RU2436942C1 - Способ и устройство для добычи в естественном залегании битумов и особо тяжелой нефти - Google Patents
Способ и устройство для добычи в естественном залегании битумов и особо тяжелой нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2436942C1 RU2436942C1 RU2010111787/03A RU2010111787A RU2436942C1 RU 2436942 C1 RU2436942 C1 RU 2436942C1 RU 2010111787/03 A RU2010111787/03 A RU 2010111787/03A RU 2010111787 A RU2010111787 A RU 2010111787A RU 2436942 C1 RU2436942 C1 RU 2436942C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe
- bitumen
- energy
- heavy oil
- pair
- Prior art date
Links
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 10
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 claims description 10
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 3
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 239000004576 sand Substances 0.000 abstract description 2
- 238000002844 melting Methods 0.000 abstract 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 abstract 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 8
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 7
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 6
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/04—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
-
- 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
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
- E21B43/2408—SAGD in combination with other methods
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)
Abstract
Изобретение относится к области добычи битумов и тяжелой нефти. Технический результат - увеличение объемов добычи битума и тяжелой нефти за счет расплавления их в больших пространствах и введение тепловой энергии в точно заданных местах залежи. Способ добычи битумов или особо тяжелой нефти из близких к поверхности месторождений нефтеносного песка, в котором для уменьшения вязкости битума или особо тяжелой нефти в месторождение вводят тепловую энергию, для чего применяют, по меньшей мере, одну первую нагнетательную трубу для ввода энергии и под ней транспортировочную трубу для сбора сжиженного битума или особо тяжелой нефти, которые расположены друг над другом, содержит следующие стадии: ввод энергии в задаваемый участок залежи с помощью, по меньшей мере, двух отдельных элементов, при этом выдерживают геометрию элементов относительно транспортировочной трубы, для ввода энергии с помощью отдельных элементов применяют, по меньшей мере, одну другую трубу для ввода пара и в качестве электрода для подачи тока или в качестве электрода для подачи тока, для чего нагнетательную трубу и трубу для подачи тока включают в виде электрической проводящей петли, за счет чего, по меньшей мере, с помощью упомянутой другой трубы снабжают тепловой энергией также наружные зоны залежи. Заявлено также устройство для осуществления указанного способа. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Изобретение относится к способу добычи в естественном залегании битумов или особо тяжелой нефти из близких к поверхности месторождений нефтеносного песка в качестве залежи, при этом для уменьшения вязкости битума или особо тяжелой нефти в залежь вводят тепловую энергию, для чего применяют элементы для ввода энергии в залежь и транспортировочные трубы для сбора сжиженного битума или особо тяжелой нефти. Наряду с этим изобретение относится к устройству для выполнения способа, содержащему, по меньшей мере, один элемент для ввода энергии и, по меньшей мере, одну транспортировочную трубу.
В способе добычи в естественном залегании битумов из нефтеносного песка с помощью пара и горизонтальных скважин в соответствии со способом SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage = гравитационное дренирование с помощью пара) существует, прежде всего, при тонких слоях битумов тот недостаток, что экономически выгодно можно осваивать лишь ограниченное количество битумов. Освоение составляет в лучшем случае 40-60% имеющегося в залежи битума, а при тонких слоях значительно ниже. Причиной этому является ограниченная ширина образующейся паровой камеры, которая обычно примерно вдвое больше по ширине, чем по высоте. Для высокой отдачи в плоских залежах (20-30 м) это означает, что каждые 40-60 м над транспортировочной трубой должна быть предусмотрена нагнетательная труба для ввода энергии. Обе лежащие друг над другом трубы называются парой скважин.
Из US 6257334 В1 известен специальный способ SAGD для добычи особо тяжелой нефти, в котором, наряду с указанной парой скважин из лежащих друг над другом труб, имеются дополнительно другие элементы, с помощью которых должно улучшаться нагревание зоны. Наряду с этим из WO 03/054351 А1 известно устройство для электрического нагревания определенных зон, в котором между двумя электродами создается поле, которое нагревает лежащую между ними зону.
