RU2510601C2 - Индукционные нагреватели для нагревания подземных пластов - Google Patents
Индукционные нагреватели для нагревания подземных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2510601C2 RU2510601C2 RU2010119956/07A RU2010119956A RU2510601C2 RU 2510601 C2 RU2510601 C2 RU 2510601C2 RU 2010119956/07 A RU2010119956/07 A RU 2010119956/07A RU 2010119956 A RU2010119956 A RU 2010119956A RU 2510601 C2 RU2510601 C2 RU 2510601C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- conductor
- ferromagnetic
- formation
- electrical
- heat
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01F—MAGNETS; INDUCTANCES; TRANSFORMERS; SELECTION OF MATERIALS FOR THEIR MAGNETIC PROPERTIES
- H01F29/00—Variable transformers or inductances not covered by group H01F21/00
- H01F29/02—Variable transformers or inductances not covered by group H01F21/00 with tappings on coil or winding; with provision for rearrangement or interconnection of windings
- H01F29/04—Variable transformers or inductances not covered by group H01F21/00 with tappings on coil or winding; with provision for rearrangement or interconnection of windings having provision for tap-changing without interrupting the load current
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/04—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/022—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
- E21B47/0228—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism using electromagnetic energy or detectors therefor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01J—ELECTRIC DISCHARGE TUBES OR DISCHARGE LAMPS
- H01J37/00—Discharge tubes with provision for introducing objects or material to be exposed to the discharge, e.g. for the purpose of examination or processing thereof
- H01J37/32—Gas-filled discharge tubes
- H01J37/32917—Plasma diagnostics
- H01J37/32926—Software, data control or modelling
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01J—ELECTRIC DISCHARGE TUBES OR DISCHARGE LAMPS
- H01J37/00—Discharge tubes with provision for introducing objects or material to be exposed to the discharge, e.g. for the purpose of examination or processing thereof
- H01J37/32—Gas-filled discharge tubes
- H01J37/32917—Plasma diagnostics
- H01J37/32935—Monitoring and controlling tubes by information coming from the object and/or discharge
-
- H—ELECTRICITY
- H01—ELECTRIC ELEMENTS
- H01F—MAGNETS; INDUCTANCES; TRANSFORMERS; SELECTION OF MATERIALS FOR THEIR MAGNETIC PROPERTIES
- H01F27/00—Details of transformers or inductances, in general
- H01F27/34—Special means for preventing or reducing unwanted electric or magnetic effects, e.g. no-load losses, reactive currents, harmonics, oscillations, leakage fields
- H01F27/38—Auxiliary core members; Auxiliary coils or windings
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T29/00—Metal working
- Y10T29/49—Method of mechanical manufacture
- Y10T29/49002—Electrical device making
- Y10T29/49082—Resistor making
- Y10T29/49083—Heater type
Abstract
Система нагревания подземного пласта содержит протяженный электрический проводник, размещенный в подземном пласте. Электрический проводник расположен между, по меньшей мере, первым электрическим контактом и вторым электрическим контактом. Ферромагнитный проводник, по меньшей мере, частично окружает электрический проводник и, по меньшей мере, частично расположен вдоль его длины. Электрический проводник, когда в него подают изменяющийся во времени электрический ток, индуцирует электрический ток в ферромагнитном проводнике, достаточный для нагрева ферромагнитного проводника за счет сопротивления до температуры, по меньшей мере, примерно 300°С. Система нагревания согласно изобретения обеспечивает улучшенный способ нагрева, позволяющий добывать углеводороды, водород и/или другие продукты из различных пластов, содержащих углеводороды. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 23 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение, в общем, касается способов нагревания и систем нагревания, предназначенных для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов, таких как пласты, содержащие углеводороды. Определенные варианты осуществления изобретения касаются систем нагревания, которые предназначены для нагревания подземных пластов и которые индуцируют ток в ферромагнитных материалах.
Уровень техники
Углеводороды, добываемые из подземных пластов, часто используются в качестве энергетических ресурсов, сырья и потребительских товаров. Озабоченность по поводу истощения углеводородных ресурсов и ухудшения общего качества добываемых углеводородов привела к разработке способов более эффективной добычи, обработки и/или использования доступных углеводородных ресурсов. Для извлечения углеводородных материалов из подземных пластов могут быть использованы процессы in situ. Для того чтобы легче извлекать углеводородный материал из подземного пласта может потребоваться изменить химические и/или физические свойства углеводородного материала. Изменения химических и физических свойств могут включать в себя реакции in situ, в результате которых получаются извлекаемые флюиды, происходят изменения состава, изменения растворяющей способности, изменения плотности, фазовые превращения и/или изменения вязкости углеводородного материала пласта. Флюид может представлять собой, помимо прочего, газ, жидкость, эмульсию, суспензию и/или поток твердых частиц, характеристики которого аналогичны характеристикам потока жидкости.
В пласте может быть выполнен ствол скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения в стволе скважины могут быть размещены или сформированы обсадные трубы или другая система труб. В некоторых вариантах осуществления изобретения в стволе скважины может быть использован расширяемый трубчатый элемент. В стволах скважины могут быть расположены нагреватели, предназначенные для нагревания пласта в ходе процесса in situ.
Применение нагрева в пластах нефтеносных сланцев описано в патентах US 2923535 (Ljungstrom) и US 4886118 (Van Meurs et al.). Нагрев может применяться к пласту нефтеносных сланцев с целью проведения пиролиза керогена в пласте нефтеносных сланцев. Также под действием тепла в пласте могут образовываться трещины, что делается с целью увеличения проницаемости пласта. Улучшенная проницаемость может позволить пластовому флюиду перемещаться к добывающей скважине, где флюид извлекается из пласта нефтеносного сланца. В некоторых процессах, описанных в патенте Ljungstrom, для начала горения в проницаемый слой вводится, например, газообразная среда, содержащая кислород, при этом предпочтительно, чтобы указанная газообразная среда была еще горячей после этапа предварительного нагревания.
Для нагревания подземного пласта может использоваться источник тепла. Для нагревания подземного пласта могут использоваться электрические нагреватели, нагревающие посредством радиационного теплообмена и/или теплопроводности. Электрический нагреватель может нагревать элемент за счет сопротивления. В патентах US 2548360 (Germain), US 4716960 (Easthmd et al.), US 4716960 (Eastlund et al.) и US 5065818 (Van Egmond) описаны электрические нагревательные элементы, расположенные в стволах скважин. В патенте US 6023554 (Vinegar et al.) описан электронагревательный элемент, который расположен в обсадной трубе. Нагревательный элемент вырабатывает излучаемую энергию, которая нагревает обсадную трубу.
В патенте US 4570715 (Van Meurs et al.) описан электронагревательный элемент. Нагревательный элемент содержит электропроводящий стержень, окружающий слой изоляционного материала и окружающую металлическую оболочку. При высоких температурах сопротивление проводящего стержня мало. При высоких температурах электрическое сопротивление, прочность при сжатии и теплопроводность изоляционного материала сравнительно высоки. Изоляционный материал может препятствовать образованию дуги между стержнем и металлической оболочкой. Нагрузка на растяжение и сопротивление ползучести металлической оболочки могут быть сравнительно высоки при высоких температурах. В патенте US 5060287 (Van Egmond) описан электронагревательный элемент со стержнем из медно-никелевого сплава.
Нагреватели могут быть выполнены из кованных нержавеющих сталей. В патенте US 7153373 (Maziasz et al.) и заявке на патент США US 2004/0191109 (Maziasz et al.) описаны модифицированные нержавеющие стали 237, в качестве листов и фольги с мелкозернистой структурой материала.
Как отмечено выше, прилагаются значительные усилия, направленные на разработку нагревателей, способов и систем экономически целесообразной добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из пластов, содержащих углеводороды. Тем не менее, в настоящий момент все еще существует большое количество пластов содержащих углеводороды, из которых невозможно добывать углеводороды, водород и/или другие продукты экономически целесообразным способом. Таким образом, существует необходимость в улучшенных способах и системах нагревания, предназначенных для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных пластов, содержащих углеводороды.
Раскрытие изобретения
Описанные варианты осуществления изобретения, в общем, относятся к системам, способам и нагревателям, предназначенным для обработки подземного пласта. Описанные варианты осуществления изобретения, в общем, относятся к нагревателям, содержащим новые компоненты. Такие нагреватели могут быть получены с использованием описанных систем и способов.
В определенных вариантах осуществления изобретения предложена одна или более систем, способов и/или нагревателей. В некоторых вариантах осуществления изобретения системы, способы и/или нагреватели используются для обработки подземного пласта.
В определенных вариантах осуществления изобретения предложена система нагревания подземного пласта, содержащая: протяженный электрический проводник, размещенный в подземном пласте, при этом электрический проводник расположен между по меньшей мере первым электрическим контактом и вторым электрическим контактом; и ферромагнитный проводник, причем ферромагнитный проводник по меньшей мере частично окружает и по меньшей мере частично проходит вдоль длины электрического проводника; при этом электрический проводник, когда в него подают изменяющийся во времени электрический ток, индуцирует электрический ток в ферромагнитном проводнике, достаточный для нагревания ферромагнитного проводника за счет сопротивления до температуры по меньшей мере примерно 300°С.
В других вариантах осуществления изобретения признаки конкретных вариантов осуществления изобретения могут быть объединены с признаками других вариантов осуществления изобретения. Например, признаки одного варианта осуществления изобретения могут быть объединены с признаками любого другого варианта осуществления изобретения.
В других вариантах осуществления изобретения обработка подземного пласта осуществляется с использованием любых описанных здесь способов, систем или нагревателей.
В других вариантах осуществления изобретения к описанным конкретным вариантам осуществления изобретения могут быть добавлены дополнительные признаки.
Краткое описание чертежей
Достоинства настоящего изобретения будут ясны специалистам в рассматриваемой области после прочтения подробного описания, содержащего ссылки на приложенные чертежи, на которых:
фиг.1 - схематический вид варианта осуществления части системы тепловой обработки in situ, предназначенной для обработки пласта, содержащего углеводороды;
фиг.2 - вид, показывающий вариант осуществления u-образного нагревателя, содержащего трубчатый элемент, к которому энергия подводится за счет электромагнитной индукции;
фиг.3 - вид, показывающий вариант осуществления электрического проводника, расположенного по центру в трубчатом элементе;
фиг.4 - вид, показывающий вариант осуществления индукционного нагревателя с оболочкой из изолированного проводника, находящегося в электрическом контакте с трубчатым элементом;
фиг.5 - вид, показывающий вариант осуществления резистивного нагревателя с трубчатым элементом, поверхности которого содержат канавки, расположенные по радиусу;
фиг.6 - вид, показывающий вариант осуществления индукционного нагревателя с трубчатым элементом, поверхности которого содержат канавки, расположенные по радиусу;
фиг.7 - вид, показывающий вариант осуществления нагревателя, разделенного на трубчатые участки с целью обеспечения изменяющейся тепловой мощности вдоль длины нагревателя.
фиг.8 - вид, показывающий вариант осуществления трех электрических проводников, входящих в пласт через первый общий ствол скважины и выходящих из пласта через второй общий ствол скважины, при этом в слое углеводородов электрические проводники окружают три трубчатых элемента;
фиг.9 - вид, показывающий вариант осуществления трех электрических проводников и трех трубчатых элементов, расположенных в отдельных стволах скважин в пласте и соединенных с трансформатором;
фиг.10 - вид, показывающий вариант осуществления многослойного индукционного трубчатого элемента;
фиг.11 - вид, показывающий поперечное сечение варианта осуществления изолированного проводника, который используется в качестве индукционного нагревателя;
фиг.12 - вид сбоку, показывающий поперечное сечение варианта осуществления изобретения, показанного на фиг.11;
фиг.13 - вид с торца, показывающий поперечное сечение варианта осуществления изолированного проводника с двумя отрезками, который используется в качестве индукционного нагревателя;
фиг.14 - вид сбоку, показывающий поперечное сечение варианта осуществления изобретения, показанного на фиг.13;
фиг.15 - вид с торца, показывающий поперечное сечение варианта осуществления многослойного изолированного проводника, который используется в качестве индукционного нагревателя;
фиг.16 - вид с торца, показывающий вариант осуществления трех изолированных проводников, которые расположены в гибкой насосно-компрессорной трубе и которые используются в качестве индукционных нагревателей;
фиг.17 - вид, показывающий стержни изолированных проводников, концы которых соединены;
фиг.18 - вид с торца, показывающий вариант осуществления трех изолированных проводников, которые присоединены к опорному элементу и которые используются в качестве индукционных нагревателей;
фиг.19 - вид, показывающий вариант осуществления индукционного нагревателя со стрежнем и электрическим изолятором, окруженным ферромагнитным слоем;
фиг.20 - вид, показывающий вариант осуществления изолированного проводника, окруженного ферромагнитным слоем;
фиг.21 - вид, показывающий вариант осуществления индукционного нагревателя с двумя ферромагнитными слоями, которые спирально намотаны на сердцевину и электрический изолятор;
фиг.22 - вид, показывающий вариант осуществления установки ферромагнитного слоя на изолированный проводник;
фиг.23 - вид, показывающий вариант осуществления обсадной трубы с осевой ребристой поверхностью или поверхностью, содержащей канавки.
Хотя изобретение не исключает различные модификации и альтернативные формы, далее для примера на чертежах показаны и подробно описаны конкретные варианты осуществления изобретения. Чертежи могут быть выполнены не в масштабе. Тем не менее, необходимо понимать, что чертежи и подробное описание не ограничивают изобретение конкретной описанной формой, а, наоборот, изобретение подразумевает все модификации, эквиваленты и альтернативы, не выходящие за рамки объема настоящего изобретения, который определен в прилагаемой формуле изобретения.
Подробное описание изобретения
Последующее описание, в общем, относится к системам и способам обработки углеводородов в пластах. Такие пласты обрабатывают с целью добычи углеводородных продуктов, водорода и других продуктов.
«Переменным током» называется изменяющийся во времени ток, направление которого изменяется, по существу, синусоидальным образом. При протекании переменного тока в ферромагнитном проводнике возникает скин-эффект.
Под «открытым металлом» или «незащищенным металлом» понимаются металлы протяженных элементов, не содержащие слоя электрической изоляции, такой как неорганическая изоляция, которая призвана обеспечить электрическую изоляцию металла во всем диапазоне рабочих температур протяженного элемента. Под открытым металлом и незащищенным металлом также может подразумеваться металл, содержащий антикоррозионный ингибитор, такой как естественным образом образовавшийся слой оксида, нанесенный слой оксида и/или пленка. Открытый металл и незащищенный металл включают в себя металлы с полимерной или другой электрической изоляцией, которая не может сохранять электрические изолирующие свойства при типовой рабочей температуре протяженного элемента. Такой материал может быть расположен на металле и при использовании нагревателя может деградировать под воздействием температуры.
«Температура Кюри» - это температура, выше которой ферромагнитный материал теряет все свои ферромагнитные свойства. Помимо потери всех ферромагнитных свойств при температуре, превышающей температуру Кюри, ферромагнитный материал начинает терять ферромагнитные свойства тогда, когда через него пропускается увеличивающийся электрический ток.
«Давление флюида» - это давление, создаваемое флюидом в пласте. «Литостатическое давление» (иногда называемое «литостатическим напряжением») представляет собой давление в пласте, равное весу на единицу площади вышележащей породы. «Гидростатическое давление» представляет собой давление в пласте, причиной которого является столб воды.
«Пласт» включает в себя один или несколько слоев, содержащих углеводороды, один или несколько неуглеводородных слоев, покрывающий слой и/или подстилающий слой. «Углеводородными слоями» называются слои пласта, которые содержат углеводороды. Углеводородные слои могут содержать неуглеводородные материалы и углеводородные материалы. «Покрывающий слой» и/или «подстилающий слой» содержат один или несколько различных типов непроницаемых материалов. Например, покрывающий и/или подстилающий слои могут представлять собой скальную породу, сланцевую глину, алевритоглинистую породу или плотную карбонатную горную породу, не пропускающую влагу. В некоторых вариантах осуществления процессов тепловой обработки in situ, покрывающий и/или подстилающий слои могут включать в себя содержащий углеводороды слой или содержащие углеводороды слои, которые сравнительно непроницаемы и не подвергаются воздействию температур в процессе тепловой обработки in situ, в результате которой характеристики содержащих углеводороды слоев покрывающего и/или подстилающего слоев значительно изменяются. Например, подстилающий слой может содержать сланцевую глину или алевритоглинистую породу, но при осуществлении процесса тепловой обработки in situ подстилающий слой не нагревают до температуры пиролиза. В некоторых случаях покрывающий слой и/или подстилающий слои могут быть до некоторой степени проницаемыми.
«Пластовыми флюидами» называются флюиды, присутствующие в пласте, и они могут содержать флюид, полученный в результате пиролиза, синтез-газ, подвижные углеводороды и воду (пар). Пластовые флюиды могут содержать углеводородные флюиды, а также неуглеводородные флюиды. Под «подвижными флюидами» понимают флюиды пласта, содержащего углеводороды, которые способны течь в результате тепловой обработки пласта. «Добытыми флюидами» называются флюиды, извлеченные из пласта.
«Источник тепла» представляет собой любую систему, подводящую теплоту, по меньшей мере, к части пласта, теплота передается в основном в результате кондуктивного и/или радиационного теплообмена. Например, источник тепла может содержать электрические нагреватели, такие как изолированный проводник, протяженный элемент и/или проводник, расположенный в трубе. Также источник тепла может содержать системы, вырабатывающие теплоту в результате горения топлива вне пласта или в нем. Эти системы могут быть горелками, расположенными на поверхности, забойными газовыми горелками, беспламенными распределенными камерами сгорания и природными распределенными камерами сгорания. В некоторых вариантах осуществления изобретения теплота, подведенная к одному или нескольким источникам тепла или выработанная в них, может подводиться от других источников энергии. Другие источники энергии могут непосредственно нагревать пласт или энергия может сообщаться передающей среде, которая непосредственно или косвенно нагревает пласт. Ясно, что один или несколько источников тепла, которые передают теплоту пласту, могут использовать различные источники энергии. Таким образом, например, для заданного пласта некоторые источники тепла могут подводить теплоту от резистивных нагревателей, некоторые источники тепла могут обеспечивать нагревание благодаря камере сгорания, а другие источники тепла могут подводить теплоту из одного или нескольких источников энергии (например, энергия от химических реакций, солнечная энергия, энергия ветра, биомасса или другие источники возобновляемой энергии). Химическая реакция может включать в себя экзотермические реакции (например, реакцию окисления). Также источник тепла может включать в себя нагреватель, который подводит теплоту в зону, расположенную рядом с нагреваемым местом, таким как нагревательная скважина, или окружающую это место.
«Нагреватель» - это любая система или источник тепла, предназначенный для выработки теплоты в скважине или рядом со стволом скважины. К нагревателям относят, помимо прочего, электрические нагреватели, горелки, камеры сгорания, в которых в реакцию вступает материал пласта или материал, добываемый в пласте, и/или их комбинации.
Под «углеводородами» обычно понимают молекулы, образованные в основном атомами углерода и водорода. Углеводороды также могут содержать другие элементы, такие как, например, галогены, металлические элементы, азот, кислород и/или серу. Углеводородами являются, например, кероген, битум, пиробитум, масла, природные минеральные воски и асфальтиты. Углеводороды могут располагаться в природных вмещающих породах в земле или рядом с ними. Вмещающими породами, помимо прочего, являются осадочные горные породы, пески, силицилиты, карбонатные горные породы, диатомиты и другие пористые среды. «Углеводородные флюиды» - это флюиды, содержащие углеводороды. Углеводородные флюиды могут содержать, увлекать с собой или быть увлеченными неуглеводородными флюидами, такими как водород, азот, угарный газ, диоксид углерода, сероводород, вода и аммиак.
Под «процессом переработки in situ» понимается процесс нагревания пласта, содержащего углеводород, от источников тепла, при этом указанный процесс направлен на повышение температуры, по меньшей мере, части пласта, выше температуры пиролиза, с целью получения в пласте флюида, являющегося результатом пиролиза.
Под «процессом тепловой обработки in situ» понимается процесс нагревания пласта, содержащего углеводороды, с помощью источников тепла, направленный на повышение температуры по меньшей мере части пласта выше температуры, в результате которой получается подвижный флюид, происходит легкий крекинг и/или пиролиз материала, содержащего углеводороды, так что в пласте вырабатываются подвижные флюиды, флюиды, являющиеся результатом легкого крекинга, и/или флюиды, являющиеся результатом пиролиза.
«Изолированным проводником» называется любой длинномерный материал, способный проводить электрический ток и покрытый полностью или частично электроизоляционным материалом.
«Температурой фазового перехода» ферромагнитного материала называется температура или диапазон температур, в котором материал проходит фазовое изменение (например, из феррита в аустенит), в результате чего уменьшается магнитная проницаемость ферромагнитного материала. Это уменьшение магнитной проницаемости аналогично уменьшению магнитной проницаемости, происходящей из-за магнитного перехода ферромагнитного материала при температуре Кюри.
«Пиролизом» называется разрушение химических связей, происходящее из-за подвода тепла. Например, пиролиз может включать в себя превращение соединения в одно или несколько других веществ с помощью только тепла. Чтобы вызвать пиролиз, участку пласта может подводиться тепло.
«Флюидами, являющимися результатом пиролиза» или «продуктами пиролиза» называются флюиды, полученные по существу во время процесса пиролиза углеводородов. Флюид, полученный в результате реакций пиролиза, может смешиваться в пласте с другими флюидами. Эта смесь будет считаться флюидом, являющимся результатом пиролиза или продуктом пиролиза. Здесь под «зоной пиролиза» понимается объем пласта (например, сравнительно проницаемого пласта, такого как пласт битуминозных песков), в котором происходит или происходила реакция, направленная на образование флюида, являющегося результатом пиролиза.
«Наложением тепла» называется подвод тепла из двух или нескольких источников тепла в выбранный участок пласта, так что источники тепла влияют на температуру пласта по меньшей мере в одном месте между источниками тепла.
Под «нагревателем с ограничением рабочих температур» в общем понимается нагреватель, в котором регулируется тепловая мощность (например, уменьшается величина тепловой мощности) выше определенной температуры, что происходит без использования внешних элементов управления, таких как регуляторы температуры, регуляторы мощности, детекторы или другие устройства. Нагреватели с ограничением рабочих температур могут быть резистивными нагревателями переменного тока или модулированного (например, «срезанного») постоянного тока.
Под «изменяющимся во времени током» понимается электрический ток, протекание которого в ферромагнитном проводнике происходит со скин-эффектом и величина которого изменяется со временем. Изменяющимся во времени током может быть как переменный ток, так и модулированный постоянный ток.
Под «показателем диапазона изменения» для нагревателя с ограничением рабочих температур, в котором ток приложен непосредственно к нагревателю, понимается отношение наибольшего сопротивления переменному току или модулированному постоянному току при температурах, меньших температуры Кюри, к наименьшему сопротивлению при температурах, превышающих температуру Кюри, для заданного тока. Показатель диапазона изменения для индукционного нагревателя представляет собой отношение наибольшей тепловой мощности при температурах, меньших температуры Кюри, к наименьшей тепловой мощности при температурах, превышающих температуру Кюри, для заданного тока, приложенного к нагревателю.
Под «u-образным стволом скважины» понимают ствол скважины, который начинается от первого отверстия в пласте, проходит, по меньшей мере, часть пласта и заканчивается вторым отверстием в пласте. В этом случае форма ствола скважины, которая считается «u-образной», может иметь вид, напоминающий буквы «v» или «u», при этом ясно, что «ножки» буквы «u» не обязательно параллельны друг другу или перпендикулярны «нижней части» буквы «u».
Под «обогащением» понимают улучшение качества углеводородов. Например, обогащение тяжелых углеводородов может приводить к увеличению плотности тяжелых углеводородов в градусах Американского нефтяного института (АНИ).
Под термином «ствол скважины» понимается отверстие в пласте, изготовленное бурением или введением трубы в пласт. Поперечное сечение ствола скважины может быть, по существу, круглым или каким-либо другим. Здесь термины «скважина» и «отверстие», когда говорится об отверстии в пласте, могут быть заменены термином «ствол скважины».
С целью добычи многих различных продуктов, углеводороды в пласте могут быть обработаны разными способами. Для обработки пласта в ходе процесса тепловой обработки in situ могут быть использованы различные этапы или процессы. В некоторых вариантах осуществления изобретения добыча из одного или нескольких участков пласта ведется с помощью растворения, что делается для извлечения из участков растворимых неорганических веществ. Добыча растворением неорганических веществ может быть осуществлена до процесса тепловой обработки in situ, во время этого процесса и/или после этого процесса. В некоторых вариантах осуществления изобретения средняя температура одного или нескольких участков, участвующих в добыче растворением, может поддерживаться на уровне, меньшем примерно 120°С.
В некоторых вариантах осуществления изобретения один или несколько участков пласта нагревают с целью извлечения из участков воды и/или метана и других летучих углеводородов. В некоторых вариантах осуществления изобретения при извлечении воды и летучих углеводородов средняя температура может быть повышена от температуры окружающей среды до температур, меньших примерно 220°С.
В некоторых вариантах осуществления изобретения один или несколько участков пласта нагревают до температур придания подвижности и/или легкого крекинга углеводородов в пласте. В некоторых вариантах осуществления изобретения среднюю температуру одного или нескольких участков пласта поднимают до температур придания углеводородам подвижности в пласте (например, до температур, находящихся в диапазоне от 100°С до 250°С, от 120°С до 240°С или от 150°С до 230°С).
В некоторых вариантах осуществления изобретения один или несколько участков пласта нагревают до температур проведения в пласте реакций пиролиза. В некоторых вариантах осуществления изобретения средняя температура одного или нескольких участков пласта может быть поднята до температур проведения пиролиза углеводородов в пласте (например, до температур, находящихся в диапазоне от 230°С до 900°С, от 240°С до 400°С или от 250°С до 350°С).
Нагревание пласта, содержащего углеводороды, несколькими источниками тепла может установить температурные перепады вокруг источников тепла, которые повышают температуру углеводородов в пласте до желательных температур с желательными скоростями нагревания. Скорость повышения температуры в диапазоне температур придания подвижности и/или диапазоне температур проведения пиролиза для нужных продуктов может влиять на количество и качество пластовых флюидов, которые добывают из пласта, содержащего углеводороды. Медленное увеличение температуры пласта в диапазоне температур придания подвижности и/или диапазоне температур проведения пиролиза может позволить добывать из пласта высококачественные углеводороды, с высокой плотностью, измеряемой в градусах АНИ. Медленное увеличение температуры пласта в диапазоне температур придания подвижности и/или диапазоне температур проведения пиролиза может позволить извлекать большое количество углеводородов, присутствующих в пласте, в качестве углеводородного продукта.
В некоторых вариантах осуществления тепловой обработки in situ, вместо того, чтобы медленно нагревать в некотором диапазоне температур, до нужной температуры нагревают часть пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения нужная температура составляет 300°С, 325°С или 350°С. В качестве нужной температуры может быть выбрано другое значение температуры.
Наложение тепла от источников тепла позволяет сравнительно быстро и эффективно установить в пласте нужную температуру. Можно регулировать подвод энергии в пласт от источников тепла с целью поддержания, по существу, нужного значения температуры в пласте.
Продукты, полученные в результате придания подвижности и/или проведения пиролиза, могут быть добыты из пласта через добывающие скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения средняя температура одного или нескольких участков пласта может быть поднята до температур придания углеводородам подвижности и углеводороды добывают через добывающие скважины. Средняя температура одного или нескольких участков пласта может быть повышена до температур осуществления пиролиза после того, как добыча, осуществляемая благодаря приданию углеводородам подвижности, уменьшится ниже заданного значения. В некоторых вариантах осуществления изобретения средняя температура одного или нескольких участков пласта может быть поднята до температур осуществления пиролиза без проведения существенной добычи углеводородов до достижения температур осуществления пиролиза. Пластовые флюиды, в том числе продукты пиролиза, могут быть добыты через добывающие скважины.
В некоторых вариантах осуществления изобретения после придания подвижности и/или осуществления пиролиза средняя температура одного или нескольких участков пласта может быть поднята до температур, достаточных для получения синтез-газа. В некоторых вариантах осуществления изобретения температура углеводородов может быть поднята до значений, достаточных для получения синтез-газа, без проведения существенной добычи углеводородов до достижения температур, достаточных для получения синтез-газа. Например, синтез-газ может быть получен в диапазоне температур примерно от 400°С до примерно 1200°С, примерно от 500°С до примерно 1100°С или примерно от 550°С до примерно 1000°С. Флюид для получения синтез-газа (например, пар и/или вода) может быть введен в участки с целью получения синтез-газа. Синтез-газ может добываться из пласта через добывающие скважины.
Добыча растворением, извлечение летучих углеводородов и воды, придание подвижности углеводородам, проведение пиролиза углеводородов, получение синтез-газа и/или другие процессы могут быть осуществления в ходе процесса тепловой обработки in situ. В некоторых вариантах осуществления изобретения некоторые процессы могут быть осуществлены после процесса тепловой обработки in situ. Такие процессы, помимо прочего, включают в себя рекуперирование тепла из обработанных участков, хранение флюидов (например, воды и/или углеводородов) в ранее обработанных участках и/или изолирование углекислого газа в ранее обработанных участках.
На фиг.1 показан схематический вид варианта осуществления части системы тепловой обработки in situ, предназначенной для обработки содержащего углеводороды пласта. Система тепловой обработки in situ может содержать барьерные скважины 200. Барьерные скважины используют для образования барьера вокруг области обработки. Барьер препятствует течению флюида в область обработки и/или из нее. Барьерные скважины включают в себя, помимо прочего, водопонижающие скважины, скважины создания разряжения, коллекторные скважины, нагнетательные скважины, скважины для заливки раствора, замораживающие скважины или их комбинации. В некоторых вариантах осуществления изобретения барьерные скважины 200 представляют собой водопонижающие скважины. Водопонижающие скважины могут удалять жидкую воду и/или препятствовать проникновению жидкой воды в часть пласта, которую будут нагревать, или в нагреваемый пласт. В варианте осуществление изобретения с фиг.1, показаны барьерные скважины 200, расположенные только вдоль одной стороны источников 202 тепла, но барьерные скважины могут окружать все источники 202 тепла, используемые или планируемые к использованию для нагревания области обработки пласта.
Источники 202 тепла расположены, по меньшей мере, в части пласта. Источники 202 тепла могут представлять собой нагреватели, такие как изолированные проводники, нагревательные устройства с проводником в трубе, горелки, расположенные на поверхности, беспламенные распределенные камеры сгорания и/или природные распределенные камеры сгорания. Источники 202 тепла могут также представлять собой нагреватели других типов. Источники 202 тепла подводят теплоту, по меньшей мере, в часть пласта с целью нагревания углеводородов в пласте. Энергия может подаваться к источнику 202 тепла по линиям 204 питания. Линии 204 питания могут конструктивно различаться в зависимости от типа источника тепла или источников тепла, используемых для нагревания пласта. Линии 204 питания для источников тепла могут передавать электричество для электрических нагревателей, могут транспортировать топливо для камер сгорания или могут перемещать жидкий теплоноситель, циркулирующий в пласте. В некоторых вариантах осуществления изобретения электричество для процесса тепловой обработки in situ может поставляться атомной электростанцией или атомными электростанциями. Использование атомной энергии может позволить уменьшить или полностью исключить выбросы диоксида углерода в ходе процесса тепловой обработки in situ.
Добывающие скважины 206 используются для извлечения пластового флюида из пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения добывающая скважина 206 может содержать источник тепла. Источник тепла, расположенный в добывающей скважине, может нагревать одну или несколько частей пласта у добывающей скважины или рядом с ней. В некоторых вариантах осуществления процесса тепловой обработки in situ количество теплоты, подводимое в пласт от добывающей скважины, на метр добывающей скважины меньше количества теплоты, подводимого в пласт от источника тепла, который нагревает пласт, на метр источника тепла.
В некоторых вариантах осуществления изобретения источник тепла в добывающей скважине 206 позволяет извлекать из пласта паровую фазу пластовых флюидов. Подвод теплоты к добывающей скважине или через добывающую скважину может: (1) препятствовать конденсации и/или обратному потоку добываемого флюида, когда такой добываемый флюид перемещается по направлению к добывающей скважине близко к покрывающему слою, (2) увеличить подвод теплоты в пласт, (3) увеличить темп добычи для добывающей скважины по сравнению с добывающей скважиной без источника тепла, (4) препятствовать конденсации соединений с большим количеством атомов углерода (С6 и больше) в добывающей скважине и/или (5) увеличить проницаемость пласта у добывающей скважины или рядом с ней.
Подземное давление в пласте может соответствовать давлению флюида в пласте. Когда температура в нагретой части пласта увеличивается, то давление в нагретой части может увеличиваться в результате теплового расширения флюидов, увеличенного получения флюидов и испарения воды. Управление скоростью извлечения флюидов из пласта может позволить управлять давлением в пласте. Давление в пласте может быть определено в нескольких различных местах, например, рядом с добывающими скважинами или у них, рядом с источниками тепла или у них или у контрольных скважин.
В некоторых содержащих углеводороды пластах добыча углеводородов из пласта сдерживается до тех пор, пока, по меньшей мере, некоторое количество углеводородов пласта не стало подвижным и/или не подверглось пиролизу. Пластовый флюид можно добывать из пласта тогда, когда качество пластового флюида соответствует выбранному уровню. В некоторых вариантах осуществления изобретения выбранный уровень качества представляет собой плотность в градусах АНИ, которая составляет, по меньшей мере, примерно 15°, 20°, 25°, 30° или 40°. Запрет на добычу до тех пор, пока, по меньшей мере, часть углеводородов не стала подвижной и/или не подверглась пиролизу, может увеличить переработку тяжелых углеводородов в легкие углеводороды. Запрет на добычу в начале может минимизировать добычу тяжелых углеводородов из пласта. Добыча значительных объемов тяжелых углеводородов может потребовать дорогого оборудования и/или уменьшения срока эксплуатации производственного оборудования.
После достижения температур придания подвижности или температур осуществления пиролиза и разрешения добычи из пласта, давление в пласте можно изменять с целью изменения и/или управления составом добываемых пластовых флюидов с целью регулирования процента конденсирующегося флюида относительно неконденсирующегося флюида в пластовом флюиде и/или с целью регулирования плотности в градусах АНИ добываемого пластового флюида. Например, уменьшение давления может привести к добыче большей доли конденсирующегося компонента флюидов. Конденсирующийся компонент флюидов может содержать больший процент олефинов.
В некоторых вариантах осуществления процесса тепловой обработки in situ давление в пласте может поддерживаться достаточно высоким для содействия добыче пластового флюида с плотностью более 20° в градусах АНИ. Поддержание повышенного давления в пласте может препятствовать оседанию пласта во время тепловой обработки in situ. Поддержание повышенного давления может уменьшить или исключить необходимость сжатия пластовых флюидов на поверхности с целью транспортировки флюидов по трубам до установок обработки.
Как ни удивительно, но поддержание повышенного давления в нагретой части пласта может позволить добывать большие количества углеводородов улучшенного качества и со сравнительно малой молекулярной массой. Давление может поддерживаться таким, что добытый пластовый флюид содержит минимальное количество соединений, в которых углеродное число превышает выбранное углеродное число. Выбранное углеродное число может составлять самое большее 25, самое больше 20, самое большее 12 или самое большее 8. Некоторые соединения с большим углеродным числом могут быть в пласте захвачены паром и могут быть извлечены из пласта с паром. Поддержание повышенного давления в пласте может препятствовать захвату паром соединений с большим углеродным числом и/или полициклических углеводородных соединений. Соединения с большим углеродным числом и/или полициклические углеводородные соединения могут оставаться в пласте в жидкой фазе в течение значительных периодов времени. Эти значительные периоды времени могут предоставлять достаточное количество времени для пиролиза соединений с целью получения соединений с меньшим углеродным числом.
Пластовый флюид, извлекаемый из добывающих скважин 206, может быть перекачен по коллекторному трубопроводу 208 до обрабатывающих установок 210. Также пластовые флюиды могут быть добыты из источников 202 тепла. Например, флюид может быть добыт из источников 202 тепла с целью регулирования давления в пласте рядом с источниками тепла. Флюид, добытый из источников 202 тепла, может быть перекачен по трубе или трубопроводу до коллекторного трубопровода 208 или добытый флюид может быть перекачен по трубе или трубопроводу непосредственно к обрабатывающим установкам 210. Обрабатывающие установки 210 могут содержать блоки сепарации, блоки проведения реакций, блоки обогащения, топливные ячейки, турбины, контейнеры для хранения и/или другие системы и блоки, предназначенные для обработки добытых пластовых флюидов. В обрабатывающих установках, по меньшей мере, из части углеводородов, добытых из пласта, можно получать транспортное топливо. В некоторых вариантах осуществления изобретения транспортное топливо может представлять собой реактивное топливо.
На фиг.2 схематично показан вариант осуществления u-образного нагревателя, содержащего трубчатый элемент, к которому энергия подводится за счет индукции. Нагреватель 212 содержит электрический проводник 214 и трубчатый элемент 216 в отверстии, которое расположено между стволом 218А скважины и стволом 218В скважины. В определенных вариантах осуществления изобретения электрический проводник 214 и/или находящаяся под током часть электрического проводника электрически изолирована от трубчатого элемента 216. Электрический проводник 214 и/или находящаяся под током часть электрического проводника электрически изолирована от трубчатого элемента 216 таким образом, что электрический ток не течет от электрического проводника к трубчатому элементу и наоборот (например, трубчатый элемент электрически напрямую не соединен с электрическим проводником).
В некоторых вариантах осуществления изобретения электрический проводник 214 расположен по центру внутри трубчатого элемента 216 (например, с использованием приспособлений 220 для центровки или других поддерживающих конструкций, что показано на фиг.3). Приспособления 220 для центровки электрически изолируют электрический проводник 214 от трубчатого элемента 216. В некоторых вариантах осуществления изобретения трубчатый элемент 216 контактирует с электрическим проводником 214. Например, трубчатый элемент 216 может быть подвешен к электрическому проводнику 214, свисать с него или каким-либо другим образом касаться электрического проводника 214. В некоторых вариантах осуществления изобретения электрический проводник 214 содержит электрическую изоляцию (например, оксид магния или фарфоровую эмаль), которая изолирует находящуюся под током часть электрического проводника от трубчатого элемента 216. Электрическая изоляция предотвращает протекание тока между находящейся под током частью электрического проводника 214 и трубчатым элементом 216 в случае, когда электрический проводник 214 и трубчатый элемент 216 физически контактируют друг с другом.
