напряжения, создаваемые при повышении давления и понижении давления, усиливают разрыв подземной сланцевой формации.
8. Способ по п.2, в котором повышение давления и понижение давления создают термические напряжения в подземной сланцевой формации.
9. Способ по п.8, в котором керобитум, по меньшей мере, частично деламинируется от неорганических компонентов сланцев в результате действия термических напряжений.
10. Способ по п.2, в котором взрывчатые вещества добавляются к текучей среде в плотной фазе для увеличения горизонтальных проходов и разрыва формации.
11. Способ по п.2, в котором стадия приведения в контакт керобитумов в подземных сланцах с химически активной текучей средой для создания подвижного продукта на основе керобитумов включает в себя химическую модификацию керобитумов.
12. Способ по п.11, в котором химическая модификация включает в себя, по меньшей мере, некоторый крекинг керобитумов.
13. Способ по п.2, в котором химически активная текучая среда содержит первый компонент, выбранный из группы, состоящей из двуокиси углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LNG), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания; и второй компонент, выбранный из группы, состоящей из органических кислот, неорганических кислот, пероксидов, химикалиев, производящих свободные радикалы, кислот Льюиса, гуминовых агентов деполимеризации, катализаторов диспропорционирования олефинов, химически активных газов, ферментов, микробов, плазмы, катализаторов и их сочетания.
14. Способ по п.2, в котором стадия транспортировки подвижного продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации содержит текучую среду для извлечения.
15. Способ по п.14, в котором текучая среда для извлечения выбирается из группы, состоящей из двуокиси углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LNG), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания.
16. Способ по п.14, в котором текучая среда для извлечения является, по существу, неотличимой от химически активной текучей среды.
17. Способ по п.2, в котором используется откачка для транспортировки подвижного продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации.
18. Способ по п.2, в котором извлеченный продукт на основе керобитумов рафинируется с получением одного или нескольких коммерческих продуктов на основе нефти.
19. Способ по п.1, в котором стадия увеличения доступности включает в себя следующие стадии:
a) бурение обсаженных нагнетательных скважин в подземной сланцевой формации, содержащей подземные сланцы;
б) доставка в нагнетательную скважину суспензии, содержащей жидкий CO2 и твердый CO2;
в) повышение давления в скважине посредством образования жидким CO2 и твердым CO2 в скважине сверхкритического CO2, при этом создавая высокое давление в скважине;
г) понижение давления в скважине с высоким давлением для получения стационарного пониженного давления, при этом соответствующее адиабатическое расширение CO2 охлаждает подземную сланцевую формацию и вызывает термические и механические напряжения внутри формации, которые, в свою очередь, приводят к разрыву формации.
20. Способ по п.19, в котором повышение давления и понижение давления повторяются до достижения равновесного давления.
21. Способ по п.19, в котором керобитум, по меньшей мере, частично деламинируется от неорганических компонентов сланцев в результате действия термических и механических напряжений.
22. Способ по п.19, в котором взрывчатые вещества добавляются к суспензии сжиженного и твердого CO2 для увеличения горизонтальных проходов и разрыва формации.
23. Способ по п.19, в котором стадия приведения в контакт керобитумов в подземных сланцах с химически активной текучей средой для создания подвижного продукта на основе керобитумов включает в себя химическое модифицирование керобитумов.
24. Способ по п.23, в котором химическая модификация включает в себя, по меньшей мере, некоторый крекинг керобитумов.
25. Способ по п.19, в котором химически активная текучая среда содержит первый компонент, выбранный из группы, состоящей из двуокиси углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LNG), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания; и второй компонент, выбранный из группы, состоящей из органических кислот, неорганических кислот, пероксидов, химикалиев, образующих свободные радикалы, кислот Льюиса, гуминовых агентов деполимеризации, катализаторов диспропорционирования олефинов, химически активных газов, ферментов, микробов, плазмы, катализаторов и их сочетания.
26. Способ по п.23, в котором химическое модифицирование керобитумов обеспечивается агентом для модифицирования, выбранным из группы, состоящей из ферментов, горячих газов, катализаторов, кислот и их сочетания.