В уровне техники пары скважин предусмотрены на небольшом расстоянии друг от друга, что приводит, однако, к большим затратам на горизонтальное бурение и прокладку труб. В качестве альтернативы для экономии затрат необходимо отказаться от высокого выхода нефти.
Исходя из этого, задачей изобретения является создание улучшенного способа добычи битумов или особо тяжелой нефти, а также соответствующего устройства.
Задача решена относительно способа с помощью признаков пункта 1 формулы изобретения и относительно устройства - с помощью признаков пункта 4 формулы изобретения. Модификации способа и соответствующего устройства указаны в зависимых пунктах формулы изобретения.
В способе согласно изобретению выполняют, в частности, следующие стадии:
- ввод энергии выполняют в задаваемом участке залежи, по меньшей мере, через два отдельных элемента, при этом выдерживают заданную геометрию элементов относительно транспортировочной трубы;
- для ввода энергии через отдельные элементы применяют, по меньшей мере, одну другую трубу для ввода пара и/или в качестве электрода для подачи электрического тока;
- нагнетательную трубу и трубу для подачи тока включают в виде электрической проводящей петли;
- по меньшей мере, через другую трубу снабжают также наружные зоны залежи тепловой энергией.
Ввод энергии можно повторно осуществлять в задаваемых местах залежи. Для этого соответствующее устройство имеет, по меньшей мере, одну транспортировочную трубу на заданный блок залежи, при этом транспортировочная труба проходит по дну залежи в горизонтальном направлении, и при этом над ней на заданном расстоянии по высоте и заданном боковом расстоянии от транспортировочной трубы проходят, по меньшей мере, два других элемента ввода энергии в горизонтальном направлении.
Предметом изобретения является также введение тепловой энергии в точно заданных местах залежи, для чего применяют раздельные пути для ввода энергии. Это можно реализовывать, в частности, посредством ввода дополнительных горизонтальных труб в залежь и дополнительного нагревания иначе остающегося холодным битума. Поскольку для этого необходимо применять не пары труб, а лишь отдельные трубы, то следует ожидать сравнительно низкие затраты.
Исходя из опыта индукционного нагревания залежей нефтеносного песка, было установлено, что битум нагревается в большом объеме, а не лишь в ограниченном окружении электродов. Из этого можно сделать вывод, что битум, соответственно особо тяжелую нефть, можно расплавлять в больших пространствах с помощью отдельных дополнительных электродов с понижением вязкости, которые затем могут втекать в существующую систему SAGD с парами скважин и транспортироваться наружу.
С помощью способа согласно изобретению можно достигать значительно более высокого выхода битума. Экономические расчеты показывают возможность успеха. Нагревание можно осуществлять с помощью этой дополнительной горизонтальной трубы непрерывно с самого начала со сравнительно небольшой мощностью или со сдвигом во времени с согласованно более высокой мощностью. Решающее значение имеет то, что обычному процессу SAGD с образующейся паровой камерой не создаются помехи за счет преждевременного затопления.
Последующее подключение дополнительного нагревания является, в частности, также предпочтительным в качестве дополнения для существующих залежей SAGD, которые еще обеспечивают лишь небольшую степень выхода.
Дополнительная нагнетательная труба не должна быть обязательно электрически нагреваемой, а может быть при необходимости также нагнетательной трубой, которая работает в цикличном паровом режиме, т.е. при этом горячий пар не подается в залежь, а выводится обратно. За счет этого также возникает нагрев, который, однако, расширяется в объеме лишь за счет теплопроводности.
Другие подробности и преимущества изобретения следует из приведенного ниже описания примеров выполнения со ссылками на прилагаемые чертежи в соединении с зависимыми пунктами формулы изобретения. При этом на чертежах изображено:
фиг.1 - разрез месторождения согласно уровню техники;
фиг.2 - элементарные блоки залежи в виде месторождения нефтеносного песка, в изометрической проекции;
фиг.3-6 - разрезы месторождения согласно фиг.1 с различными расположениями дополнительных элементов для ввода тепла.
