RU2012105473A - Способ и устройство для скважинного газогенератора - Google Patents
Способ и устройство для скважинного газогенератора Download PDFInfo
- Publication number
- RU2012105473A RU2012105473A RU2012105473/03A RU2012105473A RU2012105473A RU 2012105473 A RU2012105473 A RU 2012105473A RU 2012105473/03 A RU2012105473/03 A RU 2012105473/03A RU 2012105473 A RU2012105473 A RU 2012105473A RU 2012105473 A RU2012105473 A RU 2012105473A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- chamber
- fluid
- casing
- housing
- fluid communication
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 55
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 8
- 239000011874 heated mixture Substances 0.000 claims 7
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 6
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 5
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims 5
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims 5
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims 5
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 2
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims 2
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910000881 Cu alloy Inorganic materials 0.000 claims 1
- DMFGNRRURHSENX-UHFFFAOYSA-N beryllium copper Chemical compound [Be].[Cu] DMFGNRRURHSENX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 claims 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims 1
- -1 steam Substances 0.000 claims 1
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
-
- 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/02—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using burners
-
- 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
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/0318—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
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/8593—Systems
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Fuel Cell (AREA)
Abstract
1. Устройство для введения текучих сред в камеру, содержащее кожух, имеющий верхнюю камеру, среднюю камеру и нижнюю камеру, элемент инжектора, имеющий первый путь потока, сообщенный текучей средой с верхней камерой, и второй путь потока, сообщенный текучей средой со средней и нижней камерами, и плиту инжектора, соединенную с кожухом.2. Устройство по п.1, в котором элемент инжектора включает в себя корпус и втулку, окружающую корпус.3. Устройство по п.2, в котором первый путь потока проходит через корпус.4. Устройство по п.2, в котором второй путь потока проходит через втулку.5. Устройство по п.2, в котором втулка включает в себя отверстие, сообщенное текучей средой со средней камерой и проходящее через втулку под углом относительно продольной оси втулки.6. Устройство по п.2, в котором втулка включает в себя отверстие, сообщенное текучей средой с нижней камерой и проходящее через втулку перпендикулярно продольной оси втулки.7. Устройство по п.2, в котором корпус проходит через верхнюю, среднюю и нижнюю камеры.8. Устройство по п.7, в котором втулка проходит через среднюю и нижнюю камеры.9. Устройство для введения текучих сред в камеру, содержащее кожух, имеющий верхнюю секцию и нижнюю секцию, элемент инжектора, имеющий корпус с внутренним путем потока, сообщенным текучей средой с верхней секцией, и с внешним путем потока, сообщенным текучей средой с нижней секцией, и плиту инжектора, соединенную с кожухом.10. Устройство по п.9, в котором верхняя секция включает в себя внутреннюю камеру, окруженную внешней камерой.11. Устройство по п.10, в котором нижняя секция включает в себя внутреннюю камеру, окруженную внешней камерой.12. Устройство по
Claims (47)
1. Устройство для введения текучих сред в камеру, содержащее кожух, имеющий верхнюю камеру, среднюю камеру и нижнюю камеру, элемент инжектора, имеющий первый путь потока, сообщенный текучей средой с верхней камерой, и второй путь потока, сообщенный текучей средой со средней и нижней камерами, и плиту инжектора, соединенную с кожухом.
2. Устройство по п.1, в котором элемент инжектора включает в себя корпус и втулку, окружающую корпус.
3. Устройство по п.2, в котором первый путь потока проходит через корпус.
4. Устройство по п.2, в котором второй путь потока проходит через втулку.
5. Устройство по п.2, в котором втулка включает в себя отверстие, сообщенное текучей средой со средней камерой и проходящее через втулку под углом относительно продольной оси втулки.
6. Устройство по п.2, в котором втулка включает в себя отверстие, сообщенное текучей средой с нижней камерой и проходящее через втулку перпендикулярно продольной оси втулки.
7. Устройство по п.2, в котором корпус проходит через верхнюю, среднюю и нижнюю камеры.
