RU2349745C2 - Способ обработки подземного пласта для конверсии органического вещества в извлекаемые углеводороды (варианты) - Google Patents
Способ обработки подземного пласта для конверсии органического вещества в извлекаемые углеводороды (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2349745C2 RU2349745C2 RU2006101868/03A RU2006101868A RU2349745C2 RU 2349745 C2 RU2349745 C2 RU 2349745C2 RU 2006101868/03 A RU2006101868/03 A RU 2006101868/03A RU 2006101868 A RU2006101868 A RU 2006101868A RU 2349745 C2 RU2349745 C2 RU 2349745C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- conductive material
- electrically conductive
- well
- wells
- electrodes
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 55
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 37
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 33
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 33
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 19
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 title description 16
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 34
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 claims description 18
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 claims description 18
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 claims description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 8
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 3
- 239000011275 tar sand Substances 0.000 claims description 2
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 30
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 29
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 25
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 15
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 3
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 3
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 238000006056 electrooxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 2
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000010880 spent shale Substances 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052580 B4C Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001208 Crucible steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 229910021418 black silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- INAHAJYZKVIDIZ-UHFFFAOYSA-N boron carbide Chemical compound B12B3B4C32B41 INAHAJYZKVIDIZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002008 calcined petroleum coke Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 description 1
- 239000011195 cermet Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000011173 large scale experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
Images
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
- E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2405—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection in association with fracturing or crevice forming processes
-
- 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Настоящая группа изобретений относится к обработке подземного пласта для конверсии органического вещества в извлекаемые углеводороды. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа. В соответствии с изобретением способ включает следующие этапы: обеспечивание, по меньшей мере, одной скважины, проходящей в обрабатываемый интервал в подземном пласте; создание, по меньшей мере, одного разрыва от, по меньшей мере, одной скважины, который пересекает, по меньшей мере, одну скважину; помещение электропроводного материала в разрыве; осуществление контакта двух электродов с электропроводным материалом; приложение напряжения к двум электродам для пропускания электрического тока по разрыву таким образом, что электрический ток проходит, по меньшей мере, по части электропроводного материала и достаточное тепло вырабатывают электрическим удельным сопротивлением в части электропроводного материала для осуществления пиролиза, по меньшей мере, части твердого органического вещества в извлекаемые углеводороды. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Область техники
Настоящее изобретение относится к способам обработки подземного пласта для конверсии органического вещества в извлекаемые углеводороды. В частности, настоящее изобретение относится к способам, которые включают следующие этапы: обеспечение скважин в пласте, создание разрывов в пласте, каждый из которых пересекает, по меньшей мере одну, скважину; размещение электропроводного материала в разрывах и пропускание электрического тока по разрывам и по электропроводному материалу для получения достаточного количества тепла, вырабатываемого электрическим удельным сопротивлением в электропроводном материале для осуществления пиролиза органического вещества в извлекаемые углеводороды.
Предшествующий уровень техники
Нефтяные сланцы, нефтематеринские породы и другие имеющие значительное содержание органических веществ породы содержат кероген - твердый предшественник углеводорода, который при его конверсии дает извлекаемые нефть и газ в результате его нагревания. Добыча нефти и газа из содержащих кероген пород сопряжена с двумя трудностями. Во-первых, твердый кероген необходимо превратить в нефть и газ, которые будут протекать через породу. При нагревании керогена он подвергается пиролизу, химическим реакциям, которые нарушают связи и формируют такие меньшие молекулы, как нефть и газ. Вторая трудность добычи углеводорода из нефтяных сланцев и других имеющих значительное содержание органического вещества пород заключается в том, что эти породы обычно имеют очень низкую проницаемость. При нагревании породы и преобразования керогена в нефть и газ проницаемость повышается.
Для добычи нефти и газа из содержащих кероген пород предложено несколько технологий.
Приповерхностные нефтяные.сланцы разрабатывают и перегоняют на поверхности уже в течение более ста лет. В 1862 г. Джеймс Янг начал перерабатывать шотландские сланцы, и это предприятие действовало почти 100 лет. Промышленная перегонка нефтяных сланцев также проводится в таких странах, как Австралия, Бразилия, Китай, Эстония, Франция, Россия, Южная Африка, Испания и Швеция. Но эта работа в последние годы почти прекратилась, поскольку оказалась нерентабельной и ввиду экологических ограничений, налагаемых на удаление отработанных сланцев (ссылка 26). Помимо этого, для перегонки на поверхности требуется разработка нефтяного сланца, и это обстоятельство ограничивает ее пластами малой глубины залегания.
Способы перегонки нефтяных сланцев на месте были разработаны и прошли экспериментальные испытания на месторождении «Грин Ривер» в Соединенных Штатах. Переработка на месте дает некоторые преимущества, т.к. снижаются затраты на погрузку/разгрузку материала и на удаление отработанных сланцев. Согласно проводимым на месте экспериментальным испытаниям нефтяные сланцы сначала дробили, и потом сжигание проводили при помощи нагнетания воздуха. Для эффективного охвата сжиганием главным условием является обеспечение раздробленного слоя, имеющего, по существу, единообразный размер дробления и, по существу, единообразное распределение незаполненного продуктом пространства пласта. Размер дробления составлял порядка нескольких дюймов.
Два модифицированных экспериментальных испытания были проведены компаниями «Оксидентал» и «Рио Бланко» (ссылки 1, 21). Часть нефтяных сланцев добывалась для создания незаполненного продуктом пространства пласта, и затем остальную их часть дробили с помощью взрывчатых веществ. Воздух нагнетали сверху камеры дробления, затем сланец поджигали, и фронт сжигания перемещался вниз. Перегоняемая нефть перед этим фронтом стекала вниз и там отбиралась.
В другом экспериментальном испытании «настоящий» геокинетический способ создавал объем раздробления, и согласно этому способу выполняли точно рассчитанное размещение взрывчатых веществ, взрыв которых поднимал 12-метровую верхнюю часть разреза (ссылка 23). Воздух нагнетали по стволам скважин в конце объема раздробления, и фронт сжигания перемещался горизонтально. Нефтяные сланцы перегонялись впереди горения; нефть стекала книзу раздробленного объема и, в конечном счете, в добывающие скважины.
Результаты этих проводимых на месте экспериментальных испытаний по сжиганию были успешными, но эти способы внедрены не были по той причине, что их сочли экономически невыгодными. Основными затратами были расходы на раздробление нефтяного сланца и на сжатие воздуха.
Некоторые изобретатели предложили сжигание на месте в нефтяных сланцах, в которых выполнены гидравлические разрывы, но проведенные полевые испытания обеспечивали ограниченную зону досягания от ствола скважины (ссылки 10, 11, 17).
Перегонка на месте за счет теплопроводности от нагретых стволов скважин была изобретена Люнгстремом в 1940 г. и впервые была выполнена компанией "Swedish Shale Oil Co.", действующее предприятие которой работало с 1944 г. до 1950-х гг. (ссылки 19, 24). Этот способ применялся для проницаемых нефтяных сланцев на глубине 6-24 м в Норрторпе, Швеция. Это месторождение разрабатывалось шестиугольными участками, и при этом вокруг каждой подающей пар скважины находились шесть нагревающих скважин. Интервал между скважинами составлял 2,2 м. Электрические резистивные нагреватели в стволах скважины подавали тепло в течение пяти месяцев, и при этом температура в эксплуатационных скважинах поднималась до 400°С. Добыча углеводородов паром начиналась с 280°С и продолжалась и после нагревания. Пары конденсировались в легкую нефтепродукцию с удельным весом 0,87.