На фиг.1 толстой линией Е обозначена поверхность земли, под которой лежит месторождение нефтеносного песка. Обычно под поверхностью земли имеются сначала покрывающие породы, соответственно покрывающий материал, после которого на заданной глубине находится пласт в виде залежи нефтеносного песка. Залежь имеет высоту, соответственно, толщину h, длину l и заданную ширину w. Слой содержит также битум, соответственно особо тяжелую нефть, и называется в последующем коротко залежью 100. В известном способе SAGD имеются нагнетательная труба 101 для пара и транспортировочная труба 102, которая называется также добычной трубой, которые проходят горизонтально по дну залежи 100.
На фиг.1 показана блок-схема способа согласно уровню техники. Снаружи, т.е. над поверхностью земли, имеются средства для генерирования пара, которые в данном случае дополнительно не поясняются. С помощью пара нагревается окружение нагнетательной трубы 101 и уменьшается вязкость находящихся в нефтеносном песке битумов, соответственно особо тяжелой нефти. Нефть улавливается транспортировочной трубой 102, которая проходит параллельно нагнетательной трубе 101, и отводится через вертикальную зону через покрывающую породу. Затем в технологической установке 4 осуществляется отделение нефти из сырых битумов и дальнейшая обработка, например флотация или т.п.
На фиг.2 показано месторождение нефтеносного песка, которое имеет длину l и высоту h. Задана ширина w, с помощью которой задается элементарный блок 100 в качестве залежи нефтеносного песка. В блоке проходят согласно уровню техники нагнетательная труба 101 и транспортировочная труба 102 параллельно друг над другом в горизонтальном направлении. Участок залежи нефти повторяется многократно в обе стороны.
На фиг.3-6 показаны разрезы месторождения, согласно фиг.1 (по линии IV-IV), соответственно, фиг.2 (вид спереди). Общими являются размеры w x h и расположение транспортировочной трубы 102 у дна залежи 100. В остальном показаны альтернативные решения для нагнетательных труб и/или электродов.
На фиг.3 показана пара горизонтальных труб (пара скважин), при этом верхняя из обеих труб, т.е. нагнетательная труба 101, может быть при необходимости выполнена также в качестве электрода. Дополнительно к этому в данном случае имеется другая горизонтальная труба 106, которая выполнена специально в качестве электрода.
На соседних участках имеются другие электроды 106', 106'', …, так что получается регулярно повторяющаяся структура.
При показанном расположении происходит индуктивная подача тока за счет электрического соединения на концах дополнительного электрода 106 и нагнетательной трубы 101, так что образуется замкнутая петля.
Горизонтальное расстояние от электрода до транспортировочной трубы составляет w/h; вертикальное расстояние электродов 106', 106'', … до пары скважин, в частности до нагнетательной трубы, составляет от 0,1 м до примерно 0,9 h. При этом на практике расстояния составляют между 0,1 м и 50 м.
Как показано на фиг.3, с помощью пары скважин с трубами 101, 102 нагревается заданная зона, распределение тепла в которой в заданный момент времени ограничено линией А. За счет дополнительного индукционного нагревания между трубами 101 и 106 предпочтительно образуются в краевой зоне соответствующие распределения тепла в охваченной линией В зоне, которая на фиг.3 является асимметричной.
Показанное на фиг.4 расположение исходит из фиг.3, при этом в данном случае над парой скважин расположены с зазором соответствующие электроды 107, 107' между двумя парами скважин.
Отрезок залежи, который многократно повторяется по сторонам, соответствует фиг.2. Горизонтальная пара с нагнетательной трубой 101 и добычной трубой 102 показаны в поперечном сечении. Другая горизонтальная труба 107 выполнена в качестве электрического проводника. Каждые два проводника 107, 107' представляют электроды для индуктивной подачи тока за счет электрического соединения на концах. При этом соединения можно осуществлять снаружи месторождения, т.е. над поверхностью земли.