27. Способ по п.19, в котором стадия транспортировки подвижного продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации включает в себя текучие среды для извлечения.
28. Способ по п.27, в котором текучая среда для извлечения выбирается из группы, состоящей из диоксида углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LNG), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания.
29. Способ по п.27, в котором текучая среда для извлечения не отличается от химически активной текучей среды.
30. Способ по п.19, в котором используется откачка для транспортировки подвижного продукта на основе керобитумов из подземной области.
31. Способ по п.19, в котором извлеченный продукт на основе керобитумов рафинируется с получением одного или нескольких коммерческих продуктов на основе нефти.
32. Способ по п.19, в котором повышение давления и понижение давления дополнительно содержат промежуточную стадию приведения в контакт сланцев с нагретой текучей средой для увеличения термических напряжений, создаваемых в подземной сланцевой формации.
33. Способ разрыва подземной сланцевой формации, содержащей подземные битуминозные сланцы, включающие керобитумы и неорганические компоненты для увеличения проницаемости подземных сланцев для текучих сред, содержащий следующие стадии:
a) бурение обсаженных нагнетательных скважин в подземной сланцевой формации, содержащей подземные сланцы;
б) доставка текучих сред в плотной фазе в скважину и герметизация нагнетательной скважины для герметизации скважины;
в) повышение давления в герметичной скважине посредством предоставления возможности текучей среде в плотной фазе внутри герметичной скважины для повышения, при этом создавая высокое давление в скважине;
г) понижение давления в скважине с высоким давлением для получения стационарного состояния с пониженным давлением, при этом соответствующее адиабатическое расширение текучей среды в плотной фазе охлаждает подземную сланцевую формацию и вызывает термические и механические напряжения внутри формации, которые, в свою очередь, приводят к разрыву формации.
34. Способ по п.33, в котором текучая среда в плотной фазе содержит суспензию жидкого СO2 и твердого CO2.
35. Способ по п.33, в котором стадии повышения давления и понижения давления повторяются.
36. Способ по п.33, в котором керобитум, по меньшей мере, частично деламинируется от неорганических компонентов сланцев в результате термических и механических напряжений.
37. Способ по п.33, в котором взрывчатые вещества добавляются к текучей среде в плотной фазе для увеличения горизонтальных проходов и разрыва формации.
38. Способ, содержащий следующие стадии:
a) анализ подземных сланцевых формаций, содержащих керобитумы, для получения информации относительно керобитумов, содержащихся в них;
б) увеличение доступности для текучих сред керобитумов в подземных сланцах, включающих неорганические компоненты в дополнение к керобитумам;
в) мониторинг повышения доступности, получаемой на стадии (б);
г) приведение в контакт керобитумов в подземных сланцах с химически активной текучей средой для создания подвижного продукта на основе керобитумов, при этом химически активную текучую среду выбирают, имея в виду информацию, полученную на стадии (a);
д) транспортировка подвижного продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации с получением извлеченного продукта на основе керобитумов.
39. Способ по п.38, дополнительно включающий в себя стадию переработки извлеченного продукта на основе керобитумов.
40. Система, содержащая средства для анализа подземных сланцевых формаций, содержащих керобитумы, для получения информации относительно керобитумов, содержащихся в них, средства для увеличения доступности для текучих сред керобитумов в подземных сланцах, включающих неорганические компоненты в дополнение к керобитумам, средства для мониторинга увеличения доступности, обеспечиваемого соответствующими средствами, средства приведения в контакт керобитумов в подземных сланцах с химически активной текучей средой для создания подвижного продукта на основе керобитумов, при этом химически активная текучая среда выбрана исходя из информации, полученной с помощью соответствующих средств, и средства для транспортировки подвижного продукта на основе керобитумов из подземной сланцевой формации с получением извлеченного продукта на основе керобитумов.
41. Система по п.40, дополнительно содержащая средства для переработки извлеченного продукта на основе керобитумов.
42. Способ извлечения продукта на основе углеводородов из подземной формации с низкой проницаемостью, содержащей углеводороды, содержащий следующие стадии:
a) повышение проницаемости в области подземной формация для текучих сред для установления области повышенной проницаемости;
б) приведение в контакт материала углеводородов в области с повышенной проницаемостью с химически активной текучей средой для создания подвижного продукта на основе углеводородов;
в) транспортировка подвижного продукта на основе углеводородов из подземной формации с получением извлеченного продукта на основе углеводородов.