Van Meurs и др. разработали метод теплопроводного нагревания из стволов скважин (ссылка 24). Запатентованный ими способ заключается в нагревании непроницаемых нефтяных сланцев нагревающими скважинами до 600°С с интервалом между скважинами свыше 6 м. Согласно этому техническому решению теплонагнетательные скважины можно нагревать либо электрическими резистивными нагревателями, либо газовыми нагревателями. Авторы указанного способа провели полевые испытания в обнажающемся нефтесланцевом пласте в скважинах глубиной 6-12 м с интервалом 0,6 м. После трех месяцев температура в испытательном участке достигла 300°С. Показатели дебита нефти согласно пробе Фишера составили 90%. Авторы отметили, что проницаемость повышалась между скважинами, и они полагают, что это может быть обусловлено горизонтальными разрывами, сформированными объемным расширением вследствие реакции конверсии керогена в углеводороды.
Поскольку теплопроводное нагревание ограничено расстояниями в несколько метров, теплопроводное нагревание из стволов скважин нужно создавать в очень тесно расположенных друг к другу скважинах. Это обстоятельство ограничивает экономическую применимость этого способа для нефтяных сланцев очень малой глубины залегания.
Covell и др. предложили перегонку раздробленного слоя нефтяного сланца путем газификации и сжигания находящегося под ними угольного пласта (ссылка 5). Для этого способа, названного «полным извлечением энергии запаса месторождения», требуется направленная вверх конвекция горячих дымовых газов (727°С) из угольного пласта в раздробленный слой нефтяного сланца. Модели прогнозируют срок эксплуатации длительностью в 20 суток с дебитом нефти в 89% по пробе Фишера. Крупномасштабные эксперименты с нагнетанием горячих дымовых газов в слои блоков нефтяных сланцев показали значительное закоксовывание и растрескивание с дебитом нефти в 68% по пробе Фишера. Как и в случае перегонки нефтяных сланцев на месте, раздробление нефтяных сланцев согласно этому способу ограничивает его нефтяными сланцами малой глубины залегания и связано со значительными затратами.
Passey и др. предлагают способ получения углеводородов из имеющих значительное содержание органических веществ пород путем выполнения на месте сжигания нефти в прилегающем продуктивном пласте (ссылка 16). При нагревании до температур свыше 250°С кероген в упомянутых породах превращается в нефть и газ затем добываемые. Проницаемость пород, имеющих значительное содержание органических веществ, возрастает в результате преобразования керогена. Этот способ ограничен имеющими значительное содержание органических веществ породами, которые имеют природный нефтяной резервуар в примыкающем пласте.
При перегонке на месте электромагнитным нагреванием пласта электромагнитная энергия проходит по пласту, и порода нагревается за счет электрического сопротивления или за счет поглощения диэлектрической энергии. Насколько нам известно, этот способ не применялся для нефтяных сланцев, но были проведены полевые испытания в пластах тяжелой нефти.
Техническая возможность проведения нагрева сопротивлением в подземном пласте продемонстрирована в экспериментальном испытании с тяжелой нефтью, в котором «электрический предварительный нагрев» был использован для пропускания электрического тока между двумя скважинами в целях уменьшения вязкости и создания каналов сообщения между скважинами для совместного следования с потоком водяного пара (ссылка 4). Нагрев сопротивлением в подземном пласте запатентован и применен в промышленном масштабе при помощи метода пропускания переменного тока или радиочастотной электроэнергии между расположенными друг над другом проводящими разрывами или электродами в одной и той же скважине (ссылки 14, 6, 15, 12). Ссылка №7 описывает нагрев сопротивлением в пласте путем пропускания переменного тока между разными скважинами. Другие ссылки описывают способы создания эффективного электрода в стволе скважины (ссылки 20, 8). Ссылка №27 описывает способ, согласно которому электрический ток проходит по разрыву, соединяющему две скважины для начала протекания тока в толще окружающего пласта, при этом пласт нагревается в первую очередь в связи с объемным электрическим сопротивлением пласта.
Нагрев сопротивлением пласта низкочастотным электромагнитным возбуждением ограничен температурами ниже температуры кипения воды в данном месте для обеспечения пропускной способности породы по току. Поэтому конверсия керогена не является применимой в тех случаях, когда для конверсии в промышленном масштабе нужны гораздо более высокие температуры.
Высокочастотное нагревание (радио- или сверхвысокая частота) обеспечивает возможность закорачивания сухой породы, чтобы ее можно было использовать для осуществления нагревания до более высоких температур. Маломасштабный полевой эксперимент подтвердил, что высокие температуры и конверсия керогена достижимы (ссылка №2). Проникновение ограничивается несколькими метрами (ссылка №25), и поэтому для этого способа потребуется большое число стволов скважин, и его экономичность будет маловероятной.
Согласно способам, которые применяют электрод для приложения электрического возбуждения непосредственно к пласту, электрическая энергия проходит по пласту и преобразуется в тепло. Один из патентов предлагает тепловое нагревание газового гидрата от электропроводного расклинивающего наполнителя только в одной скважине, причем ток идет в разрыв и предположительно в землю (ссылка №9).
Даже ввиду существующих и предлагаемых в настоящее время технологий целесообразно обеспечить усовершенствованные способы обработки пластов для конверсии органического материала в извлекаемые углеводороды.
Поэтому цель настоящего изобретения заключается в создании упомянутых усовершенствованных способов. Прочие объекты настоящего изобретения поясняются в приводимом ниже описании изобретения.
Сущность изобретения
Согласно изобретению создан способ обработки подземного пласта, содержащего твердое органическое вещество, включающий следующие этапы:
обеспечение, по меньшей мере, одной скважины, проходящей в обрабатываемый интервал в подземном пласте;
создание, по меньшей мере, одного разрыва от, по меньшей мере, одной скважины, который пересекает, по меньшей мере, одну скважину;
помещение электропроводного материала в разрыве;
осуществление контакта двух электродов с электропроводным материалом;
приложение напряжения к двум электродам для пропускания электрического тока по разрыву таким образом, что электрический ток проходит по, по меньшей мере, части электропроводного материала, и достаточное тепло вырабатывается электрическим удельным сопротивлением в части электропроводного материала для осуществления пиролиза, по меньшей мере, части твердого органического вещества в извлекаемые углеводороды.
Подземный пласт может содержать нефтяные сланцы.
Скважины могут быть, по существу, вертикальными или горизонтальными.
Разрыв может быть, по существу, горизонтальным, вертикальным или продольным по отношению к скважине, от которой он создан.
Электропроводный материал может содержать расклинивающий наполнитель.
Электропроводным материалом может быть электропроводный цемент.
При осуществлении способа могут обеспечиваться, по меньшей мере, две скважины, проходящие в обрабатываемый интервал в подземном пласте, и разрыв пересекает, по меньшей мере, две скважины.
Согласно другому варианту выполнения способ обработки подземного пласта тяжелой нефти или битуминозного песка, содержащего углеводороды, включает следующие этапы:
обеспечение, по меньшей мере, одной скважины, проходящей в обрабатываемый интервал в подземном пласте;
создание, по меньшей мере, одного разрыва от, по меньшей мере, одной скважины, который пересекает, по меньшей мере, одну скважину;
помещение электропроводного расклинивающего материала в разрыв;
осуществление контакта двух электродов с электропроводным материалом;
приложение напряжения к двум электродам для пропускания электрического тока по разрыву таким образом, что электрический ток проходит по, по меньшей мере, части электропроводного материала, и достаточное тепло вырабатывается электрическим удельным сопротивлением в части электропроводного материала для уменьшения вязкости, по меньшей мере, части углеводородов.
Настоящее изобретение использует электропроводный материал в качестве резистивного нагревателя. Электрический ток проходит в основном по резистивному нагревателю, состоящему из электропроводного материала. В этом резистивном нагревателе электроэнергия преобразуется в тепловую энергию, и эта энергия транспортируется в пласт теплопередачей.
В общем, настоящее изобретение представляет собой способ получения углеводородов из пород, имеющих значительное содержание органических веществ (т.е. нефтематеринских пород, нефтяных сланцев). Этот способ применяет электрическое нагревание пород, имеющих значительное содержание органических веществ. Действующий на месте электрический нагреватель создается введением электропроводного материала в разрыв в содержащем органические вещества пласте, в котором выполняется данный способ. В описании настоящего изобретения используется термин «гидравлический разрыв». Но изобретение не ограничивается его применением в гидравлических разрывах. Настоящее изобретение целесообразно для его применения в любом разрыве, созданном любым целесообразным по мнению специалиста образом.