При расположении согласно фиг.4 горизонтальное расстояние от электрода 107 до транспортировочной трубы 102 составляет d1 = w/2. Вертикальное расстояние составляет также, как на фиг.2, обычно от 0,1 м до 50 м.
На фиг.4 получается аналогичное показанному на фиг.3 распределение тепла, которое, однако, в этом случае является симметричным.
На фиг.5 расположение выполнено согласно фиг.2 так, что на каждую добычную трубу 102 приходятся две нагнетательные трубы 108 и 109, которые также служат в качестве электродов. Тем самым можно осуществлять индуктивную подачу тока между двумя соседними электродами, если образована проводящая петля.
На фиг.5 горизонтальное расстояние нагнетательных труб 108, соответственно, 109 до транспортировочной трубы 102 составляет примерно 0,1 w - 0,8 w, что обычно составляет 10 м - 80 м. Вертикальное расстояние нагнетательных труб 108 и 109 до транспортировочной трубы составляет 0,2 h - 0,9 h, что соответствует 5 м - 60 м.
Распределение тепла на фиг.5 соответствует окружающей линии А.
Наконец, на фиг.6 показано расположение, аналогичное показанному на фиг.2, в котором дополнительно установлены две нагнетательные трубы 111, 111' над парой скважин из нагнетательной трубы 101 и транспортировочной трубы 102 с зазором между двумя парами скважин, при этом в этом случае не осуществляется подача тока. Нагнетательная труба работает так, что пар проводят обратно к поверхности. Это соответствует по существу известному из уровня техники режиму циркуляции в фазе предварительного нагревания.
А именно, снова показан отрезок залежи 1 нефти, который многократно повторяется в обе стороны. Пара скважин состоит из нагнетательной трубы 101 и транспортировочной трубы 102, и дополнительная горизонтальная труба 111, соответственно 111', работает в режиме циркуляции пара. При этом повторяющаяся нагнетательная труба 111' воздействует на соседний отрезок из регулярно повторяющихся отрезков.
В показанном на фиг.6 расположении горизонтальное расстояние другой нагнетательной трубы до транспортировочной трубы составляет снова w/h; вертикальное расстояние дополнительных нагнетательных труб 111, 111' до первой нагнетательной трубы составляет примерно между 0,1 м и 0,9 h, что соответствует 0,1-50 м.
На фиг.6 получается распределение тепла с соответствующей фиг.4 охватывающей линией, которая является симметричной на основании повторяющихся нагнетательных труб, расположенных с зазором относительно пары скважин.
В указанных применительно к фиг.3-6 примерах обеспечивается с помощью мер, согласно изобретению, улучшенное распределение тепла по поперечному сечению, при этом затраты остаются приемлемыми. В целом обеспечивается повышение эффективности, которое проявляется в более высоком выходе добываемой нефти.
Claims (14)
1. Способ добычи в естественном залегании битумов или особо тяжелой нефти из близких к поверхности месторождений (пластов) нефтеносного песка, при этом для уменьшения вязкости битума или особо тяжелой нефти в месторождение вводят тепловую энергию, для чего применяют, по меньшей мере, одну первую нагнетательную трубу для ввода энергии и под ней транспортировочную трубу для сбора сжиженного битума или особо тяжелой нефти, которые расположены друг над другом, отличающийся тем, что содержит следующие стадии способа:
- ввод энергии в задаваемый участок залежи с помощью, по меньшей мере, двух отдельных элементов, при этом выдерживают геометрию элементов относительно транспортировочной трубы,
- для ввода энергии с помощью отдельных элементов применяют, по меньшей мере, одну другую трубу для ввода пара и в качестве электрода для подачи тока или в качестве электрода для подачи тока,
для чего нагнетательную трубу и трубу для подачи тока включают в виде электрической проводящей петли,
- за счет чего, по меньшей мере, с помощью упомянутой другой трубы снабжают тепловой энергией также наружные зоны залежи.