В некоторых вариантах осуществления изобретения электрический проводник 214 является нагревателем с проводником из открытого металла или нагревателем с проводником в трубе. В определенных вариантах осуществления изобретения электрический проводник 214 является изолированным проводником, таким как проводник с неорганической изоляцией. Изолированный проводник может содержать медный стержень, стержень из сплава меди или аналогичный электропроводящий стержень малого сопротивления с малыми электрическими потерями. В некоторых вариантах осуществления изобретения стержень является медным стержнем, диаметр которого составляет примерно от 0,5 дюйма (1,27 см) до примерно 1 дюйма (2,54 см). Оболочка или кожух изолированного проводника может быть выполнен из неферромагнитной, коррозионностойкой стали, такой как нержавеющая сталь 347, нержавеющая сталь 625, нержавеющая сталь 825, нержавеющая сталь 304, или медь с защитным слоем (например, защитным покрытием). Внешний диаметр оболочки может составлять примерно от 1 дюйма (2,54 см) до примерно 1,25 дюйма (3,18 см).
В некоторых вариантах осуществления изобретения оболочка или кожух изолированного проводника физически контактирует с трубчатым элементом 216 (например, трубчатый элемент физически контактирует с оболочкой вдоль длины трубчатого элемента) или оболочка электрически присоединена к трубчатому элементу. В таких вариантах осуществления изобретения электрическая изоляция изолированного проводника электрически изолирует стержень изолированного проводника от оболочки и трубчатого элемента. На фиг.4 показан вариант осуществления индукционного нагревателя с оболочкой изолированного проводника, находящейся в электрическом контакте с трубчатым элементом 216. Электрический проводник 214 представляет собой изолированный проводник. Оболочка изолированного проводника электрически контактирует с трубчатым элементом 216 с использованием электрических контактных элементов 222. В некоторых вариантах осуществления изобретения электрические контактные элементы 222 являются скользящими контактными элементами. В определенных вариантах осуществления изобретения электрические контактные элементы 222 электрически соединяют оболочку изолированного проводника с трубчатым элементом 216 у концов трубчатого элемента или рядом с этими концами. Электрическое соединение у концов трубчатого элемента 216 или рядом с этими концами, по существу, выравнивает напряжение вдоль трубчатого элемента с напряжением вдоль оболочки изолированного проводника. Выравнивание напряжений вдоль трубчатого элемента 216 и вдоль оболочки может препятствовать образованию дуги между трубчатым элементом и оболочкой.
Трубчатый элемент 216, такой как трубчатый элемент, показанный на фиг.2, 3 и 4, может быть выполнен из ферромагнитного материала или содержать ферромагнитные материалы. Толщина трубчатого элемента 216 может быть такова, что электрический проводник 214 индуцирует электрический ток на поверхности трубчатого элемента 216, когда на электрический проводник подают зависящий от времени ток. Электрический проводник индуцирует электрический ток благодаря ферромагнитным свойствам трубчатого элемента. Ток индуцируется как на внутренней, так и на внешней поверхностях трубчатого элемента 216. Трубчатый элемент 216 может работать как нагреватель, основанный на скин-эффекте, когда ток индуцируется на глубине скин-слоя одной или более поверхностей трубчатого элемента. В определенных вариантах осуществления изобретения индуцированный ток циркулирует по оси (в продольном направлении) на внутренней и/или внешней поверхностях трубчатого элемента 216. Продольно направленная компонента тока, текущая по электрическому проводнику 214, индуцирует главным образом продольный ток в трубчатом элементе 216 (большая часть индуцированного тока ориентирована в продольном направлении трубчатого элемента). Главным образом продольный ток в трубчатом элементе 216 может обеспечить более высокое сопротивление на фут по сравнению со случаем, когда индуцированный ток является током, направленным главным образом под углом.
В определенных вариантах осуществления изобретения ток в трубчатом элементе 216 индуцируется низкочастотным током электрического проводника 214 (например, от 50 Гц или 60 Гц до примерно 1000 Гц). В некоторых вариантах осуществления изобретения токи, индуцированные на внутренней и внешней поверхностях трубчатого элемента 216, по существу равны.
В определенных вариантах осуществления изобретения толщина трубчатого элемента 216 больше глубины скин-слоя ферромагнитного материала в трубчатом элементе при температуре Кюри ферромагнитного материала или близкой к ней или при температуре фазового превращения ферромагнитного материала или близкой к ней. Например, толщина трубчатого элемента 216 может быть, по меньшей мере, в 2,1 раза, по меньшей мере, в 2,5 раза, по меньшей мере, в 3 раза или, по меньшей мере, в 4 раза больше глубины скин-слоя ферромагнитного материала в трубчатом элементе при температуре, близкой к температуре Кюри или температуре фазового превращения ферромагнитного материала. В определенных вариантах осуществления изобретения толщина трубчатого элемента 216 может быть, по меньшей мере, в 2,1 раза, по меньшей мере, в 2,5 раза, по меньшей мере, в 3 раза или, по меньшей мере, в 4 раза больше глубины скин-слоя ферромагнитного материала в трубчатом элементе при температуре, которая примерно на 50°С меньше температуры Кюри или температуры фазового превращения ферромагнитного материала.
В определенных вариантах осуществления изобретения трубчатый элемент 216 выполнен из углеродистой стали. В некоторых вариантах осуществления изобретения трубчатый элемент 216 содержит коррозионностойкое покрытие (например, фарфоровое или керамическое покрытие) и/или электроизоляционное покрытие. В некоторых вариантах осуществления изобретения электрический проводник 214 содержит электроизоляционное покрытие. Примерами электроизоляционного покрытия трубчатого элемента 216 и/или электрического проводника 214 являются, помимо прочего, покрытие из фарфоровой эмали, покрытие из оксида алюминия или покрытие из оксидов алюминия и титана.
В некоторых вариантах осуществления изобретения трубчатый элемент 216 и/или электрический проводник 214 содержат такое покрытие, как покрытие из полиэтилена или другое подходящее покрытие с малым коэффициентом трения, которое может расплавляться или разлагаться при подачи энергии на нагреватель. Покрытие может облегчить расположение трубчатого элемента и/или электрического проводника в пласте.
В некоторых вариантах осуществления изобретения трубчатый элемент 216 содержит коррозионностойкий ферромагнитный материал, такой как, помимо прочего, нержавеющая сталь 410, нержавеющая сталь 446, нержавеющая сталь Т/Р91, нержавеющая сталь Т/Р92, сплав 52, сплав 42 и Invar 36. В некоторых вариантах осуществления изобретения трубчатый элемент 216 выполнен из нержавеющей стали с добавлением кобальта (например, кобальта добавляют примерно от 3% по весу до примерно 10% по весу) и/или молибдена (например, примерно 0,5% молибдена по весу).
При температуре Кюри или при температурах, близких к ней, или при температуре фазового превращения ферромагнитного материала трубчатого элемента 216 магнитная проницаемость ферромагнитного материала быстро уменьшается. Когда магнитная проницаемость трубчатого элемента 216 уменьшается при температуре Кюри или при температурах, близких к ней, или при температуре фазового превращения в трубчатом элементе 216 присутствует слабый ток или его нет совсем, так как при таких температурах трубчатый элемент, по существу, является неферромагнитным и электрический проводник 214 не способен индуцировать ток в трубчатом элементе. При слабом токе или его отсутствии в трубчатом элементе 216 температура трубчатого элемента будет падать до меньших значений до тех пор, пока не возрастет магнитная проницаемость и трубчатый элемент не станет ферромагнитным. Таким образом, трубчатый элемент 216 сам ограничивает свою температуру при температуре Кюри или температурах, близких к ней, или температуре фазового превращения и функционирует как нагреватель с ограничением рабочих температур благодаря ферромагнитным свойствам ферромагнитного материала трубчатого элемента. Так как ток индуцируется в трубчатом элементе 216, то показатель диапазона изменения может быть больше и падение тока более острое для трубчатого элемента по сравнению с нагревателями с ограничением рабочих температур, в которых ток действует непосредственно на ферромагнитный материал. Например, показатель диапазона изменения для нагревателей с током, который индуцируют в трубчатом элементе 216, может составлять, по меньшей мере, примерно 5, по меньшей мере, примерно 10 или, по меньшей мере, примерно 20, а показатели диапазона изменения для нагревателей, в которых ток напрямую действует на ферромагнитный материал, могут составлять самое большее примерно 5.
Когда ток индуцируется в трубчатом элементе 216, трубчатый элемент подводит тепло в углеводородный слой 224 и определяет область нагревания в углеводородном слое. В определенных вариантах осуществления изобретения трубчатый элемент 216 нагревается до температур, составляющих, по меньшей мере, примерно 300°С, по меньшей мере, примерно 500°С или, по меньшей мере, примерно 700°С. Так как ток индуцируется как на внутренней, так и на внешней поверхностях трубчатого элемента 216, то выработка тепла трубчатым элементом увеличено по сравнению с нагревателями с ограничением рабочих температур, в которых ток непосредственно действует на ферромагнитный материал и течение тока ограничено одной поверхностью. Таким образом, в электрическом проводнике 214 может быть обеспечен меньший ток для выработки того же количества тепла, что и в нагревателях, в которых ток непосредственно действует на ферромагнитный материал. Использование меньшего тока в электрическом проводнике 214 уменьшает потребление энергии и уменьшает потери энергии в покрывающем слое пласта.
В определенных вариантах осуществления изобретения диаметры трубчатого элемента 216 имеют большие значения. Большие диаметры могут быть использованы для выравнивания или практически выравнивания высоких давлений на трубчатом элементе, действующих как изнутри трубчатого элемента, так и снаружи трубчатого элемента. В некоторых вариантах осуществления изобретения диаметр трубчатого элемента 216 находится в диапазоне примерно от 1,5 дюйма (примерно 3,8 см) до примерно 6 дюймов (примерно 15,2 см). В некоторых вариантах осуществления изобретения диаметр трубчатого элемента 216 находится в диапазоне примерно от 3 см до примерно 13 см, примерно от 4 см до примерно 12 см или примерно от 5 см до примерно 11 см. Увеличение диаметра трубчатого элемента 216 может обеспечить большую теплоотдачу в пласт благодаря увеличению площади поверхности теплообмена трубчатого элемента.
В определенных вариантах осуществления изобретения формы поверхностей трубчатого элемента 216 таковы, что увеличивают сопротивление трубчатого элемента. На фиг.5 показан вариант осуществления нагревателя с трубчатым элементом 216, который содержит поверхности с расположенными по радиусу канавками. Нагреватель 212 может содержать электрические проводники 214А, В, соединенные с трубчатым элементом 216. Электрические проводники 214А, В могут являться изолированными проводниками. Электрические контактные элементы могут электрически и физически соединять электрические проводники 214А, В с трубчатым элементом 216. В определенных вариантах осуществления изобретения электрические контактные элементы прикреплены к концам электрических проводников 214А, В. Форма электрических контактных элементов такова, что, когда концы электрических проводников 214А, В вдавливают в концы трубчатого элемента 216, электрические контактные элементы физически и электрически соединяют электрические проводники и трубчатый элемент. Например, форма электрических контактных элементов может быть конусообразной. Нагреватель 212 вырабатывает тепло тогда, когда ток непосредственно приложен к трубчатому элементу 216. Ток возникает в трубчатом элементе 216 с использованием электрических проводников 214А, В. Канавки 226 могут увеличить площадь поверхности теплообмена трубчатого элемента 216.
В некоторых вариантах осуществления изобретения одна или несколько поверхностей трубчатого элемента индукционного нагревателя могут содержать шероховатости для увеличения сопротивления нагревателя и увеличения площади поверхности теплообмена трубчатого элемента. На фиг.6 показан нагреватель 212, являющийся индукционным нагревателем. Электрический проводник 214 проходит через трубчатый элемент 216.
Трубчатый элемент 216 может содержать канавки 226. В некоторых вариантах осуществления изобретения канавки 226 вырезаны в трубчатом элементе 216. В некоторых вариантах осуществления изобретения к трубчатому элементу присоединены пластины с целью образования ребер и канавок 226. Пластины могут быть приварены или другим образом прикреплены к трубчатому элементу. В одном варианте осуществления изобретения пластины присоединены к оболочке трубчатого элемента, которая расположена поверх трубчатого элемента. С целью формирования трубчатого элемента 216 оболочка физически и электрически соединена с трубчатым элементом.
В определенных вариантах осуществления изобретения канавки 226 расположены на внешней поверхности трубчатого элемента 216. В некоторых вариантах осуществления изобретения канавки расположены на внутренней поверхности трубчатого элемента. В некоторых вариантах осуществления изобретения канавки расположены как на внешней, так и на внутренней поверхностях трубчатого элемента.
В определенных вариантах осуществления изобретения канавки 226 расположены по радиусу (канавки, которые оборачиваются по окружности трубчатого элемента 216). В определенных вариантах осуществления изобретения канавки 226 представляют собой прямые, наклонные или спиральные канавки или выступы. В некоторых вариантах осуществления изобретения канавки 226 расположены на одинаковых расстояниях друг от друга вдоль поверхности трубчатого элемента 216. В некоторых вариантах осуществления изобретения канавки 226 являются частью снабженной резьбой поверхности трубчатого элемента 216 (канавки выполнены в виде наматывающейся на поверхность резьбы). Формы канавок 226 могут быть разнообразными. Например, канавки 226 могут содержать квадратные края, прямоугольные края, v-образные края, u-образные края или закругленные края.
Канавки 226 увеличивают эффективное сопротивление трубчатого элемента 216 путем увеличения длины пути индуцированного тока на поверхности трубчатого элемента. Канавки 226 увеличивают эффективное сопротивление трубчатого элемента 216 по сравнению с трубчатым элементом с такими же внутренним и внешним диаметрами с гладкими поверхностями. Так как индуцированный ток перемещается по оси, то он должен перемещаться вверх и вниз по канавкам вдоль поверхности трубчатого элемента. Таким образом, глубина канавок 226 может быть изменена с целью получения выбранного сопротивления в трубчатом элементе 216. Например, увеличение глубины канавок увеличивает длину пути и сопротивление.
Увеличение сопротивления трубчатого элемента 216 с канавками 226 увеличивает выработку тепла трубчатого элемента по сравнению с трубчатым элементом с гладкими поверхностями. Таким образом, тот же электрический ток в электрическом проводнике 214 обеспечит большую теплоотдачу в трубчатом элементе, на поверхности которого по радиусу расположены канавки, по сравнению с трубчатым элементом с гладкой поверхностью. Следовательно, для обеспечения той же теплоотдачи в трубчатом элементе, на поверхности которого по радиусу расположены канавки, по сравнению с трубчатым элементом с гладкой поверхностью нужен меньший ток в электрическом проводнике 214 с трубчатым элементом, на поверхности которого по радиусу расположены канавки.
В некоторых вариантах осуществления изобретения канавки 226 заполнены материалами, которые разлагаются при низких температурах, что делают для защиты канавок при установке трубчатого элемента 216. Например, канавки 226 могут быть заполнены полиэтиленом или битумом. Полиэтилен или битум могут расплавляться и/или десорбироваться тогда, когда нагреватель 212 достигает нормальных рабочих температур.
Ясно, что канавки 226 могут быть использованы в других описанных здесь вариантах осуществления трубчатых элементов 216, что делается с целью увеличения сопротивления таких трубчатых элементов. Например, канавки 226 могут быть использованы в вариантах осуществления трубчатых элементов 216, показанных на фиг.2, 3 и 4.
На фиг.7 показан вариант осуществления нагревателя 212, разделенного на участки трубчатого элемента, что сделано с целью обеспечения изменяющихся теплоотдач вдоль длины нагревателя. Нагреватель 212 может содержать участки 216А, 216В, 216С, 216D трубчатого элемента с различными свойствами, что делается с целью обеспечения разных теплоотдач в каждом участке трубчатого элемента. Теплоотдача трубчатых участков 216D может быть меньше теплоотдачи снабженных канавками участков 216А, 216В, 216С. Примеры свойств, которые могут быть изменены, включают в себя, помимо прочего, толщины, диаметры, площади поперечного сечения, сопротивления, материалы, количество канавок, глубины канавок. Разные свойства трубчатых элементов 216А, 216В и 216С могут обеспечивать различные максимальные рабочие температуры (например, различные температуры Кюри или температуры фазового превращения) вдоль длины нагревателя 212. Различные максимальные температуры трубчатых участков обеспечивают различные теплоотдачи трубчатых участков. Участки, такие как снабженный канавками участок 216А, могут являться отдельными участками, которые размещают внизу ствола скважины в ходе отдельных процедур установки. Некоторые участки, такие как снабженные канавками участки 216В и 216С, могут быть соединены друг с другом не содержащим канавок участком 216D и могут быть опущены в ствол скважины вместе.
Обеспечение различных теплоотдач вдоль нагревателя 212 может обеспечить различное нагревание в одном или более углеводородных слоях. Например, нагреватель 212 может быть разделен на два или более участков нагревания с целью обеспечения различных теплоотдач в различных участках углеводородного слоя и/или различных углеводородных слоях.
В одном варианте осуществления изобретения первая часть нагревателя 212 может обеспечивать теплом первый участок углеводородного слоя, а вторая часть нагревателя может обеспечивать теплом второй участок углеводородного слоя. Углеводороды первого участка могут стать подвижными благодаря теплу, подведенному первой частью нагревателя. Углеводороды второго участка могут быть нагреты второй частью нагревателя до более высоких температур по сравнению с первым участком. Более высокая температура во втором участке может осуществить обогащение углеводородов второго участка по сравнению с первым участком. Например, углеводороды могут стать подвижными, пройти легкий крекинг и/или пройти пиролиз во втором участке. Углеводороды из первого участка могут быть перемещены во второй участок благодаря, например, рабочему флюиду, поданному в первый участок. В другом примере, нагреватель 212 может содержать концевые участки, которые обеспечивают большие теплоотдачи с целью уравновешивания потерь тепла в концах нагревателя, что нужно для поддержания более постоянной температуры в нагретой части пласта.
В определенных вариантах осуществления изобретения, три или кратное трем количество электрических проводников входит в пласт и выходит из него через общие стволы скважины, при этом трубчатые элементы окружают электрические проводники в части пласта, которую будут нагревать. На фиг.8 показан вариант осуществления электрических проводников 214А, В, С, которые входят в пласт через первый общий ствол 218А скважины и которые выходят из пласта через второй общий ствол 218С скважины, при этом три трубчатых элемента 216А, В, С окружают электрические проводники в углеводородном слое 224. В некоторых вариантах осуществления изобретения электрические проводники 214А, В, С питаются одним трехфазным трансформатором с соединением обмоток по типу звезда. Трубчатые элементы 216А, В, С и части электрических проводников 214А, В, С могут быть расположены в трех отдельных стволах скважин в углеводородном слое 224. Три отдельных ствола скважины могут быть выполнены бурением стволов скважин из первого общего ствола 218А скважины до второго общего ствола 218В скважины и наоборот или бурением обоих общих стволов скважины и соединением пробуренных отверстий в углеводородном слое.
Расположение нескольких индукционных нагревателей между только двумя стволами скважин в углеводородном слое 224 уменьшает нужную для скважин площадь на поверхности, используемую для нагревания пласта. Количество стволов скважин, пробуренных в покрывающих слоях пласта, уменьшается, что сокращает капитальные затраты на один нагреватель в пласте. Потери энергии в покрывающем слое могут быть небольшой частью общего количества подведенной в пласт энергии, так как уменьшено количество скважин, расположенных в покрывающем слое и используемых для обработки пласта. Кроме того, потери энергии в покрывающем слое могут быть меньше, так как три фазы в общих стволах скважин, по существу, компенсируют друг друга и препятствуют образованию индуцированных токов в обсадных трубах или других конструкциях стволов скважин.
В некоторых вариантах осуществления изобретения три или кратное трем количество электрических проводников и трубчатых элементов расположены в отдельных стволах скважин в пласте. На фиг.9 показан вариант осуществления трех электрических проводников 214А, В, С и трех трубчатых элементов 216А, В, С в отдельных стволах скважин в пласте. Электрические проводники 214А, В, С могут питаться от одного трехфазного трансформатора 230 с соединением обмоток по типу звезда, при этом каждый электрический проводник соединен с одной фазой трансформатора. В некоторых вариантах осуществления изобретения один трехфазный трансформатор с соединением обмоток по типу звезда используется для питания 6, 9, 12 и другого кратного трем количества электрических проводников. Соединение кратного трем количества электрических проводников с одним трехфазным трансформатором с соединением обмоток по типу звезда может уменьшить затраты на оборудования при обеспечении питания индукционных нагревателей.
В некоторых вариантах осуществления изобретения два или кратное двум количество электрических проводников входит в пласт через первый общий ствол скважины и выходит из пласта через второй общий ствол скважины, при этом в углеводородном слое каждый электрический проводник окружает трубчатый элемент. Кратное двум количество электрических проводников может питаться от одного двухфазного трансформатора. В таких вариантах осуществления изобретения электрические проводники могут являться однородными электрическими проводниками (например, изолированными проводниками, выполненными целиком из одного материала), расположенными в покрывающих участках и нагревающих участках изолированного проводника. Обратный ток в покрывающих участках может уменьшить потери энергии в покрывающих участках стволов скважины, так как эти токи уменьшают или подавляют индуктивные эффекты в покрывающих участках.
В определенных вариантах осуществления изобретения трубчатые элементы 216, изображенные на фиг.2-8, содержат несколько слоев ферромагнитных материалов, отделенных электрическими изоляторами. На фиг.10 показан вариант осуществления многослойного индукционного трубчатого элемента. Трубчатый элемент 216 содержит ферромагнитные слои 232А, В, С, отделенные электрическими изоляторами 236А, В. На фиг.10 показаны три ферромагнитных слоя и два слоя электрических изоляторов. При желании трубчатый элемент 216 может содержать дополнительные ферромагнитные слои и/или электрические изоляторы. Например, количество слоев может быть выбрано так, чтобы обеспечить нужную теплоотдачу трубчатого элемента.
Ферромагнитные слои 232А, В, С электрически изолированы от электрического проводника 214, например, воздушным зазором. Ферромагнитные слои 232А, В, С электрически изолированы друг от друга электрическими изоляторами 236А и 236В. Таким образом, не допускается прямое протекание тока между ферромагнитными слоями 232А, В, С и электрическим проводником 214. Когда ток подают на электрический проводник 214, в ферромагнитных слоях 232А, В, С индуцируется электрический ток, что происходит благодаря ферромагнитным свойствам этих слоев. Предусматривая два или более электрически изолированных ферромагнитных слоя, обеспечивают несколько витков для индуцированного тока. Несколько витков для индуцированного тока могут эффективно выполнять роль электрических нагрузок, присоединенных последовательно к источнику питания электрического проводника 214. Несколько витков для индуцированного тока могут увеличить выработку тепла на единицу длины трубчатого элемента 216 по сравнению с трубчатым элементом, содержащим только один виток для индуцированного тока. Для той же теплоотдачи трубчатый элемент с несколькими слоями может иметь большее напряжение и меньший ток по сравнению с трубчатым элементом, содержащим один слой.
В определенных вариантах осуществления изобретения ферромагнитные слои 232А, В, С содержат один и тот же ферромагнитный материал. В некоторых вариантах осуществления изобретения ферромагнитные слои 232А, В, С содержат разные ферромагнитные материалы. Свойства ферромагнитных слоев 232А, В, С могут изменяться с целью обеспечения различных теплоотдач от различных слоев. Примерами свойств ферромагнитных слоев 232А, В, С, которые могут изменяться, являются, помимо прочего, ферромагнитный материал и толщины слоев.
Электрические изоляторы 236А и 236 В могут быть выполнены из оксида магния, фарфоровой эмали и/или другого подходящего электрического изолятора. Толщины и/или материалы электрических изоляторов 236А и 236В могут быть изменены с целью получения различных рабочих параметров трубчатого элемента 216.
В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды циркулируют по трубчатым элементам 216, показанным на фиг.2-8. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды циркулируют по трубчатым элементам с целью подвода тепла к пласту. Например, флюиды циркулируют по трубчатым элементам с целью предварительного нагревания до подачи питания на трубчатые элементы (обеспечения тока в системе нагревания). В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды циркулируют по трубчатым элементам с целью рекуперации тепла из пласта. Рекуперированное тепло может быть использовано для передачи тепла другим частям пласта и/или в процессах, происходящих на поверхности и используемых для обработки флюидов, добытых из пласта. В некоторых вариантах осуществления изобретения флюиды используют для охлаждения нагревателя.
В некоторых вариантах осуществления изобретения изолированные проводники функционируют в качестве индукционных нагревателей. На фиг.11 показан вид с торца, иллюстрирующий поперечное сечение варианта осуществления изолированного проводника 240, который используется в качестве индукционного нагревателя. На фиг.12 показан вид сбоку, содержащий поперечное сечение варианта осуществления изобретения, показанного на фиг.11. Изолированный проводник 240 содержит стержень 234, электрический изолятор 236 и кожух 238. Стержень 234 может быть медным электрическим проводником или электрическим проводником, выполненным из другого неферромагнитного материала с малым сопротивлением, который не дает теплоотдачи вообще или теплоотдача от которого мала. В некоторых вариантах осуществления изобретения стержень может быть покрыт тонким слоем такого материала, как никель, который предотвращает перемещение частей стержня в электрический изолятор 236. Электрический изолятор 236 может быть выполнен из оксида магния или может являться другим подходящим электрическим изолятором, который предотвращает дуговой пробой при высоких напряжениях.
Кожух 238 содержит, по меньшей мере, один ферромагнитный материал. В определенных вариантах осуществления изобретения кожух 238 содержит углеродистую сталь или другую ферромагнитную сталь (например, нержавеющую сталь 410, нержавеющая сталь 446, нержавеющая сталь Т/Р91, нержавеющая сталь Т/Р92, сплав 52, сплав 42 и Invar 36). В некоторых вариантах осуществления изобретения кожух 238 содержит внешний слой коррозионностойкого материала (например, нержавеющую сталь, такую как нержавеющая сталь 347Н или нержавеющая сталь 304). Внешний слой может быть покрыт ферромагнитным материалом или может быть по-другому соединен с ферромагнитным материалом с использованием известных в технике способов.
В определенных вариантах осуществления изобретения толщина кожуха 238 составляет, по меньшей мере, примерно 2 глубины скин-слоя ферромагнитного материала кожуха. В некоторых вариантах осуществления изобретения толщина кожуха 238 составляет, по меньшей мере, примерно 3 глубины скин-слоя, по меньшей мере, примерно 4 глубины скин-слоя или, по меньшей мере, примерно 5 глубин скин-слоя. Увеличение толщины кожуха 238 может увеличить теплоотдачу изолированного проводника 240.
В одном варианте осуществления изобретения стержень 234 выполнен из меди и его диаметр составляет примерно 0,5 дюйма (1,27 см), электрический изолятор 236 выполнен из оксида магния и его толщина составляет примерно 0,20 дюйма (0,5 см) (внешний диаметр равен примерно 0,9 дюйма (2,3 см)) и кожух 238 выполнен из углеродистой стали и его внешний диаметр составляет примерно 1,6 дюйма (4,1 см) (толщина равна примерно 0,35 дюймов (0,88 см)). Снаружи кожух 238 может быть покрыт тонким слоем (толщина составляет примерно 0,1 дюйма (0,25 см) (внешний диаметр составляет примерно 1,7 дюйма (4,3 см))) коррозионностойкого материала, являющегося нержавеющей сталью 347Н.
В другом варианте осуществления изобретения стержень 234 выполнен из меди и его диаметр составляет примерно 0,338 дюйма (0,86 см), электрический изолятор 236 выполнен из оксида магния и его толщина составляет примерно 0,096 дюйма (0,24 см) (внешний диаметр равен примерно 0,53 дюйма (1,3 см)) и кожух 238 выполнен из углеродистой стали и его внешний диаметр составляет примерно 1,13 дюйма (2,9 см) (толщина равна примерно 0,3 дюйма (0,76 см)). Снаружи кожух 238 может быть покрыт тонким слоем (толщина составляет примерно 0,065 дюйма (0,17 см) (внешний диаметр составляет примерно 1,26 дюйма (3,2 см))) коррозионностойкого материала, являющегося нержавеющей сталью 347Н.
В другом варианте осуществления изобретения стержень 234 выполнен из меди, электрический изолятор 236 выполнен из оксида магния, а кожух 238 является тонким слоем меди, окруженным углеродистой сталью. Стержень 234, электрический изолятор 236 и тонкий слой кожуха 238 могут быть изготовлены в виде одной части изолированного проводника. Такие изолированные проводники могут быть изготовлены в виде длинных деталей изолированных проводников (например, кусков, длиной примерно 500 футов (примерно 150 м) или более). Слой углеродистой стали кожуха 238 может быть добавлен путем вытягивания углеродистой стали поверх длинного изолированного проводника. Такой изолированный проводник может вырабатывать тепло только снаружи кожуха 238, так как тонкий медный слой в кожухе закорочен на внутреннюю поверхность кожуха.
В некоторых вариантах осуществления изобретения кожух 238 выполнен из нескольких слоев ферромагнитного материала. Несколько слоев могут быть выполнены из одного и того же ферромагнитного материала или из разных ферромагнитных материалов. Например, в одном варианте осуществления изобретения кожух 238 является кожухом из углеродистой стали, толщина которого равна 0,35 дюйма (0,88 см) и который состоит из трех слоев углеродистой стали. Толщина первого и второго слоев составляет 0,10 дюйма (0,25 см), а толщина третьего слоя равна 0,15 дюйма (0,38 см). В другом варианте осуществления изобретения кожух 238 является кожухом из углеродистой стали, толщина которого равна 0,3 дюйма (0,76 см) и который состоит из трех слоев углеродистой стали, толщина каждого слоя равна 0,10 дюйма (0,25 см).
В определенных вариантах осуществления изобретения кожух 238 и стержень 234 электрически изолированы так, что между ними нет прямого электрического соединения. Стержень 234 может быть электрически соединен с единственным источником питания, при этом каждый конец стержня соединен с одним полюсом источника питания. Например, изолированный проводник 240 может быть u-образным нагревателем, расположенным в u-образном стволе скважины, при этом каждый конец стержня 234 соединен с одним полюсом источника питания.
Когда на стержень 234 подают зависящий от времени ток, стержень индуцирует электрический ток на поверхностях кожуха 238 (как показано стрелками на фиг.12) благодаря ферромагнитным свойствам ферромагнитного материала кожуха. В определенных вариантах осуществления изобретения ток индуцируется как на внутренней, так и на внешней поверхностях кожуха 238. В этих вариантах осуществления индукционного нагревателя кожух 238 функционирует в качестве нагревательного элемента изолированного проводника 240.
При температуре Кюри или при температурах, близких к ней, или при температуре фазового превращения ферромагнитного материала кожуха 238 магнитная проницаемость ферромагнитного материала быстро уменьшается. Когда магнитная проницаемость кожуха 238 уменьшается при температуре Кюри или при температурах, близких к ней, или при температуре фазового превращения в кожухе присутствует слабый ток или его нет совсем, так как при таких температурах кожух, по существу, является неферромагнитным и стержень 234 не способен индуцировать ток в кожухе. При слабом токе или его отсутствии в кожухе 238 температура кожуха будет падать до меньших значений до тех пор, пока не возрастет магнитная проницаемость и кожух не станет ферромагнитным. Таким образом, кожух 238 сам ограничивает свою температуру при температуре Кюри или температурах, близких к ней, или температуре фазового превращения и изолированный проводник 240 функционирует как нагреватель с ограничением рабочих температур благодаря ферромагнитным свойствам кожуха. Так как ток индуцируется в кожухе 238, то показатель диапазона изменения может быть больше и падение тока более острое для кожуха по сравнению со случаем, когда ток непосредственно приложен к кожуху.
В определенных вариантах осуществления изобретения части кожуха 238, расположенные в покрывающем слое пласта, не содержат ферромагнитный материал (например, являются неферромагнитными). Ситуация, когда покрывающие части кожуха 238 выполнены из неферромагнитного материала, предотвращает индуцирование тока в покрывающих частях кожуха. Благодаря недопущению индуцирования тока в покрывающих частях предотвращаются или уменьшаются потери энергии в покрывающих частях.
На фиг.13 показано поперечное сечение варианта осуществления изолированного проводника 240 с двумя отрезками, который используется в качестве индукционного нагревателя. На фиг.14 показано продольное поперечное сечение варианта осуществления изобретения с фиг.13. Изолированный проводник 240 является изолированным проводником с двумя отрезками, который содержит два стержня 234А, В, два электрических изолятора 236А, В и два кожуха 238А, В. Два отрезка изолированного проводника 240 могут физически контактировать друг с другом, так что кожух 238А контактирует с кожухом 238В вдоль их длин. Стержни 234А, В, электрические изоляторы 236А, В и кожухи 238А, В могут содержать такие материалы, которые используются в варианте осуществления изолированного проводника 240, показанном на фиг.11 и 12.
Как показано на фиг.14, стержень 234А и стержень 234 В присоединены к трансформатору 230 и оконечному блоку 242. Таким образом, стержень 234А и стержень 234В электрически соединены последовательно так, что ток в стержне 234А течет в противоположном направлении относительно тока в стержне 234В, как показано стрелками на фиг.14. Ток в стержнях 234А, В индуцирует ток в кожухах 238А, В соответственно, как показано стрелками на фиг.14.
В определенных вариантах осуществления изобретения части кожуха 23 8А и/или кожуха 238В содержат электроизоляционное покрытие (например, покрытие из фарфоровой эмали, покрытие из оксида алюминия и/или покрытие из оксидов алюминия и титана). Электроизоляционное покрытие может предотвращать ситуацию, когда токи в одном кожухе влияют на ток в другом кожухе или наоборот (например, ток в одном кожухе нейтрализует ток в другом кожухе). Электрическое изолирование кожухов друг от друга может предотвратить уменьшение показателя диапазона изменения нагревателя из-за взаимодействия индуцированных токов в кожухах.
Так как стержни 234А и 234В последовательно электрически соединены с одним трансформатором (трансформатором 230), изолированный проводник 240 может быть расположен в стволе скважины, который заканчивается в пласте (например, ствол скважины с одним отверстием, ведущим на поверхность, такой как L-образный или J-образный ствол скважины). Изолированный проводник 240, показанный на фиг.14, может функционировать в качестве подземного оконечного индукционного нагревателя, при этом электрические соединения между нагревателем и источником питания (трансформатором) расположены в одном отверстии, ведущим на поверхность.
Части кожухов 238А, В в покрывающем слое и/или рядом с частями пласта, которые не нагреваются значительно (например, толстые глинистые пропластки между двумя углеводородными слоями), могут быть неферромагнитными с целью предотвращения индуцирования токов в таких частях. Кожух может содержать один или несколько участков, которые электрически изолированы с целью предотвращения течения индуцированного тока в частях нагревателя изолированного проводника. Предотвращение появления индуцированных токов в покрывающей части кожухов предотвращает индукционное нагревание и/или потери энергии в покрывающей части. Индуцирование в других конструкциях в покрывающем слое, который окружает изолированный проводник 240 (например, в обсадных трубах покрывающего слоя) может быть предотвращено благодаря тому, что ток в стержне 234А течет в противоположном направлении по сравнению с током в стержне 234В.
На фиг.15 показано поперечное сечение варианта осуществления многослойного изолированного проводника, который используется в качестве индукционного проводника. Изолированный проводник 240 содержит стержень 234, окруженный электрическим изолятором 236А, и кожух 238А. Электрический изолятор 236А и кожух 238А содержат первый слой изолированного проводника 240. Первый слой окружен вторым слоем, который содержит электрический изолятор 236В и кожух 238В. Два слоя электрических изоляторов и кожухов показаны на фиг.15. При желании изолированный проводник может содержать дополнительные слои. Например, количество слоев может быть выбрано с целью обеспечения нужной теплоотдачи изолированного проводника.
Кожухи 238А и 238В электрически изолированы от стержня 234 и друг от друга электрическим изолятором 236А и электрическим изолятором 236В. Таким образом, не допускается прямое протекание тока между кожухами 238А и 238В и стержнем 234. Когда ток подают на стержень 234, в кожухе 238А и кожухе 238В индуцируется электрический ток, что происходит благодаря ферромагнитным свойствам кожухов. Предусматривая два или более электрических изоляторов и кожухов, обеспечивается наличие нескольких витков для индуцированного тока. Несколько витков для индуцированного тока могут эффективно выполнять роль электрических нагрузок, присоединенных последовательно к источнику питания изолированного проводника 240. Несколько витков для индуцированного тока могут увеличить выработку тепла на единицу длины изолированного проводника 240 по сравнению с изолированным проводником, содержащим только один виток для индуцированного тока. Для той же теплоотдачи изолированный проводник с несколькими слоями может иметь большее напряжение и меньший ток по сравнению с изолированным проводником, содержащим один слой.
В определенных вариантах осуществления изобретения кожухи 238А и 238В содержат один и тот же ферромагнитный материал. В некоторых вариантах осуществления изобретения кожухи 238А и 238В содержат разные ферромагнитные материалы. Свойства кожухов 238А и 238В могут изменяться с целью обеспечения различных теплоотдач от различных слоев. Примерами свойств кожухов 238А и 238В, которые могут изменяться, являются, помимо прочего, ферромагнитный материал и толщины слоев.
Электрические изоляторы 236А и 236В могут быть выполнены из оксида магния, фарфоровой эмали и/или другого подходящего электрического изолятора. Толщины и/или материалы электрических изоляторов 236А и 236В могут быть изменены с целью получения различных рабочих параметров изолированного проводника 240.
На фиг.16 показан вид с торца варианта осуществления трех изолированных проводников 240, которые расположены в гибкой насосно-компрессорной трубе и которые используются в качестве индукционных нагревателей. Каждый изолированный проводник 240 может являться, например, изолированным проводником, показанным на фиг.11, 12 и 15. Стержни изолированных проводников 240 могут быть соединены друг с другом так, что изолированные проводники электрически соединены в трехфазную звездообразную конфигурацию. На фиг.17 показаны стержни 234 изолированных проводников 240, соединенных вместе своими концами.