Краткое описание чертежей
Преимущества настоящего изобретения поясняются из приводимого ниже подробного описания со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1 показывает один вариант осуществления настоящего изобретения;
фиг.2 показывает другой вариант осуществления настоящего изобретения;
фиг.3, 4, и 5 показывают лабораторный эксперимент, проведенный для испытания способа согласно настоящему изобретению.
Изобретение поясняется описанием предпочтительных вариантов осуществления изобретения, но подразумевается, что изобретение не ограничивается ими. Напротив, изобретение включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, которые можно включить в идею и диапазон настоящего описания, определяемые прилагаемой формулой изобретения.
Подробное описание изобретения
Фиг.1 показывает вариант применения данного способа.
Согласно способу, показанному на фиг.1, тепло 10 направляют через, по существу, горизонтальный гидравлический разрыв 12, расклиненный имеющими, по существу, размер песка частицами электропроводного материала (на фиг.1 не показано). Напряжение 14 прилагается в две скважины 16 и 18, проходящие в разрыв 12. Предпочтительным является переменное напряжение 14, т.к. переменный ток легче генерировать и он сводит к минимуму электрохимическую коррозию, в противоположность постоянному напряжению. Но для данного изобретения целесообразной является любая форма электрической энергии, включая, помимо прочего, постоянный ток. Расклиненный разрыв 12 действует как нагревающий элемент, проходящий по нему электрический ток генерирует тепло 10 за счет нагрева сопротивлением. Тепло 10 передается за счет теплопроводности в породу 15, имеющую значительное содержание органических веществ и окружающую разрыв 12. В результате этого имеющая значительное содержание органических веществ порода 15 нагревается в достаточной степени, чтобы преобразовать содержащийся в породе 15 кероген в углеводороды. Сформированные углеводороды затем добывают известными способами. Фиг.1 показывает способ согласно настоящему изобретению с одним горизонтальным гидравлическим разрывом 12 и одной парой вертикальных скважин 16, 18. Способ согласно настоящему изобретению не ограничивается осуществлением согласно фиг.1. Возможные варианты включают использование горизонтальных скважин и/или вертикальных разрывов. Производственные варианты могут предусматривать применение нескольких разрывов и нескольких скважин, расположенных в определенной конфигурации или линейно. Главное отличие настоящего изобретения от прочих способов обработки пластов пород, имеющих органическое вещество, заключается в том, что выполненный на месте нагревающий элемент создается проведением электрического тока по разрыву, содержащему электропроводный материал, в результате чего достаточное тепло генерируется электрическим удельным сопротивлением в материале в целях осуществления пиролиза, по меньшей мере, части органического вещества в извлекаемые углеводороды.
Для генерирования напряжения/тока в электропроводном материале в разрывах можно использовать любые средства, известные специалистам в данной области техники. Хотя количество тепла и соответствующее количество электрического тока, требуемые для формирования извлекаемых углеводородов, могут изменяться в зависимости от типа пород, имеющих значительное содержание органических веществ, эти количества можно определить методами, известными из уровня техники. Например, кинетические параметры для нефтяных сланцев месторождения Грин Ривер указывают на то, что при нагревании порядка 100°С (180°F) в год полная конверсия керогена произойдет при температуре около 324°С (615°F). Пятьдесят процентов конверсии произойдет при температуре около 291°С (555°F), но, вероятно, потребуется несколько лет, чтобы достичь таких значений глубины проникновения тепла, которые нужны для формирования экономичных запасов.
Вероятно, что в ходе термической конверсии проницаемость нефтяных сланцев повысится. Это может быть обусловлено увеличенным объемом пор, имеющимся для протекания при конверсии твердого керогена в жидкие или газообразные углеводороды, либо это может быть обусловлено формированием разрывов при конверсии керогена в углеводороды с одновременным существенным увеличением его объема в замкнутой системе. Если первоначальная проницаемость слишком низка для обеспечения возможности выхода углеводородов, то излишнее поровое давление обязательно станет причиной образования разрывов.
Образованные углеводороды можно добывать по тем же скважинам, по которым электроэнергия поступает в проводящие разрывы, либо можно использовать дополнительные скважины. Можно использовать любой известный специалистам способ добычи извлекаемых углеводородов.
На Фиг.2 показан предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения. Фиг.2 показывает вариант применения способа, согласно которому тепло подается по множеству, по существу, вертикальных гидравлических разрывов 22, расклиненных частицами электропроводного материала (на фиг.2 не показано). Каждый гидравлический разрыв 22 является продольным по отношению к скважине, от которой он создан. Напряжение 24 прилагается по двум или более скважинам 26, 28, проходящим в разрывы 22. В этом варианте осуществления скважины 26 являются, по существу, горизонтальными, и скважины 28 являются, по существу, вертикальными. Переменное напряжение 24 является предпочтительным, поскольку переменный ток легче генерировать, и он сводит к минимуму электрохимическую коррозию - в противоположность постоянному напряжению. Для применения в настоящем изобретении целесообразным является любой вид энергии, включая, помимо прочего, постоянный ток. Согласно Фиг.2 положительные выводы электрических цепей, генерирующих напряжение 24, расположены в скважинах 26, и отрицательные выводы цепей находятся в скважинах 28. Расклиненные разрывы 22 действуют как нагревающие элементы, электрический ток, проходящий по расклиненным разрывам 22, генерирует тепло за счет нагрева сопротивлением. Это тепло передается теплопередачей породам 25, имеющим значительное содержание органических веществ и окружающим разрывы 22. В результате этого порода 25, имеющая значительное содержание органических веществ, нагревается в достаточной степени, чтобы преобразовать в углеводород кероген, содержащийся в породе 25. Образованные углеводороды затем добывают с помощью хорошо известных способов добычи. При помощи этого варианта осуществления настоящего изобретения, по сравнению с вариантом согласно фиг.1, обеспечивается возможность нагрева большего объема пород, имеющих значительное содержание органических веществ, и более единообразное нагревание, в результате чего нагреваться будет меньший объем пород, имеющих значительное содержание органических веществ, чем требуемый для полной конверсии керогена. Вариант согласно Фиг.2 не ограничивает какую бы то ни было особенность настоящего изобретения.
Разрывы, в которых помещается проводящий материал, могут быть, по существу, вертикальными или, по существу, горизонтальными. Этот разрыв может быть, но необязательно, по существу, продольным по отношению к скважине, от которой он создан.
В качестве электропроводного расклинивающего наполнителя можно использовать любые соответствующие материалы. Материал должен предпочтительно соответствовать нескольким критериям, известным из уровня техники. Электрическое удельное сопротивление слоя расклинивающего наполнителя, который предположительно будет подвергаться воздействию напряжений, является предпочтительно достаточно высоким, чтобы обеспечивать нагрев сопротивлением, и при этом достаточно низким, чтобы проводить предполагаемый электрический ток от одной скважины к другой. Материал расклинивающего наполнителя также должен предпочтительно соответствовать обычным критериям расклинивающих наполнителей, т.е. он должен обладать достаточной прочностью, чтобы удерживать разрыв в раскрытом положении, и иметь достаточную плотность для его закачки в разрыв. Нормы экономичности могут ограничивать верхний предел допустимой стоимости расклинивающего наполнителя. Можно использовать любой известный из уровня техники материал для расклинивающего наполнителя. Три соответствующих класса расклинивающего наполнителя включают песок с тонким металлическим покрытием, композитные металлокерамические материалы, материалы на основе углерода. Соответствующий класс не являющегося расклинивающим наполнителем электропроводного материала содержит проводящие цементы. В частности, в качестве расклинивающего наполнителя можно использовать зеленый или черный карбид кремния, карбид бора или прокаленный нефтяной кокс. Для его использования в данном изобретении специалисты могут выбрать соответствующий расклинивающий или не являющийся расклинивающим электропроводный материал. От электропроводного материала не требуется, чтобы он был однородным, и он может представлять собой смесь двух или более соответствующих электропроводных материалов.