8. Устройство по п.7, в котором втулка проходит через среднюю и нижнюю камеры.
9. Устройство для введения текучих сред в камеру, содержащее кожух, имеющий верхнюю секцию и нижнюю секцию, элемент инжектора, имеющий корпус с внутренним путем потока, сообщенным текучей средой с верхней секцией, и с внешним путем потока, сообщенным текучей средой с нижней секцией, и плиту инжектора, соединенную с кожухом.
10. Устройство по п.9, в котором верхняя секция включает в себя внутреннюю камеру, окруженную внешней камерой.
11. Устройство по п.10, в котором нижняя секция включает в себя внутреннюю камеру, окруженную внешней камерой.
12. Устройство по п.11, в котором внутренний путь потока сообщен текучей средой с внутренней камерой верхней секции, и внешний путь потока сообщен текучей средой с внутренней камерой нижней секции.
13. Устройство по п.11, в котором внутренний путь потока сообщен текучей средой с внешней камерой верхней секции, и внешний путь потока сообщен текучей средой с внешней камерой нижней секции.
14. Устройство по п.11, дополнительно включающее в себя первый манифольд, соединенный с кожухом и сообщенный текучей средой с внутренней камерой нижней секции кожуха.
15. Устройство по п.14, дополнительно включающее в себя второй манифольд, соединенный с кожухом и сообщенный текучей средой с внешней камерой нижней секции кожуха.
16. Способ введения текучих сред в камеру, содержащий следующие стадии:
подача первой текучей среды в первую секцию кожуха;
подача первой текучей среды через первый путь потока элемента инжектора, установленного в кожухе;
подача второй текучей среды во вторую секцию кожуха;
подача второй текучей среды через второй путь потока элемента инжектора;
введение первой и второй текучих сред в камеру.
17. Способ по п.16, в котором первый и второй пути потока расположены в корпусе элемента инжектора.
18. Способ по п.17, дополнительно содержащий подачу первой текучей среды через отверстие в верхнем конце корпуса и нагнетание первой текучей среды из отверстия в нижнем конце корпуса.
19. Способ по п.18, дополнительно содержащий подачу второй текучей среды через отверстие, расположенное в боковой стенке корпуса, и создание эффекта завихрения при проходе второй текучей среды через второй путь потока.
20. Скважинное устройство для образования пара для введения нагретой смеси текучей среды в коллектор, содержащее секцию введения, включающую в себя кожух, множество элементов инжектора, установленных в кожухе, и плиту инжектора, соединенную с кожухом, секцию сжигания, включающую в себя корпус, соединенный с кожухом и образующий камеру сгорания, при этом элементы инжектора сообщены с камерой сгорания, и секцию парообразования, включающую в себя форсунку, соединенную с корпусом и выполненную с возможностью введения капель текучей среды в камеру сгорания.
21. Устройство по п.20, в котором корпус включает в себя множество каналов, проходящих через стенку корпуса и сообщающихся с форсункой.
22. Устройство по п.21, в котором секция парообразования дополнительно включает в себя множество труб, соединенных с форсунками и корпусом.
23. Устройство по п.22, в котором каналы сообщены с форсунками через трубы.
24. Устройство по п.20, дополнительно содержащее выходное сопло, установленное смежно с секцией парообразования и выполненное с возможностью нагнетания нагретой смеси текучих сред в коллектор.
25. Устройство по п.20, в котором кожух включает в себя окно воспламенителя, проходящее через кожух.
26. Устройство по п.20, в котором кожух включает в себя верхнюю камеру и нижнюю камеру.
27. Устройство по п.26, в котором элементы инжектора сообщены текучей средой с каждой камерой.
28. Устройство по п.20, в котором кожух включает в себя верхний участок, имеющий внутреннюю камеру, окруженную внешней камерой, и нижний участок, имеющий внутреннюю камеру, окруженную внешней камерой.
29. Устройство по п.28, в котором элементы инжектора сообщены текучей средой с внутренними камерами верхнего и нижнего участков.