- ввод энергии в задаваемый участок залежи с помощью, по меньшей мере, двух отдельных элементов, при этом выдерживают геометрию элементов относительно транспортировочной трубы,
- для ввода энергии с помощью отдельных элементов применяют, по меньшей мере, одну другую трубу для ввода пара и в качестве электрода для подачи тока или в качестве электрода для подачи тока,
для чего нагнетательную трубу и трубу для подачи тока включают в виде электрической проводящей петли,
- за счет чего, по меньшей мере, с помощью упомянутой другой трубы снабжают тепловой энергией также наружные зоны залежи.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что также первую нагнетательную трубу применяют одновременно в качестве проводника для подачи тока.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что также упомянутую другую трубу применяют в качестве нагнетательной трубы для ввода пара.
4. Устройство для осуществления способа по п.1, содержащее, по меньшей мере, одну транспортировочную трубу на каждый заданный элементарный блок залежи, отличающееся тем, что транспортировочная труба (102) проходит на дне залежи (100) в горизонтальном направлении, и что над ней на заданном расстоянии по высоте и боковом расстоянии от транспортировочной трубы (102) проходят, по меньшей мере, два других элемента (101, 106; 107, 107', 108, 109, 111, 111') для ввода энергии в горизонтальном направлении, при этом, по меньшей мере, два упомянутых других элемента (101, 106; 107, 107', 108, 109, 111, 111') образуют проводящую петлю.
5. Устройство по п.4, отличающееся тем, что элементарный блок месторождения имеет поперечное сечение w × h, при этом расстояние по высоте нагнетательной трубы (101) от транспортировочной трубы (102) составляет между 0,2 h и 0,9 h.
6. Устройство по п.4, отличающееся тем, что боковое расстояние между нагнетательными трубами (101, 106) составляет между 0,1 w и 0,8 w.
7. Устройство по п.4, отличающееся тем, что дополнительная нагнетательная труба (101) служит для подачи пара.
8. Устройство по п.4, отличающееся тем, что дополнительная нагнетательная труба (101) служит в качестве электрода для подачи тока, при этом имеются, по меньшей мере, два проходящих горизонтально электрода.
9. Устройство по п.4, отличающееся тем, что транспортировочная труба (102) с нагнетательной трубой (101) образуют пару (так называемую пару скважин), при этом верхняя труба (101) выполнена также в качестве электрода и вместе с удаленной горизонтальной трубой (106) образует блок для подачи тока.
10. Устройство по п.4 или 9, отличающееся тем, что пара горизонтальных труб (пара скважин) состоит из транспортировочной трубы (102) и лежащей над ней нагнетательной трубы (101) и что дополнительная горизонтальная труба (106, 107) выполнена в качестве электрода и вместе с горизонтальной трубой (106, 107) соседнего элементарного блока образует систему для подачи тока.
11. Устройство по п.4, отличающееся тем, что на каждую транспортировочную трубу (102) приходятся две нагнетательные трубы (103, 104), которые служат одновременно в качестве электродов для индуктивной подачи тока.
12. Устройство по п.4, отличающееся тем, что транспортировочная труба (102) и нагнетательная труба образуют пару труб (пару скважин) и что дополнительная нагнетательная труба расположена над парой скважин с зазором между двумя парами скважин, через которую осуществляется ввод пара.
13. Устройство по п.12, отличающееся тем, что пар проводится обратно к поверхности залежи (1).