43. Способ по п.42, в котором стадия повышения проницаемости включает в себя следующие стадии:
a) бурение обсаженной нагнетательной скважины в подземной формации;
б) повышение давления в нагнетательной скважине с помощью текучей среды в плотной фазе для создания высокого давления в скважине;
в) быстрое понижение давления в скважине с высоким давлением для получения стационарного состояния с пониженным давлением.
44. Способ по п.43, в котором стадии повышения давления и понижения давления повторяются.
45. Способ по п.43, в котором текучая среда в плотной фазе содержит компонент, выбранный из группы, состоящей из двуокиси углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LNG), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания.
46. Способ по п.43, в котором стадия приведения в контакт углеводородов в подземной формации с химически активной текучей средой для создания подвижного продукта на основе углеводородов включает в себя химическое модифицирование углеводородов.
47. Способ по п.43, в котором химически активная текучая среда содержит первый компонент, выбранный из группы, состоящей из двуокиси углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LNO), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания; и второй компонент, выбранный из группы, состоящей из органических кислот, неорганических кислот, пероксидов, химикалиев, образующих свободные радикалы, кислот Льюиса, гуминовых агентов деполимеризаци, катализаторов диспропорционирования олефинов, химически активных газов, ферментов, микробов, плазмы, катализаторов и их сочетания.
48. Способ по п.43, в котором стадия транспортировки подвижного продукта на основе углеводородов из подземной формации содержит текучую среду для извлечения.
49. Способ по п.48, в котором текучая среда для извлечения выбирается из группы, состоящей из двуокиси углерода (CO2), азота (N2), сжиженного природного газа (LHG), аммиака (NH3), моноокиси углерода (CO), аргона (Ar), сжиженного нефтяного газа (LPG), водорода (H2), сероводорода (H2S), воздуха, C1-C20 углеводородов и их сочетания.
50. Способ по п.48, в котором текучая среда для извлечения является, по существу, не отличимой от химически активной текучей среды.
51. Способ по п.19, в котором используется откачка для транспортировки подвижного продукта на основе керобитумов из подземной области.
52. Способ по п.19, в котором извлеченный продукт на основе керобитумов рафинируется с получением одного или нескольких коммерческих продуктов на основе нефти.
53. Способ по п.19, в котором стадии повышения давления и понижения давления дополнительно включают в себя промежуточную стадию приведения в контакт сланцев с нагретой текучей средой для увеличения термических напряжений, создаваемых в подземной сланцевой формации.
RU2008137084/03A 2006-02-16 2007-02-15 Способ извлечения керобитумов из подземной сланцевой формации и способ разрыва подземной сланцевой формации RU2418158C2 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US77433706P 2006-02-16 2006-02-16
US60/774,337 2006-02-16
US84698206P 2006-09-25 2006-09-25
US60/846,982 2006-09-25

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010152222/03A Division RU2010152222A (ru) 2006-02-16 2010-12-20 Способ извлечения продукта на основе углеводородов из подземной формации

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2008137084A true RU2008137084A (ru) 2010-03-27
RU2418158C2 RU2418158C2 (ru) 2011-05-10

Family

ID=38438058