30. Устройство по п.28, в котором элементы инжектора сообщены текучей средой с внешними камерами верхнего и нижнего участков.
31. Устройство по п.28, в котором секция введения дополнительно включает в себя первый манифольд, сообщенный текучей средой с внутренней камерой нижнего участка, и второй манифольд, сообщенный текучей средой с внешней камерой нижнего участка.
32. Устройство по п.31, в котором первый и второй манифольды имеют круглую форму.
33. Устройство по п.20, в котором корпус дополнительно включает в себя входной манифольд и выходной манифольд, каждый из которых сообщен текучей средой с множеством каналов, проходящих через стенку корпуса.
34. Устройство по п.20, в котором корпус выполнен из бериллиевомедного сплава.
35. Способ введения нагретой смеси текучих сред в коллектор, содержащий следующие стадии:
установка устройства в ствол нагнетательной скважины, сообщенный с коллектором, при этом устройство включает в себя лейнер, имеющий камеру;
подача топлива, окислителя и текучей среды в устройство;
сжигание топлива и окислителя в камере с подачей текучей среды через множество каналов, проходящих через лейнер, нагрев текучей среды и охлаждение лейнера;
введение капель нагретой текучей среды в камеру противотоком с введением топлива и окислителя в камеру и
превращение капель в пар посредством сжигания топлива и окислителя для получения нагретой смеси текучих сред.
36. Способ по п.35, в котором топливом является природный газ, окислителем является смесь кислорода и двуокиси углерода и текучей средой является вода.
37. Способ по п.36, в котором смесь кислорода и двуокиси углерода включает в себя около 5% азота.
38. Способ по п.35, дополнительно содержащий подачу нагретой текучей среды через множество труб, радиально проходящих в камеру.
39. Способ по п.38, дополнительно содержащий введение капель нагретой текучей среды в камеру с использованием форсунки, соединенной с трубами.
40. Способ по п.35, дополнительно содержащий введение нагретой смеси текучих сред в коллектор, при этом нагретая смесь текучих сред включает в себя двуокись углерода с концентрацией от около 10% до около 30% и кислород с концентрацией около 0,5% или около 5%.
41. Способ по п.35, в котором нагретая смесь текучих сред включает в себя пар с его массовым содержанием в диапазоне от около 90% до около 95%.
42. Способ по п.35, дополнительно содержащий поддержание горения с температурой пламени в камере в диапазоне от около 2500% F (1371°С) до около 5500% F (3038°С).
43. Способ по п.35, дополнительно содержащий нагнетание нагретой смеси текучих сред в коллектор при температуре до около 600% F (316°С) и при давлении до около 1800 фунт/дюйм2 (12,4 МПа).
44. Способ по п.35, в котором в стволе нагнетательной скважины внутреннее давление находится в диапазоне от около 800 фунт/дюйм2 (5,5 МПа) до около 1600 фунт/дюйм2 (11 МПа).
45. Способ по п.35, в котором текучая среда включает в себя растворитель, содержащий по меньшей мере одно из следующего: воду, пар, кислород, природный газ, двуокись углерода, окись углерода, метан, азот, водород, углеводороды, кислородсодержащие углеводороды и их комбинации.
46. Способ по п.35, дополнительно содержащий регулирование давления в коллекторе с использованием устройства, установленного в стволе нагнетательной скважины.