Как показано на фиг.16, изолированные проводники 240 расположены в трубчатом элементе 216. Трубчатый элемент 216 может являться гибкой насосно-компрессорной трубой или другим гибким насосно-компрессорным трубчатым элементом или обсадной трубой. Изолированные проводники 240 могут быть расположены спирально внутри трубчатого элемента 216 с целью уменьшения напряжений на изолированных проводниках, когда они намотаны, например, на барабан для намотки гибких насосно-компрессорных труб. Трубчатый элемент 216 дает возможность устанавливать изолированные проводники в пласте с использованием приспособления для гибких наносно-компрессорных труб и защищает изолированные проводники во время установки в пласте.
На фиг.18 показан вид с торца варианта осуществления трех изолированных проводников 240, которые расположены на одном опорном элементе и которые используются в качестве индукционных нагревателей. Каждый из изолированных проводников 240 может быть, например, изолированным проводником, показанным на фиг.11, 12 и 15. Стержни изолированных проводников 240 могут быть соединены друг с другом так, чтобы изолированные проводники были соединены в трехфазную звездообразную конфигурацию. Например, стержни могут быть соединены так, как показано на фиг.17.
Как показано на фиг.18, изолированные проводники 240 присоединены к опорному элементу 244. Опорный элемент 244 обеспечивает опору для изолированных проводников 240. Изолированные проводники 240 могут быть намотаны на опорный элемент 244 в виде спирали. В некоторых вариантах осуществления изобретения опорный элемент 244 содержит ферромагнитный материал. Ток может быть индуцирован в ферромагнитном материале опорного элемента 244. Таким образом, опорный элемент 244 может вырабатывать некоторое количество тепла в дополнение к теплу, вырабатываемому в кожухах изолированных проводников 240.
В определенных вариантах осуществления изобретения изолированные проводники 240 удерживаются вместе на опорном элементе 244 с помощью обода 246. Обод 246 может быть выполнен из нержавеющей стали или другого коррозионностойкого материала. В некоторых вариантах осуществления изобретения обод 246 содержит несколько ободов, которые удерживают вместе изолированные проводники 240. Ободы могут быть расположены периодически вокруг изолированных проводников 240, что делают для удержания проводников вместе.
В некоторых вариантах осуществления изобретения кожухи 238, показанные на фиг.11 и 12, или кожухи 238А, В, показанные на фиг.14, содержат канавки или другие детали на внешней поверхности и/или внутренней поверхности кожуха, что сделано с целью увеличения эффективного сопротивления кожуха. Увеличение сопротивления кожуха 238 и/или кожухов 238А, В с канавками увеличивает выработку тепла кожухов по сравнению с кожухами с гладкими поверхностями. Таким образом, тот же самый электрический ток в стержне 234 и стержнях 234А, В обеспечивает большую теплоотдачу в кожухах с поверхностями, снабженными канавками, по сравнению с кожухами с гладкими поверхностями.
В некоторых вариантах осуществления изобретения кожух 238 (такой как кожухи 238, показанные на фиг.11 и 12, или кожухи 238А, В, показанные на фиг.14) разделены на участки с целью обеспечения различных теплоотдач вдоль длин нагревателей. Например, кожух 238 и/или кожухи 238А, В могут быть разделены на участки аналогично трубчатым элементам 216А, 216В и 216С, показанным на фиг.7. Свойства участков кожухов 238, показанных на фиг.11, 12 и 14, могут быть различны с целью обеспечения различных теплоотдач в каждом участке. Примеры свойств, которые могут быть изменены, включают в себя, помимо прочего, толщины, диаметры, сопротивления, материалы, количество канавок, глубины канавок. Различные свойства участков могут обеспечивать различные максимальные рабочие температуры (например, различные температуры Кюри или температуры фазового превращения) вдоль длины изолированного проводника 240. Различные максимальные температуры участков обеспечивают различные теплоотдачи участков.
В определенных вариантах осуществления изобретения индукционные нагреватели содержат изолированные электрические проводники, окруженные спирально намотанными ферромагнитными материалами. Например, спирально намотанные ферромагнитные материалы могут работать в качестве индукционных нагревательных элементов, аналогичных трубчатым элементам 216, показанным на фиг.2-8. На фиг.19 показан вариант осуществления индукционного нагревателя со стержнем 234 и электрическим изолятором 236, окруженным ферромагнитным слоем 232. Стержень 234 может быть выполнен из меди или являться электрическим проводником, выполненными из другого неферромагнитного материала с малым сопротивлением, который не дает теплоотдачи вообще или теплоотдача от которого мала. Электрический изолятор 236 может являться полимерным электрическим изолятором, таким как Teflon®, сшитым полиэтиленом или этилен-пропилен монодиеном. В некоторых вариантах осуществления изобретения стержень 234 и электрический изолятор 236 выполнены вместе в виде кабеля, покрытого полимером (изолятором). В некоторых вариантах осуществления изобретения электрический изолятор 236 выполнен из оксида магний или является другим подходящим электрическим изолятором, который препятствует дугообразованию при высоких напряжениях и/или высоких температурах.
В определенных вариантах осуществления изобретения ферромагнитный слой 232 спирально намотан на стержень 234 и электрический изолятор 236. Ферромагнитный слой 232 может содержать углеродистую сталь или другую ферромагнитную сталь (нержавеющую сталь 410, нержавеющая сталь 446, нержавеющая сталь Т/Р91, нержавеющая сталь Т/Р92, сплав 52, сплав 42 и Invar 36).
В некоторых вариантах осуществления изобретения ферромагнитный слой 232 спирально намотан на изолированный проводник. В некоторых вариантах осуществления изобретения ферромагнитный слой 232 содержит внешний слой коррозионностойкого материала. В некоторых вариантах осуществления изобретения ферромагнитный слой является прутковым материалом. На фиг.20 показан вариант осуществления изолированного проводника 240, окруженного ферромагнитным слоем 232. Изолированный проводник 240 содержит стержень 234, электрический изолятор 236 и кожух 238. Стержень 234 может быть медным электрическим проводником или электрическим проводником, выполненным из другого неферромагнитного материала с малым сопротивлением, который не дает теплоотдачи вообще или теплоотдача от которого мала. Электрический изолятор 236 выполнен из оксида магния или является другим подходящим электрическим изолятором. Ферромагнитный слой 232 спирально намотан на изолированный проводник 240.
Спиральная намотка ферромагнитного слоя 232 на нагреватель может улучшить управление толщиной ферромагнитного слоя по сравнению с другими способами изготовления индукционных нагревателей. Например, с целью изменения теплоотдачи нагревателя на него может быть намотано более одного ферромагнитного слоя 232. Количество ферромагнитных слоев 232 может быть выбрано так, чтобы обеспечить нужную теплоотдачу нагревателя. На фиг.21 показан вариант осуществления индукционного нагревателя с двумя ферромагнитными слоями 232А, В, которые спирально намотаны на стержень 234 и электрический изолятор 236. В некоторых вариантах осуществления изобретения ферромагнитный слой 232А намотан в противоположном направлении по сравнению с ферромагнитным слоем 232В, что сделано для обеспечения отсутствия вращающего момента, приложенного к нагревателю. Нулевой вращающий момент может быть полезен тогда, когда нагреватель подвешен в отверстии в пласте или свободно свисает в этом отверстии.
Количество спиральных витков (например, количество ферромагнитных слоев) может меняться с целью изменения теплоотдачи индукционного нагревателя. Кроме того, с целью изменения теплоотдачи индукционного нагревателя могут изменяться другие параметры. Примерами других изменяющихся параметров могут служить, помимо прочего, прикладываемый ток, прикладываемая частота, геометрия, ферромагнитные материалы и толщина и/или количество спиральных витков.
Использование спирально намотанных ферромагнитных слоев может позволить изготавливать индукционные нагреватели в виде непрерывных длинных отрезков путем спирального наматывания ферромагнитного материала на длинные отрезки обычного или легко изготавливаемого изолированного кабеля. Таким образом, индукционные нагреватели со спиральной намоткой могут отличаться уменьшенными затратами на изготовления по сравнению с другими индукционными нагревателями. Спирально намотанные ферромагнитные слои могут увеличить механическую гибкость индукционного нагревателя по сравнению с индукционными нагревателями, содержащими сплошной ферромагнитный трубчатый элемент. Увеличенная гибкость может позволить изгибать индукционные нагреватели со спиральной намоткой относительно выступов поверхности, таких как места соединения с устройством подвешивания.
На фиг.22 показан вариант осуществления установки ферромагнитного слоя 232 на изолированный проводник 240. Изолированный проводник 240 может являться кабелем с изолированным проводником (например, кабель с проводником и неорганической изоляцией или кабель с проводником и полимерной изоляцией) или являться другим подходящим электропроводящим стержнем, покрытым изоляцией.
В определенных вариантах осуществления изобретения ферромагнитный слой 232 выполнен из ферромагнитного материала 254, подаваемого с барабана 252 и наматываемого на изолированный проводник 240. Барабан 252 может являться барабаном для гибких насосно-компрессорных труб или другим вращающимся барабаном, предназначенным для подачи материала. Барабан 252 может вращаться вокруг изолированного проводника 240 при намотке ферромагнитного материала 254 на изолированный проводник, что делают для формирования ферромагнитного слоя 232. Изолированный проводник 240 можно подавать с барабана или валков при вращении барабана 252 вокруг изолированного проводника.
В некоторых вариантах осуществления изобретения ферромагнитный материал 254 нагревают до его намотки на изолированный проводник 240. Например, ферромагнитный материал 254 может быть нагрет с использованием индукционного нагревателя 256. Предварительное нагревание ферромагнитного материала 254 до его наматывания может позволить ферромагнитному материалу сжаться и закрепиться на изолированном проводнике 240 при охлаждении ферромагнитного материала.
В некоторых вариантах осуществления изобретения части поверхностей обсадных труб в покрывающих участках стволов нагревательных скважин выполнены так, чтобы увеличивать эффективный диаметр обсадной трубы. Обсадные трубы в покрывающих участках стволов нагревательных скважин могут являться, помимо прочего, обсадными трубами покрывающего участка, нагревательными обсадными трубами, нагревательными трубчатыми элементами и/или кожухами изолированных проводников. Увеличение эффективного диаметра обсадной трубы может уменьшить индукционное действие в трубе, когда ток, используемый для питания нагревателя или нагревателей под покрывающим слоем, передается по обсадной трубе (например, когда одна фаза питания передается по покрывающему участку). Когда ток передается только в одном направлении через покрывающий слой, ток может индуцировать другие токи в ферромагнитных или других электропроводящих материалах, так что эти токи будут присутствовать в обсадных трубах покрывающего слоя. Эти индуцированные токи могут являться причиной нежелательных потерь энергии и/или нежелательного нагревания в покрывающем слое пласта.
На фиг.23 показан вариант осуществления обсадной трубы 248 с ребристой поверхностью или поверхность которой содержит канавки. В определенных вариантах осуществления изобретения обсадная труба 248 содержит канавки 250. В некоторых вариантах осуществления изобретения канавки 250 являются бороздками или содержат бороздки. Канавки 250 могут быть выполнены в виде части поверхности обсадной трубы 248 (например, обсадная труба сформирована с поверхностями, содержащими канавки) или канавки могут быть выполнены путем добавления материала на поверхность обсадной трубы или извлечения (например, фрезерования) материала. Например, канавки 250 могут быть расположены на длинном отрезке трубчатого элемента, который приварен к обсадной трубе 248.
В определенных вариантах осуществления изобретения канавки 250 расположены на внешней поверхности обсадной трубы 248. В некоторых вариантах осуществления изобретения канавки 250 расположены на внутренней поверхности обсадной трубы 248. В некоторых вариантах осуществления изобретения канавки 250 расположены как на внешней, так и на внутренней поверхностях обсадной трубы 248.
В определенных вариантах осуществления изобретения канавки 250 являются осевыми канавками (канавки расположены продольно вдоль длины обсадной трубы 248). В определенных вариантах осуществления изобретения канавки 250 являются прямыми, наклонными или спиральными в продольном направлении. В некоторых вариантах осуществления изобретения канавки 250 являются, по существу, осевыми канавками или спиральными канавками со значительным продольным компонентом (то есть угол спирали составляет менее 10°, менее 5° или менее 1°). В некоторых вариантах осуществления изобретения канавки 250 расположены, по существу, по оси вдоль длины обсадной трубы 248. В некоторых вариантах осуществления изобретения канавки 250 равномерно распределены по поверхности обсадной трубы 248. При желании форма канавок 250 может быть разнообразной. Например, канавки 250 могут содержать квадратные края, v-образные края, u-образные края или закругленные края.
Канавки 250 увеличивают эффективный периметр обсадной трубы 248. Канавки 250 увеличивают эффективный периметр обсадной трубы 248 по сравнению с периметром обсадной трубы с такими же внутренним и внешним диаметрами и гладкими поверхностями. Глубина канавок 250 может изменяться с целью получения выбранного эффективного периметра обсадной трубы 248. Например, осевые канавки, ширина которых равна 1/4 дюйма (0,63 см), а глубина равна 1/4 дюйма (0,63 см) и которые отстоят друг от друга на расстояние 1/4 дюйма (0,63 см), могут увеличить эффективный периметр трубы, диаметром 6 дюймов (15,24 см) с 18,84 дюйма (47,85 см) до 37,68 дюйма (95,71 см) (или до периметра трубы, диаметр которой равен 12 дюймам (30,48 см))
В определенных вариантах осуществления изобретения канавки 250 увеличивают эффективный периметр обсадной трубы 248, по меньшей мере, в 2 раза по сравнению с обсадной трубой таких же внутреннего и внешнего диаметров и гладкими поверхностями. В некоторых вариантах осуществления изобретения канавки 250 увеличивают эффективный периметр обсадной трубы 248, по меньшей мере, в 3 раза, по меньшей мере, в 4 раза, или, по меньшей мере, в 6 раз, по сравнению с обсадной трубой таких же внутреннего и внешнего диаметров и гладкими поверхностями.
Увеличение эффективного периметра обсадной трубы 248 с канавками 250 увеличивает площадь поверхности обсадной трубы. Увеличение площади поверхности обсадной трубы 248 уменьшает индуцированный ток в обсадной трубе для заданного течения тока. Потери энергии, связанные с индукционным нагреванием в обсадной трубе 248, уменьшены по сравнению с обсадной трубой с гладкими поверхностями, что объясняется уменьшенным индуцированным током. Таким образом, такой же электрический ток обеспечивает меньшую теплоотдачу от индукционного нагревания в обсадной трубе с поверхностями, содержащими осевые канавки, по сравнению со случаем обсадной трубы с гладкой поверхностью. Уменьшение теплоотдачи в покрывающем участке нагревателя увеличивает эффективность работы нагревателя и уменьшает затраты, связанные с работой нагревателя. Увеличение эффективного периметра обсадной трубы 248 и уменьшение эффектов, связанных с индуцированном тока, в обсадной трубе дает возможность изготавливать обсадные трубы из более дешевых материалов, таких как углеродистая сталь.
В некоторых вариантах осуществления изобретения электроизоляционное покрытие (например, покрытие из фарфоровой эмали) расположено на одной или более поверхностях обсадной трубы 248, что сделано для предотвращения потерь тока и/или потерь энергии в обсадной трубе. В некоторых вариантах осуществления изобретения обсадная труба 248 выполнена из двух или более продольных участков обсадной трубы (например, продольных участков, приваренных друг к другу или привинченных друг к другу концами). Продольные участки могут быть выровнены так, чтобы были выровнены канавки этих участков. Выравнивание участков может позволить течь по канавкам цементу или другим материалам.
В свете настоящего описания специалистам в рассматриваемой области могут быть ясны дополнительные модификации и альтернативные варианты осуществления различных аспектов настоящего изобретения. Соответственно это описание рассматривается только с иллюстративной точки зрения и с целью обучения специалистов в рассматриваемой области общему способу осуществления этого изобретения. Ясно, что показанные и описанные здесь формы изобретения надо рассматривать как предпочтительные в настоящее время варианты осуществления изобретения. Показанные и описанные здесь элементы и материалы могут быть заменены, части и способы могут быть изменены и некоторые признаки изобретения могут быть использованы независимо, что ясно специалисту в рассматриваемой области после понимания описания настоящего изобретения. В описанные здесь элементы могут быть внесены изменения, которые не выходят за пределы объема и сущности изобретения, которые описаны в прилагаемой формуле изобретения. Кроме того, ясно, что описанные здесь независимые признаки могут быть объединены в некоторых вариантах осуществления изобретения.
Claims (25)
1. Система нагревания подземного пласта, содержащая,
по существу, u-образный протяженный электрический проводник, размещенный в, подземном пласте, при этом электрический проводник расположен между по меньшей мере первым электрическим контактом в первом месте на поверхности пласта и вторым электрическим контактом во втором месте на поверхности пласта; и
ферромагнитный проводник, причем ферромагнитный проводник, по меньшей мере, частично окружает электрический проводник и, по меньшей мере, частично проходит вдоль электрического проводника в углеводородсодержащем слое в подземном пласте, причем ферромагнитный проводник электрически изолирован от электрического проводника таким образом, чтобы исключить протекание тока между ферромагнитным проводником и электрическим проводником, при этом электрический проводник, когда на него подается изменяющийся во времени электрический ток, индуцирует электрический ток в ферромагнитном проводнике, достаточный для того, чтобы ферромагнитный проводник нагревался за счет сопротивления до температуры по меньшей мере примерно 300°С.
по существу, u-образный протяженный электрический проводник, размещенный в, подземном пласте, при этом электрический проводник расположен между по меньшей мере первым электрическим контактом в первом месте на поверхности пласта и вторым электрическим контактом во втором месте на поверхности пласта; и
ферромагнитный проводник, причем ферромагнитный проводник, по меньшей мере, частично окружает электрический проводник и, по меньшей мере, частично проходит вдоль электрического проводника в углеводородсодержащем слое в подземном пласте, причем ферромагнитный проводник электрически изолирован от электрического проводника таким образом, чтобы исключить протекание тока между ферромагнитным проводником и электрическим проводником, при этом электрический проводник, когда на него подается изменяющийся во времени электрический ток, индуцирует электрический ток в ферромагнитном проводнике, достаточный для того, чтобы ферромагнитный проводник нагревался за счет сопротивления до температуры по меньшей мере примерно 300°С.
2. Система по п.1, в которой ферромагнитный проводник выполнен с возможностью обеспечивать тепло, по меньшей мере, для части подземного пласта.
3. Система по п.1, в которой ферромагнитный проводник выполнен с возможностью нагреваться за счет сопротивления до температуры по меньшей мере примерно 500°С.
4. Система по п.1, в которой ферромагнитный проводник выполнен с возможностью нагреваться за счет сопротивления до температуры по меньшей мере примерно 700°С.
5. Система по п.1, в которой ферромагнитный проводник по меньшей мере на длине примерно 10 м выполнен с возможностью нагреваться за счет сопротивления до температуры по меньшей мере, примерно 300°С.
6. Система по п.1, в которой ферромагнитный проводник содержит углеродистую сталь.
7. Система по п.1, в которой электрический проводник является сердцевиной изолированного проводника.
8. Система по п.1, в которой толщина ферромагнитного проводника по меньшей мере в 2,1 раза больше глубины скин-слоя ферромагнитного материала в ферромагнитном проводнике при температуре, на 50°С меньшей температуры Кюри ферромагнитного материала.
9. Система по п.1, в которой ферромагнитный проводник и электрический проводник сконфигурированы так, чтобы исключить возможность протекания электрического тока от электрического проводника в ферромагнитный проводник и наоборот.
10. Система по п.1, в которой ферромагнитный проводник выполнен с возможностью выделения различной тепловой мощности вдоль по меньшей мере части длины ферромагнитного проводника.
11. Система по п.1, в которой ферромагнитный проводник содержит различные материалы вдоль по меньшей мере части своей длины, которые обеспечивают различные тепловые мощности вдоль по меньшей мере части длины ферромагнитного проводника.
12. Система по п.1, в которой ферромагнитный проводник выполнен с различными размерами вдоль по меньшей мере части длины ферромагнитного проводника, с тем, чтобы обеспечить различную тепловую мощность вдоль по меньшей мере части длины ферромагнитного проводника.
13. Система по п.1, характеризующаяся тем, что дополнительно содержит покрытие из коррозионно-стойкого материала по меньшей мере на части ферромагнитного проводника.
14. Система по п.1, в которой ферромагнитный проводник, по существу, является цилиндрическим и его диаметр оставляет от примерно 3 см до примерно 13 см.
15. Система по п.1, в которой по меньшей мере примерно 10 м длины ферромагнитного проводника расположено в содержащем углеводороды слое подземного пласта.
16. Система по п.1, в которой электрический проводник выполнен с возможностью протекания электрического тока в одном направлении от первого электрического контакта до второго электрического контакта.
17. Система по п.1, в которой ферромагнитный проводник является ферромагнитным трубчатым элементом.
18. Система по п.1, в которой ферромагнитный проводник содержит два или более ферромагнитных слоев, причем ферромагнитные слои отделены одним или более изоляционными слоями, при этом электрический проводник, при подаче изменяющегося во времени электрического тока индуцирует электрический ток по меньшей мере в двух ферромагнитных слоях, достаточный для нагрева за счет сопротивления по меньшей мере двух указанных ферромагнитных слоев.
19. Система по п.1, в которой электрический проводник является, по существу,
u-образным электрическим проводником, расположенным в u-образном стволе скважины в пласте.
u-образным электрическим проводником, расположенным в u-образном стволе скважины в пласте.
20. Способ нагревания подземного пласта, характеризующийся тем, что подают изменяющийся во времени электрический ток в систему по любому из пп.1-19;
индуцируют электрический ток в ферромагнитном проводнике с помощью изменяющегося во времени тока в электрическом проводнике; и нагревают за счет сопротивления ферромагнитный проводник посредством индуцированного электрического тока так, что ферромагнитный проводник нагревается за счет сопротивления до температуры по меньшей мере примерно 300°С.
индуцируют электрический ток в ферромагнитном проводнике с помощью изменяющегося во времени тока в электрическом проводнике; и нагревают за счет сопротивления ферромагнитный проводник посредством индуцированного электрического тока так, что ферромагнитный проводник нагревается за счет сопротивления до температуры по меньшей мере примерно 300°С.
21. Способ по п.20, характеризующийся тем, что обеспечивают передачу тепла от ферромагнитного проводника по меньшей мере к части подземного пласта.
22. Способ по п.20, характеризующийся тем, что подают электрический ток в электрический проводник в одном направлении от первого электрического контакта ко второму электрическому контакту.
23. Способ по п.20, характеризующийся тем, что обеспечивают передачу тепла от ферромагнитного проводника по меньшей мере к части подземного пласта так, чтобы углеводороды в пласте стали подвижными.
24. Способ по п.20, характеризующийся тем, что обеспечивают передачу тепла от ферромагнитного проводника по меньшей мере к части подземного пласта так, чтобы углеводороды в пласте стали подвижными, и добывают по меньшей мере некоторое количество подвижных углеводородов из пласта.
25. Способ по п.20, характеризующийся тем, что нагревают за счет сопротивления по меньшей мере один дополнительный ферромагнитный проводник, расположенный в пласте, и обеспечивают подвод тепла от одного или более ферромагнитных проводников так, чтобы происходило наложение тепла в пласте по меньшей мере от двух указанных ферромагнитных проводников и это тепло вызывало подвижность углеводородов в пласте.
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US99983907P | 2007-10-19 | 2007-10-19 | |
US60/999,839 | 2007-10-19 | ||
US4632908P | 2008-04-18 | 2008-04-18 | |
US61/046,329 | 2008-04-18 | ||
PCT/US2008/079707 WO2009052045A1 (en) | 2007-10-19 | 2008-10-13 | Induction heaters used to heat subsurface formations |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2010119956A RU2010119956A (ru) | 2011-11-27 |
RU2510601C2 true RU2510601C2 (ru) | 2014-03-27 |
Family
ID=40567745
Family Applications (6)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010119956/07A RU2510601C2 (ru) | 2007-10-19 | 2008-10-13 | Индукционные нагреватели для нагревания подземных пластов |
RU2010119954/06A RU2496067C2 (ru) | 2007-10-19 | 2008-10-13 | Криогенная обработка газа |
RU2010119951/08A RU2465624C2 (ru) | 2007-10-19 | 2008-10-13 | Регулируемый трансформатор с переключаемыми ответвлениями |
RU2010119952/03A RU2477786C2 (ru) | 2007-10-19 | 2008-10-13 | Нагревательная система для подземного пласта и способ нагрева подземного пласта с использованием нагревательной системы |
RU2010119955/03A RU2477368C2 (ru) | 2007-10-19 | 2008-10-13 | Способ обработки углеводородсодержащих пластов с использованием неравномерно расположенных источников тепла |
RU2010119957/03A RU2487236C2 (ru) | 2007-10-19 | 2008-10-13 | Способ обработки подземного пласта (варианты) и моторное топливо, полученное с использованием способа |
Family Applications After (5)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010119954/06A RU2496067C2 (ru) | 2007-10-19 | 2008-10-13 | Криогенная обработка газа |
RU2010119951/08A RU2465624C2 (ru) | 2007-10-19 | 2008-10-13 | Регулируемый трансформатор с переключаемыми ответвлениями |
RU2010119952/03A RU2477786C2 (ru) | 2007-10-19 | 2008-10-13 | Нагревательная система для подземного пласта и способ нагрева подземного пласта с использованием нагревательной системы |
RU2010119955/03A RU2477368C2 (ru) | 2007-10-19 | 2008-10-13 | Способ обработки углеводородсодержащих пластов с использованием неравномерно расположенных источников тепла |
RU2010119957/03A RU2487236C2 (ru) | 2007-10-19 | 2008-10-13 | Способ обработки подземного пласта (варианты) и моторное топливо, полученное с использованием способа |
Country Status (13)
Country | Link |
---|---|
US (14) | US20090200290A1 (ru) |
EP (4) | EP2201433A4 (ru) |
JP (4) | JP5379805B2 (ru) |
KR (1) | KR20100087717A (ru) |
CN (1) | CN101827999B (ru) |
AU (1) | AU2008312713B2 (ru) |
CA (7) | CA2700732A1 (ru) |
GB (3) | GB2464906B (ru) |
IL (4) | IL204375A (ru) |
MA (5) | MA31856B1 (ru) |
RU (6) | RU2510601C2 (ru) |
WO (7) | WO2009052044A1 (ru) |
ZA (1) | ZA201001711B (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2721549C1 (ru) * | 2019-07-19 | 2020-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Ойл Автоматика" (ООО "Ойл Автоматика") | Индукционный скважинный нагреватель |
Families Citing this family (335)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6588503B2 (en) | 2000-04-24 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | In Situ thermal processing of a coal formation to control product composition |
US20030146002A1 (en) | 2001-04-24 | 2003-08-07 | Vinegar Harold J. | Removable heat sources for in situ thermal processing of an oil shale formation |
WO2003036033A1 (en) | 2001-10-24 | 2003-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Simulation of in situ recovery from a hydrocarbon containing formation |
DE10245103A1 (de) * | 2002-09-27 | 2004-04-08 | General Electric Co. | Schaltschrank für eine Windenergieanlage und Verfahren zum Betreiben einer Windenergieanlage |
NZ567052A (en) | 2003-04-24 | 2009-11-27 | Shell Int Research | Thermal process for subsurface formations |
DE10323774A1 (de) * | 2003-05-26 | 2004-12-16 | Khd Humboldt Wedag Ag | Verfahren und Anlage zur thermischen Trocknung eines nass vermahlenen Zementrohmehls |
US8296968B2 (en) * | 2003-06-13 | 2012-10-30 | Charles Hensley | Surface drying apparatus and method |
SE527166C2 (sv) * | 2003-08-21 | 2006-01-10 | Kerttu Eriksson | Förfarande och anordning för avfuktning |
US7984566B2 (en) * | 2003-10-27 | 2011-07-26 | Staples Wesley A | System and method employing turbofan jet engine for drying bulk materials |
EP1740509A2 (en) * | 2004-04-02 | 2007-01-10 | Skill Associates, Inc. | Biomass converters and processes |
US7685737B2 (en) * | 2004-07-19 | 2010-03-30 | Earthrenew, Inc. | Process and system for drying and heat treating materials |
IN266867B (ru) | 2005-04-22 | 2015-06-10 | Shell Int Research | |
NZ562364A (en) * | 2005-04-22 | 2010-12-24 | Shell Int Research | Reducing heat load applied to freeze wells using a heat transfer fluid in heat interceptor wells |
US8256532B2 (en) * | 2005-07-01 | 2012-09-04 | Board Of Regents, The University Of Texas System | System, program products, and methods for controlling drilling fluid parameters |
WO2007005822A2 (en) * | 2005-07-01 | 2007-01-11 | Board Of Regents, The University Of Texas System | System, program products, and methods for controlling drilling fluid parameters |
EP1941127A1 (en) | 2005-10-24 | 2008-07-09 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing hydrocarbons from tar sands with heat created drainage paths |
US8017681B2 (en) | 2006-03-30 | 2011-09-13 | Maxwell Products, Inc. | Systems and methods for providing a thermoplastic product that includes packaging therefor |
RU2415259C2 (ru) | 2006-04-21 | 2011-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Последовательное нагревание множества слоев углеводородсодержащего пласта |
WO2008016623A2 (en) * | 2006-08-01 | 2008-02-07 | Dingee H Clay Iv | Improved drying system |
JP4986559B2 (ja) * | 2006-09-25 | 2012-07-25 | 株式会社Kelk | 流体の温度制御装置及び方法 |
CA2666959C (en) | 2006-10-20 | 2015-06-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Moving hydrocarbons through portions of tar sands formations with a fluid |
WO2008049827A2 (en) * | 2006-10-24 | 2008-05-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for removing mercaptans from liquefied natural gas |
US8622133B2 (en) | 2007-03-22 | 2014-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Resistive heater for in situ formation heating |
CA2684486C (en) | 2007-04-20 | 2015-11-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation |
US20080290719A1 (en) | 2007-05-25 | 2008-11-27 | Kaminsky Robert D | Process for producing Hydrocarbon fluids combining in situ heating, a power plant and a gas plant |
JP5063195B2 (ja) * | 2007-05-31 | 2012-10-31 | ラピスセミコンダクタ株式会社 | データ処理装置 |
US7793714B2 (en) | 2007-10-19 | 2010-09-14 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7784543B2 (en) * | 2007-10-19 | 2010-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US20090101336A1 (en) * | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US7913755B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-03-29 | Baker Hughes Incorporated | Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well |
US20090200290A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-08-13 | Paul Gregory Cardinal | Variable voltage load tap changing transformer |
RU2494233C2 (ru) * | 2007-11-19 | 2013-09-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ добычи нефти и/или газа |
CN101861445B (zh) * | 2007-11-19 | 2014-06-25 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产油和/或气的系统与方法 |
WO2009129143A1 (en) | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Shell Oil Company | Systems, methods, and processes utilized for treating hydrocarbon containing subsurface formations |
US8113292B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Strokable liner hanger and method |
US8171999B2 (en) | 2008-05-13 | 2012-05-08 | Baker Huges Incorporated | Downhole flow control device and method |
US8555958B2 (en) | 2008-05-13 | 2013-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Pipeless steam assisted gravity drainage system and method |
US7789152B2 (en) | 2008-05-13 | 2010-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Plug protection system and method |
US8684107B2 (en) * | 2008-05-23 | 2014-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for densely packing wells using magnetic ranging while drilling |
US9664012B2 (en) | 2008-08-20 | 2017-05-30 | Foro Energy, Inc. | High power laser decomissioning of multistring and damaged wells |
US9089928B2 (en) | 2008-08-20 | 2015-07-28 | Foro Energy, Inc. | Laser systems and methods for the removal of structures |
US20120067643A1 (en) * | 2008-08-20 | 2012-03-22 | Dewitt Ron A | Two-phase isolation methods and systems for controlled drilling |
US8499471B2 (en) * | 2008-08-20 | 2013-08-06 | The Board Of Regents Of The Nevada System Of Higher Education, On Behalf Of The University Of Nevada, Reno | System and method for energy production from sludge |
US9669492B2 (en) | 2008-08-20 | 2017-06-06 | Foro Energy, Inc. | High power laser offshore decommissioning tool, system and methods of use |
EP2159496A1 (en) * | 2008-08-29 | 2010-03-03 | Vito NV | Controller for energy supply systems |
RU2529537C2 (ru) * | 2008-10-13 | 2014-09-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Системы для обработки подземного пласта с циркулируемой теплопереносящей текучей средой |
US8095317B2 (en) * | 2008-10-22 | 2012-01-10 | Gyrodata, Incorporated | Downhole surveying utilizing multiple measurements |
US8387707B2 (en) * | 2008-12-11 | 2013-03-05 | Vetco Gray Inc. | Bellows type adjustable casing |
US8355815B2 (en) | 2009-02-12 | 2013-01-15 | Baker Hughes Incorporated | Methods, systems, and devices for manipulating cutting elements for earth-boring drill bits and tools |
US9758881B2 (en) | 2009-02-12 | 2017-09-12 | The George Washington University | Process for electrosynthesis of energetic molecules |
US8056620B2 (en) * | 2009-03-12 | 2011-11-15 | Tubel, LLC | Low cost rigless intervention and production system |
US8448707B2 (en) | 2009-04-10 | 2013-05-28 | Shell Oil Company | Non-conducting heater casings |
DE102009021036B4 (de) * | 2009-05-06 | 2013-08-29 | Maschinenfabrik Reinhausen Gmbh | Verfahren zur Gasanalyse an Laststufenschaltern |
US8056627B2 (en) | 2009-06-02 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
US8151881B2 (en) | 2009-06-02 | 2012-04-10 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints |
US8132624B2 (en) | 2009-06-02 | 2012-03-13 | Baker Hughes Incorporated | Permeability flow balancing within integral screen joints and method |
US20110121222A1 (en) * | 2009-09-30 | 2011-05-26 | Guymon Michael P | Systems and methods for providing a dry froth material |
US8356935B2 (en) | 2009-10-09 | 2013-01-22 | Shell Oil Company | Methods for assessing a temperature in a subsurface formation |
US8257112B2 (en) | 2009-10-09 | 2012-09-04 | Shell Oil Company | Press-fit coupling joint for joining insulated conductors |
US9466896B2 (en) | 2009-10-09 | 2016-10-11 | Shell Oil Company | Parallelogram coupling joint for coupling insulated conductors |
DK177946B9 (da) | 2009-10-30 | 2015-04-20 | Maersk Oil Qatar As | Brøndindretning |
DK179473B1 (en) | 2009-10-30 | 2018-11-27 | Total E&P Danmark A/S | A device and a system and a method of moving in a tubular channel |