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008137084/03A RU2418158C2 (ru) 2006-02-16 2007-02-15 Способ извлечения керобитумов из подземной сланцевой формации и способ разрыва подземной сланцевой формации
RU2010152222/03A RU2010152222A (ru) 2006-02-16 2010-12-20 Способ извлечения продукта на основе углеводородов из подземной формации

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2010152222/03A RU2010152222A (ru) 2006-02-16 2010-12-20 Способ извлечения продукта на основе углеводородов из подземной формации

Country Status (10)

Country Link
US (3) US7500517B2 (ru)
EP (1) EP1984599B1 (ru)
CN (1) CN101421488B (ru)
AT (1) ATE550518T1 (ru)
AU (1) AU2007217083B8 (ru)
BR (1) BRPI0707939A2 (ru)
CA (1) CA2642523C (ru)
PL (1) PL1984599T3 (ru)
RU (2) RU2418158C2 (ru)
WO (1) WO2007098370A2 (ru)

Families Citing this family (100)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
ATE315715T1 (de) 2000-04-24 2006-02-15 Shell Int Research Vorrichtung und verfahren zur behandlung von erdöllagerstätten
US6918442B2 (en) 2001-04-24 2005-07-19 Shell Oil Company In situ thermal processing of an oil shale formation in a reducing environment
AU2005238941B2 (en) 2004-04-23 2008-11-13 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Temperature limited heaters used to heat subsurface formations
US7860377B2 (en) 2005-04-22 2010-12-28 Shell Oil Company Subsurface connection methods for subsurface heaters
EP1871986A1 (en) 2005-04-22 2008-01-02 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Varying properties along lengths of temperature limited heaters
JP4739855B2 (ja) * 2005-08-10 2011-08-03 関西電力株式会社 二酸化炭素ガスの地中浸透モニタリング方法
AU2006306476B2 (en) * 2005-10-24 2010-08-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Methods of cracking a crude product to produce additional crude products
ATE550518T1 (de) * 2006-02-16 2012-04-15 Chevron Usa Inc Kerogen-extraktion aus unterirdischen öl-schiefer-ressourcen
EP2010754A4 (en) 2006-04-21 2016-02-24 Shell Int Research ADJUSTING ALLOY COMPOSITIONS FOR SELECTED CHARACTERISTICS IN TEMPERATURE-LIMITED HEATERS
RU2447275C2 (ru) 2006-10-20 2012-04-10 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Нагревание пластов битуминозных песков с регулированием давления
AU2008242797B2 (en) 2007-04-20 2011-07-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation
GB0713180D0 (en) * 2007-07-06 2007-08-15 Cleansorb Ltd Method for treatment of underground reservoirs
WO2009052054A1 (en) 2007-10-19 2009-04-23 Shell Oil Company Systems, methods, and processes utilized for treating subsurface formations
US7905288B2 (en) * 2007-11-27 2011-03-15 Los Alamos National Security, Llc Olefin metathesis for kerogen upgrading
US8003844B2 (en) * 2008-02-08 2011-08-23 Red Leaf Resources, Inc. Methods of transporting heavy hydrocarbons
US7726404B2 (en) * 2008-04-16 2010-06-01 Schlumberger Technology Corporation Use of carbon-dioxide-based fracturing fluids
AU2009251533B2 (en) 2008-04-18 2012-08-23 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Using mines and tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations
WO2009134158A1 (en) * 2008-04-28 2009-11-05 Schlumberger Canada Limited Method for monitoring flood front movement during flooding of subsurface formations
US8485257B2 (en) * 2008-08-06 2013-07-16 Chevron U.S.A. Inc. Supercritical pentane as an extractant for oil shale
BRPI0920141A2 (pt) 2008-10-13 2017-06-27 Shell Int Research sistema e método para tratar uma formação de subsuperfície.