47. Способ по п.35, дополнительно содержащий регулирование давления в коллекторе с использованием устройства регулирования давления, установленного в стволе эксплуатационной скважины, сообщающейся с коллектором.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US22664209P | 2009-07-17 | 2009-07-17 | |
| US22665009P | 2009-07-17 | 2009-07-17 | |
| US61/226,650 | 2009-07-17 | ||
| US61/226,642 | 2009-07-17 | ||
| PCT/US2010/042190 WO2011008998A2 (en) | 2009-07-17 | 2010-07-15 | Method and apparatus for a downhole gas generator |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012105473A true RU2012105473A (ru) | 2013-08-27 |
| RU2513737C2 RU2513737C2 (ru) | 2014-04-20 |
Family
ID=43450219
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012105473/03A RU2513737C2 (ru) | 2009-07-17 | 2010-07-15 | Способ и устройство для скважинного газогенератора |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US8387692B2 (ru) |
| CN (1) | CN102472094B (ru) |
| BR (1) | BR112012001165A2 (ru) |
| CA (2) | CA2775448C (ru) |
| RU (1) | RU2513737C2 (ru) |
| WO (1) | WO2011008998A2 (ru) |
Families Citing this family (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102472094B (zh) | 2009-07-17 | 2015-05-20 | 世界能源系统有限公司 | 井下气体生成器的方法及设备 |
| RU2524226C2 (ru) | 2010-03-08 | 2014-07-27 | Уорлд Энерджи Системз Инкорпорейтед | Скважинный парогенератор и способ его использования |
| DE112011101647B4 (de) | 2010-05-13 | 2023-12-28 | Baker Hughes Holdings Llc | Verhinderung oder Abschwächung von durch Verbrennungsgas hervorgerufener Stahlkorrosion |
| US9725999B2 (en) * | 2011-07-27 | 2017-08-08 | World Energy Systems Incorporated | System and methods for steam generation and recovery of hydrocarbons |
| US9115575B2 (en) * | 2011-09-13 | 2015-08-25 | Conocophillips Company | Indirect downhole steam generator with carbon dioxide capture |
| US10174944B2 (en) * | 2012-02-28 | 2019-01-08 | Gas Technology Institute | Combustor assembly and method therefor |
| US9851096B2 (en) | 2012-04-16 | 2017-12-26 | Gas Technology Institute | Steam generator film cooling using produced water |
| US9228738B2 (en) | 2012-06-25 | 2016-01-05 | Orbital Atk, Inc. | Downhole combustor |
| US8881799B2 (en) | 2012-08-03 | 2014-11-11 | K2 Technologies, LLC | Downhole gas generator with multiple combustion chambers |
| AU2012391060B2 (en) * | 2012-09-26 | 2017-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of placing distributed pressure gauges across screens |
| GB2507506B (en) * | 2012-10-31 | 2015-06-10 | Hivis Pumps As | Method of pumping hydrocarbons |
| WO2014093029A1 (en) * | 2012-12-14 | 2014-06-19 | World Energy Systems Incorporated | Measurement and control system for a downhole tool |
| US9249972B2 (en) | 2013-01-04 | 2016-02-02 | Gas Technology Institute | Steam generator and method for generating steam |
| US9291041B2 (en) | 2013-02-06 | 2016-03-22 | Orbital Atk, Inc. | Downhole injector insert apparatus |
| US10174598B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-01-08 | Gas Technology Institute | Tight-shale oil production tool |
| WO2014149326A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-09-25 | World Energy Systems Incorporated | Downhole steam generator control system |
| CN103527162B (zh) * | 2013-09-18 | 2016-10-05 | 成都发动机（集团）有限公司 | 用于石油稠油开采的蒸汽发生器 |
| EP3052581B1 (en) | 2013-09-30 | 2019-11-13 | Saudi Arabian Oil Company | Chemical based well kickoff system for naturally flowing wells |
| US10273790B2 (en) * | 2014-01-14 | 2019-04-30 | Precision Combustion, Inc. | System and method of producing oil |