WO2011057122A1 (en) * | 2009-11-06 | 2011-05-12 | Verdeo Group, Inc. | Integrated system for the extraction, incineration and monitoring of waste or vented gases |
US20110132571A1 (en) * | 2009-12-04 | 2011-06-09 | General Electric Company | Systems relating to geothermal energy and the operation of gas turbine engines |
DK178339B1 (en) | 2009-12-04 | 2015-12-21 | Maersk Oil Qatar As | An apparatus for sealing off a part of a wall in a section drilled into an earth formation, and a method for applying the apparatus |
CA2688392A1 (en) * | 2009-12-09 | 2011-06-09 | Imperial Oil Resources Limited | Method of controlling solvent injection to aid recovery of hydrocarbons from an underground reservoir |
DE102010010600A1 (de) * | 2010-03-08 | 2011-09-08 | Alstom Technology Ltd. | Verfahren zum Überwachen der Funktion einer rotierenden elektrischen Maschine sowie Überwachungssystem zur Durchführung des Verfahrens |
US8863839B2 (en) | 2009-12-17 | 2014-10-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Enhanced convection for in situ pyrolysis of organic-rich rock formations |
JP5502504B2 (ja) * | 2010-01-25 | 2014-05-28 | 株式会社東芝 | 変電所自動制御システム |
US8490695B2 (en) * | 2010-02-08 | 2013-07-23 | Apache Corporation | Method for drilling and fracture treating multiple wellbores |
CA2693640C (en) | 2010-02-17 | 2013-10-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solvent separation in a solvent-dominated recovery process |
WO2011115601A1 (en) * | 2010-03-15 | 2011-09-22 | Fmc Technologies, Inc. | Optical scanning tool for wellheads |
CN102812204B (zh) * | 2010-03-15 | 2016-05-25 | 兰德马克绘图国际公司 | 用于定位边界内水平井的系统和方法 |
CA2696638C (en) | 2010-03-16 | 2012-08-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Use of a solvent-external emulsion for in situ oil recovery |
CA2794452A1 (en) * | 2010-03-26 | 2011-09-29 | David Randolph Smith | Subterranean and marine-submersible electrical transmission system for oil and gas wells |
KR101462325B1 (ko) * | 2010-04-06 | 2014-11-14 | 니찌아스 카부시키카이샤 | 재킷 히터 및 그 장착 방법 |
US8631866B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-01-21 | Shell Oil Company | Leak detection in circulated fluid systems for heating subsurface formations |
CN102834585B (zh) * | 2010-04-09 | 2015-06-17 | 国际壳牌研究有限公司 | 地下地层的低温感应加热 |
US9033042B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-05-19 | Shell Oil Company | Forming bitumen barriers in subsurface hydrocarbon formations |
WO2011127264A1 (en) * | 2010-04-09 | 2011-10-13 | 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 |
US8502120B2 (en) | 2010-04-09 | 2013-08-06 | Shell Oil Company | Insulating blocks and methods for installation in insulated conductor heaters |
RU2570508C2 (ru) * | 2010-04-09 | 2015-12-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Изоляционные блоки и способы их установки в нагревателях с изолированным проводником |
US8875788B2 (en) | 2010-04-09 | 2014-11-04 | Shell Oil Company | Low temperature inductive heating of subsurface formations |
US8939207B2 (en) | 2010-04-09 | 2015-01-27 | Shell Oil Company | Insulated conductor heaters with semiconductor layers |
CN110220254A (zh) | 2010-05-25 | 2019-09-10 | 7Ac技术公司 | 使用液体干燥剂进行空气调节及其它处理的方法和系统 |
CA2705643C (en) | 2010-05-26 | 2016-11-01 | Imperial Oil Resources Limited | Optimization of solvent-dominated recovery |
NO338616B1 (no) * | 2010-08-04 | 2016-09-12 | Statoil Petroleum As | Anordning og fremgangsmåte for lagring av karbondioksid i underjordiske geologiske formasjoner |
JP5140121B2 (ja) * | 2010-08-26 | 2013-02-06 | 三菱電機株式会社 | 制御システム |
CA2812589A1 (en) * | 2010-09-24 | 2012-03-29 | Conocophillips Company | In situ hydrocarbon upgrading with fluid generated to provide steam and hydrogen |
DE102010043529B4 (de) * | 2010-09-27 | 2013-01-31 | Siemens Aktiengesellschaft | Vorrichtung und Verfahren zur Verwendung der Vorrichtung zur "in situ"-Förderung von Bitumen oder Schwerstöl aus Ölsand-Lagerstätten |
US8857051B2 (en) | 2010-10-08 | 2014-10-14 | Shell Oil Company | System and method for coupling lead-in conductor to insulated conductor |
US8943686B2 (en) | 2010-10-08 | 2015-02-03 | Shell Oil Company | Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors |
US8586867B2 (en) | 2010-10-08 | 2013-11-19 | Shell Oil Company | End termination for three-phase insulated conductors |
US8459121B2 (en) * | 2010-10-28 | 2013-06-11 | Covaris, Inc. | Method and system for acoustically treating material |
AU2010363968B2 (en) * | 2010-11-17 | 2016-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for drilling a well |
US9238959B2 (en) * | 2010-12-07 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for improved active ranging and target well magnetization |
US20120139530A1 (en) * | 2010-12-07 | 2012-06-07 | Smith International, Inc. | Electromagnetic array for subterranean magnetic ranging operations |
US8776518B1 (en) | 2010-12-11 | 2014-07-15 | Underground Recovery, LLC | Method for the elimination of the atmospheric release of carbon dioxide and capture of nitrogen from the production of electricity by in situ combustion of fossil fuels |
US20150233224A1 (en) * | 2010-12-21 | 2015-08-20 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for enhancing oil recovery from a subterranean reservoir |
WO2012087375A1 (en) * | 2010-12-21 | 2012-06-28 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for enhancing oil recovery from a subterranean reservoir |
US9033033B2 (en) | 2010-12-21 | 2015-05-19 | Chevron U.S.A. Inc. | Electrokinetic enhanced hydrocarbon recovery from oil shale |
US9133398B2 (en) | 2010-12-22 | 2015-09-15 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ kerogen conversion and recycling |
US8443897B2 (en) * | 2011-01-06 | 2013-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsea safety system having a protective frangible liner and method of operating same |
US8592747B2 (en) * | 2011-01-19 | 2013-11-26 | Baker Hughes Incorporated | Programmable filters for improving data fidelity in swept-wavelength interferometry-based systems |
US20120185123A1 (en) * | 2011-01-19 | 2012-07-19 | Adil Ansari | System and method for vehicle path determination |
US20130312950A1 (en) * | 2011-02-18 | 2013-11-28 | Linc Energy Ltd. | Igniting an underground coal seam in an underground coal gasification process, ucg |
CA2827655C (en) * | 2011-03-03 | 2021-05-11 | Conocophillips Company | In situ combustion following sagd |
DK177547B1 (da) | 2011-03-04 | 2013-10-07 | Maersk Olie & Gas | Fremgangsmåde og system til brønd- og reservoir-management i udbygninger med åben zone såvel som fremgangsmåde og system til produktion af råolie |
US8554135B2 (en) * | 2011-03-15 | 2013-10-08 | Trimble Navigation Limited | Controlling power dissipation in a base station of a navigation satellite system (NSS) |
RU2587459C2 (ru) | 2011-04-08 | 2016-06-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Системы для соединения изолированных проводников |
US9016370B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-04-28 | Shell Oil Company | Partial solution mining of hydrocarbon containing layers prior to in situ heat treatment |
US9585202B2 (en) * | 2011-05-20 | 2017-02-28 | Cooktek Induction Systems, Llc | Induction-based food holding/warming system and method |
JP5787214B2 (ja) * | 2011-06-08 | 2015-09-30 | 株式会社リコー | 電子写真用キャリアの製造方法 |
US9116016B2 (en) * | 2011-06-30 | 2015-08-25 | Schlumberger Technology Corporation | Indicating system for a downhole apparatus and a method for locating a downhole apparatus |
US10956794B2 (en) * | 2011-07-05 | 2021-03-23 | Bernard Fryshman | Induction heating systems |
US9903200B2 (en) * | 2011-07-19 | 2018-02-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Viscosity measurement in a fluid analyzer sampling tool |
US9419430B1 (en) * | 2011-08-04 | 2016-08-16 | Dynamic Ratings Pty Ltd | System for monitoring and modeling operation of a transformer |
WO2013025924A2 (en) | 2011-08-16 | 2013-02-21 | Red Leaf Resources, Inc. | Vertically compactable fluid transfer device |
US8566415B2 (en) * | 2011-08-22 | 2013-10-22 | Kollmorgen Corporation | Safe torque off over network wiring |
NO338637B1 (no) * | 2011-08-31 | 2016-09-26 | Reelwell As | Trykkregulering ved bruk av fluid på oversiden av et stempel |
JO3139B1 (ar) | 2011-10-07 | 2017-09-20 | Shell Int Research | تشكيل موصلات معزولة باستخدام خطوة اختزال أخيرة بعد المعالجة الحرارية. |
JO3141B1 (ar) | 2011-10-07 | 2017-09-20 | Shell Int Research | الوصلات المتكاملة للموصلات المعزولة |
RU2612774C2 (ru) | 2011-10-07 | 2017-03-13 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Аккомодация теплового расширения для систем с циркулирующей текучей средой, используемых для нагревания толщи пород |
WO2013052569A1 (en) * | 2011-10-07 | 2013-04-11 | Shell Oil Company | Forming a tubular around insulated conductors and/or tubulars |
CA2850756C (en) | 2011-10-07 | 2019-09-03 | Scott Vinh Nguyen | Using dielectric properties of an insulated conductor in a subsurface formation to assess properties of the insulated conductor |
CA2845012A1 (en) | 2011-11-04 | 2013-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiple electrical connections to optimize heating for in situ pyrolysis |
JP2013114879A (ja) * | 2011-11-28 | 2013-06-10 | Ihi Corp | 誘導加熱装置 |
JP5846875B2 (ja) * | 2011-11-28 | 2016-01-20 | 株式会社Ihi | 水門設備の誘導加熱装置 |
US8851177B2 (en) | 2011-12-22 | 2014-10-07 | Chevron U.S.A. Inc. | In-situ kerogen conversion and oxidant regeneration |
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 |
WO2013105951A1 (en) * | 2012-01-11 | 2013-07-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pipe in pipe downhole electric heater |
WO2013110980A1 (en) | 2012-01-23 | 2013-08-01 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
CA2862463A1 (en) | 2012-01-23 | 2013-08-01 | Genie Ip B.V. | Heater pattern for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon containing formation |
WO2013119778A1 (en) * | 2012-02-09 | 2013-08-15 | Marathon Canadian Oil Sands Holding Limited | Systems and methods for integrating bitumen extraction with bitumen upgrading |
DE102012202105B4 (de) * | 2012-02-13 | 2014-08-07 | Maschinenfabrik Reinhausen Gmbh | Transformator mit Stufenschalteinrichtung |
TWI524461B (zh) * | 2012-02-14 | 2016-03-01 | 愛發科股份有限公司 | 離子束照射裝置 |
DE102012202578A1 (de) * | 2012-02-20 | 2013-08-22 | Robert Bosch Gmbh | Multiphasenwandler |
RU2502923C2 (ru) * | 2012-02-22 | 2013-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ПАТЕНТ при Тульском государственном университете" | Автоматизированная система управления производством и использованием тепловой энергии |
CA2811666C (en) | 2012-04-05 | 2021-06-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Compaction of electrical insulation for joining insulated conductors |
AU2013256823B2 (en) | 2012-05-04 | 2015-09-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods of detecting an intersection between a wellbore and a subterranean structure that includes a marker material |
US8992771B2 (en) | 2012-05-25 | 2015-03-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Isolating lubricating oils from subsurface shale formations |
ES2755800T3 (es) * | 2012-06-11 | 2020-04-23 | 7Ac Tech Inc | Métodos y sistemas para intercambiadores de calor turbulentos y resistentes a la corrosión |
CN104428482B (zh) | 2012-07-03 | 2017-03-08 | 哈利伯顿能源服务公司 | 通过第二井眼交叉第一井眼的方法 |
CN103529314B (zh) * | 2012-07-05 | 2016-07-06 | 瀚宇彩晶股份有限公司 | 触控测试系统及其触控测试方法 |
US10076001B2 (en) * | 2012-07-05 | 2018-09-11 | Nvent Services Gmbh | Mineral insulated cable having reduced sheath temperature |
US8859063B2 (en) * | 2012-07-18 | 2014-10-14 | Honeywell International Inc. | Systems and methods for a protective casing |
CA3005540C (en) * | 2012-08-27 | 2020-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Constructed annular safety valve element package |
US10220930B2 (en) * | 2012-09-17 | 2019-03-05 | Anasphere, Inc. | Thermal hydrogen generator using a metal hydride and thermite |
FR2995986A1 (fr) * | 2012-09-21 | 2014-03-28 | E T I A Evaluation Technologique Ingenierie Et Applic | Dispositif de traitement thermique d'un produit |
WO2014055851A1 (en) * | 2012-10-05 | 2014-04-10 | Structural Group, Inc. | System and method for internal pressurized gas drying of concrete |
WO2014058777A1 (en) | 2012-10-09 | 2014-04-17 | Shell Oil Company | Method for heating a subterranean formation penetrated by a wellbore |
US9949318B2 (en) * | 2012-10-10 | 2018-04-17 | Amante Radiant Supply, Inc. | Portable heating arrangement |
WO2013163773A1 (es) * | 2012-10-22 | 2013-11-07 | Basualto Lira Guillermo | Foliacion hidraulica de cuerpos minerales explotados por el metodo de hundimiento de bloques o paneles |
US9200533B2 (en) | 2012-11-19 | 2015-12-01 | General Electric Company | Enthalpy determining apparatus, system and method |
US9062808B2 (en) | 2012-11-20 | 2015-06-23 | Elwha Llc | Underwater oil pipeline heating systems |
RU2521124C1 (ru) * | 2012-11-20 | 2014-06-27 | Вячеслав Иванович Беляев | Сжижающая установка для летательного аппарата |
US20150292309A1 (en) * | 2012-11-25 | 2015-10-15 | Harold Vinegar | Heater pattern including heaters powered by wind-electricity for in situ thermal processing of a subsurface hydrocarbon-containing formation |
US9506697B2 (en) | 2012-12-04 | 2016-11-29 | 7Ac Technologies, Inc. | Methods and systems for cooling buildings with large heat loads using desiccant chillers |
US20140167972A1 (en) * | 2012-12-13 | 2014-06-19 | General Electric Company | Acoustically-responsive optical data acquisition system for sensor data |
EP3115548B1 (en) * | 2012-12-21 | 2018-08-01 | Halliburton Energy Services Inc. | Systems and methods for performing ranging measurements using third well referencing |
US20150363007A1 (en) * | 2013-01-17 | 2015-12-17 | Octodon Llc | Data input systems for handheld devices |
US9194221B2 (en) | 2013-02-13 | 2015-11-24 | Harris Corporation | Apparatus for heating hydrocarbons with RF antenna assembly having segmented dipole elements and related methods |
US9689253B2 (en) * | 2013-02-21 | 2017-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Use of nanotracers for imaging and/or monitoring fluid flow and improved oil recovery |
CN108443996B (zh) | 2013-03-01 | 2021-04-20 | 7Ac技术公司 | 干燥剂空气调节方法和系统 |
AU2013382160B2 (en) | 2013-03-11 | 2017-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole ranging from multiple boreholes |
US9410408B2 (en) | 2013-03-12 | 2016-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Electrical heating of oil shale and heavy oil formations |
US9803458B2 (en) | 2013-03-13 | 2017-10-31 | Tronox Alkali Wyoming Corporation | Solution mining using subterranean drilling techniques |
CN105121979B (zh) | 2013-03-14 | 2017-06-16 | 7Ac技术公司 | 用于微分体液体干燥剂空气调节的方法和系统 |
WO2014152888A1 (en) | 2013-03-14 | 2014-09-25 | 7 Ac Technologies, Inc. | Methods and systems for liquid desiccant air conditioning system retrofit |
WO2014144917A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Reservoir characterization and hydraulic fracture evaluation |
RU2638216C2 (ru) | 2013-03-18 | 2017-12-12 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Система и способы оптимизации измерений градиента в операциях дальнометрии |
CA2847980C (en) | 2013-04-04 | 2021-03-30 | Christopher Kelvin Harris | Temperature assessment using dielectric properties of an insulated conductor heater with selected electrical insulation |
WO2014172533A1 (en) * | 2013-04-18 | 2014-10-23 | Conocophillips Company | Acceleration of heavy oil recovery through downhole radio frequency radiation heating |
US9433894B2 (en) | 2013-05-09 | 2016-09-06 | Tronox Alkali Wyoming Corporation | Removal of hydrogen sulfide from gas streams |
US10808521B2 (en) | 2013-05-31 | 2020-10-20 | Conocophillips Company | Hydraulic fracture analysis |
ES2759926T3 (es) | 2013-06-12 | 2020-05-12 | 7Ac Tech Inc | Sistema de aire acondicionado desecante líquido |
US9382785B2 (en) | 2013-06-17 | 2016-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Shaped memory devices and method for using same in wellbores |
US9567849B2 (en) | 2013-06-27 | 2017-02-14 | Scientific Drilling International, Inc. | Telemetry antenna arrangement |
GB2534272B (en) * | 2013-07-11 | 2020-03-04 | Halliburton Energy Services Inc | Rotationally-independent wellbore ranging |
WO2015030781A1 (en) | 2013-08-29 | 2015-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for casing detection using resonant structures |
US9777562B2 (en) * | 2013-09-05 | 2017-10-03 | Saudi Arabian Oil Company | Method of using concentrated solar power (CSP) for thermal gas well deliquification |
US20150083411A1 (en) * | 2013-09-24 | 2015-03-26 | Oborn Environmental Solutions, LLC | Automated systems and methods for production of gas from groundwater aquifers |
EP2853681A1 (en) * | 2013-09-30 | 2015-04-01 | Welltec A/S | A thermally expanded annular barrier |
AU2014340644B2 (en) | 2013-10-22 | 2017-02-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for regulating an in situ pyrolysis process |
RU2558039C2 (ru) * | 2013-10-22 | 2015-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью "БИТАС" | Система предупреждения встречи стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин |
US10233742B2 (en) | 2013-10-31 | 2019-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole acoustic ranging utilizing gradiometric data |
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 |
CN105745396A (zh) * | 2013-11-20 | 2016-07-06 | 国际壳牌研究有限公司 | 蒸汽注入式矿物绝缘加热器设计 |
RU2544196C1 (ru) * | 2013-12-10 | 2015-03-10 | Алексей Викторович Белов | Скважина-утилизатор |
US20190249532A1 (en) * | 2013-12-12 | 2019-08-15 | Rustem Latipovich ZLAVDINOV | System for locking interior door latches |
JP6285167B2 (ja) * | 2013-12-12 | 2018-02-28 | 愛知電機株式会社 | サイリスタ式高圧自動電圧調整器 |
US20160259079A1 (en) * | 2013-12-17 | 2016-09-08 | Halliburton Energy Services Inc. | Distributed Acoustic Sensing for Passive Ranging |
EP2887075B1 (en) * | 2013-12-18 | 2017-03-22 | 3M Innovative Properties Company | Voltage sensing device |
US20150167550A1 (en) * | 2013-12-18 | 2015-06-18 | General Electric Company | System and method for processing gas streams |
CA2837471C (en) * | 2013-12-19 | 2019-12-31 | Imperial Oil Resources Limited | Method of recovering heavy oil from a reservoir |
GB2534748B (en) * | 2013-12-27 | 2018-11-14 | Halliburton Energy Services Inc | Drilling collision avoidance methods, and systems |
AU2013409495B2 (en) * | 2013-12-30 | 2017-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ranging using current profiling |
CA2875485C (en) * | 2014-01-08 | 2017-08-22 | Husky Oil Operations Limited | Method of subsurface reservoir fracturing using electromagnetic pulse energy |
US9435183B2 (en) | 2014-01-13 | 2016-09-06 | Bernard Compton Chung | Steam environmentally generated drainage system and method |
CA3176275A1 (en) | 2014-02-18 | 2015-08-18 | Athabasca Oil Corporation | Cable-based well heater |
GB2523567B (en) * | 2014-02-27 | 2017-12-06 | Statoil Petroleum As | Producing hydrocarbons from a subsurface formation |
EP3120083B1 (en) | 2014-03-20 | 2020-07-01 | 7AC Technologies, Inc. | Rooftop liquid desiccant systems and methods |
US20150273586A1 (en) * | 2014-03-28 | 2015-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Additive Manufacturing Process for Tubular with Embedded Electrical Conductors |
US9702236B2 (en) * | 2014-04-02 | 2017-07-11 | Husky Oil Operations Limited | Heat-assisted steam-based hydrocarbon recovery method |
CN106133271A (zh) | 2014-04-04 | 2016-11-16 | 国际壳牌研究有限公司 | 在热处理之后使用最终减小步骤形成的绝缘导体 |
US9504984B2 (en) | 2014-04-09 | 2016-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Generating elemental sulfur |
GB2526123A (en) * | 2014-05-14 | 2015-11-18 | Statoil Petroleum As | Producing hydrocarbons from a subsurface formation |
US9926102B2 (en) | 2014-06-05 | 2018-03-27 | Maxwell Properties, Llc | Systems and methods for providing a packaged thermoplastic material |
EP2960211A1 (en) * | 2014-06-25 | 2015-12-30 | Université d'Aix-Marseille | Device for extraction of pollutants by multichannel tubular membrane |
GB2527847A (en) * | 2014-07-04 | 2016-01-06 | Compactgtl Ltd | Catalytic reactors |
CA2954301C (en) | 2014-08-11 | 2020-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well ranging apparatus, systems, and methods |
US9451792B1 (en) * | 2014-09-05 | 2016-09-27 | Atmos Nation, LLC | Systems and methods for vaporizing assembly |
US9449440B2 (en) | 2014-09-17 | 2016-09-20 | Honeywell International Inc. | Wireless crash survivable memory unit |
US10001446B2 (en) | 2014-11-07 | 2018-06-19 | Ge Energy Oilfield Technology, Inc. | Core sample analysis |
US9970888B2 (en) | 2014-11-07 | 2018-05-15 | Ge Energy Oilfield Technology, Inc. | System and method for wellsite core sample analysis |
US9644466B2 (en) | 2014-11-21 | 2017-05-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of recovering hydrocarbons within a subsurface formation using electric current |
WO2016081933A1 (en) | 2014-11-21 | 2016-05-26 | 7Ac Technologies, Inc. | Methods and systems for mini-split liquid desiccant air conditioning |
CN107002486B (zh) | 2014-11-25 | 2019-09-10 | 国际壳牌研究有限公司 | 热解以增压油地层 |
US9567530B2 (en) | 2014-11-26 | 2017-02-14 | Saudi Arabian Oil Company | Process for heavy oil upgrading in a double-wall reactor |
FI10797U1 (fi) * | 2014-12-04 | 2015-03-10 | Wicetec Oy | Johdinliitos kuparijohtimen kytkemiseksi |
US10727122B2 (en) | 2014-12-08 | 2020-07-28 | International Business Machines Corporation | Self-aligned via interconnect structures |
JP6435828B2 (ja) * | 2014-12-10 | 2018-12-12 | 株式会社デンソー | ヒータ装置 |
US20160169451A1 (en) * | 2014-12-12 | 2016-06-16 | Fccl Partnership | Process and system for delivering steam |
WO2016108857A1 (en) | 2014-12-30 | 2016-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Locating mutiple wellbores |
CA2969319C (en) | 2014-12-31 | 2019-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems employing fiber optic sensors for electromagnetic cross-well telemetry |
US10031148B2 (en) | 2014-12-31 | 2018-07-24 | Ge Energy Oilfield Technology, Inc. | System for handling a core sample |
WO2016108875A1 (en) * | 2014-12-31 | 2016-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | A single wire guidance system for ranging using unbalanced magnetic fields |
US9573434B2 (en) | 2014-12-31 | 2017-02-21 | Ge Energy Oilfield Technology, Inc. | Trailer and chassis design for mobile core scanning system |
CA2969321C (en) | 2014-12-31 | 2020-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems employing fiber optic sensors for ranging |
US10261204B2 (en) | 2014-12-31 | 2019-04-16 | Ge Energy Oilfield Technology, Inc. | Methods and systems for scan analysis of a core sample |
RU2591860C1 (ru) * | 2015-02-05 | 2016-07-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Южно-Уральский государственный университет" (национальный исследовательский университет) (ФГБОУ ВПО "ЮУрГУ" (НИУ)) | Способ извлечения тяжелой нефти из продуктивного пласта и устройство для его осуществления |
EP4235054A3 (en) | 2015-02-26 | 2023-10-18 | C2Cnt Llc | Methods for carbon nanofiber production |
US20160251947A1 (en) * | 2015-02-27 | 2016-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of Modifying Formation Properties |
RU2583051C1 (ru) * | 2015-03-03 | 2016-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Эльмаш (УЭТМ)" | Трансформаторно-тиристорное устройство для плавноступенчатого регулирования напряжения под нагрузкой |
EP3311237B1 (en) * | 2015-06-19 | 2022-08-03 | ConocoPhillips Company | System and method for event detection using streaming signals |
US9598942B2 (en) * | 2015-08-19 | 2017-03-21 | G&H Diversified Manufacturing Lp | Igniter assembly for a setting tool |
US11008836B2 (en) * | 2015-08-19 | 2021-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optimization of excitation source placement for downhole telemetry operations |
CA2992436C (en) * | 2015-08-19 | 2022-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optimization of excitation source placement for downhole ranging and telemetry operations |
WO2017040753A1 (en) * | 2015-09-01 | 2017-03-09 | Exotex, Inc. | Construction products and systems for providing geothermal heat |
US9556719B1 (en) * | 2015-09-10 | 2017-01-31 | Don P. Griffin | Methods for recovering hydrocarbons from shale using thermally-induced microfractures |
US10358296B2 (en) | 2015-09-18 | 2019-07-23 | Maxwell Properties, Llc | Systems and methods for delivering asphalt concrete |
WO2017066295A1 (en) | 2015-10-13 | 2017-04-20 | Clarion Energy Llc | Methods and systems for carbon nanofiber production |
US10920575B2 (en) * | 2015-10-29 | 2021-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems employing a rotating magnet and fiber optic sensors for ranging |
US20170122095A1 (en) * | 2015-11-03 | 2017-05-04 | Ubiterra Corporation | Automated geo-target and geo-hazard notifications for drilling systems |
US11151762B2 (en) | 2015-11-03 | 2021-10-19 | Ubiterra Corporation | Systems and methods for shared visualization and display of drilling information |
US10304591B1 (en) * | 2015-11-18 | 2019-05-28 | Real Power Licensing Corp. | Reel cooling method |
CN105370254B (zh) * | 2015-11-18 | 2018-08-14 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种开采稠油的方法及装置 |
WO2017086961A1 (en) * | 2015-11-19 | 2017-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for cross-tool optical fluid model validation and real-time application |
EP3387526B1 (en) * | 2015-12-09 | 2019-08-07 | Truva Corporation | Environment-aware cross-layer communication protocol in underground oil reservoirs |
WO2017105500A1 (en) | 2015-12-18 | 2017-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods to calibrate individual component measurement |
WO2017127060A1 (en) * | 2016-01-20 | 2017-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface excited downhole ranging using relative positioning |
US11022421B2 (en) | 2016-01-20 | 2021-06-01 | Lucent Medical Systems, Inc. | Low-frequency electromagnetic tracking |
US11530603B2 (en) * | 2016-02-08 | 2022-12-20 | Proton Technologies Inc. | In-situ process to produce hydrogen from underground hydrocarbon reservoirs |
US10890058B2 (en) | 2016-03-09 | 2021-01-12 | Conocophillips Company | Low-frequency DAS SNR improvement |
US10458228B2 (en) | 2016-03-09 | 2019-10-29 | Conocophillips Company | Low frequency distributed acoustic sensing |
WO2017177319A1 (en) | 2016-04-13 | 2017-10-19 | Acceleware Ltd. | Apparatus and methods for electromagnetic heating of hydrocarbon formations |
RU2616016C9 (ru) * | 2016-05-10 | 2017-07-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ разработки плотных карбонатных коллекторов |
US10125589B2 (en) | 2016-05-27 | 2018-11-13 | Board Of Regents Of The University Of Texas System | Downhole induction heater and coupling system for oil and gas wells |
US9745843B1 (en) | 2016-06-09 | 2017-08-29 | Noralis Limited | Method for determining position with improved calibration |
US10130016B2 (en) * | 2016-08-26 | 2018-11-13 | TECO—Westinghouse Motor Company | Modular size multi-megawatt silicon carbide-based medium voltage conversion system |
US10356853B2 (en) | 2016-08-29 | 2019-07-16 | Cooktek Induction Systems, Llc | Infrared temperature sensing in induction cooking systems |
US10712880B2 (en) * | 2016-08-30 | 2020-07-14 | Tactual Labs Co. | Signal infusion to enhance appendage detection and characterization |
CN109716868B (zh) * | 2016-09-19 | 2021-07-09 | 昕诺飞控股有限公司 | 包括用于无线通信的通信元件的照明装置 |
US10378324B2 (en) | 2016-09-26 | 2019-08-13 | International Business Machines Corporation | Controlling operation of a steam-assisted gravity drainage oil well system by adjusting controls based on forecast emulsion production |
US10570717B2 (en) | 2016-09-26 | 2020-02-25 | International Business Machines Corporation | Controlling operation of a steam-assisted gravity drainage oil well system utilizing continuous and discrete control parameters |
US10577907B2 (en) | 2016-09-26 | 2020-03-03 | International Business Machines Corporation | Multi-level modeling of steam assisted gravity drainage wells |
US10267130B2 (en) | 2016-09-26 | 2019-04-23 | International Business Machines Corporation | Controlling operation of a steam-assisted gravity drainage oil well system by adjusting controls to reduce model uncertainty |
US10614378B2 (en) | 2016-09-26 | 2020-04-07 | International Business Machines Corporation | Cross-well allocation optimization in steam assisted gravity drainage wells |
US10352142B2 (en) | 2016-09-26 | 2019-07-16 | International Business Machines Corporation | Controlling operation of a stem-assisted gravity drainage oil well system by adjusting multiple time step controls |
JP6861372B2 (ja) * | 2016-11-07 | 2021-04-21 | パナソニックIpマネジメント株式会社 | 電波センサ及び照明器具 |
EP3337290B1 (en) * | 2016-12-13 | 2019-11-27 | Nexans | Subsea direct electric heating system |
US20180172266A1 (en) * | 2016-12-21 | 2018-06-21 | Electric Horsepower Inc. | Electric resistance heater system and light tower |
US10458233B2 (en) * | 2016-12-29 | 2019-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensors for in-situ formation fluid analysis |
JP6624107B2 (ja) * | 2017-02-10 | 2019-12-25 | 株式会社豊田中央研究所 | 車両の熱管理制御装置、熱管理制御プログラム |
US11875371B1 (en) | 2017-04-24 | 2024-01-16 | Skyline Products, Inc. | Price optimization system |
CA3062569A1 (en) | 2017-05-05 | 2018-11-08 | Conocophillips Company | Stimulated rock volume analysis |
US11255997B2 (en) | 2017-06-14 | 2022-02-22 | Conocophillips Company | Stimulated rock volume analysis |
CN110800075A (zh) * | 2017-06-07 | 2020-02-14 | 埃里克斯解决方案公司 | 流体的电化学离子交换处理 |
WO2018226233A1 (en) * | 2017-06-08 | 2018-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole ranging using spatially continuous constraints |
WO2018231562A1 (en) | 2017-06-12 | 2018-12-20 | Shell Oil Company | Electrically heated subsea flowlines |
JP6811146B2 (ja) * | 2017-06-23 | 2021-01-13 | 東京エレクトロン株式会社 | ガス供給系を検査する方法 |
US10284166B2 (en) | 2017-06-27 | 2019-05-07 | Intel Corporation | Transmitter matching network using a transformer |
US11008841B2 (en) | 2017-08-11 | 2021-05-18 | Acceleware Ltd. | Self-forming travelling wave antenna module based on single conductor transmission lines for electromagnetic heating of hydrocarbon formations and method of use |
RU2679397C1 (ru) * | 2017-08-22 | 2019-02-08 | Владимир Васильевич Бычков | Ядерная энергетическая установка (варианты) |
CA3075856A1 (en) * | 2017-09-13 | 2019-03-21 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Pvdf pipe and methods of making and using same |
KR102306543B1 (ko) * | 2017-09-29 | 2021-09-30 | 스미또모 가가꾸 가부시키가이샤 | 스파이럴형 가스 분리막 엘리먼트, 가스 분리막 모듈 및 가스 분리 장치 |
CA3078414A1 (en) | 2017-10-17 | 2019-04-25 | Conocophillips Company | Low frequency distributed acoustic sensing hydraulic fracture geometry |
CN111373202B (zh) | 2017-11-01 | 2021-11-26 | 艾默生环境优化技术有限公司 | 液体干燥剂空调系统中膜模块中液体干燥剂的均匀分布的方法和设备 |
CN111448425A (zh) | 2017-11-01 | 2020-07-24 | 7Ac技术公司 | 用于液体干燥剂空调系统的储罐系统 |
CN110306968A (zh) * | 2018-03-27 | 2019-10-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 不规则井网优化方法及其计算机可读存储介质 |
EP3775486A4 (en) | 2018-03-28 | 2021-12-29 | Conocophillips Company | Low frequency das well interference evaluation |
WO2019213402A1 (en) | 2018-05-02 | 2019-11-07 | Conocophillips Company | Production logging inversion based on das/dts |
US11022330B2 (en) | 2018-05-18 | 2021-06-01 | Emerson Climate Technologies, Inc. | Three-way heat exchangers for liquid desiccant air-conditioning systems and methods of manufacture |
US11555473B2 (en) | 2018-05-29 | 2023-01-17 | Kontak LLC | Dual bladder fuel tank |
US11638331B2 (en) | 2018-05-29 | 2023-04-25 | Kontak LLC | Multi-frequency controllers for inductive heating and associated systems and methods |
US10850314B2 (en) * | 2018-06-04 | 2020-12-01 | Daniel W. Chambers | Remote gas monitoring and flare control system |
US11255777B2 (en) * | 2018-06-04 | 2022-02-22 | Daniel W Chambers | Automated remote gas monitoring and flare control system |
US11065575B2 (en) | 2018-07-05 | 2021-07-20 | Molecule Works Inc. | Membrane device for water and energy exchange |
CN109247920B (zh) * | 2018-09-06 | 2021-09-28 | 上海平脉科技有限公司 | 一种高灵敏度压力传感器 |
US11053775B2 (en) * | 2018-11-16 | 2021-07-06 | Leonid Kovalev | Downhole induction heater |
US11762117B2 (en) * | 2018-11-19 | 2023-09-19 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Downhole tools and methods for detecting a downhole obstruction within a wellbore |
US11262743B2 (en) * | 2018-11-21 | 2022-03-01 | Sap Se | Predicting leading indicators of an event |
US11773706B2 (en) | 2018-11-29 | 2023-10-03 | Acceleware Ltd. | Non-equidistant open transmission lines for electromagnetic heating and method of use |
CA3130635A1 (en) | 2019-03-06 | 2020-09-10 | Acceleware Ltd. | Multilateral open transmission lines for electromagnetic heating and method of use |
EP3947905B1 (en) | 2019-03-25 | 2024-05-01 | ConocoPhillips Company | Machine-learning based fracture-hit detection using low-frequency das signal |
GB201904677D0 (en) | 2019-04-03 | 2019-05-15 | Rolls Royce Plc | Oil pipe assembly |
TWI723381B (zh) * | 2019-04-19 | 2021-04-01 | 張家歐 | 檢測瑕疵石英半球殼慣性軸位置之結構及其方法 |
KR102080444B1 (ko) * | 2019-08-03 | 2020-02-24 | 정지창 | 원판분기전극으로 연결된 환 형상의 가열공간을 갖는 다수개 전기히터의 일체화장치 |
KR102082080B1 (ko) * | 2019-08-03 | 2020-05-29 | 정지창 | 원판분기전극으로 연결된 환 형상의 가열공간을 갖는 전기히터 |
US11835675B2 (en) | 2019-08-07 | 2023-12-05 | Saudi Arabian Oil Company | Determination of geologic permeability correlative with magnetic permeability measured in-situ |
US11108234B2 (en) | 2019-08-27 | 2021-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Grid power for hydrocarbon service applications |
EA036676B1 (ru) * | 2019-09-10 | 2020-12-07 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Способ разработки нефтяной залежи |
CN110685651B (zh) * | 2019-10-14 | 2021-11-30 | 重庆科技学院 | 一种多层合采气井产量劈分方法及系统 |
CN110553934B (zh) * | 2019-10-16 | 2021-11-02 | 浙江科技学院 | 圆孔线型钉柱式双面聚能切缝及监测系统 |
US11918956B2 (en) * | 2019-12-16 | 2024-03-05 | Cameron International Corporation | Membrane module |
DE202020101182U1 (de) * | 2020-03-04 | 2020-03-12 | Türk & Hillinger GmbH | Elektrische Heizvorrichtung |
US11434151B2 (en) * | 2020-04-13 | 2022-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of improving compatibility of oilfield produced water from different sources |
TWI708457B (zh) * | 2020-04-22 | 2020-10-21 | 均華精密工業股份有限公司 | 穿軸固定裝置 |
WO2021212210A1 (en) | 2020-04-24 | 2021-10-28 | Acceleware Ltd. | Systems and methods for controlling electromagnetic heating of a hydrocarbon medium |
PH12021050221A1 (en) * | 2020-05-13 | 2021-11-22 | Greenfire Energy Inc | Hydrogen production from geothermal resources using closed-loop systems |
CN111905906B (zh) * | 2020-07-29 | 2021-07-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 离心分离与机械破碎式煤屑清理系统及其工作方法 |
CN112253076B (zh) * | 2020-11-26 | 2021-08-31 | 福州大学 | 一种地下硫铁矿的化学开采方法 |
CN112875991A (zh) * | 2021-01-23 | 2021-06-01 | 河南格恩阳光环境科技有限公司 | 一种污水处理集成模块化装备 |
CA3184512C (en) * | 2021-04-07 | 2023-10-31 | Shamaun HAKIM | Assembly for automatic tap adjustment of a power transformer using load tap changer and a method |
CA3225345A1 (en) | 2021-07-16 | 2023-01-19 | Conocophillips Company | Passive production logging instrument using heat and distributed acoustic sensing |
US11879328B2 (en) | 2021-08-05 | 2024-01-23 | Saudi Arabian Oil Company | Semi-permanent downhole sensor tool |
US11860077B2 (en) | 2021-12-14 | 2024-01-02 | Saudi Arabian Oil Company | Fluid flow sensor using driver and reference electromechanical resonators |
US11761057B1 (en) * | 2022-03-28 | 2023-09-19 | Lyten, Inc. | Method for refining one or more critical minerals |
CN116163695B (zh) * | 2022-07-12 | 2024-03-08 | 四川大学 | 一种微波辐射与干冰射流协同建造干热岩人工热储的方法 |
US11867049B1 (en) | 2022-07-19 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole logging tool |
US11913329B1 (en) | 2022-09-21 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Untethered logging devices and related methods of logging a wellbore |
CN116698829B (zh) * | 2023-08-08 | 2023-10-03 | 华能新能源股份有限公司山西分公司 | 一种风电基础土壤冻结深度测量设备 |
CN117365382B (zh) * | 2023-12-08 | 2024-02-09 | 大庆汇景石油机械有限公司 | 一种油田井下油管防蜡加热保温装置 |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5065818A (en) * | 1991-01-07 | 1991-11-19 | Shell Oil Company | Subterranean heaters |