CA2758192A1 (en) 2009-04-10 2010-10-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Treatment methodologies for subsurface hydrocarbon containing formations
GB0912255D0 (en) * 2009-07-14 2009-08-26 Statoilhydro Asa Process
DE112011100809B4 (de) * 2010-03-05 2019-08-22 Exxonmobil Upstream Research Company CO2-Speicherung in an organischem Material reicher Gesteinsformation mit Kohlenwasserstoffgewinnung
US9033042B2 (en) 2010-04-09 2015-05-19 Shell Oil Company Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations
US8631866B2 (en) 2010-04-09 2014-01-21 Shell Oil Company Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations
US8701768B2 (en) 2010-04-09 2014-04-22 Shell Oil Company Methods for treating hydrocarbon formations
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
US20130211807A1 (en) * 2010-10-27 2013-08-15 Elizabeth Land Templeton-Barrett Method and System for Fracturing a Formation
US9033033B2 (en) 2010-12-21 2015-05-19 Chevron U.S.A. Inc. Electrokinetic enhanced hydrocarbon recovery from oil shale
US9133398B2 (en) 2010-12-22 2015-09-15 Chevron U.S.A. Inc. In-situ kerogen conversion and recycling
US9016370B2 (en) 2011-04-08 2015-04-28 Shell Oil Company Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment
EP2527586A1 (en) 2011-05-27 2012-11-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for induced fracturing in a subsurface formation
CN103797213A (zh) * 2011-08-04 2014-05-14 道达尔公司 扩展现存裂隙网络的方法
US9309755B2 (en) 2011-10-07 2016-04-12 Shell Oil Company Thermal expansion accommodation for circulated fluid systems used to heat subsurface formations
WO2013055876A1 (en) 2011-10-14 2013-04-18 Ingrain, Inc. Dual image method and system for generating a multi-dimensional image of a sample
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
US8215164B1 (en) * 2012-01-02 2012-07-10 HydroConfidence Inc. Systems and methods for monitoring groundwater, rock, and casing for production flow and leakage of hydrocarbon fluids
US9097818B2 (en) * 2012-02-06 2015-08-04 Baker Hughes Incorporated Kerogen porosity volume and pore size distribution using NMR
US8992771B2 (en) 2012-05-25 2015-03-31 Chevron U.S.A. Inc. Isolating lubricating oils from subsurface shale formations
CN102942914B (zh) * 2012-11-22 2014-06-04 吉林冠通能源科技有限公司 一种用于低渗透碳酸盐岩储层油井的加氢热气化学增产溶液组份
CN102942912B (zh) * 2012-11-22 2014-06-04 吉林冠通能源科技有限公司 一种用于低渗透砂岩储层油井加氢热气化学增产的溶液组份
CA2891081A1 (en) 2012-12-27 2014-07-03 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for estimation of intra-kerogen porosity from core pyrolysis and basin modeling data
AU2013380988B2 (en) 2013-03-08 2016-09-22 Halliburton Energy Services, Inc Systems and methods for optical fluid identification approximation and calibration
KR101470458B1 (ko) 2013-03-11 2014-12-08 주식회사 시알아이 오일셰일로부터 중질유를 회수하는 장치 및 이를 이용한 회수방법
US20140318773A1 (en) * 2013-04-26 2014-10-30 Elliot B. Kennel Methane enhanced liquid products recovery from wet natural gas
UA90595U (ru) * 2013-08-02 2014-06-10 Інститут Імпульсних Процесів І Технологій Нан України Способ интенсификации добычи нефти
US20150101814A1 (en) * 2013-08-21 2015-04-16 Genie Ip B.V. Method and system for heating a bed of rocks containing sulfur-rich type iis kerogen
US9417357B2 (en) 2013-09-26 2016-08-16 Harris Corporation Method for hydrocarbon recovery with change detection and related apparatus
US10006271B2 (en) 2013-09-26 2018-06-26 Harris Corporation Method for hydrocarbon recovery with a fractal pattern and related apparatus
CN104297432B (zh) * 2014-10-22 2016-05-11 中国石油天然气股份有限公司 确定深层原油裂解气资源量的方法
CN108291979B (zh) * 2015-11-12 2020-05-05 斯伦贝谢技术有限公司 用于使用测井数据进行有机页岩储层的地层评估的方法
CN107178350B (zh) * 2016-03-09 2020-05-15 中国石油化工股份有限公司 一种原位提取油页岩中烃类的方法
WO2017176332A1 (en) * 2016-04-08 2017-10-12 Linde Aktiengesellschaft Miscible solvent assisted gravity drainage