| CN103900070B (zh) * | 2014-03-25 | 2016-05-18 | 成都发动机（集团）有限公司 | 一种可移动式混燃蒸汽发生装置 |
| US20150316256A1 (en) * | 2014-05-02 | 2015-11-05 | Air Products And Chemicals, Inc. | Oil Burner With Monitoring |
| CN104595929A (zh) * | 2014-12-01 | 2015-05-06 | 成都发动机（集团）有限公司 | 旋流水膜冷却式燃烧室 |
| WO2016101077A1 (en) * | 2014-12-24 | 2016-06-30 | Resource Innovations Inc. | Apparatus and method for managing downhole combustion |
| CA2975611C (en) * | 2015-02-07 | 2019-09-17 | World Energy Systems Incorporated | Stimulation of light tight shale oil formations |
| US10641481B2 (en) * | 2016-05-03 | 2020-05-05 | Energy Analyst Llc | Systems and methods for generating superheated steam with variable flue gas for enhanced oil recovery |
| US20200291761A1 (en) * | 2017-10-05 | 2020-09-17 | Surgitech Inc. | Unique chemical delivery method for stimulating production in oil and gas wells |
| US11352847B2 (en) | 2019-01-08 | 2022-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole chemical reactor and gas generator with passive or active control |
| US11193361B1 (en) * | 2020-07-17 | 2021-12-07 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods, systems, and devices to enhance fracturing fluid delivery to subsurface formations during high-pressure fracturing operations |
| CN114658404B (zh) * | 2022-05-05 | 2023-10-13 | 长江大学 | 一种稠油热采注汽装置和方法 |
Family Cites Families (86)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU76100A1 (ru) * | 1948-02-10 | 1948-11-30 | Б.С. Гриненко | Способ генерировани парогазовой смеси |
| US3456721A (en) * | 1967-12-19 | 1969-07-22 | Phillips Petroleum Co | Downhole-burner apparatus |
| US3700035A (en) * | 1970-06-04 | 1972-10-24 | Texaco Ag | Method for controllable in-situ combustion |
| US3980137A (en) * | 1974-01-07 | 1976-09-14 | Gcoe Corporation | Steam injector apparatus for wells |
| US4026357A (en) * | 1974-06-26 | 1977-05-31 | Texaco Exploration Canada Ltd. | In situ gasification of solid hydrocarbon materials in a subterranean formation |
| US3982592A (en) * | 1974-12-20 | 1976-09-28 | World Energy Systems | In situ hydrogenation of hydrocarbons in underground formations |
| US3982591A (en) * | 1974-12-20 | 1976-09-28 | World Energy Systems | Downhole recovery system |
| US4078613A (en) * | 1975-08-07 | 1978-03-14 | World Energy Systems | Downhole recovery system |
| US4199024A (en) * | 1975-08-07 | 1980-04-22 | World Energy Systems | Multistage gas generator |
| US4024912A (en) * | 1975-09-08 | 1977-05-24 | Hamrick Joseph T | Hydrogen generating system |
| US4050515A (en) * | 1975-09-08 | 1977-09-27 | World Energy Systems | Insitu hydrogenation of hydrocarbons in underground formations |
| US4159743A (en) * | 1977-01-03 | 1979-07-03 | World Energy Systems | Process and system for recovering hydrocarbons from underground formations |
| US4118925A (en) * | 1977-02-24 | 1978-10-10 | Carmel Energy, Inc. | Combustion chamber and thermal vapor stream producing apparatus and method |
| US4244684A (en) * | 1979-06-12 | 1981-01-13 | Carmel Energy, Inc. | Method for controlling corrosion in thermal vapor injection gases |
| US4456068A (en) * | 1980-10-07 | 1984-06-26 | Foster-Miller Associates, Inc. | Process and apparatus for thermal enhancement |
| US4459101A (en) * | 1981-08-28 | 1984-07-10 | Foster-Miller Associates, Inc. | Burner systems |
| US4411618A (en) * | 1980-10-10 | 1983-10-25 | Donaldson A Burl | Downhole steam generator with improved preheating/cooling features |
| US4336839A (en) * | 1980-11-03 | 1982-06-29 | Rockwell International Corporation | Direct firing downhole steam generator |