US5070533A (en) * | 1990-11-07 | 1991-12-03 | Uentech Corporation | Robust electrical heating systems for mineral wells |
SU1760655A1 (ru) * | 1990-09-25 | 1992-09-07 | Научное Проектно-Производственное Предприятие "Магнитрон" | Устройство индукционного нагрева жидкой среды |
RU9114U1 (ru) * | 1997-12-23 | 1999-01-16 | Комсомольский-на-Амуре государственный технический университет | Электронагреватель |
US6112808A (en) * | 1997-09-19 | 2000-09-05 | Isted; Robert Edward | Method and apparatus for subterranean thermal conditioning |
US6942032B2 (en) * | 2002-11-06 | 2005-09-13 | Thomas A. La Rovere | Resistive down hole heating tool |
US20060005968A1 (en) * | 2004-04-23 | 2006-01-12 | Vinegar Harold J | Temperature limited heaters with relatively constant current |
Family Cites Families (1065)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA899987A (en) | 1972-05-09 | Chisso Corporation | Method for controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin effect current | |
US1457690A (en) * | 1923-06-05 | Percival iv brine | ||
US94813A (en) * | 1869-09-14 | Improvement in torpedoes for oil-wells | ||
SE126674C1 (ru) | 1949-01-01 | |||
SE123136C1 (ru) | 1948-01-01 | |||
US2734579A (en) | 1956-02-14 | Production from bituminous sands | ||
US345586A (en) | 1886-07-13 | Oil from wells | ||
US326439A (en) * | 1885-09-15 | Protecting wells | ||
US48994A (en) * | 1865-07-25 | Improvement in devices for oil-wells | ||
SE123138C1 (ru) | 1948-01-01 | |||
US2732195A (en) * | 1956-01-24 | Ljungstrom | ||
US760304A (en) * | 1903-10-24 | 1904-05-17 | Frank S Gilbert | Heater for oil-wells. |
US1342741A (en) | 1918-01-17 | 1920-06-08 | David T Day | Process for extracting oils and hydrocarbon material from shale and similar bituminous rocks |
US1269747A (en) | 1918-04-06 | 1918-06-18 | Lebbeus H Rogers | Method of and apparatus for treating oil-shale. |
GB156396A (en) | 1919-12-10 | 1921-01-13 | Wilson Woods Hoover | An improved method of treating shale and recovering oil therefrom |
US1457479A (en) | 1920-01-12 | 1923-06-05 | Edson R Wolcott | Method of increasing the yield of oil wells |
US1477802A (en) * | 1921-02-28 | 1923-12-18 | Cutler Hammer Mfg Co | Oil-well heater |
US1510655A (en) | 1922-11-21 | 1924-10-07 | Clark Cornelius | Process of subterranean distillation of volatile mineral substances |
US1634236A (en) * | 1925-03-10 | 1927-06-28 | Standard Dev Co | Method of and apparatus for recovering oil |
US1646599A (en) | 1925-04-30 | 1927-10-25 | George A Schaefer | Apparatus for removing fluid from wells |
US1811560A (en) * | 1926-04-08 | 1931-06-23 | Standard Oil Dev Co | Method of and apparatus for recovering oil |
US1666488A (en) | 1927-02-05 | 1928-04-17 | Crawshaw Richard | Apparatus for extracting oil from shale |
US1681523A (en) | 1927-03-26 | 1928-08-21 | Patrick V Downey | Apparatus for heating oil wells |
US2011710A (en) | 1928-08-18 | 1935-08-20 | Nat Aniline & Chem Co Inc | Apparatus for measuring temperature |
US1913395A (en) | 1929-11-14 | 1933-06-13 | Lewis C Karrick | Underground gasification of carbonaceous material-bearing substances |
US1998123A (en) * | 1932-08-25 | 1935-04-16 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Process and apparatus for the distillation and conversion of hydrocarbons |
US2013838A (en) * | 1932-12-27 | 1935-09-10 | Rowland O Pickin | Roller core drilling bit |
US2244255A (en) | 1939-01-18 | 1941-06-03 | Electrical Treating Company | Well clearing system |
US2244256A (en) | 1939-12-16 | 1941-06-03 | Electrical Treating Company | Apparatus for clearing wells |
US2249926A (en) * | 1940-05-13 | 1941-07-22 | John A Zublin | Nontracking roller bit |
US2319702A (en) | 1941-04-04 | 1943-05-18 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Method and apparatus for producing oil wells |
US2370507A (en) * | 1941-08-22 | 1945-02-27 | Texas Co | Production of gasoline hydrocarbons |
US2365591A (en) | 1942-08-15 | 1944-12-19 | Ranney Leo | Method for producing oil from viscous deposits |
US2423674A (en) | 1942-08-24 | 1947-07-08 | Johnson & Co A | Process of catalytic cracking of petroleum hydrocarbons |
US2381256A (en) * | 1942-10-06 | 1945-08-07 | Texas Co | Process for treating hydrocarbon fractions |
US2390770A (en) | 1942-10-10 | 1945-12-11 | Sun Oil Co | Method of producing petroleum |
US2484063A (en) | 1944-08-19 | 1949-10-11 | Thermactor Corp | Electric heater for subsurface materials |
US2472445A (en) * | 1945-02-02 | 1949-06-07 | Thermactor Company | Apparatus for treating oil and gas bearing strata |
US2481051A (en) | 1945-12-15 | 1949-09-06 | Texaco Development Corp | Process and apparatus for the recovery of volatilizable constituents from underground carbonaceous formations |
US2444755A (en) * | 1946-01-04 | 1948-07-06 | Ralph M Steffen | Apparatus for oil sand heating |
US2634961A (en) * | 1946-01-07 | 1953-04-14 | Svensk Skifferolje Aktiebolage | Method of electrothermal production of shale oil |
US2466945A (en) | 1946-02-21 | 1949-04-12 | In Situ Gases Inc | Generation of synthesis gas |
US2497868A (en) | 1946-10-10 | 1950-02-21 | Dalin David | Underground exploitation of fuel deposits |
US2939689A (en) | 1947-06-24 | 1960-06-07 | Svenska Skifferolje Ab | Electrical heater for treating oilshale and the like |
US2786660A (en) * | 1948-01-05 | 1957-03-26 | Phillips Petroleum Co | Apparatus for gasifying coal |
US2548360A (en) | 1948-03-29 | 1951-04-10 | Stanley A Germain | Electric oil well heater |
US2685930A (en) | 1948-08-12 | 1954-08-10 | Union Oil Co | Oil well production process |
US2630307A (en) * | 1948-12-09 | 1953-03-03 | Carbonic Products Inc | Method of recovering oil from oil shale |
US2595979A (en) | 1949-01-25 | 1952-05-06 | Texas Co | Underground liquefaction of coal |
US2642943A (en) | 1949-05-20 | 1953-06-23 | Sinclair Oil & Gas Co | Oil recovery process |
US2593477A (en) | 1949-06-10 | 1952-04-22 | Us Interior | Process of underground gasification of coal |
GB674082A (en) | 1949-06-15 | 1952-06-18 | Nat Res Dev | Improvements in or relating to the underground gasification of coal |
GB676543A (en) | 1949-11-14 | 1952-07-30 | Telegraph Constr & Maintenance | Improvements in the moulding and jointing of thermoplastic materials for example in the jointing of electric cables |
US2670802A (en) * | 1949-12-16 | 1954-03-02 | Thermactor Company | Reviving or increasing the production of clogged or congested oil wells |
US2623596A (en) | 1950-05-16 | 1952-12-30 | Atlantic Refining Co | Method for producing oil by means of carbon dioxide |
GB687088A (en) * | 1950-11-14 | 1953-02-04 | Glover & Co Ltd W T | Improvements in the manufacture of insulated electric conductors |
US2714930A (en) * | 1950-12-08 | 1955-08-09 | Union Oil Co | Apparatus for preventing paraffin deposition |
US2695163A (en) | 1950-12-09 | 1954-11-23 | Stanolind Oil & Gas Co | Method for gasification of subterranean carbonaceous deposits |
US2647306A (en) * | 1951-04-14 | 1953-08-04 | John C Hockery | Can opener |
US2630306A (en) * | 1952-01-03 | 1953-03-03 | Socony Vacuum Oil Co Inc | Subterranean retorting of shales |
US2757739A (en) | 1952-01-07 | 1956-08-07 | Parelex Corp | Heating apparatus |
US2780450A (en) | 1952-03-07 | 1957-02-05 | Svenska Skifferolje Ab | Method of recovering oil and gases from non-consolidated bituminous geological formations by a heating treatment in situ |
US2777679A (en) | 1952-03-07 | 1957-01-15 | Svenska Skifferolje Ab | Recovering sub-surface bituminous deposits by creating a frozen barrier and heating in situ |
US2789805A (en) | 1952-05-27 | 1957-04-23 | Svenska Skifferolje Ab | Device for recovering fuel from subterraneous fuel-carrying deposits by heating in their natural location using a chain heat transfer member |
US2761663A (en) | 1952-09-05 | 1956-09-04 | Louis F Gerdetz | Process of underground gasification of coal |
US2780449A (en) | 1952-12-26 | 1957-02-05 | Sinclair Oil & Gas Co | Thermal process for in-situ decomposition of oil shale |
US2825408A (en) | 1953-03-09 | 1958-03-04 | Sinclair Oil & Gas Company | Oil recovery by subsurface thermal processing |
US2771954A (en) | 1953-04-29 | 1956-11-27 | Exxon Research Engineering Co | Treatment of petroleum production wells |
US2703621A (en) * | 1953-05-04 | 1955-03-08 | George W Ford | Oil well bottom hole flow increasing unit |
US2743906A (en) * | 1953-05-08 | 1956-05-01 | William E Coyle | Hydraulic underreamer |
US2803305A (en) * | 1953-05-14 | 1957-08-20 | Pan American Petroleum Corp | Oil recovery by underground combustion |
US2914309A (en) * | 1953-05-25 | 1959-11-24 | Svenska Skifferolje Ab | Oil and gas recovery from tar sands |
US2847306A (en) * | 1953-07-01 | 1958-08-12 | Exxon Research Engineering Co | Process for recovery of oil from shale |
US2902270A (en) | 1953-07-17 | 1959-09-01 | Svenska Skifferolje Ab | Method of and means in heating of subsurface fuel-containing deposits "in situ" |
US2890754A (en) * | 1953-10-30 | 1959-06-16 | Svenska Skifferolje Ab | Apparatus for recovering combustible substances from subterraneous deposits in situ |
US2882218A (en) * | 1953-12-09 | 1959-04-14 | Kellogg M W Co | Hydrocarbon conversion process |
US2890755A (en) * | 1953-12-19 | 1959-06-16 | Svenska Skifferolje Ab | Apparatus for recovering combustible substances from subterraneous deposits in situ |
US2841375A (en) * | 1954-03-03 | 1958-07-01 | Svenska Skifferolje Ab | Method for in-situ utilization of fuels by combustion |
US2794504A (en) | 1954-05-10 | 1957-06-04 | Union Oil Co | Well heater |
US2793696A (en) | 1954-07-22 | 1957-05-28 | Pan American Petroleum Corp | Oil recovery by underground combustion |
US2781851A (en) * | 1954-10-11 | 1957-02-19 | Shell Dev | Well tubing heater system |
US2923535A (en) * | 1955-02-11 | 1960-02-02 | Svenska Skifferolje Ab | Situ recovery from carbonaceous deposits |
US2799341A (en) | 1955-03-04 | 1957-07-16 | Union Oil Co | Selective plugging in oil wells |
US2801089A (en) | 1955-03-14 | 1957-07-30 | California Research Corp | Underground shale retorting process |
US2862558A (en) | 1955-12-28 | 1958-12-02 | Phillips Petroleum Co | Recovering oils from formations |
US2819761A (en) | 1956-01-19 | 1958-01-14 | Continental Oil Co | Process of removing viscous oil from a well bore |
US2857002A (en) * | 1956-03-19 | 1958-10-21 | Texas Co | Recovery of viscous crude oil |
US2906340A (en) | 1956-04-05 | 1959-09-29 | Texaco Inc | Method of treating a petroleum producing formation |
US2991046A (en) | 1956-04-16 | 1961-07-04 | Parsons Lional Ashley | Combined winch and bollard device |
US2889882A (en) | 1956-06-06 | 1959-06-09 | Phillips Petroleum Co | Oil recovery by in situ combustion |
US3120264A (en) | 1956-07-09 | 1964-02-04 | Texaco Development Corp | Recovery of oil by in situ combustion |
US3016053A (en) | 1956-08-02 | 1962-01-09 | George J Medovick | Underwater breathing apparatus |
US2997105A (en) | 1956-10-08 | 1961-08-22 | Pan American Petroleum Corp | Burner apparatus |
US2932352A (en) * | 1956-10-25 | 1960-04-12 | Union Oil Co | Liquid filled well heater |
US2804149A (en) | 1956-12-12 | 1957-08-27 | John R Donaldson | Oil well heater and reviver |
US2952449A (en) | 1957-02-01 | 1960-09-13 | Fmc Corp | Method of forming underground communication between boreholes |
US3127936A (en) | 1957-07-26 | 1964-04-07 | Svenska Skifferolje Ab | Method of in situ heating of subsurface preferably fuel containing deposits |
US2942223A (en) | 1957-08-09 | 1960-06-21 | Gen Electric | Electrical resistance heater |
US2906337A (en) | 1957-08-16 | 1959-09-29 | Pure Oil Co | Method of recovering bitumen |
US3007521A (en) * | 1957-10-28 | 1961-11-07 | Phillips Petroleum Co | Recovery of oil by in situ combustion |
US3010516A (en) | 1957-11-18 | 1961-11-28 | Phillips Petroleum Co | Burner and process for in situ combustion |
US2954826A (en) | 1957-12-02 | 1960-10-04 | William E Sievers | Heated well production string |
US2994376A (en) * | 1957-12-27 | 1961-08-01 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
US3061009A (en) | 1958-01-17 | 1962-10-30 | Svenska Skifferolje Ab | Method of recovery from fossil fuel bearing strata |
US3062282A (en) | 1958-01-24 | 1962-11-06 | Phillips Petroleum Co | Initiation of in situ combustion in a carbonaceous stratum |
US3051235A (en) | 1958-02-24 | 1962-08-28 | Jersey Prod Res Co | Recovery of petroleum crude oil, by in situ combustion and in situ hydrogenation |
US3004603A (en) | 1958-03-07 | 1961-10-17 | Phillips Petroleum Co | Heater |
US3032102A (en) | 1958-03-17 | 1962-05-01 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion method |
US3004596A (en) | 1958-03-28 | 1961-10-17 | Phillips Petroleum Co | Process for recovery of hydrocarbons by in situ combustion |
US3004601A (en) | 1958-05-09 | 1961-10-17 | Albert G Bodine | Method and apparatus for augmenting oil recovery from wells by refrigeration |
US3048221A (en) | 1958-05-12 | 1962-08-07 | Phillips Petroleum Co | Hydrocarbon recovery by thermal drive |
US3026940A (en) | 1958-05-19 | 1962-03-27 | Electronic Oil Well Heater Inc | Oil well temperature indicator and control |
US3010513A (en) * | 1958-06-12 | 1961-11-28 | Phillips Petroleum Co | Initiation of in situ combustion in carbonaceous stratum |
US2958519A (en) * | 1958-06-23 | 1960-11-01 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
US3044545A (en) | 1958-10-02 | 1962-07-17 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
US3050123A (en) | 1958-10-07 | 1962-08-21 | Cities Service Res & Dev Co | Gas fired oil-well burner |
US2974937A (en) | 1958-11-03 | 1961-03-14 | Jersey Prod Res Co | Petroleum recovery from carbonaceous formations |
US2998457A (en) | 1958-11-19 | 1961-08-29 | Ashland Oil Inc | Production of phenols |
US2970826A (en) * | 1958-11-21 | 1961-02-07 | Texaco Inc | Recovery of oil from oil shale |
US3097690A (en) | 1958-12-24 | 1963-07-16 | Gulf Research Development Co | Process for heating a subsurface formation |
US3036632A (en) | 1958-12-24 | 1962-05-29 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovery of hydrocarbon materials from earth formations by application of heat |
US2969226A (en) | 1959-01-19 | 1961-01-24 | Pyrochem Corp | Pendant parting petro pyrolysis process |
US3017168A (en) | 1959-01-26 | 1962-01-16 | Phillips Petroleum Co | In situ retorting of oil shale |
US3175148A (en) * | 1959-01-30 | 1965-03-23 | Mc Graw Edison Co | Stationary induction apparatus unit |
US3110345A (en) * | 1959-02-26 | 1963-11-12 | Gulf Research Development Co | Low temperature reverse combustion process |
US3113619A (en) | 1959-03-30 | 1963-12-10 | Phillips Petroleum Co | Line drive counterflow in situ combustion process |
US3113620A (en) | 1959-07-06 | 1963-12-10 | Exxon Research Engineering Co | Process for producing viscous oil |
US3113623A (en) | 1959-07-20 | 1963-12-10 | Union Oil Co | Apparatus for underground retorting |
US3181613A (en) | 1959-07-20 | 1965-05-04 | Union Oil Co | Method and apparatus for subterranean heating |
US3132692A (en) | 1959-07-27 | 1964-05-12 | Phillips Petroleum Co | Use of formation heat from in situ combustion |
US3116792A (en) | 1959-07-27 | 1964-01-07 | Phillips Petroleum Co | In situ combustion process |
US3150715A (en) | 1959-09-30 | 1964-09-29 | Shell Oil Co | Oil recovery by in situ combustion with water injection |
US3095031A (en) | 1959-12-09 | 1963-06-25 | Eurenius Malte Oscar | Burners for use in bore holes in the ground |
US3004911A (en) * | 1959-12-11 | 1961-10-17 | Phillips Petroleum Co | Catalytic cracking process and two unit system |
US3131763A (en) * | 1959-12-30 | 1964-05-05 | Texaco Inc | Electrical borehole heater |
US3163745A (en) | 1960-02-29 | 1964-12-29 | Socony Mobil Oil Co Inc | Heating of an earth formation penetrated by a well borehole |
US3127935A (en) * | 1960-04-08 | 1964-04-07 | Marathon Oil Co | In situ combustion for oil recovery in tar sands, oil shales and conventional petroleum reservoirs |
US3137347A (en) | 1960-05-09 | 1964-06-16 | Phillips Petroleum Co | In situ electrolinking of oil shale |
US3139928A (en) | 1960-05-24 | 1964-07-07 | Shell Oil Co | Thermal process for in situ decomposition of oil shale |
US3058730A (en) | 1960-06-03 | 1962-10-16 | Fmc Corp | Method of forming underground communication between boreholes |
US3106244A (en) | 1960-06-20 | 1963-10-08 | Phillips Petroleum Co | Process for producing oil shale in situ by electrocarbonization |
US3142336A (en) | 1960-07-18 | 1964-07-28 | Shell Oil Co | Method and apparatus for injecting steam into subsurface formations |
US3105545A (en) * | 1960-11-21 | 1963-10-01 | Shell Oil Co | Method of heating underground formations |
US3164207A (en) | 1961-01-17 | 1965-01-05 | Wayne H Thessen | Method for recovering oil |
US3138203A (en) | 1961-03-06 | 1964-06-23 | Jersey Prod Res Co | Method of underground burning |
US3191679A (en) * | 1961-04-13 | 1965-06-29 | Wendell S Miller | Melting process for recovering bitumens from the earth |
US3207220A (en) | 1961-06-26 | 1965-09-21 | Chester I Williams | Electric well heater |
US3114417A (en) * | 1961-08-14 | 1963-12-17 | Ernest T Saftig | Electric oil well heater apparatus |
US3246695A (en) | 1961-08-21 | 1966-04-19 | Charles L Robinson | Method for heating minerals in situ with radioactive materials |
US3057404A (en) | 1961-09-29 | 1962-10-09 | Socony Mobil Oil Co Inc | Method and system for producing oil tenaciously held in porous formations |
US3183675A (en) * | 1961-11-02 | 1965-05-18 | Conch Int Methane Ltd | Method of freezing an earth formation |
US3170842A (en) | 1961-11-06 | 1965-02-23 | Phillips Petroleum Co | Subcritical borehole nuclear reactor and process |
US3254291A (en) * | 1962-01-15 | 1966-05-31 | Bendix Corp | Multiple independently variable d.c. power supply |
US3209825A (en) | 1962-02-14 | 1965-10-05 | Continental Oil Co | Low temperature in-situ combustion |
US3205946A (en) * | 1962-03-12 | 1965-09-14 | Shell Oil Co | Consolidation by silica coalescence |
US3141924A (en) * | 1962-03-16 | 1964-07-21 | Amp Inc | Coaxial cable shield braid terminators |
US3165154A (en) | 1962-03-23 | 1965-01-12 | Phillips Petroleum Co | Oil recovery by in situ combustion |
US3149670A (en) | 1962-03-27 | 1964-09-22 | Smclair Res Inc | In-situ heating process |
US3214890A (en) | 1962-04-19 | 1965-11-02 | Marathon Oil Co | Method of separation of hydrocarbons by a single absorption oil |
US3149672A (en) | 1962-05-04 | 1964-09-22 | Jersey Prod Res Co | Method and apparatus for electrical heating of oil-bearing formations |
US3208531A (en) * | 1962-08-21 | 1965-09-28 | Otis Eng Co | Inserting tool for locating and anchoring a device in tubing |
US3182721A (en) | 1962-11-02 | 1965-05-11 | Sun Oil Co | Method of petroleum production by forward in situ combustion |
US3288648A (en) | 1963-02-04 | 1966-11-29 | Pan American Petroleum Corp | Process for producing electrical energy from geological liquid hydrocarbon formation |
US3205942A (en) | 1963-02-07 | 1965-09-14 | Socony Mobil Oil Co Inc | Method for recovery of hydrocarbons by in situ heating of oil shale |
US3258069A (en) | 1963-02-07 | 1966-06-28 | Shell Oil Co | Method for producing a source of energy from an overpressured formation |
US3254295A (en) * | 1963-02-18 | 1966-05-31 | Westinghouse Electric Corp | Buck boost transformer voltage controller with tap changing transformer system |
US3221505A (en) | 1963-02-20 | 1965-12-07 | Gulf Research Development Co | Grouting method |
US3221811A (en) | 1963-03-11 | 1965-12-07 | Shell Oil Co | Mobile in-situ heating of formations |
US3250327A (en) | 1963-04-02 | 1966-05-10 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovering nonflowing hydrocarbons |
US3241611A (en) * | 1963-04-10 | 1966-03-22 | Equity Oil Company | Recovery of petroleum products from oil shale |
GB959945A (en) | 1963-04-18 | 1964-06-03 | Conch Int Methane Ltd | Constructing a frozen wall within the ground |
US3237689A (en) | 1963-04-29 | 1966-03-01 | Clarence I Justheim | Distillation of underground deposits of solid carbonaceous materials in situ |
US3205944A (en) | 1963-06-14 | 1965-09-14 | Socony Mobil Oil Co Inc | Recovery of hydrocarbons from a subterranean reservoir by heating |
US3233668A (en) | 1963-11-15 | 1966-02-08 | Exxon Production Research Co | Recovery of shale oil |
US3285335A (en) | 1963-12-11 | 1966-11-15 | Exxon Research Engineering Co | In situ pyrolysis of oil shale formations |
US3273640A (en) | 1963-12-13 | 1966-09-20 | Pyrochem Corp | Pressure pulsing perpendicular permeability process for winning stabilized primary volatiles from oil shale in situ |
US3272261A (en) | 1963-12-13 | 1966-09-13 | Gulf Research Development Co | Process for recovery of oil |
US3303883A (en) | 1964-01-06 | 1967-02-14 | Mobil Oil Corp | Thermal notching technique |
US3275076A (en) | 1964-01-13 | 1966-09-27 | Mobil Oil Corp | Recovery of asphaltic-type petroleum from a subterranean reservoir |
US3342258A (en) | 1964-03-06 | 1967-09-19 | Shell Oil Co | Underground oil recovery from solid oil-bearing deposits |
US3294167A (en) | 1964-04-13 | 1966-12-27 | Shell Oil Co | Thermal oil recovery |
US3239749A (en) * | 1964-07-06 | 1966-03-08 | Gen Electric | Transformer system |
US3284281A (en) | 1964-08-31 | 1966-11-08 | Phillips Petroleum Co | Production of oil from oil shale through fractures |
US3302707A (en) | 1964-09-30 | 1967-02-07 | Mobil Oil Corp | Method for improving fluid recoveries from earthen formations |
US3310109A (en) | 1964-11-06 | 1967-03-21 | Phillips Petroleum Co | Process and apparatus for combination upgrading of oil in situ and refining thereof |
US3380913A (en) | 1964-12-28 | 1968-04-30 | Phillips Petroleum Co | Refining of effluent from in situ combustion operation |
US3332480A (en) | 1965-03-04 | 1967-07-25 | Pan American Petroleum Corp | Recovery of hydrocarbons by thermal methods |
US3338306A (en) | 1965-03-09 | 1967-08-29 | Mobil Oil Corp | Recovery of heavy oil from oil sands |
US3358756A (en) | 1965-03-12 | 1967-12-19 | Shell Oil Co | Method for in situ recovery of solid or semi-solid petroleum deposits |
US3262741A (en) | 1965-04-01 | 1966-07-26 | Pittsburgh Plate Glass Co | Solution mining of potassium chloride |
US3299202A (en) | 1965-04-02 | 1967-01-17 | Okonite Co | Oil well cable |
DE1242535B (de) | 1965-04-13 | 1967-06-22 | Deutsche Erdoel Ag | Verfahren zur Restausfoerderung von Erdoellagerstaetten |
US3316344A (en) | 1965-04-26 | 1967-04-25 | Central Electr Generat Board | Prevention of icing of electrical conductors |
US3342267A (en) | 1965-04-29 | 1967-09-19 | Gerald S Cotter | Turbo-generator heater for oil and gas wells and pipe lines |
US3278234A (en) | 1965-05-17 | 1966-10-11 | Pittsburgh Plate Glass Co | Solution mining of potassium chloride |
US3352355A (en) | 1965-06-23 | 1967-11-14 | Dow Chemical Co | Method of recovery of hydrocarbons from solid hydrocarbonaceous formations |
US3346044A (en) | 1965-09-08 | 1967-10-10 | Mobil Oil Corp | Method and structure for retorting oil shale in situ by cycling fluid flows |
US3349845A (en) | 1965-10-22 | 1967-10-31 | Sinclair Oil & Gas Company | Method of establishing communication between wells |
US3379248A (en) | 1965-12-10 | 1968-04-23 | Mobil Oil Corp | In situ combustion process utilizing waste heat |
US3386508A (en) | 1966-02-21 | 1968-06-04 | Exxon Production Research Co | Process and system for the recovery of viscous oil |
US3362751A (en) | 1966-02-28 | 1968-01-09 | Tinlin William | Method and system for recovering shale oil and gas |
US3595082A (en) | 1966-03-04 | 1971-07-27 | Gulf Oil Corp | Temperature measuring apparatus |
US3410977A (en) | 1966-03-28 | 1968-11-12 | Ando Masao | Method of and apparatus for heating the surface part of various construction materials |
DE1615192B1 (de) | 1966-04-01 | 1970-08-20 | Chisso Corp | Induktiv beheiztes Heizrohr |
US3513913A (en) | 1966-04-19 | 1970-05-26 | Shell Oil Co | Oil recovery from oil shales by transverse combustion |
US3372754A (en) | 1966-05-31 | 1968-03-12 | Mobil Oil Corp | Well assembly for heating a subterranean formation |
US3399623A (en) | 1966-07-14 | 1968-09-03 | James R. Creed | Apparatus for and method of producing viscid oil |
US3412011A (en) | 1966-09-02 | 1968-11-19 | Phillips Petroleum Co | Catalytic cracking and in situ combustion process for producing hydrocarbons |
NL153755C (nl) | 1966-10-20 | 1977-11-15 | Stichting Reactor Centrum | Werkwijze voor het vervaardigen van een elektrisch verwarmingselement, alsmede verwarmingselement vervaardigd met toepassing van deze werkwijze. |
US3465819A (en) | 1967-02-13 | 1969-09-09 | American Oil Shale Corp | Use of nuclear detonations in producing hydrocarbons from an underground formation |
US3389975A (en) | 1967-03-10 | 1968-06-25 | Sinclair Research Inc | Process for the recovery of aluminum values from retorted shale and conversion of sodium aluminate to sodium aluminum carbonate hydroxide |
NL6803827A (ru) | 1967-03-22 | 1968-09-23 | ||
US3438439A (en) | 1967-05-29 | 1969-04-15 | Pan American Petroleum Corp | Method for plugging formations by production of sulfur therein |
US3454866A (en) * | 1967-06-20 | 1969-07-08 | Westinghouse Electric Corp | Regulating transformer arrangement with tap changing means |
US3528501A (en) | 1967-08-04 | 1970-09-15 | Phillips Petroleum Co | Recovery of oil from oil shale |
US3480082A (en) | 1967-09-25 | 1969-11-25 | Continental Oil Co | In situ retorting of oil shale using co2 as heat carrier |
US3434541A (en) | 1967-10-11 | 1969-03-25 | Mobil Oil Corp | In situ combustion process |
US3456721A (en) * | 1967-12-19 | 1969-07-22 | Phillips Petroleum Co | Downhole-burner apparatus |
US3485300A (en) | 1967-12-20 | 1969-12-23 | Phillips Petroleum Co | Method and apparatus for defoaming crude oil down hole |
US3477058A (en) | 1968-02-01 | 1969-11-04 | Gen Electric | Magnesia insulated heating elements and methods of production |
US3580987A (en) | 1968-03-26 | 1971-05-25 | Pirelli | Electric cable |
US3487753A (en) | 1968-04-10 | 1970-01-06 | Dresser Ind | Well swab cup |
US3455383A (en) | 1968-04-24 | 1969-07-15 | Shell Oil Co | Method of producing fluidized material from a subterranean formation |
US3578080A (en) | 1968-06-10 | 1971-05-11 | Shell Oil Co | Method of producing shale oil from an oil shale formation |
US3513380A (en) * | 1968-06-19 | 1970-05-19 | Westinghouse Electric Corp | Load tap changing transformer arrangement with constant impedance |
US3529682A (en) | 1968-10-03 | 1970-09-22 | Bell Telephone Labor Inc | Location detection and guidance systems for burrowing device |
US3537528A (en) | 1968-10-14 | 1970-11-03 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from an exfoliated oil shale formation |
US3593789A (en) | 1968-10-18 | 1971-07-20 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from an oil shale formation |
US3502372A (en) | 1968-10-23 | 1970-03-24 | Shell Oil Co | Process of recovering oil and dawsonite from oil shale |
US3565171A (en) | 1968-10-23 | 1971-02-23 | Shell Oil Co | Method for producing shale oil from a subterranean oil shale formation |
US3554285A (en) | 1968-10-24 | 1971-01-12 | Phillips Petroleum Co | Production and upgrading of heavy viscous oils |
US3629551A (en) | 1968-10-29 | 1971-12-21 | Chisso Corp | Controlling heat generation locally in a heat-generating pipe utilizing skin-effect current |
US3501201A (en) | 1968-10-30 | 1970-03-17 | Shell Oil Co | Method of producing shale oil from a subterranean oil shale formation |
US3617471A (en) | 1968-12-26 | 1971-11-02 | Texaco Inc | Hydrotorting of shale to produce shale oil |
US3562401A (en) | 1969-03-03 | 1971-02-09 | Union Carbide Corp | Low temperature electric transmission systems |
US3614986A (en) | 1969-03-03 | 1971-10-26 | Electrothermic Co | Method for injecting heated fluids into mineral bearing formations |
US3542131A (en) | 1969-04-01 | 1970-11-24 | Mobil Oil Corp | Method of recovering hydrocarbons from oil shale |
US3547192A (en) | 1969-04-04 | 1970-12-15 | Shell Oil Co | Method of metal coating and electrically heating a subterranean earth formation |
US3618663A (en) | 1969-05-01 | 1971-11-09 | Phillips Petroleum Co | Shale oil production |
US3605890A (en) | 1969-06-04 | 1971-09-20 | Chevron Res | Hydrogen production from a kerogen-depleted shale formation |
US3526095A (en) | 1969-07-24 | 1970-09-01 | Ralph E Peck | Liquid gas storage system |
DE1939402B2 (de) | 1969-08-02 | 1970-12-03 | Felten & Guilleaume Kabelwerk | Verfahren und Vorrichtung zum Wellen von Rohrwandungen |
US3599714A (en) | 1969-09-08 | 1971-08-17 | Roger L Messman | Method of recovering hydrocarbons by in situ combustion |
US3614387A (en) | 1969-09-22 | 1971-10-19 | Watlow Electric Mfg Co | Electrical heater with an internal thermocouple |
US3547193A (en) | 1969-10-08 | 1970-12-15 | Electrothermic Co | Method and apparatus for recovery of minerals from sub-surface formations using electricity |
US3702886A (en) | 1969-10-10 | 1972-11-14 | Mobil Oil Corp | Crystalline zeolite zsm-5 and method of preparing the same |
US3679264A (en) | 1969-10-22 | 1972-07-25 | Allen T Van Huisen | Geothermal in situ mining and retorting system |
US3661423A (en) | 1970-02-12 | 1972-05-09 | Occidental Petroleum Corp | In situ process for recovery of carbonaceous materials from subterranean deposits |
US3798349A (en) | 1970-02-19 | 1974-03-19 | G Gillemot | Molded plastic splice casing with combination cable anchorage and cable shielding grounding facility |
US3943160A (en) | 1970-03-09 | 1976-03-09 | Shell Oil Company | Heat-stable calcium-compatible waterflood surfactant |
US3858397A (en) | 1970-03-19 | 1975-01-07 | Int Salt Co | Carrying out heat-promotable chemical reactions in sodium chloride formation cavern |
US3676078A (en) | 1970-03-19 | 1972-07-11 | Int Salt Co | Salt solution mining and geothermal heat utilization system |
US3685148A (en) | 1970-03-20 | 1972-08-22 | Jack Garfinkel | Method for making a wire splice |
US3709979A (en) | 1970-04-23 | 1973-01-09 | Mobil Oil Corp | Crystalline zeolite zsm-11 |
US3657520A (en) | 1970-08-20 | 1972-04-18 | Michel A Ragault | Heating cable with cold outlets |
US3759574A (en) | 1970-09-24 | 1973-09-18 | Shell Oil Co | Method of producing hydrocarbons from an oil shale formation |
US3661424A (en) | 1970-10-20 | 1972-05-09 | Int Salt Co | Geothermal energy recovery from deep caverns in salt deposits by means of air flow |
US4305463A (en) | 1979-10-31 | 1981-12-15 | Oil Trieval Corporation | Oil recovery method and apparatus |
US3679812A (en) | 1970-11-13 | 1972-07-25 | Schlumberger Technology Corp | Electrical suspension cable for well tools |
US3765477A (en) | 1970-12-21 | 1973-10-16 | Huisen A Van | Geothermal-nuclear energy release and recovery system |
US3680633A (en) | 1970-12-28 | 1972-08-01 | Sun Oil Co Delaware | Situ combustion initiation process |
US3675715A (en) | 1970-12-30 | 1972-07-11 | Forrester A Clark | Processes for secondarily recovering oil |
US3770614A (en) | 1971-01-15 | 1973-11-06 | Mobil Oil Corp | Split feed reforming and n-paraffin elimination from low boiling reformate |
US3832449A (en) | 1971-03-18 | 1974-08-27 | Mobil Oil Corp | Crystalline zeolite zsm{14 12 |
US3748251A (en) | 1971-04-20 | 1973-07-24 | Mobil Oil Corp | Dual riser fluid catalytic cracking with zsm-5 zeolite |
US3700280A (en) | 1971-04-28 | 1972-10-24 | Shell Oil Co | Method of producing oil from an oil shale formation containing nahcolite and dawsonite |
US3770398A (en) | 1971-09-17 | 1973-11-06 | Cities Service Oil Co | In situ coal gasification process |
US3743854A (en) * | 1971-09-29 | 1973-07-03 | Gen Electric | System and apparatus for dual transmission of petrochemical fluids and unidirectional electric current |
US3812913A (en) | 1971-10-18 | 1974-05-28 | Sun Oil Co | Method of formation consolidation |
US3893918A (en) | 1971-11-22 | 1975-07-08 | Engineering Specialties Inc | Method for separating material leaving a well |
US3844352A (en) | 1971-12-17 | 1974-10-29 | Brown Oil Tools | Method for modifying a well to provide gas lift production |
US3766982A (en) | 1971-12-27 | 1973-10-23 | Justheim Petrol Co | Method for the in-situ treatment of hydrocarbonaceous materials |
US3759328A (en) | 1972-05-11 | 1973-09-18 | Shell Oil Co | Laterally expanding oil shale permeabilization |
US3794116A (en) | 1972-05-30 | 1974-02-26 | Atomic Energy Commission | Situ coal bed gasification |
US3757860A (en) | 1972-08-07 | 1973-09-11 | Atlantic Richfield Co | Well heating |
US3779602A (en) | 1972-08-07 | 1973-12-18 | Shell Oil Co | Process for solution mining nahcolite |
US3761599A (en) | 1972-09-05 | 1973-09-25 | Gen Electric | Means for reducing eddy current heating of a tank in electric apparatus |
US3809159A (en) | 1972-10-02 | 1974-05-07 | Continental Oil Co | Process for simultaneously increasing recovery and upgrading oil in a reservoir |
US3804172A (en) | 1972-10-11 | 1974-04-16 | Shell Oil Co | Method for the recovery of oil from oil shale |
US3794113A (en) | 1972-11-13 | 1974-02-26 | Mobil Oil Corp | Combination in situ combustion displacement and steam stimulation of producing wells |
US3804169A (en) | 1973-02-07 | 1974-04-16 | Shell Oil Co | Spreading-fluid recovery of subterranean oil |
US3895180A (en) | 1973-04-03 | 1975-07-15 | Walter A Plummer | Grease filled cable splice assembly |
US3896260A (en) | 1973-04-03 | 1975-07-22 | Walter A Plummer | Powder filled cable splice assembly |
US3947683A (en) | 1973-06-05 | 1976-03-30 | Texaco Inc. | Combination of epithermal and inelastic neutron scattering methods to locate coal and oil shale zones |
US3859503A (en) | 1973-06-12 | 1975-01-07 | Richard D Palone | Electric heated sucker rod |
US4076761A (en) | 1973-08-09 | 1978-02-28 | Mobil Oil Corporation | Process for the manufacture of gasoline |
US4016245A (en) | 1973-09-04 | 1977-04-05 | Mobil Oil Corporation | Crystalline zeolite and method of preparing same |
US3881551A (en) | 1973-10-12 | 1975-05-06 | Ruel C Terry | Method of extracting immobile hydrocarbons |
US3907045A (en) | 1973-11-30 | 1975-09-23 | Continental Oil Co | Guidance system for a horizontal drilling apparatus |
US3853185A (en) | 1973-11-30 | 1974-12-10 | Continental Oil Co | Guidance system for a horizontal drilling apparatus |
US3882941A (en) | 1973-12-17 | 1975-05-13 | Cities Service Res & Dev Co | In situ production of bitumen from oil shale |
US3946812A (en) | 1974-01-02 | 1976-03-30 | Exxon Production Research Company | Use of materials as waterflood additives |
US3893961A (en) | 1974-01-07 | 1975-07-08 | Basil Vivian Edwin Walton | Telephone cable splice closure filling composition |
US4199025A (en) | 1974-04-19 | 1980-04-22 | Electroflood Company | Method and apparatus for tertiary recovery of oil |
US4037655A (en) | 1974-04-19 | 1977-07-26 | Electroflood Company | Method for secondary recovery of oil |
US3922148A (en) | 1974-05-16 | 1975-11-25 | Texaco Development Corp | Production of methane-rich gas |
ZA753184B (en) | 1974-05-31 | 1976-04-28 | Standard Oil Co | Process for recovering upgraded hydrocarbon products |
US3948755A (en) | 1974-05-31 | 1976-04-06 | Standard Oil Company | Process for recovering and upgrading hydrocarbons from oil shale and tar sands |
US3894769A (en) | 1974-06-06 | 1975-07-15 | Shell Oil Co | Recovering oil from a subterranean carbonaceous formation |
US3892270A (en) | 1974-06-06 | 1975-07-01 | Chevron Res | Production of hydrocarbons from underground formations |
US3948758A (en) | 1974-06-17 | 1976-04-06 | Mobil Oil Corporation | Production of alkyl aromatic hydrocarbons |
US4006778A (en) | 1974-06-21 | 1977-02-08 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Thermal recovery of hydrocarbon from tar sands |
US4026357A (en) | 1974-06-26 | 1977-05-31 | Texaco Exploration Canada Ltd. | In situ gasification of solid hydrocarbon materials in a subterranean formation |
US3935911A (en) | 1974-06-28 | 1976-02-03 | Dresser Industries, Inc. | Earth boring bit with means for conducting heat from the bit's bearings |
US4005752A (en) | 1974-07-26 | 1977-02-01 | Occidental Petroleum Corporation | Method of igniting in situ oil shale retort with fuel rich flue gas |
US4014575A (en) | 1974-07-26 | 1977-03-29 | Occidental Petroleum Corporation | System for fuel and products of oil shale retort |