RU2636988C1 (ru) * 2016-09-28 2017-11-29 Игорь Анатольевич Мнушкин Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины
CA3038985C (en) 2016-11-11 2021-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Storing and de-liquefying liquefied natural gas (lng) at a wellsite
WO2018089020A1 (en) 2016-11-11 2018-05-17 Halliburton Energy Services, Inc. Treating a formation with a chemical agent and liquefied natural gas (lng) de-liquefied at a wellsite
US10138720B2 (en) 2017-03-17 2018-11-27 Energy Technology Group Method and system for perforating and fragmenting sediments using blasting material
WO2018204259A1 (en) 2017-05-02 2018-11-08 Saudi Arabian Oil Company Synthetic source rocks
RU2652049C1 (ru) * 2017-05-17 2018-04-24 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину
WO2019013855A1 (en) 2017-07-10 2019-01-17 Exxonmobil Upstream Research Company METHODS OF STIMULATING DEEP RESERVOIR USING ACID-FORMING FLUIDS
US10871061B2 (en) 2018-01-10 2020-12-22 Saudi Arabian Oil Company Treatment of kerogen in subterranean zones
US10866076B2 (en) 2018-02-20 2020-12-15 Petram Technologies, Inc. Apparatus for plasma blasting
US11268796B2 (en) 2018-02-20 2022-03-08 Petram Technologies, Inc Apparatus for plasma blasting
US10577767B2 (en) * 2018-02-20 2020-03-03 Petram Technologies, Inc. In-situ piling and anchor shaping using plasma blasting
US10520407B2 (en) 2018-03-01 2019-12-31 Saudi Arabian Oil Company Nano-indentation tests to characterize hydraulic fractures
US10844702B2 (en) * 2018-03-20 2020-11-24 Petram Technologies, Inc. Precision utility mapping and excavating using plasma blasting
US10767479B2 (en) 2018-04-03 2020-09-08 Petram Technologies, Inc. Method and apparatus for removing pavement structures using plasma blasting
RU2715107C2 (ru) * 2018-06-20 2020-02-25 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину
US10876387B2 (en) 2018-12-17 2020-12-29 Petram Technologies, Inc. Multi-firing swivel head probe for electro-hydraulic fracturing in down hole fracking applications
US11293735B2 (en) 2018-12-17 2022-04-05 Petram Technologies, Inc Multi-firing swivel head probe for electro-hydraulic fracturing in down hole fracking applications
US11573159B2 (en) 2019-01-08 2023-02-07 Saudi Arabian Oil Company Identifying fracture barriers for hydraulic fracturing
USD904305S1 (en) 2019-02-25 2020-12-08 Petram Technologies, Inc. Electrode cage for a plasma blasting probe
US11319478B2 (en) * 2019-07-24 2022-05-03 Saudi Arabian Oil Company Oxidizing gasses for carbon dioxide-based fracturing fluids
US11492541B2 (en) 2019-07-24 2022-11-08 Saudi Arabian Oil Company Organic salts of oxidizing anions as energetic materials
CN112302599A (zh) * 2019-07-24 2021-02-02 中国石油化工股份有限公司 用于原位开采油页岩的装置和方法
CN110426405A (zh) * 2019-07-30 2019-11-08 北京建筑大学 一种页岩超临界co2压裂试验分析方法
US11352548B2 (en) 2019-12-31 2022-06-07 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer
WO2021138355A1 (en) 2019-12-31 2021-07-08 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant fracturing fluids having oxidizer
US11339321B2 (en) 2019-12-31 2022-05-24 Saudi Arabian Oil Company Reactive hydraulic fracturing fluid
US11473009B2 (en) 2020-01-17 2022-10-18 Saudi Arabian Oil Company Delivery of halogens to a subterranean formation
US11268373B2 (en) 2020-01-17 2022-03-08 Saudi Arabian Oil Company Estimating natural fracture properties based on production from hydraulically fractured wells
US11365344B2 (en) 2020-01-17 2022-06-21 Saudi Arabian Oil Company Delivery of halogens to a subterranean formation
US11473001B2 (en) 2020-01-17 2022-10-18 Saudi Arabian Oil Company Delivery of halogens to a subterranean formation
US11549894B2 (en) 2020-04-06 2023-01-10 Saudi Arabian Oil Company Determination of depositional environments