ПРИМЕР
Было проведено лабораторное испытание, и его результаты показывают, что данное изобретение успешно преобразует кероген в породе в извлекаемые углеводороды в лабораторных условиях. Согласно фиг.3 и 4 из содержащего кероген подземного пласта был взят керн 30. Согласно фиг.3 керн 30 был разрезан на две части 32 и 34. Поддон 36 глубиной около 0,25 мм (1/16 дюйма) был врезан в часть 32 образца, и заменяющий расклинивающий наполнитель 38 (дробь №170 из литой стали диаметром около 0,1 мм (0,02 дюйма)) был помещен в поддоне 36. Согласно чертежу было использовано достаточное количество расклинивающего наполнителя 38 для существенного заполнения поддона 36. Электроды 35 и 37 были помещены в контакт с расклинивающим наполнителем 38. Согласно фиг.4 части 32 и 34 образца были помещены в контакт друг с другом в виде реконструкции керна 30 и помещены в гильзу 40 из нержавеющей стали, скрепленную тремя хомутами 42 из нержавеющей стали. Хомуты 42 стягивались для приложения напряжения к заменяющему расклинивающему наполнителю (на чертеже фиг.4 не показано), как и требуется от расклинивающего наполнителя для обеспечения напряжений на месте в действительных условиях. Термопара (на чертежах не показана) была вставлена в керн 30 почти посередине между поддоном 36 и наружным диаметром керна 30. Сопротивление между электродами 35 и 37 было измерено при 822 Ом до приложения электрического тока.
Всю сборку затем поместили в емкость под давлением (на чертежах не показано) со стеклянной облицовкой, на которой будут скапливаться формируемые углеводороды. Емкость под давлением имеет электрическое запитывание. В емкости под давлением был создан вакуум, и емкость была заполнена аргоном под давлением 500 фунтов/дюйм, чтобы обеспечить химически инертную атмосферу для эксперимента. Электрический ток в диапазоне 18-19 А протекал между электродами 35 и 37 в течение 5 часов. Термопара в керне 30 была измерена при температуре 268°С через примерно 1 час, и затем температуру постепенно снизили до 250°С. С помощью хорошо известной специалистам методики вычисления было определено, что высокая температура в местоположении поддона 36 составляла от 350°С до 400°С.
После завершения эксперимента и охлаждения керна 30 до температуры окружающей среды сосуд под давлением был открыт, и 0,15 мл нефти было получено со дна стеклянной облицовки, в которой проводился эксперимент. Керн 30 затем был удален из сосуда под давлением, и было измерено сопротивление электродов 35 и 37. Сопротивление после эксперимента составило 49 Ом.
Фиг.5 показывает график 52, на котором ордината 51 показывает электрическую мощность в ваттах, потребленную в эксперименте; и абсцисса 53 показывает длительность эксперимента в минутах; график 62, на котором ордината 61 показывает температуру в градусах Цельсия, измеряемую на термопаре в керне 30 (фиг.3 и 4) в течение эксперимента; и абсцисса 63 показывает длительность эксперимента в минутах; и график 72, ордината 71 которого показывает сопротивление в Омах, измеряемое в ходе эксперимента между электродами 35 и 37 (фиг.3 и 4), и абсцисса 73 показывает длительность эксперимента в минутах. Значения сопротивления, измеряемые в течение эксперимента нагревания, показаны на графике 72; значения сопротивления, измеренного (822 и 49 Ом) до и после эксперимента, не показаны.
После охлаждения керна 30 до температуры окружающей среды он был удален из емкости и разобран. Было отмечено, что заменяющий расклинивающий наполнитель 38 был в нескольких местах пропитан битуминозными углеводородами или битумом, сформированными из нефтяного сланца во время эксперимента. Сечение было сделано по трещине, возникшей в керне 30 по причине теплового расширения, имевшего место в течение эксперимента. Вблизи было отмечено имеющее форму полумесяца сечение подвергшегося конверсии нефтяного сланца вблизи расклинивающего наполнителя 38.
Настоящее изобретение применимо к конверсии твердого органического вещества в извлекаемые углеводороды в нефтяных сланцах, но оно также применимо и к пластам тяжелой нефти или к битуминозным пескам. В этих случаях прилагаемый электрический нагрев служит для снижения вязкости углеводородов. Настоящее изобретение изложено со ссылкой на одно или несколько осуществлений, но предполагается, что могут быть выполнены другие модификации в рамках объема настоящего изобретения, излагаемого в приводимой ниже формуле изобретения.
Claims (12)
1. Способ обработки подземного пласта, содержащего твердое органическое вещество, включающий следующие этапы:
обеспечение, по меньшей мере, одной скважины, проходящей в обрабатываемый интервал в подземном пласте;
создание, по меньшей мере, одного разрыва от, по меньшей мере, одной скважины, который пересекает, по меньшей мере, одну скважину;
помещение электропроводного материала в разрыве;
осуществление контакта двух электродов с электропроводным материалом;
приложение напряжения к двум электродам для пропускания электрического тока по разрыву таким образом, что электрический ток проходит по, по меньшей мере, части электропроводного материала и достаточное тепло вырабатывают электрическим удельным сопротивлением в части электропроводного материала для осуществления пиролиза, по меньшей мере, части твердого органического вещества в извлекаемые углеводороды.
обеспечение, по меньшей мере, одной скважины, проходящей в обрабатываемый интервал в подземном пласте;
создание, по меньшей мере, одного разрыва от, по меньшей мере, одной скважины, который пересекает, по меньшей мере, одну скважину;
помещение электропроводного материала в разрыве;
осуществление контакта двух электродов с электропроводным материалом;
приложение напряжения к двум электродам для пропускания электрического тока по разрыву таким образом, что электрический ток проходит по, по меньшей мере, части электропроводного материала и достаточное тепло вырабатывают электрическим удельным сопротивлением в части электропроводного материала для осуществления пиролиза, по меньшей мере, части твердого органического вещества в извлекаемые углеводороды.
2. Способ по п.1, в котором подземный пласт содержит нефтяные сланцы.
3. Способ по п.1, в котором скважины по существу являются вертикальными.
4. Способ по п.1, в котором скважины по существу являются горизонтальными.
5. Способ по п.1, в котором разрыв является по существу горизонтальным.
6. Способ по п.1, в котором разрыв является по существу вертикальным.
7. Способ по п.1, в котором разрыв является по существу продольным по отношению к скважине, от которой он создан.
8. Способ по п.1, в котором электропроводный материал содержит расклинивающий наполнитель.
9. Способ по п.1, в котором электропроводным материалом является электропроводный цемент.
10. Способ по п.1, в котором обеспечивают, по меньшей мере, две скважины, проходящие в обрабатываемый интервал в подземном пласте, и разрыв пересекает, по меньшей мере, две скважины.
11. Способ по п.10, в котором электропроводный материал является расклинивающим наполнителем.
12. Способ обработки подземного пласта тяжелой нефти или битуминозного песка, содержащего углеводороды, включающий следующие этапы:
обеспечение, по меньшей мере, одной скважины, проходящей в обрабатываемый интервал в подземном пласте;
создание, по меньшей мере, одного разрыва от, по меньшей мере, одной скважины, который пересекает, по меньшей мере, одну скважину;
помещение электропроводного расклинивающего материала в разрыв;
осуществление контакта двух электродов с электропроводным материалом;
приложение напряжения к двум электродам для пропускания электрического тока по разрыву таким образом, что электрический ток проходит по, по меньшей мере, части электропроводного материала и достаточное тепло вырабатывают электрическим удельным сопротивлением в части электропроводного материала для уменьшения вязкости по меньшей мере части углеводородов.