14. Устройство по п.4 или 5, отличающееся тем, что заданный блок залежи (1) многократно повторяется в залежи нефти в обе стороны.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE102007040606.3 | 2007-08-27 | ||
| DE102007040606A DE102007040606B3 (de) | 2007-08-27 | 2007-08-27 | Verfahren und Vorrichtung zur in situ-Förderung von Bitumen oder Schwerstöl |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010111787A RU2010111787A (ru) | 2011-10-10 |
| RU2436942C1 true RU2436942C1 (ru) | 2011-12-20 |
Family
ID=40096627
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010111787/03A RU2436942C1 (ru) | 2007-08-27 | 2008-08-19 | Способ и устройство для добычи в естественном залегании битумов и особо тяжелой нефти |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8113281B2 (ru) |
| CA (1) | CA2697808C (ru) |
| DE (1) | DE102007040606B3 (ru) |
| RU (1) | RU2436942C1 (ru) |
| WO (1) | WO2009027262A1 (ru) |
Families Citing this family (51)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE102008062326A1 (de) | 2008-03-06 | 2009-09-17 | Siemens Aktiengesellschaft | Anordnung zur induktiven Heizung von Ölsand- und Schwerstöllagerstätten mittels stromführender Leiter |
| US8151907B2 (en) | 2008-04-18 | 2012-04-10 | Shell Oil Company | Dual motor systems and non-rotating sensors for use in developing wellbores in subsurface formations |
| WO2010045097A1 (en) | 2008-10-13 | 2010-04-22 | Shell Oil Company | Circulated heated transfer fluid heating of subsurface hydrocarbon formations |
| US8887810B2 (en) | 2009-03-02 | 2014-11-18 | Harris Corporation | In situ loop antenna arrays for subsurface hydrocarbon heating |
| US8133384B2 (en) | 2009-03-02 | 2012-03-13 | Harris Corporation | Carbon strand radio frequency heating susceptor |
| US8101068B2 (en) | 2009-03-02 | 2012-01-24 | Harris Corporation | Constant specific gravity heat minimization |
| US9034176B2 (en) | 2009-03-02 | 2015-05-19 | Harris Corporation | Radio frequency heating of petroleum ore by particle susceptors |
| US8674274B2 (en) | 2009-03-02 | 2014-03-18 | Harris Corporation | Apparatus and method for heating material by adjustable mode RF heating antenna array |
| US8494775B2 (en) | 2009-03-02 | 2013-07-23 | Harris Corporation | Reflectometry real time remote sensing for in situ hydrocarbon processing |
| US8120369B2 (en) | 2009-03-02 | 2012-02-21 | Harris Corporation | Dielectric characterization of bituminous froth |
| US8729440B2 (en) | 2009-03-02 | 2014-05-20 | Harris Corporation | Applicator and method for RF heating of material |
| US8128786B2 (en) | 2009-03-02 | 2012-03-06 | Harris Corporation | RF heating to reduce the use of supplemental water added in the recovery of unconventional oil |
| US20100258291A1 (en) | 2009-04-10 | 2010-10-14 | Everett De St Remey Edward | Heated liners for treating subsurface hydrocarbon containing formations |
| FR2947587A1 (fr) | 2009-07-03 | 2011-01-07 | Total Sa | Procede d'extraction d'hydrocarbures par chauffage electromagnetique d'une formation souterraine in situ |
| US9466896B2 (en) | 2009-10-09 | 2016-10-11 | Shell Oil Company | Parallelogram coupling joint for coupling insulated conductors |
| US8816203B2 (en) | 2009-10-09 | 2014-08-26 | Shell Oil Company | Compacted coupling joint for coupling insulated conductors |
| DE102010008779B4 (de) * | 2010-02-22 | 2012-10-04 | Siemens Aktiengesellschaft | Vorrichtung und Verfahren zur Gewinnung, insbesondere In-Situ-Gewinnung, einer kohlenstoffhaltigen Substanz aus einer unterirdischen Lagerstätte |
| DE102010023542B4 (de) * | 2010-02-22 | 2012-05-24 | Siemens Aktiengesellschaft | Vorrichtung und Verfahren zur Gewinnung, insbesondere In-Situ-Gewinnung, einer kohlenstoffhaltigen Substanz aus einer unterirdischen Lagerstätte |
| US8875788B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-11-04 | Shell Oil Company | Low temperature inductive heating of subsurface formations |
| US9127523B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-09-08 | Shell Oil Company | Barrier methods for use in subsurface hydrocarbon formations |