US11578263B2 (en) 2020-05-12 2023-02-14 Saudi Arabian Oil Company Ceramic-coated proppant
US11536124B2 (en) 2020-09-03 2022-12-27 Petram Technologies, Inc. Sliced and elliptical head probe for plasma blast applications
US11542815B2 (en) 2020-11-30 2023-01-03 Saudi Arabian Oil Company Determining effect of oxidative hydraulic fracturing
US11203400B1 (en) 2021-06-17 2021-12-21 General Technologies Corp. Support system having shaped pile-anchor foundations and a method of forming same
US12025589B2 (en) 2021-12-06 2024-07-02 Saudi Arabian Oil Company Indentation method to measure multiple rock properties
US11885790B2 (en) 2021-12-13 2024-01-30 Saudi Arabian Oil Company Source productivity assay integrating pyrolysis data and X-ray diffraction data
US12012550B2 (en) 2021-12-13 2024-06-18 Saudi Arabian Oil Company Attenuated acid formulations for acid stimulation
US11851610B2 (en) 2021-12-14 2023-12-26 Saudi Arabian Oil Company Sequestration of carbon dioxide in organic-rich geological formations
US11858039B2 (en) 2022-01-13 2024-01-02 Saudi Arabian Oil Company Direct ink printing of multi-material composite structures
US11905804B2 (en) 2022-06-01 2024-02-20 Saudi Arabian Oil Company Stimulating hydrocarbon reservoirs
CN115095306B (zh) * 2022-06-14 2024-04-30 长江大学 油页岩空气/co2交替注入原位燃烧方法及应用
CN114989852B (zh) * 2022-07-14 2022-10-28 太原理工大学 提高油页岩热解油产率的方法及设备
CN114989854B (zh) * 2022-07-14 2022-11-01 太原理工大学 提高油页岩热解轻质油产率的方法
US11946344B2 (en) 2022-07-14 2024-04-02 Saudi Arabian Oil Company Sequestration of carbon in saline aquifers

Family Cites Families (33)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1269747A (en) * 1918-04-06 1918-06-18 Lebbeus H Rogers Method of and apparatus for treating oil-shale.
US3136361A (en) * 1959-05-11 1964-06-09 Phillips Petroleum Co Fracturing formations in wells
US3076762A (en) * 1960-06-20 1963-02-05 Halliburton Co Acidizing of wells
US3489672A (en) * 1966-12-07 1970-01-13 Exxon Research Engineering Co Retorting total raw shale
US3481398A (en) * 1967-02-28 1969-12-02 Shell Oil Co Permeabilizing by acidizing oil shale tuffaceous streaks in and oil recovery therefrom
US3474863A (en) * 1967-07-28 1969-10-28 Shell Oil Co Shale oil extraction process
US3504747A (en) * 1968-03-21 1970-04-07 Mobil Oil Corp Formation acidizing
US3561532A (en) * 1968-03-26 1971-02-09 Talley Frac Corp Well fracturing method using explosive slurry
US3455383A (en) * 1968-04-24 1969-07-15 Shell Oil Co Method of producing fluidized material from a subterranean formation
US4408665A (en) * 1977-05-03 1983-10-11 Equity Oil Company In situ recovery of oil and gas from water-flooded oil shale formations
US4374542A (en) * 1977-10-17 1983-02-22 Bradley Joel C Undulating prismoid modules
US4162808A (en) * 1978-05-23 1979-07-31 Gulf Oil Corporation In-situ retorting of carbonaceous deposits
US4374515A (en) * 1980-03-24 1983-02-22 Robert Conrad Fireplace air distribution system
CA1134258A (en) * 1981-09-28 1982-10-26 Ronald S. Bullen Carbon dioxide fracturing process
US4718493A (en) * 1984-12-27 1988-01-12 Mt. Moriah Trust Well treating method and system for stimulating recovery of fluids
US4703798A (en) * 1986-06-30 1987-11-03 Texaco Inc. In situ method for recovering hydrocarbon from subterranean oil shale deposits
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
US4913237A (en) * 1989-02-14 1990-04-03 Amoco Corporation Remedial treatment for coal degas wells
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
US5091076A (en) * 1989-11-09 1992-02-25 Amoco Corporation Acid treatment of kerogen-agglomerated oil shale
US5424285A (en) * 1993-01-27 1995-06-13 The Western Company Of North America Method for reducing deleterious environmental impact of subterranean fracturing processes