US4029360A (en) | 1974-07-26 | 1977-06-14 | Occidental Oil Shale, Inc. | Method of recovering oil and water from in situ oil shale retort flue gas |
US3941421A (en) | 1974-08-13 | 1976-03-02 | Occidental Petroleum Corporation | Apparatus for obtaining uniform gas flow through an in situ oil shale retort |
GB1454324A (en) | 1974-08-14 | 1976-11-03 | Iniex | Recovering combustible gases from underground deposits of coal or bituminous shale |
US3948319A (en) | 1974-10-16 | 1976-04-06 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for producing fluid by varying current flow through subterranean source formation |
AR205595A1 (es) | 1974-11-06 | 1976-05-14 | Haldor Topsoe As | Procedimiento para preparar gases rico en metano |
US3933447A (en) | 1974-11-08 | 1976-01-20 | The United States Of America As Represented By The United States Energy Research And Development Administration | Underground gasification of coal |
US4138442A (en) | 1974-12-05 | 1979-02-06 | Mobil Oil Corporation | Process for the manufacture of gasoline |
US3952802A (en) | 1974-12-11 | 1976-04-27 | In Situ Technology, Inc. | Method and apparatus for in situ gasification of coal and the commercial products derived therefrom |
US3982591A (en) | 1974-12-20 | 1976-09-28 | World Energy Systems | Downhole recovery system |
US3986556A (en) | 1975-01-06 | 1976-10-19 | Haynes Charles A | Hydrocarbon recovery from earth strata |
US4042026A (en) | 1975-02-08 | 1977-08-16 | Deutsche Texaco Aktiengesellschaft | Method for initiating an in-situ recovery process by the introduction of oxygen |
US4096163A (en) | 1975-04-08 | 1978-06-20 | Mobil Oil Corporation | Conversion of synthesis gas to hydrocarbon mixtures |
US3924680A (en) | 1975-04-23 | 1975-12-09 | In Situ Technology Inc | Method of pyrolysis of coal in situ |
US3973628A (en) | 1975-04-30 | 1976-08-10 | New Mexico Tech Research Foundation | In situ solution mining of coal |
US4016239A (en) | 1975-05-22 | 1977-04-05 | Union Oil Company Of California | Recarbonation of spent oil shale |
US3987851A (en) | 1975-06-02 | 1976-10-26 | Shell Oil Company | Serially burning and pyrolyzing to produce shale oil from a subterranean oil shale |
US3986557A (en) | 1975-06-06 | 1976-10-19 | Atlantic Richfield Company | Production of bitumen from tar sands |
CA1064890A (en) | 1975-06-10 | 1979-10-23 | Mae K. Rubin | Crystalline zeolite, synthesis and use thereof |
US3950029A (en) | 1975-06-12 | 1976-04-13 | Mobil Oil Corporation | In situ retorting of oil shale |
US3993132A (en) | 1975-06-18 | 1976-11-23 | Texaco Exploration Canada Ltd. | Thermal recovery of hydrocarbons from tar sands |
US4069868A (en) | 1975-07-14 | 1978-01-24 | In Situ Technology, Inc. | Methods of fluidized production of coal in situ |
US4199024A (en) | 1975-08-07 | 1980-04-22 | World Energy Systems | Multistage gas generator |
US3954140A (en) | 1975-08-13 | 1976-05-04 | Hendrick Robert P | Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction |
US3986349A (en) | 1975-09-15 | 1976-10-19 | Chevron Research Company | Method of power generation via coal gasification and liquid hydrocarbon synthesis |
US3994341A (en) | 1975-10-30 | 1976-11-30 | Chevron Research Company | Recovering viscous petroleum from thick tar sand |
US3994340A (en) | 1975-10-30 | 1976-11-30 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from tar sand |
US4037658A (en) | 1975-10-30 | 1977-07-26 | Chevron Research Company | Method of recovering viscous petroleum from an underground formation |
US4087130A (en) | 1975-11-03 | 1978-05-02 | Occidental Petroleum Corporation | Process for the gasification of coal in situ |
US4018279A (en) | 1975-11-12 | 1977-04-19 | Reynolds Merrill J | In situ coal combustion heat recovery method |
US4078608A (en) | 1975-11-26 | 1978-03-14 | Texaco Inc. | Thermal oil recovery method |
US4018280A (en) | 1975-12-10 | 1977-04-19 | Mobil Oil Corporation | Process for in situ retorting of oil shale |
US3992474A (en) | 1975-12-15 | 1976-11-16 | Uop Inc. | Motor fuel production with fluid catalytic cracking of high-boiling alkylate |
US4019575A (en) | 1975-12-22 | 1977-04-26 | Chevron Research Company | System for recovering viscous petroleum from thick tar sand |
US3999607A (en) | 1976-01-22 | 1976-12-28 | Exxon Research And Engineering Company | Recovery of hydrocarbons from coal |
US4031956A (en) | 1976-02-12 | 1977-06-28 | In Situ Technology, Inc. | Method of recovering energy from subsurface petroleum reservoirs |
US4008762A (en) | 1976-02-26 | 1977-02-22 | Fisher Sidney T | Extraction of hydrocarbons in situ from underground hydrocarbon deposits |
US4010800A (en) | 1976-03-08 | 1977-03-08 | In Situ Technology, Inc. | Producing thin seams of coal in situ |
US4048637A (en) | 1976-03-23 | 1977-09-13 | Westinghouse Electric Corporation | Radar system for detecting slowly moving targets |
DE2615874B2 (de) | 1976-04-10 | 1978-10-19 | Deutsche Texaco Ag, 2000 Hamburg | Anwendung eines Verfahrens zum Gewinnen von Erdöl und Bitumen aus unterirdischen Lagerstätten mittels einer Verbrennungfront bei Lagerstätten beliebigen Gehalts an intermediären Kohlenwasserstoffen im Rohöl bzw. Bitumen |
GB1544245A (en) | 1976-05-21 | 1979-04-19 | British Gas Corp | Production of substitute natural gas |
US4049053A (en) | 1976-06-10 | 1977-09-20 | Fisher Sidney T | Recovery of hydrocarbons from partially exhausted oil wells by mechanical wave heating |
US4487257A (en) | 1976-06-17 | 1984-12-11 | Raytheon Company | Apparatus and method for production of organic products from kerogen |
US4193451A (en) | 1976-06-17 | 1980-03-18 | The Badger Company, Inc. | Method for production of organic products from kerogen |
US4067390A (en) * | 1976-07-06 | 1978-01-10 | Technology Application Services Corporation | Apparatus and method for the recovery of fuel products from subterranean deposits of carbonaceous matter using a plasma arc |
US4057293A (en) | 1976-07-12 | 1977-11-08 | Garrett Donald E | Process for in situ conversion of coal or the like into oil and gas |
US4043393A (en) | 1976-07-29 | 1977-08-23 | Fisher Sidney T | Extraction from underground coal deposits |
US4091869A (en) | 1976-09-07 | 1978-05-30 | Exxon Production Research Company | In situ process for recovery of carbonaceous materials from subterranean deposits |
US4059308A (en) | 1976-11-15 | 1977-11-22 | Trw Inc. | Pressure swing recovery system for oil shale deposits |
US4065183A (en) | 1976-11-15 | 1977-12-27 | Trw Inc. | Recovery system for oil shale deposits |
US4083604A (en) | 1976-11-15 | 1978-04-11 | Trw Inc. | Thermomechanical fracture for recovery system in oil shale deposits |
US4140184A (en) | 1976-11-15 | 1979-02-20 | Bechtold Ira C | Method for producing hydrocarbons from igneous sources |
US4077471A (en) | 1976-12-01 | 1978-03-07 | Texaco Inc. | Surfactant oil recovery process usable in high temperature, high salinity formations |
US4064943A (en) | 1976-12-06 | 1977-12-27 | Shell Oil Co | Plugging permeable earth formation with wax |
US4089374A (en) | 1976-12-16 | 1978-05-16 | In Situ Technology, Inc. | Producing methane from coal in situ |
US4084637A (en) | 1976-12-16 | 1978-04-18 | Petro Canada Exploration Inc. | Method of producing viscous materials from subterranean formations |
US4379591A (en) * | 1976-12-21 | 1983-04-12 | Occidental Oil Shale, Inc. | Two-stage oil shale retorting process and disposal of spent oil shale |
US4093026A (en) | 1977-01-17 | 1978-06-06 | Occidental Oil Shale, Inc. | Removal of sulfur dioxide from process gas using treated oil shale and water |
US4102418A (en) | 1977-01-24 | 1978-07-25 | Bakerdrill Inc. | Borehole drilling apparatus |
US4277416A (en) | 1977-02-17 | 1981-07-07 | Aminoil, Usa, Inc. | Process for producing methanol |
US4085803A (en) | 1977-03-14 | 1978-04-25 | Exxon Production Research Company | Method for oil recovery using a horizontal well with indirect heating |
US4137720A (en) | 1977-03-17 | 1979-02-06 | Rex Robert W | Use of calcium halide-water as a heat extraction medium for energy recovery from hot rock systems |
US4151877A (en) | 1977-05-13 | 1979-05-01 | Occidental Oil Shale, Inc. | Determining the locus of a processing zone in a retort through channels |
US4099567A (en) | 1977-05-27 | 1978-07-11 | In Situ Technology, Inc. | Generating medium BTU gas from coal in situ |
US4169506A (en) | 1977-07-15 | 1979-10-02 | Standard Oil Company (Indiana) | In situ retorting of oil shale and energy recovery |
US4140180A (en) | 1977-08-29 | 1979-02-20 | Iit Research Institute | Method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
US4144935A (en) | 1977-08-29 | 1979-03-20 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
NL181941C (nl) | 1977-09-16 | 1987-12-01 | Ir Arnold Willem Josephus Grup | Werkwijze voor het ondergronds vergassen van steenkool of bruinkool. |
US4125159A (en) | 1977-10-17 | 1978-11-14 | Vann Roy Randell | Method and apparatus for isolating and treating subsurface stratas |
SU915451A1 (ru) | 1977-10-21 | 1988-08-23 | Vnii Ispolzovania | Способ подземной газификации топлива |
US4119349A (en) | 1977-10-25 | 1978-10-10 | Gulf Oil Corporation | Method and apparatus for recovery of fluids produced in in-situ retorting of oil shale |
US4114688A (en) | 1977-12-05 | 1978-09-19 | In Situ Technology Inc. | Minimizing environmental effects in production and use of coal |
US4156174A (en) * | 1977-12-30 | 1979-05-22 | Westinghouse Electric Corp. | Phase-angle regulator |
US4158467A (en) | 1977-12-30 | 1979-06-19 | Gulf Oil Corporation | Process for recovering shale oil |
US4196914A (en) | 1978-01-13 | 1980-04-08 | Dresser Industries, Inc. | Chuck for an earth boring machine |
US4148359A (en) | 1978-01-30 | 1979-04-10 | Shell Oil Company | Pressure-balanced oil recovery process for water productive oil shale |
US4354053A (en) | 1978-02-01 | 1982-10-12 | Gold Marvin H | Spliced high voltage cable |
DE2812490A1 (de) | 1978-03-22 | 1979-09-27 | Texaco Ag | Verfahren zur ermittlung der raeumlichen ausdehnung von untertaegigen reaktionen |
US4162707A (en) | 1978-04-20 | 1979-07-31 | Mobil Oil Corporation | Method of treating formation to remove ammonium ions |
US4160479A (en) | 1978-04-24 | 1979-07-10 | Richardson Reginald D | Heavy oil recovery process |
US4197911A (en) | 1978-05-09 | 1980-04-15 | Ramcor, Inc. | Process for in situ coal gasification |
US4273189A (en) * | 1978-06-12 | 1981-06-16 | Carpenter Neil L | Method and apparatus for recovering natural gas from geopressured salt water |
US4228853A (en) | 1978-06-21 | 1980-10-21 | Harvey A Herbert | Petroleum production method |
US4186801A (en) | 1978-12-18 | 1980-02-05 | Gulf Research And Development Company | In situ combustion process for the recovery of liquid carbonaceous fuels from subterranean formations |
US4185692A (en) | 1978-07-14 | 1980-01-29 | In Situ Technology, Inc. | Underground linkage of wells for production of coal in situ |
US4184548A (en) | 1978-07-17 | 1980-01-22 | Standard Oil Company (Indiana) | Method for determining the position and inclination of a flame front during in situ combustion of an oil shale retort |
US4257650A (en) | 1978-09-07 | 1981-03-24 | Barber Heavy Oil Process, Inc. | Method for recovering subsurface earth substances |
US4183405A (en) | 1978-10-02 | 1980-01-15 | Magnie Robert L | Enhanced recoveries of petroleum and hydrogen from underground reservoirs |
US4446917A (en) | 1978-10-04 | 1984-05-08 | Todd John C | Method and apparatus for producing viscous or waxy crude oils |
ES474736A1 (es) | 1978-10-31 | 1979-04-01 | Empresa Nacional Aluminio | Sistema de generacion y autocontrol de la forma de onda y - tension o corriente aplicable a procesos de coloracion elec-trolitica del aluminio anodizado. |
US4311340A (en) | 1978-11-27 | 1982-01-19 | Lyons William C | Uranium leeching process and insitu mining |
NL7811732A (nl) | 1978-11-30 | 1980-06-03 | Stamicarbon | Werkwijze voor de omzetting van dimethylether. |
JPS5576586A (en) | 1978-12-01 | 1980-06-09 | Tokyo Shibaura Electric Co | Heater |
US4299086A (en) | 1978-12-07 | 1981-11-10 | Gulf Research & Development Company | Utilization of energy obtained by substoichiometric combustion of low heating value gases |
US4457365A (en) | 1978-12-07 | 1984-07-03 | Raytheon Company | In situ radio frequency selective heating system |
US4265307A (en) | 1978-12-20 | 1981-05-05 | Standard Oil Company | Shale oil recovery |
US4194562A (en) | 1978-12-21 | 1980-03-25 | Texaco Inc. | Method for preconditioning a subterranean oil-bearing formation prior to in-situ combustion |
US4258955A (en) | 1978-12-26 | 1981-03-31 | Mobil Oil Corporation | Process for in-situ leaching of uranium |
US4274487A (en) | 1979-01-11 | 1981-06-23 | Standard Oil Company (Indiana) | Indirect thermal stimulation of production wells |
US4232902A (en) | 1979-02-09 | 1980-11-11 | Ppg Industries, Inc. | Solution mining water soluble salts at high temperatures |
US4324292A (en) | 1979-02-21 | 1982-04-13 | University Of Utah | Process for recovering products from oil shale |
US4260192A (en) | 1979-02-21 | 1981-04-07 | Occidental Research Corporation | Recovery of magnesia from oil shale |
US4289354A (en) | 1979-02-23 | 1981-09-15 | Edwin G. Higgins, Jr. | Borehole mining of solid mineral resources |
US4243511A (en) | 1979-03-26 | 1981-01-06 | Marathon Oil Company | Process for suppressing carbonate decomposition in vapor phase water retorting |
US4248306A (en) | 1979-04-02 | 1981-02-03 | Huisen Allan T Van | Geothermal petroleum refining |
US4241953A (en) | 1979-04-23 | 1980-12-30 | Freeport Minerals Company | Sulfur mine bleedwater reuse system |
US4282587A (en) | 1979-05-21 | 1981-08-04 | Daniel Silverman | Method for monitoring the recovery of minerals from shallow geological formations |
US4216079A (en) | 1979-07-09 | 1980-08-05 | Cities Service Company | Emulsion breaking with surfactant recovery |
US4234230A (en) | 1979-07-11 | 1980-11-18 | The Superior Oil Company | In situ processing of mined oil shale |
US4290650A (en) | 1979-08-03 | 1981-09-22 | Ppg Industries Canada Ltd. | Subterranean cavity chimney development for connecting solution mined cavities |
US4228854A (en) | 1979-08-13 | 1980-10-21 | Alberta Research Council | Enhanced oil recovery using electrical means |
US4701587A (en) | 1979-08-31 | 1987-10-20 | Metcal, Inc. | Shielded heating element having intrinsic temperature control |
US4256945A (en) | 1979-08-31 | 1981-03-17 | Iris Associates | Alternating current electrically resistive heating element having intrinsic temperature control |
US4327805A (en) | 1979-09-18 | 1982-05-04 | Carmel Energy, Inc. | Method for producing viscous hydrocarbons |
US4549396A (en) | 1979-10-01 | 1985-10-29 | Mobil Oil Corporation | Conversion of coal to electricity |
US4370518A (en) * | 1979-12-03 | 1983-01-25 | Hughes Tool Company | Splice for lead-coated and insulated conductors |
US4368114A (en) | 1979-12-05 | 1983-01-11 | Mobil Oil Corporation | Octane and total yield improvement in catalytic cracking |
US4250230A (en) | 1979-12-10 | 1981-02-10 | In Situ Technology, Inc. | Generating electricity from coal in situ |
US4250962A (en) | 1979-12-14 | 1981-02-17 | Gulf Research & Development Company | In situ combustion process for the recovery of liquid carbonaceous fuels from subterranean formations |
US4317003A (en) | 1980-01-17 | 1982-02-23 | Gray Stanley J | High tensile multiple sheath cable |
US4359687A (en) | 1980-01-25 | 1982-11-16 | Shell Oil Company | Method and apparatus for determining shaliness and oil saturations in earth formations using induced polarization in the frequency domain |
US4398151A (en) | 1980-01-25 | 1983-08-09 | Shell Oil Company | Method for correcting an electrical log for the presence of shale in a formation |
US4285547A (en) | 1980-02-01 | 1981-08-25 | Multi Mineral Corporation | Integrated in situ shale oil and mineral recovery process |
USRE30738E (en) | 1980-02-06 | 1981-09-08 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ heat processing of hydrocarbonaceous formations |
US4303126A (en) | 1980-02-27 | 1981-12-01 | Chevron Research Company | Arrangement of wells for producing subsurface viscous petroleum |
US4269697A (en) | 1980-02-27 | 1981-05-26 | Mobil Oil Corporation | Low pour point heavy oils |
US4319635A (en) | 1980-02-29 | 1982-03-16 | P. H. Jones Hydrogeology, Inc. | Method for enhanced oil recovery by geopressured waterflood |
US4375302A (en) | 1980-03-03 | 1983-03-01 | Nicholas Kalmar | Process for the in situ recovery of both petroleum and inorganic mineral content of an oil shale deposit |
US4445574A (en) | 1980-03-24 | 1984-05-01 | Geo Vann, Inc. | Continuous borehole formed horizontally through a hydrocarbon producing formation |
US4417782A (en) | 1980-03-31 | 1983-11-29 | Raychem Corporation | Fiber optic temperature sensing |
CA1168283A (en) | 1980-04-14 | 1984-05-29 | Hiroshi Teratani | Electrode device for electrically heating underground deposits of hydrocarbons |
US4273188A (en) | 1980-04-30 | 1981-06-16 | Gulf Research & Development Company | In situ combustion process for the recovery of liquid carbonaceous fuels from subterranean formations |
US4306621A (en) | 1980-05-23 | 1981-12-22 | Boyd R Michael | Method for in situ coal gasification operations |
US4409090A (en) | 1980-06-02 | 1983-10-11 | University Of Utah | Process for recovering products from tar sand |
CA1165361A (en) | 1980-06-03 | 1984-04-10 | Toshiyuki Kobayashi | Electrode unit for electrically heating underground hydrocarbon deposits |
US4381641A (en) | 1980-06-23 | 1983-05-03 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases |
CA1183909A (en) * | 1980-06-30 | 1985-03-12 | Vernon L. Heeren | Rf applicator for in situ heating |
US4310440A (en) | 1980-07-07 | 1982-01-12 | Union Carbide Corporation | Crystalline metallophosphate compositions |
US4401099A (en) | 1980-07-11 | 1983-08-30 | W.B. Combustion, Inc. | Single-ended recuperative radiant tube assembly and method |
US4299285A (en) | 1980-07-21 | 1981-11-10 | Gulf Research & Development Company | Underground gasification of bituminous coal |
US4396062A (en) | 1980-10-06 | 1983-08-02 | University Of Utah Research Foundation | Apparatus and method for time-domain tracking of high-speed chemical reactions |
US4353418A (en) | 1980-10-20 | 1982-10-12 | Standard Oil Company (Indiana) | In situ retorting of oil shale |
US4384613A (en) | 1980-10-24 | 1983-05-24 | Terra Tek, Inc. | Method of in-situ retorting of carbonaceous material for recovery of organic liquids and gases |
US4366864A (en) | 1980-11-24 | 1983-01-04 | Exxon Research And Engineering Co. | Method for recovery of hydrocarbons from oil-bearing limestone or dolomite |
US4401163A (en) | 1980-12-29 | 1983-08-30 | The Standard Oil Company | Modified in situ retorting of oil shale |
US4385661A (en) | 1981-01-07 | 1983-05-31 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Downhole steam generator with improved preheating, combustion and protection features |
US4448251A (en) | 1981-01-08 | 1984-05-15 | Uop Inc. | In situ conversion of hydrocarbonaceous oil |
US4423311A (en) | 1981-01-19 | 1983-12-27 | Varney Sr Paul | Electric heating apparatus for de-icing pipes |
US4333764A (en) | 1981-01-21 | 1982-06-08 | Shell Oil Company | Nitrogen-gas-stabilized cement and a process for making and using it |
US4336490A (en) * | 1981-01-28 | 1982-06-22 | Mcgraw-Edison Company | Voltage sensing apparatus for a voltage regulating transformer |
US4366668A (en) | 1981-02-25 | 1983-01-04 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases |
US4382469A (en) | 1981-03-10 | 1983-05-10 | Electro-Petroleum, Inc. | Method of in situ gasification |
US4363361A (en) | 1981-03-19 | 1982-12-14 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases |
US4390067A (en) | 1981-04-06 | 1983-06-28 | Exxon Production Research Co. | Method of treating reservoirs containing very viscous crude oil or bitumen |
US4399866A (en) | 1981-04-10 | 1983-08-23 | Atlantic Richfield Company | Method for controlling the flow of subterranean water into a selected zone in a permeable subterranean carbonaceous deposit |
US4444255A (en) | 1981-04-20 | 1984-04-24 | Lloyd Geoffrey | Apparatus and process for the recovery of oil |
US4380930A (en) | 1981-05-01 | 1983-04-26 | Mobil Oil Corporation | System for transmitting ultrasonic energy through core samples |
US4429745A (en) | 1981-05-08 | 1984-02-07 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery method |
US4384247A (en) * | 1981-05-08 | 1983-05-17 | Trw Inc. | Under-load switching device particularly adapted for voltage regulation and balance |
US4378048A (en) | 1981-05-08 | 1983-03-29 | Gulf Research & Development Company | Substoichiometric combustion of low heating value gases using different platinum catalysts |
US4384614A (en) | 1981-05-11 | 1983-05-24 | Justheim Pertroleum Company | Method of retorting oil shale by velocity flow of super-heated air |
US4437519A (en) | 1981-06-03 | 1984-03-20 | Occidental Oil Shale, Inc. | Reduction of shale oil pour point |
US4368452A (en) * | 1981-06-22 | 1983-01-11 | Kerr Jr Robert L | Thermal protection of aluminum conductor junctions |
US4428700A (en) | 1981-08-03 | 1984-01-31 | E. R. Johnson Associates, Inc. | Method for disposing of waste materials |
US4456065A (en) | 1981-08-20 | 1984-06-26 | Elektra Energie A.G. | Heavy oil recovering |
US4344483A (en) | 1981-09-08 | 1982-08-17 | Fisher Charles B | Multiple-site underground magnetic heating of hydrocarbons |
US4452491A (en) | 1981-09-25 | 1984-06-05 | Intercontinental Econergy Associates, Inc. | Recovery of hydrocarbons from deep underground deposits of tar sands |
US4425967A (en) | 1981-10-07 | 1984-01-17 | Standard Oil Company (Indiana) | Ignition procedure and process for in situ retorting of oil shale |
US4605680A (en) | 1981-10-13 | 1986-08-12 | Chevron Research Company | Conversion of synthesis gas to diesel fuel and gasoline |
US4401162A (en) | 1981-10-13 | 1983-08-30 | Synfuel (An Indiana Limited Partnership) | In situ oil shale process |
US4410042A (en) | 1981-11-02 | 1983-10-18 | Mobil Oil Corporation | In-situ combustion method for recovery of heavy oil utilizing oxygen and carbon dioxide as initial oxidant |
US4549073A (en) | 1981-11-06 | 1985-10-22 | Oximetrix, Inc. | Current controller for resistive heating element |
US4444258A (en) | 1981-11-10 | 1984-04-24 | Nicholas Kalmar | In situ recovery of oil from oil shale |
US4388176A (en) | 1981-11-19 | 1983-06-14 | Texaco Inc. | Hydrocarbon conversion process |
US4407366A (en) | 1981-12-07 | 1983-10-04 | Union Oil Company Of California | Method for gas capping of idle geothermal steam wells |
US4418752A (en) | 1982-01-07 | 1983-12-06 | Conoco Inc. | Thermal oil recovery with solvent recirculation |
FR2519688A1 (fr) | 1982-01-08 | 1983-07-18 | Elf Aquitaine | Systeme d'etancheite pour puits de forage dans lequel circule un fluide chaud |
DE3202492C2 (de) | 1982-01-27 | 1983-12-01 | Veba Oel Entwicklungsgesellschaft mbH, 4660 Gelsenkirchen-Buer | Verfahren zur Steigerung der Ausbeute an Kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen Formation |
US4397732A (en) | 1982-02-11 | 1983-08-09 | International Coal Refining Company | Process for coal liquefaction employing selective coal feed |
US4551226A (en) | 1982-02-26 | 1985-11-05 | Chevron Research Company | Heat exchanger antifoulant |
GB2117030B (en) | 1982-03-17 | 1985-09-11 | Cameron Iron Works Inc | Method and apparatus for remote installations of dual tubing strings in a subsea well |
US4530401A (en) | 1982-04-05 | 1985-07-23 | Mobil Oil Corporation | Method for maximum in-situ visbreaking of heavy oil |
CA1196594A (en) | 1982-04-08 | 1985-11-12 | Guy Savard | Recovery of oil from tar sands |
US4537252A (en) | 1982-04-23 | 1985-08-27 | Standard Oil Company (Indiana) | Method of underground conversion of coal |
US4491179A (en) | 1982-04-26 | 1985-01-01 | Pirson Sylvain J | Method for oil recovery by in situ exfoliation drive |
US4455215A (en) | 1982-04-29 | 1984-06-19 | Jarrott David M | Process for the geoconversion of coal into oil |
US4415034A (en) | 1982-05-03 | 1983-11-15 | Cities Service Company | Electrode well completion |
US4412585A (en) | 1982-05-03 | 1983-11-01 | Cities Service Company | Electrothermal process for recovering hydrocarbons |
US4524826A (en) | 1982-06-14 | 1985-06-25 | Texaco Inc. | Method of heating an oil shale formation |
US4457374A (en) | 1982-06-29 | 1984-07-03 | Standard Oil Company | Transient response process for detecting in situ retorting conditions |
US4442896A (en) | 1982-07-21 | 1984-04-17 | Reale Lucio V | Treatment of underground beds |
US4440871A (en) | 1982-07-26 | 1984-04-03 | Union Carbide Corporation | Crystalline silicoaluminophosphates |
US4407973A (en) | 1982-07-28 | 1983-10-04 | The M. W. Kellogg Company | Methanol from coal and natural gas |
US4449594A (en) | 1982-07-30 | 1984-05-22 | Allied Corporation | Method for obtaining pressurized core samples from underpressurized reservoirs |
US4479541A (en) | 1982-08-23 | 1984-10-30 | Wang Fun Den | Method and apparatus for recovery of oil, gas and mineral deposits by panel opening |
US4460044A (en) | 1982-08-31 | 1984-07-17 | Chevron Research Company | Advancing heated annulus steam drive |
US4544478A (en) | 1982-09-03 | 1985-10-01 | Chevron Research Company | Process for pyrolyzing hydrocarbonaceous solids to recover volatile hydrocarbons |
US4458767A (en) | 1982-09-28 | 1984-07-10 | Mobil Oil Corporation | Method for directionally drilling a first well to intersect a second well |
US4485868A (en) | 1982-09-29 | 1984-12-04 | Iit Research Institute | Method for recovery of viscous hydrocarbons by electromagnetic heating in situ |
US4927857A (en) | 1982-09-30 | 1990-05-22 | Engelhard Corporation | Method of methanol production |
US4695713A (en) | 1982-09-30 | 1987-09-22 | Metcal, Inc. | Autoregulating, electrically shielded heater |
US4498531A (en) | 1982-10-01 | 1985-02-12 | Rockwell International Corporation | Emission controller for indirect fired downhole steam generators |
US4485869A (en) | 1982-10-22 | 1984-12-04 | Iit Research Institute | Recovery of liquid hydrocarbons from oil shale by electromagnetic heating in situ |
ATE21340T1 (de) | 1982-11-22 | 1986-08-15 | Shell Int Research | Verfahren zur herstellung eines fischer-tropsch- katalysators, der auf diese weise hergestellte katalysator und seine verwendung zur herstellung von kohlenwasserstoffen. |
US4474238A (en) | 1982-11-30 | 1984-10-02 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for treatment of subsurface formations |
US4498535A (en) | 1982-11-30 | 1985-02-12 | Iit Research Institute | Apparatus and method for in situ controlled heat processing of hydrocarbonaceous formations with a controlled parameter line |
US4752673A (en) | 1982-12-01 | 1988-06-21 | Metcal, Inc. | Autoregulating heater |
US4436613A (en) | 1982-12-03 | 1984-03-13 | Texaco Inc. | Two stage catalytic cracking process |
US4520229A (en) | 1983-01-03 | 1985-05-28 | Amerace Corporation | Splice connector housing and assembly of cables employing same |
US4483398A (en) | 1983-01-14 | 1984-11-20 | Exxon Production Research Co. | In-situ retorting of oil shale |
US4501326A (en) | 1983-01-17 | 1985-02-26 | Gulf Canada Limited | In-situ recovery of viscous hydrocarbonaceous crude oil |
US4609041A (en) | 1983-02-10 | 1986-09-02 | Magda Richard M | Well hot oil system |
US4640352A (en) | 1983-03-21 | 1987-02-03 | Shell Oil Company | In-situ steam drive oil recovery process |
US4886118A (en) * | 1983-03-21 | 1989-12-12 | Shell Oil Company | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeability and subsequently produce oil |
US4500651A (en) | 1983-03-31 | 1985-02-19 | Union Carbide Corporation | Titanium-containing molecular sieves |
US4458757A (en) | 1983-04-25 | 1984-07-10 | Exxon Research And Engineering Co. | In situ shale-oil recovery process |
US4524827A (en) | 1983-04-29 | 1985-06-25 | Iit Research Institute | Single well stimulation for the recovery of liquid hydrocarbons from subsurface formations |
US4545435A (en) | 1983-04-29 | 1985-10-08 | Iit Research Institute | Conduction heating of hydrocarbonaceous formations |
US4518548A (en) | 1983-05-02 | 1985-05-21 | Sulcon, Inc. | Method of overlaying sulphur concrete on horizontal and vertical surfaces |
US4470459A (en) | 1983-05-09 | 1984-09-11 | Halliburton Company | Apparatus and method for controlled temperature heating of volumes of hydrocarbonaceous materials in earth formations |
US5073625A (en) | 1983-05-26 | 1991-12-17 | Metcal, Inc. | Self-regulating porous heating device |
US4794226A (en) | 1983-05-26 | 1988-12-27 | Metcal, Inc. | Self-regulating porous heater device |
DE3319732A1 (de) | 1983-05-31 | 1984-12-06 | Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim | Mittellastkraftwerk mit integrierter kohlevergasungsanlage zur erzeugung von strom und methanol |
US4658215A (en) | 1983-06-20 | 1987-04-14 | Shell Oil Company | Method for induced polarization logging |
US4583046A (en) | 1983-06-20 | 1986-04-15 | Shell Oil Company | Apparatus for focused electrode induced polarization logging |
US4717814A (en) | 1983-06-27 | 1988-01-05 | Metcal, Inc. | Slotted autoregulating heater |
US4439307A (en) | 1983-07-01 | 1984-03-27 | Dravo Corporation | Heating process gas for indirect shale oil retorting through the combustion of residual carbon in oil depleted shale |
JPS6016697A (ja) * | 1983-07-06 | 1985-01-28 | 三菱電機株式会社 | 炭化水素系地下資源の電気加熱用電極装置 |
US4985313A (en) | 1985-01-14 | 1991-01-15 | Raychem Limited | Wire and cable |
US5209987A (en) | 1983-07-08 | 1993-05-11 | Raychem Limited | Wire and cable |
US4598392A (en) | 1983-07-26 | 1986-07-01 | Mobil Oil Corporation | Vibratory signal sweep seismic prospecting method and apparatus |
US4501445A (en) | 1983-08-01 | 1985-02-26 | Cities Service Company | Method of in-situ hydrogenation of carbonaceous material |
US4538682A (en) | 1983-09-08 | 1985-09-03 | Mcmanus James W | Method and apparatus for removing oil well paraffin |
US4573530A (en) | 1983-11-07 | 1986-03-04 | Mobil Oil Corporation | In-situ gasification of tar sands utilizing a combustible gas |
US4698149A (en) | 1983-11-07 | 1987-10-06 | Mobil Oil Corporation | Enhanced recovery of hydrocarbonaceous fluids oil shale |
US4489782A (en) | 1983-12-12 | 1984-12-25 | Atlantic Richfield Company | Viscous oil production using electrical current heating and lateral drain holes |
US4598772A (en) | 1983-12-28 | 1986-07-08 | Mobil Oil Corporation | Method for operating a production well in an oxygen driven in-situ combustion oil recovery process |
US4613754A (en) | 1983-12-29 | 1986-09-23 | Shell Oil Company | Tomographic calibration apparatus |
US4540882A (en) | 1983-12-29 | 1985-09-10 | Shell Oil Company | Method of determining drilling fluid invasion |
US4571491A (en) | 1983-12-29 | 1986-02-18 | Shell Oil Company | Method of imaging the atomic number of a sample |
US4635197A (en) | 1983-12-29 | 1987-01-06 | Shell Oil Company | High resolution tomographic imaging method |
US4583242A (en) | 1983-12-29 | 1986-04-15 | Shell Oil Company | Apparatus for positioning a sample in a computerized axial tomographic scanner |
US4542648A (en) | 1983-12-29 | 1985-09-24 | Shell Oil Company | Method of correlating a core sample with its original position in a borehole |
US4662439A (en) | 1984-01-20 | 1987-05-05 | Amoco Corporation | Method of underground conversion of coal |
US4837409A (en) | 1984-03-02 | 1989-06-06 | Homac Mfg. Company | Submerisible insulated splice assemblies |
US4623401A (en) | 1984-03-06 | 1986-11-18 | Metcal, Inc. | Heat treatment with an autoregulating heater |
US4644283A (en) | 1984-03-19 | 1987-02-17 | Shell Oil Company | In-situ method for determining pore size distribution, capillary pressure and permeability |
US4637464A (en) | 1984-03-22 | 1987-01-20 | Amoco Corporation | In situ retorting of oil shale with pulsed water purge |
US4552214A (en) | 1984-03-22 | 1985-11-12 | Standard Oil Company (Indiana) | Pulsed in situ retorting in an array of oil shale retorts |
US4570715A (en) | 1984-04-06 | 1986-02-18 | Shell Oil Company | Formation-tailored method and apparatus for uniformly heating long subterranean intervals at high temperature |
US4577690A (en) | 1984-04-18 | 1986-03-25 | Mobil Oil Corporation | Method of using seismic data to monitor firefloods |
US4592423A (en) | 1984-05-14 | 1986-06-03 | Texaco Inc. | Hydrocarbon stratum retorting means and method |
US4496795A (en) | 1984-05-16 | 1985-01-29 | Harvey Hubbell Incorporated | Electrical cable splicing system |
US4597441A (en) | 1984-05-25 | 1986-07-01 | World Energy Systems, Inc. | Recovery of oil by in situ hydrogenation |
US4663711A (en) | 1984-06-22 | 1987-05-05 | Shell Oil Company | Method of analyzing fluid saturation using computerized axial tomography |
US4577503A (en) | 1984-09-04 | 1986-03-25 | International Business Machines Corporation | Method and device for detecting a specific acoustic spectral feature |
US4577691A (en) | 1984-09-10 | 1986-03-25 | Texaco Inc. | Method and apparatus for producing viscous hydrocarbons from a subterranean formation |
US4576231A (en) | 1984-09-13 | 1986-03-18 | Texaco Inc. | Method and apparatus for combating encroachment by in situ treated formations |
US4597444A (en) | 1984-09-21 | 1986-07-01 | Atlantic Richfield Company | Method for excavating a large diameter shaft into the earth and at least partially through an oil-bearing formation |
US4691771A (en) | 1984-09-25 | 1987-09-08 | Worldenergy Systems, Inc. | Recovery of oil by in-situ combustion followed by in-situ hydrogenation |
US4616705A (en) | 1984-10-05 | 1986-10-14 | Shell Oil Company | Mini-well temperature profiling process |
JPS61104582A (ja) | 1984-10-25 | 1986-05-22 | 株式会社デンソー | シ−ズヒ−タ |
US4598770A (en) | 1984-10-25 | 1986-07-08 | Mobil Oil Corporation | Thermal recovery method for viscous oil |
US4572299A (en) | 1984-10-30 | 1986-02-25 | Shell Oil Company | Heater cable installation |
US4593770A (en) * | 1984-11-06 | 1986-06-10 | Mobil Oil Corporation | Method for preventing the drilling of a new well into one of a plurality of production wells |
US4634187A (en) * | 1984-11-21 | 1987-01-06 | Isl Ventures, Inc. | Method of in-situ leaching of ores |
US4669542A (en) | 1984-11-21 | 1987-06-02 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous recovery of crude from multiple zones in a reservoir |
US4585066A (en) | 1984-11-30 | 1986-04-29 | Shell Oil Company | Well treating process for installing a cable bundle containing strands of changing diameter |
US4704514A (en) | 1985-01-11 | 1987-11-03 | Egmond Cor F Van | Heating rate variant elongated electrical resistance heater |
US4645906A (en) | 1985-03-04 | 1987-02-24 | Thermon Manufacturing Company | Reduced resistance skin effect heat generating system |
US4643256A (en) | 1985-03-18 | 1987-02-17 | Shell Oil Company | Steam-foaming surfactant mixtures which are tolerant of divalent ions |
US4698583A (en) | 1985-03-26 | 1987-10-06 | Raychem Corporation | Method of monitoring a heater for faults |
US4785163A (en) | 1985-03-26 | 1988-11-15 | Raychem Corporation | Method for monitoring a heater |
US4733057A (en) | 1985-04-19 | 1988-03-22 | Raychem Corporation | Sheet heater |
US4671102A (en) | 1985-06-18 | 1987-06-09 | Shell Oil Company | Method and apparatus for determining distribution of fluids |
US4626665A (en) | 1985-06-24 | 1986-12-02 | Shell Oil Company | Metal oversheathed electrical resistance heater |
US4623444A (en) | 1985-06-27 | 1986-11-18 | Occidental Oil Shale, Inc. | Upgrading shale oil by a combination process |
US4605489A (en) | 1985-06-27 | 1986-08-12 | Occidental Oil Shale, Inc. | Upgrading shale oil by a combination process |
US4662438A (en) | 1985-07-19 | 1987-05-05 | Uentech Corporation | Method and apparatus for enhancing liquid hydrocarbon production from a single borehole in a slowly producing formation by non-uniform heating through optimized electrode arrays surrounding the borehole |
US4728892A (en) | 1985-08-13 | 1988-03-01 | Shell Oil Company | NMR imaging of materials |
US4719423A (en) | 1985-08-13 | 1988-01-12 | Shell Oil Company | NMR imaging of materials for transport properties |
US4778586A (en) | 1985-08-30 | 1988-10-18 | Resource Technology Associates | Viscosity reduction processing at elevated pressure |