обеспечение, по меньшей мере, одной скважины, проходящей в обрабатываемый интервал в подземном пласте;
создание, по меньшей мере, одного разрыва от, по меньшей мере, одной скважины, который пересекает, по меньшей мере, одну скважину;
помещение электропроводного расклинивающего материала в разрыв;
осуществление контакта двух электродов с электропроводным материалом;
приложение напряжения к двум электродам для пропускания электрического тока по разрыву таким образом, что электрический ток проходит по, по меньшей мере, части электропроводного материала и достаточное тепло вырабатывают электрическим удельным сопротивлением в части электропроводного материала для уменьшения вязкости по меньшей мере части углеводородов.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US48213503P | 2003-06-24 | 2003-06-24 | |
| US60/482,135 | 2003-06-24 | ||
| US51199403P | 2003-10-16 | 2003-10-16 | |
| US60/511,994 | 2003-10-16 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006101868A RU2006101868A (ru) | 2006-06-10 |
| RU2349745C2 true RU2349745C2 (ru) | 2009-03-20 |
Family
ID=34107672
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006101868/03A RU2349745C2 (ru) | 2003-06-24 | 2004-04-14 | Способ обработки подземного пласта для конверсии органического вещества в извлекаемые углеводороды (варианты) |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7331385B2 (ru) |
| CN (1) | CN100392206C (ru) |
| JO (1) | JO2447B1 (ru) |
| RU (1) | RU2349745C2 (ru) |
| WO (1) | WO2005010320A1 (ru) |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2447274C2 (ru) * | 2006-10-20 | 2012-04-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Нагревание углеводородсодержащих пластов в поэтапном процессе линейного вытеснения |
| RU2477788C1 (ru) * | 2011-10-04 | 2013-03-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" | Способ подземной газификации |
| WO2014014390A2 (ru) * | 2012-07-17 | 2014-01-23 | Linetskiy Alexander Petrovich | Способ разработки месторождений и извлечения нефти и газа из нефтегазовых и сланцевых пластов |
| WO2014046786A1 (en) * | 2012-09-19 | 2014-03-27 | Seldner Josh | Geothermal pyrolysis process and system |
| RU2521255C1 (ru) * | 2012-12-10 | 2014-06-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" | Способ подземной газификации |
| RU2543235C2 (ru) * | 2013-07-23 | 2015-02-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный архитектурно-строительный университет" КГАСУ | Способ разработки сланцевых месторождений |
| WO2015053731A1 (ru) * | 2013-10-07 | 2015-04-16 | Эдуард Анатольевич ТРОЦЕНКО | Способ подземной газификации углеводородсодержащего пласта |
| RU2560040C1 (ru) * | 2014-06-03 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума |
| RU2588086C2 (ru) * | 2011-03-14 | 2016-06-27 | Тоталь С.А. | Электрический и статический разрыв пласта |
| RU2589011C2 (ru) * | 2010-03-03 | 2016-07-10 | Сименс Акциенгезелльшафт | УСТРОЙСТВО И СПОСОБ ДЛЯ ДОБЫЧИ НА МЕСТЕ ЗАЛЕГАНИЯ (in-situ) БИТУМА ИЛИ ТЯЖЕЛОЙ ФРАКЦИИ НЕФТИ |
| US9394775B2 (en) | 2011-03-14 | 2016-07-19 | Total S.A. | Electrical fracturing of a reservoir |
| US9784084B2 (en) | 2013-03-13 | 2017-10-10 | Jilin University | Method for heating oil shale subsurface in-situ |
Families Citing this family (133)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NZ522211A (en) | 2000-04-24 | 2004-05-28 | Shell Int Research | A method for treating a hydrocarbon containing formation |
| US20080087420A1 (en) * | 2006-10-13 | 2008-04-17 | Kaminsky Robert D | Optimized well spacing for in situ shale oil development |
| US7631691B2 (en) * | 2003-06-24 | 2009-12-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of treating a subterranean formation to convert organic matter into producible hydrocarbons |
| WO2005103445A1 (en) | 2004-04-23 | 2005-11-03 | Shell Oil Company | Subsurface electrical heaters using nitride insulation |
| US7546873B2 (en) | 2005-04-22 | 2009-06-16 | Shell Oil Company | Low temperature barriers for use with in situ processes |
| CA2605729C (en) | 2005-04-22 | 2015-07-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ conversion process utilizing a closed loop heating system |
| NZ567656A (en) * | 2005-10-24 | 2012-04-27 | Shell Int Research | Methods of filtering a liquid stream produced from an in situ heat treatment process |
| GB2450641B (en) | 2006-01-30 | 2010-06-09 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method for spatial filtering of electromagnetic survey data |
| WO2007126676A2 (en) | 2006-04-21 | 2007-11-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
| EP2010755A4 (en) | 2006-04-21 | 2016-02-24 | Shell Int Research | HEATING SEQUENCE OF MULTIPLE LAYERS IN A FORMATION CONTAINING HYDROCARBONS |
| AU2007313395B2 (en) | 2006-10-13 | 2013-11-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced shale oil production by in situ heating using hydraulically fractured producing wells |
| US20100095742A1 (en) | 2006-10-13 | 2010-04-22 | Symington William A | Testing Apparatus For Applying A Stress To A Test Sample |
| US20080207970A1 (en) * | 2006-10-13 | 2008-08-28 | Meurer William P | Heating an organic-rich rock formation in situ to produce products with improved properties |
| US8151884B2 (en) * | 2006-10-13 | 2012-04-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Combined development of oil shale by in situ heating with a deeper hydrocarbon resource |
| AU2007313391B2 (en) | 2006-10-13 | 2013-03-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Improved method of developing subsurface freeze zone |
| US7862706B2 (en) * | 2007-02-09 | 2011-01-04 | Red Leaf Resources, Inc. | Methods of recovering hydrocarbons from water-containing hydrocarbonaceous material using a constructed infrastructure and associated systems |
| JO2601B1 (en) * | 2007-02-09 | 2011-11-01 | ريد لييف ريسورسيز ، انك. | Methods of extraction of hydrocarbons from hydrocarbons using existing infrastructure and accompanying systems |
| AU2014206234B2 (en) * | 2007-03-22 | 2016-01-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Resistive heater for in situ formation heating |
| CA2676086C (en) * | 2007-03-22 | 2015-11-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Resistive heater for in situ formation heating |
| US8087460B2 (en) * | 2007-03-22 | 2012-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Granular electrical connections for in situ formation heating |
| WO2008131179A1 (en) | 2007-04-20 | 2008-10-30 | Shell Oil Company | In situ heat treatment from multiple layers of a tar sands formation |
| WO2008143745A1 (en) * | 2007-05-15 | 2008-11-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burner wells for in situ conversion of organic-rich rock formations |
| WO2008143749A1 (en) * | 2007-05-15 | 2008-11-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burners for in situ conversion of organic-rich rock formations |
| 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 |
| CN101680293B (zh) | 2007-05-25 | 2014-06-18 | 埃克森美孚上游研究公司 | 结合原位加热、动力装置和天然气处理装置产生烃流体的方法 |
| US8113272B2 (en) | 2007-10-19 | 2012-02-14 | Shell Oil Company | Three-phase heaters with common overburden sections for heating subsurface formations |
| US8082995B2 (en) * | 2007-12-10 | 2011-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence |
| US8003844B2 (en) * | 2008-02-08 | 2011-08-23 | Red Leaf Resources, Inc. | Methods of transporting heavy hydrocarbons |
| EP2098683A1 (en) | 2008-03-04 | 2009-09-09 | ExxonMobil Upstream Research Company | Optimization of untreated oil shale geometry to control subsidence |
| AU2009251533B2 (en) | 2008-04-18 | 2012-08-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Using mines and tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