| 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 |
| US4380267A (en) * | 1981-01-07 | 1983-04-19 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Downhole steam generator having a downhole oxidant compressor |
| US4366860A (en) * | 1981-06-03 | 1983-01-04 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Downhole steam injector |
| US4421163A (en) * | 1981-07-13 | 1983-12-20 | Rockwell International Corporation | Downhole steam generator and turbopump |
| US4930454A (en) * | 1981-08-14 | 1990-06-05 | Dresser Industries, Inc. | Steam generating system |
| US4463803A (en) * | 1982-02-17 | 1984-08-07 | Trans Texas Energy, Inc. | Downhole vapor generator and method of operation |
| US4442898A (en) * | 1982-02-17 | 1984-04-17 | Trans-Texas Energy, Inc. | Downhole vapor generator |
| US4475883A (en) * | 1982-03-04 | 1984-10-09 | Phillips Petroleum Company | Pressure control for steam generator |
| US5055030A (en) * | 1982-03-04 | 1991-10-08 | Phillips Petroleum Company | Method for the recovery of hydrocarbons |
| US4861263A (en) * | 1982-03-04 | 1989-08-29 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for the recovery of hydrocarbons |
| US4498531A (en) * | 1982-10-01 | 1985-02-12 | Rockwell International Corporation | Emission controller for indirect fired downhole steam generators |
| US4498542A (en) * | 1983-04-29 | 1985-02-12 | Enhanced Energy Systems | Direct contact low emission steam generating system and method utilizing a compact, multi-fuel burner |
| US4648835A (en) * | 1983-04-29 | 1987-03-10 | Enhanced Energy Systems | Steam generator having a high pressure combustor with controlled thermal and mechanical stresses and utilizing pyrophoric ignition |
| US4558743A (en) * | 1983-06-29 | 1985-12-17 | University Of Utah | Steam generator apparatus and method |
| US4648435A (en) * | 1983-07-20 | 1987-03-10 | Frank S. Beckerer, Jr. | Boat window |
| US4604988A (en) * | 1984-03-19 | 1986-08-12 | Budra Research Ltd. | Liquid vortex gas contactor |
| US4597441A (en) * | 1984-05-25 | 1986-07-01 | World Energy Systems, Inc. | Recovery of oil by in situ hydrogenation |
| US4691771A (en) * | 1984-09-25 | 1987-09-08 | Worldenergy Systems, Inc. | Recovery of oil by in-situ combustion followed by in-situ hydrogenation |
| US4682471A (en) * | 1985-11-15 | 1987-07-28 | Rockwell International Corporation | Turbocompressor downhole steam-generating system |
| US4678039A (en) * | 1986-01-30 | 1987-07-07 | Worldtech Atlantis Inc. | Method and apparatus for secondary and tertiary recovery of hydrocarbons |
| US4706751A (en) * | 1986-01-31 | 1987-11-17 | S-Cal Research Corp. | Heavy oil recovery process |
| DE3612946A1 (de) * | 1986-04-17 | 1987-10-22 | Kernforschungsanlage Juelich | Verfahren und vorrichtung zur erdoelfoerderung |
| CA1289868C (en) * | 1987-01-13 | 1991-10-01 | Robert Lee | Oil recovery |
| US4865130A (en) * | 1988-06-17 | 1989-09-12 | Worldenergy Systems, Inc. | Hot gas generator with integral recovery tube |
| US5163511A (en) * | 1991-10-30 | 1992-11-17 | World Energy Systems Inc. | Method and apparatus for ignition of downhole gas generator |
| CA2128761C (en) * | 1993-07-26 | 2004-12-07 | Harry A. Deans | Downhole radial flow steam generator for oil wells |
| US5412981A (en) * | 1993-09-07 | 1995-05-09 | The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration | Apparatus for testing high pressure injector elements |
| RU2087802C1 (ru) * | 1994-04-21 | 1997-08-20 | Конструкторское бюро химавтоматики | Способ получения парогаза и устройство для его осуществления |