US4662437A (en) | 1985-11-14 | 1987-05-05 | Atlantic Richfield Company | Electrically stimulated well production system with flexible tubing conductor |
CA1253555A (en) | 1985-11-21 | 1989-05-02 | Cornelis F.H. Van Egmond | Heating rate variant elongated electrical resistance heater |
US4662443A (en) | 1985-12-05 | 1987-05-05 | Amoco Corporation | Combination air-blown and oxygen-blown underground coal gasification process |
US4686029A (en) | 1985-12-06 | 1987-08-11 | Union Carbide Corporation | Dewaxing catalysts and processes employing titanoaluminosilicate molecular sieves |
US4849611A (en) | 1985-12-16 | 1989-07-18 | Raychem Corporation | Self-regulating heater employing reactive components |
US4730162A (en) | 1985-12-31 | 1988-03-08 | Shell Oil Company | Time-domain induced polarization logging method and apparatus with gated amplification level |
US4706751A (en) | 1986-01-31 | 1987-11-17 | S-Cal Research Corp. | Heavy oil recovery process |
US4694907A (en) | 1986-02-21 | 1987-09-22 | Carbotek, Inc. | Thermally-enhanced oil recovery method and apparatus |
US4640353A (en) | 1986-03-21 | 1987-02-03 | Atlantic Richfield Company | Electrode well and method of completion |
US4734115A (en) | 1986-03-24 | 1988-03-29 | Air Products And Chemicals, Inc. | Low pressure process for C3+ liquids recovery from process product gas |
US4651825A (en) | 1986-05-09 | 1987-03-24 | Atlantic Richfield Company | Enhanced well production |
US4814587A (en) | 1986-06-10 | 1989-03-21 | Metcal, Inc. | High power self-regulating heater |
US4783585A (en) * | 1986-06-26 | 1988-11-08 | Meshekow Oil Recovery Corp. | Downhole electric steam or hot water generator for oil wells |
US4682652A (en) | 1986-06-30 | 1987-07-28 | Texaco Inc. | Producing hydrocarbons through successively perforated intervals of a horizontal well between two vertical wells |
US4769602A (en) | 1986-07-02 | 1988-09-06 | Shell Oil Company | Determining multiphase saturations by NMR imaging of multiple nuclides |
US4893504A (en) | 1986-07-02 | 1990-01-16 | Shell Oil Company | Method for determining capillary pressure and relative permeability by imaging |
US4716960A (en) | 1986-07-14 | 1988-01-05 | Production Technologies International, Inc. | Method and system for introducing electric current into a well |
US4818370A (en) | 1986-07-23 | 1989-04-04 | Cities Service Oil And Gas Corporation | Process for converting heavy crudes, tars, and bitumens to lighter products in the presence of brine at supercritical conditions |
US4979296A (en) | 1986-07-25 | 1990-12-25 | Shell Oil Company | Method for fabricating helical flowline bundles |
US4772634A (en) | 1986-07-31 | 1988-09-20 | Energy Research Corporation | Apparatus and method for methanol production using a fuel cell to regulate the gas composition entering the methanol synthesizer |
US4744245A (en) | 1986-08-12 | 1988-05-17 | Atlantic Richfield Company | Acoustic measurements in rock formations for determining fracture orientation |
US4696345A (en) | 1986-08-21 | 1987-09-29 | Chevron Research Company | Hasdrive with multiple offset producers |
US4863585A (en) | 1986-09-03 | 1989-09-05 | Mobil Oil Corporation | Fluidized catalytic cracking process utilizing a C3-C4 paraffin-rich Co-feed and mixed catalyst system with selective reactivation of the medium pore silicate zeolite component thereofo |
US4769606A (en) | 1986-09-30 | 1988-09-06 | Shell Oil Company | Induced polarization method and apparatus for distinguishing dispersed and laminated clay in earth formations |
US5340467A (en) | 1986-11-24 | 1994-08-23 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Process for recovery of hydrocarbons and rejection of sand |
US4983319A (en) * | 1986-11-24 | 1991-01-08 | Canadian Occidental Petroleum Ltd. | Preparation of low-viscosity improved stable crude oil transport emulsions |
US5316664A (en) | 1986-11-24 | 1994-05-31 | Canadian Occidental Petroleum, Ltd. | Process for recovery of hydrocarbons and rejection of sand |
CA1288043C (en) | 1986-12-15 | 1991-08-27 | Peter Van Meurs | Conductively heating a subterranean oil shale to create permeabilityand subsequently produce oil |
US4766958A (en) | 1987-01-12 | 1988-08-30 | Mobil Oil Corporation | Method of recovering viscous oil from reservoirs with multiple horizontal zones |
US4756367A (en) | 1987-04-28 | 1988-07-12 | Amoco Corporation | Method for producing natural gas from a coal seam |
US4817711A (en) | 1987-05-27 | 1989-04-04 | Jeambey Calhoun G | System for recovery of petroleum from petroleum impregnated media |
US4818371A (en) | 1987-06-05 | 1989-04-04 | Resource Technology Associates | Viscosity reduction by direct oxidative heating |
US4787452A (en) | 1987-06-08 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Disposal of produced formation fines during oil recovery |
US4821798A (en) | 1987-06-09 | 1989-04-18 | Ors Development Corporation | Heating system for rathole oil well |
US4793409A (en) | 1987-06-18 | 1988-12-27 | Ors Development Corporation | Method and apparatus for forming an insulated oil well casing |
US4856341A (en) | 1987-06-25 | 1989-08-15 | Shell Oil Company | Apparatus for analysis of failure of material |
US4827761A (en) | 1987-06-25 | 1989-05-09 | Shell Oil Company | Sample holder |
US4884455A (en) | 1987-06-25 | 1989-12-05 | Shell Oil Company | Method for analysis of failure of material employing imaging |
US4776638A (en) | 1987-07-13 | 1988-10-11 | University Of Kentucky Research Foundation | Method and apparatus for conversion of coal in situ |
US4848924A (en) | 1987-08-19 | 1989-07-18 | The Babcock & Wilcox Company | Acoustic pyrometer |
US4828031A (en) | 1987-10-13 | 1989-05-09 | Chevron Research Company | In situ chemical stimulation of diatomite formations |
US4762425A (en) | 1987-10-15 | 1988-08-09 | Parthasarathy Shakkottai | System for temperature profile measurement in large furnances and kilns and method therefor |
US4815791A (en) | 1987-10-22 | 1989-03-28 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior | Bedded mineral extraction process |
US5306640A (en) | 1987-10-28 | 1994-04-26 | Shell Oil Company | Method for determining preselected properties of a crude oil |
US4983278A (en) | 1987-11-03 | 1991-01-08 | Western Research Institute & Ilr Services Inc. | Pyrolysis methods with product oil recycling |
US4987368A (en) | 1987-11-05 | 1991-01-22 | Shell Oil Company | Nuclear magnetism logging tool using high-temperature superconducting squid detectors |
US4842448A (en) | 1987-11-12 | 1989-06-27 | Drexel University | Method of removing contaminants from contaminated soil in situ |
US4808925A (en) | 1987-11-19 | 1989-02-28 | Halliburton Company | Three magnet casing collar locator |
US4852648A (en) | 1987-12-04 | 1989-08-01 | Ava International Corporation | Well installation in which electrical current is supplied for a source at the wellhead to an electrically responsive device located a substantial distance below the wellhead |
GB8729303D0 (en) | 1987-12-16 | 1988-01-27 | Crompton G | Materials for & manufacture of fire & heat resistant components |
US4823890A (en) | 1988-02-23 | 1989-04-25 | Longyear Company | Reverse circulation bit apparatus |
US4883582A (en) | 1988-03-07 | 1989-11-28 | Mccants Malcolm T | Vis-breaking heavy crude oils for pumpability |
US4866983A (en) | 1988-04-14 | 1989-09-19 | Shell Oil Company | Analytical methods and apparatus for measuring the oil content of sponge core |
US4815790A (en) | 1988-05-13 | 1989-03-28 | Natec, Ltd. | Nahcolite solution mining process |
US4885080A (en) | 1988-05-25 | 1989-12-05 | Phillips Petroleum Company | Process for demetallizing and desulfurizing heavy crude oil |
US5046560A (en) | 1988-06-10 | 1991-09-10 | Exxon Production Research Company | Oil recovery process using arkyl aryl polyalkoxyol sulfonate surfactants as mobility control agents |
US4840720A (en) | 1988-09-02 | 1989-06-20 | Betz Laboratories, Inc. | Process for minimizing fouling of processing equipment |
US4928765A (en) | 1988-09-27 | 1990-05-29 | Ramex Syn-Fuels International | Method and apparatus for shale gas recovery |
US4856587A (en) | 1988-10-27 | 1989-08-15 | Nielson Jay P | Recovery of oil from oil-bearing formation by continually flowing pressurized heated gas through channel alongside matrix |
US5064006A (en) | 1988-10-28 | 1991-11-12 | Magrange, Inc | Downhole combination tool |
US4848460A (en) | 1988-11-04 | 1989-07-18 | Western Research Institute | Contained recovery of oily waste |
US5065501A (en) | 1988-11-29 | 1991-11-19 | Amp Incorporated | Generating electromagnetic fields in a self regulating temperature heater by positioning of a current return bus |
US4859200A (en) | 1988-12-05 | 1989-08-22 | Baker Hughes Incorporated | Downhole electrical connector for submersible pump |
US4974425A (en) | 1988-12-08 | 1990-12-04 | Concept Rkk, Limited | Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth |
US4860544A (en) | 1988-12-08 | 1989-08-29 | Concept R.K.K. Limited | Closed cryogenic barrier for containment of hazardous material migration in the earth |
US4933640A (en) | 1988-12-30 | 1990-06-12 | Vector Magnetics | Apparatus for locating an elongated conductive body by electromagnetic measurement while drilling |
US4940095A (en) | 1989-01-27 | 1990-07-10 | Dowell Schlumberger Incorporated | Deployment/retrieval method and apparatus for well tools used with coiled tubing |
US5103920A (en) | 1989-03-01 | 1992-04-14 | Patton Consulting Inc. | Surveying system and method for locating target subterranean bodies |
CA2015318C (en) | 1990-04-24 | 1994-02-08 | Jack E. Bridges | Power sources for downhole electrical heating |
US4895206A (en) | 1989-03-16 | 1990-01-23 | Price Ernest H | Pulsed in situ exothermic shock wave and retorting process for hydrocarbon recovery and detoxification of selected wastes |
US4913065A (en) | 1989-03-27 | 1990-04-03 | Indugas, Inc. | In situ thermal waste disposal system |
US4947672A (en) | 1989-04-03 | 1990-08-14 | Burndy Corporation | Hydraulic compression tool having an improved relief and release valve |
JP2561729B2 (ja) * | 1989-04-21 | 1996-12-11 | 日本電子株式会社 | タップ切り換え交流電源安定化装置 |
NL8901138A (nl) | 1989-05-03 | 1990-12-03 | Nkf Kabel Bv | Insteekverbinding voor hoogspanningskunststofkabels. |
US5150118A (en) | 1989-05-08 | 1992-09-22 | Hewlett-Packard Company | Interchangeable coded key pad assemblies alternately attachable to a user definable keyboard to enable programmable keyboard functions |
DE3918265A1 (de) | 1989-06-05 | 1991-01-03 | Henkel Kgaa | Verfahren zur herstellung von tensidgemischen auf ethersulfonatbasis und ihre verwendung |
US5059303A (en) | 1989-06-16 | 1991-10-22 | Amoco Corporation | Oil stabilization |
US5041210A (en) | 1989-06-30 | 1991-08-20 | Marathon Oil Company | Oil shale retorting with steam and produced gas |
DE3922612C2 (de) | 1989-07-10 | 1998-07-02 | Krupp Koppers Gmbh | Verfahren zur Erzeugung von Methanol-Synthesegas |
US4982786A (en) | 1989-07-14 | 1991-01-08 | Mobil Oil Corporation | Use of CO2 /steam to enhance floods in horizontal wellbores |
US5050386A (en) | 1989-08-16 | 1991-09-24 | Rkk, Limited | Method and apparatus for containment of hazardous material migration in the earth |
US5097903A (en) | 1989-09-22 | 1992-03-24 | Jack C. Sloan | Method for recovering intractable petroleum from subterranean formations |
US5305239A (en) | 1989-10-04 | 1994-04-19 | The Texas A&M University System | Ultrasonic non-destructive evaluation of thin specimens |
US4926941A (en) | 1989-10-10 | 1990-05-22 | Shell Oil Company | Method of producing tar sand deposits containing conductive layers |
US4984594A (en) | 1989-10-27 | 1991-01-15 | Shell Oil Company | Vacuum method for removing soil contamination utilizing surface electrical heating |
US5656239A (en) | 1989-10-27 | 1997-08-12 | Shell Oil Company | Method for recovering contaminants from soil utilizing electrical heating |
US4986375A (en) | 1989-12-04 | 1991-01-22 | Maher Thomas P | Device for facilitating drill bit retrieval |
US5082055A (en) | 1990-01-24 | 1992-01-21 | Indugas, Inc. | Gas fired radiant tube heater |
US5020596A (en) | 1990-01-24 | 1991-06-04 | Indugas, Inc. | Enhanced oil recovery system with a radiant tube heater |
US5011329A (en) | 1990-02-05 | 1991-04-30 | Hrubetz Exploration Company | In situ soil decontamination method and apparatus |
CA2009782A1 (en) | 1990-02-12 | 1991-08-12 | Anoosh I. Kiamanesh | In-situ tuned microwave oil extraction process |
US5152341A (en) | 1990-03-09 | 1992-10-06 | Raymond S. Kasevich | Electromagnetic method and apparatus for the decontamination of hazardous material-containing volumes |
US5027896A (en) | 1990-03-21 | 1991-07-02 | Anderson Leonard M | Method for in-situ recovery of energy raw material by the introduction of a water/oxygen slurry |
GB9007147D0 (en) | 1990-03-30 | 1990-05-30 | Framo Dev Ltd | Thermal mineral extraction system |
CA2015460C (en) | 1990-04-26 | 1993-12-14 | Kenneth Edwin Kisman | Process for confining steam injected into a heavy oil reservoir |
US5126037A (en) | 1990-05-04 | 1992-06-30 | Union Oil Company Of California | Geopreater heating method and apparatus |
US5080776A (en) | 1990-06-14 | 1992-01-14 | Mobil Oil Corporation | Hydrogen-balanced conversion of diamondoid-containing wash oils to gasoline |
US5040601A (en) | 1990-06-21 | 1991-08-20 | Baker Hughes Incorporated | Horizontal well bore system |
US5032042A (en) | 1990-06-26 | 1991-07-16 | New Jersey Institute Of Technology | Method and apparatus for eliminating non-naturally occurring subsurface, liquid toxic contaminants from soil |
US5201219A (en) | 1990-06-29 | 1993-04-13 | Amoco Corporation | Method and apparatus for measuring free hydrocarbons and hydrocarbons potential from whole core |
US5054551A (en) | 1990-08-03 | 1991-10-08 | Chevron Research And Technology Company | In-situ heated annulus refining process |
US5109928A (en) | 1990-08-17 | 1992-05-05 | Mccants Malcolm T | Method for production of hydrocarbon diluent from heavy crude oil |
US5042579A (en) | 1990-08-23 | 1991-08-27 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers |
US5060726A (en) | 1990-08-23 | 1991-10-29 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing tar sand deposits containing conductive layers having little or no vertical communication |
US5046559A (en) | 1990-08-23 | 1991-09-10 | Shell Oil Company | Method and apparatus for producing hydrocarbon bearing deposits in formations having shale layers |
BR9004240A (pt) | 1990-08-28 | 1992-03-24 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo de aquecimento eletrico de tubulacoes |
US5085276A (en) | 1990-08-29 | 1992-02-04 | Chevron Research And Technology Company | Production of oil from low permeability formations by sequential steam fracturing |
US5245161A (en) | 1990-08-31 | 1993-09-14 | Tokyo Kogyo Boyeki Shokai, Ltd. | Electric heater |
US5066852A (en) | 1990-09-17 | 1991-11-19 | Teledyne Ind. Inc. | Thermoplastic end seal for electric heating elements |
US5207273A (en) | 1990-09-17 | 1993-05-04 | Production Technologies International Inc. | Method and apparatus for pumping wells |
JPH04272680A (ja) | 1990-09-20 | 1992-09-29 | Thermon Mfg Co | スイッチ制御形ゾーン式加熱ケーブル及びその組み立て方法 |
US5182427A (en) | 1990-09-20 | 1993-01-26 | Metcal, Inc. | Self-regulating heater utilizing ferrite-type body |
US5400430A (en) | 1990-10-01 | 1995-03-21 | Nenniger; John E. | Method for injection well stimulation |
US5517593A (en) | 1990-10-01 | 1996-05-14 | John Nenniger | Control system for well stimulation apparatus with response time temperature rise used in determining heater control temperature setpoint |
US5408047A (en) | 1990-10-25 | 1995-04-18 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Transition joint for oil-filled cables |
FR2669077B2 (fr) | 1990-11-09 | 1995-02-03 | Institut Francais Petrole | Methode et dispositif pour effectuer des interventions dans des puits ou regnent des temperatures elevees. |
US5060287A (en) | 1990-12-04 | 1991-10-22 | Shell Oil Company | Heater utilizing copper-nickel alloy core |
US5217076A (en) | 1990-12-04 | 1993-06-08 | Masek John A | Method and apparatus for improved recovery of oil from porous, subsurface deposits (targevcir oricess) |
US5190405A (en) | 1990-12-14 | 1993-03-02 | Shell Oil Company | Vacuum method for removing soil contaminants utilizing thermal conduction heating |
GB9027638D0 (en) | 1990-12-20 | 1991-02-13 | Raychem Ltd | Cable-sealing mastic material |
SU1836876A3 (ru) | 1990-12-29 | 1994-12-30 | Смешанное научно-техническое товарищество по разработке техники и технологии для подземной электроэнергетики | Способ отработки угольных пластов и комплекс оборудования для его осуществления |
US5289882A (en) | 1991-02-06 | 1994-03-01 | Boyd B. Moore | Sealed electrical conductor method and arrangement for use with a well bore in hazardous areas |
US5823256A (en) | 1991-02-06 | 1998-10-20 | Moore; Boyd B. | Ferrule--type fitting for sealing an electrical conduit in a well head barrier |
US5667008A (en) | 1991-02-06 | 1997-09-16 | Quick Connectors, Inc. | Seal electrical conductor arrangement for use with a well bore in hazardous areas |
US5103909A (en) | 1991-02-19 | 1992-04-14 | Shell Oil Company | Profile control in enhanced oil recovery |
US5261490A (en) | 1991-03-18 | 1993-11-16 | Nkk Corporation | Method for dumping and disposing of carbon dioxide gas and apparatus therefor |
US5093002A (en) | 1991-04-29 | 1992-03-03 | Texaco Inc. | Membrane process for treating a mixture containing dewaxed oil and dewaxing solvent |
US5102551A (en) | 1991-04-29 | 1992-04-07 | Texaco Inc. | Membrane process for treating a mixture containing dewaxed oil and dewaxing solvent |
US5204270A (en) | 1991-04-29 | 1993-04-20 | Lacount Robert B | Multiple sample characterization of coals and other substances by controlled-atmosphere programmed temperature oxidation |
US5246273A (en) | 1991-05-13 | 1993-09-21 | Rosar Edward C | Method and apparatus for solution mining |
CA2110262C (en) | 1991-06-17 | 1999-11-09 | Arthur Cohn | Power plant utilizing compressed air energy storage and saturation |
EP0519573B1 (en) | 1991-06-21 | 1995-04-12 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Hydrogenation catalyst and process |
IT1248535B (it) | 1991-06-24 | 1995-01-19 | Cise Spa | Sistema per misurare il tempo di trasferimento di un'onda sonora |
US5133406A (en) | 1991-07-05 | 1992-07-28 | Amoco Corporation | Generating oxygen-depleted air useful for increasing methane production |
US5215954A (en) | 1991-07-30 | 1993-06-01 | Cri International, Inc. | Method of presulfurizing a hydrotreating, hydrocracking or tail gas treating catalyst |
US5189283A (en) | 1991-08-28 | 1993-02-23 | Shell Oil Company | Current to power crossover heater control |
US5168927A (en) | 1991-09-10 | 1992-12-08 | Shell Oil Company | Method utilizing spot tracer injection and production induced transport for measurement of residual oil saturation |
US5193618A (en) | 1991-09-12 | 1993-03-16 | Chevron Research And Technology Company | Multivalent ion tolerant steam-foaming surfactant composition for use in enhanced oil recovery operations |
US5173213A (en) | 1991-11-08 | 1992-12-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrosion and anti-foulant composition and method of use |
US5347070A (en) | 1991-11-13 | 1994-09-13 | Battelle Pacific Northwest Labs | Treating of solid earthen material and a method for measuring moisture content and resistivity of solid earthen material |
US5349859A (en) | 1991-11-15 | 1994-09-27 | Scientific Engineering Instruments, Inc. | Method and apparatus for measuring acoustic wave velocity using impulse response |
US5199490A (en) | 1991-11-18 | 1993-04-06 | Texaco Inc. | Formation treating |
EP0547961B1 (fr) | 1991-12-16 | 1996-03-27 | Institut Français du Pétrole | Système de surveillance active ou passive d'un gisement souterrain installé a poste fixe |
CA2058255C (en) | 1991-12-20 | 1997-02-11 | Roland P. Leaute | Recovery and upgrading of hydrocarbons utilizing in situ combustion and horizontal wells |
US5246071A (en) | 1992-01-31 | 1993-09-21 | Texaco Inc. | Steamflooding with alternating injection and production cycles |
US5420402A (en) | 1992-02-05 | 1995-05-30 | Iit Research Institute | Methods and apparatus to confine earth currents for recovery of subsurface volatiles and semi-volatiles |
US5211230A (en) | 1992-02-21 | 1993-05-18 | Mobil Oil Corporation | Method for enhanced oil recovery through a horizontal production well in a subsurface formation by in-situ combustion |
GB9207174D0 (en) | 1992-04-01 | 1992-05-13 | Raychem Sa Nv | Method of forming an electrical connection |
FI92441C (fi) | 1992-04-01 | 1994-11-10 | Vaisala Oy | Sähköinen impedanssianturi fysikaalisten suureiden, etenkin lämpötilan mittaamiseksi ja menetelmä kyseisen anturin valmistamiseksi |
US5255740A (en) | 1992-04-13 | 1993-10-26 | Rrkt Company | Secondary recovery process |
US5332036A (en) | 1992-05-15 | 1994-07-26 | The Boc Group, Inc. | Method of recovery of natural gases from underground coal formations |
MY108830A (en) | 1992-06-09 | 1996-11-30 | Shell Int Research | Method of completing an uncased section of a borehole |
US5392854A (en) | 1992-06-12 | 1995-02-28 | Shell Oil Company | Oil recovery process |
US5255742A (en) | 1992-06-12 | 1993-10-26 | Shell Oil Company | Heat injection process |
US5297626A (en) | 1992-06-12 | 1994-03-29 | Shell Oil Company | Oil recovery process |
US5226961A (en) | 1992-06-12 | 1993-07-13 | Shell Oil Company | High temperature wellbore cement slurry |
US5236039A (en) | 1992-06-17 | 1993-08-17 | General Electric Company | Balanced-line RF electrode system for use in RF ground heating to recover oil from oil shale |
US5295763A (en) | 1992-06-30 | 1994-03-22 | Chambers Development Co., Inc. | Method for controlling gas migration from a landfill |
US5275726A (en) | 1992-07-29 | 1994-01-04 | Exxon Research & Engineering Co. | Spiral wound element for separation |
US5282957A (en) | 1992-08-19 | 1994-02-01 | Betz Laboratories, Inc. | Methods for inhibiting polymerization of hydrocarbons utilizing a hydroxyalkylhydroxylamine |
US5315065A (en) | 1992-08-21 | 1994-05-24 | Donovan James P O | Versatile electrically insulating waterproof connectors |
US5305829A (en) | 1992-09-25 | 1994-04-26 | Chevron Research And Technology Company | Oil production from diatomite formations by fracture steamdrive |
US5229583A (en) | 1992-09-28 | 1993-07-20 | Shell Oil Company | Surface heating blanket for soil remediation |
US5339904A (en) | 1992-12-10 | 1994-08-23 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery optimization using a well having both horizontal and vertical sections |
US5358045A (en) | 1993-02-12 | 1994-10-25 | Chevron Research And Technology Company, A Division Of Chevron U.S.A. Inc. | Enhanced oil recovery method employing a high temperature brine tolerant foam-forming composition |
CA2096034C (en) | 1993-05-07 | 1996-07-02 | Kenneth Edwin Kisman | Horizontal well gravity drainage combustion process for oil recovery |
US5360067A (en) | 1993-05-17 | 1994-11-01 | Meo Iii Dominic | Vapor-extraction system for removing hydrocarbons from soil |
SE503278C2 (sv) | 1993-06-07 | 1996-05-13 | Kabeldon Ab | Förfarande vid skarvning av två kabelparter, samt skarvkropp och monteringsverktyg för användning vid förfarandet |
US5325918A (en) | 1993-08-02 | 1994-07-05 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Optimal joule heating of the subsurface |
US5377756A (en) | 1993-10-28 | 1995-01-03 | Mobil Oil Corporation | Method for producing low permeability reservoirs using a single well |
US5388641A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for reducing the inert gas fraction in methane-containing gaseous mixtures obtained from underground formations |
US5388645A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for producing methane-containing gaseous mixtures |
US5388642A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Coalbed methane recovery using membrane separation of oxygen from air |
US5566755A (en) | 1993-11-03 | 1996-10-22 | Amoco Corporation | Method for recovering methane from a solid carbonaceous subterranean formation |
US5388643A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Coalbed methane recovery using pressure swing adsorption separation |
US5388640A (en) | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for producing methane-containing gaseous mixtures |
US5589775A (en) | 1993-11-22 | 1996-12-31 | Vector Magnetics, Inc. | Rotating magnet for distance and direction measurements from a first borehole to a second borehole |
US5411086A (en) | 1993-12-09 | 1995-05-02 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery by enhanced imbitition in low permeability reservoirs |
US5435666A (en) | 1993-12-14 | 1995-07-25 | Environmental Resources Management, Inc. | Methods for isolating a water table and for soil remediation |
US5404952A (en) | 1993-12-20 | 1995-04-11 | Shell Oil Company | Heat injection process and apparatus |
US5433271A (en) | 1993-12-20 | 1995-07-18 | Shell Oil Company | Heat injection process |
US5411089A (en) | 1993-12-20 | 1995-05-02 | Shell Oil Company | Heat injection process |
US5634984A (en) | 1993-12-22 | 1997-06-03 | Union Oil Company Of California | Method for cleaning an oil-coated substrate |
FR2715692B1 (fr) * | 1993-12-23 | 1996-04-05 | Inst Francais Du Petrole | Procédé de prétraitement d'un gaz naturel contenant de l'hydrogène sulfure. |
MY112792A (en) | 1994-01-13 | 2001-09-29 | Shell Int Research | Method of creating a borehole in an earth formation |
US5453599A (en) * | 1994-02-14 | 1995-09-26 | Hoskins Manufacturing Company | Tubular heating element with insulating core |
US5411104A (en) | 1994-02-16 | 1995-05-02 | Conoco Inc. | Coalbed methane drilling |
RU2074434C1 (ru) * | 1994-03-03 | 1997-02-27 | Григорий Григорьевич Маркаров | Регулируемый трансформатор |
CA2144597C (en) | 1994-03-18 | 1999-08-10 | Paul J. Latimer | Improved emat probe and technique for weld inspection |
US5415231A (en) | 1994-03-21 | 1995-05-16 | Mobil Oil Corporation | Method for producing low permeability reservoirs using steam |
US5439054A (en) | 1994-04-01 | 1995-08-08 | Amoco Corporation | Method for treating a mixture of gaseous fluids within a solid carbonaceous subterranean formation |
US5553478A (en) * | 1994-04-08 | 1996-09-10 | Burndy Corporation | Hand-held compression tool |
US5431224A (en) | 1994-04-19 | 1995-07-11 | Mobil Oil Corporation | Method of thermal stimulation for recovery of hydrocarbons |
US5484020A (en) | 1994-04-25 | 1996-01-16 | Shell Oil Company | Remedial wellbore sealing with unsaturated monomer system |
US5429194A (en) | 1994-04-29 | 1995-07-04 | Western Atlas International, Inc. | Method for inserting a wireline inside coiled tubing |
US5409071A (en) | 1994-05-23 | 1995-04-25 | Shell Oil Company | Method to cement a wellbore |
ZA954204B (en) | 1994-06-01 | 1996-01-22 | Ashland Chemical Inc | A process for improving the effectiveness of a process catalyst |
EP0771419A4 (en) | 1994-07-18 | 1999-06-23 | Babcock & Wilcox Co | SENSOR TRANSPORT SYSTEM FOR A TORCH WELDING DEVICE |
US5458774A (en) | 1994-07-25 | 1995-10-17 | Mannapperuma; Jatal D. | Corrugated spiral membrane module |
US5632336A (en) | 1994-07-28 | 1997-05-27 | Texaco Inc. | Method for improving injectivity of fluids in oil reservoirs |
US5525322A (en) | 1994-10-12 | 1996-06-11 | The Regents Of The University Of California | Method for simultaneous recovery of hydrogen from water and from hydrocarbons |
US5433276A (en) * | 1994-10-17 | 1995-07-18 | Western Atlas International, Inc. | Method and system for inserting logging tools into highly inclined or horizontal boreholes |
US5553189A (en) | 1994-10-18 | 1996-09-03 | Shell Oil Company | Radiant plate heater for treatment of contaminated surfaces |
US5624188A (en) | 1994-10-20 | 1997-04-29 | West; David A. | Acoustic thermometer |
US5498960A (en) | 1994-10-20 | 1996-03-12 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas in reservoirs |
US5497087A (en) | 1994-10-20 | 1996-03-05 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas reservoirs |
US5559263A (en) | 1994-11-16 | 1996-09-24 | Tiorco, Inc. | Aluminum citrate preparations and methods |
US5554453A (en) | 1995-01-04 | 1996-09-10 | Energy Research Corporation | Carbonate fuel cell system with thermally integrated gasification |
WO1996021871A1 (en) | 1995-01-12 | 1996-07-18 | Baker Hughes Incorporated | A measurement-while-drilling acoustic system employing multiple, segmented transmitters and receivers |
US6088294A (en) | 1995-01-12 | 2000-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system with an acoustic measurement-while-driving system for determining parameters of interest and controlling the drilling direction |
US6065538A (en) | 1995-02-09 | 2000-05-23 | Baker Hughes Corporation | Method of obtaining improved geophysical information about earth formations |
DE19505517A1 (de) | 1995-02-10 | 1996-08-14 | Siegfried Schwert | Verfahren zum Herausziehen eines im Erdreich verlegten Rohres |
US5621844A (en) | 1995-03-01 | 1997-04-15 | Uentech Corporation | Electrical heating of mineral well deposits using downhole impedance transformation networks |
CA2152521C (en) | 1995-03-01 | 2000-06-20 | Jack E. Bridges | Low flux leakage cables and cable terminations for a.c. electrical heating of oil deposits |
JPH08255026A (ja) * | 1995-03-17 | 1996-10-01 | Kawamura Electric Inc | 節電装置 |
US5935421A (en) | 1995-05-02 | 1999-08-10 | Exxon Research And Engineering Company | Continuous in-situ combination process for upgrading heavy oil |
US5911898A (en) | 1995-05-25 | 1999-06-15 | Electric Power Research Institute | Method and apparatus for providing multiple autoregulated temperatures |
US5571403A (en) | 1995-06-06 | 1996-11-05 | Texaco Inc. | Process for extracting hydrocarbons from diatomite |
BR9609099A (pt) * | 1995-06-07 | 1999-02-02 | Elcor Corp | Processo e dispositivo para a separação de um fluxo de gás |
US6015015A (en) | 1995-06-20 | 2000-01-18 | Bj Services Company U.S.A. | Insulated and/or concentric coiled tubing |
US5619121A (en) * | 1995-06-29 | 1997-04-08 | Siemens Energy & Automation, Inc. | Load voltage based tap changer monitoring system |
AUPN469395A0 (en) | 1995-08-08 | 1995-08-31 | Gearhart United Pty Ltd | Borehole drill bit stabiliser |
US5669275A (en) | 1995-08-18 | 1997-09-23 | Mills; Edward Otis | Conductor insulation remover |
US5801332A (en) | 1995-08-31 | 1998-09-01 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Elastically recoverable silicone splice cover |
US5899958A (en) | 1995-09-11 | 1999-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Logging while drilling borehole imaging and dipmeter device |
US5700161A (en) | 1995-10-13 | 1997-12-23 | Baker Hughes Incorporated | Two-piece lead seal pothead connector |
US5759022A (en) | 1995-10-16 | 1998-06-02 | Gas Research Institute | Method and system for reducing NOx and fuel emissions in a furnace |
GB9521944D0 (en) | 1995-10-26 | 1996-01-03 | Camco Drilling Group Ltd | A drilling assembly for use in drilling holes in subsurface formations |
US5738178A (en) | 1995-11-17 | 1998-04-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for navigational drilling with a downhole motor employing independent drill string and bottomhole assembly rotary orientation and rotation |
US5890840A (en) | 1995-12-08 | 1999-04-06 | Carter, Jr.; Ernest E. | In situ construction of containment vault under a radioactive or hazardous waste site |
US5619611A (en) * | 1995-12-12 | 1997-04-08 | Tub Tauch-Und Baggertechnik Gmbh | Device for removing downhole deposits utilizing tubular housing and passing electric current through fluid heating medium contained therein |
ATE191254T1 (de) | 1995-12-27 | 2000-04-15 | Shell Int Research | Flamenlose verbrennvorrichtung und verfahren |
JPH09190935A (ja) * | 1996-01-09 | 1997-07-22 | Toshiba Corp | 負荷時タップ切換変圧器のタップ切換制御回路 |
IE960011A1 (en) | 1996-01-10 | 1997-07-16 | Padraig Mcalister | Structural ice composites, processes for their construction¹and their use as artificial islands and other fixed and¹floating structures |
US5685362A (en) | 1996-01-22 | 1997-11-11 | The Regents Of The University Of California | Storage capacity in hot dry rock reservoirs |
US5751895A (en) | 1996-02-13 | 1998-05-12 | Eor International, Inc. | Selective excitation of heating electrodes for oil wells |
US5784530A (en) | 1996-02-13 | 1998-07-21 | Eor International, Inc. | Iterated electrodes for oil wells |
US5676212A (en) * | 1996-04-17 | 1997-10-14 | Vector Magnetics, Inc. | Downhole electrode for well guidance system |
US5826655A (en) | 1996-04-25 | 1998-10-27 | Texaco Inc | Method for enhanced recovery of viscous oil deposits |
US5652389A (en) | 1996-05-22 | 1997-07-29 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of Commerce | Non-contact method and apparatus for inspection of inertia welds |
US6022834A (en) | 1996-05-24 | 2000-02-08 | Oil Chem Technologies, Inc. | Alkaline surfactant polymer flooding composition and process |
CA2177726C (en) | 1996-05-29 | 2000-06-27 | Theodore Wildi | Low-voltage and low flux density heating system |
US5769569A (en) | 1996-06-18 | 1998-06-23 | Southern California Gas Company | In-situ thermal desorption of heavy hydrocarbons in vadose zone |
US5828797A (en) | 1996-06-19 | 1998-10-27 | Meggitt Avionics, Inc. | Fiber optic linked flame sensor |
CA2257848A1 (en) | 1996-06-21 | 1997-12-24 | Syntroleum Corporation | Synthesis gas production system and method |
US5788376A (en) | 1996-07-01 | 1998-08-04 | General Motors Corporation | Temperature sensor |
MY118075A (en) | 1996-07-09 | 2004-08-30 | Syntroleum Corp | Process for converting gas to liquids |
US5826653A (en) | 1996-08-02 | 1998-10-27 | Scientific Applications & Research Associates, Inc. | Phased array approach to retrieve gases, liquids, or solids from subaqueous geologic or man-made formations |
US6116357A (en) | 1996-09-09 | 2000-09-12 | Smith International, Inc. | Rock drill bit with back-reaming protection |
SE507262C2 (sv) | 1996-10-03 | 1998-05-04 | Per Karlsson | Dragavlastning samt verktyg för applicering därav |
US5782301A (en) | 1996-10-09 | 1998-07-21 | Baker Hughes Incorporated | Oil well heater cable |
US5875283A (en) * | 1996-10-11 | 1999-02-23 | Lufran Incorporated | Purged grounded immersion heater |
US6056057A (en) | 1996-10-15 | 2000-05-02 | Shell Oil Company | Heater well method and apparatus |
US6079499A (en) | 1996-10-15 | 2000-06-27 | Shell Oil Company | Heater well method and apparatus |
US5861137A (en) | 1996-10-30 | 1999-01-19 | Edlund; David J. | Steam reformer with internal hydrogen purification |
US5862858A (en) | 1996-12-26 | 1999-01-26 | Shell Oil Company | Flameless combustor |
US6427124B1 (en) | 1997-01-24 | 2002-07-30 | Baker Hughes Incorporated | Semblance processing for an acoustic measurement-while-drilling system for imaging of formation boundaries |
SE510452C2 (sv) * | 1997-02-03 | 1999-05-25 | Asea Brown Boveri | Transformator med spänningsregleringsorgan |
US5821414A (en) | 1997-02-07 | 1998-10-13 | Noy; Koen | Survey apparatus and methods for directional wellbore wireline surveying |
US6039121A (en) | 1997-02-20 | 2000-03-21 | Rangewest Technologies Ltd. | Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons |
US5744025A (en) | 1997-02-28 | 1998-04-28 | Shell Oil Company | Process for hydrotreating metal-contaminated hydrocarbonaceous feedstock |
GB9704181D0 (en) | 1997-02-28 | 1997-04-16 | Thompson James | Apparatus and method for installation of ducts |
US5923170A (en) | 1997-04-04 | 1999-07-13 | Vector Magnetics, Inc. | Method for near field electromagnetic proximity determination for guidance of a borehole drill |
US5926437A (en) | 1997-04-08 | 1999-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for seismic exploration |
US5984578A (en) | 1997-04-11 | 1999-11-16 | New Jersey Institute Of Technology | Apparatus and method for in situ removal of contaminants using sonic energy |
US5802870A (en) | 1997-05-02 | 1998-09-08 | Uop Llc | Sorption cooling process and system |
DE69841500D1 (de) | 1997-05-02 | 2010-03-25 | Baker Hughes Inc | Methode und Vorrichtung zur Kontrolle einer Chemikalieneinspritzung eines Oberflächenbehandlungssystems |