| CN102037211B (zh) | 2008-05-23 | 2014-12-17 | 埃克森美孚上游研究公司 | 基本恒定组成气体生产的油田管理 |
| DE102008044955A1 (de) | 2008-08-29 | 2010-03-04 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zur "in-situ"-Förderung von Bitumen oder Schwerstöl |
| EP2334894A1 (en) | 2008-10-13 | 2011-06-22 | Shell Oil Company | Systems and methods of forming subsurface wellbores |
| US20100101793A1 (en) * | 2008-10-29 | 2010-04-29 | Symington William A | Electrically Conductive Methods For Heating A Subsurface Formation To Convert Organic Matter Into Hydrocarbon Fluids |
| AU2010213717B2 (en) * | 2009-02-12 | 2013-05-16 | Red Leaf Resources, Inc. | Articulated conduit linkage system |
| US8365478B2 (en) | 2009-02-12 | 2013-02-05 | Red Leaf Resources, Inc. | Intermediate vapor collection within encapsulated control infrastructures |
| WO2010093957A2 (en) * | 2009-02-12 | 2010-08-19 | Red Leaf Resources, Inc. | Convective heat systems for recovery of hydrocarbons from encapsulated permeability control infrastructures |
| US8366917B2 (en) * | 2009-02-12 | 2013-02-05 | Red Leaf Resources, Inc | Methods of recovering minerals from hydrocarbonaceous material using a constructed infrastructure and associated systems |
| US8349171B2 (en) * | 2009-02-12 | 2013-01-08 | Red Leaf Resources, Inc. | Methods of recovering hydrocarbons from hydrocarbonaceous material using a constructed infrastructure and associated systems maintained under positive pressure |
| CA2752499A1 (en) * | 2009-02-12 | 2010-08-19 | Red Leaf Resources, Inc. | Vapor collection and barrier systems for encapsulated control infrastructures |
| US8490703B2 (en) * | 2009-02-12 | 2013-07-23 | Red Leaf Resources, Inc | Corrugated heating conduit and method of using in thermal expansion and subsidence mitigation |
| US8323481B2 (en) * | 2009-02-12 | 2012-12-04 | Red Leaf Resources, Inc. | Carbon management and sequestration from encapsulated control infrastructures |
| BRPI1008388A2 (pt) * | 2009-02-23 | 2017-06-27 | Exxonmobil Upstream Res Co | método e sistema para recuperar hidrocarbonetos de uma formação de subsuperfície em uma área de desenvolvimento, e, método para tratar água em uma instalação de tratamento de água |
| US20100258291A1 (en) | 2009-04-10 | 2010-10-14 | Everett De St Remey Edward | Heated liners for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
| EP2422222B1 (en) | 2009-04-20 | 2020-04-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for predicting fluid flow |
| 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 |
| CA2704575C (en) | 2009-05-20 | 2016-01-19 | Conocophillips Company | Wellhead hydrocarbon upgrading using microwaves |
| US8365823B2 (en) * | 2009-05-20 | 2013-02-05 | Conocophillips Company | In-situ upgrading of heavy crude oil in a production well using radio frequency or microwave radiation and a catalyst |
| US8555970B2 (en) * | 2009-05-20 | 2013-10-15 | Conocophillips Company | Accelerating the start-up phase for a steam assisted gravity drainage operation using radio frequency or microwave radiation |
| WO2011002557A1 (en) | 2009-07-02 | 2011-01-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for enhancing the production of hydrocarbons |
| US8230934B2 (en) | 2009-10-02 | 2012-07-31 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for directionally disposing a flexible member in a pressurized conduit |
| US9920596B2 (en) * | 2009-11-23 | 2018-03-20 | Conocophillips Company | Coal bed methane recovery |
| US8656998B2 (en) * | 2009-11-23 | 2014-02-25 | Conocophillips Company | In situ heating for reservoir chamber development |
| AP3601A (en) | 2009-12-03 | 2016-02-24 | Red Leaf Resources Inc | Methods and systems for removing fines from hydrocarbon-containing fluids |
| US8961652B2 (en) * | 2009-12-16 | 2015-02-24 | Red Leaf Resources, Inc. | Method for the removal and condensation of vapors |
| US8863839B2 (en) | 2009-12-17 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock 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 |
| US9033042B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-05-19 | Shell Oil Company | Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations |
| US8833453B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-09-16 | Shell Oil Company | Electrodes for electrical current flow heating of subsurface formations with tapered copper thickness |
| CN101892826B (zh) * | 2010-04-30 | 2013-11-06 | 钟立国 | 气体与电加热辅助重力泄油的方法 |
| AU2011296521B2 (en) | 2010-08-30 | 2016-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore mechanical integrity for in situ pyrolysis |
| WO2012030426A1 (en) | 2010-08-30 | 2012-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Olefin reduction for in situ pyrolysis oil generation |
| US8616273B2 (en) | 2010-11-17 | 2013-12-31 | Harris Corporation | Effective solvent extraction system incorporating electromagnetic heating |
| US9033033B2 (en) | 2010-12-21 | 2015-05-19 | Chevron U.S.A. Inc. | Electrokinetic enhanced hydrocarbon recovery from oil shale |
| BR112013015960A2 (pt) | 2010-12-22 | 2018-07-10 | Chevron Usa Inc | recuperação e conversão de querogênio no local |
| FR2971809B1 (fr) * | 2011-02-23 | 2014-02-28 | Total Sa | Procede de production d'hydrocarbures et installation pour la mise en oeuvre |
| US9016370B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
| US8839856B2 (en) | 2011-04-15 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Electromagnetic wave treatment method and promoter |
| WO2012177346A1 (en) * | 2011-06-23 | 2012-12-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Electrically conductive methods for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations |
| CN102261238A (zh) * | 2011-08-12 | 2011-11-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 微波加热地下油页岩开采油气的方法及其模拟实验系统 |
| US9309755B2 (en) | 2011-10-07 | 2016-04-12 | Shell Oil Company | Thermal expansion accommodation for circulated fluid systems used to heat subsurface formations |
| US9080441B2 (en) | 2011-11-04 | 2015-07-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis |
| US9181467B2 (en) | 2011-12-22 | 2015-11-10 | Uchicago Argonne, Llc | Preparation and use of nano-catalysts for in-situ reaction with kerogen |
| US8701788B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-04-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Preconditioning a subsurface shale formation by removing extractible organics |
| US8851177B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-10-07 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ kerogen conversion and oxidant regeneration |
| CN102536184A (zh) * | 2012-01-17 | 2012-07-04 | 中国石油大学(华东) | 火烧煤层开采煤层气的方法 |
| 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 |
| AU2012367826A1 (en) | 2012-01-23 | 2014-08-28 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
| DE112013001734T5 (de) * | 2012-03-29 | 2014-12-18 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Elektrische Frakturierung von Gesteinsformationen |
| US8770284B2 (en) | 2012-05-04 | 2014-07-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material |
| US20130292114A1 (en) * | 2012-05-04 | 2013-11-07 | Michael W. Lin | Methods For Containment and Improved Recovery in Heated Hydrocarbon Containing Formations By Optimal Placement of Fractures and Production Wells |
| US8992771B2 (en) | 2012-05-25 | 2015-03-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Isolating lubricating oils from subsurface shale formations |
| US20140096953A1 (en) * | 2012-10-04 | 2014-04-10 | Geosierra Llc | Enhanced hydrocarbon recovery from multiple wells by electrical resistive heating of oil sand formations |
| US20140096951A1 (en) * | 2012-10-04 | 2014-04-10 | Geosierra Llc | Enhanced hydrocarbon recovery from a single well by electrical resistive heating of multiple inclusions in an oil sand formation |