| US8502120B2 (en) | 2010-04-09 | 2013-08-06 | Shell Oil Company | Insulating blocks and methods for installation in insulated conductor heaters |
| US8939207B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-01-27 | Shell Oil Company | Insulated conductor heaters with semiconductor layers |
| US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
| US8739874B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-06-03 | Shell Oil Company | Methods for heating with slots in hydrocarbon formations |
| US8648760B2 (en) | 2010-06-22 | 2014-02-11 | Harris Corporation | Continuous dipole antenna |
| US8695702B2 (en) | 2010-06-22 | 2014-04-15 | Harris Corporation | Diaxial power transmission line for continuous dipole antenna |
| US8450664B2 (en) | 2010-07-13 | 2013-05-28 | Harris Corporation | Radio frequency heating fork |
| US8763691B2 (en) | 2010-07-20 | 2014-07-01 | Harris Corporation | Apparatus and method for heating of hydrocarbon deposits by axial RF coupler |
| US8772683B2 (en) | 2010-09-09 | 2014-07-08 | Harris Corporation | Apparatus and method for heating of hydrocarbon deposits by RF driven coaxial sleeve |
| US8692170B2 (en) | 2010-09-15 | 2014-04-08 | Harris Corporation | Litz heating antenna |
| US8646527B2 (en) | 2010-09-20 | 2014-02-11 | Harris Corporation | Radio frequency enhanced steam assisted gravity drainage method for recovery of hydrocarbons |
| US8789599B2 (en) | 2010-09-20 | 2014-07-29 | Harris Corporation | Radio frequency heat applicator for increased heavy oil recovery |
| US8511378B2 (en) | 2010-09-29 | 2013-08-20 | Harris Corporation | Control system for extraction of hydrocarbons from underground deposits |
| US8943686B2 (en) | 2010-10-08 | 2015-02-03 | Shell Oil Company | Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors |
| US8732946B2 (en) | 2010-10-08 | 2014-05-27 | Shell Oil Company | Mechanical compaction of insulator for insulated conductor splices |
| US8857051B2 (en) | 2010-10-08 | 2014-10-14 | Shell Oil Company | System and method for coupling lead-in conductor to insulated conductor |
| US8373516B2 (en) | 2010-10-13 | 2013-02-12 | Harris Corporation | Waveguide matching unit having gyrator |
| US8616273B2 (en) | 2010-11-17 | 2013-12-31 | Harris Corporation | Effective solvent extraction system incorporating electromagnetic heating |
| US8453739B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-06-04 | Harris Corporation | Triaxial linear induction antenna array for increased heavy oil recovery |
| US8443887B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-05-21 | Harris Corporation | Twinaxial linear induction antenna array for increased heavy oil recovery |
| US8763692B2 (en) | 2010-11-19 | 2014-07-01 | Harris Corporation | Parallel fed well antenna array for increased heavy oil recovery |
| US8877041B2 (en) | 2011-04-04 | 2014-11-04 | Harris Corporation | Hydrocarbon cracking antenna |
| US9016370B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
| CA2850741A1 (en) | 2011-10-07 | 2013-04-11 | Manuel Alberto GONZALEZ | Thermal expansion accommodation for circulated fluid systems used to heat subsurface formations |
| US8726986B2 (en) * | 2012-04-19 | 2014-05-20 | Harris Corporation | Method of heating a hydrocarbon resource including lowering a settable frequency based upon impedance |
| DE102012014658B4 (de) | 2012-07-24 | 2014-08-21 | Siemens Aktiengesellschaft | Vorrichtung und Verfahren zur Gewinnung von kohlenstoffhaltigen Substanzen aus Ölsand |
| EP2886792A1 (de) * | 2013-12-18 | 2015-06-24 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren für das Einbringen einer Induktorschleife in eine Gesteinsformation |
| EP2886793A1 (de) * | 2013-12-18 | 2015-06-24 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren für das Einbringen einer Induktorschleife in eine Gesteinsformation |
| DE102014223621A1 (de) * | 2014-11-19 | 2016-05-19 | Siemens Aktiengesellschaft | Lagerstättenheizung |
| RU2760747C1 (ru) * | 2021-06-18 | 2021-11-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти |
| RU2760746C1 (ru) * | 2021-06-18 | 2021-11-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4116273A (en) * | 1976-07-29 | 1978-09-26 | Fisher Sidney T | Induction heating of coal in situ |
| US4645004A (en) * | 1983-04-29 | 1987-02-24 | Iit Research Institute | Electro-osmotic production of hydrocarbons utilizing conduction heating of hydrocarbonaceous formations |
| US4620592A (en) * | 1984-06-11 | 1986-11-04 | Atlantic Richfield Company | Progressive sequence for viscous oil recovery |
| RU2049914C1 (ru) | 1992-12-21 | 1995-12-10 | Нефтегазодобывающее управление "Чернушканефть" Производственного объединения "Пермнефть" | Установка для воздействия на продуктивный пласт |
| RU9008U1 (ru) | 1998-04-24 | 1999-01-16 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "Приобье" | Установка для электровоздействия на нефтяные пласты |
| US6257334B1 (en) * | 1999-07-22 | 2001-07-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Steam-assisted gravity drainage heavy oil recovery process |
| US7011154B2 (en) * | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
| US6631761B2 (en) * | 2001-12-10 | 2003-10-14 | Alberta Science And Research Authority | Wet electric heating process |
| RU36857U1 (ru) | 2003-12-29 | 2004-03-27 | Касьяненко Андрей Владимирович | Устройство для интенсификации добычи углеводородов |
| EA011905B1 (ru) * | 2005-04-22 | 2009-06-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ конверсии in situ с использованием нагревающей системы с замкнутым контуром |
-
2007
- 2007-08-27 DE DE102007040606A patent/DE102007040606B3/de not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-08-19 WO PCT/EP2008/060817 patent/WO2009027262A1/de active Application Filing
- 2008-08-19 CA CA2697808A patent/CA2697808C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-08-19 US US12/674,763 patent/US8113281B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-08-19 RU RU2010111787/03A patent/RU2436942C1/ru not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20110042085A1 (en) | 2011-02-24 |
| RU2010111787A (ru) | 2011-10-10 |
| WO2009027262A1 (de) | 2009-03-05 |
| US8113281B2 (en) | 2012-02-14 |
| CA2697808A1 (en) | 2009-03-05 |
| DE102007040606B3 (de) | 2009-02-26 |
| CA2697808C (en) | 2013-02-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2436942C1 (ru) | Способ и устройство для добычи в естественном залегании битумов и особо тяжелой нефти | |
| CA2049627C (en) | Recovering hydrocarbons from hydrocarbon bearing deposits | |
| US9963959B2 (en) | Hydrocarbon resource heating apparatus including upper and lower wellbore RF radiators and related methods | |
| CA2027105C (en) | Method of producing a tar sand deposit containing a conductive layer | |
| RU2426868C1 (ru) | Устройство для добычи углеводородсодержащей субстанции в местах естественного залегания | |
| CA2678473C (en) | Method and device for the in-situ extraction of a hydrocarbon-containing substance, while reducing the viscosity thereof, from an underground deposit | |
| RU2499886C2 (ru) | Установка для добычи на месте содержащего углеводороды вещества | |
| US8656998B2 (en) | In situ heating for reservoir chamber development | |
| RU2465441C2 (ru) | Способ и устройство для добычи в естественном залегании битумов или особо тяжелой нефти | |
| US5042579A (en) | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers | |
| US10260325B2 (en) | Method of recovering hydrocarbon resources while injecting a solvent and supplying radio frequency power and related apparatus | |
| US9115576B2 (en) | Method for producing hydrocarbon resources with RF and conductive heating and related apparatuses | |
| EP2334901A1 (en) | Systems and methods for treating a subsurface formation with electrical conductors | |
| US20130008651A1 (en) | Method for hydrocarbon recovery using sagd and infill wells with rf heating | |
| US10087715B2 (en) | Arrangement and method for introducing heat into a geological formation by means of electromagnetic induction |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190820 |