WO1998050179A1 (en) | 1997-05-07 | 1998-11-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Remediation method |
US6023554A (en) | 1997-05-20 | 2000-02-08 | Shell Oil Company | Electrical heater |
DE69807238T2 (de) | 1997-06-05 | 2003-01-02 | Shell Int Research | Verfahren zur sanierung |
US6102122A (en) | 1997-06-11 | 2000-08-15 | Shell Oil Company | Control of heat injection based on temperature and in-situ stress measurement |
US6050348A (en) | 1997-06-17 | 2000-04-18 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Drilling method and apparatus |
US5984010A (en) | 1997-06-23 | 1999-11-16 | Elias; Ramon | Hydrocarbon recovery systems and methods |
CA2208767A1 (en) | 1997-06-26 | 1998-12-26 | Reginald D. Humphreys | Tar sands extraction process |
US6321862B1 (en) | 1997-09-08 | 2001-11-27 | Baker Hughes Incorporated | Rotary drill bits for directional drilling employing tandem gage pad arrangement with cutting elements and up-drill capability |
US5868202A (en) | 1997-09-22 | 1999-02-09 | Tarim Associates For Scientific Mineral And Oil Exploration Ag | Hydrologic cells for recovery of hydrocarbons or thermal energy from coal, oil-shale, tar-sands and oil-bearing formations |
US6149344A (en) | 1997-10-04 | 2000-11-21 | Master Corporation | Acid gas disposal |
US6923273B2 (en) | 1997-10-27 | 2005-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system |
US6354373B1 (en) | 1997-11-26 | 2002-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable tubing for a well bore hole and method of expanding |
FR2772137B1 (fr) | 1997-12-08 | 1999-12-31 | Inst Francais Du Petrole | Methode de surveillance sismique d'une zone souterraine en cours d'exploitation permettant une meilleure identification d'evenements significatifs |
WO1999030002A1 (en) * | 1997-12-11 | 1999-06-17 | Petroleum Recovery Institute | Oilfield in situ hydrocarbon upgrading process |
US6152987A (en) | 1997-12-15 | 2000-11-28 | Worcester Polytechnic Institute | Hydrogen gas-extraction module and method of fabrication |
US6094048A (en) | 1997-12-18 | 2000-07-25 | Shell Oil Company | NMR logging of natural gas reservoirs |
NO305720B1 (no) | 1997-12-22 | 1999-07-12 | Eureka Oil Asa | FremgangsmÕte for Õ °ke oljeproduksjonen fra et oljereservoar |
US6026914A (en) | 1998-01-28 | 2000-02-22 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Wellbore profiling system |
MA24902A1 (fr) | 1998-03-06 | 2000-04-01 | Shell Int Research | Rechauffeur electrique |
US6247542B1 (en) | 1998-03-06 | 2001-06-19 | Baker Hughes Incorporated | Non-rotating sensor assembly for measurement-while-drilling applications |
US6540018B1 (en) | 1998-03-06 | 2003-04-01 | Shell Oil Company | Method and apparatus for heating a wellbore |
CN1093589C (zh) | 1998-04-06 | 2002-10-30 | 大庆石油管理局 | 泡沫复合驱油方法 |
US6035701A (en) | 1998-04-15 | 2000-03-14 | Lowry; William E. | Method and system to locate leaks in subsurface containment structures using tracer gases |
CA2330968C (en) | 1998-05-12 | 2002-10-29 | Lockheed Martin Corporation | System and process for optimizing gravity gradiometer measurements |
CA2240752C (en) | 1998-06-16 | 2006-07-25 | Fiatavio S.P.A. | Face-gear transmission assembly with floating balance pinions |
US6016867A (en) | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Upgrading and recovery of heavy crude oils and natural bitumens by in situ hydrovisbreaking |
US6016868A (en) | 1998-06-24 | 2000-01-25 | World Energy Systems, Incorporated | Production of synthetic crude oil from heavy hydrocarbons recovered by in situ hydrovisbreaking |
US5958365A (en) | 1998-06-25 | 1999-09-28 | Atlantic Richfield Company | Method of producing hydrogen from heavy crude oil using solvent deasphalting and partial oxidation methods |
US6130398A (en) | 1998-07-09 | 2000-10-10 | Illinois Tool Works Inc. | Plasma cutter for auxiliary power output of a power source |
US6087738A (en) * | 1998-08-20 | 2000-07-11 | Robicon Corporation | Variable output three-phase transformer |
NO984235L (no) | 1998-09-14 | 2000-03-15 | Cit Alcatel | Oppvarmingssystem for metallrør for rõoljetransport |
US6388947B1 (en) | 1998-09-14 | 2002-05-14 | Tomoseis, Inc. | Multi-crosswell profile 3D imaging and method |
US6591916B1 (en) | 1998-10-14 | 2003-07-15 | Coupler Developments Limited | Drilling method |
US6192748B1 (en) | 1998-10-30 | 2001-02-27 | Computalog Limited | Dynamic orienting reference system for directional drilling |
US5968349A (en) | 1998-11-16 | 1999-10-19 | Bhp Minerals International Inc. | Extraction of bitumen from bitumen froth and biotreatment of bitumen froth tailings generated from tar sands |
US20040035582A1 (en) | 2002-08-22 | 2004-02-26 | Zupanick Joseph A. | System and method for subterranean access |
WO2000037775A1 (en) | 1998-12-22 | 2000-06-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Oil recovery method for waxy crude oil using alkylaryl sulfonate surfactants derived from alpha-olefins |
US6123830A (en) | 1998-12-30 | 2000-09-26 | Exxon Research And Engineering Co. | Integrated staged catalytic cracking and staged hydroprocessing process |
US6609761B1 (en) | 1999-01-08 | 2003-08-26 | American Soda, Llp | Sodium carbonate and sodium bicarbonate production from nahcolitic oil shale |
US6078868A (en) | 1999-01-21 | 2000-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Reference signal encoding for seismic while drilling measurement |
US6739409B2 (en) | 1999-02-09 | 2004-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for a downhole NMR MWD tool configuration |
US6218333B1 (en) | 1999-02-15 | 2001-04-17 | Shell Oil Company | Preparation of a hydrotreating catalyst |
US6429784B1 (en) | 1999-02-19 | 2002-08-06 | Dresser Industries, Inc. | Casing mounted sensors, actuators and generators |
US6283230B1 (en) | 1999-03-01 | 2001-09-04 | Jasper N. Peters | Method and apparatus for lateral well drilling utilizing a rotating nozzle |
US6155117A (en) | 1999-03-18 | 2000-12-05 | Mcdermott Technology, Inc. | Edge detection and seam tracking with EMATs |
US6561269B1 (en) | 1999-04-30 | 2003-05-13 | The Regents Of The University Of California | Canister, sealing method and composition for sealing a borehole |
US6110358A (en) | 1999-05-21 | 2000-08-29 | Exxon Research And Engineering Company | Process for manufacturing improved process oils using extraction of hydrotreated distillates |
JP2000340350A (ja) | 1999-05-28 | 2000-12-08 | Kyocera Corp | 窒化ケイ素製セラミックヒータおよびその製造方法 |
EG22117A (en) | 1999-06-03 | 2002-08-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and apparatus for controlling pressure and detecting well control problems during drilling of an offshore well using a gas-lifted riser |
US6257334B1 (en) | 1999-07-22 | 2001-07-10 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Steam-assisted gravity drainage heavy oil recovery process |
US6269310B1 (en) | 1999-08-25 | 2001-07-31 | Tomoseis Corporation | System for eliminating headwaves in a tomographic process |
US6193010B1 (en) | 1999-10-06 | 2001-02-27 | Tomoseis Corporation | System for generating a seismic signal in a borehole |
US6196350B1 (en) | 1999-10-06 | 2001-03-06 | Tomoseis Corporation | Apparatus and method for attenuating tube waves in a borehole |
DE19948819C2 (de) | 1999-10-09 | 2002-01-24 | Airbus Gmbh | Heizleiter mit einem Anschlußelement und/oder einem Abschlußelement sowie ein Verfahren zur Herstellung desselben |
US6288372B1 (en) | 1999-11-03 | 2001-09-11 | Tyco Electronics Corporation | Electric cable having braidless polymeric ground plane providing fault detection |
US6353706B1 (en) | 1999-11-18 | 2002-03-05 | Uentech International Corporation | Optimum oil-well casing heating |
US6417268B1 (en) | 1999-12-06 | 2002-07-09 | Hercules Incorporated | Method for making hydrophobically associative polymers, methods of use and compositions |
US6318468B1 (en) | 1999-12-16 | 2001-11-20 | Consolidated Seven Rocks Mining, Ltd. | Recovery and reforming of crudes at the heads of multifunctional wells and oil mining system with flue gas stimulation |
US6422318B1 (en) | 1999-12-17 | 2002-07-23 | Scioto County Regional Water District #1 | Horizontal well system |
US6452105B2 (en) | 2000-01-12 | 2002-09-17 | Meggitt Safety Systems, Inc. | Coaxial cable assembly with a discontinuous outer jacket |
US6427783B2 (en) | 2000-01-12 | 2002-08-06 | Baker Hughes Incorporated | Steerable modular drilling assembly |
US6715550B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | Controllable gas-lift well and valve |
US6679332B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-01-20 | Shell Oil Company | Petroleum well having downhole sensors, communication and power |
US6633236B2 (en) | 2000-01-24 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters |
US20020036085A1 (en) | 2000-01-24 | 2002-03-28 | Bass Ronald Marshall | Toroidal choke inductor for wireless communication and control |
US7259688B2 (en) | 2000-01-24 | 2007-08-21 | Shell Oil Company | Wireless reservoir production control |
EP1190019A1 (en) | 2000-02-16 | 2002-03-27 | Indian Oil Corporation Limited | A multi stage selective catalytic cracking process and a system for producing high yield of middle distillate products from heavy hydrocarbon feedstocks |
SE514931C2 (sv) | 2000-03-02 | 2001-05-21 | Sandvik Ab | Bergborrkrona samt förfarande för dess tillverkning |
RU2258805C2 (ru) | 2000-03-02 | 2005-08-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система для нагнетания химических реагентов в скважину, нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов (варианты) и способ управления нефтяной скважиной |
EG22420A (en) | 2000-03-02 | 2003-01-29 | Shell Int Research | Use of downhole high pressure gas in a gas - lift well |
US7170424B2 (en) | 2000-03-02 | 2007-01-30 | Shell Oil Company | Oil well casting electrical power pick-off points |
US6357526B1 (en) | 2000-03-16 | 2002-03-19 | Kellogg Brown & Root, Inc. | Field upgrading of heavy oil and bitumen |
US6485232B1 (en) | 2000-04-14 | 2002-11-26 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Low cost, self regulating heater for use in an in situ thermal desorption soil remediation system |
US6918444B2 (en) | 2000-04-19 | 2005-07-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for production of hydrocarbons from organic-rich rock |
GB0009662D0 (en) | 2000-04-20 | 2000-06-07 | Scotoil Group Plc | Gas and oil production |
US6715546B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ production of synthesis gas from a hydrocarbon containing formation through a heat source wellbore |
US6588504B2 (en) | 2000-04-24 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation to produce nitrogen and/or sulfur containing formation fluids |
US20030085034A1 (en) | 2000-04-24 | 2003-05-08 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a coal formation to produce pyrolsis products |
US7096953B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-08-29 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a movable heating element |
NZ522212A (en) * | 2000-04-24 | 2004-03-26 | Shell Int Research | Downhole electrical well heating system and method |
US7011154B2 (en) | 2000-04-24 | 2006-03-14 | Shell Oil Company | In situ recovery from a kerogen and liquid hydrocarbon containing formation |
US6588503B2 (en) | 2000-04-24 | 2003-07-08 | Shell Oil Company | In Situ thermal processing of a coal formation to control product composition |
US6698515B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-03-02 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a coal formation using a relatively slow heating rate |
US6715548B2 (en) | 2000-04-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce nitrogen containing formation fluids |
US20030066642A1 (en) | 2000-04-24 | 2003-04-10 | Wellington Scott Lee | In situ thermal processing of a coal formation producing a mixture with oxygenated hydrocarbons |
US6859800B1 (en) | 2000-04-26 | 2005-02-22 | Global Information Research And Technologies Llc | System for fulfilling an information need |
US6584406B1 (en) | 2000-06-15 | 2003-06-24 | Geo-X Systems, Ltd. | Downhole process control method utilizing seismic communication |
GB2383633A (en) | 2000-06-29 | 2003-07-02 | Paulo S Tubel | Method and system for monitoring smart structures utilizing distributed optical sensors |
US6472851B2 (en) * | 2000-07-05 | 2002-10-29 | Robicon Corporation | Hybrid tap-changing transformer with full range of control and high resolution |
FR2813209B1 (fr) | 2000-08-23 | 2002-11-29 | Inst Francais Du Petrole | Catalyseur bimetallique supporte comportant une forte interaction entre un metal du groupe viii et de l'etain et son utilisation dans un procede de reformage catalytique |
US6585046B2 (en) | 2000-08-28 | 2003-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Live well heater cable |
US6412559B1 (en) | 2000-11-24 | 2002-07-02 | Alberta Research Council Inc. | Process for recovering methane and/or sequestering fluids |
US20020110476A1 (en) | 2000-12-14 | 2002-08-15 | Maziasz Philip J. | Heat and corrosion resistant cast stainless steels with improved high temperature strength and ductility |
US20020112987A1 (en) | 2000-12-15 | 2002-08-22 | Zhiguo Hou | Slurry hydroprocessing for heavy oil upgrading using supported slurry catalysts |
US20020112890A1 (en) | 2001-01-22 | 2002-08-22 | Wentworth Steven W. | Conduit pulling apparatus and method for use in horizontal drilling |
US6516891B1 (en) | 2001-02-08 | 2003-02-11 | L. Murray Dallas | Dual string coil tubing injector assembly |
US6821501B2 (en) | 2001-03-05 | 2004-11-23 | Shell Oil Company | Integrated flameless distributed combustion/steam reforming membrane reactor for hydrogen production and use thereof in zero emissions hybrid power system |
US20020153141A1 (en) | 2001-04-19 | 2002-10-24 | Hartman Michael G. | Method for pumping fluids |
AU2002303481A1 (en) | 2001-04-24 | 2002-11-05 | Shell Oil Company | In situ recovery from a relatively low permeability formation containing heavy hydrocarbons |
EA009350B1 (ru) | 2001-04-24 | 2007-12-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ обработки углеводородсодержащих подземных песчаных пластов, пропитанных дегтем, и смешивающий агент |
US20030146002A1 (en) | 2001-04-24 | 2003-08-07 | Vinegar Harold J. | Removable heat sources for in situ thermal processing of an oil shale formation |
WO2002085821A2 (en) | 2001-04-24 | 2002-10-31 | Shell International Research Maatschappij B.V. | In situ recovery from a relatively permeable formation containing heavy hydrocarbons |
US6571888B2 (en) | 2001-05-14 | 2003-06-03 | Precision Drilling Technology Services Group, Inc. | Apparatus and method for directional drilling with coiled tubing |
US6577946B2 (en) * | 2001-07-10 | 2003-06-10 | Makor Issues And Rights Ltd. | Traffic information gathering via cellular phone networks for intelligent transportation systems |
US6766817B2 (en) | 2001-07-25 | 2004-07-27 | Tubarc Technologies, Llc | Fluid conduction utilizing a reversible unsaturated siphon with tubarc porosity action |
US20030029617A1 (en) | 2001-08-09 | 2003-02-13 | Anadarko Petroleum Company | Apparatus, method and system for single well solution-mining |
US6695062B2 (en) | 2001-08-27 | 2004-02-24 | Baker Hughes Incorporated | Heater cable and method for manufacturing |
MY129091A (en) | 2001-09-07 | 2007-03-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Acid gas disposal method |
US6755251B2 (en) | 2001-09-07 | 2004-06-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole gas separation method and system |
US6470977B1 (en) | 2001-09-18 | 2002-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Steerable underreaming bottom hole assembly and method |
US6886638B2 (en) | 2001-10-03 | 2005-05-03 | Schlumbergr Technology Corporation | Field weldable connections |
US7069993B2 (en) * | 2001-10-22 | 2006-07-04 | Hill William L | Down hole oil and gas well heating system and method for down hole heating of oil and gas wells |
US6969123B2 (en) | 2001-10-24 | 2005-11-29 | Shell Oil Company | Upgrading and mining of coal |
RU2323332C2 (ru) * | 2001-10-24 | 2008-04-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Тепловая обработка углеводородсодержащего пласта по месту залегания с использованием естественно распределенной камеры сгорания |
US7090013B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-08-15 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids |
AU2002359299B2 (en) | 2001-10-24 | 2007-04-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Isolation of soil with a frozen barrier prior to conductive thermal treatment of the soil |
US7104319B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-09-12 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a heavy oil diatomite formation |
US7077199B2 (en) | 2001-10-24 | 2006-07-18 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of an oil reservoir formation |
WO2003036033A1 (en) | 2001-10-24 | 2003-05-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Simulation of in situ recovery from a hydrocarbon containing formation |
US7165615B2 (en) | 2001-10-24 | 2007-01-23 | Shell Oil Company | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using conductor-in-conduit heat sources with an electrically conductive material in the overburden |
US6736222B2 (en) * | 2001-11-05 | 2004-05-18 | Vector Magnetics, Llc | Relative drill bit direction measurement |
US6927741B2 (en) * | 2001-11-15 | 2005-08-09 | Merlin Technology, Inc. | Locating technique and apparatus using an approximated dipole signal |
US6759364B2 (en) | 2001-12-17 | 2004-07-06 | Shell Oil Company | Arsenic removal catalyst and method for making same |
US6583351B1 (en) | 2002-01-11 | 2003-06-24 | Bwx Technologies, Inc. | Superconducting cable-in-conduit low resistance splice |
US6684948B1 (en) | 2002-01-15 | 2004-02-03 | Marshall T. Savage | Apparatus and method for heating subterranean formations using fuel cells |
US6679326B2 (en) | 2002-01-15 | 2004-01-20 | Bohdan Zakiewicz | Pro-ecological mining system |
US7032809B1 (en) | 2002-01-18 | 2006-04-25 | Steel Ventures, L.L.C. | Seam-welded metal pipe and method of making the same without seam anneal |
WO2003062590A1 (en) | 2002-01-22 | 2003-07-31 | Presssol Ltd. | Two string drilling system using coil tubing |
US6958195B2 (en) | 2002-02-19 | 2005-10-25 | Utc Fuel Cells, Llc | Steam generator for a PEM fuel cell power plant |
US7513318B2 (en) | 2002-02-19 | 2009-04-07 | Smith International, Inc. | Steerable underreamer/stabilizer assembly and method |
US7093370B2 (en) | 2002-08-01 | 2006-08-22 | The Charles Stark Draper Laboratory, Inc. | Multi-gimbaled borehole navigation system |
US6942037B1 (en) | 2002-08-15 | 2005-09-13 | Clariant Finance (Bvi) Limited | Process for mitigation of wellbore contaminants |
WO2004018827A1 (en) | 2002-08-21 | 2004-03-04 | Presssol Ltd. | Reverse circulation directional and horizontal drilling using concentric drill string |
US7073578B2 (en) | 2002-10-24 | 2006-07-11 | Shell Oil Company | Staged and/or patterned heating during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation |
AR041930A1 (es) | 2002-11-13 | 2005-06-01 | Shell Int Research | Composiciones de combustible diesel |
JP2004235587A (ja) * | 2003-01-31 | 2004-08-19 | Toshiba Corp | 負荷時タップ切換変圧器の制御装置およびその制御方法 |
US7048051B2 (en) | 2003-02-03 | 2006-05-23 | Gen Syn Fuels | Recovery of products from oil shale |
US7055602B2 (en) | 2003-03-11 | 2006-06-06 | Shell Oil Company | Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery |
US7258752B2 (en) | 2003-03-26 | 2007-08-21 | Ut-Battelle Llc | Wrought stainless steel compositions having engineered microstructures for improved heat resistance |
FR2853904B1 (fr) | 2003-04-15 | 2007-11-16 | Air Liquide | Procede de production de liquides hydrocarbones mettant en oeuvre un procede fischer-tropsch |
NZ567052A (en) | 2003-04-24 | 2009-11-27 | Shell Int Research | Thermal process for subsurface formations |
US6951250B2 (en) | 2003-05-13 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods of using the same to isolate a subterranean zone from a disposal well |
US7049795B2 (en) * | 2003-06-13 | 2006-05-23 | Beckwith Robert W | Underload tapchanging voltage regulators for ease of field replacement and for improved operator safety |
CN100392206C (zh) | 2003-06-24 | 2008-06-04 | 埃克森美孚上游研究公司 | 处理地下地层以将有机物转化成可采出的烃的方法 |
US6881897B2 (en) * | 2003-07-10 | 2005-04-19 | Yazaki Corporation | Shielding structure of shielding electric wire |
US7208647B2 (en) * | 2003-09-23 | 2007-04-24 | Synfuels International, Inc. | Process for the conversion of natural gas to reactive gaseous products comprising ethylene |
US7114880B2 (en) | 2003-09-26 | 2006-10-03 | Carter Jr Ernest E | Process for the excavation of buried waste |
US7147057B2 (en) | 2003-10-06 | 2006-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore |
CA2543963C (en) | 2003-11-03 | 2012-09-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydrocarbon recovery from impermeable oil shales |
US7282138B2 (en) | 2003-11-05 | 2007-10-16 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Multistage removal of heteroatoms and wax from distillate fuel |
US7648625B2 (en) | 2003-12-19 | 2010-01-19 | Shell Oil Company | Systems, methods, and catalysts for producing a crude product |
US20070000810A1 (en) | 2003-12-19 | 2007-01-04 | Bhan Opinder K | Method for producing a crude product with reduced tan |
US7828958B2 (en) | 2003-12-19 | 2010-11-09 | Shell Oil Company | Systems and methods of producing a crude product |
US20060289340A1 (en) | 2003-12-19 | 2006-12-28 | Brownscombe Thomas F | Methods for producing a total product in the presence of sulfur |
US7354507B2 (en) | 2004-03-17 | 2008-04-08 | Conocophillips Company | Hydroprocessing methods and apparatus for use in the preparation of liquid hydrocarbons |
US7337841B2 (en) | 2004-03-24 | 2008-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing comprising stress-absorbing materials and associated methods of use |
US7582203B2 (en) | 2004-08-10 | 2009-09-01 | Shell Oil Company | Hydrocarbon cracking process for converting gas oil preferentially to middle distillate and lower olefins |
WO2006020547A1 (en) | 2004-08-10 | 2006-02-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and apparatus for making a middle distillate product and lower olefins from a hydrocarbon feedstock |
CN101084615B (zh) * | 2004-09-03 | 2014-10-01 | 沃特洛电气制造公司 | 功率控制系统 |
JP2006114283A (ja) * | 2004-10-13 | 2006-04-27 | Canon Inc | 加熱装置及び加熱装置の制御方法、画像形成装置 |
US7398823B2 (en) | 2005-01-10 | 2008-07-15 | Conocophillips Company | Selective electromagnetic production tool |
BRPI0610670B1 (pt) | 2005-04-11 | 2016-01-19 | Shell Int Research | método para produzir um produto bruto, catalisador para produzir um produto bruto, e, método para fabricar um catalisador |
US7601320B2 (en) | 2005-04-21 | 2009-10-13 | Shell Oil Company | System and methods for producing oil and/or gas |
NZ562364A (en) | 2005-04-22 | 2010-12-24 | Shell Int Research | Reducing heat load applied to freeze wells using a heat transfer fluid in heat interceptor wells |
IN266867B (ru) | 2005-04-22 | 2015-06-10 | Shell Int Research | |
US7600585B2 (en) | 2005-05-19 | 2009-10-13 | Schlumberger Technology Corporation | Coiled tubing drilling rig |
US20070044957A1 (en) | 2005-05-27 | 2007-03-01 | Oil Sands Underground Mining, Inc. | Method for underground recovery of hydrocarbons |
US7849934B2 (en) | 2005-06-07 | 2010-12-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for collecting drill bit performance data |
US7441597B2 (en) | 2005-06-20 | 2008-10-28 | Ksn Energies, Llc | Method and apparatus for in-situ radiofrequency assisted gravity drainage of oil (RAGD) |
US7303007B2 (en) | 2005-10-07 | 2007-12-04 | Weatherford Canada Partnership | Method and apparatus for transmitting sensor response data and power through a mud motor |
EP1941127A1 (en) | 2005-10-24 | 2008-07-09 | Shell Oil Company | Systems and methods for producing hydrocarbons from tar sands with heat created drainage paths |
US7124584B1 (en) | 2005-10-31 | 2006-10-24 | General Electric Company | System and method for heat recovery from geothermal source of heat |
JP4963930B2 (ja) * | 2005-11-18 | 2012-06-27 | 株式会社リコー | 加熱装置及び画像形成装置 |
US7743826B2 (en) | 2006-01-20 | 2010-06-29 | American Shale Oil, Llc | In situ method and system for extraction of oil from shale |
JP4298709B2 (ja) | 2006-01-26 | 2009-07-22 | 矢崎総業株式会社 | シールド電線の端末処理方法および端末処理装置 |
PL1984599T3 (pl) | 2006-02-16 | 2012-11-30 | Chevron Usa Inc | Ekstrakcja kerogenu z podziemnych złóż łupka bitumicznego |
US7654320B2 (en) | 2006-04-07 | 2010-02-02 | Occidental Energy Ventures Corp. | System and method for processing a mixture of hydrocarbon and CO2 gas produced from a hydrocarbon reservoir |
RU2415259C2 (ru) | 2006-04-21 | 2011-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Последовательное нагревание множества слоев углеводородсодержащего пласта |
US8127865B2 (en) | 2006-04-21 | 2012-03-06 | Osum Oil Sands Corp. | Method of drilling from a shaft for underground recovery of hydrocarbons |
US7644993B2 (en) | 2006-04-21 | 2010-01-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | In situ co-development of oil shale with mineral recovery |
US7503452B2 (en) | 2006-06-08 | 2009-03-17 | Hinson Michael D | Return roller assembly |
ITMI20061648A1 (it) | 2006-08-29 | 2008-02-29 | Star Progetti Tecnologie Applicate Spa | Dispositivo di irraggiamento di calore tramite infrarossi |
US8528636B2 (en) | 2006-09-13 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Instantaneous measurement of drillstring orientation |
US8387688B2 (en) | 2006-09-14 | 2013-03-05 | Ernest E. Carter, Jr. | Method of forming subterranean barriers with molten wax |
US7622677B2 (en) * | 2006-09-26 | 2009-11-24 | Accutru International Corporation | Mineral insulated metal sheathed cable connector and method of forming the connector |
US20080078552A1 (en) | 2006-09-29 | 2008-04-03 | Osum Oil Sands Corp. | Method of heating hydrocarbons |
US7665524B2 (en) | 2006-09-29 | 2010-02-23 | Ut-Battelle, Llc | Liquid metal heat exchanger for efficient heating of soils and geologic formations |
WO2008048448A2 (en) | 2006-10-13 | 2008-04-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Heating an organic-rich rock formation in situ to produce products with improved properties |
CN101595273B (zh) | 2006-10-13 | 2013-01-02 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位页岩油开发的优化的井布置 |
BRPI0719868A2 (pt) | 2006-10-13 | 2014-06-10 | Exxonmobil Upstream Res Co | Métodos para abaixar a temperatura de uma formação subsuperficial, e para formar uma parede congelada em uma formação subsuperficial |
US7405358B2 (en) | 2006-10-17 | 2008-07-29 | Quick Connectors, Inc | Splice for down hole electrical submersible pump cable |
CA2666959C (en) | 2006-10-20 | 2015-06-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Moving hydrocarbons through portions of tar sands formations with a fluid |
US7823655B2 (en) | 2007-09-21 | 2010-11-02 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Directional drilling control |
US20100018248A1 (en) * | 2007-01-19 | 2010-01-28 | Eleanor R Fieler | Controlled Freeze Zone Tower |
US7730936B2 (en) | 2007-02-07 | 2010-06-08 | Schlumberger Technology Corporation | Active cable for wellbore heating and distributed temperature sensing |
CA2684486C (en) | 2007-04-20 | 2015-11-17 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | In situ recovery from residually heated sections in a hydrocarbon containing formation |
US8151877B2 (en) | 2007-05-15 | 2012-04-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole burner wells for in situ conversion of organic-rich rock formations |
WO2008150531A2 (en) | 2007-05-31 | 2008-12-11 | Carter Ernest E Jr | Method for construction of subterranean barriers |
CN101796156B (zh) | 2007-07-19 | 2014-06-25 | 国际壳牌研究有限公司 | 生产油和/或气的方法 |
US20090200290A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-08-13 | Paul Gregory Cardinal | Variable voltage load tap changing transformer |
RU2494233C2 (ru) | 2007-11-19 | 2013-09-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ добычи нефти и/или газа |
US20090139716A1 (en) | 2007-12-03 | 2009-06-04 | Osum Oil Sands Corp. | Method of recovering bitumen from a tunnel or shaft with heating elements and recovery wells |
US7888933B2 (en) | 2008-02-15 | 2011-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for estimating formation hydrocarbon saturation using nuclear magnetic resonance measurements |
US20090207041A1 (en) | 2008-02-19 | 2009-08-20 | Baker Hughes Incorporated | Downhole measurement while drilling system and method |
WO2009129143A1 (en) | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Shell Oil Company | Systems, methods, and processes utilized for treating hydrocarbon containing subsurface formations |
US8525033B2 (en) | 2008-08-15 | 2013-09-03 | 3M Innovative Properties Company | Stranded composite cable and method of making and using |
RU2529537C2 (ru) | 2008-10-13 | 2014-09-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Системы для обработки подземного пласта с циркулируемой теплопереносящей текучей средой |
US8448707B2 (en) | 2009-04-10 | 2013-05-28 | Shell Oil Company | Non-conducting heater casings |
CN102428252B (zh) | 2009-05-15 | 2015-07-15 | 美国页岩油有限责任公司 | 用于从页岩原位提取油的方法和系统 |
US8257112B2 (en) | 2009-10-09 | 2012-09-04 | Shell Oil Company | Press-fit coupling joint for joining insulated conductors |
US8502120B2 (en) | 2010-04-09 | 2013-08-06 | Shell Oil Company | Insulating blocks and methods for installation in insulated conductor heaters |
-
2008
- 2008-10-13 US US12/250,386 patent/US20090200290A1/en not_active Abandoned
- 2008-10-13 CA CA2700732A patent/CA2700732A1/en not_active Abandoned
- 2008-10-13 WO PCT/US2008/079705 patent/WO2009052044A1/en active Application Filing
- 2008-10-13 US US12/250,288 patent/US8272455B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 EP EP08840010.6A patent/EP2201433A4/en not_active Withdrawn
- 2008-10-13 EP EP08839472A patent/EP2198118A1/en not_active Withdrawn
- 2008-10-13 EP EP08838917.6A patent/EP2201819A4/en not_active Withdrawn
- 2008-10-13 KR KR1020107010653A patent/KR20100087717A/ko active IP Right Grant
- 2008-10-13 US US12/250,346 patent/US8536497B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 US US12/250,297 patent/US8146669B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 RU RU2010119956/07A patent/RU2510601C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-10-13 CA CA2700737A patent/CA2700737A1/en not_active Abandoned
- 2008-10-13 WO PCT/US2008/079728 patent/WO2009052054A1/en active Application Filing
- 2008-10-13 RU RU2010119954/06A patent/RU2496067C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-10-13 JP JP2010530046A patent/JP5379805B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 US US12/250,373 patent/US8240774B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 WO PCT/US2008/079702 patent/WO2009052042A1/en active Application Filing
- 2008-10-13 US US12/250,303 patent/US20090189617A1/en not_active Abandoned
- 2008-10-13 US US12/250,357 patent/US8162059B2/en active Active
- 2008-10-13 JP JP2010530043A patent/JP5379804B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 GB GB1004435.2A patent/GB2464906B/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 WO PCT/US2008/079704 patent/WO2009052043A1/en active Application Filing
- 2008-10-13 US US12/250,352 patent/US8113272B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 JP JP2010530044A patent/JP5551600B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 WO PCT/US2008/079709 patent/WO2009052047A1/en active Application Filing
- 2008-10-13 GB GB1004134A patent/GB2465911A/en not_active Withdrawn
- 2008-10-13 CA CA2701169A patent/CA2701169A1/en not_active Abandoned
- 2008-10-13 CA CA2698564A patent/CA2698564C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 JP JP2010530042A patent/JP5534345B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 US US12/250,360 patent/US7866388B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 WO PCT/US2008/079699 patent/WO2009052041A1/en active Application Filing
- 2008-10-13 GB GB1003951.9A patent/GB2467655B/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 CA CA2700998A patent/CA2700998C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 RU RU2010119951/08A patent/RU2465624C2/ru active
- 2008-10-13 US US12/250,273 patent/US8011451B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 EP EP08840399A patent/EP2198122A1/en not_active Withdrawn
- 2008-10-13 US US12/250,370 patent/US7866386B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 CN CN200880111986.2A patent/CN101827999B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 RU RU2010119952/03A patent/RU2477786C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-10-13 US US12/250,364 patent/US8196658B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 WO PCT/US2008/079707 patent/WO2009052045A1/en active Application Filing
- 2008-10-13 RU RU2010119955/03A patent/RU2477368C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-10-13 US US12/250,378 patent/US8146661B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 CA CA2701166A patent/CA2701166C/en active Active
- 2008-10-13 CA CA2700735A patent/CA2700735C/en active Active
- 2008-10-13 RU RU2010119957/03A patent/RU2487236C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-10-13 US US12/250,393 patent/US8276661B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-10-13 AU AU2008312713A patent/AU2008312713B2/en not_active Ceased
-
2010
- 2010-03-09 IL IL204375A patent/IL204375A/en not_active IP Right Cessation
- 2010-03-09 IL IL204374A patent/IL204374A/en not_active IP Right Cessation
- 2010-03-10 ZA ZA2010/01711A patent/ZA201001711B/en unknown
- 2010-03-16 IL IL204535A patent/IL204535A/en not_active IP Right Cessation
- 2010-03-16 IL IL204534A patent/IL204534A/en not_active IP Right Cessation
- 2010-05-17 MA MA32847A patent/MA31856B1/fr unknown
- 2010-05-17 MA MA32841A patent/MA31852B1/fr unknown
- 2010-05-17 MA MA32843A patent/MA31853B1/fr unknown
- 2010-05-17 MA MA32851A patent/MA31859B1/fr unknown
- 2010-05-17 MA MA32840A patent/MA31851B1/fr unknown
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1760655A1 (ru) * | 1990-09-25 | 1992-09-07 | Научное Проектно-Производственное Предприятие "Магнитрон" | Устройство индукционного нагрева жидкой среды |
US5070533A (en) * | 1990-11-07 | 1991-12-03 | Uentech Corporation | Robust electrical heating systems for mineral wells |
US5065818A (en) * | 1991-01-07 | 1991-11-19 | Shell Oil Company | Subterranean heaters |
US6112808A (en) * | 1997-09-19 | 2000-09-05 | Isted; Robert Edward | Method and apparatus for subterranean thermal conditioning |
RU9114U1 (ru) * | 1997-12-23 | 1999-01-16 | Комсомольский-на-Амуре государственный технический университет | Электронагреватель |
US6942032B2 (en) * | 2002-11-06 | 2005-09-13 | Thomas A. La Rovere | Resistive down hole heating tool |
US20060005968A1 (en) * | 2004-04-23 | 2006-01-12 | Vinegar Harold J | Temperature limited heaters with relatively constant current |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2721549C1 (ru) * | 2019-07-19 | 2020-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Ойл Автоматика" (ООО "Ойл Автоматика") | Индукционный скважинный нагреватель |
Also Published As
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2510601C2 (ru) | Индукционные нагреватели для нагревания подземных пластов | |
CA2684485C (en) | Electrically isolating insulated conductor heater | |
US8833453B2 (en) | Electrodes for electrical current flow heating of subsurface formations with tapered copper thickness | |
EA012554B1 (ru) | Система нагрева подземного пласта с нагревателем, соединенным в трехфазное соединение звездой | |
RU2610459C2 (ru) | Цельный стык для изолированных проводников | |
RU2608384C2 (ru) | Формирование изолированных проводников с использованием завершающего этапа сокращения после термообработки | |
US20120085535A1 (en) | Methods of heating a subsurface formation using electrically conductive particles | |
AU2011237622B2 (en) | Low temperature inductive heating of subsurface formations |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151014 |