| US20140096952A1 (en) * | 2012-10-04 | 2014-04-10 | Geosierra Llc | Enhanced hydrocarbon recovery from a single well by electrical resistive heating of a single inclusion in an oil sand formation |
| US9115576B2 (en) * | 2012-11-14 | 2015-08-25 | Harris Corporation | Method for producing hydrocarbon resources with RF and conductive heating and related apparatuses |
| US9434875B1 (en) | 2014-12-16 | 2016-09-06 | Carbo Ceramics Inc. | Electrically-conductive proppant and methods for making and using same |
| CN105229258A (zh) | 2013-01-04 | 2016-01-06 | 卡博陶粒有限公司 | 电气地导电的支撑剂以及用于检测、定位和特征化该电气地导电的支撑剂的方法 |
| US11008505B2 (en) | 2013-01-04 | 2021-05-18 | Carbo Ceramics Inc. | Electrically conductive proppant |
| US9097097B2 (en) | 2013-03-20 | 2015-08-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of determination of fracture extent |
| CN103555314B (zh) * | 2013-05-27 | 2015-12-09 | 新疆准东石油技术股份有限公司 | 一种支撑剂及其制备方法 |
| US9512699B2 (en) | 2013-10-22 | 2016-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process |
| 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 |
| US9551210B2 (en) | 2014-08-15 | 2017-01-24 | Carbo Ceramics Inc. | Systems and methods for removal of electromagnetic dispersion and attenuation for imaging of proppant in an induced fracture |
| AU2015350480A1 (en) | 2014-11-21 | 2017-05-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Mitigating the effects of subsurface shunts during bulk heating of a subsurface formation |
| US9719328B2 (en) | 2015-05-18 | 2017-08-01 | Saudi Arabian Oil Company | Formation swelling control using heat treatment |
| US10113402B2 (en) | 2015-05-18 | 2018-10-30 | Saudi Arabian Oil Company | Formation fracturing using heat treatment |
| CA2902548C (en) * | 2015-08-31 | 2019-02-26 | Suncor Energy Inc. | Systems and method for controlling production of hydrocarbons |
| EA036808B1 (ru) | 2015-09-30 | 2020-12-23 | Ред Лиф Рисорсиз, Инк. | Постадийный зональный нагрев углеводородсодержащих материалов |
| US10738581B2 (en) | 2017-01-23 | 2020-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing treatments in subterranean formations using electrically controlled propellants |
| US10858923B2 (en) | 2017-01-23 | 2020-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing complex fracture networks in subterranean formations |
| CA3045427C (en) | 2017-01-23 | 2021-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing treatments in subterranean formations using inorganic cements and electrically controlled propellants |
| CN109505591B (zh) * | 2017-09-13 | 2021-10-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 确定缝洞型油藏未充填溶洞渗透率界限的方法及系统 |
| US10941644B2 (en) | 2018-02-20 | 2021-03-09 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole well integrity reconstruction in the hydrocarbon industry |
| US20190257973A1 (en) * | 2018-02-20 | 2019-08-22 | Saudi Arabian Oil Company | 3-dimensional scanner for downhole well integrity reconstruction in the hydrocarbon industry |
| US10641079B2 (en) | 2018-05-08 | 2020-05-05 | Saudi Arabian Oil Company | Solidifying filler material for well-integrity issues |
| US11187068B2 (en) | 2019-01-31 | 2021-11-30 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole tools for controlled fracture initiation and stimulation |
| US11125075B1 (en) | 2020-03-25 | 2021-09-21 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore fluid level monitoring system |
| US11280178B2 (en) | 2020-03-25 | 2022-03-22 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore fluid level monitoring system |
| US11414963B2 (en) | 2020-03-25 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore fluid level monitoring system |
| US11414985B2 (en) | 2020-05-28 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring wellbore cross-sections using downhole caliper tools |
| US11414984B2 (en) | 2020-05-28 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring wellbore cross-sections using downhole caliper tools |
| US11631884B2 (en) | 2020-06-02 | 2023-04-18 | Saudi Arabian Oil Company | Electrolyte structure for a high-temperature, high-pressure lithium battery |
| US11149510B1 (en) | 2020-06-03 | 2021-10-19 | Saudi Arabian Oil Company | Freeing a stuck pipe from a wellbore |
| US11391104B2 (en) | 2020-06-03 | 2022-07-19 | Saudi Arabian Oil Company | Freeing a stuck pipe from a wellbore |
| US11719089B2 (en) | 2020-07-15 | 2023-08-08 | Saudi Arabian Oil Company | Analysis of drilling slurry solids by image processing |
| AR123020A1 (es) | 2020-07-21 | 2022-10-26 | Red Leaf Resources Inc | Métodos para procesar en etapas esquistos bituminosos |
| US11255130B2 (en) | 2020-07-22 | 2022-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Sensing drill bit wear under downhole conditions |
| US11506044B2 (en) | 2020-07-23 | 2022-11-22 | Saudi Arabian Oil Company | Automatic analysis of drill string dynamics |
| CN111980653B (zh) * | 2020-09-15 | 2022-03-25 | 吉林大学 | 一种基于冷热交替碎岩控制方向压裂造缝的方法 |
| US11867008B2 (en) | 2020-11-05 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | System and methods for the measurement of drilling mud flow in real-time |
| US11434714B2 (en) | 2021-01-04 | 2022-09-06 | Saudi Arabian Oil Company | Adjustable seal for sealing a fluid flow at a wellhead |
| US11697991B2 (en) | 2021-01-13 | 2023-07-11 | Saudi Arabian Oil Company | Rig sensor testing and calibration |
| US11572752B2 (en) | 2021-02-24 | 2023-02-07 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole cable deployment |
| US11727555B2 (en) | 2021-02-25 | 2023-08-15 | Saudi Arabian Oil Company | Rig power system efficiency optimization through image processing |
| US11846151B2 (en) | 2021-03-09 | 2023-12-19 | Saudi Arabian Oil Company | Repairing a cased wellbore |
| US11725504B2 (en) | 2021-05-24 | 2023-08-15 | Saudi Arabian Oil Company | Contactless real-time 3D mapping of surface equipment |
| US11619097B2 (en) | 2021-05-24 | 2023-04-04 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for laser downhole extended sensing |
| US11624265B1 (en) | 2021-11-12 | 2023-04-11 | Saudi Arabian Oil Company | Cutting pipes in wellbores using downhole autonomous jet cutting tools |
| US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US11954800B2 (en) | 2021-12-14 | 2024-04-09 | Saudi Arabian Oil Company | Converting borehole images into three dimensional structures for numerical modeling and simulation applications |
| US11739616B1 (en) | 2022-06-02 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Forming perforation tunnels in a subterranean formation |
Family Cites Families (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3137347A (en) | 1960-05-09 | 1964-06-16 | Phillips Petroleum Co | In situ electrolinking of oil shale |
| US3149672A (en) | 1962-05-04 | 1964-09-22 | Jersey Prod Res Co | Method and apparatus for electrical heating of oil-bearing formations |
| US3642066A (en) | 1969-11-13 | 1972-02-15 | Electrothermic Co | Electrical method and apparatus for the recovery of oil |
| US3620300A (en) | 1970-04-20 | 1971-11-16 | Electrothermic Co | Method and apparatus for electrically heating a subsurface formation |
| US4030549A (en) | 1976-01-26 | 1977-06-21 | Cities Service Company | Recovery of geothermal energy |
| US4401162A (en) | 1981-10-13 | 1983-08-30 | Synfuel (An Indiana Limited Partnership) | In situ oil shale process |
| US4412585A (en) * | 1982-05-03 | 1983-11-01 | Cities Service Company | Electrothermal process for recovering hydrocarbons |
| US4886118A (en) | 1983-03-21 | 1989-12-12 | Shell Oil Company | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeability and subsequently produce oil |
| US4567945A (en) | 1983-12-27 | 1986-02-04 | Atlantic Richfield Co. | Electrode well method and apparatus |