| US5488990A (en) * | 1994-09-16 | 1996-02-06 | Marathon Oil Company | Apparatus and method for generating inert gas and heating injected gas |
| US5832999A (en) * | 1995-06-23 | 1998-11-10 | Marathon Oil Company | Method and assembly for igniting a burner assembly |
| CN1079885C (zh) * | 1995-12-27 | 2002-02-27 | 国际壳牌研究有限公司 | 无焰燃烧器和其点火方法 |
| RU2115065C1 (ru) * | 1996-12-17 | 1998-07-10 | Закрытое акционерное общество "Отделение морских систем ОКБ им.П.О.Сухого" | Способ и устройство для получения нагретого теплоносителя |
| US5862858A (en) * | 1996-12-26 | 1999-01-26 | Shell Oil Company | Flameless combustor |
| 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 |
| 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 |
| CN2358341Y (zh) * | 1999-02-12 | 2000-01-12 | 张广卿 | 热采蒸汽－烟气发生器 |
| CN2409334Y (zh) * | 2000-02-15 | 2000-12-06 | 杨正文 | 稠油热采蒸汽、燃气混合注气装置 |
| US7287589B2 (en) * | 2000-03-02 | 2007-10-30 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment system and method |
| US6358040B1 (en) * | 2000-03-17 | 2002-03-19 | Precision Combustion, Inc. | Method and apparatus for a fuel-rich catalytic reactor |
| US7090013B2 (en) * | 2001-10-24 | 2006-08-15 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids |
| US7114566B2 (en) * | 2001-10-24 | 2006-10-03 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation using a natural distributed combustor |
| US6733207B2 (en) * | 2002-03-14 | 2004-05-11 | Thomas R. Liebert, Jr. | Environmental remediation system and method |
| RU2226646C2 (ru) * | 2002-05-06 | 2004-04-10 | Сиразиев Рауф Галяувич | Парогенератор |
| US6802178B2 (en) * | 2002-09-12 | 2004-10-12 | The Boeing Company | Fluid injection and injection method |
| US6973968B2 (en) * | 2003-07-22 | 2005-12-13 | Precision Combustion, Inc. | Method of natural gas production |
| US20050239661A1 (en) * | 2004-04-21 | 2005-10-27 | Pfefferle William C | Downhole catalytic combustion for hydrogen generation and heavy oil mobility enhancement |
| US20060042794A1 (en) * | 2004-09-01 | 2006-03-02 | Pfefferle William C | Method for high temperature steam |
| EP1807656B1 (de) * | 2004-11-03 | 2019-07-03 | Ansaldo Energia IP UK Limited | Vormischbrenner |
| WO2006055670A2 (en) * | 2004-11-16 | 2006-05-26 | Hyperion Catalysis International, Inc. | Methods for preparing catalysts supported on carbon nanotube networks |
| US20060162923A1 (en) * | 2005-01-25 | 2006-07-27 | World Energy Systems, Inc. | Method for producing viscous hydrocarbon using incremental fracturing |
| WO2006110451A2 (en) * | 2005-04-08 | 2006-10-19 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural And Mechanical College | Gas-assisted gravity drainage (gagd) process for improved oil recovery |
| US7341102B2 (en) * | 2005-04-28 | 2008-03-11 | Diamond Qc Technologies Inc. | Flue gas injection for heavy oil recovery |
| US7790018B2 (en) * | 2005-05-11 | 2010-09-07 | Saudia Arabian Oil Company | Methods for making higher value products from sulfur containing crude oil |
| US7640987B2 (en) * | 2005-08-17 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communicating fluids with a heated-fluid generation system |
| MX2008008870A (es) * | 2006-01-09 | 2008-10-23 | Direct Comb Technologies | Generador de vapor de combustion directa. |
| US8091625B2 (en) * | 2006-02-21 | 2012-01-10 | World Energy Systems Incorporated | Method for producing viscous hydrocarbon using steam and carbon dioxide |
| US20070284107A1 (en) * | 2006-06-02 | 2007-12-13 | Crichlow Henry B | Heavy Oil Recovery and Apparatus |
| US20080017381A1 (en) * | 2006-06-08 | 2008-01-24 | Nicholas Baiton | Downhole steam generation system and method |