US5394942A (en) * 1993-11-02 1995-03-07 Aqua Freed Of New York, Inc. Method for stimulation of liquid flow in a well
US5417286A (en) * 1993-12-29 1995-05-23 Amoco Corporation Method for enhancing the recovery of methane from a solid carbonaceous subterranean formation
US5429191A (en) * 1994-03-03 1995-07-04 Atlantic Richfield Company High-pressure well fracturing method using expansible fluid
AUPQ435799A0 (en) * 1999-11-30 1999-12-23 Add Astra Environment Technologies Pty Ltd A process for recovering hydrocarbons from a carbon containing material
US6918444B2 (en) 2000-04-19 2005-07-19 Exxonmobil Upstream Research Company Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock
US7270179B2 (en) * 2000-12-08 2007-09-18 Subsurface Technologies, Inc. Method for stimulation of liquid flow in a well
US6918442B2 (en) * 2001-04-24 2005-07-19 Shell Oil Company In situ thermal processing of an oil shale formation in a reducing environment
US7048051B2 (en) * 2003-02-03 2006-05-23 Gen Syn Fuels Recovery of products from oil shale
NZ543753A (en) * 2003-04-24 2008-11-28 Shell Int Research Thermal processes for subsurface formations
AU2004288130B2 (en) 2003-11-03 2009-12-17 Exxonmobil Upstream Research Company Hydrocarbon recovery from impermeable oil shales
ATE550518T1 (de) * 2006-02-16 2012-04-15 Chevron Usa Inc Kerogen-extraktion aus unterirdischen öl-schiefer-ressourcen
US7562708B2 (en) * 2006-05-10 2009-07-21 Raytheon Company Method and apparatus for capture and sequester of carbon dioxide and extraction of energy from large land masses during and after extraction of hydrocarbon fuels or contaminants using energy and critical fluids

Also Published As

Publication number Publication date
CA2642523C (en) 2014-04-15
US7789164B2 (en) 2010-09-07
PL1984599T3 (pl) 2012-11-30
US20090126934A1 (en) 2009-05-21
WO2007098370A3 (en) 2008-07-31
RU2418158C2 (ru) 2011-05-10
EP1984599A4 (en) 2010-01-20
AU2007217083B2 (en) 2013-08-22
ATE550518T1 (de) 2012-04-15
US20080006410A1 (en) 2008-01-10
CN101421488B (zh) 2012-07-04
EP1984599B1 (en) 2012-03-21
RU2010152222A (ru) 2012-06-27
US8104536B2 (en) 2012-01-31
BRPI0707939A2 (pt) 2011-05-10
AU2007217083B8 (en) 2013-09-26
EP1984599A2 (en) 2008-10-29
WO2007098370A2 (en) 2007-08-30
CN101421488A (zh) 2009-04-29
CA2642523A1 (en) 2007-08-30
US7500517B2 (en) 2009-03-10
AU2007217083A1 (en) 2007-08-30
US20100270038A1 (en) 2010-10-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2008137084A (ru) Извлечение керобитумов из подземных ресурсов битуминозных сланцев
US8485257B2 (en) Supercritical pentane as an extractant for oil shale
CA2879551C (en) Reduced emissions method for recovering product from a hydraulic fracturing operation
EP2631422A2 (en) Method of conjugated hydrocarbon gas extraction and storage CO2 in horizontal wellbores
US7264049B2 (en) In-situ method of coal gasification
US4099568A (en) Method for recovering viscous petroleum
US9840899B2 (en) Three-phase method for injecting carbon dioxide into oil reservoirs
EA011934B1 (ru) Способ получения свободного газа путем превращения газового гидрата
US8262866B2 (en) Apparatus for the recovery of hydrocarbonaceous and additional products from oil shale and sands via multi-stage condensation
Hallam et al. Thermal recovery of bitumen at Wolf Lake
US20140318773A1 (en) Methane enhanced liquid products recovery from wet natural gas
EA018879B1 (ru) Добыча газообразных углеводородов из коллекторов с гидратной шапкой
US8991491B2 (en) Increasing enhanced oil recovery value from waste gas
Ramey et al. The History and Performance of Vertical Well Solution Mining of Nahcolite (NaHCO3) in the Piceance Basin, Northwestern, Colorado, USA
Lepoutre Technical challenges for tight & sour gas
Looney et al. Kerogen extraction from subterranean oil shale resources

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20160216