| US4487260A (en) | 1984-03-01 | 1984-12-11 | Texaco Inc. | In situ production of hydrocarbons including shale oil |
| US4705108A (en) | 1986-05-27 | 1987-11-10 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Method for in situ heating of hydrocarbonaceous formations |
| US4926941A (en) | 1989-10-10 | 1990-05-22 | Shell Oil Company | Method of producing tar sand deposits containing conductive layers |
| US5620049A (en) * | 1995-12-14 | 1997-04-15 | Atlantic Richfield Company | Method for increasing the production of petroleum from a subterranean formation penetrated by a wellbore |
| US6148911A (en) * | 1999-03-30 | 2000-11-21 | Atlantic Richfield Company | Method of treating subterranean gas hydrate formations |
| US6918444B2 (en) | 2000-04-19 | 2005-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock |
| US7011154B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
| NZ522211A (en) | 2000-04-24 | 2004-05-28 | Shell Int Research | A method for treating a hydrocarbon containing formation |
| US6607036B2 (en) | 2001-03-01 | 2003-08-19 | Intevep, S.A. | Method for heating subterranean formation, particularly for heating reservoir fluids in near well bore zone |
| US7096942B1 (en) | 2001-04-24 | 2006-08-29 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a relatively permeable formation while controlling pressure |
| US7040400B2 (en) | 2001-04-24 | 2006-05-09 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a relatively impermeable formation using an open wellbore |
| NZ529140A (en) | 2001-04-24 | 2005-07-29 | Shell Int Research | In situ recovery from a tar sands formation |
| US20030146002A1 (en) | 2001-04-24 | 2003-08-07 | Vinegar Harold J. | Removable heat sources for in situ thermal processing of an oil shale formation |
| US7104319B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
| US6969123B2 (en) | 2001-10-24 | 2005-11-29 | Shell Oil Company | Upgrading and mining of coal |
| CN1671944B (zh) | 2001-10-24 | 2011-06-08 | 国际壳牌研究有限公司 | 可拆卸加热器在含烃地层内的安装与使用 |
| US6923155B2 (en) * | 2002-04-23 | 2005-08-02 | Electro-Motive Diesel, Inc. | Engine cylinder power measuring and balance method |
| US8224163B2 (en) | 2002-10-24 | 2012-07-17 | Shell Oil Company | Variable frequency temperature limited heaters |
| AU2004235350B8 (en) | 2003-04-24 | 2013-03-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Thermal processes for subsurface formations |
| WO2005103445A1 (en) * | 2004-04-23 | 2005-11-03 | Shell Oil Company | Subsurface electrical heaters using nitride insulation |
| US7546873B2 (en) | 2005-04-22 | 2009-06-16 | Shell Oil Company | Low temperature barriers for use with in situ processes |
-
2004
- 2004-04-14 RU RU2006101868/03A patent/RU2349745C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-04-14 US US10/558,068 patent/US7331385B2/en active Active
- 2004-04-14 CN CNB2004800167540A patent/CN100392206C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-04-14 WO PCT/US2004/011508 patent/WO2005010320A1/en active Application Filing
- 2004-06-10 JO JO200476A patent/JO2447B1/en active
Cited By (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2451170C2 (ru) * | 2006-10-20 | 2012-05-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Процесс поэтапного нагревания в шахматном порядке пластов, содержащих углеводороды |
| RU2452852C2 (ru) * | 2006-10-20 | 2012-06-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Процесс поэтапного нагревания по спирали пластов, содержащих углеводороды |
| RU2447274C2 (ru) * | 2006-10-20 | 2012-04-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Нагревание углеводородсодержащих пластов в поэтапном процессе линейного вытеснения |
| RU2589011C2 (ru) * | 2010-03-03 | 2016-07-10 | Сименс Акциенгезелльшафт | УСТРОЙСТВО И СПОСОБ ДЛЯ ДОБЫЧИ НА МЕСТЕ ЗАЛЕГАНИЯ (in-situ) БИТУМА ИЛИ ТЯЖЕЛОЙ ФРАКЦИИ НЕФТИ |
| RU2588086C2 (ru) * | 2011-03-14 | 2016-06-27 | Тоталь С.А. | Электрический и статический разрыв пласта |
| RU2592313C2 (ru) * | 2011-03-14 | 2016-07-20 | Тоталь С.А. | Электрический разрыв пласта |
| US9394775B2 (en) | 2011-03-14 | 2016-07-19 | Total S.A. | Electrical fracturing of a reservoir |
| RU2477788C1 (ru) * | 2011-10-04 | 2013-03-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" | Способ подземной газификации |
| WO2014014390A2 (ru) * | 2012-07-17 | 2014-01-23 | Linetskiy Alexander Petrovich | Способ разработки месторождений и извлечения нефти и газа из нефтегазовых и сланцевых пластов |
| RU2518581C2 (ru) * | 2012-07-17 | 2014-06-10 | Александр Петрович Линецкий | Способ разработки нефтегазовых, сланцевых и угольных месторождений |
| WO2014014390A3 (ru) * | 2012-07-17 | 2014-03-20 | Linetskiy Alexander Petrovich | Способ разработки месторождений и извлечения нефти и газа из нефтегазовых и сланцевых пластов |
| WO2014046786A1 (en) * | 2012-09-19 | 2014-03-27 | Seldner Josh | Geothermal pyrolysis process and system |
| RU2521255C1 (ru) * | 2012-12-10 | 2014-06-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный исследовательский Томский политехнический университет" | Способ подземной газификации |
| US9784084B2 (en) | 2013-03-13 | 2017-10-10 | Jilin University | Method for heating oil shale subsurface in-situ |
| RU2543235C2 (ru) * | 2013-07-23 | 2015-02-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский государственный архитектурно-строительный университет" КГАСУ | Способ разработки сланцевых месторождений |
| WO2015053731A1 (ru) * | 2013-10-07 | 2015-04-16 | Эдуард Анатольевич ТРОЦЕНКО | Способ подземной газификации углеводородсодержащего пласта |
| RU2560040C1 (ru) * | 2014-06-03 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006101868A (ru) | 2006-06-10 |
| US7331385B2 (en) | 2008-02-19 |
| WO2005010320A1 (en) | 2005-02-03 |
| CN1806090A (zh) | 2006-07-19 |
| AU2004260008A1 (en) | 2005-02-03 |
| CN100392206C (zh) | 2008-06-04 |
| JO2447B1 (en) | 2008-10-09 |
| US20070000662A1 (en) | 2007-01-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2349745C2 (ru) | Способ обработки подземного пласта для конверсии органического вещества в извлекаемые углеводороды (варианты) | |
| US7631691B2 (en) | Methods of treating a subterranean formation to convert organic matter into producible hydrocarbons | |
| US8622127B2 (en) | Olefin reduction for in situ pyrolysis oil generation | |
| CA2502882C (en) | Inhibiting wellbore deformation during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation | |
| AU2008242805B2 (en) | In situ heat treatment of a tar sands formation after drive process treatment | |
| US4817711A (en) | System for recovery of petroleum from petroleum impregnated media | |
| RU2487236C2 (ru) | Способ обработки подземного пласта (варианты) и моторное топливо, полученное с использованием способа | |
| RU2453692C2 (ru) | Способ обработки пласта битуминозных песков и транспортное топливо, изготовленное с использованием способа | |
| CA2626946C (en) | Cogeneration systems and processes for treating hydrocarbon containing formations | |
| AU2002304692B2 (en) | Method for in situ recovery from a tar sands formation and a blending agent produced by such a method | |
| US20100101793A1 (en) | Electrically Conductive Methods For Heating A Subsurface Formation To Convert Organic Matter Into Hydrocarbon Fluids | |
| WO2014139402A1 (zh) | 一种油页岩地下原位加热的方法 | |
| US8720550B2 (en) | Process for enhanced production of heavy oil using microwaves | |
| RU2303693C2 (ru) | Облагораживание и добыча угля | |
| WO2015053731A1 (ru) | Способ подземной газификации углеводородсодержащего пласта | |
| CN102834587B (zh) | 用于加热地下地层的循环流体系统的泄漏检测 | |
| AU2004260008B2 (en) | Methods of treating a subterranean formation to convert organic matter into producible hydrocarbons |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150415 |