| RU2316648C1 (ru) * | 2006-07-18 | 2008-02-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Забойный парогазогенератор |
| US7497253B2 (en) * | 2006-09-06 | 2009-03-03 | William B. Retallick | Downhole steam generator |
| US20080078552A1 (en) * | 2006-09-29 | 2008-04-03 | Osum Oil Sands Corp. | Method of heating hydrocarbons |
| US7712528B2 (en) * | 2006-10-09 | 2010-05-11 | World Energy Systems, Inc. | Process for dispersing nanocatalysts into petroleum-bearing formations |
| US7770646B2 (en) * | 2006-10-09 | 2010-08-10 | World Energy Systems, Inc. | System, method and apparatus for hydrogen-oxygen burner in downhole steam generator |
| US7628204B2 (en) * | 2006-11-16 | 2009-12-08 | Kellogg Brown & Root Llc | Wastewater disposal with in situ steam production |
| CN201053311Y (zh) * | 2007-06-08 | 2008-04-30 | 杨文俊 | 高压高温蒸汽氮气二氧化碳发生器 |
| CN102472094B (zh) | 2009-07-17 | 2015-05-20 | 世界能源系统有限公司 | 井下气体生成器的方法及设备 |
| US20110036095A1 (en) * | 2009-08-11 | 2011-02-17 | Zero-Co2 Llc | Thermal vapor stream apparatus and method |
| RU2524226C2 (ru) * | 2010-03-08 | 2014-07-27 | Уорлд Энерджи Системз Инкорпорейтед | Скважинный парогенератор и способ его использования |
-
2010
- 2010-07-15 CN CN201080032416.1A patent/CN102472094B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-07-15 CA CA2775448A patent/CA2775448C/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-07-15 BR BR112012001165A patent/BR112012001165A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2010-07-15 WO PCT/US2010/042190 patent/WO2011008998A2/en active Application Filing
- 2010-07-15 CA CA2896436A patent/CA2896436C/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-07-15 RU RU2012105473/03A patent/RU2513737C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-07-15 US US12/836,992 patent/US8387692B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2013
- 2013-02-15 US US13/768,872 patent/US8678086B2/en active Active
-
2014
- 2014-03-10 US US14/203,181 patent/US9422797B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2775448C (en) | 2015-10-27 |
| US8678086B2 (en) | 2014-03-25 |
| BR112012001165A2 (pt) | 2016-03-01 |
| WO2011008998A3 (en) | 2011-05-05 |
| US20130140027A1 (en) | 2013-06-06 |
| US20140231078A1 (en) | 2014-08-21 |
| CN102472094B (zh) | 2015-05-20 |
| US9422797B2 (en) | 2016-08-23 |
| RU2513737C2 (ru) | 2014-04-20 |
| US20110127036A1 (en) | 2011-06-02 |
| CA2896436C (en) | 2017-02-07 |
| CA2775448A1 (en) | 2011-01-20 |
| CN102472094A (zh) | 2012-05-23 |
| WO2011008998A2 (en) | 2011-01-20 |
| CA2896436A1 (en) | 2011-01-20 |
| US8387692B2 (en) | 2013-03-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2012105473A (ru) | Способ и устройство для скважинного газогенератора | |
| US9228738B2 (en) | Downhole combustor | |
| US9528359B2 (en) | Downhole steam generator and method of use | |
| RU2586561C2 (ru) | Огневой теплогенератор, система и способ повышения нефтеотдачи пласта | |
| CN114837643B (zh) | 一种基于多通道连续管的井下热流体发生方法和设备 | |
| RU205176U1 (ru) | Инжектор парогенератора | |
| US20230383942A1 (en) | Steam generator tool | |
| RU2010144105A (ru) | Жидкостный ракетный двигатель открытой схемы | |
| CN105135429A (zh) | 一种裂解气化的燃烧器及其燃烧方法 | |
| CN103313798B (zh) | 燃烧热发生器和用于增强的油开采的系统和方法 | |
| RU95027U1 (ru) | Забойный парогазогенератор на монотопливе | |
| RU2588509C1 (ru) | Забойный парогазогенератор | |
| CN114837643A (zh) | 一种基于多通道连续管的井下热流体发生方法和设备 | |
| WO2008045408B1 (en) | Method for producing viscous hydrocarbon using steam and carbon dioxide |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190716 |